Los socios del PSC de Duyung han presentado un plan de desarrollo actualizado al Ministerio de Energía y Recursos Minerales de Indonesia para un proyecto de gas situado en alta mar. Este PdD prevé el primer gas de este proyecto en 2025.
Tras el acuerdo sobre un plan de desarrollo actualizado y la alineación con SKK Migas para el proyecto de gas Mako en la provincia de las Islas Riau, en la zona de Natuna Occidental de las aguas indonesias, el PoD se ha presentado al Ministerio de Energía y Recursos Minerales de Indonesia para su aprobación, según uno de los socios del PSC de Duyung, Empyrean Energy, que reveló el lunes que GaffneyCline & Associates (GCA) ha elaborado un Informe de Personas Competentes (Competent Persons Report, CPR, por sus siglas en inglés) para el desarrollo de Mako.
Tom Kelly, director general de Empyrean, señaló: «Empyrean quiere, en primer lugar, agradecer a los equipos de Conrad y SKK Migas el enorme volumen de trabajo que ha supuesto lograr la alineación con SKK Migas y los socios de Duyung para presentar el PdD para su aprobación ministerial. Es un gran logro. La evaluación independiente del proyecto realizada por Gaffney Cline muestra que la economía del proyecto es muy sólida».
El operador del PSC de Duyung es WNEL, filial al 100% de Conrad Asia Energy, con una participación del 76,5% en el PSC de Duyung, mientras que Coro Energy y Empyrean poseen el 15 y el 8,5%, respectivamente. El PSC de Duyung contiene el yacimiento de gas de Mako, que fue descubierto por Conrad mediante la perforación del pozo Mako South-1 en 2017. La posterior perforación de evaluación y las pruebas de dos pozos (Tambak-1 y Tambak-2) en 2019 delinearon aún más el campo de gas, lo que resultó en la identificación de recursos de gas adicionales.
Conrad está trabajando actualmente con el gobierno indonesio para revisar su POD con el fin de acomodar mayores volúmenes de gas y las tasas de producción correspondientes. La empresa describe el yacimiento de gas de Mako como «uno de los mayores descubrimientos de gas sin desarrollar en el Mar de Natuna Occidental, con una infraestructura clave infrautilizada». El PoD para este campo fue aprobado en febrero de 2019, convirtiendo el PSC de exploración a explotación, y extendiendo la tenencia hasta 2037.
WNEL ha continuado «madurando técnicamente» el desarrollo del campo de gas de Mako junto con las negociaciones de GSA(s), ambos en preparación para una decisión final de inversión (FID), explicó Empyrean. La empresa detalló que este proceso incluía la finalización del PdD revisado, sobre el que los socios de la JV han asegurado la alineación con el regulador gubernamental, SKK Migas, y su presentación para la aprobación ministerial.
Empyrean afirma que la RCP de GCA está estrechamente alineada con el PdD y se basa en un desarrollo en dos fases, con seis pozos en la fase 1 y otros dos pozos en la fase 2 después de cinco años de producción.
La empresa señaló que estos pozos se conectarán a una plataforma de producción arrendada en el yacimiento, y el gas de venta se transportará a través del gasoducto del Sistema de Transporte de Natuna Occidental a Singapur para su venta en el mercado de este país.
Sobre la base de este plan de desarrollo, se espera que el primer gas llegue en 2025 con una meseta de producción de 120 MMscf/d y un recurso contingente 2C bruto recuperable de 413 Bcf de gas en total y 281 Bcf netos atribuibles a los socios de la JV del PSC de Duyung – 23,8 Bcf netos para Empyrean – durante la vida del PSC.
El CPR, fechado el 26 de agosto de 2022, y la revisión del PdD, especifican que existe una ventaja para aumentar la tasa de meseta a 150 MMscf/d, si la capacidad de entrega del yacimiento es suficiente. Además del primer gas previsto en 2025, el CPR y el PoD calculan los últimos años de producción económica antes de la actual fecha de vencimiento del PSC de Duyung para los casos bajo, mejor y alto de 2033, 2036 y 2036 respectivamente, que se extienden a 2039 y 2054 para los casos mejor y alto si se amplía el PSC de Duyung.
Además, el CPR utiliza un precio del gas de 9,97 $/Mscf en 2025, calculado según una fórmula de precios vinculada al Brent con una pendiente del 12% y un nivel de precios del Brent de 80 $/bbl en 2025, que aumenta un 2% a partir de 2027. Sin embargo, es posible que se acuerden precios de gas diferentes con los compradores de gas y el regulador cuando se firmen los GSA. Además, el CPR estima que el VAN10 después de impuestos resultante de los recursos contingentes en el mejor de los casos dentro de la zona del PSC de Duyung y dentro de la vida del PSC de Duyung (363 Bcf) es de unos 578 millones de dólares -49 millones de dólares netos para Empyrean- lo que representa una TIR del 51%.
Empyrean subrayó que, según el CPR y el PoD revisado, el primer gas del proyecto de gas de Mako está previsto que se evacúe a través del Sistema de Transporte de Natuna Occidental y el desarrollo utilizará un marco de soporte de conductores (conductor support frame, CSF, por sus siglas en inglés) para un cabezal de pozo seco y un soporte de importación-exportación de gas, vinculado por puente a una unidad móvil de producción en alta mar (mobile offshore production unit, MODU, por sus siglas en inglés) arrendada.
Teniendo en cuenta esto, se estima que los gastos de capital de la Fase 1 del CPR serán de 251 millones de dólares, mientras que los gastos de capital totales serán de 303 millones de dólares. Sin embargo, estas estimaciones se actualizarán como consecuencia de los estudios previstos de ingeniería y diseño (FEED), subrayó Empyrean. La empresa también reveló que se prevé que la financiación de la deuda de RBL sea adecuada para proporcionar fondos para el desarrollo.
«Empyrean también se siente alentada por la importante ventaja que existe si el actual entorno macro de precios más altos del gas en el sudeste asiático da lugar a cualquier mejora en las hipótesis de precios contenidas en el CPR. También existe una ventaja significativa si el yacimiento se comporta mejor que el mejor caso 2C. Esperamos con interés la conclusión de las negociaciones del GSA», concluyó Kelly.
Noticia tomada de: Offshore Energy / Traducción libre del inglés por World Energy Trade
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