El campo de gas Tangguh es un campo de gas que se encuentra en el golfo de Berau y la bahía de Bintuni , en la provincia de Papúa Occidental , Indonesia . El campo de gas natural contiene más de 500 mil millones de metros cúbicos (18 billones de pies cúbicos ) de reservas probadas de gas natural , con estimaciones de reservas potenciales que alcanzan más de 800 mil millones de metros cúbicos (28 billones de pies cúbicos).
El campo Tangguh es operado por BP Berau Ltd. en nombre de otros socios contractuales de producción compartida como contratista de SKK Migas. BP Berau Ltd y sus filiales en Indonesia poseen una participación del 40,22% en el proyecto. Otros socios son MI Berau BV (16,30%), CNOOC Muturi Limited (13,90%), Nippon Oil Exploration (Berau), Limited (12,23%), KG Berau Petroleum Ltd y KG WiriagarPetroleum Ltd (10,00%) e Indonesia Natural Gas Resources. Muturi Inc. (7,35%). [4]
La producción comenzó en junio de 2009. [5]
El gas natural extraído del campo será licuado y el GNL resultante transportado a clientes en Asia e Indonesia .
Indonesia es un país prolífico en petróleo y gas con reservas descubiertas de más de 23 mil millones de barriles (3,7 mil millones de metros cúbicos) y 150 billones de pies cúbicos (4,2 billones de metros cúbicos). La mayoría de las reservas se originan en rocas generadoras del Terciario y están atrapadas en reservorios del Terciario en Java, Sumatra y Kalimantan o inmediatamente frente a ellas.
Aunque estas áreas occidentales han sido el foco principal de las actividades petroleras del país, los exploradores han buscado acumulaciones gigantes en el este de Indonesia durante más de un siglo.
En Papúa (anteriormente Irian Jaya ), Trend Exploration descubrió alrededor de 350 millones de barriles (56 millones de metros cúbicos) de petróleo de origen mioceno en arrecifes terciarios en la cuenca de Salawati durante la década de 1970. Phillips , Conoco , Total y Occidental intentaron posteriormente emular el éxito de Trend explorando la cuenca adyacente de Bintuni, pero sólo encontraron unos 3 millones de barriles (480.000 metros cúbicos), un campo petrolero terrestre poco profundo llamado Wiriagar en 1981 y algo de gas marino no rentable a principios de Década de 1990.
Arco ingresó a Irian Jaya en 1989 mediante la participación en una sociedad liderada por Conoco que poseía un bloque terrestre llamado KBSA en el lado norte de la Bahía de Berau. Gene Richards, vicepresidente de exploración de Arco Indonesia, ejecutó la cesión de derechos original como una oportunidad para explorar en busca de grandes reservas en un área fronteriza donde Pertamina había instituido recientemente condiciones fiscales mejoradas.
Se perforaron dos pozos secos en 1990 y Arco enfrentó una decisión: abandonar el Contrato de Producción Compartida (PSC) y salir de Irian Jaya, o continuar la exploración en la Cuenca Bintuni.
El proyecto Tangguh LNG en el este de Indonesia comenzó con el descubrimiento de gas Wiriagar Deep-1, perforado por el equipo New Venture de Arco dirigido por Suherman Tisnawidjaja como gerente de exploración de Arco Indonesia New Venture. Suherman reemplazó a Dick Garrard como gerente de New Venture a fines de 1991. El trabajo principal de Suherman en New Venture en ese momento era evaluar y adquirir nuevos bloques de exploración en el este de Indonesia.
El área de Wiriagar fue uno de los primeros objetivos del equipo de New Venture para una evaluación de exploración en profundidad. Esta área está ubicada en la parte sureste del bloque KBSA (Kepala Burung Selatan Bloque “A”). Arco fue uno de los socios de KBSA PSC operado por Conoco. Larry Casarta y Sonny Sampurno fueron los geólogos del equipo de New Venture que evaluaron el bloque.
El juego Pre-Terciario de Wiriagar fue propuesto inicialmente por Larry Casarta basándose en la interpretación estructural del nivel Pre-Terciario debajo del campo petrolífero de Wiriagar existente. En ese momento el campo petrolero de Wiriagar había estado produciendo petróleo a partir de la piedra caliza Kais del Mioceno Medio. La evaluación del área de Wiriagar se integró con el estudio regional de las áreas de sedimentos Pre-Terciarios de KBSA y la Bahía Berau-Bintuni, especialmente la arenisca de Roabiba del Jurásico Medio que realizó anteriormente Larry Casarta y Sonny Sampurno. Uno de los resultados clave de los análisis del sistema petrolero indicó que el petróleo de Wiriagar se generó a partir de roca madre del Pre-Terciario. La cocina está en la zona de la cuenca profunda, en la parte sureste de la cuenca de Bintuni.
