- Балтабек Мухановіч, на якому етапі знаходяться роботи по проекту надглибокої свердловини «Євразія»?
Щоб домогтися схвалення урядом відповідних пільг і преференцій для майбутніх членів консорціуму, ми витратили досить багато часу - близько півтора року. Нам дещо складно було пояснити, що ці пільги і преференції ми будемо використовувати, може бути, через 10-15 років. І ніхто не знає, яка буде обстановка в той період - якою буде ціна нафти, як буде себе вести світовий ринок нафтогазової галузі. Ми тричі виносили це питання на так званий міжвідомчий комітет, що складається з глав міністерств, які мали б відношення до цього проекту, і на засіданнях, природно, головував прем'єр-міністр. Але щоб дійти до такого рівня, нам потрібно було провести велику підготовчу роботу, пояснювати суть проекту кожному міністру, щоб ніхто на засіданні не говорив, що не в курсі справи.
Також ми довго вели переговори і з російським урядом. Справа в тому, що приблизно 25% Прикаспійської западини знаходиться на їх території. А оскільки ми хотіли б мати єдину картину геологічного тіла, потрібна спільна розвідка. Я особисто кілька разів зустрічався з міністром природокористування Росії, доповідав про цей проект і Володимиру Путіну. Природно, неодноразово я про нього доповідав нашому президенту. До речі, під час зустрічей зі мною Нурсултан Назарбаєв цікавився, коли ми почнемо бурити.
У плані залучення в проект Росії є свої складності, оскільки, незважаючи на те, що ми входимо в Євразійський економічний союз, у кожної країни є свої податкові особливості та інші важливі моменти. І найголовніше - санкції, які діють щодо РФ. Це здорово нам заважає. Західні компанії не мають права працювати в Росії, передавати технології і так далі.
- Прикладом може служити недавня історія з компанією «Сіменс».
- «Сіменс» - це маленький приклад з великого числа подібних випадків. Третій напрям нашої роботи - переговори з іноземними компаніями. Ми повинні були з'ясувати їх бажання працювати в такому проекті, а також врахувати їх відповідність нашим вимогам. І після довгих переговорів, коли ми пояснювали, які пропонуються пільги, умови роботи, якими будуть взаємини з Росією, нам вдалося зупинити свій вибір на шести компаніях. Підписавши меморандум про взаєморозуміння, ці компанії продемонстрували свій інтерес до проекту. «КазМунайГаз» - хребет цього проекту. Наша нацкомпаній зрозуміла з першого дня його суть і завдання і протягом 3,5 років фінансувала робочу групу. Було створено ТОВ «КазМунайГаз-Євразія». Крім того, серед підписантів - італійська Eni, яка має великий досвід роботи в Казахстані. Вона бере участь у великих проектах на Кашагане і на Карачаганак. Фахівці Eni знають тонкощі роботи в нашій країні - податкову базу, законодавство та інше. Третя компанія - одна з найбільших в світі, видобувна понад 200 мільйонів тонн нафти на рік - «Роснефть». Четверта - CNPC International Ltd. яка також має великий досвід роботи і в Казахстані, і в світі. П'ята - азербайджанська державна нафтова компанія SOCAR. Для них це перший закордонний досвід в геологорозвідувальних роботах, хоча вони мають досвід в бурінні свердловин глибиною 7-7,5 км на Каспії, а також в управлінні нафтопереробними заводами в Туреччині та інших країнах. Але пошук нафти і газу - перший закордонний проект для SOCAR. Шоста компанія - NEOS GeoSolutions, «темна конячка» для багатьох. Коли ми починали вести переговори, це була сервісна компанія, і у неї була унікальна технологія проведення дослідницьких робіт, що включає комплекс геофізичних досліджень. NEOS працювала в країнах Середземного моря та Американського континенту. Але поки ми вели переговори, вони стали нафтовою компанією, придбавши проекти в ряді країн.
Разом - шість компаній, на відміну від консорціуму по Кашагану, де сім учасників. Звичайно, це поки підписанти меморандуму, і цей список учасників, так би мовити, попередній. Тим часом в меморандумі зазначено, що ми повинні протягом року закінчити переговори щодо створення консорціуму. Але після підписання меморандуму міністр енергетики Канат Бозумбаев просив прискорити процес. Всі погодилися.
- Які преференції ви «вибили»?
