Государственное регулирование освоения месторождений

Кратко о главном

Инвестор оценивает разработку по NPV своего потока за срок контракта, собственник — по ценности недр за всю жизнь месторождения, включая нефть, которую спешка оставила бы в пласте. Отсюда проектные документы и их экспертиза, обязательные показатели, запреты, отчётность и санкции.
Проектные документы составляет лицензированная проектная организация, а утверждает сам недропользователь; государство даёт заключения экспертиз. Работы, не предусмотренные утверждённым проектом с положительными заключениями, запрещены, а изменить объёмы и сроки можно только изменением проекта.
Проект разведочных работ направляют в Министерство энергетики уведомлением; экспертизу ЦКРР проходят дополнения к нему с оценкой обнаружения, разведкой на море или увеличением участка, проекты пробной эксплуатации и разработки, а анализ разработки — при расхождении факта с проектом больше 10 %. Проекты пробной эксплуатации и разработки принимают на экспертизу только после положительного заключения ГКЗ по запасам.
Экспертизы идут цепочкой: ЦКРР — 2 месяца на проект разведки и 3 месяца (плюс не больше 3) на остальные, ГКЗ — 3 месяца (плюс не больше 3). В примере урока путь от открытия до периода добычи занимает 50 месяцев, а со всеми продлениями — 62; месяц ожидания стоит около 0,8 % NPV при ставке 10 %.
Сжигать сырой газ в факелах запрещено, кроме аварий (без разрешения, с уведомлением) и — по разрешению и в пределах нормативов — испытания скважин, пробной эксплуатации и технологически неизбежного сжигания. Нефтяное месторождение без утилизации попутного газа в разработку не вводят.
Доля внутристрановой ценности в работах и услугах за год — не меньше 70 % их стоимости; на конкурсе цену казахстанского производителя работ и услуг условно снижают на 20 %, поэтому он выигрывает, даже если дороже почти на 25 %.

Ключевые соотношения

\Delta\mathrm{NPV} = \mathrm{NPV}\left[1 - (1 + i)^{-\Delta t}\right]

потеря NPV, когда все потоки проекта сдвигаются на $\Delta t$ лет

m_{\mathrm{CO_2}} = V\,\frac{M_{\mathrm{CO_2}}}{V_m}\sum_j y_j n_j

масса CO₂ при полном сгорании газа объёмом $V$ (мольные доли $y_j$ , атомов углерода $n_j$ )

s = \frac{\sum_k V_k s_k}{\sum_k V_k} \ge 0{,}7

доля внутристрановой ценности в работах и услугах за календарный год

0{,}8\,P_{\text{каз}} < P_{\text{ин}} \;\Leftrightarrow\; P_{\text{каз}} < 1{,}25\,P_{\text{ин}}

когда на конкурсе выигрывает казахстанский производитель работ и услуг

Где чаще всего ошибаются

Говорить, что проект разработки «утверждает министерство»: утверждает недропользователь, государство даёт заключения экспертиз, без которых работать по проекту нельзя.
Считать срок от открытия до добычи по одной только работе: экспертизы стоят в цепочке, и каждая следующая ждёт заключения предыдущей.
Сравнивать утилизацию газа с «бесплатным» факелом: сжигать можно только в названных Кодексом случаях и в пределах нормативов, а потери сверх нормативов — ущерб недрам.
Считать долю внутристрановой ценности по числу казахстанских подрядчиков: это доля в стоимости всех работ и услуг года, посчитанная по единой методике.

После урока вы сможете

объяснить, почему интересы инвестора и собственника недр в разработке расходятся и какими инструментами государство их сближает;
перечислить проектные документы по стадиям — проект разведочных работ, проект пробной эксплуатации, проект разработки, анализ разработки — и сказать, какие из них проходят экспертизу ЦКРР, какие направляют уведомлением и почему экспертиза запасов идёт раньше экспертизы проекта;
провести открытие через документы и экспертизы со сроками Кодекса о недрах и оценить, сколько стоит месяц ожидания инвестору и государству;
сравнить фактический год разработки с проектом: посчитать отклонения и компенсацию отбора закачкой и определить, что следует из расхождения больше 10 %;
описать режим попутного газа — запрет факела, разрешения, программу развития переработки — и посчитать, во что обходится утилизация газа инвестору и обществу;
рассчитать условную цену казахстанского участника конкурса и долю внутристрановой ценности за год; перечислить отчёты, формы контроля и санкции.

Зачем государство вмешивается в разработку

К началу разработки право уже отдано: контракт подписан, бонус уплачен (Лицензирование и договоры на недропользование). Систему разработки выбирает и оплачивает недропользователь — он несёт риск и лучше всех знает пласт. Но у собственника недр и у инвестора разные цели (чего хочет государство-собственник), и в разработке они расходятся по нескольким причинам.

Разные горизонты. Инвестор оценивает проект по NPV своего потока при своей ставке (Выбор ставки дисконтирования): при 10 % баррель, добытый через 20 лет, стоит для него сегодня около 0,15 барреля. Срок контракта ограничен, и нефть, оставшаяся в недрах после него, инвестору не принадлежит. Собственнику месторождение нужно на всю его жизнь, и невозобновимый ресурс, оставленный в пласте из-за спешки, для него потерян.
Необратимые ошибки. Разработку легко испортить. Если давление в нефтяной залежи упадёт ниже давления насыщения, в пласте выделится газ и подвижность нефти снизится; быстрый отбор по высокопроницаемым пропласткам рано приведёт воду к скважинам; выборочная отработка самых продуктивных участков оставит целики, к которым потом не подобраться (Естественные режимы работы залежей, Зачем закачивают воду: поддержание давления и вытеснение нефти). Исправлять это потом дорого или уже невозможно.
Внешние эффекты (externalities). Выбросы факела, загрязнение воды и земли — это ущерб, которого нет в денежном потоке инвестора; без правил его не учитывают.
Общий пласт. Если залежь лежит на участках двух недропользователей, каждому выгодно отбирать быстрее соседа, а теряют оба и собственник (раздел для углублённого изучения).
Неравная информация. О пласте больше всех знает недропользователь; государство видит пласт через проектные документы, отчёты и экспертизу.

Кодекс о недрах называет обязательными условиями разведки и добычи углеводородов охрану недр, рациональное и экономически эффективное использование недр на основе высоких технологий и положительной практики пользования недрами, а также соблюдение экологических требований. Положительная практика — общепринятая международная практика, которая рациональна, безопасна, необходима и экономически эффективна (ст. 122). Мерка здесь — то, как принято работать в отрасли, поэтому требования к проекту растут вместе с её технологиями, хотя текст закона не меняется. Единые правила по рациональному и комплексному использованию недр (далее — Единые правила) формулируют цель так же двояко: рациональна такая плотность сетки скважин, при которой достигается максимум экономического эффекта при возможно более полном извлечении запасов (п. 121).

Чем государство регулирует разработку

Инструмент: Проектные документы и их экспертиза
Что даёт собственнику: систему разработки проверяют независимые эксперты до начала работ
Во что обходится инвестору: время на экспертизы, затраты на проектирование

Инструмент: Обязательные показатели проекта
Что даёт собственнику: контроль закачки, давления, фонда скважин
Во что обходится инвестору: ограничения на режимы, объёмы и сроки

Инструмент: Запреты: факел, выборочная отработка
Что даёт собственнику: сохранённые газ и запасы
Во что обходится инвестору: затраты на утилизацию газа и полную систему разработки

Инструмент: Внутристрановая ценность
Что даёт собственнику: заказы и рабочие места в стране
Во что обходится инвестору: премия к ценам части контрактов

Инструмент: Отчётность и учёт
Что даёт собственнику: данные о недрах и об исполнении контракта
Во что обходится инвестору: затраты на приборы учёта и отчёты

Инструмент: Санкции и возмещение ущерба
Что даёт собственнику: стимул соблюдать правила
Во что обходится инвестору: риск неустойки, ущерба и прекращения контракта

Инструмент	Что даёт собственнику	Во что обходится инвестору
Проектные документы и их экспертиза	систему разработки проверяют независимые эксперты до начала работ	время на экспертизы, затраты на проектирование
Обязательные показатели проекта	контроль закачки, давления, фонда скважин	ограничения на режимы, объёмы и сроки
Запреты: факел, выборочная отработка	сохранённые газ и запасы	затраты на утилизацию газа и полную систему разработки
Внутристрановая ценность	заказы и рабочие места в стране	премия к ценам части контрактов
Отчётность и учёт	данные о недрах и об исполнении контракта	затраты на приборы учёта и отчёты
Санкции и возмещение ущерба	стимул соблюдать правила	риск неустойки, ущерба и прекращения контракта

Каждый инструмент — строка в денежном потоке проекта: время, затраты или риск (Модель денежного потока нефтегазового проекта).

Проектные документы по стадиям

Операции по углеводородам ведут по базовым проектным документам — проекту разведочных работ, проекту пробной эксплуатации и проекту разработки месторождения — и по техническим проектным документам (проекты строительства скважин, обустройства и другие; перечень задают Единые правила). Документы составляет проектная организация с лицензией, а утверждает недропользователь (ст. 134). Работы, не указанные в утверждённом документе с положительными заключениями экспертиз, а тем более без документа, запрещены (ст. 135–138). Изменить виды, способы, технологии, объём или сроки работ можно, только внеся изменения и дополнения в документ; случаи, когда этого не нужно, перечисляют Единые правила (ст. 134).

