Państwowe przedsiębiorstwo Oil and Natural Gas Corporation (ONGC) poinformowało w niedzielę o otwarciu kolejnego odwiertu w ramach swojego flagowego projektu głębinowego w basenie Krishna Godavari w Zatoce Bengalskiej. Dzięki temu możliwe będzie zwiększenie produkcji ropy naftowej i gazu ziemnego.

W styczniu tego roku ONGC rozpoczęło wydobycie ropy naftowej, która jest przetwarzana w rafineriach na paliwa, takie jak benzyna i olej napędowy, z bloku KG-DWN-98/2 lub KG-D5.

„24 sierpnia 2024 r. ONGC osiągnęło ważny kamień milowy, rozpoczynając produkcję z piątego odwiertu naftowego w zasobach Bloku KG-DWN-98/2 Klastra-2” – poinformowała firma w komunikacie złożonym na giełdzie w niedzielę.

„Wykorzystując pływający statek do produkcji, magazynowania i przeładunku (FPSO), ONGC rozpoczęło transport i sprzedaż gazu towarzyszącego, podkreślając jednocześnie swoje zaangażowanie w osiągnięcie zerowego spalania gazu”.

Nie podano jednak, jaką wydajność będzie miała nowa studnia.

Dzięki temu ONGC pomyślnie uruchomiło także linię eksportu gazu z terminalu morskiego na ląd.

„Na początku stycznia rozpoczęto produkcję ropy naftowej z tego samego zasobu, a 4 z 13 odwiertów już działało. Produkcja gazu również postępuje, a 3 z 7 odwiertów jest w trybie online” – dodano.

Blok, znajdujący się obok bloku KG-D6 firmy Reliance Industries w basenie KG, zawiera szereg odkryć, które pogrupowano w klastry.

Blok znajduje się 35 kilometrów od wybrzeża Andhra Pradesh, na głębokości od 300 do 3200 metrów. Odkrycia w bloku dzielą się na Klaster 1, 2 i 3. Klaster 2 jest uruchamiany w pierwszej kolejności.

Zgodnie z pierwotnymi planami wydobycie ropy z Klastra-2 miało rozpocząć się w listopadzie 2021 r., ale zostało opóźnione z powodu pandemii Covid.

Następnie ONGC ustaliło maj 2023 r. jako pierwszy termin wydobycia ropy z Klastra 2, ale później przedłużyło go do sierpnia 2023 r. i od tego czasu wydłużało przepływ pierwszej ropy każdego miesiąca, a ostatnim ogłoszonym terminem był grudzień 2023 r. Wypływ ropy rozpoczął się 7 stycznia 2024 r.

W momencie rozpoczęcia produkcji w styczniu ONGC oświadczyło, że szczytowa lub maksymalna produkcja z pola ma wynieść 45 000 baryłek ropy naftowej dziennie (bopd) i ponad 10 milionów standardowych metrów sześciennych gazu dziennie (mmscd), który jest wykorzystywany do produkcji nawozów, wytwarzania energii elektrycznej, przetwarzany na CNG stosowany jako paliwo w samochodach i przesyłany rurociągami do domowych kuchni w celu gotowania.

Podczas rozmowy z inwestorami 6 sierpnia dyrektor ds. finansowych ONGC Vivek Tongaonkar oświadczył, że firma wydobywa 12 000 baryłek gazu dziennie i 0,4 mmscmd gazu ze wschodniego bloku na morzu.

Dodał, że produkcja pochodzi z czterech odwiertów, a otwarcie kolejnego odwiertu planowane jest na sierpień.

Odwiert ten nie tylko zwiększyłby wydobycie ropy naftowej, ale również pomógłby zwiększyć ilość gazu ziemnego wypływającego wraz z ropą, do 1,5 mmscmd.

„A następnie, od trzeciego kwartału (październik-grudzień 2024 r.), spodziewamy się otworzyć kolejne odwierty, co zwiększy naszą produkcję ropy naftowej w takim samym stopniu. Tak więc, od trzeciego i czwartego kwartału (styczeń-marzec 2025 r.), spodziewamy się, że tempo produkcji wyniesie około 30 000 baryłek dziennie plus, gdy odwierty zostaną otwarte”.

Dodał, że przewidywany szczyt 45 000 baryłek ropy dziennie zostanie prawdopodobnie osiągnięty w kolejnych kwartałach.

Oczekuje się, że do marca 2025 r. wydobycie gazu osiągnie 6 mln m3/d.

ONGC wywierciło 26 odwiertów na tym polu. Spośród nich 13 jest odwiertami roponośnymi, a siedem gazowymi. Firma spodziewa się otworzyć wszystkie 13 odwiertów roponośnych plus sześć gazowych do końca marca.

ONGC wynajęło statek pływający Armada Sterling-V, należący w 70 procentach do SPOG (Shapoorji Pallonji Oil & Gas) i w 30 procentach do malezyjskiej Bumi Armada, w celu wydobywania ropy naftowej spod dna morskiego.

FPSO (pływający statek do produkcji, magazynowania i przeładunku) Armada Sterling-V czekał na dostawę ropy od 2 stycznia 2023 r., a podłączenie nastąpiło 27 grudnia 2022 r.

W bloku KG-D5, klaster 1 składa się z trzech odkryć. FDP (plany rozwoju pola) 2 odkryć zostały zatwierdzone w 2019 r. Projekt ten jest obecnie w fazie rozwoju.

W klastrze 3 znajduje się jedno odkrycie gazu wodnego o bardzo dużej głębokości, które po spieniężeniu byłoby drugim najgłębszym odkryciem węglowodorów na świecie. FDP ma zostać złożony do stycznia 2026 r.

ONGC zaproponowało FDP dla klastra 2 w kwietniu 2018 r., z szacowanymi wydatkami inwestycyjnymi w wysokości 5,07 mld USD i wydatkami operacyjnymi w wysokości 5,12 mld USD rozłożonymi na 16 lat eksploatacji.

Pole Cluster-2 jest podzielone na dwa bloki, mianowicie 2A i 2B, które zgodnie z pierwotną decyzją inwestycyjną miały zapewnić wydobycie 23,52 mln ton ropy naftowej i 50,70 mld metrów sześciennych (mld m3) gazu w okresie eksploatacji złoża.

Szacuje się, że w klastrze 2A znajdują się rezerwy wynoszące 94,26 mln ton ropy naftowej i 21,75 mld m3 gazu towarzyszącego, natomiast w klastrze 2B szacuje się, że rezerwy gazu wynoszą 51,98 mld m3.

Oczekiwano, że klaster 2A wyprodukuje 77 305 baryłek ropy dziennie (bpd) i towarzyszący gaz w tempie 3,81 miliona metrów sześciennych metrycznych dziennie (mmscmd) w ciągu 15 lat. Oczekiwano, że klaster 2B wyprodukuje wolny gaz w ilości 12,75 mmscmd z ośmiu odwiertów i ma 16-letni okres eksploatacji.

Jednak ONGC później skorygowało prognozy w dół – do 45 000 baryłek ropy dziennie i do 2,5 mmscmd z klastra 2A oraz do około 9 mmscmd z klastra 2B.