Общеизвестна роль, которую играют нефть и газ в экономике России. Экспорт углеводородного сырья - важнейший источник валютных поступлений, основа развития остальных отраслей экономики, важная составляющая государственного бюджета, непременное условие успешного решения социальных программ. От цен на нефть (которые, к счастью, держатся в последнее время на высоком уровне) в значительной степени зависит будущее страны. И как это ни досадно слышать, но приходится признать справедливость тех, кто (иные - со злорадством, другие - с искренним сожалением и сочувствием) говорят, что Россия "сидит на нефтегазовой "игле".

Нефтегазовая "игла" - удел не только России. Нефтяная и газовая "составляющие" играют огромную роль в экономиках бывших союзных республик, ныне самостоятельных государств Средней Азии и Азербайджана. При этом углеводородное сырье и топливо - не только главная отрасль промышленности в этих странах, но и счастливо выпавшая "карта", которая используется в международных "играх", в том числе и с Россией.

Каковы ресурсы нефти и газа в государствах нашего ближнего зарубежья и как использование этих ресурсов может повлиять на политику этих государств и на их взаимоотношения с нашей страной? Об этом в статье, которую мы сегодня публикуем.

ВОПРЕКИ ПРОГНОЗАМ

Трудно сосчитать, сколько раз нефтяным месторождениям Азербайджана предсказывали полное истощение и выбытие из экономического оборота. Между тем, нефти в этой стране, похоже, не убывает: на смену истощившимся месторождениям приходят новые, недавно открытые. Как и во времена Нобеля, нефтяные вышки остаются важнейшей частью индустриального пейзажа страны и, несомненно, вселяют в руководство государства ощущение стабильности и прочного, надежного будущего.

2003 г. для Азербайджана можно считать знаковым, так как он отмечен активным продвижением всех главных нефтегазовых проектов. На фоне планомерной реализации крупнейшего из них - Азери-Чираг-Гюнешли (АЧГ) -был дан официальный старт проекту Шах-Дениз, и, наконец, началось-таки строительство, ставшего легендарным, трубопровода Баку-Тбилиси-Джейхан.

Около 58% нефти и более 80% газа Азербайджана добывают предприятия Государственной нефтяной компании Азербайджанской республики (ГНКАР), остальное поступает с месторождения Чираг, от так называемого "контрактного блока" АЧГ. Добыча нефти и газа в 2004 г. оставалась на уровне 2003 г. Быстрый

стр. 45

рост в отрасли начнется, как предполагается, со второй половины 2005 г. Помимо "раскрученных проектов" АЧГ и Шах-Дениз, начинаются разведочные работы на двух морских блоках на Каспии. К позитивным событиям следует отнести подписание президентами Азербайджана и России соглашения о разграничении сопредельных участков дна Каспия, к негативным - официальное закрытие, по крайней мере, четырех проектов.

Всего в Азербайджане более 70 нефтегазовых месторождений; из них 35 - на суше и около 35 - на море.

В 2003 г. инвестиции в нефтегазовый сектор Азербайджана по сравнению с предыдущим годом увеличились вдвое, до 2 млрд. долл., составили почти 83% от всех капиталовложений в экономику страны.

Состояние добычи углеводородов в республике довольно "статично": в 2003 г. добыча нефти (15,38 млн. т) и газа (5,17 млрд. куб.м) изменилось по сравнению с 2002 г. лишь на доли процента. В январе 2003 г. в структуре ГНКАР были проведены изменения. Производственное объединение но добыче нефти и газа на суше и Производственное объединение по добыче нефти и газа на море объединены в единое ПО "Азнефть".

Постепенно увеличивается добыча попутного газа, который вообще преобладает в суммарной добыче газа страны. Международный консорциум АМОК добывает только попутный газ, который безвозмездно передает Азербайджану.