Базовые проектные документы по углеводородам и анализ разработки

Документ: Проект разведочных работ
Когда составляют: в течение года после регистрации контракта
Основа: программа работ контракта
Экспертиза: уведомление; ЦКРР — при оценке, разведке на море, увеличении участка

Документ: Дополнение: оценка обнаружения
Когда составляют: после подтверждения обнаружения
Основа: данные первых скважин
Экспертиза: ЦКРР, 2 мес.

Документ: Проект пробной эксплуатации
Когда составляют: в течение 3 мес. после решения о ней
Основа: оперативный подсчёт запасов
Экспертиза: ЦКРР, 3 мес. + до 3, после ГКЗ

Документ: Проект разработки
Когда составляют: в период разведки или подготовительный
Основа: запасы с заключением ГКЗ
Экспертиза: ЦКРР, 3 мес. + до 3, после ГКЗ

Документ: Анализ разработки
Когда составляют: не реже раза в 3 года
Основа: фактические данные
Экспертиза: уведомление; ЦКРР — при расхождении больше 10 %

Документ	Когда составляют	Основа	Экспертиза
Проект разведочных работ	в течение года после регистрации контракта	программа работ контракта	уведомление; ЦКРР — при оценке, разведке на море, увеличении участка
Дополнение: оценка обнаружения	после подтверждения обнаружения	данные первых скважин	ЦКРР, 2 мес.
Проект пробной эксплуатации	в течение 3 мес. после решения о ней	оперативный подсчёт запасов	ЦКРР, 3 мес. + до 3, после ГКЗ
Проект разработки	в период разведки или подготовительный	запасы с заключением ГКЗ	ЦКРР, 3 мес. + до 3, после ГКЗ
Анализ разработки	не реже раза в 3 года	фактические данные	уведомление; ЦКРР — при расхождении больше 10 %

Кодекс о недрах, ст. 123, 135–137, 139, 140, 142 (редакция на октябрь 2026 года). Все проектные документы проходят ещё и государственную экологическую экспертизу (ст. 139). ЦКРР — центральная комиссия по разведке и разработке, ГКЗ — государственная комиссия по запасам.

Проект разведочных работ составляют на весь период разведки; он должен включать весь объём и сроки работ, заявленных в программе работ контракта, а оценку каждой обнаруженной залежи вносят в него дополнением (ст. 135). Проект пробной эксплуатации нужен, чтобы уточнить продуктивность, свойства флюидов и режим залежи: пробная эксплуатация — это временная эксплуатация скважин и добыча в исследовательских целях для составления проекта разработки (ст. 121), продолжительностью не больше трёх лет (ст. 123). Годовые объёмы добычи при ней не регулируются, если соблюдены режимы скважин из проекта (п. 65 Единых правил).

Проект разработки составляют на весь период рентабельной добычи (ст. 137). Он включает геолого-физическую характеристику, модель (гидродинамическую, аналитическую или материального баланса), технологические показатели вариантов, технико-экономический анализ, технику и технологию добычи, требования к конструкциям скважин, комплекс исследований, доразведку, обязательный раздел о переработке сырого газа и раздел о мониторинге межколонного давления (п. 101 Единых правил). В нём обосновывают эксплуатационные объекты, режимы и размещение скважин, виды воздействия на пласт, забойные давления, рабочий агент закачки, а для давлений, газового фактора, добычи, закачки и ввода скважин — диапазоны или предельно допустимые значения (п. 107).

Важное для экономики требование: в проекте разработки рассматривают не меньше трёх вариантов. Для первого проекта базовый вариант — разработка на режиме истощения пластовой энергии, второй — с поддержанием пластового давления, третий и следующие — с новыми технологиями повышения извлечения; рекомендуемый вариант выбирают по технико-экономическому анализу (п. 134–139 Единых правил). Так интерес собственника к полноте извлечения встроен в сам выбор: инвестор обязан показать варианты с закачкой и с новыми технологиями и обосновать, почему выбрал свой. Как такие варианты выглядят в цифрах — в разделе для углублённого изучения.

Срок добычи в контракте задаёт первоначальный проект

Период добычи устанавливают по первоначальному проекту разработки, получившему положительные заключения; если позже проект продлит рентабельную добычу, срок в контракте от этого не меняется — нужно продление по правилам Кодекса (ст. 119, 120; сроки периодов контракта). Новые залежи, найденные при доразведке в период добычи, оценивают по дополнению к проекту разработки, но продлить период добычи или вернуть период разведки они не позволяют (ст. 125).

Экспертизы: ЦКРР, ГКЗ и экологическая

Проектные документы проверяют по трём линиям. Все они проходят государственную экологическую экспертизу по Экологическому кодексу (ст. 139 Кодекса о недрах); последовательность экологических процедур — скрининг, оценка воздействия на окружающую среду (ОВОС), разрешения — показана на странице MunaiHub «Этапы освоения месторождения» в разделе «Операторам». Базовые документы и анализы разработки рассматривает центральная комиссия по разведке и разработке месторождений углеводородов (ЦКРР). Отчёты по подсчёту запасов проходят государственную экспертизу недр, которую до 1 января 2030 года проводит государственная комиссия по запасам (ГКЗ) — ст. 141 и 277 Кодекса (экспертиза и учёт запасов). Проекты строительства идут на строительную экспертизу.

Как проходит экспертиза в ЦКРР

1
Что нужно заранее
Экологическое заключение — об определении сферы охвата ОВОС, заключение скрининга о том, что обязательная ОВОС не нужна, или заключение по результатам ОВОС (ст. 139). Для проекта пробной эксплуатации — положительное заключение экспертизы недр по оперативному подсчёту запасов, для проекта разработки — по подсчёту запасов.
2
Независимая экспертиза
Комиссия привлекает независимых экспертов со специальными знаниями в геологии и разработке, не заинтересованных в результате; их работу оплачивает недропользователь (ст. 140). В комиссию входят представители госорганов, Национальной палаты предпринимателей, отраслевых ассоциаций, научных и проектных организаций (Положение о ЦКРР).
3
Заседание
Результат определяют, рассматривая документ на заседании комиссии вместе с заключением независимой экспертизы (ст. 140).
4
Сроки
Проект разведочных работ и изменения к нему — 2 месяца; проекты пробной эксплуатации, разработки и анализы разработки — 3 месяца, по решению комиссии ещё не больше 3 (ст. 140).
5
Заключение
Положительное или отрицательное; копию направляют недропользователю в течение 5 рабочих дней после подписания. В отрицательном заключении — обоснование и рекомендации по доработке (ст. 140).

Отрицательное заключение ЦКРР выносят, если документ не соответствует законодательству или контракту, требованиям к содержанию и оформлению, положительной практике пользования недрами; если в проекте разработки недостоверны сведения о запасах; если качество проектных решений нельзя объективно оценить; если нет положительного заключения экспертизы недр по запасам (ст. 140).
Экспертиза ГКЗ длится 3 месяца, по решению комиссии — ещё не больше 3; её положительное заключение — основание поставить запасы на государственный учёт (ст. 141).
Если экспертизы разошлись. При разногласиях по экологической и строительной экспертизам, которые недропользователь не может снять, не отступая от положительной практики, компетентный орган по его заявлению в течение 10 рабочих дней организует переговоры с госорганами, недропользователем и проектным институтом (ст. 139).

Порядок экспертиз — главное для сроков: проект пробной эксплуатации принимают на экспертизу только после положительного заключения по оперативному подсчёту запасов, проект разработки — только после заключения по подсчёту запасов (ст. 139). Сначала государство соглашается с тем, сколько нефти в залежи, и лишь потом — с тем, как её добывать. Поэтому экспертизы стоят в цепочке, и их сроки складываются.

От открытия до периода добычи: путь через документы

Проследим, сколько времени проходит от первого притока до закреплённого периода добычи, если работа недропользователя и экспертизы идут одна за другой там, где закон этого требует, и параллельно там, где это можно. До периода добычи Кодекс позволяет добывать понемногу: временно эксплуатировать пробуренную скважину дольше 90 дней в период разведки (ст. 121, 123), вести пробную эксплуатацию до трёх лет, а в подготовительном периоде — тоже до трёх лет — по утверждённому проекту разработки добывать в пределах проектных среднесуточных объёмов пробной эксплуатации, поставляя всю нефть на внутренний рынок (ст. 118). Все шаги вместе с экологическими разрешениями, землёй и строительством показаны на диаграмме страницы MunaiHub «Этапы освоения месторождения» в разделе «Операторам»; здесь — только цепочка проектных документов и экспертиз.

