La cuenca Krishna Godavari es una cuenca pericratónica de margen pasivo en la India. Se extiende por más de 50.000 kilómetros cuadrados [1] en las cuencas de los ríos Krishna y Godavari en Andhra Pradesh . El sitio es conocido por el bloque D-6 donde Reliance Industries descubrió las mayores reservas de gas natural de la India en 2003.
El primer descubrimiento de gas en la cuenca se produjo en 1983, en el pozo Razole nº 1, cuando ONGC tenía una pequeña oficina en Rajahmundry y Narsapur. Desde ese descubrimiento, Reliance y otros se han unido al esfuerzo de exploración.
Las cuencas interiores y marinas de KG tienen buenas perspectivas de reservas de petróleo y gas de arenas compactas no convencionales según los estudios de campo realizados. [8] La mayoría de los pozos convencionales perforados y operados tienen una vida útil más corta de lo previsto y con una producción errática. Esto puede deberse a la perforación de pozos convencionales en yacimientos estrechos de petróleo y gas sin perforación horizontal en las formaciones rocosas de esquisto y fracturación hidráulica .
La cuenca es hogar de la tortuga golfina , una especie vulnerable. [9]
KG-DWN-98/1 (KG-D6) - 8100 km 2 . Se espera que el proyecto total cueste 100 mil millones de dólares. [10] A 50 km de la costa de Kakinada . [11]
Se suponía que Reliance Industries Limited (RIL) renunciaría al 25% del área total fuera de los descubrimientos en 2004 y 2005, según el Contrato de Producción Compartida (PSC). Sin embargo, todo el bloque fue declarado área de descubrimiento y se permitió a RIL retenerlo. En 2011, el Contralor y Auditor General de la India (CAG) criticó al Ministerio del Petróleo por esta decisión. El CAG también culpó a RIL por limitar la competencia en los contratos, afirmando que RIL otorgó un contrato de 1.100 millones de dólares a Aker mediante una sola oferta. [12] [13]
En mayo de 2014, ONGC alegó que Reliance estaba extrayendo gas ilegalmente de bloques propiedad de ONGC en la cuenca Krishna Godavari. [14]
El gobierno indio fijó el precio del gas natural en el extremo del productor (en tierra) en 5,61 dólares por millón de unidades térmicas británicas (19,1 dólares/ MWh ) sobre la base del valor calorífico neto (NCV), en comparación con el precio anterior de 4,2 dólares por millón de unidades térmicas británicas (14 dólares). / MWh ) sobre la base del poder calorífico bruto . [15] Sin embargo, el precio mejorado sólo sería aplicable después de compensar el déficit de gas en los años anteriores para los campos de la cuenca KG que están bajo contrato de exploración y producción por parte de Reliance Industries Ltd. El precio anterior de 4,2 dólares por millón de unidades térmicas británicas (14 dólares/ MWh) sobre la base del valor calorífico bruto (GCV) ya se calcula al precio máximo del crudo Brent de 60 dólares por barril (380 dólares/ m 3 ) según la fórmula aplicable que vincula el precio del gas por millón de Btu (GP) con el precio del petróleo. :
PG = 2,5 + (OP – 25) ^0,15
donde OP es el precio promedio anual del crudo Brent para el año fiscal anterior, con un piso de $25 por barril ($160/m 3 ) y un tope de $60 por barril ($380/m 3 ). [16] Como el precio anual del Brent siempre ha sido [ ¿cuándo? ] ha estado por encima del precio máximo desde 2007, el precio revisado del gas de 5,61 dólares por millón de unidades térmicas británicas (19,1 dólares/MWh) durante el año 2014 supera el precio aplicable en casi un 20%. [ cita necesaria ]
