La cuenca Krishna Godavari es una cuenca de margen pasivo pericratónico en la India. Se extiende a lo largo de 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 en la India en 2003.
El primer descubrimiento de gas en la cuenca se produjo en 1983, en el pozo Razole N.° 1, cuando ONGC tenía una pequeña oficina en Rajahmundry y Narsapur. Desde ese descubrimiento, Reliance y otras empresas se han sumado a la iniciativa de exploración.
Las cuencas interiores y marinas de KG tienen buenas perspectivas de reservas de petróleo y gas no convencionales de esquisto bituminoso a partir de los estudios de campo realizados. [8] La mayoría de los pozos convencionales perforados y operados tienen una vida útil más corta que la prevista y una producción errática. Esto puede deberse a la perforación de pozos convencionales en yacimientos de petróleo y gas de esquisto bituminoso sin perforación horizontal en las formaciones rocosas de esquisto y fracturación hidráulica .
La cuenca es el hogar de la tortuga golfina , una especie vulnerable. [9]
KG-DWN-98/1 (KG-D6): 8100 km2 . 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 le permitió a RIL conservarlo. En 2011, el Contralor y Auditor General de la India (CAG) criticó al Ministerio del Petróleo por esta decisión. El CAG también criticó a RIL por limitar la competencia en los contratos, afirmando que RIL adjudicó un contrato de 1.100 millones de dólares a Aker en una única licitación. [12] [13]
En mayo de 2014, ONGC denunció 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 el punto de tierra) en 5,61 dólares estadounidenses por millón de unidades térmicas británicas (19,1 dólares/ MWh ) sobre la base del valor calorífico neto (VCN), en comparación con el precio anterior de 4,2 dólares estadounidenses por millón de unidades térmicas británicas (14 dólares/ MWh ) sobre la base del valor calorífico bruto . [15] Sin embargo, el precio mejorado sería aplicable solo después de compensar el déficit de gas de 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 estadounidenses por millón de unidades térmicas británicas (14 dólares/MWh) sobre la base del valor calorífico bruto (VGC) se calcula ya al precio máximo del crudo Brent a 60 dólares por barril (380 dólares/ m3 ) según la fórmula aplicable que vincula el precio del gas por millón de Btu (GP) al precio del petróleo :
GP = 2,5 + (OP – 25) ^ 0,15
donde OP es el precio medio anual del crudo Brent para el ejercicio anterior, con un mínimo de 25 dólares por barril (160 dólares/m 3 ) y un máximo de 60 dólares por barril (380 dólares/m 3 ). [16] Como el precio anual del Brent siempre [¿ cuándo? ] ha estado por encima del precio máximo desde 2007, el precio revisado del gas a 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 requerida ]
La cuenca KG se extiende sobre 28.000 km2 en tierra, 24.000 km2 en aguas "poco profundas" (según la definición actual, una profundidad de hasta 400 metros) en alta mar y 18.000 km2 en aguas profundas (una profundidad de hasta 2.000 metros). ONGC comenzó a buscar 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 muchos hallazgos de este tipo en la cuenca. Ahora busca hidrocarburos tanto en aguas profundas como poco profundas, además de petróleo y gas, tanto en tierra como en alta mar. En Tatipaka se ha instalado una minirrefinería que puede destilar entre 1.500 y 2.000 barriles de petróleo crudo al día para convertirlos en nafta, diésel de alta velocidad, queroseno de calidad superior (SKO) y LSHS (alto contenido de azufre). Se trata de una refinería reubicable y montada sobre plataformas. 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 cuadriplicó y las ventas de gas se duplicaron. La producción de petróleo crudo era de 2.000 toneladas al año y la de gas de 14 millones de metros cúbicos al año cuando comenzó la producción en 1986-87. "Hoy, producimos 850 toneladas de petróleo al día y vendemos 5,5 millones de metros cúbicos de gas al día", afirmó Lal. EspañolSolo en 2001-02, la cuenca KG representó 2,82 lakh 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 suma 550 millones de rupias, incluyendo 300 millones de rupias pagadas en los últimos tres o cuatro años. Según Lal, hay 30 pozos en tierra y 30 en alta mar. Hay 112 pozos en tierra y 11 pozos en alta mar que producen gas. Un hallazgo importante fue el de Ravva en alta mar, en 1987, donde ahora se produce petróleo crudo en una empresa conjunta. Hasta ahora se han perforado 460 pozos; estos incluyen 354 en tierra y 106 en alta mar. Los pozos en alta mar incluyen 30 pozos perforados en la estructura marina de Ravva. Ocho plataformas están ahora buscando petróleo/gas en tierra, y una plataforma en aguas poco profundas y otra en aguas profundas. La producción de petróleo en la cuenca ha aumentado en un orden de magnitud en los últimos diez 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 mil millones de metros cúbicos de gas. Esto sin contar la producción de hidrocarburos de Ravva.
{{cite web}}: CS1 maint: URL no apta ( enlace )Las reservas en bloque se han estimado en 14.000 billones 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 billones 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 de descubrimiento MA-1) que alcanzó una profundidad de aproximadamente 3,6 km y penetró una columna de hidrocarburos bruta de 194 m, que consistía en 170 m de gas/condensado (53° API) y 24 m 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 de Bombay High, y duplique la producción total de gas de Oil and Natural Gas Corporation. Las reservas de gas de Reliance en su bloque exploratorio KGDN-6, frente a Vishakapatnam, son del orden de 40 a 50 millones de metros cúbicos por día y se espera que asciendan a 100 metros cúbicos de gas en un período de 10 años. Se espera que las reservas de gas de Reliance alimenten al país, que padece escasez de gas, durante casi un siglo. La empresa tendrá que invertir más de 70.000 millones de rupias (unos 70.000 millones de dólares) para extraer gas de la cuenca de Krishna-Godavari. Reliance es la primera empresa privada india que ha descubierto gas en un bloque exploratorio de aguas profundas del país. Perforó a una profundidad récord de 6.000 pies por debajo del fondo marino en la cuenca de Krishna-Godavari.