Расчётный примерПуть условного открытия через экспертизы

Исходные данные (условные)

Контракт: на разведку и добычу, не сложный проект; период разведки — 6 лет (72 мес. от регистрации контракта)
Открытие: первый промышленный приток на 24-м месяце; месторождение не крупное
Своя работа недропользователя (допущения): заявление о подтверждении обнаружения — 1 мес.; дополнение к проекту разведки — 3 мес.; оценочные скважины и испытания — 12 мес.; оперативный подсчёт — 2 мес.; проект пробной эксплуатации — 3 мес.; пробная эксплуатация — 12 мес.; подсчёт запасов — 3 мес.; проект разработки — 6 мес.
Сроки госорганов (Кодекс о недрах): подтверждение обнаружения — 20 рабочих дней; ЦКРР — 2 мес. на дополнение к проекту разведки, 3 мес. + до 3 на проекты пробной эксплуатации и разработки; ГКЗ — 3 мес. + до 3; дополнения к контракту — 20 рабочих дней на решение и 20 на подписание
Упрощения: 20 рабочих дней считаем за месяц; экологические процедуры идут параллельно и экспертизы не задерживают

Решение

Подтверждение обнаружения: заявление в уполномоченный орган по изучению недр — в течение месяца после открытия, рассмотрение — 20 рабочих дней (ст. 123): месяцы 24–26.
В течение месяца после подтверждения недропользователь уведомляет министерство и начинает дополнение к проекту разведочных работ с оценкой (ст. 123): 26–29. ЦКРР рассматривает его 2 месяца без права продления: 29–31.
Оценочные скважины — 31–43, оперативный подсчёт запасов — 43–45, ГКЗ — 45–48. Проект пробной эксплуатации готовят параллельно с экспертизой запасов (45–48), но в ЦКРР его примут только после заключения ГКЗ: 48–51.
Пробная эксплуатация — 51–63; разрешение на сжигание газа при ней выдают за 2 рабочих дня, но только при утверждённой программе развития переработки газа (ст. 146); если программу утвердили заранее, на сроки это почти не влияет. Подсчёт запасов — 63–66, ГКЗ — 66–69; проект разработки готовят параллельно (63–69).
С заключением ГКЗ на 69-м месяце, ещё в периоде разведки, недропользователь заявляет участок добычи и подготовительный период: по 20 рабочих дней на решение и на подписание дополнения к контракту (ст. 118) — 69–71. Одновременно ЦКРР рассматривает проект разработки: 69–72.
После заключения ЦКРР — заявление о периоде добычи, ещё 20 + 20 рабочих дней (ст. 119): 72–74. От открытия прошло 50 месяцев; экспертизы и решения госорганов на критическом пути заняли 17 из них (34 %), работа недропользователя — 33.
Если ГКЗ и ЦКРР используют все продления — по 3 месяца на четырёх экспертизах, — путь удлиняется до 62 месяцев, экспертизы занимают 29 (47 %), а заключение ГКЗ по подсчёту запасов придёт на 78-м месяце — после конца шестилетнего периода разведки. Заявить участок добычи можно только в период разведки и только с этим заключением (ст. 118), поэтому раньше придётся продлить разведку для оценки залежи — на срок до трёх лет (ст. 117).
Цена ожидания. NPV проекта из примеров урока Чистая приведённая стоимость (NPV) при 10 % — 100,13 млн долл. Если все его потоки сдвинуть на месяц, он уменьшится в $1{,}1^{1/12}$ раза — на 0,792 млн долл., или 0,791 %. Двенадцать месяцев продлений стоят $100{,}13\cdot(1 - 1{,}1^{-1}) = 9{,}10$ млн долл.; приведённые платежи государству по тому же проекту, 75,32 млн долл., теряют ту же долю — 6,85 млн долл.

Ответ: Кратчайший путь от притока до закреплённого периода добычи — 50 месяцев (до 74-го месяца контракта), со всеми продлениями экспертиз — 62 мес., и тогда без продления периода разведки не обойтись. Год ожидания стоит инвестору около 9,10 млн долл., государству — 6,85 млн долл. приведённых платежей.

Что это значит. Экспертизы — не случайные задержки, а цепочка: каждая следующая ждёт заключения предыдущей, поэтому их сроки складываются. Отсюда практические правила: готовить следующий документ, пока идёт экспертиза предыдущего; при шестилетнем периоде разведки рассчитывать, что после открытия позже 27-го месяца (а если ждать все продления — позже 18-го) понадобится продление разведки, и просить его вовремя; а добывать понемногу ещё до периода добычи позволяют пробная эксплуатация и подготовительный период. Пример оптимистичен: экологические процедуры здесь не задерживают ЦКРР, а отрицательное заключение отправило бы документ на доработку и повторную экспертизу. Для крупного открытия (больше 100 млн т нефти или 50 млрд м³ газа) к пути добавляются переговоры об обязательстве по переработке или инвестиционному проекту — до 24 месяцев (ст. 119). Сдвиг всего проекта — тоже допущение: если к моменту ожидания вложения уже сделаны, откладывается только выручка, и задержка обходится дороже (задержка первой нефти). Данные примера условные; сроки экспертиз — по Кодексу о недрах.

РасчётПуть открытия из примера при кратчайших сроках экспертиз: работа недропользователя и экспертизы госорганов по месяцам контракта; внизу — критический путь при кратчайших сроках (50 мес.) и со всеми продлениями (62 мес.), который пересекает конец шестилетнего периода разведки.

Потеря NPV при сдвиге проекта

\Delta\mathrm{NPV} = \mathrm{NPV}\left[1 - (1 + i)^{-\Delta t}\right]

где:

$\Delta\mathrm{NPV}$ на сколько уменьшается NPV из-за ожидания, млн долл.
$\mathrm{NPV}$ NPV проекта без задержки, на дату решения, млн долл.
$i$ ставка дисконтирования — годовая, доля единицы
$\Delta t$ задержка; месяцы делят на 12, лет

Единицы: любая денежная единица; ставка и задержка — в согласованных единицах времени

Справедливо, если

сдвигаются все потоки проекта, включая вложения: так бывает, когда ожидание приходится на время до решения о разработке;
если вложения уже сделаны и ждёт только выручка, потеря больше — её считают по сдвигу одной выручки;
затраты на само ожидание (содержание команды, аренда оборудования) не учтены — они делают задержку ещё дороже.

Ожидание не меняет ни запасов, ни затрат, но отодвигает деньги, и при ставке 10 % каждый месяц стоит около 0,8 % NPV. Та же доля теряется и в приведённых платежах государству, поэтому сроки экспертиз выгодно соблюдать обеим сторонам.

Рациональная разработка: обязательные показатели и отклонения

Требования рационального и комплексного использования недр Кодекс перечисляет прямо: полнота опережающего геологического изучения, рациональное и экономически эффективное использование ресурсов на всех этапах, полнота извлечения, достоверный учёт запасов и добычи, максимальное использование сырого газа путём переработки (ст. 122). Добывают только по утверждённым документам с положительными заключениями экспертиз — проекту разработки или анализу разработки, а до периода добычи — по проекту пробной эксплуатации или проекту разведочных работ (при временной эксплуатации скважин), — методами, исключающими потери, не предусмотренные базовым проектным документом, и бурят только предусмотренные этими документами скважины (ст. 125). Недропользователь принимает на баланс все ранее пробуренные на участке скважины и организует мониторинг недр и контроль за разработкой (ст. 122).

Часть показателей проектных документов прямо становится обязательствами по контракту. В редакции, которая действует до 1 января 2030 года (ст. 143 в изложении ст. 277), это девять показателей; их значения в контракт не записывают, а берут из проектных документов:

плотность сетки эксплуатационных скважин;
соотношение добывающих и нагнетательных скважин по каждому эксплуатационному объекту;
коэффициент компенсации по залежам;
отношение пластового и забойного давления к давлению насыщения или давлению начала конденсации;
отношение пластового давления к забойному;
максимально допустимый газовый фактор по скважинам;
объёмы добычи углеводородов;
объёмы обратной закачки рабочего агента для повышения пластового давления;
показатели ввода эксплуатационных скважин.

Давление и газ. Нельзя эксплуатировать добывающие скважины с забойным давлением ниже проектного; держать забойное давление ниже давления насыщения можно, только если это обосновано специальными режимными исследованиями скважин, а пока их нет, забойное давление поддерживают не ниже текущего давления насыщения (п. 126–128 Единых правил). Не допускается необоснованный проектом выпуск газа из газовой шапки и разгазирование нефти в пласте (п. 113).
Без выборочной отработки. Чтобы поднять добычу, нельзя выборочно разбуривать и уплотнять сетку на самых продуктивных участках и в зонах наибольших толщин (п. 372).
Регулирование в рамках системы — изменение режимов добывающих и нагнетательных скважин, перераспределение закачки, обработки призабойной зоны, бурение резервных скважин — ведут по согласованию с автором проекта; изменение системы — уплотнение сетки, разукрупнение объектов, смену метода воздействия — оформляют дополнением к проекту или новым проектом с оценкой эффективности (п. 370–374).

Как государство узнаёт, что разработка идёт по проекту? Через два инструмента мониторинга (ст. 142). Авторский надзор ведёт проектная организация: сравнивает факт с проектом, объясняет расхождения и даёт рекомендации; отчёт идёт в министерство уведомлением. В его рамках, без изменения проекта, можно сдвинуть график ввода скважин, не меняя общего проектного фонда, обоснованно перенести точки бурения, изменить объём исследований и объекты испытания (п. 149 Единых правил), а при незначительных, меньше 10 %, расхождениях факта с проектом надзор даёт рекомендации без изменения проекта (п. 152). Анализ разработки — комплексное изучение того, как вырабатываются запасы; его выполняют не реже раза в три года и тоже направляют уведомлением. Если факт расходится с проектом больше чем на 10 % и анализ обоснованно показывает, что проект нужно менять, анализ проходит экспертизу ЦКРР; после положительного заключения его решения и показатели действуют вместо проектных, пока готовят и рассматривают изменения проекта, но не дольше трёх лет (ст. 142). При каждом анализе пересчитывают и сумму обеспечения ликвидации (п. 161).

