В конце сентября 2021 года в СМИ появилась новость о том, что российская компания ЛУКОЙЛ будет участвовать в разработке месторождений «Каламкас-море» и «Хазар» в казахстанском секторе Каспийского моря.
«Мы приступаем к освоению крупных месторождений «Каламкас море», «Хазар». Определен стратегический партнер с российской стороны — это компания «ЛУКОЙЛ». Общая стоимость проекта составит около $5 млрд», — заявил президент Казахстана Касым-Жомарт Токаев в ходе пленарного заседания XVII Форума межрегионального сотрудничества России и Казахстана.
Сегодня Petrocouncil вспоминает историю этих двух месторождений.
Высокая степень прогнозных оценок ресурсов Каспийского моря подтвердилась с открытием в 2000 году уникального месторождения Кашаган, в 2002 году – месторождения Каламкас-море. Месторождение Каламкас-море расположено в северо-восточной части казахстанского сектора Каспийского моря в Атырауской области. В 2005 году было завершено бурение скважины Каламкас-2 и Каламкас-2 направленная.
NCOC и «Каспий Меруерты Оперейтинг Компани Б.В.» (КМОК) управляли месторождениями Каламкас-море и Хазар на основе соглашений, подписанных Казахстаном с КМОК в 2005-м, с NCOC – в 2008 году. Компании планировали вместе разрабатывать месторождения. Близкое расположение участков позволило бы построить общую инфраструктуру (нефтепроводы, хранилища и перерабатывающие мощности) и использовать ее совместно.
В феврале 2013 года NCOC объявил о коммерческом открытии на месторождении. Тогда геологические запасы месторождения оценивались минимум в 160 млн тонн нефти, а по более оптимистичным прогнозам – до 1 млрд тонн. На Каламкас-море планировалось начать добычу нефти в 2022 году.
В феврале 2019 года компания NCOC презентовала общественности Атырау ПредОВОС (предварительная оценка воздействия на окружающую среду) к проекту разработки месторождения Каламкас-море.
На этом слушании тогдашний директор NCOC по охране здоровья, труда, окружающей среды и обеспечению безопасности NCOC Ермек МАРАБАЕВ сказал следующее:
— Месторождение Каламкас-море было открыто в 2002 году, оно находится в 120 км к юго-западу от Кашагана и очень близко к месторождению Хазар. Совокупные извлекаемые запасы Каламкас-море и Хазара — мы сегодня как раз предлагаем синергию этих двух месторождений — составляют 70 миллионов тонн нефти.
Для разработки двух месторождений были выдвинуты пять вариантов, но самым оптимальным выбрали вариант, предлагающий наиболее гибкую систему бурения и поддержания пластового давления — расчетный период технологических показателей составляет 51 год — с марта 2027 года по 2077-й. Максимальный фонд скважин (35) будет достигнут к 2030 году. Согласно технико-экономическим расчетам, рентабельный период в варианте 4 составляет 39 лет, накопленная добыча нефти достигнет 43,6 млн тонн. Проектный уровень суточной добычи составит 105 тысяч баррелей, из них на Каламкас-море приходится 60 тысяч баррелей, на Хазар – 45 тысяч, отмечали тогда эксперты.
К слову, в декабре 2018 года между Казахстаном и участниками Северо-Каспийского проекта было подписано соглашение в отношении месторождения Каламкас-море, в котором была зафиксирована договоренность о том, что в случае непредставления на утверждение плана освоения до конца октября 2019 года, месторождение Каламкас-море будет добровольно возвращено республике.
В начале сентября 2019 года тогдашний управляющий директор NCOC Ричард Хоув, выступая на расширенном совещании по развитию нефтегазовой отрасли, проходившем с участием президента Казахстана Касым-Жомарта Токаева в Атырау, сообщил, что оператор консорциума ведет работы по подготовке к освоению Каламкас-море.
«Предпочтительной концепцией является совместное освоение с соседним месторождением Хазар компании CMOC по блоку «Жемчужина», – пояснил тогда г-н Хоув. По его словам, это может максимально увеличить рентабельность обеих проектов и позволит обеспечить доходность как на этапе строительства, так и на этапе эксплуатации.
«План совместного освоения месторождения будет представлен в следующем квартале. Если министерство энергетики утвердит, то в начале следующего года начнем проектирование», – пообещал Ричард Хоув.
