Tangguh plynové pole - Tangguh gas field
| Tangguh plynové pole | |
|---|---|
  | |
| Země | Indonésie |
| Kraj | Západní Papua |
| Umístění | Zátoka Bintuni |
| Offshore / onshore | Na moři |
| Souřadnice | 2 ° 26'14 ″ j. Š 133 ° 8'10 ″ V / 2,43722 ° j. Š. 133,13611 ° vSouřadnice: 2 ° 26'14 ″ j. Š 133 ° 8'10 ″ V / 2,43722 ° j. 133,13611 ° v |
| Operátor | BP |
| Partneři | BP (37%) CNOOC (17%) Mitsubishi Corporation (16.3%) Energie Nippon Kanematsu Sumitomo Nissho Iwai |
| Historie pole | |
| Objev | 1994[1] |
| Zahájení výroby | 2009 |
| Výroba | |
| Produkující formace | jurský[2] |
 | tento článek čte spíše jako příběh než záznam encyklopedie. (Únor 2020) |
The Tangguh plynové pole je plynové pole Zátoka Bintuni v provincii Západní Papua, Indonésie. The pole zemního plynu obsahuje přes 500miliarda metrů krychlových (18 bilion kubické stopy ) prokázané zemní plyn rezervy, přičemž odhady potenciálních rezerv dosahují více než 800 miliard kubických metrů (28 bilionů kubických stop).
Pole Tangguh je vyvíjeno konsorciem mezinárodních společností pod vedením BP (37% podíl), CNOOC (17%) a Mitsubishi Corporation (16,3%). Menšími partnery jsou japonské společnosti Energie Nippon, Kanematsu, Sumitomo, a Nissho Iwai.
Výroba byla zahájena v červnu 2009.[3]
Zemní plyn získaný z pole bude zkapalněn a výsledný LNG přepraveno k asijským zákazníkům, většinou v Čína, Jižní Korea, Japonsko. Očekává se, že projekt umožní Indonésii udržet si významný podíl na světovém trhu s LNG, což kompenzuje postupné vyřazování terminálu Arun na Sumatře, jehož zásoby jsou z velké části vyčerpány.
Pozadí
Indonésie je plodnou zemí nafty a plynu s objevenými zásobami více než 23 miliard barelů (3,7 miliardy kubických metrů) a 150 bilionů kubických stop (4,2 bilionu kubických metrů). Většina rezerv pochází z treťohorních zdrojových hornin a je uvězněna v treťohorních nádržích na Jávě, Sumatře a Kalimantanu nebo přímo u nich.
Ačkoli tyto západní oblasti byly hlavním zaměřením ropných aktivit země, průzkumníci hledali obrovské akumulace ve východní Indonésii po více než století.
V Irian Jaya objevila společnost Trend Exploration během sedmdesátých let zhruba 350 milionů barelů (56 milionů kubických metrů) oleje získaného z miocénu v terciárních útesech v Salawati. Phillips, Conoco, Celkový a Západní následně se pokusil napodobit úspěch Trendu průzkumem přilehlé pánve Bintuni, ale našel jen asi 3 miliony barelů (480 tisíc metrů krychlových), mělké ropné pole na pevnině zvané Wiriagar v roce 1981 a nějaký neekonomický pobřežní plyn na počátku 90. let.
Arco vstoupil do Irian Jaya v roce 1989 zemědělstvím do a Conoco partnerství na severním pobřeží zálivu Berau s pevninským blokem zvaným KBSA. Gene Richards, Arco Indonéský viceprezident pro průzkum provedl původní farmu jako příležitost prozkoumat velké rezervy v příhraniční oblasti, kde Pertamina nedávno zavedl vylepšené fiskální podmínky.
V roce 1990 byly vyvrtány dvě suché díry a společnost Arco stála před rozhodnutím - odstoupit od smlouvy o sdílení výroby (PSC) a opustit Irian Jaya nebo pokračovat v průzkumu v povodí Bintuni.