- Про це можна багато говорити. Преференції мають фіскальний напрям, є деякі податкові преференції, є неподаткові. Так, учасники мають ексклюзивне право без тендеру отримати за підсумками роботи якісь блоки для проведення геологорозвідувальних робіт - це один з головних моментів, оскільки сьогодні за казахстанському законодавству все повинно проводитися через тендер. Крім цього вони отримують можливість завезти і вивезти будь-яке обладнання без митних зборів.
У будь-якому випадку ми повинні підписати договір про створення консорціуму і договір з урядом про проведення робіт. Але якщо у випадку з угодами про розподіл продукції учасник отримує блок, а в договорі обумовлюються умови про поділ продукції, то в нашому проекті мова про продукцію поки не йде. На першому етапі це буде все-таки наближена до наукової роботи первинна стадія геологорозвідувальних регіональних робіт, що закладають основу для подальшого ефективного пошуку великих родовищ. Учасник проекту вкладає гроші і отримує матеріали досліджень. Після цього він отримує блоки, як привілейована компанія (наприклад, на 5 тис. Кв. Км), і там проводить розвідувальну роботу. Якщо після розвідки буде відкрито родовище - тільки тоді постане питання про видобуток. Зараз СРП в Казахстані скасували, але може на той час повернуть, або буде, як в Тенгизшевройл - «особливі умови». Хоча, я думаю, особливих проблем там не повинно бути, тому що при складанні договорів з іноземними компаніями використовується зарубіжний досвід, практично документація відповідає світовим стандартам.
- Чи є якийсь горизонт за термінами, якщо протягом року ви створите консорціум?
- Проект розрахований приблизно на шість років, кожна фаза приблизно два роки. Перша фаза - це кабінетні дослідження. Нам належить зібрати старі дані, оцифрувати їх, переінтерпретіровать і обробити в світових обробних центрах з використанням технологій, із залученням фахівців - членів консорціуму. Потім потрібно провести геофізичні, сейсмічні, аеромагнітних, аерогравітаціонние дослідження. Вони повинні дати прогноз, які породи і на яких глибинах залягають, де є тектонічні порушення. У третій фазі буриться свердловина, а отримані картинки прив'язуються до свердловин, керна. Потім за допомогою отриманих схем визначається перспективність досліджень на нафту і газ за все розрізу осадового комплексу приблизно до глибини 15 км. Хоча геофізичними методами можна вивчити приблизно до 25 км. Ми, в общем-то, і хочемо дізнатися, звідки стільки нафти в Прикаспійської западині.
Якщо подивитися на карту, ми бачимо кільце з великих родовищ: Карачаганак, поруч Оренбург, Кашаган і Тенгіз, далі - Астрахань. Це п'ять унікальних родовищ, які входять до двадцятки в світі. І це якщо не брати до уваги Жанажол і Кенкіяк, які розробляються 45 років. Зрозуміло, що в Прикаспійської западині органічні опади і хімічні сполуки при певних тиску і температурі стають вуглеводнями - нафтою і газом. І через різницю тисків сировину виштовхує. Але ми б хотіли зрозуміти, чи є в Прикаспійської западині ще ресурси, можливо, на глибині 8-9 км. За прогнозами геологів, вони там є. Але треба знати напевно, оскільки вони можуть виявитися порожніми, замість нафти - вода.
У перші два роки робота в основному буде йти в Казахстані. Так уже склалося, що коли Радянський Союз розпався, матеріали геологічних досліджень виявилися в різних руках. Зараз частина матеріалів знаходиться в Москві, частина - в Саратові ...
- За ті три роки, поки ви займаєтеся проектом, не вдалося зібрати матеріали?
- Які у Вас були критерії по підбору потенційних партнерів?
- Паралельно з переговорами в міністерствах ми вели переговори з компаніями. Практично йшла селекція майбутніх партнерів за різними критеріями. Нам потрібні компанії зі специфічним досвідом, обладнанням і технологіями. Ми шукали такі компанії, які мають досвід роботи буріння свердловин на 10-12 кілометрів. Такі свердловини в світі є. Правда, деякі компанії бурять горизонтальні свердловини і на 15 км, але технології буріння горизонтальних і вертикальних свердловин абсолютно різні. Там відмінні режими температур і тиску.
Крім цього, потрібні прилади, які працюють при аномальних високому тиску і температурах. Геофізичні прилади, які опускають в свердловину для сканування породи, працюють при максимально можливих температурах в 300 градусів, якщо температура вище - вони практично не працюють. У 1987 році, коли я був головним геологом в компанії «Гурьевнефтегазгеологія», бурили свердловину на площі Минтобе. У звичайних свердловинах на п'яти тисячах метрів температура досягала 120-150 градусів Цельсія, то на глибині 4500 метрів вже - 240 градусів Цельсія. Практично жоден геофізичний прилад тоді не працював.
