“Мы сейчас вместе с партнерами по Тенгизскому проекту начали более плотно работать (в этом направлении). Техсхема разработки была одобрена госорганами”, - сказал он.

Он отметил, что вариант 10С, предложенный “КазМунайГазом”, в отличие от варианта разработчика месторождения - компании “Тенгизшевройл” (ТШО), позволяет вести рациональную разработку Тенгиза не только в контрактный, но и постконтрактный период, то есть после 2033 года. Г-Н Исказиев пояснил, что это станет возможным за счет обратной закачки газа. При этом первые опытные работы будут проведены на соседнем Королевском месторождении, тоже разрабатываемом ТШО.

Представитель “КазМунайГаза” дал понять, что, по сути, нацкомпания модернизировала вариант, предложенный ТШО. Всего же, по его словам, было рассмотрено 28 вариантов дальнейшего развития этого месторождения.

По его словам, в результате реализации ПБР объем добычи нефти на Тенгизе возрастет с 26 млн тонн до 38 млн тонн в год. Для этого будет пробурено 264 скважины, построен новый завод. Как сообщалось, в первом полугодии 2013 года на Тенгизе было добыто 13,6 млн тонн сырой нефти против 12,5 млн тонн за аналогичный период прошлого года.

Ранее, в прошлом году, Умирзак Шукеев, председатель АО “Фонд национального благосостояния “Самрук-Казына”, фактически выступил против строительства на Тенгизе объектов Проекта будущего расширения, поддержав идею аналитической группы этого госфонда об увеличении мощности по производству нефти за счет модернизации имеющегося Завода второго поколения (ЗВП). Обсуждения по поводу целесообразности реализации ПБР продолжались до сих пор.

Несмотря на затянувшиеся сроки согласования основных технических параметров Проекта будущего расширения, партнеры по ТШО (Chevron - 50%, “КазМунайГаз” - 20%, ExxonMobil Kazakhstan - 25% и СП “ЛукАрко” - 5%) надеются завершить его, а также связанный с ним другой крупный проект - управления устьевым давлением скважин на Тенгизе - в середине 2018 года, как и планировалось ранее. Г-н Исказиев сказал, что стоимость реализации обоих этих проектов не изменилась по сравнению с первоначальными оценками и составляет на сегодняшний день $23 млрд.

Что касается Карачаганакского месторождения, разрабатываемого международным консорциумом Karachaganak Petroleum Operating (KPO), принято решение о пересчете его запасов, по результатам чего будет подготовлена технологическая схема его дальнейшей разработки. По словам г-на Исказиева, в настоящее время KPO добывает на Карачаганакском месторождении 16 млрд кубометров газа и 11 млн тонн жидких углеводородов в год. А в соответствии с рассматриваемой сейчас новой схемой разработки предполагается увеличение объема добычи газа и стабилизация добычи жидких углеводородов. Ранее сообщалось, что KPO в первом полугодии 2013 года добыл на Карачаганаке 66,934 млн баррелей в нефтяном эквиваленте стабилизированных и нестабилизированных жидких углеводородов, газа и топливного газа, закачав обратно в пласт 3948 млн кубометров газа (47% от общего объема его добычи).

Год назад Министерство нефти и газа заявляло, что рассчитывает на получение Казахстаном от участия в Карачаганакском проекте дополнительных доходов в размере от $3,3 млрд до $5 млрд в виде денежных потоков (Сash Flow) или от $1,4 млрд до $2 млрд в виде дисконтированных денежных потоков (NPV) “КазМунайГаза” в течение всего оставшегося срока действия Окончательного соглашения о разделе продукции (ОСРП), который завершится в 2037 году. Размер этого дополнительного дохода привязан к стоимости нефти на период с 2012 по 2037 год. Однако сумма поступлений будет зависеть еще и от сценариев последующего развития Карачаганакского месторождения, в частности от реализации фазы 3, предполагающей значительный рост производства. В рамках этой фазы в течение 2014-2021 годов на Карачаганаке поэтапно планируется строительство нового современного газоперерабатывающего завода мощностью 3,9 млрд кубометров товарного газа, 410 тыс. тонн серы, а также 4042 тыс. баррелей широкой фракции легких углеводородов. Его стоимость на сегодня оценивается приблизительно в $3,7 млрд, срок окупаемости составит 12 лет.

Передача 10%-ной доли в KPO компании “КазМунайГаз” произошла в прошлом году, в связи с чем доли участия между подрядными компаниями в проекте распределись следующим образом: BG Group - 29,25%, Eni - 29,25%, Chevron - 18%, “Лукойл” - 13,5% и “КазМунайГаз” через ТОО “КУДОСРП” - 10%.