ОБЪЕДИНЕНИЕ ЛИДЕРОВ НЕФТЕГАЗОВОГО СЕРВИСА И МАШИНОСТРОЕНИЯ РОССИИ
USD 94,09 -0,23
EUR 100,53 0,25
Brent 0.00/0.00WTI 0.00/0.00

Eni собирается принять ОИР по разработке сверхглубоководного месторождения в Индонезии в 2023 году

Москва, 21 ноя - Итальянский энергетический гигант Eni собирается в 2023 г. принять окончательное инвестиционное решение (ОИР) по разработке своего сверхглубоководного газоконденсатного месторождения (ГКМ) Маха (Maha) на шельфе Индонезии.

При этом ожидается, что план разработки месторождения будет одобрен правительством принимающей страны в следующем году.

Независимая компания Neptune Energy, британский партнер, заявила, что в 4м квартале этого года Eni ожидает продвижения соглашения об объединении для Maha, которое охватывает контракты о разделе продукции (СРП) West Ganal и Ganal.

Маха, обнаруженная еще в 2002 г., находится на глубине около 3657 ф (около 1115 м).
Предполагается, что это месторождение будет эксплуатироваться в качестве привязки к существующей плавучей производственной установке Jangkrik на принадлежащем Eni PSC Muara Bakau.
Ожидается, что объекты, необходимые для разработки месторождения Маха, будут включать подводное оборудование и 16 км трубопровод к ПДК.
Оцененные в 2021 г. запасы Mahaсоставили более 600 млрд ф3 газа плюс немного нефти и конденсата.
Начало добычи может осуществиться уже в 2024 г., и ожидается, что пик добычи будет достигнут в 2028 г., чтобы компенсировать снижение добычи на других месторождениях, использующих FPU Jangkrik.

Neptune владеет 30% долей в контракте Eni West Ganal о разделе продукции, как и другой партнер, индонезийская компания Pertamina Hulu Energi.
Соучредители в 4м квартале этого года также продвигают POD для месторождения Merakes East, еще одного спутника, связанного с FPU Jangkrik.
Merakes East будет эксплуатироваться в тандеме с дальнейшим бурением на основном месторождении Джангкрик, как ранее сообщала Neptune.
Месторождение Меракес-Ист, открытое около 4 лет назад, расположено в Восточном Сепингганском бассейне компании Eni, примерно в 33 км от Джангкрика.
Это месторождение также планируется запустить в 2024 г., в том же году, когда на Янгкрике должен быть введен в эксплуатацию модуль дожимного сжатия.

Добыча Neptune в Индонезии в 3м квартале в среднем составила 19,3 тыс. бнэ/сутки.
Ожидается, что в следующем году экспорт из Jangkrik FPU останется стабильным, поскольку партнеры оптимизируют производство на этих 2 месторождениях.
Большая часть продаж соответствующего сжиженного природного газа (добывающие компании Jangkrik и Merakes поставляют исходный газ для проекта Bontang LNG) осуществляются по заключенным контрактам, при этом небольшое количество грузов продается на спотовом рынке.

Bontang LNG является одним из старейших СПГ-заводов в мире.
В эксплуатацию завод был введен в 1977 г., в настоящее время в его составе работают 8 технологических линий совокупной мощностью 21,64 млн т/год СПГ.

Чтобы сохранить добычу в 2023 г., Eni и партнеры начали программу бурения 3 скважин.

  • В 3м квартале был успешно завершен боковой ствол Jangkrik-12, в прошлом месяце скважина была введена в эксплуатацию.
  • Начато бурение бокового ствола Меракес-7, который планируется запустить в начале декабря.
  • Боковой ствол Меракес-6 должен быть введен в эксплуатацию в начале 2023 г.
Eni также рассчитывает в ближайшее время завершить соглашение о совместном использовании буровых установок для бурения высокоэффективной разведочной скважины Geng North, бурение которой теперь планируется в середине 2023 г. — примерно через 3 года после первоначального графика, который был сорван из-за пандемии коронавируса.
Варианты развития уже обсуждаются для Geng North.
S&P Global сообщило, что Geng North удобно расположен для потенциальной связи с Jangkrik, или его можно использовать как отдельный проект с собственным газопроводом непосредственно к Bontang LNG.

Eni North Ganal на прошлой неделе начала процесс тендера посредством предварительной квалификации для 2 судов снабжения платформ, которые, как ожидается, будут обслуживать буровую скважину Geng North, скважину, которую консультант Rystad Energy назвал ключевой.
Оператор Eni будет рассматривать только те суда, которые имеют динамическое позиционирование как минимум класса 2, и каждое судно должно иметь площадь палубы не менее 600 м2.


Дополнительная информация

Идет загрузка следующего нового материала

Это был последний самый новый материал в разделе "Upstream"

Материалов нет

Наверх