El yacimiento de gas Tangguh se encuentra en el golfo de Berau y la bahía de Bintuni , en la provincia de Papúa Occidental , Indonesia . El yacimiento 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 del contrato de producción compartida como contratista de SKK Migas. BP Berau Ltd y sus filiales en Indonesia tienen 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 yacimiento se licuará y el GNL resultante se transportará a clientes en Asia e Indonesia .
Indonesia es un país prolífico en materia de petróleo y gas, con reservas descubiertas de más de 23.000 millones de barriles (3.700 millones de metros cúbicos) y 150 billones de pies cúbicos (4,2 billones de metros cúbicos). La mayor parte de las reservas proceden de rocas madre terciarias y están atrapadas en yacimientos terciarios en Java, Sumatra y Kalimantan o en las inmediaciones de la costa.
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 (antes Irian Jaya ), Trend Exploration descubrió alrededor de 350 millones de barriles (56 millones de metros cúbicos) de petróleo de origen del Mioceno en arrecifes terciarios en la cuenca de Salawati durante la década de 1970. Phillips , Conoco , Total y Occidental posteriormente intentaron emular el éxito de Trend explorando la adyacente cuenca de Bintuni, pero encontraron solo alrededor de 3 millones de barriles (480 mil metros cúbicos), un campo petrolífero terrestre poco profundo llamado Wiriagar en 1981 y algo de gas offshore antieconómico a principios de la década de 1990.
Arco entró en Irian Jaya en 1989 como socio de 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 operación original como una oportunidad para explorar grandes reservas en una zona fronteriza donde Pertamina había instituido recientemente mejores condiciones fiscales.
En 1990 se perforaron dos pozos secos y Arco se enfrentó a una decisión: abandonar el Contrato de Producción Compartida (PSC) y salir de Irian Jaya, o continuar la exploración en la Cuenca de Bintuni.
El proyecto Tangguh LNG en el este de Indonesia comenzó con el descubrimiento de gas Wiriagar Deep-1, realizado por el equipo New Venture de Arco, dirigido por Suherman Tisnawidjaja como gerente de exploración de New Venture de Arco Indonesia. 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 exploratoria en profundidad. Esta área está ubicada en la parte sureste del bloque KBSA (Kepala Burung Selatan Block “A”). Arco fue uno de los socios en el KBSA PSC operado por Conoco. Larry Casarta y Sonny Sampurno fueron los geólogos del equipo de New Venture que evaluaron el bloque.
El yacimiento preterciario de Wiriagar fue propuesto inicialmente por Larry Casarta basándose en la interpretación estructural del nivel preterciario por debajo del yacimiento petrolífero de Wiriagar existente. En ese momento, el yacimiento petrolífero de Wiriagar había estado produciendo petróleo a partir de la caliza Kais del Mioceno medio. La evaluación del área de Wiriagar se integró con el estudio regional de las áreas de sedimentos preterciarios de la KBSA y la bahía de Berau-Bintuni, especialmente la arenisca Roabiba del Jurásico medio, que habían realizado previamente 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 la roca madre preterciaria. La cocina se encuentra en el área de la cuenca profunda, 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 PSC de Wiriagar a Marlan Downey, presidente de Arco International, y a su personal de la gerencia de Exploración de Arco International con sede en Plano , Texas , en busca de su aprobación para ingresar al bloque. Después de una discusión larga y exhaustiva, Marlan finalmente aceptó que el equipo procediera 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; Zuhdi Pane, el personal ejecutivo de exploración de Pertamina, Alex Frederik, el negociador principal de Pertamina, y otros miembros del personal superior de Pertamina. El objetivo principal de la presentación fue brindar una explicación a Pertamina sobre el interés de Arco en adquirir un nuevo PSC de Wiriagar dentro del bloque KBSA de la ex-Conoco. El equipo mostró la ubicación propuesta del PSC de Wiriagar, así como el objetivo principal del yacimiento de arenisca jurásica más profundo. La gerencia 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 proyecto de pozo de gas en tierra firme Wiriagar. En agosto de 1994, se perforó el primer pozo, Wiriagar Deep-1 (WD-1), y se comprobó que el flujo de gas acumulado era de 850.000 metros cúbicos (30 millones de pies cúbicos ) por día en condiciones estándar a partir de areniscas turbidíticas muy gruesas del Paleoceno y areniscas delgadas del Jurásico Medio.
Stephen Scott, un geofísico que se unió al equipo de New Venture a fines de 1994, proporcionó interpretaciones sísmicas tanto para Wiriagar en tierra como para Bintuni en alta mar, que se utilizaron para finalizar la ubicación del pozo de evaluación y refinar el conocimiento 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 la participación en el PSC de Berau. En 1995, Arco, a la que se unió más tarde Kanematsu (KG), participó en el PSC de Berau por una participación de explotación combinada del 60% y asumió la operación del bloque.