Při pohledu hlouběji
Projekt Tangguh LNG ve východní Indonésii byl zahájen objevem plynu Wiriagar Deep-1, který provedl tým společnosti Arco New Venture vedený Suhermanem Tisnawidjajou jako vedoucím průzkumu společnosti Arco Indonesia New Venture. Koncem roku 1991 Suherman nahradil Dicka Garrarda jako nového manažera podniku. Hlavním úkolem Suhermana v New Venture v té době bylo vyhodnocování a získávání nových průzkumných bloků ve východní Indonésii.
Oblast Wiriagar byla jedním z prvních cílů týmu New Venture pro hloubkové vyhodnocení průzkumu. Tato oblast se nachází v jihovýchodní části bloku KBSA (blok Kepala Burung Selatan „A“). Arco bylo jedním z partnerů v KBSA PSC provozovaném společností Conoco. Larry Casarta a Sonny Sampurno byli geologové v týmu New Venture, kteří vyhodnotili blok.
Hru Wiriagar Pre-Tertiary původně navrhl Larry Casarta na základě strukturální interpretace předterciární úrovně pod stávajícím ropným polem Wiriagar. V té době se na ropném poli Wiriagar vyráběla ropa z vápence středního miocénu Kais. Hodnocení oblasti Wiriagar bylo integrováno do regionální studie oblastí KBSA a Berau-Bintuni v předterciérním sedimentu, zejména pískovce středního jura Roabiba, které dříve provedli Larry Casarta a Sonny Sampurno. Jeden z klíčových výsledků analýz ropného systému naznačil, že olej Wiriagar byl generován z předterciérní zdrojové horniny. Kuchyně je v hluboké oblasti pánve, jihovýchodní části pánve Bintuni.
V roce 1992 John Duncan nahradil Gena Richardsa jako viceprezident společnosti Arco Indonesia Exploration v Jakartě. John navrhl týmu New Venture, aby představil návrh Wiriagar PSC Marlanovi Downeymu, prezidentu Arco International, a jeho pracovníkům vedení průzkumu Arco International v sídle v Plano v Texasu, kde žádal o jejich souhlas se vstupem do bloku. Po dlouhé a důkladné diskusi Marlan nakonec souhlasil, že by tým měl pokračovat v přímém jednání s Pertaminou, indonéskou státní ropnou a plynárenskou státní společností pro nový Wiriagar PSC, poté, co se Conoco vzdal svého bloku KBSA.
Suherman a jeho tým New Venture se obrátili na společnost Pertamina a předložili technickou kontrolu vedení společnosti Pertamina na vysoké úrovni; Výkonní pracovníci průzkumu Zuhdi Pane Pertamina, hlavní vyjednavač Alex Frederik Pertamina a další vedoucí pracovníci Pertaminy. Hlavním účelem prezentace bylo poskytnout společnosti Pertamina vysvětlení zájmu společnosti Arco o získání nového Wiriagar PSC v rámci bloku KBSA bývalého koncernu Conoco. Tým ukázal navrhované umístění PSR Wiriagar a také hlavní cíl hlubší jurské pískovcové nádrže. Během intenzivních jednání s Pertaminou hrálo významnou roli výkonné vedení Arco Indonesia, prezident Arco Indonesia Roger Machmud.
A konečně, v únoru 1993 byla vláda Indonéské republiky oficiálně udělena pevnině Wiriagar PSC společnosti Arco. V srpnu 1994 byla vyvrtána první studna Wiriagar Deep-1 (WD-1), která testovala kumulativní tok plynu 30 MMSCF / D z velmi silných paleocenových turbiditových pískovců a tenkého středního jura.