Относительное отклонение факта от проекта

\delta = \frac{x_{\text{ф}} - x_{\text{п}}}{x_{\text{п}}}\cdot 100\ \%

где:

$\delta$ отклонение показателя; минус — меньше проектного, %
$x_{\text{ф}}$ фактическое значение показателя за период, в единицах показателя
$x_{\text{п}}$ проектное значение за тот же период, те же

Единицы: проектное и фактическое значения — в одних единицах и за один период

Справедливо, если

показатели с диапазоном или пределом (давление, газовый фактор, компенсация) сравнивают с границей диапазона: важно, вышел ли показатель за неё;
отклонение считают по каждому показателю; порог 10 % Кодекс связывает с выводом анализа о том, что проект нужно менять.

Небольшие расхождения неизбежны: модель пласта неточна. Расхождение больше 10 % — сигнал, что либо недропользователь не выполняет проект, либо проект неверно описывает пласт; в первом случае исправляют разработку, во втором — проект, через экспертизу.

Расчётный примерГод разработки против проекта

Исходные данные (условные)

Проект на 4-й год добычи: нефть 520 тыс. т; закачка воды 1150 тыс. м³; добывающих скважин 48, нагнетательных 16; ввод новых добывающих — 12; пластовое давление — не ниже 1,15 давления насыщения; компенсация отбора — 100–110 %
Факт: нефть 452 тыс. т, попутная вода 380 тыс. м³; закачка 880 тыс. м³; скважин 48 и 13; введено 11; давление 17,9 МПа при давлении насыщения 16,8 МПа
Свойства: плотность нефти в поверхностных условиях 0,85 т/м³; объёмные коэффициенты: нефти 1,18, воды 1,01 м³/м³; давление выше давления насыщения, свободного газа нет

Решение

Добыча нефти: $\delta = (452 - 520)/520 = -13{,}1$ %; закачка: $(880 - 1150)/1150 = -23{,}5$ %; ввод скважин: $(11 - 12)/12 = -8{,}3$ %.
Соотношение добывающих и нагнетательных: по проекту $48/16 = 3{,}000$ , по факту $48/13 = 3{,}692$ — на 23,1 % больше: три нагнетательные скважины не переведены под закачку.
Пластовое давление: $17{,}9/16{,}8 = 1{,}065$ — ниже проектного предела 1,15.
Компенсация (формула VRR): нефть в пластовых условиях $452/0{,}85\cdot 1{,}18 = 531{,}8\cdot 1{,}18 = 627{,}5$ тыс. м³, вода $380\cdot 1{,}01 = 383{,}8$ тыс. м³, отбор 1011,3 тыс. м³; закачка $880\cdot 1{,}01 = 888{,}8$ тыс. м³; компенсация $888{,}8/1011{,}3 = 87{,}9$ % — ниже проектных 100–110 %.

Ответ: Больше чем на 10 % от проекта отклонились добыча нефти (−13,1 %), закачка (−23,5 %) и соотношение скважин (+23,1 %); компенсация (87,9 %) и давление (1,065 давления насыщения) вышли за проектные границы. Ввод скважин отклонился на −8,3 % — в пределах авторского надзора.

Что это значит. Компенсация, давление, соотношение скважин, закачка и добыча — показатели, которые контракт делает обязательствами, поэтому такой год — не только инженерная, но и договорная проблема. Причина видна из чисел: недобор закачки при недостающих нагнетательных скважинах, давление падает к давлению насыщения, а вместе с ним падает и добыча. Если анализ разработки подтвердит, что проектная система верна, недропользователь должен вернуть разработку к проекту — перевести скважины под закачку и восстановить компенсацию. Если же окажется, что пласт хуже, чем думали (например, приёмистость скважин ниже проектной), анализ с расхождениями больше 10 % идёт на экспертизу ЦКРР, и после положительного заключения его показатели заменят проектные до утверждения изменений проекта. Ждать нельзя: при давлении ниже давления насыщения в пласте выделится газ, и часть нефти станет неизвлекаемой. Данные примера условные.

Поздняя стадия: истощающиеся месторождения

Для поздней стадии Кодекс ввёл особый режим (ст. 153-1). Месторождение относят к истощающимся, если выработано 70 % и больше утверждённых извлекаемых запасов при обводнённости 85 % и больше (для крупных месторождений) или текущий коэффициент извлечения нефти достиг 0,4. Контракт по такому месторождению содержит инвестиционное обязательство — дополнительные вложения в разработку или в развитие региона не меньше доли совокупного годового дохода по месторождению: от 1 % (годовая добыча до 250 тыс. т) до 8,5 % (больше 10 млн т); соответствие критериям указывают в проекте разработки, прошедшем экспертизы.

Попутный газ: запрет факела, разрешения и программа переработки

Нефть можно накопить в резервуарах, а попутный газ нужно куда-то деть в момент добычи (газ в концепции обустройства). Сдать его в газопровод или на завод, сжечь на своей электростанции или закачать в пласт стоит денег, а факел почти ничего не стоит недропользователю — но не обществу. Поэтому в Казахстане сжигание сырого газа в факелах запрещено, кроме четырёх случаев (ст. 146 Кодекса):

Авария или её угроза, угроза жизни персонала, здоровью населения и окружающей среде — без разрешения; в течение десяти дней недропользователь письменно уведомляет органы в области углеводородов и охраны окружающей среды о причинах и объёмах.
Испытание объектов скважин — по проектному документу с положительными заключениями экспертиз, на срок по плану испытаний, но не больше 90 дней на объект.
Пробная эксплуатация — в общей сложности не больше трёх лет.
Технологически неизбежное сжигание — при пусконаладке, эксплуатации, обслуживании и ремонте оборудования, при сбоях и отказах, чтобы добыча шла без перерыва, — в пределах нормативов. Каждый сбой, отказ или отклонение в работе оборудования со сжиганием недропользователь расследует и ежеквартально, не позже 25-го числа месяца после квартала, отчитывается о времени, объёмах и причинах.

В случаях испытания, пробной эксплуатации и технологически неизбежного сжигания нужно разрешение Министерства энергетики; его выдают, только если недропользователь соблюдает проектные документы и программу развития переработки газа, в пределах нормативов и объёмов, рассчитанных по утверждённой методике (ст. 146). Заявление подают через портал электронного правительства; срок рассмотрения — 8 рабочих дней при испытании скважин и 2 рабочих дня в остальных случаях, а срок сжигания не может выходить за период разведки или добычи, срок проектного документа и программы переработки газа (Правила выдачи разрешений на сжигание сырого газа в факелах). По методике расчётный объём сжигания — это вся добыча сырого газа за вычетом газа на собственные технологические нужды, технологических потерь, выработки электроэнергии, обратной закачки в пласт и переработки.

Вторая сторона режима — программа развития переработки сырого газа (ст. 147). Её составляет недропользователь на основе базового проектного документа или анализа разработки, утверждает уполномоченный орган в области углеводородов с учётом рекомендаций рабочей группы, обновляют каждые три года, о её выполнении отчитываются ежегодно. В проекте разработки обязателен раздел о переработке сырого газа. Добывать углеводороды, не перерабатывая весь сырой газ, запрещено — кроме газа, сжигаемого по ст. 146, используемого на собственные нужды по программе и проданного другим лицам для переработки или утилизации. Где переработка экономически не оправдана, проект и программа могут предусмотреть закачку всего газа, кроме собственных нужд, в пласт для хранения или поддержания давления; закачка газа для поддержания давления допустима, если другие методы на этом месторождении неэффективны и закачка безопасна (ст. 147). По Единым правилам нефтяные месторождения без утилизации попутного газа в разработку не вводят (п. 82), а утверждённая программа — одно из условий ввода (п. 81).

Кому принадлежит попутный газ

По общему правилу добытые полезные ископаемые принадлежат недропользователю, если Кодекс не устанавливает иное (недра, право и добытая нефть). Для попутного газа Кодекс такое иное устанавливает: если контракт не предусматривает другого, добытый попутный газ — собственность государства (ст. 147). Значит, если контракт не говорит иного, газ на факеле сжигают не свой, а государственный — ещё один довод в пользу строгого режима.

Масса CO₂ при полном сгорании газа

m_{\mathrm{CO_2}} = V\,\frac{M_{\mathrm{CO_2}}}{V_m}\sum_j y_j n_j

где:

$m_{\mathrm{CO_2}}$ масса образующегося диоксида углерода, кг
$V$ объём газа при 20 °C и 101,325 кПа (Системы единиц: СИ, промысловые и метрические промысловые), м³
$M_{\mathrm{CO_2}}$ молярная масса CO₂, 44,01 г/моль, кг/кмоль
$V_m$ мольный объём идеального газа при 20 °C и 101,325 кПа, $RT/p = 24{,}055$ л/моль, м³/кмоль
$y_j$ мольная доля компонента $j$ в газе, —
$n_j$ число атомов углерода в молекуле компонента (метан 1, этан 2, пропан 3, бутан 4, азот 0, CO₂ 1), —

Единицы: СИ; объём газа — в стандартных условиях, к которым его приводят в Казахстане

Справедливо, если

сгорание полное: каждый атом углерода становится CO₂; уже содержащийся в газе CO₂ проходит через факел и тоже учитывается;
в действительности факел сжигает газ не полностью, а несгоревший метан — гораздо более сильный парниковый газ, поэтому формула занижает вред от факела;
газ считается идеальным; при атмосферном давлении поправка составляет доли процента.