А уже месяц спустя, 21 октября ТОО «PSA», курирующее от имени правительства Казахстана все контракты по модели раздела продукции, сообщило, что NCOC заявил об отказе от планов освоения месторождения Каламкас-море. При этом концерн Shell также уведомил власти Казахстана о выходе из проекта разработки месторождения Хазар, в котором ему принадлежит 55% акций. Решение, по словам инвесторов, было связано с низкой рентабельностью этих проектов на фоне высоких капитальных затрат. Как сказал председатель концерна Royal Dutch Shell в Казахстане Оливье Лазар: «Я не могу назвать точную сумму затраченных нами средств на проект разработки месторождения Хазар, но исчисляется она сотнями миллионов долларов. К сожалению, в нашем портфеле проектов Хазар не был конкурентоспособным, в связи с чем мы приняли такое непростое решение».
На момент выхода из проекта компания успела инвестировать $900 млн в виде геологоразведочных и сейсмических работ, бурения оценочных скважин. Данные затраты не возмещаемы.
После этого в министерстве энергетики сообщили, что по завершении процедуры возврата прав на недропользование на Каламкас-море в собственность государства может быть рассмотрен вопрос о привлечении других инвесторов.
В середине 2020 года КМГ сообщила, что British Petroleum проявляет заинтересованность в ряде проектов в Казахстане и компании могут подать заявку на геологоразведку в первом полугодии 2021 года. В «КазМунайГазе» отмечали, что проекты с участием международных нефтегазовых компаний подразумевают использование «кэрри финансирования» – затраты на разведку несет партнер КМГ и в случае неудачи они не возмещаются. При этом в случае успеха затраты возмещаются из доли будущей прибыли КМГ от проекта.
Однако и BP заявила о выходе из переговорного процесса — на сайте КМГ опубликовано письмо руководителя отдела развития бизнеса BP Эндрю Мак-Ослана, где говорится, что решение обусловлено «значительными изменениями» в стратегии компании. В будущем большая часть капиталов BP будет сфокусирована на возобновляемой энергии и существующих углеродных бассейнах, которые разрабатывает компания.
Письмо в адрес председателя правления КМГ Алика Айдарбаева датируется 27 октября 2020 года.
«В результате таких изменений в корпоративной стратегии эти проекты в Казахстане не смогут конкурировать за капитал компании BP, и для КМГ было бы несправедливо продолжать работу над оценкой этих блоков, если они не вписываются в новую стратегию BP», – говорится в письме. В конце господин Мак-Ослан пожелал КМГ «найти подходящего партнера, который поможет коммерчески реализовать эти проекты в интересах народа Казахстана».
Это не первое месторождение для «Лукойла» в Казахстане — на Тюб-Карагане первую скважину компания пробурила в 2005 году, а из проекта вышла в 2011-м. На структуре Аташ бурение начали в 2006 году, свернули проект в 2011-м. Оба участка оказались «сухими». Еще в одном проекте, структуре Жамбай-Забурунье, не дошли до строительства поисковых скважин и закрыли его в 2012 году, так как не нашли подходящую буровую установку – особенности шельфа требуют специального оборудования.
Кроме того, в апреле 2019 года между КМГ и «Лукойл» подписан контракт на разведку и добычу месторождения «Женис». Глубина моря в районе блока составляет 42-150 метров. Доли распределены пополам – по 50%. В соответствии с контрактом период разведки длится 9 лет и период добычи 25 лет. Прогнозные извлекаемые ресурсы составляют 65,1 млн тонн.
В июне 2021 года компании подписали договор купли-продажи 49,99% доли участия в уставном капитале ТОО «Аль-Фараби Оперейтинг». Доли КМГ и ЛУКОЙЛ в совместном предприятии составили 50,01% и 49,99% соответственно. Участок Аль-Фараби расположен в казахстанском секторе Каспийского моря. Расстояние до берега составляет 130 км, глубина воды — 300-600 м. Согласно основным минимальным работам, планируется бурение 1 скважины (2 500 м) и сейсморазведка 3Д (120 кв. км).
Эксперты отмечают, что «Лукойл» интересуется морскими участками в связи с облегчением с 2018 года казахстанского налогового законодательства для работы на шельфе, которое «позволяет иметь хорошую норму рентабельности на сложнопостроенных месторождениях». Теперь вместо платежа по возмещению исторических затрат, НДПИ и налога на сверхприбыль действует альтернативный налог с гибкой ставкой, учитывающей волатильность цен на нефть – при цене ниже $50 за баррель налог нулевой, далее он растет вместе с ценой до максимума в 30% при цене $90 и более за баррель.