Каковы скрытые причины удорожания проекта расширения Тенгиза до $49 млрд?

Расширение Тенгизского месторождения стало крупнейшим инвестиционным проектом в истории Казахстана. За девять лет его стоимость выросла с $36,8 млрд до почти $49 млрд, а после запуска новых мощностей отрасль столкнулась с вопросами о технических решениях, эффективности инвестиций и надежности инфраструктуры. В интервью Exclusive специалист нефтегазовой отрасли, один из участников освоения Тенгиза Султан Ткенбаев объясняет, почему бюджет вырос на миллиарды долларов.

Султан Ткенбаев – ветеран нефтегазовой отрасли Казахстана, горный инженер с более чем 40-летним опытом работы. Участвовал в освоении Тенгизского месторождения, запуске Тенгизского газоперерабатывающего завода и Завода второго поколения ТОО «Тенгизшевройл» (ТШО). В разные годы занимал руководящие должности в компаниях «КазМунайТениз», PSA и «КМГ Инжиниринг», где курировал проекты по освоению и обустройству нефтегазовых месторождений.

– Вы ранее писали, что одной из причин многомиллиардного удорожания ПБР стало фактическое увеличение проектной производительности завода с заявленных 12 млн до 17-18 млн тонн в год. На чем основан этот вывод?

– Мы подключились к проекту в конце 2018 года, когда основные проектные решения уже были приняты. Руководство КазМунайГаза к тому моменту уже начало паниковать: стоимость проекта росла, а внятно объяснить причины никто не мог.

Мы запросили техническую документацию и сразу увидели, что первоначальная концепция была существенно изменена – например, оборудования, гасящего резкие скачки давления жидкости в трубопроводах, стало почти вдвое больше. Но даже это не объясняло масштаб удорожания.

Здесь я опираюсь и на собственный опыт. Я участвовал в запуске завода второго поколения на Тенгизе. Официально было заявлено, что он строится на 10 млн тонн, но по факту проектная мощность уже тогда была заложена выше – порядка 12 млн тонн. Труба и оборудование не резиновые: если они физически способны принять больший поток, значит, на него и рассчитывались.

Похожая логика применима и к ПБР. Идея расширения – снизить давление приема нефти на скважинах, чтобы продлить их фонтанную эксплуатацию, и это хорошая идея. Но сам ПБР – это, по сути, «завод без хвоста»: он только отделяет нефть от газа, а весь газ уходит на закачку обратно в пласт, причем таких установок закачки там уже две. Судя по объемам этой закачки и по тому, как в целом устроена схема, весь проект выглядит рассчитанным не на 12 млн тонн, а на существенно большую мощность.

– Кто, по вашему мнению, принимал решение об увеличении производительности в ходе реализации проекта? И почему КМГ как участник проекта не смог или не захотел этому воспрепятствовать?

– Такие решения принимает не оператор в одиночку, а акционеры ТШО, куда входит и КазМунайГаз. Подрядчик готовит проект, докладывает его акционерам, и, если КМГ одобряет – проект идет дальше. Кстати, была и другая версия – построить только систему снижения давления на скважинах без нового НПЗ, я ее в свое время поддержал, но она не выжила: думаю, всех больше интересовал объем инвестиций, чем оптимальное техническое решение.

Возможности КМГ влиять на процесс были ограничены нехваткой информации. Например, мы запросили данные по одному из ключевых узлов, определяющих пропускную способность завода, но получили оборудование без внутренней документации – без нее мы не могли провести собственные расчеты и передать их независимому консультанту для арбитражного разбирательства. Нам прямо сказали: документа нет, значит, ничего сделать вы не сможете. Когда это доложили руководству КМГ, там просто махнули рукой. Даже когда в конце 2019 года было объявлено об увеличении стоимости проекта и приезжал представитель госдепа США, наша сторона побоялась подписать какие-либо возражения.

По моей оценке, стоимость проекта увеличивали не одним решением, а постепенно – и вслед за этим росла заложенная мощность. Отдельно на стоимость влияла логистика – перевозка крупногабаритного оборудования морем и речными баржами с разборкой и повторной сборкой, при которой терялись детали, – а также последующие ковидные ограничения.

– Вы говорите, что установки Тенгиза уже много лет работают с нагрузкой выше первоначальных проектных показателей. Считаете ли вы, что это могло стать одной из причин технологических сбоев и аварий, произошедших на Тенгизе в этом году?

– Наибольшую нагрузку испытывают установки, разделяющие добываемую жидкость на нефть, газ и воду. Когда растет добыча нефти, растет и объем сопутствующего газа и воды, а это ускоряет падение давления в пласте. Такая практика интенсивного отбора не уникальна для Тенгиза – похожее я видел на Самотлоре в советское время, когда ради показателей выходили на пиковые уровни добычи, и это заканчивалось авариями и падением добычи.

По самим авариям этого года подробностей я не знаю – компания не раскрывает информацию даже профильным специалистам КазМунайГаза (официально сообщалось о выходе из строя электрических трансформаторов, связанных с установками ПБР – прим. Д.Т.). У меня есть рабочая гипотеза, основанная на похожем случае: на заводе второго поколения (ЗВП) произошел отказ установки серы из-за повреждения труб в одном из котлов, что вынудило аварийно остановить эту часть завода и сбросить газ на факел.

