campo de gás Tangguh - Tangguh gas field
| campo de gás Tangguh | |
|---|---|
  | |
| País | Indonésia |
| Região | Papua Ocidental |
| Localização | Bintuni Bay |
| Costa fechada Costa aberta | No mar |
| coordenadas | 2 ° 26'14 "S 133 ° 8'10" E / 2,43722 ° S 133,13611 ° E. Coordenadas: 2 ° 26'14 "S 133 ° 8'10" E / 2,43722 ° S 133,13611 ° E |
| Operador | BP |
| parceiros |
BP (37%) cnooc (17%) Mitsubishi Corporation (16,3%) Nippon Energia Kanematsu Sumitomo empresa japonesa |
| história campo | |
| Descoberta | 1994 |
| Início da produção | 2009 |
| Produção | |
| produzindo formações | jurássico |
Conteúdo
visão global
O campo de gás Tangguh reside na Bintuni Bay , na província de Papua Ocidental , Indonésia . O campo de gás natural contém mais de 500 bilhões de m³ (24 Tcf) de comprovadas de gás natural reservas, com estimativas de reservas potenciais atingindo mais de 800 bilhões de metros cúbicos (28 trilhões de pés cúbicos).
O campo Tangguh é desenvolvido por um consórcio de empresas internacionais, liderados pela BP (37% de participação), CNOOC (17%) e Mitsubishi Corporation (16,3%). Parceiros menores incluem as empresas japonesas Nippon Energia , Kanematsu , Sumitomo e Nissho Iwai .
A produção começou em junho de 2009.
O gás natural extraído do campo será liquefeito e resultante de GNL transportado para clientes asiáticos, principalmente na China , Coreia do Sul , Japão . O projeto está previsto para permitir a Indonésia para manter uma parte significativa do mercado de GNL mundial, compensando a eliminação progressiva do terminal Arun em Sumatra, cujas reservas estão quase esgotadas.
Background exploração
A Indonésia é uma província de petróleo e gás prolífico com reservas descobertas de mais de 23 BBO e 150 TCFG. A maioria das reservas provenientes de rochas fonte terciária e estão presos em reservatórios do Terciário em ou imediatamente ao largo de Java, Sumatra e Kalimantan.
Embora estas áreas ocidentais têm sido o foco principal das atividades de petróleo do país, os exploradores têm procurado acumulações gigantes no leste da Indonésia há mais de um século.
Em Irian Jaya, a Trend Exploration descobriu cerca de 350 MMBO do petróleo Mioceno-sourced em recifes Terciário da Bacia de Salawati durante a década de 1970. Phillips , Conoco , total e Occidental posteriormente tentaram imitar o sucesso da Trend explorando a bacia Bintuni adjacente, mas encontrou apenas uma pequena (3 MMBO), campo rasa onshore de petróleo chamado Wiriagar em 1981 e um pouco de gás no mar não rentável no início de 1990.
Arco entrou Irian Jaya, em 1989, pela agricultura em um Conoco parceria -LED segurando um bloco onshore chamado KBSA no lado norte de Berau Bay. Gene Richards, Arco vice-presidente de exploração da Indonésia, executou o farm-in original como uma oportunidade para explorar as grandes reservas em uma área de fronteira onde Pertamina tinha recentemente instituídas melhorados termos fiscais.
Dois poços secos foram perfurados em 1990, e Arco enfrentou uma decisão - a cair fora do contrato de serviço do Petróleo (PSC) e sair Irian Jaya, ou para continuar a exploração na Bacia de Bintuni.
olhando mais profundamente
novo gerente de empreendimentos de exploração da Arco na Indonésia era Dick Garrard, que se juntou escritório Jakarta da empresa em 1989. Trabalhar com ele foi uma equipa composta por Larry Casarta, Sonny Sampurno e Suherman Tisnawidjaja.
Este grupo realizou duas análises críticas que convenceram Arco de não abandonar a sua posição:
- O primeiro foi a interpretação de Casarta de alguns dados sísmicos KBSA velhos, que mostraram uma estrutura pré-terciária abaixo do campo de petróleo Wiriagar raso.
- O segundo era uma nova avaliação geoquímico do óleo Wiriagar, o que indicou que o óleo era de, uma fonte não terciário Jurássico.
Combinado com o conhecimento do controle bem que o arenito Jurassic Roabiba beliscou fora de sul para norte em toda a área do Wiriagar, as duas análises sugeriram que poderia haver uma armadilha estrutural / estratigráfico portadores de hidrocarbonetos a nível Jurassic abaixo do campo Wiriagar rasa.
A perspectiva foi batizado Wiriagar profunda.
A equipe convenceu gestão de exploração executivo internacional da Arco, Marlan Downey e Jamie Robertson, dos méritos de suas análises e hipóteses, e Arco ficamos no jogo.
Superando obstáculos
Arco aproximou-se do resto da parceria KBSA no final de 1991 com uma recomendação para perfurar em conjunto um teste profundo (Wiriagar No. 1 Profundo) na estrutura Wiriagar.