$\sum y_j n_j$ — сколько атомов углерода приходится на одну молекулу газа; чем жирнее газ, тем больше CO₂ даёт кубометр. Для сухого метана — около 1,8 кг/м³, для попутного газа с этаном и пропаном — 2,2–2,7 кг/м³.

Годовой результат утилизации газа вместо факела

B_{\text{инв}} = P\,V - \left(I\cdot\mathrm{CRF}_n(i) + O\right), \qquad B_{\text{общ}} = B_{\text{инв}} + c\,m_{\mathrm{CO_2}}

где:

$B_{\text{инв}},\ B_{\text{общ}}$ годовой результат для инвестора и для общества, млн долл. в год
$P$ цена газа на входе газоперерабатывающего завода (ГПЗ) — нетбэк газа, долл. за тыс. м³
$V$ газ, который иначе сожгли бы, в год, тыс. м³ в год
$I,\ O$ вложения в утилизацию (компрессоры, газопровод) и эксплуатационные затраты в год, млн долл., млн долл. в год
$\mathrm{CRF}_n(i)$ коэффициент возмещения капитала за срок службы $n$ при ставке $i$ (Годовой платёж за капитал), 1/год
$c$ ценность предотвращённой тонны CO₂ для общества — оценка, а не платёж по закону, долл./т
$m_{\mathrm{CO_2}}$ годовой выброс CO₂ факела, который утилизация предотвращает, т в год

Единицы: денежные суммы — в постоянных ценах и в одних единицах (в примере — млн долл. в год: $P\,V$ и $c\,m_{\mathrm{CO_2}}$ из долларов переводят в миллионы); объёмы газа — при 20 °C и 101,325 кПа

Справедливо, если

вложения переведены в равный годовой платёж за капитал; налоги не учтены;
проданный газ замещает такой же объём газа, который иначе добыли бы и сожгли в другом месте, поэтому предотвращённый выброс равен выбросу факела; если замещение неполное или замещённый газ беднее углеродом, предотвращённый выброс и выигрыш общества меньше; при закачке газа в пласт выброс предотвращён и без этого допущения, но выручки нет;
ценность газа для общества принята равной цене $P$ .

Инвестор утилизирует газ добровольно, только если цена газа покрывает годовые затраты на утилизацию. Общество выигрывает от утилизации и при более низкой цене — на величину предотвращённого ущерба. Между этими ценами лежит область, где без запрета газ сожгли бы, хотя обществу это невыгодно.

Расчётный примерФакел или газопровод: кто платит за утилизацию

Исходные данные (условные)

Добыча: нефть 1500 т/сут, газовый фактор 120 м³/т; на собственные нужды 15 тыс. м³/сут (газ — при 20 °C и 101,325 кПа)
Состав газа, мольные доли: метан 0,78; этан 0,11; пропан 0,06; бутаны 0,03; азот 0,015; CO₂ 0,005
Утилизация: компрессорная станция и газопровод до ГПЗ: вложения 20 млн долл., срок службы 15 лет, эксплуатация 2,0 млн долл. в год; ставка 10 %
Цена газа на входе ГПЗ: 40 долл. за тыс. м³
Ценность предотвращённой тонны CO₂: 30 долл./т — оценка для сравнения, не ставка закона

Решение

Попутного газа $1500\cdot 120 = 180$ тыс. м³/сут, сверх собственных нужд 165 тыс. м³/сут, или $165\cdot 365 = 60\,225$ тыс. м³ в год — 60,225 млн м³.
Атомов углерода на молекулу: $0{,}78 + 2\cdot 0{,}11 + 3\cdot 0{,}06 + 4\cdot 0{,}03 + 0{,}005 = 1{,}305$ ; CO₂ на кубометр: $1{,}305\cdot 44{,}01/24{,}055 = 2{,}388$ кг/м³; выброс факела $60{,}225\cdot 2{,}388 = 143{,}8$ тыс. т CO₂ в год.
Годовые затраты на утилизацию: $\mathrm{CRF}_{15}(10\ \%) = 0{,}1315$ , платёж за капитал $20\cdot 0{,}1315 = 2{,}63$ млн долл., с эксплуатацией — 4,63 млн долл. в год, или около 76,9 долл. за тыс. м³.
Выручка от газа $40\cdot 60\,225 = 2{,}41$ млн долл. в год; результат инвестора $2{,}41 - 4{,}63 = -2{,}22$ млн долл. в год: при такой цене газа утилизация ему убыточна.
Для общества добавляется предотвращённый выброс: $30\cdot 143{,}8 = 4{,}31$ млн долл. в год; результат $-2{,}22 + 4{,}31 = 2{,}09$ млн долл. в год. Утилизация выгодна обществу, если тонна CO₂ «стоит» больше, чем 2,22 млн долл. в год, делённые на 143,8 тыс. т, — около 15,4 долл.
Нагрузка на нефть: в год добывают $1500\cdot 365 = 547\,500$ т нефти, или $0{,}5475\cdot 7{,}314 = 4{,}004$ млн барр. (7,314 барр. в тонне при плотности 0,86 т/м³); убыток от утилизации — $2{,}22/4{,}004 = 0{,}55$ долл./барр., около 1,1 % выручки при цене нефти 50 долл./барр.

Ответ: Утилизация газа обходится инвестору в 2,22 млн долл. в год (около 0,55 долл. на баррель нефти), но с учётом предотвращённого выброса 143,8 тыс. т CO₂ общество выигрывает 2,09 млн долл. в год; инвестору она становится выгодной сама лишь при цене газа выше 76,9 долл. за тыс. м³.

Что это значит. Это и есть экономическая основа запрета факела: при низкой цене газа у устья частному инвестору выгоднее сжечь газ, а обществу — утилизировать его. Запрет и разрешения переносят решение в пользу общества, а цена утилизации ложится на нефтяной проект — здесь около процента выручки. Для маленьких месторождений удельные затраты выше (компрессоры и газопровод мало дешевеют с уменьшением объёма газа), поэтому утилизацию для них ищут дешевле: собственная электростанция, сдача газа соседу, закачка в пласт, если переработка не оправдана. При более высокой ценности тонны CO₂ и с учётом несгоревшего метана выигрыш общества больше. Цены, затраты и ценность CO₂ в примере — допущения. Данные примера условные.

РасчётГодовой результат сдачи газа на ГПЗ вместо факела для месторождения из примера при разной цене газа: для инвестора — выручка минус годовые затраты на утилизацию, для общества — ещё и предотвращённый выброс CO₂ по 30 долл./т. Отметки — цена 40 долл. за тыс. м³; инвестору утилизация окупается только выше 76,9 долл., обществу — уже примерно от 5 долл.

Сжигание сверх нормативов — не только нарушение условий разрешения. Ущерб от нарушения требований рационального использования недр определяет уполномоченный орган (ст. 122): по его правилам нормированные потери — это обоснованные в проектных документах технологические потери и объёмы сжигания из разрешения, а ущерб — фактические потери сверх них, оценённые по средним официальным ценовым котировкам за отчётный период. Сверхнормативными считают и запасы, оставленные в недрах или преждевременно списанные, и потери из-за обводнения или перетоков между пластами при нарушении режима разработки (Правила определения размера ущерба, углеводороды).

Внутристрановая ценность и закупки

Государство хочет, чтобы деньги разработки работали в своей экономике (цели государства-собственника). Инструмент — внутристрановая ценность (in-country value; прежде её называли местным содержанием). Недропользователи обязаны отдавать предпочтение казахстанским кадрам, а руководителей, менеджеров и специалистов, работающих по внутрикорпоративному переводу, должно быть не больше половины в каждой категории (ст. 28). Доля внутристрановой ценности в работах и услугах должна составлять не меньше 70 % общего объёма работ и услуг, купленных за календарный год; это правило не применяют к сложным проектам в казахстанском секторе Каспийского моря (там же).

Долю считают по единой методике расчёта внутристрановой ценности в закупках: отдельно по договорам поставки товаров и по договорам на работы и услуги, с учётом доли фонда оплаты труда казахстанских кадров у поставщика и субподрядчиков. Долю в товаре берут из выписки из реестра казахстанских товаропроизводителей или сертификата «СТ-KZ» (сертификаты действовали до 1 января 2026 года); без такого документа она равна нулю, если методика не устанавливает иного. Долю в кадрах считают по отдельной методике по четырём категориям: руководители и их заместители, руководители подразделений, специалисты, квалифицированные рабочие.

Закупают товары, работы и услуги открытым конкурсом, из одного источника, открытым конкурсом на понижение (электронными торгами), на товарных биржах или без этих способов по утверждённому перечню; первые три способа — обязательно через реестр товаров, работ и услуг, государственную информационную систему для контроля закупок, или синхронизированные с ним системы электронных закупок (ст. 131). Организатор конкурса условно уменьшает на 20 % цену заявки казахстанского производителя работ и услуг — организации или предпринимателя Казахстана, у которых граждане Казахстана составляют не меньше 95 % работников без учёта внутрикорпоративных переводов. По Правилам закупок недропользователей так же снижают цену казахстанского производителя товаров в открытом конкурсе и на электронных торгах. Недропользователь представляет годовые и пятилетние программы закупок; за нарушение порядка закупок, в том числе подрядчиками, отвечает по контракту. Эти требования к способам закупок не применяют к тем, кто закупает по законодательству о государственных закупках, и к компаниям, половиной и больше голосующих акций которых владеет национальный управляющий холдинг, а по сложным проектам недропользователь закупает по своему порядку — с программами развития местных поставщиков и открытым доступом к закупкам (ст. 131).