Здесь важна конструктивная особенность: завод второго поколения может работать в разных режимах, и при отказе газоперерабатывающей части у него остается фактически один вариант – закачка сырого газа обратно в пласт, а это означает потерю до 7 млн тонн нефти в год. По моей версии, именно из-за этой потери и форсировали запуск ПБР – при не до конца готовой инфраструктуре энергообеспечения, да еще и в зимний отопительный период, когда систему стоило запускать особенно аккуратно.

Есть и структурная проблема: завод второго поколения построен в одну гигантскую нитку, заменившую несколько прежних параллельных линий. Раньше при ремонте одной линии простаивала лишь часть мощности, теперь любой ремонт означает полную остановку всех 12 млн тонн одномоментно. Экономия на строительстве одной крупной линии вместо нескольких оборачивается кратно большими потерями при остановках. При этом, по моим наблюдениям, обслуживание оборудования все больше уходит от предупредительного подхода к принципу «сломается – починим», а само оборудование настолько крупногабаритное, что для ремонта часто нет нужной спецтехники на площадке.

– Вы критиковали решение использовать на ПБР электроприводы компрессоров, утверждая, что это увеличивает расход газа на собственные нужды примерно на 2 млрд куб. м в год.

– Газотурбинный привод компрессора работает прямо на газе, и отдельного расхода топлива на генерацию электричества не требуется. У него есть недостаток: летом из-за жары его производительность падает, но это временная проблема.

Электропривод этой проблемы не имеет – компрессор крутится стабильно независимо от температуры воздуха. Но чтобы получить электричество, нужна отдельная электростанция (на ПБР их пять), которая жжет уже готовый товарный газ – тот самый, который мог бы идти в газовую сеть на продажу. Суммарно, по моим оценкам, это дает порядка 2 млрд куб. м газа в год, которые «съедаются» на собственные нужды ТШО, а могли бы пойти на реализацию.

– Сегодня Тенгиз вышел примерно на 1 млн баррелей нефти в сутки. Это соответствует проектным параметрам?

– При «оптимальной» производительности старых заводов (600 тыс. баррелей в сутки) плюс ПБР (400 тыс. баррелей в сутки) получаем те самые 1 млн баррелей в сутки, или порядка 47 млн тонн в год. То есть дополнительные 400 тыс. баррелей в сутки обошлись нам в $46 млрд капитальных затрат на ПБР, или порядка $115 за баррель добычи. Не думаю, что кто-то, умеющий считать деньги, назвал бы это хорошей сделкой – тем более что КМГ, учитывая расходы на социальные обязательства, изначально не мог себе позволить такие вложения без ущерба для развития других месторождений.

Оборудование ПБР и завода расширения новое, поэтому риск износа по нему не столь очевиден. Больше вопросов у меня к старым заводам, на которые тоже перераспределяется нагрузка. Отдельная проблема – степень автоматизации: раньше время срабатывания аварийной защиты составляло 10-15 секунд, и оператор успевал вручную снизить нагрузку, сейчас многие защиты срабатывают за секунды, и человек физически не успевает вмешаться.

Чтобы дать обоснованный ответ, нужен полноценный технический аудит, но в этом и проблема – независимых экспертов туда не допускают. КазМунайГазу, несмотря на 20%-ную долю в предприятии, не дают доступа даже на уровне мониторинга – только то, что сама компания сочтет нужным раскрыть. Когда происходит авария, есть только версия оператора, и проверить ее независимо невозможно.

– Если бы государство решило провести независимый аудит проектов ПБР и других расширений Тенгиза, какие вопросы должны быть изучены в первую очередь?

– Во-первых, полный пакет документации обо всех изменениях, вносившихся в проект по ходу реализации, с инженерными расчетами и обоснованиями, почему то или иное изменение было признано технически возможным.

Во-вторых, контрактную документацию: как заключались и почему пересматривались контракты, какова была реальная последовательность строительства, и были ли вовремя готовы критически важные вспомогательные системы – топливного газа, электроснабжения, – без которых основной процесс не может стартовать. Когда мы проводили визуальную инспекцию Тенгиза, именно такие системные отставания и фиксировались.

В-третьих, хронологию событий вокруг запуска ПБР и аварий: были ли известные проблемы, например, с трансформаторами электроснабжения, выявлены заранее, но запуск все равно форсировали из-за обязательств перед акционерами. Трансформаторы – это, по сути, «сердце» всего завода: без них не работают ни насосы, ни компрессоры.

– А зачем все это делается? Зачем Chevron так повышать производительность, если это ведет к удорожанию проекта?

– Во-первых, чтобы добыть больше нефти. Контракт на разработку заканчивается в 2033 году, и они хотят добыть как можно больше нефти за оставшееся время.

Во-вторых, удорожание проекта – это дополнительные заказы оборудования и работ подрядным организациям. Не исключаю, что некоторые менеджеры могут быть заинтересованы в этом лично. Может у Chevron или его акционеров есть доля в той же корейской компании, которая готовила оборудование для ПБР. Вопрос, впрочем, уже для специалистов другого профиля.

Иллюстрация на обложке из открытых источников.