В настоящее время более 40% всего азербайджанского газа поступает с месторождения Бахар, разрабатываемого ГНКАР. Резкое увеличение добычи газа в стране ожидается с 2006 г., когда будет освоено газоконденсатное месторождение Шах-Дениз.

Предполагается, что в 2007 г. добыча газа в стране удвоится и достигнет 10,4 млрд. куб.м, в том числе 7,2 млрд. куб.м поступит с контрактных площадей АЧГ и Шах-Дениз, а на месторождениях ГНКАР добыча несколько снизится.

Большая часть добываемой ГНКАР нефти - 6,4 млн. т из почти 9 млн., добытых в 2003 г. - поступила на азербайджанские нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ). Остальной объем добытой нефти - 2,6 млн. т в 2003 г. был направлен на экспорт по нефтепроводу Баку-Новороссийск.

Помимо сырой нефти, Азербайджан экспортирует и достаточно большой объем нефтепродуктов. В основном это дизельное топливо, автобензин, авиакеросин и мазут. В 2003 г. объем экспорта нефтепродуктов значительно сократился, и на 2004 г. увеличения не планировалось.

Весь добываемый газ, за вычетом объемов, используемых для технологических нужд нефтегазовой отрасли, поступает на внутренний рынок. Доля газа в топливно-энергетическом балансе страны составляет 45%. Основной объем - 3,7 млрд. куб. м - используется для выработки электроэнергии, на промышленных предприятиях и в коммерческо-бытовом секторе.

Небезынтересно, что в дополнение к собственной добыче Азербайджан ежегодно импортирует 4 - 4,5 млрд. куб. м в основном среднеазиатского газа. В декабре 2003 г. российский "Газэкспорт" и ГНКАР подписали пятилетний контракт купли-продажи российского газа. По контракту "Газэкспорт" обеспечивает половину потребностей республики в импортном газе. Вторая половина остается за компанией "ИТЕРА", которая имеет собственный контракт с Азербайджаном. В 2004 г. суммарные поставки возрасли до 5,5 млрд. куб. м - по 2,75 млрд. куб. м от каждой из двух российских компаний. Реализацию своих контрактных обязательств "Газпром" передал "КазРосГазу", совместному предприятию "Газпрома" и казахстанской компании "КазМунайГаз", которое будет поставлять в Азербайджан газ с Карачаганакского месторождения.

Что касается компании "ИТЕРА", то выполнение ее контрактных обязательств зависит от возможности использования мощностей основательно загруженного газопровода Средняя Азия - Центр, оператором которого является "Газпром". Учитывая это, а также то, что "Газпром" подписал с Азербайджаном дополнительное соглашение о расширении поставок с 2,75 млрд. куб. м до 4,5 млрд. куб. м., факт дальнейшего участия "ИТЕРА" в газоснабжении Азербайджана находится под большим вопросом.

АЧГ И ШАХ-ДЕНИЗ

Запасы блока месторождений Азери, Чираг и глубоководной части Гюнешли оценены в 5,3 млрд. баррелей (730 млн. т нефти). В 2003 г. капиталовложения АМОК, оператора блока АЧГ, превысили 2 млрд. долл. В основном эти средства были направлены на буровые работы и модернизацию платформы "Чираг", а также на строительные работы в рамках Фазы-1 (центральная часть месторождения Азери) и Фазы-2 (восточная и западная части Азери).

Освоение месторождения Чираг продолжается восьмой год. К концу 2003 г. было добыто 30

стр. 46

млн. т нефти. Был завершен первый этап интенсификации добычи с достижением уровня 146 тыс. баррелей в день. К середине 2004 г. в ходе осуществления второго этапа интенсификации мощность платформы "Чираг-1" была доведена до 165 тыс. баррелей в день.

В рамках Фазы-1 к концу 2003 г. было завершено 76% работ по строительству добывающей платформы и закончена программа бурения так называемых "опережающих" скважин, позволяющих начать добычу сразу после строительства платформы, не дожидаясь бурения скважин с самой платформы. В целом за период действия Фазы-1 планируется добыть 1,425 млрд. баррелей нефти (195 млн. т).

