September 23, 2006 12:00am
The Australian
By Rick Wilkinson
THERE'S a growing sense of excitement in Darwin as the petroleum industry moves into a new wave of exploration and appraisal of gas prospects in the Timor Sea.
Australia's most northern city may soon rival the north-west of Western Australia as an important hub in the supply of gas for export and domestic use.
The main push is being driven by the upward spiral in global demand for liquefied natural gas (LNG). But more recently, the possibility has arisen of a window of opportunity in Australia's domestic market - particularly in the south-eastern states - as doubts continue to surround the PNG-Queensland gas pipeline project.
ConocoPhillips Australia is the biggest LNG player in the Timor Sea, and it is keen to expand its existing 3.5 million tonnes per year liquefaction facility at Wickham Point by adding a second and perhaps a third train.
Other players with significant holdings in the region include Santos, the Japanese companies Inpex and Osaka Gas, Woodside, Shell, ENI of Italy and the Australian junior Methanol Australia.
But surprisingly the companies that hold the most Timor Sea acreage are a group of seven "dark horses" belonging to the stable of Melbourne-based entrepreneur Geoff Albers. Between them, these companies - Auralandia, Natural Gas Corp, Australian Oil & Gas Corp, National Oil & Gas, Australian Natural Gas and Nations Natural Gas - hold 100 per cent of eight permits.
Five of these lie in the eastern Timor Sea and occupy strategic positions in and around the acreage and existing gas discoveries held by all the major operators north and north-east of Darwin. The Albers Group intends to run preliminary surveys over the areas.The common goal for each player in the eastern Timor Sea is to prove up sufficient accessible gas reserves to support development projects that could come on stream in a 2012-2015 timeframe.
Frontrunners ConocoPhillips and Santos have geared their joint exploration/appraisal program to the mooted expansion at Wickham Point. Currently the LNG plant is being fed from the Bayu-Undan gas field in the joint petroleum development area between Australia and East Timor.
However, reserves in that field are not sufficient to supply a second train and the two companies have embarked on an initial two-well drilling program across two permits 400km north-east of Darwin. The first, now drilling in NT/P69, is a well called Barossa-1.
Despite the name it is an appraisal of a gas discovery called Lynedock originally made by Shell in 1973, but eventually relinquished by that company in 1998 in the belief that the reservoir was too "tight" to sustain commercial production. New leaseholders ConocoPhillips and Santos (with 60 per cent and 40 per cent, respectively) are hoping to find more permeable reservoir in the structure.
Barossa-1 will be followed by an appraisal of the partnership's 2005 Caldita gas discovery in adjoining permit NT/P61. No reserves have been publicly announced for either field, but Caldita-1 flowed at 33 million cubic feet of gas a day on test, which suggests a significant hydrocarbon column.
Santos (in partnership with Shell and Osaka Gas) also drilled a well called Evans Shoal South-1 in NT/P48 during the middle of this year which found gas in primary and secondary objectives. However, mechanical problems prevented testing and the group is still evaluating the downhole logs.
A 1988 BHP Petroleum discovery at Evans Shoal about 17km to the north in the same permit is estimated to contain 6.6 trillion cubic feet of gas. Unfortunately, the find has up to 27 per cent carbon dioxide content and, to a greater or lesser extent, this appears to be a common bugbear in all the east Timor Sea discoveries so far.
The gas liquefaction process will not tolerate carbon dioxide, which means its removal is an added cost in any field development equation.
Subject to results at Barossa and Caldita, Santos and ConocoPhillips are believed to be considering a pipeline connecting both these fields (and possibly Evans Shoal/Evans Shoal South as well) with the Bayu-Undan field facilities in the central Timor Sea. Carbon dioxide could be scrubbed out at this point and injected into the depleting Bayu-Undan reservoir while clean gas is sent down the existing pipeline to Wickham Point.
