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El yacimiento petrolífero Panna-Mukta consta de dos yacimientos petrolíferos contiguos en alta mar al noroeste de Mumbai , India.
El yacimiento de Panna se encuentra a 95 kilómetros (59 millas) al noroeste de Mumbai y tiene una superficie de 430 kilómetros cuadrados (170 millas cuadradas). Está justo al norte del yacimiento de gas de Bassein y a unos 50 kilómetros (31 millas) al este del yacimiento petrolífero de Bombay High . El yacimiento de Mukta se encuentra a unos 100 kilómetros (62 millas) al noroeste de Mumbai y tiene una superficie de 777 kilómetros cuadrados (300 millas cuadradas). La profundidad media del agua es de 45 metros (148 pies) en el yacimiento de Panna y de 65 metros (213 pies) en el yacimiento de Mukta. [1] En mayo de 1999, las reservas recuperables estimadas de petróleo eran de 287 millones de barriles. La roca madre es de la Formación Panna [2]
El yacimiento petrolífero de Panna-Mukta y el de gas de Tapti, al norte, fueron descubiertos por la Corporación de Petróleo y Gas Natural (ONGC), propiedad del estado indio, que inicialmente los explotó. [3] Tras una política de privatización, un consorcio Reliance - Enron obtuvo un contrato de arrendamiento de 25 años en el yacimiento petrolífero en febrero de 1994. La producción de petróleo en ese momento era de 12.000 barriles por día. [4] El contrato de arrendamiento se otorgó en virtud de un acuerdo de producción compartida. El Gobierno de la India recibiría una parte variable de los beneficios en función del múltiplo de la inversión. En diciembre de 1994, una empresa conjunta entre ONGC (40%), Enron (30%) y Reliance (30%) tomó el control del yacimiento. [3]
En 2002, British Gas ( BG ) compró a Enron el 30% de las acciones de los yacimientos Panna-Mukta y Tapti por 350 millones de dólares. [5] Las otras dos partes interesadas siguieron siendo ONGC con el 40% y Reliance con el 30%. [6] Inicialmente, BG continuó como operador en lugar de Enron. [7] Sin embargo, hubo una disputa entre los socios sobre la operación del yacimiento, ya que BG quería controlar las operaciones y las dos empresas indias querían un reparto más equitativo del control. [5]
El contrato se adjudicó durante el mandato de Satish Sharma como ministro de petróleo. El Contralor y Auditor General de la India escribió un informe que criticaba duramente el proceso de adjudicación del contrato. [8] En diciembre de 1995, YP Singh , un superintendente de policía, investigó las acusaciones de nepotismo y presentó un informe detallado. [8] La Oficina Central de Investigaciones (CBI) registró una investigación preliminar en junio de 1996. En agosto de 1997, la CBI aún no había emitido un informe sobre el asunto. Un artículo en Outlook India ese mes informó que se habían presentado pruebas serias de sobornos por parte de empresas que buscaban contratos de explotación petrolera, pero afirmó que la CBI estaba intentando encubrirlo. [8]
El Centro de Litigios de Interés Público (CPIL) presentó una petición para que se iniciara una investigación judicial del acuerdo. [4] En octubre de 1997, el Tribunal Superior de Delhi escuchó la petición del CPIL y emitió notificaciones a las empresas y organizaciones gubernamentales implicadas. La petición alegaba que se habían perdido las notas de VP Singh. Prashant Bhushan , abogado del CPIL, dijo: "Si los archivos van a desaparecer de esta manera, no se puede llevar a cabo ninguna investigación de los casos penales". [9] En mayo de 1998, el CBI admitió que el diario del caso de YP Singh se había perdido y podría haber sido destruido deliberadamente. [4] En respuesta a otra petición del CPIL, el Tribunal Supremo de la India celebró una audiencia sobre el asunto, que concluyó en agosto de 2000. [10]
En septiembre de 2010, el Contralor y Auditor General de la India descubrió que el consorcio que gestionaba los campos había realizado pagos excesivos a contratistas de servicios, lo que podría haber reducido las ganancias que el gobierno obtenía de los campos. [11]
La fase inicial de desarrollo fue de 1995 a 1999, durante la cual la empresa conjunta instaló tres plataformas de boca de pozo, perforó pozos de desarrollo y estableció instalaciones para el procesamiento y transporte. En una fase posterior entre noviembre de 2004 y marzo de 2007, la empresa conjunta instaló tuberías y dos plataformas de boca de pozo en el campo petrolífero de Panna. [3] A partir de 2006, la producción se centró en la instalación PPA, diseñada para manejar 45.000 barriles (7.200 m 3 ) de petróleo por día y 90 millones de pies cúbicos (2,5 millones de metros cúbicos ) por día en condiciones estándar de gas. El fluido de siete plataformas satélite llega a PPA a través de líneas submarinas, donde se procesa. El petróleo crudo se carga en un buque cisterna y el gas se envía a través de una línea a Hazira . La PPA puede acomodar a 75 trabajadores. [1]
En 1999, la producción fue de 27.000 barriles (4.300 m3 ) de petróleo por día y 71 millones de pies cúbicos (2,0 millones de m3 ) por día de gas. [2] En 2006, los campos estaban produciendo 30.000 barriles (4.800 m3 ) de petróleo por día y 90 millones de pies cúbicos (2,5 millones de m3 ) por día. [1] En 2008, el campo estaba produciendo 40.000 barriles (6.400 m3 ) de petróleo por día y 190 millones de pies cúbicos (5,4 millones de m3 ) por día de gas. Todo el petróleo se vendía a Indian Oil y todo el gas a GAIL India . El 3 de junio de 2008 hubo una explosión en la que murió un trabajador, lo que obligó a detener temporalmente la producción. [12] En julio de 2010, el campo producía unos 35.000 barriles (5.600 m3 ) de petróleo al día y 205 millones de pies cúbicos (5,8 millones de m3 ) de gas al día. El 20 de julio de 2010, la producción se detuvo debido a una fuga en la manguera submarina cerca del amarre de boya única de Panna . [6] La producción no pudo reanudarse hasta octubre de ese año. [13]
En octubre de 2008 se informó que British Gas estaba esperando la aprobación de un programa de 150 millones de dólares para construir nueve pozos de relleno. Estos se utilizarían para bombear agua al yacimiento para mantener la presión y mejorar la recuperación. La empresa conjunta había comenzado a implementar un programa para perforar nueve pozos de producción más e instalar dos plataformas adicionales, cuya puesta en servicio estaba prevista para junio de 2009. [14] En 2011, BG Group seguía desarrollando gradualmente los campos mediante la intervención de pozos, la perforación de relleno y la instalación de nuevos proyectos como el recientemente instalado Panna L. [15]