В рамках Фазы-2 предусмотрено строительство двух платформ - в западной и восточной частях месторождения "Азери". В июне 2003 г. АМОК начала программу опережающего бурения в западной части, которая должна была завершиться еще летом 2004 г. Однако работы были приостановлены из-за геотехнических проблем и возобновятся не раньше

2005 г. В восточной части месторождения Азери завершена установка важнейшего элемента буровой платформы - опорной плиты, в феврале 2004 г. АМОК приступила к бурению "опережающих скважин", которое должно завершиться в конце прошлого года.

Добыча на Западном Азери должна начаться во II квартале 2006 г., на Восточном Азери - в I квартале 2007 г.

Фаза-3 - последний этап в обеспечении эксплуатации этих месторождений. В рамках проекта предусматривается разработка глубоководной части Гюнешли и западной части Чираг. В конце 2003 г. АМОК приступила к детальной разработке проекта, который планировалось завершить еще до конца 2004 г. Стоимость реализации Фазы-3 предварительно оценена в 4 млрд. долл., но окончательно будет определена позднее.

Разработка месторождений по всем трем фазам обеспечит добычу свыше 1,1 млн. баррелей нефти в день (55 млн. т в год) к 2009 г. По оценкам АМОК, на этом уровне добыча продержится весь 2010 г., с дальнейшим сокращением до 800 тыс. баррелей в день в период до 2016 г. и до 400 тыс. баррелей в день к 2022 г. В 2024 г. (это последний контрактный год) она не будет превышать 250 - 300 тыс. баррелей в день (12 - 15 млн. т в год).

В феврале 2003 г. был одобрен первый этап разработки газоконденсатного месторождения Шах-Дениз. Стадия-1 проекта предусматривает установку платформы, прокладку двух подводных трубопроводов и сооружение установок для подготовки газа и конденсата на береговом терминале, а также строительство Южно-Кавказского трубопровода из Азербайджана через Грузию к турецкой границе. Стоимость Стадии-1 оценена в 2,3 млрд. долл., Южно-Кавказского трубопровода - в 900 млн. долл.

Стадия-1 предусматривает суммарную добычу 178 млрд. куб. м газа и 34 млн. т конденсата, при максимальном годовом уровне 8,4 млрд. куб. м газа и 2 млн. т конденсата. В рамках проекта, начиная с 2006 г., газ станет поставляться в Турцию в объеме 6,6 млрд. куб. м в год по контракту, охватывающему 15 лет. Помимо этого, 10,8 млрд. куб. м в год будет закупать Грузия.

Второй этап разработки месторождения скорее всего начнется в 2010 г.; по его завершении добыча газа достигнет пикового уровня - 16 млрд. куб. м в год. В качестве перспективных рынков, помимо Европы, рассматриваются Иран и Россия. Но пока этот вопрос находится исключительно на концептуальной стадии рассмотрения.

Извлекаемые запасы месторождения по Стадии-1 оцениваются в 625 млрд. куб. м газа и 101 млн. т конденсата, а всего месторождения - в 1 трлн куб. м и 400 млн. т конденсата.

Однако запасы Шах-Дениза могут оказаться значительно больше. В процессе бурения первой опережающей скважины был вскрыт новый газоносный пласт, оценка запасов которого будет произведена после завершения бурения второй опережающей скважины.

ПРОЕКТЫ ПЕРСПЕКТИВНЫЕ И НЕ ОЧЕНЬ...

В апреле 2003 г. началась реализация крупнейшего транспортного проекта региона - трубопровода Баку-Тбилиси-Джейхан (БТД). К концу года была завершена половина запланированных строительных работ и сварено 25% труб. Окончание строительства магистрали общей протяженностью 1767 км, в том числе 443 км по территории Азербайджана, планировалось на конец 2004 г.; начало экспорта нефти - на начало 2005 г. Ее пропускная способность составит 50 млн. т в год, стоимость строительства - 2,95 млрд. долл.