Условная цена на конкурсе и предел ценовой премии

P_{\text{усл}} = (1 - 0{,}2)\,P_{\text{каз}}, \qquad P_{\text{усл}} < P_{\text{ин}} \;\Leftrightarrow\; P_{\text{каз}} < \frac{P_{\text{ин}}}{0{,}8} = 1{,}25\,P_{\text{ин}}

где:

$P_{\text{каз}}$ цена заявки казахстанского производителя работ и услуг, тенге
$P_{\text{усл}}$ условная цена, по которой сравнивают заявки, тенге
$P_{\text{ин}}$ цена лучшей заявки, которую не снижают, тенге

Единицы: любая денежная единица

Справедливо, если

остальные условия заявок равны, и победителя определяет цена;
снижение условное: платят по цене заявки, а не по условной цене.

Скидка в 20 % при сравнении эквивалентна премии до 25 % при оплате: казахстанский участник выигрывает, пока его цена меньше чем в 1,25 раза выше лучшей иностранной. Разница — цена, которую недропользователь платит за внутристрановую ценность.

Расчётный примерКонкурс на бурение и доля внутристрановой ценности за год

Исходные данные (условные)

Конкурс на бурение четырёх скважин: иностранная компания — 3840 млн ₸, доля внутристрановой ценности договора 30 %; казахстанский производитель работ и услуг — 4300 млн ₸, доля 82 %; остальные условия равны
Другие договоры года: сейсморазведка 3D: 1900 млн ₸, доля 64 %
Другие договоры года: ремонт и обслуживание скважин: 2600 млн ₸, доля 88 %
Другие договоры года: транспорт и спецтехника: 1700 млн ₸, доля 91 %
Другие договоры года: инжиниринг и проектирование: 1200 млн ₸, доля 72 %
Другие договоры года: гидроразрыв и интенсификация: 2200 млн ₸, доля 35 %

Решение

Условная цена казахстанского участника: $0{,}8\cdot 4300 = 3440$ млн ₸ меньше 3840 млн ₸ — он выигрывает, хотя дороже на $4300 - 3840 = 460$ млн ₸, или 12,0 %. Выигрывать он перестал бы при цене выше $3840/0{,}8 = 4800$ млн ₸: при равных условных ценах Правила закупок отдают предпочтение казахстанскому производителю.
Другие договоры года: стоимость 9600 млн ₸, внутристрановая ценность $1900\cdot 0{,}64 + 2600\cdot 0{,}88 + 1700\cdot 0{,}91 + 1200\cdot 0{,}72 + 2200\cdot 0{,}35 = 6685$ млн ₸, или 69,6 %.
С казахстанским буровым подрядчиком: $(6685 + 4300\cdot 0{,}82)/(9600 + 4300) = 10\,211/13\,900 = 73{,}5$ % — требование 70 % выполнено.
С иностранным: $(6685 + 3840\cdot 0{,}30)/(9600 + 3840) = 7837/13\,440 = 58{,}3$ %; до 70 % не хватает $0{,}7\cdot 13\,440 - 7837 = 1571$ млн ₸ внутристрановой ценности.

Ответ: Казахстанский подрядчик выигрывает конкурс по условной цене 3440 млн ₸ и обходится на 460 млн ₸ (12,0 %) дороже; зато с ним доля внутристрановой ценности за год — 73,5 %, а с иностранным была бы 58,3 % вместо обязательных 70 %.

Что это значит. Правило конкурса и годовое требование работают вместе: условная скидка помогает недропользователю выполнить обязательство по доле, за которое он отвечает по контракту, но стоит ему реальных денег — до четверти цены лучшей иностранной заявки. В оценке проекта эту премию закладывают в затраты на работы и услуги. Обратная сторона видна в строке гидроразрыва: специализированные услуги, которых в стране мало, тянут долю вниз, и запас по ней приходится набирать на массовых работах. Доли по договорам в примере заданы, а не посчитаны по методике. Данные примера условные.

Отчётность, учёт и проверки

Государство видит разработку через отчёты и данные учёта. Отчётность бывает периодической и разовой; по письменному запросу компетентного органа недропользователь в течение 20 рабочих дней представляет документы, подтверждающие работы и расходы (ст. 76).

Что и кому сообщает недропользователь по углеводородам

Отчёт или данные: Геологический отчёт
Кому и когда: уполномоченному органу по изучению недр
Основание: ст. 132

Отчёт или данные: Исполнение лицензионно-контрактных условий
Кому и когда: компетентному органу (Министерству энергетики)
Основание: ст. 132

Отчёт или данные: Закупки и внутристрановая ценность в них, внутристрановая ценность в кадрах
Кому и когда: уполномоченному органу в области углеводородов
Основание: ст. 132

Отчёт или данные: Расходы на обучение кадров и на НИОКР; состав лиц, контролирующих недропользователя
Кому и когда: тому же органу
Основание: ст. 132

Отчёт или данные: Годовые и пятилетние программы закупок
Кому и когда: тому же органу
Основание: ст. 131

Отчёт или данные: Суточные и месячные рапорты по учёту нефти, газа, конденсата и воды
Кому и когда: первичная документация на промысле
Основание: п. 290 Единых правил

Отчёт или данные: Данные приборов учёта нефти и газа
Кому и когда: информационная система учёта, в реальном времени
Основание: ст. 144

Отчёт или данные: Выполнение программы переработки газа
Кому и когда: уполномоченному органу, ежегодно
Основание: ст. 147

Отчёт или данные: Сбои со сжиганием газа
Кому и когда: тому же органу, ежеквартально до 25-го числа
Основание: ст. 146

Отчёт или данные: Отчётность по стандарту Инициативы прозрачности добывающих отраслей (ИПДО, EITI), подтверждённая аудитором
Кому и когда: компетентному органу
Основание: ст. 76

Отчёт или данные	Кому и когда	Основание
Геологический отчёт	уполномоченному органу по изучению недр	ст. 132
Исполнение лицензионно-контрактных условий	компетентному органу (Министерству энергетики)	ст. 132
Закупки и внутристрановая ценность в них, внутристрановая ценность в кадрах	уполномоченному органу в области углеводородов	ст. 132
Расходы на обучение кадров и на НИОКР; состав лиц, контролирующих недропользователя	тому же органу	ст. 132
Годовые и пятилетние программы закупок	тому же органу	ст. 131
Суточные и месячные рапорты по учёту нефти, газа, конденсата и воды	первичная документация на промысле	п. 290 Единых правил
Данные приборов учёта нефти и газа	информационная система учёта, в реальном времени	ст. 144
Выполнение программы переработки газа	уполномоченному органу, ежегодно	ст. 147
Сбои со сжиганием газа	тому же органу, ежеквартально до 25-го числа	ст. 146
Отчётность по стандарту Инициативы прозрачности добывающих отраслей (ИПДО, EITI), подтверждённая аудитором	компетентному органу	ст. 76

Кодекс о недрах в редакции на октябрь 2026 года и Единые правила. Без приборов учёта или с неисправными приборами добывать и отгружать нефть и газ на объектах из утверждённого перечня запрещено (ст. 144); технологическую схему оснащения согласует Министерство энергетики, на рассмотрение — до 30 рабочих дней.

Мониторинг контракта. Компетентный орган следит за исполнением контракта по отчётам недропользователя, данным космического мониторинга с признаками нарушений и сведениям из иных источников, а также посещая недропользователя и его объекты (ст. 66). По правилам мониторинга годовой отчёт анализируют в течение шести месяцев, на запрос дополнительных сведений отвечают в течение 10 рабочих дней; непредставленные сведения считают неисполнением обязательства, а физический объём работ — геофизику, бурение, добычу — засчитывают, только если он подтверждён актами выполненных работ, счетами-фактурами и платёжными поручениями. При нарушении недропользователю направляют уведомление о нарушении условий контракта.

Государственный контроль за соблюдением законодательства о недрах ведут в формах проверки и профилактического контроля с посещением и без посещения субъекта контроля; проверки и профилактический контроль с посещением — по Предпринимательскому кодексу (ст. 67). Кого посещать, решают по критериям оценки степени риска: недропользователей относят к высокой, средней или низкой степени риска, а среди субъективных критериев — нарушения в отчётах по программам переработки газа, в сроках испытания скважин, технологических режимах и порядке закупок; для разведки и добычи на суше и на море есть отдельные проверочные листы. При этом Кодекс прямо говорит, что при государственном контроле добросовестность действий недропользователя предполагается (ст. 9).

Санкции: от неустойки до прекращения контракта

Санкции устроены ступенчато: сначала уведомление и срок на исправление, затем деньги, в крайнем случае — прекращение права. Порядок неустойки и прекращения контракта подробно разобран в уроке об обязательствах недропользователя; здесь — то, что касается разработки.

