حقوق نفت و گاز

امکان توثیق کالاهای خریداری شده به نام پیمانکار نزد نهادهای مالی..

همانطور که می‌دانیم بر اساس اصلاح مصوبه هیات وزیران مربوط به شرایط عمومی قراردادهای بالادستی نفت مصوب سال 1402، سرمایه گذار قراردادهای بالادستی نفت می تواند کالاهای خریداری شده از خارج از کشور را به نام خود خریداری نموده مشروط به بر اینکه پس از ورود کالاها به ایران، مالکیت آنرا به شرکت ملی نفت منتقل کند.
از این رو بر اساس شیوه نامه تامین مالی قراردادهای بالادستی نفت و گاز مصوب 1403، به منظور تسهیل تأمين مالی و اجرای طرح‌های بالادستی نفت و گاز موضوع مصوبه هیات وزیران در خصوص شرایط عمومی مربوط به قراردادهای بالادستی نفت وگاز یا همان IPC، سرمایه گذار مجاز است در صورت وجود ظرفیت قراردادی به منظور تهیه و تأمين کالا و تجهیزات و اموال (اعم از داخلی و خارجی) به نام خود، نسبت به توثیق موارد یاد شده اقدام نماید. 
در صورت استفاده سرمایه‌گذار از این ظرفیت، آغاز بازپرداخت هزینه‌های مستقیم سرمایه‌ای مربوط به کالا، تجهیزات، تاسیسات و مستحدثات، مشروط به انتقال مالکیت به شرکت ملی نفت خواهد بود.

مفاد قرارداد تأمين مالی منعقد شده توسط سرمایه‌گذار با نهاد مالی در صورت استفاده از ظرفیت نباید تناقضی با مفاد قرارداد IPC داشته باشد که تشخیص این امر با شرکت ملی نفت ایران است. 

استفاده از این ظرفیت در طول دوره اعتبار قرارداد صرفاً برای طرح/پروژه موضوع قرارداد مجاز می‌باشد. توثیق هر یک از کالا، تجهیزات، تاسیسات و مستحدثات  به صورت همزمان برای روش‌های مختلف تأمين مالی مجاز نیست. همچنین در طول دوره اعتبار قرارداد، سرمایه‌گذار حق فروش کالا، تجهیزات، تاسیسات و مستحدثات را به اشخاص ثالث ندارد.
و در نهایت سرمایه‌گذار مجاز است ضمن ارائه وکالت‌نامه غیر مشروط و بلاعزل، اجازه بازپرداخت هزینه‌های مربوط به تهیه و تأمين کالا، تجهیزات، تاسیسات و مستحدثات به نهاد های مالی را با رعایت مفاد قرارداد به شرکت ملی نفت ایران واگذار نماید. در این صورت شرکت موظف است به محض اعلام نهاد مالی مبنی بر عدم ایفای تعهدات توسط سرمایه‌گذار در مقابل خود، نسبت به بازپرداخت تعهدات سررسید شده سرمایه‌گذار از محل مطالبات وی اقدام نماید. پرداخت شركت به نهاد مالی بايد صرفاً بابت تأمين مالی انجام شده براي طرح/پروژه موضوع قرارداد صورت پذيرد. همچنین پرداخت شركت به نهاد مالی مطابق مفاد اين تبصره به منزله ايفاي تعهدات شركت در مقابل سرمایه‌گذار خواهد بود.

موفق باشید

هاتف ستاری

T.me/naft1

متن شیوه نامه تامین مالی قراردادهای بالادستی نفت و گاز.pdf

شیوه نامه تامین مالی قراردادهای بالادستی نفت و گاز توسط وزارت اقتصاد ابلاغ گردید.
به صورت کلی بر اساس این شیوه نامه، پیمانکاران قراردادهای IPC می توانند کالاها و تجهیزات خریداری شده به نام خود و یا به نام شرکت ملی نفت را بر اساس ضوابط خاصی نزد موسسات مالی به وثیقه گذاشته و تسهیلات مالی جهت اجرای قراردادهای بالادستی دریافت کنند.


موفق باشید.
هاتف ستاری.

T.me/naft1

مشکلات مربوط به انعقاد قراردادهای توامان اکتشافی، توسعه ای و تولیدی..

انعقاد قراردادهای بالادستی که حق الزحمه پیمانکار با توجه به بشکه تولید شده نفت محاسبه می گردد، به صورت توسعه ای و تولیدی امری است که پیچیدگی های کمتری دارد. به بیان بهتر، تعیین حق الزحمه پیمانکار به صورت پرداخت به ازای هر بشکه نفت تولیدی، نیازمند تعیین یک فاکتور اساسی است و آن مشخص بودن میزان تولید اضافه در میادین در حال تولید و تولید خالص در میادین green است که پیمانکار بایستی با اتکا به عملیات نفتی خود به دست بیاورد. برای مثال طبق شرایط عمومی قراردادهای IPC، حق الزحمه پیمانکار که به صورت پرداخت در هر بشکه است، به میزان تولید اضافه از میدان تعلق می‌گیرد و نه تولید خط پایه تخلیه. یعنی چنانچه خط پایه 10هزار بشکه نفت باشد و پیمانکار متعهد به تولید 18 هزار بشکه گردد، حق الزحمه به 8هزار تولید اضافه تعلق می‌گیرد و پیمانکار برای تولید 10 هزار بشکه صرفا هزینه تولید یا OPEX دریافت می نماید. لازم به ذکر است که محاسبه هزینه بهره برداری از (خط پایه) و (تولید اضافه) خود دارای پیچیدگی هایی است که از حوصله متن حاضر خارج است.

پس نتیجه گرفتیم که حق الزحمه پیمانکار بر اساس این قراردادها، تابعی از تولید اضافه و نرخ بازگشت سرمایه توافق شده بین سرمایه گذار و کشور صاحب نفت است و تا زمانی که تولید اضافه مشخص نگردد، عملا توافق بر روی حق الزحمه پیمانکار میسر نیست.