Сооружение газопровода Баку-Тбилиси-Эрзурум (БТЭ) протяженностью 1050 км еще не начато; пока на трассу завозят трубы. Согласно публикациям журнала "Нефтегазовая вертикаль", строительство начнется только после того, как будет завершен проект БТД и азербайджанская нефть потечет в Турцию. Пропускная способность БТЭ составит

стр. 47

8,46 млрд. куб. м в год с возможностью увеличения до 20 млрд. куб. м.

Одна из самых серьезных проблем строительства двух трубопроводов - минимизация различных рисков, в том числе террористических актов. Азербайджан, Грузия и Турция подписали межправительственный протокол по обеспечению безопасности энергетического коридора шириной 58 м, в котором на расстоянии 28 м друг от друга будут проходить обе трубы.

Доходы Азербайджана от реализации проектов разработки АЧГ и Стадии-1 контракта Шах-Дениз в ближайшие 20 лет могут достичь 60 млрд. долл. при цене нефти 25 долл. за баррель. Однако долгосрочные перспективы Азербайджана этими двумя проектами не ограничиваются. Крупные запасы углеводородов, предварительно оцененные в 1 трлн куб. м газа и 240 - 300 млн. т нефти, могут быть связаны с глубоководной структурой Зафар-Машалл. В разработке структуры участвуют ГНКАР (50% капвложений), Exxon Mobil (30%) и Conoco Phillips (20%). В ноябре 2003 г. Exxon Azerbaijan Operating Company, оператор проекта, приступила к бурению разведочных скважин. Необходимые инвестиции по всему проекту оцениваются в 2 млрд. долл.

К другому перспективному проекту имеет отношение российская компания "ЛУКОЙЛ". Суть этого проекта - освоение так называемого "Блока Д-222" азербайджанской части крупнейшей на Каспии перспективной структуры Ялама, которая находится на границе азербайджанского и российского секторов моря. Проект реализуется компаниями ГНКАР и "ЛУКОЙЛ Оверсиз" (оператор проекта) по соглашению о разведке, разработке и долевом разделе добычи от 1997 г. Извлекаемые запасы нефти блока предварительно оценены в 90 - 100 млн. т.

Сейсмическая разведка показала, что границы структуры выходят далеко за пределы контрактной площади. Поэтому в апреле 2003 г. ГНКАР и "ЛУКОЙЛ" подписали соглашение о ее расширении до 3037 кв. км и одновременно об увеличении доли "ЛУКОЙЛа" в проекте с 60 до 80% (за счет приобретения 20% акций ТНКАР). В июне 2004 г. начато бурение первой поисковой скважины глубиной до 4,5 км при глубине моря 350 м. Вероятность открытия промышленных запасов углеводородов считается весьма высокой.

В 2003 г. по разным причинам в республике был закрыт ряд проектов нефтегазового комплекса. Основные из них следующие:

Структура Алшерон (море). Решение о выходе из проекта было принято ChevronTexaco (оператор проекта) в феврале 2003 г., так как по результатам бурения в 2001 г. разведочной скважины не было обнаружено коммерческих запасов углеводородного сырья.

Блок Мурадханлы (суша). Китайская национальная нефтегазовая компания CNPC отказалась от планов по разработке блока по причине сложных геологических условий залегания месторождения при относительно небольших запасах нефти.

Структуры Янан Тава и Атешгях (море). Консорциум Japan Azerbaijan Operating Company (JAOC) принял решение свернуть деятельность в Азербайджане, после того как летом 2002 г. не удалось завершить бурение первой скважины из-за высокого пластового давления, а второй разведочной скважиной, после двукратного увеличения проектной глубины, не было выявлено минимально удовлетворительных скоплений углеводородов.

