Criterium Energy начала добычу газа на месторождении Southeast Mengoepeh в Индонезии

Джакарта, 11 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Канадская Criterium Energy добыла первый газ на месторождении Southeast Mengoepeh (SE-MGH) в Индонезии и приступила к проектированию и закупкам для разработки расположенного неподалеку проекта North Mengoepeh (N-MGH).
Об этом сообщает пресс-служба компании.

Месторождение SE-MGH разрабатывается в рамках соглашения о разделе продукции (СРП) Tungkal на юге Суматры. Criterium Energy принадлежит 100% доля участия в проекте.

Весь добываемый на SE-MGH газ поставляется государственной газовой компании Индонезии Perusahaan Gas Negara (PGN) в рамках контракта с фиксированной ценой и условием take-or-pay (бери или плати). Стоимость поставок составляет 7 долл. США/млн БТЕ.

Ожидается, что после выхода на коммерческий режим добыча достигнет 8 млн фт³/сутки. Это более чем вдвое превышает текущий уровень добычи Criterium Energy в пересчете на баррели нефтяного эквивалента.

Транспортировка газа осуществляется по недавно построенному трубопроводу протяженностью 25 км до действующего газоперерабатывающего завода Teluk Rendah Gas Plant, оператором которого является Jindi South Jambi B. Далее газ поступает по 60-километровому трубопроводу TRGP–Sekernan к пункту реализации Sekernan.

Соглашение с PGN предусматривает возможность увеличения объемов поставок по взаимному согласованию сторон по мере наращивания добычи.

После запуска SE-MGH Criterium Energy намерена сосредоточиться на реализации проекта N-MGH. По словам оператора, при его разработке планируется применить аналогичный подход, используя уже действующие соглашения на транспортировку, переработку и сбыт газа. Это позволит сократить удельные затраты и получить эффект масштаба по мере увеличения объемов производства.

Ранее в этом году компания возобновила эксплуатацию двух скважин на месторождении N-MGH – MGH 20 и MGH 32. Их дебиты составили 2,5 млн и 2,1 млн фт³/сутки газа соответственно. Кроме того, был зафиксирован дополнительный приток нефти.

Как сообщил оператор, по мере завершения испытаний газ с N-MGH планируется транспортировать по новому трубопроводу протяженностью 14 км, который соединит месторождение с SE-MGH и обеспечит доступ к уже существующей инфраструктуре транспортировки, переработки и сбыта.

Criterium Energy рассчитывает получить на участке N-MGH дополнительную добычу газа в объеме 2–3 млн фт³/сутки. В дальнейшем компания видит потенциал для ее увеличения за счет освоения ранее пропущенных газоносных пластов на нефтяном месторождении MGH.

Более подробную информацию о планах по развитию проекта N-MGH компания намерена представить одновременно с публикацией бюджета и производственных прогнозов на 2027 г.

Блок Tungkal

СРП Tungkal реализуется на условиях механизма Gross Split и действует до 2042 г. Gross Split – это особая модель раздела продукции в Индонезии, при которой доли государства и подрядчика определяются в процентах от валовой добычи.

В настоящее время блок обеспечивает стабильную добычу нефти, составлявшую в среднем 845 барр./сутки в 2025 г., за счет разработки месторождений Mengoepeh (MGH) и Pematang Lantih (PLT). Оба месторождения характеризуются легкой нефтью, реализуемой с премией к цене Brent.

Доказанные и вероятные запасы (2P) блока Tungkal составляют 7,6 млн бнэ. При этом существенный потенциал роста газодобычи создает дополнительные возможности для развития актива. Текущие условные ресурсы категории 2C оцениваются компанией в 15,9 млн бнэ.

В 2026 г. Criterium сосредоточена на освоении газовых месторождений SE-MGH и N-MGH, а также на увеличении добычи нефти за счет проведения капитального ремонта скважин (КРС), бурения уплотняющих скважин и внедрения вторичных методов увеличения нефтеотдачи, включая заводнение (закачки в пласт воды).

Газ на блоке Tungkal был впервые обнаружен в 1988 г. в ходе бурения скважины Macan Gedang-1. В дальнейшем были сделаны новые открытия: в 2001 г. – SE-MGH, 2004 г. – N-MGH и 2008 г. – Cerah-1. Кроме того, притоки газа были зафиксированы в ряде отдельных скважин на нефтяном месторождении MGH.

Освоение этих газовых месторождений на протяжении многих лет откладывалось из-за ограниченного регионального рынка сбыта газа и отсутствия необходимой транспортной инфраструктуры. В последние годы рост внутреннего спроса на газ в Индонезии и развитие инфраструктуры создали условия для коммерческой разработки активов.