En 1992, John Duncan reemplazó a Gene Richards como vicepresidente de Arco Indonesia Exploration en Yakarta. John sugirió que el equipo de New Venture presentara la propuesta de Wiriagar PSC a Marlan Downey, presidente de Arco International, y su personal de la gerencia de Exploración de Arco International con sede en Plano , Texas , buscando su aprobación para ingresar al bloque. Después de una larga y exhaustiva discusión, Marlan finalmente acordó que el equipo debería proceder con una negociación directa con Pertamina, la Compañía Estatal de Petróleo y Gas de Indonesia, para un nuevo PSC de Wiriagar, después de que Conoco renunciara a su bloque KBSA.
Suherman y su equipo de New Venture se acercaron a Pertamina y presentaron una revisión técnica a la gerencia de alto nivel de Pertamina; El personal ejecutivo de exploración de Zuhdi Pane Pertamina, el negociador principal de Alex Frederik Pertamina y otros miembros del personal superior de Pertamina. El objetivo principal de la presentación fue explicar a Pertamina el interés de Arco en adquirir un nuevo PSC Wiriagar dentro del bloque KBSA de la ex Conoco. El equipo mostró la ubicación propuesta del Wiriagar PSC, así como el objetivo principal del yacimiento de arenisca del Jurásico más profundo. La dirección ejecutiva de Arco Indonesia, Roger Machmud, presidente de Arco Indonesia, jugó un papel importante durante las intensas negociaciones con Pertamina.
Finalmente, en febrero de 1993, el Gobierno de Indonesia adjudicó oficialmente a Arco el Wiriagar PSC terrestre. En agosto de 1994, se perforó el primer pozo, Wiriagar Deep-1 (WD-1), y se probó un flujo de gas acumulativo de 850 mil metros cúbicos (30 millones de pies cúbicos ) por día en condiciones estándar de las muy gruesas areniscas de turbidita del Paleoceno y las delgadas del Medio Oriente. Arenisca jurásica.
Stephen Scott, un geofísico que se unió al equipo de New Venture a finales de 1994, proporcionó interpretaciones sísmicas tanto para Wiriagar en tierra como para la bahía de Bintuni en alta mar, que se utilizaron para finalizar la ubicación del pozo de evaluación y refinar la comprensión regional del área. Los análisis de presión del pozo WD-1, realizados por Larry Casarta y John Marcou, ingeniero petrolero del equipo, indicaron que la acumulación de gas en Wiriagar Deep se extiende hacia el sur hasta el bloque Berau de Occidental en alta mar. La gerencia de Arco International se acercó a Occidental y negoció una participación en el PSC de Berau. En 1995, Arco, al que más tarde se unió Kanematsu (KG), adquirió una participación conjunta del 60% en Berau PSC y asumió la operación del bloque.
A finales de 1995, Arco perforó el primer pozo en el PSC marino de Berau, Wiriagar Deep-2 (WD-2), como pozo de confirmación. El pozo tuvo mucho éxito, encontró arenisca del Jurásico Medio mucho más gruesa que en WD-1 y probó gas en el intervalo de arenisca. Al éxito de los pozos WD-1 y WD-2 le siguieron varios pozos de delineación.
Las actividades de exploración en el área confirmaron la presencia de otra estructura anticlinal NW-SE en el PSC Berau al este de la estructura Wiriagar Deep. A finales de 1996, se perforó el primer pozo, Vorwata-1, en esta estructura y se probaron 31 MMSCF/D del yacimiento de arenisca Roabiba del Jurásico Medio.
El equipo de New Venture, bajo el liderazgo de Suherman como gerente de New Venture y John Duncan como vicepresidente de exploración de Arco Indonesia, preparó y ejecutó el programa de evaluación inicial de Wiriagar Deep y Vorwata. Los campos Wiriagar Deep y Vorwata fueron los principales campos que constituyeron el proyecto de gas Tanggguh, y el campo Vorwata proporcionó inicialmente el gas que alimentó la planta de GNL de Tangguh en 2009.
A principios de 1998, el equipo de New Ventures entregó el proyecto Tangguh al equipo de certificación, quien continuó el programa de evaluación de campo de Vorwata. El equipo de New Venture continuó trabajando estudiando la geología regional y evaluando oportunidades de bloques en las áreas de enfoque del este de Indonesia y la plataforma noroeste de Australia.
Arco se acercó al resto de la sociedad KBSA a finales de 1991 con una recomendación de perforar conjuntamente una prueba profunda (Wiriagar Deep No. 1) en la estructura de Wiriagar.
Los socios, que ya habían gastado 145 millones de dólares en el bloque, rechazaron la propuesta. Arco no estaba dispuesto a someter a los otros socios a una prueba profunda a pesar del atractivo de retener el fondo de costos hundidos de KBSA, y no se llegó a ningún acuerdo entre el grupo.
El gerente comercial de Arco en Yakarta, Thorkild Juul-Dam, desarrolló entonces un argumento económico para un nuevo PSC, ayudado por el análisis del gerente de perforación Brett Crawford de que el pozo profundo podría perforarse por mucho menos que el costo estimado del operador Conoco. El PSC de KBSA expiró y Arco inició conversaciones con Pertamina para un nuevo PSC.