Структура Огуз. В ноябре 2003 г. проект был официально закрыт по истечении разведочного срока и после выполнения компанией-оператором Exxon Mobil всех обязательств. Во вскрытом разрезе потенциально продуктивной толщи не было выявлено нефтегазоносных объектов, и проект был признан нерентабельным.

КАК ПОПАСТЬ В ДЕСЯТКУ?

Нефтегазовый сектор Казахстана развивается весьма интенсивно. Добыча нефти и газа в последнее время здесь существенно выросла. Более 200 углеводородных месторождений Казахстана, находящихся на территориях 6 из 14 областей Казахстана, содержат 3,6 млрд. т доказанных запасов нефти и конденсата и 1,9 трлн. куб. м газа. Но основной углеводородный ресурс республики связан с морем. По данным Министерства энергетики и минеральных ресурсов Казахстана, извлекаемые запасы нефти и газа казахстанского сектора Каспия предварительно оцениваются в 8 - 10 млрд. т условного топлива.

В 2003 г. добыча нефти и газового конденсата выросла на 8,5% по сравнению с предыдущим годом, достигнув 51,4 млн. т. Этот объем стал своеобразным рекордом: впервые добыча нефти в республике пересекла рубеж в 1 млн. баррелей в день.

Примечательно также, что за последние 5 лет производство нефти и конденсата в стране почти удвоилось. Добыча сырой нефти увеличилась на 7,7% - до 45,3 млн. т, газового конденсата - на 16,8% - до 6 млн. т. Таким образом, производство конденсата опережает рост добычи нефти, и его доля в суммарном производстве сырья выросла с 11% в 2002 г. до 12% - в 2003 г. Увеличение добычи отмечено почти на всех значимых нефтедобывающих предприятиях; самый впечатляющий прирост - 14% - был достигнут в ОАО "Карачаганак Петролеум Оперейтинг" (КПО). СП "Тенгизшевройл" - крупнейшее нефтедобывающее предприятие Казахстана, которое добывает более половины национальной нефти, в 2003 г. оказалось единственным, где добыча упала на 3%.

В 2004 г. в Казахстане предполагалось добыть около 58 млн. т нефти, а к 2015 г. за счет разработки месторождений на шельфе Каспия ожидается увеличение добычи до 150 - 170 млн. т в год. С таким результатом Казахстан войдет в первую десятку мировых производителей нефти.

В 2003 г. в стране было добыто почти 15 млрд. куб. м газа, что на четверть больше, чем за тот же период 2002 г. Более половины этого объема - 6,6 млрд. куб. м - составил природный газ, производство которого выросло на 21,5%, остальное - попутный газ. Больше всего газа добывается на месторождении Карачаганак, где в 2003 г. его производство увеличилось на 8,3%. В соответствии с общегосударственной концепцией развития газовой отрасли среднегодовой объем добычи газа к 2005 г. должен был увеличиться до 20,5 млрд. куб. м, к 2010 г. - до 35 млрд. куб. м, к 2015 г. - до 45 - 50 млрд. куб. м.

Добыча нефти и газового конденсата дочерними предприятиями НК "КазМунайГаз" в 2003 г. достигла 7,9 млн. т., что на 6,5% больше, чем в 2002 г. Объем добычи природного газа предприятиями национальной компании составил 1,2 млрд. куб. м., увеличившись на 14%.

В состав НК "КазМунайГаз"

стр. 48

входят два нефтедобывающих предприятия - ОАО "Эмбамунайгаз" (Атырауская область) и ОАО "Узеньмунайгаз" (Мангистауская область). Суммарно эти два предприятия добывают около 16% нефти и 9 - 10% газа республики.