Stephen Scott, geofyzik, který se připojil k týmu New Venture na konci roku 1994, poskytl seizmické interpretace jak pro pobřežní Wiriagar, tak pro pobřežní zátoku Bintuni, které byly použity k dokončení umístění studny a zdokonalení regionálního chápání oblasti. Analýzy studny WD-1 provedené Larrym Casartou a Johnem Marcou, ropným inženýrem v týmu, ukázaly, že akumulace plynu ve Wiriagar Deep se rozšiřuje na jih k pobřežnímu bloku Berau v Occidentalu. Vedení společnosti Arco International oslovilo společnost Occidental a vyjednalo, že bude zapojeno do PSA Berau. V roce 1995 se Arco, ke kterému se později připojila společnost Kanematsu (KG), zapojilo do Berau PSC pro kombinovaný 60% pracovní zájem a převzalo provozování bloku.
Na konci roku 1995 Arco vyvrtal první vrt v offshore Berau PSC, Wiriagar Deep-2 (WD-2) jako potvrzovací vrt. Studna byla velmi úspěšná, narazila na mnohem silnější středojurský pískovec než ve WD-1 a testovala plyn v pískovcovém intervalu. Po úspěchu jamek WD-1 a WD-2 následovalo několik vymezovacích jamek.
Průzkumné aktivity v této oblasti potvrdily přítomnost další antiklinální struktury SZ-JV v PSA Berau východně od struktury Wiriagar Deep. Na konci roku 1996 byla v této struktuře vyvrtána první studna Vorwata-1 a testována 31 MMSCF / D z pískovcové nádrže Middle Jurassic Roabiba.
Tým New Venture pod vedením Suhermana jako manažera New Venture a Johna Duncana jako viceprezidenta Arco Indonesia Exploration připravil a provedl program Wiriagar Deep a počáteční program hodnocení Vorwata. Pole Wiriagar Deep a Vorwata byla hlavními poli, která tvořila plynový projekt Tanggguh, přičemž pole Vorwata zpočátku dodávalo plyn, který napájel závod Tangguh LNG v roce 2009.
Na začátku roku 1998 tým New Ventures předal projekt Tangguh certifikačnímu týmu, který pokračoval v programu hodnocení terénu ve Vorwatě. Tým New Venture pokračoval v práci na studiu regionální geologie a hodnocení blokových příležitostí v oblastech zaměření Východní Indonésie a NW Australian Shelf.
Překonávání překážek
Společnost Arco oslovila zbytek partnerství KBSA koncem roku 1991 s doporučením společně vyvinout hloubkový test (Wiriagar Deep No. 1) na struktuře Wiriagar.
Partneři, kteří již na blok utratili 145 milionů $, návrh odmítli. Společnost Arco nebyla ochotna provést další partnery v hlubokém testu navzdory přitažlivosti zachování fondu potopených nákladů KBSA a mezi skupinou nebylo dosaženo žádné dohody.
Obchodní manažer Arco v Jakartě, Thorkild Juul-Dam, poté vyvinul ekonomický případ pro nový PSC, s pomocí analýzy vedoucího vrtání Bretta Crawforda, že hluboký vrt lze vyvrtat mnohem méně než odhad nákladů operátora Conoco. Platnost KBSA PSC vypršela a společnost Arco zahájila jednání s Pertaminou o novém PSC.
Rozhodující pro tyto diskuse byli Roger Machmud, prezident Arco Indonesia, a Larry Asbury, provozní korporátní viceprezident. Machmud a Asbury zahájili vážná jednání s Pertaminou v červnu 1992.
V únoru 1993 byla podepsána nová pevnina Wiriagar PSC pokrývající hlubokou strukturu a zahrnující nově revidované hraniční pobídky. Kanematsu se připojil k Arco jako partner v bloku. S pomocí Richarda Leturna z vrtných operací, petrofyzika Tonyho Lawrencea a inženýra nádrže Johna Marcou byla v srpnu 1994 úspěšně vyvrtána, zaznamenána a testována Wiriagar Deep No. 1 při 30 milionech kubických stop denně (850 tisíc metrů krychlových denně).
Studna byla zpočátku zklamáním, protože se nejednalo o ropný objev.