Неустойка — в случаях, порядке и размере, установленных контрактом; её уплата не освобождает от обязательства. Срок устранения нарушения — до шести месяцев по физическим объёмам, три месяца — при выполнении финансовых обязательств года меньше чем на 30 % и при нарушении графика обеспечения ликвидации, месяц — по остальным; недропользователь может попросить продления, ответ — в течение 10 рабочих дней (ст. 133).
Досрочное прекращение контракта — в частности, за операции без проектных документов, утверждённых недропользователем и получивших положительные заключения экспертиз (ст. 106). За неустранённые нарушения — финансовых обязательств меньше чем на 30 % или обеспечения ликвидации либо больше двух других — министерство вправе прекратить контракт; он прекращается через два месяца после уведомления, а оспорить прекращение в суде можно в течение тех же двух месяцев.
Возмещение ущерба недрам. Тот, кто причинил ущерб ресурсам недр, нарушив законодательство о недрах, обязан его возместить (ст. 79); размер ущерба от нерационального использования недр при разведке и добыче углеводородов — сверхнормативные потери по средним официальным ценовым котировкам — определяет уполномоченный орган (ст. 122).
Административная и уголовная ответственность — по законам; привлечение к ней не освобождает от обязанности устранить нарушение (ст. 79).
Давность. За нарушение обязательств по контракту недропользователя можно привлечь к ответственности в течение трёх лет со дня, когда контролирующий орган узнал или должен был узнать о нарушении; переход права недропользования этот срок не меняет (ст. 80).

Термины и обозначения

Базовые проектные документы: проект разведочных работ, проект пробной эксплуатации и проект разработки месторождения; их утверждает недропользователь, а экспертизу проводят ЦКРР (в случаях Кодекса) и экологическая экспертиза.
Технические проектные документы: проекты строительства скважин, обустройства, ликвидации и другие, составленные на основе базовых; перечень задают Единые правила.
ЦКРР: центральная комиссия по разведке и разработке месторождений углеводородов: государственная экспертиза базовых проектных документов и анализов разработки с независимыми экспертами.
ГКЗ: государственная комиссия по запасам: до 1 января 2030 года проводит государственную экспертизу отчётов по подсчёту и оперативному подсчёту запасов углеводородов.
Авторский надзор: сопровождение проектной организацией выполнения проекта: сравнение факта с проектом, объяснение расхождений, корректировки без изменения проекта; отчёт направляют уведомлением.
Анализ разработки: комплексное изучение выработки запасов не реже раза в три года; при расхождении факта с проектом больше 10 % и обоснованной необходимости менять проект — экспертиза ЦКРР.
Положительная практика пользования недрами: общепринятая международная практика, которая рациональна, безопасна, необходима и экономически эффективна (ст. 122 Кодекса о недрах).
Программа развития переработки сырого газа: утверждаемая государством программа переработки или утилизации добываемого газа; обновляется каждые три года, отчёт — ежегодно.
Технологически неизбежное сжигание: сжигание газа при пусконаладке, обслуживании, ремонте, сбоях и отказах оборудования, чтобы добыча не прерывалась, — по разрешению и в пределах нормативов.
Внутристрановая ценность: доля казахстанского вклада в закупленных товарах, работах, услугах и в кадрах; в работах и услугах за год — не меньше 70 %.
Нормированные потери: обоснованные в проектных документах технологические потери и объёмы сжигания из разрешения; потери сверх них оценивают как ущерб недрам.

Частые ошибки и заблуждения

Неверно

«Проект разработки утверждает министерство, а недропользователь только выполняет».

На самом деле

Проектные документы утверждает сам недропользователь (ст. 134); государство даёт заключения экспертиз — ЦКРР, экологической, — без которых работать по проекту нельзя. Решения проекта принимают недропользователь и его проектная организация; экспертиза их проверяет, но не заменяет.

Неверно

«Проект согласован — значит, скважины можно бурить там, где выгоднее».

На самом деле

Менять виды, объёмы и сроки работ можно только изменением проекта (ст. 134); без него допустимы лишь корректировки в рамках авторского надзора — сдвиг графика ввода без изменения общего фонда, обоснованный перенос точек. Выборочное разбуривание самых продуктивных участков прямо запрещено (п. 372 Единых правил).

Неверно

«Если попутный газ некуда деть, его можно сжигать и платить за выбросы».

На самом деле

Сжигать можно только при авариях (без разрешения, с уведомлением), а при испытании скважин, пробной эксплуатации и технологически неизбежном сжигании — по разрешению и в пределах нормативов; без утилизации попутного газа месторождение в разработку не вводят, а потери сверх нормативов — ущерб недрам.

Неверно

«Внутристрановая ценность 70 % — значит, семь подрядчиков из десяти должны быть казахстанскими».

На самом деле

Это доля внутристрановой ценности в стоимости всех работ и услуг, купленных за календарный год, посчитанная по единой методике; один дорогой договор с низкой долей может перевесить много дешёвых.

Неверно

«Анализ разработки — отчёт для архива раз в три года».

На самом деле

Это главный инструмент мониторинга: при расхождении факта с проектом больше 10 % и необходимости менять проект он идёт на экспертизу ЦКРР, а после положительного заключения его показатели заменяют проектные до утверждения изменений, но не дольше трёх лет.

Подробно: для продвинутых

Три варианта проекта: где интересы инвестора и собственника расходятся

Единые правила требуют в проекте разработки не меньше трёх вариантов — на истощении, с поддержанием давления и с новыми технологиями повышения извлечения. Посмотрим, как эти варианты оценивают инвестор и собственник, на проекте из примеров экономических уроков (Модель денежного потока нефтегазового проекта) с тем же условным налоговым режимом — роялти 10 % выручки и налог на прибыль 20 %. Рента — NPV потока до платежей государству (ресурсная рента); разность вариантов считают как приростной поток «с изменением минус без него» (Проекты ускорения добычи и приростной анализ).

Расчётный примерИстощение, заводнение и полимерное заводнение

Исходные данные (условные)

Вариант А — истощение: проект из примеров как он есть: 12 млн барр. за 7 лет; геологические запасы 80 млн барр.
Вариант Б — заводнение с 3-го года: нагнетательные скважины и водоподготовка — ещё 25 и 15 млн долл. в 3-м и 4-м годах, закачка — 4 млн долл. в год; добыча 15,8 млн барр. за 9 лет, ликвидация 14 млн долл.
Вариант В — Б плюс полимерное заводнение: ещё 20 и 10 млн долл. в 6-м и 7-м годах и 9 млн долл. в год на полимер и обработку жидкости с 7-го года; добыча 19,4 млн барр. за 12 лет, ликвидация 15 млн долл.
Условия: цена 50 долл./барр.; роялти 10 %, налог на прибыль 20 %; ставка инвестора 10 % (реальная)

Решение

Коэффициент извлечения: А — $12{,}0/80 = 15{,}00$ %, Б — $15{,}8/80 = 19{,}75$ %, В — $19{,}4/80 = 24{,}25$ %.
NPV инвестора при 10 %: А — 100,13, Б — 110,41, В — 108,20 млн долл.; рента: 175,45, 198,53 и 203,06 млн долл.; приведённые платежи государству: 75,32, 88,12 и 94,86 млн долл.
Заводнение (Б минус А): инвестору $110{,}41 - 100{,}13 = 10{,}28$ млн долл., рента $198{,}53 - 175{,}45 = 23{,}08$ млн долл. — выгодно обоим.
Полимерная стадия (В минус Б): рента $203{,}06 - 198{,}53 = 4{,}53$ млн долл., но инвестору $108{,}20 - 110{,}41 = -2{,}21$ млн долл.; государство получает с приращения $6{,}74$ млн долл. — больше, чем само приращение ренты.
При ставке 5 % приращение ренты от полимерной стадии — 13,02 млн долл., инвестору — 1,42 млн долл. Приращение инвестора становится отрицательным при ставке выше 6,6 %, приращение ренты — выше 15,2 %.

Ответ: Заводнение выгодно и инвестору (+10,28 млн долл.), и собственнику. Полимерная стадия добавляет 3,6 млн барр. и 4,53 млн долл. ренты при 10 %, но инвестору приносит −2,21 млн долл.: по своей воле он её не выберет.

Что это значит. Расхождение создают платежи государству: роялти берут с каждого дополнительного барреля, сколько бы он ни стоил в добыче, и с приращения с тонкой маржой государство забирает больше, чем всё приращение ренты. Между ставками 6,6 и 15,2 % полимерная стадия ценна для владельца недр, но убыточна для инвестора; при более низкой ставке, которую часто приписывают государству, её ценность ещё выше. Требование рассмотреть варианты и экспертиза ЦКРР не заставят инвестора вложить деньги в убыток — они делают расхождение видимым. Сдвинуть решение можно стимулами: Кодекс поручает Единым правилам классифицировать методы увеличения нефтеотдачи и порядок учёта нефти, добытой специальными методами, и освобождает нефть, добытую методами, отнесёнными к специальным, от обязательных поставок на переработку в Казахстане по графикам (ст. 148-1, 130); налоговые стимулы разбирает урок Налогообложение нефтегазовых проектов. Варианты, их затраты и добыча условные. Данные примера условные.

РасчётПриращение от полимерной стадии (вариант В минус вариант Б) при разной ставке дисконтирования: рента — поток до платежей государству, и поток инвестора после роялти и налога на прибыль. Между 6,6 и 15,2 % приращение ренты положительно, а инвестора — отрицательно.