В январе 2004 г. правление НК "КазМунайГаз" приняло решение о слиянии ОАО "Эмбамунайгаз" и ОАО "Узеньмунайгаз". Главным аргументом в пользу этой акции было то, что объединенная компания сможет осваивать более капиталоемкие инвестиционные проекты. Объединенная компания станет второй в Казахстане по объему извлекаемых запасов нефти.

Правительство Казахстана и партнеры СП "Тенгизшевройл" (ТШО) подписали соглашение о реализации двух проектов - Проекта закачки газа (ПЗГ) и Проекта второго поколения (ПВП), которые фактически составляют новый этап разработки Тенгизского месторождения. Суть ПЗГ в том, чтобы за счет закачки в пласт попутного газа увеличить нефтеотдачу пласта. Объем добываемого ТШО попутного газа на сегодня составляет 2 - 3 млрд. куб. м в год.

Несмотря на то, что закачка газа - дело обычное, в мире нет опыта эксплуатации компрессоров при таком высоком внутрипластовом давлении и большом содержании сероводорода, как на Тенгизе. Успешная реализация проекта позволит довести добычу нефти на этом месторождении до 20 - 22 млн. т в год против 12,7 млн. т в 2003 г.

В рамках ПВП будет построен завод по очистке нефти от серы, что за счет улучшения качества нефти позволит увеличить ее экспорт и одновременно обеспечит увеличение производства серы в республике.

Капиталовложения в проекты оцениваются суммарно в 3,5 млрд. долл. Строительство объектов ПЗГ завершится во втором квартале 2005 г., объектов ПВП - в середине 2006 г.

"Карачаганак Петролеум Организейшн" (КПО), оператор "Карачаганакской Интегрированной Организации", в августе 2003 г. официально ввел в строй действующих новый комплекс по переработке сырья, а также трубопровод, соединяющий месторождение Карачаганак с нефтепроводом КТК.

С вводом новых объектов КПО планирует увеличить добычу жидких углеводородов до 10 млн. т в год. Ожидается, что приблизительно 7 млн. т жидких углеводородов будет транспортироваться через новый нефтепровод Аксай - Большой Чаган - Атырау мощностью 7 млн. т в год и протяженностью 635 км, соединивший месторождение с транспортной системой КТК, а остальные 3 млн. т поступят на Оренбургский перерабатывающий комплекс.

Поставки газа в Оренбург в 2004 г. КПО планировалось довести до 6 - 7 млрд. куб. м в год; для нужд Западно-Казахстанской области и для собственных нужд - до 1 млрд. куб. м; еще 4 - 6 млрд. куб. м будет закачиваться обратно в пласт.

Таким образом, практически завершен второй из четырех этапов разработки Карачаганакского проекта. В настоящее время КПО приступает к подготовке рассчитанного до 2008 г. третьего этапа, в ходе которого предполагается реализация газового проекта. Им предусматривается сооружение на месторождении мощностей по переработке 5 млрд. куб. м газа в год с последующим увеличением объема переработки до 10 млрд. куб. м в год. Стоимость работ оценивается в 1 - 1,2 млрд. долл.

Сейчас идет подготовка ТЭО этого проекта. Однако сроки его реализации будут во многом зависеть от рынков сбыта газа, ситуация с которыми пока не определена. Казахстан начал предварительные переговоры о сбыте газа с акционерами КПО и представителями европейских стран. Речь идет о том, чтобы, исполь-

стр. 49

зуя влияние европейских членов консорциума - компаний "ENI" и "BG", - страна могла получить доступ к европейским рынкам.

В рамках четвертой фазы, рассчитанной на период до 2038 г., планируется выход на стабильный проектный уровень добычи с достижением годового объема не ниже 12 млн. т нефти и 25 млрд. куб. м газа.