La cuenca KG se extiende sobre 28.000 kilómetros cuadrados en tierra, 24.000 kilómetros cuadrados en aguas "poco profundas" (según la definición actual, una profundidad de hasta 400 metros) en alta mar y 18.000 kilómetros cuadrados en aguas profundas (una profundidad de hasta 2.000 metros). ONGC comenzó a realizar prospecciones de petróleo y gas en la cuenca en abril de 1977. Perforó su primer pozo cerca de Narasapur en 1978 y descubrió gas allí. Desde entonces ha realizado numerosos hallazgos de este tipo en la cuenca. Actualmente realiza prospecciones de hidrocarburos tanto en aguas poco profundas como profundas, además de petróleo y gas, tanto en tierra como en alta mar. Ha establecido una minirefinería en Tatipaka, que puede destilar entre 1.500 y 2.000 barriles de petróleo crudo por día en nafta, diésel de alta velocidad, SKO (aceite de queroseno superior) y LSHS (alto contenido de azufre). Es una refinería reubicable montada sobre patines. Según C. Lal, director ejecutivo adicional y gestor de activos de la cuenca KG, la cuenca es uno de los "activos de alto rendimiento" de ONGC. En los últimos cinco años, la producción de petróleo se cuadruplicó y las ventas de gas se duplicaron. La producción de petróleo crudo era de 2.000 toneladas al año y la producción de gas de 14 millones de metros cúbicos al año cuando la producción comenzó en 1986-87. "Hoy producimos 850 toneladas de petróleo al día y vendemos 5,5 millones de metros cúbicos de gas al día", dijo Lal. Sólo en 2001-2002, la cuenca KG representó 2,82 lakh de toneladas de petróleo y vendió 1.769 millones de metros cúbicos de gas. La regalía acumulada que ONGC ha pagado hasta ahora al gobierno de Andhra Pradesh asciende a 550 millones de rupias, incluidas 300 millones de rupias pagadas en los últimos tres o cuatro años. Según Lal, hay 30 pozos terrestres y 30 marinos. Hay 112 pozos terrestres y 11 pozos marinos que producen gas. Un hallazgo importante fue el de la costa de Ravva, en 1987, donde ahora se produce petróleo crudo en una empresa conjunta. Hasta el momento se han perforado 460 pozos; estos incluyen 354 en tierra y 106 en alta mar. Los pozos marinos incluyen 30 pozos perforados en la estructura marina de Ravva. Actualmente hay ocho plataformas de prospección de petróleo y gas en tierra firme, una en aguas poco profundas y otra en aguas profundas. La producción de petróleo en la cuenca ha aumentado un orden de 10 en los últimos 10 años: de 0,03 millones de toneladas a 0,29 millones de toneladas al año. Hasta ahora, ONGC ha producido aquí un millón de toneladas de petróleo y unos 11.000 millones de metros cúbicos de gas. Esto es aparte de la producción de hidrocarburos de Ravva.
{{cite web}}: Mantenimiento CS1: URL no apta ( enlace )El campo es operado por Reliance Industries (90%) en nombre de Niko Resources (10%).
Las reservas del bloque se han estimado en 14.000 millones de pies cúbicos de gas y 140 millones de barriles de petróleo.
Los primeros tres descubrimientos (Dhirubhai-1, Dhirubhai-2 y Dhirubhai-3) tienen reservas de gas estimadas en aproximadamente ocho billones de pies cúbicos.
En marzo de 2003, la plataforma de aguas profundas Discover 534 descubrió Dhirubhai-4, que tiene volúmenes de gas in situ de 1.700 mil millones de pies cúbicos estándar (bcf).
En febrero de 2006, Reliance anunció que había encontrado la columna de hidrocarburos más gruesa hasta la fecha, el pozo MA-2 (a 2 km del pozo descubridor MA-1), que alcanzó una profundidad de aproximadamente 3,6 km y penetró una columna bruta de hidrocarburos de 194 m, que consistía en 170m de gas/condensado (53°API) y 24m de petróleo (42°API).
Se espera que el descubrimiento de gas de Reliance Industries en la cuenca Krishna-Godavari cambie la economía del suministro de energía en el país, con reservas estimadas en alrededor de 40 veces mayores que las del campo Bombay High, y duplique la producción total de gas de Oil and Natural. Corporación de Gas.
Las reservas de gas de Reliance en su bloque exploratorio KGDN-6, frente a Vishakapatnam, ascienden a entre 40 y 50 millones de metros cúbicos por día y se espera que aumenten a 100 metros cúbicos de gas en un período de 10 años.
Se espera que las reservas de gas de Reliance alimenten al país hambriento de gas durante casi un siglo.
La empresa tendrá que invertir más de 7.000 millones de rupias (70.000 millones de rupias) en la extracción de gas de la cuenca Krishna-Godavari.
Reliance es la primera empresa privada india que ha encontrado gas en un bloque exploratorio de aguas profundas en el país.
Perforó un récord de 6.000 pies debajo del fondo del mar en la cuenca Krishna-Godavari.