Promyšlená analýza údajů o tlaku, kterou provedli Larry Casarta a John Marcou, však ukázala, že plynové zóny byly výrazně přetlakovány a že výška plynového sloupce přesahující 2 000 stop byla rozumnou interpretací údajů.
Jinými slovy, objev by mohl být dostatečně velký, aby ukotvil projekt LNG, i kdyby pod plynem nebylo žádné ropné rameno.
Tom Velleca, podnikový viceprezident společnosti Arco pro průzkum, povzbuzený hlavním geologem Davidem Nicklinem a hlavním geofyzikem Barry Davisem, se rozhodl pokročit v hodnocení objevu Wiriagar Deep - ale byla tu komerční překážka. Pokud měli Casarta a Marcou pravdu s velikostí akumulace, velká část pole ležela na jih na pobřežním PSA Berau, které vlastnilo partnerství vedené společností Occidental.
Brad Sinex v sídle společnosti Arco International v Plano v Texasu se ujal jednání s Occidental a pracoval s farmou v bloku Berau, kterému pomáhal Thorkild Juul-Dam v Jakartě. Oxy už utratil 64 milionů $ na Berau PSC a měl dalších 8 milionů $ pracovní povinnost.
Sinex byl schopen zajistit 60 procentní pracovní podíl pro skupinu Arco / Kanematsu a operativní činnost pro Arco v únoru 1995 výměnou za financování vrtání studny. Posouzení na moři následně prokázalo, že antiklinála Wiriagar byla ve skutečnosti velkou strukturou nesoucí plyn.
Geofyzik Stephen Scott se připojil k průzkumnému týmu v prosinci 1994. Kromě vytváření map, na kterých byla vybrána místa pro hodnocení Wiriagar Deep, pracoval Scott s Casartou a Sampurnem na vylepšení regionálního geologického obrazu. Předchozí mapy Total, Occidental a Arco vytvarovaly některé malé uzávěry na východ od Wiriagar.
Scott dal dohromady všechny regionální údaje a předpokládal, že uzávěry mohou být součástí jedné velké antiklinály rovnoběžně s Wiriagarským záhybem a hned na východ. Nová uzávěrka se jmenovala Vorwata.
Vorwata měla potenciální technický problém: Na jurské úrovni to bylo o několik tisíc stop hlouběji než antiklinála Wiriagar a obecně přijímaná moudrost byla, že pórovitost bude nízká a kvalita nádrže špatná.
John Duncan se stal viceprezidentem pro průzkum v Arco Indonesia v roce 1992 a kromě řízení indonéského průzkumného programu byl také technickým expertem na analýzu historie pohřbu. Duncan si uvědomil, že může existovat optimističtější scénář pro kvalitu nádrže Vorwata Jurassic, a proto konzultoval s Altonem Brownem ze skupiny Arco pro geologické vědy v Plano.
Brown analyzoval historii pohřbu, kontrolu facie a diagenezi a dospěl k závěru, že konvenční moudrost byla špatná a kvalita nádrže by byla v pořádku.
Tato analýza poskytla společnosti Arco sebevědomí, aby tlačila Vorwatu jako životaschopný cíl vrtání, aby se urychlila certifikace zásob plynu. Vorwata č. 1 byla vyvrtána koncem roku 1996, Brownova předpověď poréznosti byla přesně správná a dobře testována při 31 milionech krychlových stop / den (880 tisíc m3/ d) v lednu 1997.
Následné hodnocení potvrdilo, že Vorwata byla významnou akumulací plynu. Komplex Wiriagar Deep / Vorwata, společně s akumulací satelitního plynu, nyní Indonéská republika pojmenovala Tangguh.
Po 25 jamkách, 500 měřeních tlaku, více než míli jader a trojrozměrném seismickém průzkumu odhadly DeGolyer & MacNaughton v polovině roku 1998, že Tangguh bude obsahovat alespoň 24 TCF rezerv.
Pokud by to nebylo pro malou skupinu odhodlaných jednotlivců, Projekt LNG Tangguh možná nikdy nebyl.