A fines de 1995, Arco perforó el primer pozo en la PSC marina 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. El éxito de los pozos WD-1 y WD-2 fue seguido por varios pozos de delineación.
Las actividades de exploración en la zona confirmaron la presencia de otra estructura anticlinal de orientación noroeste-sudeste en el yacimiento de arenisca de Berau, al este de la estructura profunda de Wiriagar. A fines de 1996, se perforó el primer pozo, Vorwata-1, en esta estructura y se analizaron 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 de Wiriagar Deep y Vorwata fueron los principales campos que constituyeron el proyecto de gas Tanggguh; el campo Vorwata inicialmente proporcionó 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, que continuó con el programa de evaluación del campo Vorwata. El equipo de New Venture continuó trabajando en el estudio de la geología regional y la evaluación de oportunidades de bloques en las áreas prioritarias del este de Indonesia y la plataforma noroeste de Australia.
A fines de 1991, Arco se acercó al resto de la sociedad KBSA con la 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 llevar a los demás socios a una prueba profunda a pesar del atractivo de retener el fondo de costos irrecuperables 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 caso económico para un nuevo contrato de compra de pozos, con la ayuda del análisis del gerente de perforación Brett Crawford, que indicaba que el pozo profundo podría perforarse por mucho menos que el costo estimado por el operador Conoco. El contrato de compra de pozos de KBSA expiró y Arco comenzó a negociar con Pertamina un nuevo contrato de compra de pozos.
En estas conversaciones fueron cruciales Roger Machmud, presidente de Arco Indonesia, y Larry Asbury, vicepresidente corporativo de operaciones. Machmud y Asbury iniciaron negociaciones serias con Pertamina en junio de 1992.
En febrero de 1993 se firmó un nuevo contrato de compraventa de petróleo en tierra para Wiriagar, que abarcaba la estructura profunda e incorporaba incentivos fronterizos recientemente revisados. Kanematsu se unió a Arco como socio en el bloque. Con la ayuda de Richard Leturno, de las operaciones de perforación, el petrofísico Tony Lawrence y el ingeniero de yacimientos John Marcou, Wiriagar Deep No. 1 se perforó, registró y probó con éxito a 30 millones de pies cúbicos por día (850 mil metros cúbicos por día) en agosto de 1994.
El pozo al principio fue decepcionante, ya que no era un descubrimiento de petróleo.
Sin embargo, un análisis minucioso 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 2.000 pies era una interpretación razonable de los datos.
En otras palabras, el descubrimiento podría ser lo suficientemente grande como para sustentar un proyecto de GNL incluso si no hubiera un tramo de petróleo en dirección descendente debajo del gas.
Tom Velleca, vicepresidente corporativo de exploración de Arco, alentado 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 yacimiento se encontraba al sur en la reserva marina de petróleo y gas Berau, propiedad de una sociedad liderada por Occidental.
Brad Sinex, de la sede de Arco International en Plano, Texas, se hizo cargo de las negociaciones con Occidental y trabajó en la adquisición de derechos de explotación en el bloque Berau con la ayuda de Thorkild Juul-Dam en Yakarta. Oxy ya había gastado 64 millones de dólares en el contrato de compraventa de Berau y tenía una obligación de trabajo adicional de 8 millones de dólares.
En febrero de 1995, Sinex pudo obtener una participación del 60 por ciento en el grupo Arco/Kanematsu y la operación de Arco a cambio de financiar la perforación de un pozo. Posteriormente, la evaluación en alta mar demostró que el anticlinal de Wiriagar era, en efecto, una gran estructura que contenía 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 delineado algunos pequeños cierres al este de Wiriagar.
Scott reunió todos los datos regionales y pensó que los cierres podrían ser parte de un gran anticlinal paralelo al pliegue de Wiriagar e inmediatamente al este de éste. El nuevo cierre se denominó Vorwata.
Vorwata tenía un problema técnico potencial: a nivel Jurásico, era varios miles de pies más profundo que el anticlinal Wiriagar, y la opinión generalmente aceptada era que la porosidad sería baja y la calidad del yacimiento 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 del historial de enterramientos. Reconociendo que podría haber un escenario más optimista para la calidad del yacimiento jurásico de Vorwata, Duncan consultó a Alton Brown del grupo de tecnología geocientífica de Arco en Plano.
Brown analizó el historial de enterramiento, 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 fines de 1996, la predicción de porosidad de Brown fue exactamente correcta y el pozo arrojó un rendimiento de 31 millones de pies cúbicos por día (880 mil m3 / d) en enero de 1997.
Una evaluación posterior confirmó que Vorwata era una importante acumulación de gas. El complejo Wiriagar Deep/Vorwata, junto con las acumulaciones de gas satélite, ha sido bautizado como 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 estimó 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 de GNL de Tangguh tal vez nunca se hubiera realizado.