Втім, мова йде не тільки про обладнання. Потрібен і особливий високоякісний хімреагентів для бурового розчину. Він повинен виносити пробурених шлам, забезпечувати доставку на поверхню керна цілим, а також охолоджувати бурової інструмент на забої. Адже якщо шлам залишиться, бурова коронка зруйнує керн. В основному бурові розчини розраховані на температуру 150-200 градусів Цельсія. А ми припускаємо, що на глибині 15 км буде близько 250-300 градусів і тиск 2 тис. Атмосфер. І якщо ми не зможемо забезпечити нормальну якість бурового розчину, то це призведе до аварії в свердловині - прихопити, руйнування інструменту.
Також потрібно шукати нові матеріали для зміцнення свердловини. Якщо цього не робити, вона завалиться. Зазначу, що подібна проблема існує не скрізь, це залежить від породи, в якій проводиться буріння. На сьогоднішній день найглибша свердловина пробурена на Кольському півострові - 12 262 м. Там граніт, в якому зміцнення не потрібно. Але ми хочемо бурити свердловину в Прикаспійської западині, а це осадові породи, в основному пісок, глина (імовірно 80-90%). Хоча не виключено, що вони при тих умовах спеклися і стали монолітними, як граніт. А може бути і зберегли свої властивості. Тоді для зміцнення таких порід спускаються обсадні колони, труби. Їх треба зацементувати, оскільки потім газ, нафту, вода можуть піти по засурмили, а ці закони не дозволяють в нафтовій галузі. Але цементу, розрахованого на такі температуру і тиск, немає. У світі буряться тисячі свердловин, і там застосовується цемент, але на глибині 5 км, де температура 100-120 градусів, і це нормально. Що ж стосується тих умов, в яких ми збираємося працювати, то там навіть солі, що мають звичну нам кристалічну структуру, течуть, як пластилін. Тому, по всій видимості, доведеться розробляти нові види спеціального обладнання. Ми хотіли навіть підключити до проекту технології космічної та оборонної промисловості. Подивимося.
- Може бути, для Вас, як нафтовика, дурне питання, але хотілося б дізнатися Вашу думку про походження нафти в Прикаспійської западині?
- У світі існує два підходи до цього питання - органічне і неорганічне походження нафти. Я вважаю, що, напевно, не можна зупинятися на одному з варіантів, тому що органічне походження теж має право на існування. Адже лабораторним шляхом було доведено, що нафта виходить з органічних залишків живих і рослинних організмів. З іншого боку, нафта - це з'єднання вуглецю і водню, хімічних елементів, яких і в повітрі, і в земній корі багато. При відповідному тиску і температурі ці елементи можуть з'єднуватися і утворювати нафту або природний газ. Але в той же час я дотримуюся версії, що в Прикаспійської западині походження нафти - це комбінація органічного та неорганічного. Для прикладу можна згадати родовище «Білий тигр» у В'єтнамі, яке відкрили 20-25 років тому. Якщо на якихось родовищах в міру видобутку запаси і зменшуються, відповідно, падає тиск і рівень видобутку. А ось на «Білому тигрові» свердловина як працювала, так і працює. Я це до того, що якби нафта там була органічного походження, вона повинна була б колись закінчитися. Тому прихильники неорганічної теорії вказують на те, що там проходить лінія тектонічного порушення, а значить, на їхню думку, вуглеводні в цьому районі проникають з-під глибоких горизонтів через великі розломи. Таких прикладів по світу безліч. У Мангістауської області є родовище Оймаша, де ми видобуваємо близько 30 років нафту з граніту. А граніт - це не осадова порода, а застигла лава - ніякої органіки.
- Як Ви умовили майбутніх членів консорціуму за нинішніх цін на нафту? Чи є рентабельність?
А сьогоднішня ціна нікому не вигідна - ні добувним компаніям і країнам, ні покупцям. Я думаю, ціна буде близько 70 доларів, а через десять років - 100-150 доларів, оскільки в Саудівській Аравії вже спостерігається спад видобутку. Ми видобуваємо близько 80 млн тонн нафти. У наступному році, можливо, буде 85 - за рахунок Кашагана. А коли ми закінчимо реконструкцію на Тенгізі, років через десять, Казахстан буде видобувати близько 100-110 млн тонн нафти. Цього нам вистачає для економіки країни, при тому, що внутрішня потреба - 16-17 млн тонн нафти на рік.