Fueron cruciales para estas discusiones Roger Machmud, presidente de Arco Indonesia, y Larry Asbury, vicepresidente corporativo de operaciones. Machmud y Asbury entablaron negociaciones serias con Pertamina en junio de 1992.
En febrero de 1993 se firmó un nuevo PSC terrestre de Wiriagar que cubre la estructura profunda e incorpora incentivos fronterizos recientemente revisados. Kanematsu se unió a Arco como socio en el bloque. Con la ayuda de Richard Leturno de operaciones de perforación, el petrofísico Tony Lawrence y el ingeniero de yacimientos John Marcou, Wiriagar Deep No. 1 fue perforado, registrado y probado con éxito a 30 millones de pies cúbicos por día (850 mil metros cúbicos por día) en agosto de 1994.
Al principio, el pozo fue decepcionante, ya que no se trataba de un descubrimiento de petróleo.
Sin embargo, un análisis cuidadoso de los datos de presión realizado por Larry Casarta y John Marcou indicó que las zonas de gas estaban significativamente sobrepresionadas y que una altura de columna de gas superior a 2000 pies era una interpretación razonable de los datos.
En otras palabras, el descubrimiento podría ser lo suficientemente grande como para anclar un proyecto de GNL incluso si no hubiera un tramo de petróleo en descenso debajo del gas.
Tom Velleca, vicepresidente corporativo de exploración de Arco, animado por el geólogo jefe David Nicklin y el geofísico jefe Barry Davis, decidió seguir adelante con la evaluación del descubrimiento de Wiriagar Deep, pero había un obstáculo comercial. Si Casarta y Marcou tenían razón sobre el tamaño de la acumulación, gran parte del campo se encontraba al sur, en el Berau PSC, en alta mar, en manos de una sociedad liderada por Occidental.
Brad Sinex en la sede de Arco International en Plano, Texas, se hizo cargo de las negociaciones con Occidental y trabajó en una participación en el Bloque Berau con la ayuda de Thorkild Juul-Dam en Yakarta. Oxy ya había gastado $64 millones en Berau PSC y tenía una obligación laboral adicional de $8 millones.
Sinex pudo asegurarse una participación del 60 por ciento en el grupo Arco/Kanematsu y la operación de Arco en febrero de 1995 a cambio de financiar la perforación de un pozo. Posteriormente, la evaluación costa afuera demostró que el anticlinal de Wiriagar era de hecho una gran estructura portadora de gas.
El geofísico Stephen Scott se unió al equipo de exploración en diciembre de 1994. Además de producir los mapas en los que se seleccionaron las ubicaciones de evaluación de Wiriagar Deep, Scott trabajó con Casarta y Sampurno para refinar el panorama geológico regional. Los mapas anteriores de Total, Occidental y Arco habían contorneado algunos pequeños cierres al este de Wiriagar.
Scott reunió todos los datos regionales y concibió que los cierres podrían ser parte de un gran anticlinal paralelo e inmediatamente al este del pliegue de Wiriagar. El nuevo cierre se llamó Vorwata.
Vorwata tenía un problema técnico potencial: en el nivel Jurásico, era varios miles de pies más profundo que el anticlinal de Wiriagar, y la sabiduría generalmente aceptada era que la porosidad sería baja y la calidad del yacimiento sería pobre.
John Duncan se convirtió en vicepresidente de exploración de Arco Indonesia en 1992 y, además de gestionar el programa de exploración de Indonesia, también fue un experto técnico en análisis de historia de entierros. Reconociendo que podría haber un escenario más optimista para la calidad del yacimiento Jurásico de Vorwata, Duncan consultó con Alton Brown del grupo de tecnología de geociencias de Arco en Plano.
Brown analizó la historia del entierro, los controles de facies y la diagénesis, y concluyó que la sabiduría convencional estaba equivocada y que la calidad del yacimiento sería buena.
Ese análisis le dio a Arco la confianza para impulsar a Vorwata como un objetivo de perforación viable para acelerar la certificación de las reservas de gas. Vorwata No. 1 se perforó a finales de 1996, la predicción de porosidad de Brown fue exactamente correcta y el pozo probó a 31 millones de pies cúbicos/d (880 mil m 3 /d) en enero de 1997.
La evaluación posterior confirmó que en Vorwata había una importante acumulación de gas. El complejo Wiriagar Deep/Vorwata, junto con las acumulaciones de gas satélite, ha sido denominado ahora Tangguh por la República de Indonesia.
Después de 25 pozos, 500 mediciones de presión, más de una milla de núcleos y un estudio sísmico tridimensional, DeGolyer & MacNaughton estimaron a mediados de 1998 que Tangguh contenía al menos 24 TCF de reservas.
Si no fuera por un pequeño grupo de personas decididas, el Proyecto Tangguh LNG tal vez nunca existiera.