حال شما بلوکی را فرض کنید که پیمانکار ابتدا بایستی عملیات اکتشاف نفت را بر روی آن انجام دهد و بعد مختصات و ابعاد مخزن (در صورت تجاری بودن میدان) مشخص شود تا میزان تولید نفت آن به دست بیاید. بنابراین طبیعی است که توافق بر روی حق الزحمه پیمانکار به صورت پرداخت در هر بشکه در زمان انعقاد قرارداد اکتشافی بسیار مشکل و مبتنی بر ریسک برای هر دو طرف قرارداد است.
تجربه انعقاد اینگونه قراردادها در کشورهای مختلف گویای این امر است که اصولا قراردادهای اکتشافی به دو مرحله قبل از اکتشاف و بعد از اکتشاف تقسیم می شوند. یعنی در صورت اکتشاف میدان و اثبات تجاری بودن آن، پیمانکار اکتشافی نسبت به ارائه برنامه توسعه و تولید میدان و ادامه انجام عملیات در اولویت می باشد، یعنی الزامی برای کشور صاحب نفت مبنی بر ادامه عملیات توسعه و تولید از میدان به طرفیت پیمانکار وجود ندارد و در صورت عدم توافق پیمانکار و کشور صاحب نفت، پیمانکار هزینه های مربوط به اکتشاف و حق الزحمه مربوطه را دریافت نموده و میدان را ترک می کند.

موفق باشید.
ستاری

T.me/naft1

تاثیر مالکیت بر اطلاعات در انعقاد قراردهای فارم اوت..


توجه به اینکه در قراردادهای فارم-اوت اصولاً شرطی به عنوان تضمین مالکیت بر اطلاعات داده نمی‌شود، بنابراین انتقال‌گیرنده قبل از اینکه اقدام به انجام عملیات نفتی کند و یا چاهی را حفاری نماید، بایستی اطمینان حاصل کند که انتقال‌دهنده مالک اطلاعات قابل واگذاری به وی می‌باشد.
به بیان بهتر برای اینکه انتقال‌گیرنده بتواند عملیات حفاری را شروع کند، بایستی یک سری از اطلاعات اولیه و یا اطلاعات کاملی را از انتقال‌دهنده دریافت کند. حال چنانچه اطلاعات ارائه‌شده از جانب انتقال‌دهنده مربوط به خود وی نباشد، ممکن است انتقال‌گیرنده را با وضعیتی مواجه سازد که بر اساس اطلاعات مربوط به اشخاص دیگر اقدام به انجام عملیات نموده و در نهایت وی را در مقابل مالک اطلاعات مزبور در یک وضعیت حقوقی خاصی قرار دهد و گاهی ملزم به پرداخت مبالغی به صاحب اطلاعات ارائه‌شده به خود قرار گیرد. 
برای اینکه انتقال‌گیرنده از مالکیت اطلاعات ارائه‌شده به وی اطمینان حاصل کند، بایستی همراه با انعقاد قرارداد فارم-اوت، انتقال‌دهنده موافقت کند که مالکیت خود بر اطلاعات را نیز با انتقال‌گیرنده شریک شود که البته همین امر اصولاً مورد توافق قرار می‌گیرد. بر این اساس، انتقال‌گیرنده قادر خواهد‌بود که تمام اسناد و اطلاعات مربوط به مالکیت انتقال‌دهنده بر منافع را مورد مطالعه قرار داده و اطمینان لازم مبنی بر مالکیت نامبرده را احراز نماید. در قراردادهای فارم-اوتی که انتقال‌گیرنده متعهد به انجام عملیات نفتی مانند حفر چاه بوده و اختیاری از خود از بابت انجام عملیات ندارد، باید این امر مورد پیش‌بینی طرفین واقع شود که ممکن است انتقال‌گیرنده پس از مطالعه اسناد و عدم قانع شدن در رابطه با مالکیت انتقال‌دهنده، بتواند قرارداد فارم-اوت منعقده را فسخ نماید.

موفق باشید.
ستاری

منبع:
Analysing oil and gas farm out agreements

T.me/naft1

بیان مسائل فنی به زبان ساده..
عملیات فشار افزایی در میادین گازی به چه معناست؟

این روزها نام عملیات مربوط به فشار افزایی در پارس جنوبی به کرات شنیده می شود. اما در عملیات مربوط به فشار افزایی چه اتفاقی حادث می شود؟
گاز از میادین گازی با یک فشار مشخصی تولید می گردد و فشار مزبور بایستی به میزانی باشد که گاز تولیدی را به تاسیسات فرآورش که گاهی کیلومترها با میدان گازی فاصله دارد برساند.

برای مثال فرض کنید جهت انجام عملیات فرآورش گاز، بایستی فشار گاز خام ورودی به کارخانه فرآورش 40 باشد. اگر فشار گاز ورودی کمتر از این مقدار باشد، عملاً کارخانه فرآورش گاز که وظیفه تصفیه آن و تبدیل به گاز قابل استفاده را دارد قادر به انجام وظیفه خود نیست. پس حفظ فشار 40 جهت انجام عملیات فرآورش ضروری است.

حال فرض کنید فشار گاز تولیدی از یک میدان در هنگام تولید 100 باشد و با توجه به محاسبات انجام شده در طول مسیر خود تا کارخانه فرآورش 60 واحد فشار خود را از دست بدهد و به 40 برسد که در اینصورت ما قادر به فرآورش آن خواهیم بود چرا که شرط فشار گاز ورودی ما همانطور که گفتیم 40 است.

اما اگر فشار گاز تولیدی 80 باشد، و درطول مسیر 60 واحد کاهش یابد و فشار گاز ورودی به کارخانه 20 بشود، عملا کارخانه قادر به انجام عملیات فرآورش نیست.

با عملیات مربوط به فشار افزایی می توانیم گاز تولیدی با توان 80 را در سرچاه یا میدان گازی دریافت کرده و آنرا با توجه به تاسیسات فشار افزایی و یا کمپرسورها به 100 افزایش دهیم تا اگر 60 واحد فشار آن در طول مسیر افت نماید، با فشار ورودی 40 بتوانیم فرآورش گاز را انجام دهیم. به بیان واضحتر پیمانکار فشار افزایی، گاز با فشار پایین را دریافت کرده و با استفاده از کمپرسورهای احداثی، آنرا به فشار مورد نظر جهت رسیدن گاز به کارخانه فرآورش افزایش می دهد.

موفق باشید.
هاتف ستاری
منبع:

https://ifsolutions.com

T.me/naft1

آیا سرمایه گذار در قراردادهای مشارکت در تولید مالک نفت در مخزن می شود؟

یکی از سوالاتی که همواره در خصوص استفاده از قراردادهای مشارکت در تولید به ذهن خطور می نماید، موضوع انتقال مالکیت نفت در مخزن یا نفت درجا به سرمایه گذار است.
شاید بهترین روش جهت پاسخ به سوال مزبور، مرور قراردادهای مشارکت در تولید منعقده در کشورهایی باشد که استفاده از این نوع روش قراردادی را مجاز می شمرند.
با مطالعه قراردادهای مزبور که در سال های اخیر منعقد شده است مشخص می گردد که این قراردادها سهمی از تولیدات میدان را به سرمایه گذار اختصاص می دهند و حق مالکیت وی بر سهم مزبور را بر اساس قرارداد به رسمیت می شناسند اما سوال اصلی اینجاست که سهم مزبور در چه نقطه ای و چه زمانی به مالکیت سرمایه گذار در خواهد آمد؟
بر اساس قراردادهای منعقده از جمله قرارداد کشور ساحل عاج به طرفیت شرکت BP انگلستان، به صراحت قید گردیده که انتقال مالکیت سهم سرمایه گذار از نفت تولیدی در نقطه تحویل(و نه مخزن) می باشد! که نقطه تحویل نیز در قرارداد تعریف شده است و جهت تاکید بیشتر در قرارداد مزبور قید شده که سرمایه گذار مالکیتی بر سهام خود تا قبل از نقطه مزبور نخواهد داشت.
نکته قابل توجه آنکه علی رغم انتقال مالکیت به سرمایه گذار در نقطه تحویل، اما این سرمایه گذار است که بایستی نفت را تا نقطه تحویل برساند، لذا در قرارداد مسئولیت و بیمه تاسیسات مربوط به رساندن نفت تا نقطه مزبور بر عهده سرمایه گذار قرار داده شده است.
ناگفته نماند در قراردادهای مزبور، حق اولویت کشور میزبان یا صاحب نفت برای خرید سهم سرمایه گذار در صورت نیاز کشور مزبور به هیدروکربن، شناخته شده است که اصطلاحا به آن domestic market obligation گفته می شود.

موفق باشید.
ستاری.

T.me/naft1



https://www.linkedin.com/in/hatef-sattari-asmaroud-26769315b?utm_source=share&utm_campaign=share_via&utm_conte

سرنوشت تاسیسات بنا شده و موجود در یک منطقه قراردادی..

زمانی که یک قرارداد بالادستی منعقد می گردد و یا امتیازی واگذار می شود، ممکن است این سوال مطرح گردد که سرنوشت تاسیسات بنا شده و یا نصب شده در منطقه قراردادی چه خواهد بود.
پاسخ به سوال فوق از هر قرارداد به قرارداد دیگر متفاوت است.
برای مثال بر اساس سیستم امتیازی، تاسیسات نصب شده از سوی صاحب امیتاز در پایان مدت امتیاز یا پروانه بهره برداری، بدون هیچ گونه هزینه ای برای کشور صاحب نفت، به کشور مزبور منتقل می شود. در اینجا لازم به ذکر است با توجه به این امر که مدت زمان قراردادهای امتیازی اصولا طولانی بوده، ممکن است در پایان مدت امتیاز، تاسیسات مستهلک شوند و یا دیگر کارایی برای دولت صاحب نفت نداشته باشند که در اینصورت این حق برای کشور مزبور شناخته می شود که از صاحب امتیاز بخواهد تا به برچیدن تاسیسات اقدام نموده و منطقه قراردادی را به روز اول بازگرداند.
و اما در قراردادهای مشارکت در تولید و خدمت، رویه ممکن است به صورت دیگری باشد. اصولا سه روش در این قراردادها مورد استفاده قرار می گیرد.

اول انتقال مالکیت تاسیسات به کشور میزبان زمانی که وارد کشور مزبور شد. این روش در قراردادهای مشارکت در تولید کشور آنگولا مورد استفاده است. در قراردادهای کشور مزبور از عبارت when landed in ANGOLA برای تعیین زمان انتقال مالکیت به شرکت ملی نفت آنگولا(SONAGOL) استفاده می شود.

در برخی دیگر از کشورها، مالکیت تاسیسات در پایان مدت قرارداد به کشور صاحب نفت منتقل می گردد. برای مثال می توان به قراردادهای کشور تیمور شرقی اشاره نمود.

و در پایان در قرارداد کشورهایی همچون‌ عمان و مصر پیش بینی می شود که تاسیسات زمانی به کشور صاحب نفت منتقل می شود که هزینه های سرمایه ای انجام شده توسط سرمایه گذار بازپرداخت شده باشد. برای مثال در قراردادهای مشارکت در تولید کشور عمان آورده شده است:
Title to assets shall be transferred automatically to the Government at the end of the calendar year when it's total costs has been recovered..

موفق باشید.
ستاری

T.me/naft1


https://www.linkedin.com/in/hatef-sattari-asmaroud-26769315b?utm_source=share&utm_campaign=share_via&utm_conte

روز مهندس رو به تمامی زحمت کشان و همکاران محترم تبریک میگم.🌹

تجربه شخصی بنده این هست که موفقیت در رشته ای مثل حقوق نفت و گاز بدون داشتن اطلاعات پایه مهندسی عملاً امکان پذیر نیست.

تشکر از تمامی عزیزان مهندسی که با صبر و حوصله اطلاعات خودشون رو در اختیار حقوقی ها قرار میدن که دید بهتری نسبت به مسائل این رشته داشته باشند. 🌹

هاتف ستاری

نشست مشارکت عمومی خصوصی
پژوهشکده شهر دانش
با توجه به فعالیت‌های اقتصادی زیادی که در تسلط دولت است و شرکت‌های دولتی به طور گسترده در حوزه اقتصادی فعالیت می‌کنند، سرمایه‌گذاری بخش خصوصی در طرح‌های اقتصادی با موانعی قانونی روبرو است یا اینکه بدون  کمک و یاری دولت فاقد توجیه اقتصادی است. یکی از راه‌های ورود بخش خصوصی به فعالیت‌های اقتصادی در حیطه فعالیتهای اقتصادی دولت یا جذاب کردن آنها «مشارکت عمومی-خصوصی» یا PPP است.
ترتیبات مشارکت عمومی-خصوصی به قرارداد خاصی منحصر نیست و قراردادهای متنوعی ذیل مشارکت عمومی-خصوصی قابل دسته‌بندی است. مشارکت عمومی-خصوصی به ترتیبات قراردادی اطلاق می‌شود که دولت یا بخش عمومی مثل شهرداری‌ها از طریق تأمین بخشی از هزینه‌های اجرای طرح یا خرید تضمینی بخشی از محصولات آن یا ارائه زمین، خوراک، وام و امثال آن طرح‌های مورد نظر را برای بخش خصوصی واجد توجیه اقتصادی می‌کند. در مشارکت عمومی-خصوصی، قراردادی بین دستگاه عمومی یا دولتی و متقاضی غیردولتی منعقد می‌شود.
🔹لینک فیلم کامل نشست علمی در آپارات:
https://www.aparat.com/v/u5VSZ

در کلیپ ارسالی نحوه فرآورش نفت به صورت ساده نمایش داده می شود.
همانطور که ملاحظه می گردد نفت خام تولید شده از چاه ها ابتدا به جدا کننده و تفکیک گر وارد شده و طی فرآیندی گاز و آب از آن جدا می شود. گاز تولیدی گاهی برای انجام عملیات فرآورش مانند تامین سوخت مورد نیاز برای ژنراتورهای تولید برق، افزایش تولید از چاه های با فشار کمتر(Gas lift) ، سوخت مشعل برای داغ کردن روغن جهت انجام عملیات فرآورش و... استفاده شده و در صورت نبود تاسیسات مربوط به مایع سازی گاز، سوزانده یا فلر می شود.
آب جدا ‌شده ناشی از فرآورش نفت از طریق چاه های تزریق آب یا water disposal well، به مخازن زیر زمین تزریق می گردد و در نهایت نفت خام از جدا کننده خارج می شود.
لازم به ذکر است که جهت فرآورش نفت برای مصارف داخلی و یا صادرات بایستی عملیات دیگری نیز بر روی نفت خارج شده از جدا کننده انجام شود. برای مثال می توان به ترزیق مواد شیمیایی مانند demulsifier اشاره کرد.

موفق باشید.
ستاری

تفکیک گر نفت سیار یا mobile oil separator چیست؟

با توجه به اینکه ساخت کارخانه های تفکیک نفت از گاز نیازمند زمان و هزینه بسیار است، تفکیک گر نفت سیار همانطور که از اسم آن مشخص است تجهیزی است که بر روی میادین قرار داده می شود تا به تفکیک گاز از نفت بپردازد و اغلب گاز جدا شده از نفت توسط تفکیک گر مزبور سوزانده می شود. تجهیز فوق قابل جابه جایی از یک چاه به چاه دیگر و از یک میدان به میدان دیگر است. یکی دیگر از موارد استفاده از دستگاه تفکیک گر نفت سیار در شرایطی است که چاه از فشار لازم جهت ارسال به واحد بهره برداری برخوردار نمی باشد. 
این تفکیک گر به صورت کلی از سه بخش تشکیل می شود.
بخش اول شامل تاسیسات فرآورش نفت که گاز را از نفت جدا می کند.
بخش دوم شامل تانک های ذخیره سازی نفت و گاز، دیزل ژنراتور برای تامین برق مورد نیاز برای فرآورش نفت.
بخش سوم شامل قسمتی است که در آن اتاق کنترل قرار گرفته و اپراتور در آنها مستقر می گردد.

موفق باشید
ستاری

منبع:
مهار فن ابزار
T.me/naft1

تعهد انتقال گیرنده مبنی بر پرداخت مبلغ معین در قراردادهای فارم اوت..

انتقال‌گیرنده مبلغی را به صورت توافق‌شده در روز امضای قرارداد فارم-اوت و یا در روز حاصل شدن پیش شرط‌ها و پس از انتقال سهام قراردادی به وی، به انتقال‌دهنده پرداخت می‌نماید. این مبلغ شامل سهم وی از سرمایه‌ای است که قبل از انعقاد قرارداد فارم-اوت توسط انتقال‌دهنده هزینه شده که هم می‌تواند یک مبلغ مشخص و ثابتی باشد و هم اینکه ممکن است انتقال‌دهنده این حق را داشته‌باشد که به حسابرسی هزینه‌های مزبور بپردازد و در صورت لزوم مبالغ مزبور را تعدیل نماید. برای مثال اگر انتقال‌دهنده ادعا نماید که تا زمان امضای قرارداد فارم-اوت سهم انتقال‌گیرنده از هزینه‌ها بر اساس درصد سهام مشارکت وی ده میلیون دلار است، نامبرده می‌تواند به حسابرسی هزینه‌های انجام شده پرداخته و در صورت اثبات مبلغی پایین از مبلغ ده میلیون دلار، مبلغ پایین‌تر را بپردازد و یا اینکه ممکن است انتقال‌دهنده بدون توجه به انجام هزینه‌ها بیان نماید که مبلغ ده میلیون دلار توسط انتقال‌گیرنده پرداخت شود و حق حسابرسی هزینه‌ها برای انتقال‌گیرنده شناخته نشود. به صورت کلی طرفین می‌توانند پرداخت هر گونه هزینه ای را توسط انتقال‌گیرنده توافق بنمایند. به صورت کلی بر اساس مدل قراردادی ارائه‌شده از سوی موسسه AIPN در سال 2019، انتقال‌گیرنده حق حسابرسی هزینه‌ها را از انتقال‌دهنده در یک قرارداد فارم-اوت درخواست خواهد نمود مگر اینکه همانطور که اشاره شد، طرفین توافق نمایند که انتقال‌گیرنده می‌بایست مبلغی را به صورت ثابت بدون توجه به هزینه‌هایی که تاکنون انجام شده‌است، پرداخت نماید. در رابطه با حق حسابرسی هزینه‌ها توسط انتقال‌گیرنده بر اساس ماده مورد اشاره چند مورد بایستی مورد توجه قرار بگیرد. ماده 3-8 مدل مزبور، حق حسابرسی برای انتقال‌گیرنده را به رسمیت می شناسد که در اینصورت این حق متعاقباً برای انتقال‌گیرنده وجود خواهد داشت تا با حسابرسی، بتواند به تعدیل مبالغ دریافتی از جانب انتقال‌دهنده اقدام نماید. با توجه به اهمیت این ماده، نگارندگان مدل قراردادی فارم-اوت عقیده بر این دارند که می‌بایست یک سیستم حل وفصل اختلاف جداگانه ای در رابطه با این موضوع مورد توافق طرفین واقع شود که این امر می‌تواند استفاده و ارجاع امر و موضوع مورد اختلاف به کارشناس باشد. اول اینکه انجام حسابرسی هزینه‌ها خود امری زمان‌بر و مشروط به پرداخت هزینه می‌باشد. مدل قراردادی موصوف این اختیار را برای طرفین به رسمیت شناخته که یا این هزینه‌ها صرفاً توسط انتقال‌گیرنده پرداخت شود و یا اینکه هزینه‌های مذکور بر اساس درصد سهام و مشارکت طرفین قرارداد فارم-اوت در قرارداد بالادستی مربوطه بین آن‌ها تقسیم شود. دومین موضوع مهم در رابطه با این ماده مدت زمان انجام این حسابرسی است. در این ماده به صراحت پیش‌بینی شده‌است که درخواست حسابرسی توسط انتقال‌گیرنده بایستی طی مدت زمان مشخصی از زمان امضای قرارداد و یا نافذ شدن آن توسط ذی نفع انجام شود. دلیل این امر را می‌توان در تلاش قرارداد برای عدم بسط ید انتقال‌گیرنده در حسابرسی هزینه‌های انجام شده تا زمان امضای قرارداد فارم-اوت دانست. بنابراین در صورتی که انتقال‌گیرنده درخواست حسابرسی هزینه‌های انجام شده را خارج از مدت مقرر در قرارداد فارم-اوت داشته‌باشد، انتقال‌دهنده ملزم به ارائه اسناد مربوطه جهت حسابرسی هزینه ها نمی‌باشد.  

موفق باشید.
ستاری.

منبع:
Analyzing Oil and Gas Farm out Agreements
و
مدل قرارداد فارم اوت ارائه شده از سوی موسسه AIPN در سال 2019


T.me/naft1

https://www.linkedin.com/in/hatef-sattari-asmaroud-26769315b?utm_source=share&utm_campaign=share_via&utm_conte

دسترسی به بازار فروش نفت و گاز دلیلی برای انعقاد قرارداد فارم-اوت

زمانی که یک سرمایه گذار و یا طرف قرارداد بالادستی نفت، دسترسی به بازار فروش محصولات خود اعم از نفت و گاز را نداشته‌باشد، هرچند که هیچ ریسکی جهت انجام عملیات متوجه وی نباشد، علاقه به انجام عملیات نفتی در منطقه قراردادی بر اساس قرارداد بالادستی مربوطه از خود نشان نمی‌دهد. حتی اگر بازارهای فروش نفت هم در دسترس باشند، مسایل و مشکلاتی مانند نبود نیروی کار کافی و یا حمل نفت و ‌گاز به مقصد، تماماً می‌تواند دلیلی باشد که بر اساس آن قرارداد فارم-اوت با شخصی که این توانایی‌ها را دارد منعقد گردد. برای مثال اگر میدانی که عملیات نفتی بر روی آن انجام می‌شود از نوع گازی باشد، یافتن خریداری که بتواند بر روی میدان، محصولات تولید شده را به قیمت معقولی خریداری نماید، بسیار مشکل است. این امر نیازمند موارد مختلفی از جمله تخصص و نیروی کار کافی است. بنابراین با عنایت به مرقومات فوق، یکی از دلایلی که ممکن است قرارداد فارم-اوت بر اساس آن منعقد گردد، دسترسی به بازار فروش و یا فروش محصولات حاصل‌شده از میدان است. شاید بتوان بیان داشت که انعقاد قرارداد فارم-اوت با شخصی که توانایی فروش و بازاریابی محصولات را داشته‌باشد، از بهترین نوع قرارداد فارم-اوت است.
همچنین در این قراردادها انتقال‌گیرنده متعهد می‌شود با همان شروط و قراردادی که نفت و گاز متعلق به خود را به فروش می‌رساند، با همان شروط سهم انتقال‌دهنده از نفت و گاز تولیدی را نیز به فروش برساند.

همچنین در اینگونه از قراردادهای فارم-اوت شاید توانایی فنی و یا حتی مالی انتقال‌گیرنده موردنظر انتقال‌دهنده نبوده و صرف توانایی انتقال‌گیرنده مبنی بر دسترسی به بازارهای فروش مواد هیدروکربری، دلیل عمده انعقاد قراردادهای فارم-اوت باشد. لذا بعید نیست که در این دست از قراردادهای فارم-اوت بیشتر شرکت‌های واسطه و دلال و بازاریاب به عنوان انتقال‌گیرنده انتخاب شده تا از طریق این شرکت‌ها بتوان به بازارهای جهانی خرید و فروش دسترسی پیدا کرد. از طرف دیگر بدیهی است که در قراردادهایی که با این هدف منعقد می‌گردند، ردپایی از شروط قراردادی مربوط به فروش محصولات متعلق به انتقال‌گیرنده به انتقال‌دهنده دیده نشود، چراکه انتقال‌دهنده خود به دنبال فروش سهم خود از تولیدات به وسیله انتقال‌گیرنده است.

موفق باشید.
ستاری

منبع:
Analyzing Oil and Gas Farmout Agreements

T.me/naft1

ماهیت قراردادهای مشارکت در عواید(Revenue Sharing Contract)یا RSC
و تفاوت آن با قراردادهای مشارکت در تولید(Product Sharing Contract) یا PSC..

قراردادهای RSC با توجه به نمونه های موجود زیر مجموعه ی قراردادهای خدمات قرار می گیرند؛بدین معنی که بر اساس قراردادهای فوق الذکر،شرکت بین المللی نفتی یا IOC به انجام عملیات نفتی با ریسک و هزینه خود اقدام می نماید و زمانی که به تولید تجاری از میدان نائل شد،میدان به کشور میزبان واگذار گشته یا خود به بهره برداری پرداخته و از عایدات ناشی از ((فروش)) محصولات همان میدان، سهم خود را می برد.اصولا شرکت در مرحله بهره برداری حضور دارد.به بیان واضح تر بر اساس قراردادهای فوق،شرکت نفتی بین المللی سهمی از ((نفت)) تولیدی ندارد(برخلاف قراردادهای مشارکت در تولید)بلکه پس از فروش تولیدات میدان،سهم خود را بر اساس واحد پول معین شده در قرارداد دریافت می دارد.(مثلا 12 دلار در هر بشکه،در صورت ثبات قیمت نفت و یا 20 الی 30 درصد ناشی از فروش هر بشکه در صورت عدم ثبات قیمت ها و با توجه به ریسک بالای تعیین قیمت مقطوع برای طرفین قرارداد،اصولا نسبت به درصد مشخصی توافق می گردد).
به صورت کلی می توان گفت وجه مشخصه این نوع از قراردادها در قیاس با قراردادهای مشارکت در تولید،عدم انتقال مالکیت تولیدات میدان است.زیرا همانطور که ابتدا بیان شد،این قراردادها زیر مجموعه قراردادهای سرویس یا خدمات هستند که بر اساس آن مالکیت میدان یا درصدی از تولیدات واگذار نمی شود.
اگر بخواهیم به صورت موشکافانه بحث کنیم و تفاوت آنرا با قراردادهای بای بک یا بیع متقابل بگوییم،در این نوع از قراردادها برخلاف بای بک،دولت میزبان تعهدی به جبران هزینه های انجام شده توسط IOC یا شرکت نفتی برای توسعه میدان ندارد و صرفا مبلغ و سهمی از فروش نفت را  به عنوان سود شرکت از عملیات و تولیدات به شرکت بین المللی نفتی پرداخت می کند.برای مثال به مدت 10 سال 30 درصد ناشی از فروش و عایدات هر بشکه را به شرکت مزبور پرداخت می نماید.

موفق باشید.
ستاری.

منبع:
International Petroleum Exploration and Exploitation Agreements

T.me/naft1

ورشکستگی پیمانکار و تاثیر آن در حیات قرارداد بالادستی نفت..

شاید یکی از بدیهی ترین موضوعات در بررسی قراردادهای مختلف ازجمله قراردادهای بالادستی نفت، ورشکستگی پیمانکار و تاثیر آن بر قرارداد باشد. به صورت سنتی در قراردادهای بالادستی پیش بینی می‌شود که چنانچه پیمانکار ورشکسته گردد، کشور صاحب نفت یا شرکت ملی نفت آن کشور، این اختیار را دارد تا قرارداد را فسخ نماید ویا گاهی پیش بینی می شود که قرارداد منفسخ می گردد.
این شیوه در قراردادهای بالادستی که طرف قرارداد یک پیمانکار باشد مشکلی به وجود نمی آورد. اما چنانچه پیمانکار متشکل از دو یا چند پیمانکار باشد چه؟
فرض کنید در قرارداد پیش بینی شده که در صورت ورشکستگی پیمانکار، کارفرما می تواند قرارداد را فسخ نماید. حال سوالی که مطرح می شود این است که آیا منظور هر کدام از پیمانکاران می باشند یا هر دوی آنها؟

برداشت های مختلفی از قراردادهای مختلف نسبت به این موضوع روا داشته شده است. شاید بتوان بیان داشت که با توجه به مسئولیت تضامنی پیمانکاران در مقابل کارفرما ایجاد حق فسخ برای کارفرما میسر نباشد و پیمانکار دیگر می تواند به استناد همین مسئولیت تضامنی به انجام تعهدات اقدام نموده و کارفرما حق فسخ نخواهد داشت و از طرفی تعریف پیمانکار در قراردادها که متشکل از همه پیمانکاران می باشد، این نظر را تقویت می نماید.
به نظر می رسد بهترین روش تصریح این امر و تعیین تکلیف آن در خود قرارداد است که از اختلافات و تفاسیر متناقض آتی جلوگیری گردد. برای مثال در قراردادهای اکتشافی کشور آلبانی مربوط به بلوک ((Delvina)) آورده شده است که در صورت ورشکستگی هر یک از پیمانکاران و تحت شرایطی، کارفرما حق فسخ قرارداد خواهد داشت. در انتها ماده قراردادی مربوطه ارائه می گردد.
((This Agreement may be terminated by Albpetrol by giving not less than one hundred
and twenty (120) days written notice to Contractor in the following events:
.
.

3)if there is more
than one entity constituting Contractor, any of them has been declared
bankrupt without the other entities or entity taking appropriate action to
remedy the situation with regard to this Agreement))

موفق باشید.
ستاری

T.me/naft1

سیاست دوگانه در تعیین قانون حاکم قراردادهای بالادستی نفت..

اصولاً قراردادهای بالادستی نفت شامل ماده ای جداگانه به نام قانون حاکم هستند. شیوه نگارش این ماده به این صورت است که سرمایه گذار ملزم می باشد قرارداد را بر اساس قانون کشور محل فعالیت خود اجرا کند و همچنین تفسیر قرارداد و داوری جهت حل اختلاف نیز بر اساس قانون مزبور که قانون کشور محل فعالیت است انجام خواهد شد. اما در برخی از قراردادهای بالادستی ملاحظه می گردد که بین دو موضوع تمایز قائل شده و برای هر یک، قانون حاکم مجزایی در نظر گرفته می شود.
برای مثال در یکی از قراردادهای بالادستی منعقده ملاحظه می گردد که جهت اجرای قرارداد و انجام تعهدات قانون حاکم، قانون کشور محل فعالیت در نظر گرفته شده است :
(( the activities of Contractor in performing the
Petroleum Operations shall be governed by and conducted in accordance with
the requirements of the (name of the country) Law.))
و در ماده بعدی اشاره می شود که برای تفسیر قرارداد و تعهدات ذیل آن و همچنین در صورت داوری بایستی قانون کشور انگلستان! مورد تبعیت و اجرا قرار بگیرد:
((All questions with respect to the interpretation or enforcement of, or the rights
and obligations of the Parties under, this Agreement and which are the subject
of arbitration in accordance with Article 19 shall be governed by the laws of
England))
می‌توان دلایل گوناگونی را برای این دوگانگی قید کرد. برای مثال ممکن است قوانین و مقررات کشور محل فعالیت، قاعده ای در خصوص تفسیر قرارداد و موارد مربوط به حل و فصل اختلاف نداشته باشد لذا ناچاراً بایستی به قوانین کشورهای دیگر ارجاع دهد و یا اینکه ممکن است سرمایه گذاری که از قدرت چانه زنی بالاتری برخوردار می باشد از قوانین مربوط به تفسیر و حل اختلاف آگاهی نداشته و لذا کشور محل فعالیت را ملزم می نماید تا در این گونه موارد به قانون کشور دیگری ارجاع شود.

موفق باشید.
ستاری.

منبع:
Oil and Gas Law: Current Practice and Emerging Trends

T.me/naft1

مفهوم بند Occupation Of LAND در قراردادهای بالادستی نفت.. (مطالعه موردی قراردادهای مشارکت در تولید لیبی)

بر اساس بند فوق الذکر کشور صاحب نفت موظف است که محل مورد نظر جهت انجام قرارداد را در اختیار شرکت نفتی بین المللی قرار دهد و تسهیلات استقرار شرکت مربوطه را در منطقه مزبور با هدف انجام عملیات نفتی، فراهم نماید.البته این امر ناظر بر زمین هایی است که در اختیار دولت بوده و یا زمین بلاصاحب می باشد.

اما اگر انجام عملیات نیازمند تصرف در زمین های متعلق به اشخاص خصوصی شود،در اینصورت شرکت بین المللی نفتی موظف است که با صاحبان املاک به مذاکره مستقیم پرداخته و زمین های مزبور را خریداری نماید تا به انجام عملیات نفتی در آنها بپردازد؛بایستی دقت داشت که مبلغ یا ثمن زمین های مزبور صرفا توسط شرکت بین المللی تامین می شود اما املاک مزبور به اسم دولت صاحب نفت خریداری می گردند و در انتهای قرارداد نیز این مناطق به تصرف و تسلیم کشور صاحب نفت داده می شود.(یعنی تامین مبلغ قراداد بر عهده شرکت اما مالکیت زمین های مربوطه برای کشور صاحب نفت است و شرکت نفتی صرفا حق استفاده از آن زمین ها جهت انجام عملیات نفتی را داراست و بدیهی است که هزینه تامین و خرید زمین های مزبور پس از پرداخت ثمن‌ توسط شرکت های نفتی به حساب پروژه گذاشته خواهد شد)

اما اگر شرکت بین المللی نفتی با صاحبان املاک به توافق نرسید چه اتفاقی رخ می دهد؟!
در اینصورت شرکت بین المللی نفتی طی یادداشتی شکست مذاکره با صاحبان زمین را به دولت صاحب نفت اعلام می کند و پس از آن کشور صاحب نفت در راستای منافع عامه،به((سلب مالکیت)) زمین های مربوطه از مالکین آنها می پردازد.بدیهی است در صورت اقدام برای سلب مالکیت، بایستی بهای زمین های مربوطه به صاحبان آن داده شود، لذا بهای زمین ها را پیمانکار پرداخته اما املاک مزبور به نام کشور صاحب نفت خواهد شد و شرکت نفتی این حق را داشته تا صرفا جهت انجام عملیات از این زمین ها استفاده نماید و حق هیچ گونه مالکیتی نسبت به این املاک نخواهد داشت.

موفق باشید.
ستاری
_
*برگرفته از قرارداد مشارکت در تولید کشور لیبی.

T.me/naft1

بیان مسائل فنی به زبان ساده..
کاربرد Block Valve Station یا BVS در خطوط لوله..

گاهی اوقات طول خطوط لوله به بیش از چندین کیلومتر می رسد تا نفت را به مقصد برساند. همیشه احتمال وقوع حوادث طبیعی مانند زلزله یا انسانی مانند سرقت نفت وجود دارد تا باعث شود خطوط لوله فوق دچار نشتی یا اصطلاحا leakage گردد. نشت نفت اصولا توسط اتاق کنترل بر اساس افت فشار نفت موجود در خطوط لوله شناسایی می شود که این امر همیشه میسر نیست مگر اینکه افت فشار به صورت واضحی اتفاق بیفتد و خود را نشان دهد.

وقتی نشت نفت به هر دلیلی بروز کرد بایستی در ابتدا جریان نفت قطع شود. هرچقدر قطع جریان نفت در نزدیکی محل نشت نفت باشد، نفت کمتری نشت کرده و متعاقبا آسیب کمتری به محیط زیست اطراف خطوط لوله وارد می شود.

فرض کنید خط لوله نفتی از زیر رودخانه گذر کرده باشد و خط مزبور در زیر رودخانه به هر علتی دچار نشتی شود. اگر بخواهیم ورود نفت به خطوط لوله را از محل کارخانه فرآورش نفت که برای مثال فاصله ای 50 کیلومتری دارد قطع کنیم(در مواردی که تانکر نفت فرآورش نشده در محل کارخانه فرآورش نفت یا off spec tank پر باشد) یا اصطلاحا shut down بزنیم، تصور کنید با توجه به سایز خطوط لوله، تا نفت مابین رودخانه و کارخانه فرآورش نفت از خط لوله تخلیه گردد چه حجم از نفت وارد آب و رودخانه می شود و چه آسیبی زیست محیطی وارد می نماید.

در اینجاست که جهت حفظ مسائل ایمنی و نگهداری از خطوط لوله و تعمیرات مربوط به آن از BVS ها در قبل از ورود خطوط لوله به رودخانه و یا در فواصل برای مثال 20 کیلومتری یک خط لوله استفاده می گردد تا چنانچه خط دچار نشتی شد، بتوان با استفاده از فلکه های تعبیه شده در BVS، جریان نفت را قطع نمود و به انجام عملیات بازسازی و تعمیر خط اقدام کرد.

فلکه های موجود در این ایستگاها اصولاً برای عملکرد خود به برق احتیاج دارند. به همین دلیل در این ایستگاه ها اتاقکی تعبیه می شود که باتری های زیادی در آن نگهداری می گردد تا چنانچه جریان برق قطع گردید، بتوان با انرژی موجود در باتری ها و در مواقع اضطراری جریان نفت را قطع نمود.

موفق باشید
ستاری
T.ME/NAFT1

ماهیت قراردادهای مشارکت در عواید(Revenue Sharing Contract)یا RSC
و تفاوت آن با قراردادهای مشارکت در تولید(Product Sharing Contract) یا PSC..

قراردادهای RSC با توجه به نمونه های موجود زیر مجموعه ی قراردادهای خدمات قرار می گیرند؛بدین معنی که بر اساس قراردادهای فوق الذکر،شرکت بین المللی نفتی یا IOC به انجام عملیات نفتی با ریسک و هزینه خود اقدام می نماید و زمانی که به تولید تجاری از میدان نائل شد،میدان به کشور میزبان واگذار گشته یا خود به بهره برداری پرداخته و از عایدات ناشی از ((فروش)) محصولات همان میدان، سهم خود را می برد.اصولا شرکت در مرحله بهره برداری حضور دارد.به بیان واضح تر بر اساس قراردادهای فوق،شرکت نفتی بین المللی سهمی از ((نفت)) تولیدی ندارد(برخلاف قراردادهای مشارکت در تولید)بلکه پس از فروش تولیدات میدان،سهم خود را بر اساس واحد پول معین شده در قرارداد دریافت می دارد.(مثلا 12 دلار در هر بشکه،در صورت ثبات قیمت نفت و یا 20 الی 30 درصد ناشی از فروش هر بشکه در صورت عدم ثبات قیمت ها و با توجه به ریسک بالای تعیین قیمت مقطوع برای طرفین قرارداد،اصولا نسبت به درصد مشخصی توافق می گردد).
به صورت کلی می توان گفت وجه مشخصه این نوع از قراردادها در قیاس با قراردادهای مشارکت در تولید،عدم انتقال مالکیت تولیدات میدان است.زیرا همانطور که ابتدا بیان شد،این قراردادها زیر مجموعه قراردادهای سرویس یا خدمات هستند که بر اساس آن مالکیت میدان یا درصدی از تولیدات واگذار نمی شود.
اگر بخواهیم به صورت موشکافانه بحث کنیم و تفاوت آنرا با قراردادهای بای بک یا بیع متقابل بگوییم،در این نوع از قراردادها برخلاف بای بک،دولت میزبان تعهدی به جبران هزینه های انجام شده توسط IOC یا شرکت نفتی برای توسعه میدان ندارد و صرفا مبلغ و سهمی از فروش نفت را  به عنوان سود شرکت از عملیات و تولیدات به شرکت بین المللی نفتی پرداخت می کند.برای مثال به مدت 10 سال 30 درصد ناشی از فروش و عایدات هر بشکه را به شرکت مزبور پرداخت می نماید.

موفق باشید.
ستاری.

منبع:
International Petroleum Exploration and Exploitation Agreements

T.me/naft1