Os parceiros, que já tinha gasto US $ 145 milhões em relação ao bloco, recusou a proposta. Arco não estava disposto a levar os outros parceiros em um teste de profundidade, apesar da atração de retenção piscina custo afundado de KBSA, e nenhum acordo foi alcançado entre o grupo.
gerente comercial da Arco em Jacarta, Thorkild Juul-Dam, em seguida, desenvolveu um argumento econômico para uma nova PSC, auxiliado pela análise do gerente de perfuração Brett Crawford que o poço profundo poderia ser perfurado por muito menos do que a estimativa de custo operador da Conoco. O PSC KBSA expirado, e Arco começou discussões com Pertamina para uma nova PSC.
Crucial para essas discussões eram Roger Machmud, presidente da Arco Indonésia, e Larry Asbury, as operações de vice-presidente corporativo. Machmud e Asbury entrou em negociações sérias com Pertamina em Junho de 1992.
Um novo PSC Wiriagar onshore cobrindo a estrutura profunda e incorporando incentivos fronteira recém-revisto foi assinado em Fevereiro de 1993. Kanematsu juntou Arco como um parceiro no bloco. Com a ajuda de Richard Leturno das operações de perfuração, Petrofísico Tony Lawrence e engenheiro de reservatório John Marcou, Wiriagar profunda No. 1 foi perfurado com sucesso, conectado e testado em 30 Mmcfpd em agosto de 1994.
O poço foi inicialmente decepcionante, uma vez que não foi a descoberta de petróleo.
No entanto, uma análise cuidadosa de dados de pressão de Larry Casarta e John Marcou indicou que as zonas do gás pressurizado em excesso foram significativamente, e que a altura da coluna de gás em excesso de 2.000 pés era uma interpretação razoável dos dados.
Em outras palavras, a descoberta pode ser grande o suficiente para ancorar um projeto de GNL, mesmo se não houvesse perna óleo downdip abaixo do gás.
Tom Velleca, Arco vice-presidente corporativo de exploração, encorajada pelo geólogo-chefe David Nicklin e chefe geofísico Barry Davis, decidiu avançar com avaliação da descoberta profunda Wiriagar - mas havia um obstáculo comercial. Se Casarta e Marcou estava certo sobre o tamanho da acumulação, tanto do campo ficava ao sul do PSC Berau no mar realizada por uma parceria liderada pelos Occidental.
Brad Sinex na sede da Arco Internacional em Plano, Texas, assumiu o comando das negociações com a Occidental e trabalhou um farm-in para o Bloco Berau auxiliado por Thorkild Juul-Dam, em Jacarta. Oxy já gastou US $ 64 milhões na PSC Berau e tinha US $ 8 milhões obrigação trabalho adicional.
Sinex foi capaz de garantir uma participação de 60 por cento para o grupo Arco / Kanematsu e operatorship para Arco em fevereiro de 1995, em troca de financiar a perfuração de um poço. apreciação Offshore subsequentemente demonstrado que o anticlinal Wiriagar era de facto uma estrutura de gás de suporte de grande.
Geofísico Stephen Scott entrou para a equipe de exploração em Dezembro de 1994. Além de produzir os mapas nos quais foram selecionados os locais profunda avaliação Wiriagar, Scott trabalhou com Casarta e Sampurno para refinar a imagem geológica regional. Anterior Total, Occidental e mapas Arco tinha contornos algumas pequenas tampas para o leste de Wiriagar.
Scott colocar todos os dados regionais juntos, e concebida de que os encerramentos poderão ser parte de um grande paralelo anticlinal e imediatamente a leste da dobra Wiriagar. O novo fechamento foi nomeado Vorwata.
Vorwata tinha um potencial problema técnico: A nível Jurassic, era vários milhares de pés mais profundo do que o anticlinal Wiriagar, e sabedoria geralmente aceita era que a porosidade seria baixo e reservatório de má qualidade.
John Duncan se tornou exploração VP de Arco Indonésia em 1992, e para além de gerir o programa de exploração da Indonésia também era um técnico especializado em análise de história de soterramento. Reconhecendo que pode haver um cenário mais otimista para Vorwata qualidade de reservatório Jurassic, Duncan consultou Alton Brown do grupo de tecnologia de geociências do Arco em Plano.
Brown analisados história de soterramento, fácies controles e diagenesis, e concluiu que a sabedoria convencional estava errado e qualidade do reservatório seria ótimo.
Essa análise deu Arco a confiança para empurrar Vorwata como um alvo de perfuração viável para acelerar certificação de reservas de gás. Vorwata No. 1 foi perfurado no final de 1996, a previsão porosidade de Brown era exatamente correto, e o poço testado em 31 Mmcfpd em janeiro de 1997.
avaliação subsequente confirmou que Vorwata era uma acumulação de gás significativa. O complexo Wiriagar profunda / Vorwata, juntamente com acumulações de gás de satélite, foi agora nomeado Tangguh pela República da Indonésia.
Depois de 25 poços, 500 medições de pressão, mais do que uma milha de núcleos e um levantamento sísmico 3-D, DeGolyer & MacNaughton em meados de 1998, estima Tangguh para conter, pelo menos, 24 TCF de reservas.
Se não fosse por um pequeno grupo de indivíduos determinados a Projeto Tangguh LNG pode nunca esteve.