Одна залежь на двух участках

Там, где нефть принадлежит тому, кто добыл её своей скважиной, даже если она пришла из-под соседнего участка (так называемое правило захвата, rule of capture), владельцы соседних участков одной залежи соревнуются: кто быстрее пробурит и отберёт, тот больше получит. Гонка разрушает режим залежи и снижает общее извлечение. Ответ отрасли — унитизация (unitization): залежь разрабатывают как единый объект по одному проекту, а добычу и затраты делят по согласованным долям участков, пересматривая их по мере накопления данных.

В Казахстане недра принадлежат народу, но участков может быть несколько, и Кодекс решает задачу так (ст. 151). Если часть обнаруженной залежи или месторождения находится на участке другого недропользователя, они обязаны по своему выбору либо передать право так, чтобы по залежи остался один недропользователь или несколько с долями в одном контракте, либо заключить договор о совместной разведке и добыче на залежи как на едином объекте — с изменениями проектных документов и предварительным согласованием договора с компетентным органом. Если они этого не сделают, компетентный орган вправе потребовать договор через суд; по совместным обязательствам недропользователи отвечают солидарно. Совместно осваивать соседние месторождения — общей инфраструктурой, с управляющей компанией — можно по согласованию с компетентным органом, обосновав это в проектных документах (ст. 150).

Расчётный примерДоли участков в общей залежи

Исходные данные (условные)

Участок А: площадь залежи 3,4 км², эффективная толщина 12 м, пористость 0,18, нефтенасыщенность 0,70
Участок Б: 2,1 км², 15 м, 0,17, 0,66; после двух оценочных скважин средняя толщина на Б — 19 м
Правило долей: пропорционально нефтенасыщенному поровому объёму; добыча единого объекта — 400 тыс. т в год

Решение

Нефтенасыщенный поровый объём: А — $3{,}4\cdot 12\cdot 0{,}18\cdot 0{,}70 = 5{,}1408$ млн м³, Б — $2{,}1\cdot 15\cdot 0{,}17\cdot 0{,}66 = 3{,}5343$ млн м³.
Доли: А — $5{,}1408/(5{,}1408 + 3{,}5343) = 59{,}26$ %, Б — 40,74 %.
После уточнения: Б — $2{,}1\cdot 19\cdot 0{,}17\cdot 0{,}66 = 4{,}4768$ млн м³; доли А — 53,45 %, Б — 46,55 %.
Участку Б переходит $(46{,}55 - 40{,}74)\,\%\cdot 400 \approx 23{,}2$ тыс. т добычи в год.

Ответ: Первоначальные доли — 59,26 и 40,74 %; после оценочных скважин — 53,45 и 46,55 %, и участку Б ежегодно причитается на 23,2 тыс. т больше.

Что это значит. Доли единого объекта — предмет переговоров с большими деньгами: несколько метров толщины на краю залежи переносят тысячи тонн в год. Поэтому договоры обычно предусматривают пересмотр долей по новым данным и порядок перерасчёта уже понесённых затрат, а государство согласует договор и следит, чтобы разработка шла по одному проекту, а не наперегонки. Правило долей в примере простое; на практике учитывают и извлекаемые запасы, и вклад участков в добычу. Данные примера условные.

Связь с другими темами

Лицензирование и договоры на недропользование — контракт, его периоды, обязательства по 1 %, неустойка и прекращение — рамка, внутри которой идёт регулирование разработки.
Государство и недра: собственность на ресурсы — почему государство-собственник хочет не только дохода, но и полноты извлечения, работы для своей экономики и контроля.
Классификация запасов и ресурсов — подтверждение обнаружения, оперативный подсчёт и экспертиза запасов, без которых проекты не принимают в ЦКРР.
Инженерия пласта: задачи на всех этапах жизни месторождения — как инженер-разработчик готовит проект разработки и ведёт контроль за разработкой.
Зачем закачивают воду: поддержание давления и вытеснение нефти — компенсация отбора закачкой и поддержание давления — обязательные показатели проекта.
Концепции обустройства месторождений — что строят на промысле и куда девают попутный газ.
Годовой платёж за капитал — как перевести вложения в утилизацию газа в равный годовой платёж.
Налогообложение нефтегазовых проектов — налоги и стимулы, которые меняют выбор между вариантами разработки.

Проверьте себя

1
Недропользователь добавил в проект разведочных работ две поисковые скважины на том же участке; оценки обнаружения, разведки на море и увеличения участка изменение не касается. Как оформить изменение?
1. А.Утвердить в ГКЗ
2. Б.После экологической экспертизы направить в Министерство энергетики уведомлением
3. В.Направить на экспертизу ЦКРР — 2 месяца
4. Г.Никак: объёмы бурения можно менять без изменения проекта
Показать ответ
Правильный ответ: Б. После экологической экспертизы направить в Министерство энергетики уведомлением
Изменение объёма работ требует изменения проекта (ст. 134). Проект разведочных работ и изменения к нему, не связанные с оценкой, разведкой на море или увеличением участка, направляют в компетентный орган уведомлением (ст. 139); государственную экологическую экспертизу проходят все проектные документы. ЦКРР понадобилась бы для дополнения с оценкой обнаруженной залежи.
2
Почему проект пробной эксплуатации нельзя подать в ЦКРР сразу после испытания оценочных скважин?
1. А.ЦКРР рассматривает проекты только раз в год
2. Б.Сначала нужно положительное заключение государственной экспертизы недр по оперативному подсчёту запасов
3. В.Пробную эксплуатацию разрешает только Правительство
4. Г.Сначала нужно разрешение на сжигание газа
Показать ответ
Правильный ответ: Б. Сначала нужно положительное заключение государственной экспертизы недр по оперативному подсчёту запасов
Проект пробной эксплуатации принимают на экспертизу только после положительного заключения по отчёту об оперативном подсчёте запасов (ст. 139). Сначала государство соглашается с тем, сколько нефти в залежи, потом — с тем, как её добывать. Разрешение на сжигание, наоборот, выдают на основании утверждённого проекта.
3
По проекту разработки на год — 300 тыс. т нефти и 700 тыс. м³ закачанной воды; фактически добыли 282 тыс. т и закачали 560 тыс. м³. Какие показатели расходятся с проектом больше чем на 10 % и что из этого следует?
Показать ответ
Нефть: $(282 - 300)/300 = -6{,}0$ % — в пределах авторского надзора. Закачка: $(560 - 700)/700 = -20{,}0$ % — больше 10 %. Объёмы закачки и компенсация отбора — показатели, которые контракт делает обязательствами, поэтому недобор закачки — договорная проблема. Если анализ разработки покажет, что проект верен, разработку возвращают к проекту — восстанавливают закачку; если обоснованно покажет, что проект нужно менять, анализ с расхождением больше 10 % проходит экспертизу ЦКРР, и после положительного заключения его показатели действуют вместо проектных до утверждения изменений, но не дольше трёх лет (ст. 142).
4
В каком случае сырой газ можно сжечь в факеле без разрешения?
1. А.При испытании скважины, если оно короче 90 дней
2. Б.В первые три месяца пробной эксплуатации
3. В.При аварии или её угрозе, угрозе жизни персонала, здоровью населения и окружающей среде — с письменным уведомлением органов в течение десяти дней
4. Г.Ни в каком
Показать ответ
Правильный ответ: В. При аварии или её угрозе, угрозе жизни персонала, здоровью населения и окружающей среде — с письменным уведомлением органов в течение десяти дней
Без разрешения сжигать можно только в аварийных ситуациях и при их угрозе, с уведомлением органов в области углеводородов и охраны окружающей среды в течение десяти дней (ст. 146). Испытание скважин, пробная эксплуатация и технологически неизбежное сжигание требуют разрешения Министерства энергетики и укладываются в нормативы.
5
На конкурсе на капитальный ремонт скважин иностранная компания предложила 1250 млн ₸, казахстанский производитель работ и услуг — 1520 млн ₸; остальные условия равны. Кто выиграет и при какой цене казахстанский участник перестал бы выигрывать?
Показать ответ
Условная цена казахстанского участника — $0{,}8\cdot 1520 = 1216$ млн ₸, меньше 1250 — он выигрывает, хотя дороже на 270 млн ₸, или 21,6 %. Перестал бы выигрывать при цене выше $1250/0{,}8 = 1562{,}5$ млн ₸ (при равных условных ценах предпочтение получает казахстанский производитель): предел премии — 25 %. Платит недропользователь цену заявки, 1520 млн ₸, а не условную.
6
Экспертизу проекта разработки продлили на 3 месяца. NPV проекта при ставке 12 % — 80 млн долл., и все его потоки сдвигаются на время ожидания. Сколько стоит продление и почему теряет и государство?
Показать ответ
$\Delta\mathrm{NPV} = 80\cdot(1 - 1{,}12^{-0{,}25}) = 80\cdot 0{,}0279 \approx 2{,}23$ млн долл. Налоги и другие платежи государству идут вместе с добычей и сдвигаются на те же 3 месяца, поэтому их приведённая стоимость уменьшается в той же доле — 2,8 %. Если бы к началу ожидания вложения уже были сделаны, сдвинулась бы только выручка, и потеря была бы больше.

Обновлено: 17 октября 2026 г.