НЕФТЬ ПОД ДНОМ МОРЯ

В мае 2003 г. президентом республики была подписана государственная программа освоения углеводородных ресурсов в казахстанском секторе Каспийского моря (КСКМ), рассчитанная до 2015 г. В соответствии с программой, доля национальной нефтегазовой компании "КазМунайГаз" в морских проектах должна составлять не менее 50%. Инвестиции в освоение КСКМ запланированы на уровне 6 млрд. долл. в 2003 - 2005 гг., 10,3 млрд. - в 2006 - 2010 гг. и 15,6 млрд. - в 2011 - 2015 гг.

Программу предполагается реализовать в три этапа. На первом этапе (2003 - 2005 гг.) планируется создать условия для комплексного освоения углеводородных ресурсов Каспия; на втором этапе (2006 - 2010 гг.) - обеспечить ускоренное освоение; на третьем (2011 - 2015 гг.) - стабилизацию нефтедобычи. Объем добычи в КСКМ к 2015 г. должен составить как минимум 100 млн. т нефти и 63 млрд. куб. м газа в год.

В 2003 г. правительство Казахстана утвердило план мероприятий по первому этапу. Было намечено провести комплексную оценку потенциала КСКМ, заложить основы единого национального банка данных и инфраструктуры для поддержки морских нефтяных операций, сформировать оптимальные пакеты нефтеносных блоков для будущих тендеров и определить ключевые параметры соглашений. В первый год промышленного освоения Каспия, в 2005 г., на шельфе планируется добыть около 500 тыс. т нефти и до 300 млн. куб. м газа.

Тем временем на Кашагане, крупнейшем из открытых на сегодня месторождений в казахстанском секторе, начало коммерческой добычи нефти, которое предусмотрено на конец 2005 г., может задержаться года на полтора. Об отсрочке выполнения условий договора ввиду возникших технических сложностей в освоении месторождения и необходимости инвестировать дополнительно 4 млрд. долл. в осуществление проекта сообщило руководство компании "Agip", которая возглавляет консорциум, созданный для разработки месторождения. В ответ Казахстан потребовал выплатить неустойку в 800 млн. долл.

В 2004 г. началась совместная деятельность России и Казахстана на каспийском шельфе по двум направлениям. Первое включает месторождения Курмангазы, где уже началось бурение первой скважины, Хвалынское и Центральное. По данным "КазМунайГаза", извлекаемые запасы нефти на структуре Курмангазы составляют около 1 млрд. т. Предполагается, что разведка займет два года, еще три года понадобится для оценки и, наконец, примерно четыре года для обустройства месторождения и начала добычи. Затем, собственно, последует коммерческая эксплуатация месторождения.

Структура Курмангазы будет разрабатываться компаниями "КазМунайГаз" и "Роснефть". "Роснефти" принадлежат 25% доли участия, "КазМунайГазу" - 50%, оставшиеся 25% получила возможность выкупить российская "Зарубежнефть". В 2003 г. Казахстан объявил о намерении уступить часть своей доли французской "TotalFinaElf", вскоре должно быть принято окончательное решение. Следующим объектом совместного освоения будет месторождение Центральное, по которому сейчас завершается подготовка документации.

В июне 2003 г. было заключено Соглашение о принципах сотрудничества по другому совместному проекту - компаний "ЛУКОЙЛ" и "КазМунайГаз". В проект "Достык" входят структуры Тюб-Караган и Аташская, расположенные в центральной части казахстанского сектора Каспийского моря. По предварительной оценке, прогнозные ресурсы Тюб-Карагана составляют около 150 млн. т, Аташского участка - более 130 млн. т условного топлива. Объем инвестиций по проекту оценен в 3 млрд. долл.

"ЛУКОЙЛ" и "КазМунайГаз" должны подписать контракт на разработку блоков Тюб-Караган и Аташская в этом году и приступить к работам. Российская сторона надеется, что к этому времени в Казахстане вступит в силу закон "О соглашениях о разделе продукции при проведении нефтяных операций на море". Проект закона был рассмотрен правительством Казахстана, но возвращен на доработку. Ожидается, что после доработки он будет внесен в парламент.

Постоянный адрес данной публикации: