Директор ЭМГ Курмангазы Исказиев: "В Тенгиз тоже сначала не верили"

Уже несколько месяцев нефтяники добиваются от правительства существенного снижения экспортной таможенной пошлины (ЭТП). Руководитель АО «ЭмбаМунайГаз» Курмангазы ИСКАЗИЕВ (на снимке) уверен, что ЭТП должна быть дифференцированной. Об этом и многом другом – в интервью «АЖ».

«ВЫ СТАВИТЕ НЕРЕАЛЬНЫЕ ПЛАНЫ»

Заявление о дифференциации ЭТП он сделал сразу после своего назначения в ходе февральского визита в Атырау министра энергетики Владимира ШКОЛЬНИКА и министра по инвестициям и развитию РК Асета ИСЕКЕШЕВА. С тех пор, по словам К. Исказиева, ЭТП снизилась, но не настолько, чтобы нефть ЭМГ стала рентабельной:

– Поскольку бюджет страны формируется исходя из стоимости нефти марки Brent, в начале года правительство распорядилось рассчитать бюджет группы компаний КМГ исходя из стоимости $50 за баррель. В то время как средняя себестоимость нефти в ЭмбаМунайГазе – $66 за баррель. В итоге нам «светит» закончить текущий год с минусом в 24 млрд тенге. В то же время мы подписали меморандум с областным акиматом и правительством, согласно которому обязуемся поддерживать отечественного производителя и не допустить никаких сокращений работников. И, несмотря на тяжелые финансовые результаты, мы не будем уменьшать социальный пакет и заработную плату наших работников. В ЭмбаМунайГазе сегодня работают 5 560 человек, и мы являемся градообразующим предприятием Атырауской области. Я понимаю высокую ставку ЭТП при цене на нефть $80 и $100, но если она стоит $50? Сейчас правительство опустило ставку с $80 до $60 за тонну, тогда как, по нашему мнению, правильнее принять дифференцированную шкалу ЭТП: выросла нефть до $100 – ставка выше, снизилась цена – ставка понижается вплоть до обнуления. Мы понимаем, что в последнем случае бюджет недополучит средства. Но что лучше: снижение добычи нефти из-за дефицита собственных средств или всё-таки поддержка для нефтяной компании в трудный момент? Каким образом компания может выполнить поставленные правительством задачи: и людей не сокращать, выплачивая им зарплату на прежнем уровне, и отечественного производителя поддержать, и налоги платить? Обратите внимание, 22% себестоимости нефти нашей компании – фонд оплаты труда, 32% – налоги, включая ЭТП, плюс транспортные расходы при реализации нефти. Сколько времени компания сможет выдерживать ежегодный отрицательный финансовый баланс, даже выполняя план добычи? Год, два, а потом мы окажемся банкротами! Данный вопрос мы сегодня озвучиваем везде, в ассоциации KazEnergy и в министерстве энергетики. Хочу отметить огромную поддержку со стороны ассоциации KazEnergy в вопросе снижения ставки ЭТП. Надеемся, что будет принято компромиссное решение, и ЭТП будет дифференцированной.

КАК УЙТИ ОТ МОНОПОЛИСТА

По словам главы ЭМГ, высокая себестоимость нефти на предприятии связана и с тем, что компания продолжает эксплуатировать старые и низкорентабельные месторождения. Поэтому первоочередной задачей сегодня является снижение производственных затрат в рамках принятой в компании стратегии развития.

– Например, одна из крупных статей затрат – стоимость услуг АО «Атырау Жарык». Ежегодно ЭМГ потребляет в среднем 150 млн кВт-час, это 2,5 млрд тенге. Средняя стоимость кВт-час – 18,9 тенге, и максимальный тариф по области именно для ЭМГ. Чтобы увеличить производственные мощности, мы должны вкладываться в модернизацию сетей монополиста, поскольку монополист сразу потребует от меня выполнения технических условий, установки дополнительной подстанции. Проще говоря, это как я строю дом и помогаю соседу строить коммуникации за свой счет. Предприятия, которые справедливо сочли неэффективным пользоваться услугами Атырау Жарыка, например, на Тенгизе и в более мелких компаниях, давно перешли на газопоршневые или газотурбинные станции. Поэтому мы проанализировали и приняли программу по строительству у себя газопоршневых станций. Газ у нас есть, завод можно построить за счет инвестора. Таким образом, мы не тратим ничего и получаем электроэнергию с долгосрочной гарантией. Газо-поршневые станции мы собираемся строить на месторождениях В. Макат, Ю-З Камышитовое, Забурунье и С. Нуржанов. После запуска станций стоимость кВт-часа снизится до 7-10 тенге. А если мы продолжим пользоваться услугами Атырау-Жарыка, то через 5 лет, с учетом ежегодного повышения тарифа на 5%, с сегодняшних 18,9 тенге она вырастет до 24,5 тенге.

В настоящее время проект по строительству газопоршневых станций проходит этап технико-экономического обоснования. Потенциальный инвестор же будет заинтересован вложить собственные средства в строительство, поскольку предполагается контракт на долгосрочный закуп у него электроэнергии. По прогнозным данным, экономия от перехода на электроэнергию от газопоршневых станций составит до 8 млрд тенге в год.

Еще одним способом оптимизации производственных затрат, по словам Курмангазы Исказиева, является вывод из производственной деятельности старых низкорентабельных скважин:

– У нас много скважин, дебит которых менее 0,1 тонны в сутки. На их обслуживание мы ежедневно везем людей, которые работают, чтобы извлечь менее 1% нефти, а 99% попутной воды закачать обратно в пласт. Не лучше ли вывести из баланса эти скважины, а работников переформатировать на другие виды деятельности, будь то ликвидационные работы по скважинам или экологические программы, которые сегодня выполняются сторонними подрядными компаниями, а мы могли бы делать собственными силами.

Кроме того, принятая в марте нынешнего года в нашей компании долгосрочная стратегия включает в себя снижение операционных затрат, подготовку кадров, дуальное обучение, геологоразведку на глубоких подсолевых отложениях Прикаспийской впадины. Все эти меры позволят снизить себестоимость добываемой нефти и повысить нашу конкурентоспособность.

«ВСЁ ДЕЛО В КУНГУРСКОЙ СОЛИ»

Что касается поиска новых месторождений. Вообще нефтяная отрасль в Казахстане развивалась этапами. Например, в Прикаспийской впадине на первом этапе, захватившем дореволюционный и советский период, были открыты все надсолевые месторождения от Доссора, Маката, Кульсары и других до Ботахана Прорвинской группы месторождений, Кенбая, Камышитового Ю-З, Забурунья, Мартыши и др., глубиной до 3 км. С 1976 года начался второй этап, на который пришлось открытие гигантских подсолевых месторождений, таких как Тенгиз, Кашаган и Карачаганак и др. до 5 км в глубину. Сейчас, я думаю, начинается третий этап, когда мы должны искать нефть на глубине от 5 до 9 км. Чему сильно сегодня мешают «классические» каноны геологии. Между тем мы забываем, что в своё время, когда наши эмбинские геологи ездили в Москву защищать Тенгизский проект, там тоже смотрели на них с сомнением. Не верили, как может быть нефть на глубине 5 км, где аномально высокое пластовое давление. После открытия Тенгиза сомнения отпали, и все стали искать такие же рифовые поднятия.

Наглядные примеры – найденное гигантское месторождение нефти Тьюпи в Бразилии в Атлантическом океане на глубине 5,3 км и бурение на месторождении Тибр скважины глубиной 10,6 км в Мексиканском заливе. Как на такой глубине, где должны быть аномально высокие температура и пластовое давление, может оказаться нефть? Ведь по логике там при 220 градусах с учетом увеличения пластового давления должен произойти крекинг нефти. Что касается наших территорий, мы провели исследования и предположили, что всё дело в кунгурской соли. Слой соли, отделяющий надсолевую и подсолевую части, служит естественным холодильником. В кунгурской соли градиент температуры стабилизируется. Например, температура нефти на Тенгизе на глубине 4-5 км – в пределах 120-150 градусов. Или пробурили в Исатайском районе скважину глубиной 7,5 км, там температура нефти 130-150 градусов. И нашли признаки нефтяных фракций и конденсата без сероводорода.

Что касается пластового давления – да, это проблема есть. В 90-е годы мы остановили бурение перспективных параметрических скважин, поскольку не располагали оборудованием, способным выдержать давление в 1000 атмосфер. Сейчас же есть противовыбросовое оборудование, спокойно выдерживающее давление в 1200-1500 атмосфер.

ВСЁ ГЛУБЖЕ И ГЛУБЖЕ

По проекту Евразия: его реализация, по мнению главы ЭМГ, будет равносильна первому полету в космос.

– Если сравнить с Кольской сверхглубокой скважиной, то бурение в Прикаспийской впадине намного сложнее. Кольская скважина прошла сквозь кристаллический фундамент, где ей не грозило смятие колонны движущимся слоем соли. В случае с Прикаспием мощность толщи соли доходит до 6-10 км, и можно мгновенно потерять пробуренную скважину. Здесь необходимо применение новых технологий бурения, – говорит Исказиев.

По словам К. Исказиева, нефтяники в последние годы ставят под сомнение принятую раньше органическую теорию образования нефти:

– Потому что она не объясняет образование крупнейших месторождений нефти в Мексиканском заливе. Другой пример, возьмем даже наши старые выработанные месторождения. Через 5-10 лет в скважинах снова появляется нефть. Или Тенгиз – там есть две скважины, добыча из которых идет много лет, и дебит не уменьшается. Проверили - обе стоят на разломе. Идет миграция нефти из глубины. Таким образом, с учетом исследования миграции нефти на месторождениях Тенгиз, Узень и Урихтау мы предполагаем наличие нефти в глубоких девонских и додевонских отложениях Прикаспийской впадины, мигрировавших из глубин в результате возможной дегазации мантии Земли.

Ранее Курмангазы Исказиев неоднократно делился планами ЭМГ о разведке на нескольких перспективных участках Актюбинско-Астраханской зоны поднятия (блок Кошалак, Забурунье подсолевое, район Новобогатинского свода, Кокмай, Кенбай подсолевой). Глубина залегания нефти там может составлять от 7,5 до 9 км. Суммарные прогнозные геологические ресурсы нефти, по предварительным оценкам, составляют от 1,8 до 2,5 млрд тонн, газа – от 0,9 до 2,3 трлн куб. м. С учётом большого геологического и финансового риска на стадии оценки и разведки ЭМГ предполагает привлечь средства потенциальных инвесторов. По предварительной оценке, на эти цели до этапа коммерческого обнаружения потребуется $826 млн.

«ДЕНЬГИ НАЙДЁМ»

На вопрос «АЖ», кто эти инвесторы, готовые рискнуть такими суммами, Курмангазы Исказиев ответил следующее:

– Речь идет не о нефтяных, а об инвестиционных компаниях. В мировой практике такие инвестиционные компании в период кризисов вкладываются в перспективные активы, в том числе и в разведку новых месторождений. Несмотря на снижение цены на нефть мы должны восполнять запасы, чтобы уверенно смотреть в будущее нашей компании. Кратное увеличение запасов нефти и газа возможно только за счет геологоразведочных работ на глубокие подсолевые отложения, где стоимость только одной поисковой скважины в пределах 40-50 млн долларов. Чьи бы деньги ни были, главное, чтобы они работали – при условии, что 30-50% акций будет у ЭМГ, и потенциальные инвесторы будут брать на себя все геологические и финансовые риски на стадии геологоразведочных работ. В последующем, если будет коммерческое обнаружение, рассмотрим вопрос совместной разработки. Если говорить о размере доли участия в новых геологоразведочных проектах, то, для сравнения, в ТШО казахстанская сторона имеет 20%, на Кашагане – 16,8%, на Карачаганаке – 10%. До выхода на этап прямых переговоров наименование инвесткомпаний раскрыть не могу. Сегодня идет работа по предварительному корпоративному согласованию и технико-экономическому обоснованию с РД КМГ и НК КМГ.

Записала Лаура СУЛЕЙМЕНОВА