One Timor Sea explorer for whom carbon dioxide is less of a problem is Methanol Australia. This company has won environmental approvals for a proposed development which involves the production of LNG and methanol in two separate but adjacent plants to be built on offshore platforms in the relatively shallow water (70 metres) of Tassie Shoals about 350km north-east of Darwin.
Carbon dioxide in amounts up to 25 per cent is an acceptable ingredient in the gas supply for the production of methanol, and preliminary talks have been held with other explorers to take gas from the carbon dioxide-prone fields nearby.
Methanol Australia is also keen to find low-CO2 gas for its parallel LNG project. The company is pinning its initial hopes on two prospects (Epenarra and Blackwood) which lie immediately west of Tassie Shoals in its 100 per cent-owned permit NT/P68.
Epenarra-1, to be drilled next year, is a follow-up to a nearby gas find called Heron made by Arco back in 1972. Blackwood, also to be drilled next year, is a promising exploration target a little to the north.
Potential supply sources for the Methanol Australia and ConocoPhillips/Santos development proposals lie solely within Australian waters. Two other possible east Timor Sea gas projects will rely on international negotiations. The first involves Japanese company Inpex, which has 100 per cent of a discovery called Abadi that lies in Indonesian waters just north of the sea boundary with Australia and not far north of the Barossa/Lynedock field.
Early estimates suggest a gas reserve of around 5 trillion cubic feet. This figure is being clarified with a three-well drilling program now under way. Although in Indonesian waters, Abadi is very remote from that country's gas infrastructure and Inpex sees another option in attaching the field to the end of the possible Barossa-Caldita pipeline to Darwin and Wickham Point. The idea has added attraction because Inpex is already a stakeholder in the LNG plant through its 12 per cent share of Bayu-Undan.
However, this scenario depends on agreement and arrangements with the Indonesian Government.
The other political "football" is the Woodside group's (Woodside, ConocoPhillips, Shell and Osaka Gas) Greater Sunrise gas discoveries that straddle the Australia/JPDA boundary with East Timor.
Woodside has consistently said that the development is stalled until legal, regulatory and fiscal certainty can be guaranteed -- looking unlikely in the near future given the unrest in East Timor.
Some $250 million has already been spent on feasibility and commercial studies for Greater Sunrise, so there would be no need to begin again if those guarantees were given. Nevertheless, there is still some divergence within the field consortium itself.
Not surprisingly, ConocoPhillips is keen to see a pipeline to hook into the Bayu-Undan route to Wickham Point. Shell is more in favour of a separate line to a new onshore LNG plant - the most likely site being Glyde Point about 40km north-east of Darwin.
Up till now the main focus of all these development proposals has been export LNG. Recent doubts cast over the PNG-Australia gas pipeline project may also open up the Timor Sea to Australia's domestic market.
ENI's Blacktip field in the Bonaparte Gulf (with 1 trillion cubic feet of reserves) is already slated for supply to markets in the Northern Territory.
But an early candidate for larger volumes from the Timor Sea might be Alcan at the Gove alumina complex, which has currently organised to take PNG gas. In time, there could also be market opportunities in the country's south-east.
Non-arrival of gas from PNG in 2009/2010 would leave a shortfall of 40-50 petajoules a year of supply to the Australian market. Some of this will probably be taken up by the rising tide of coal bed methane projects and new gas conventional developments in the Gippsland, Otway and Cooper basins.
But in the longer term, the old idea of reversing flow in the Amadeus-Darwin pipeline and connecting it to the south-east grid by closing the Amadeus-Moomba gap may be revisited.
In any event, Timor Sea gas seems likely to be a key component of Australia's gas equation in the years to come.
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terça-feira, setembro 26, 2006
LNG push fuels Darwin's hopes
Por Malai Azul 2 à(s) 01:13
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Traduções
Todas as traduções de inglês para português (e também de francês para português) são feitas pela Margarida, que conhecemos recentemente, mas que desde sempre nos ajuda.
Obrigado pela solidariedade, Margarida!
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Mensagem inicial - 16 de Maio de 2006
"Apesar de frágil, Timor-Leste é uma jovem democracia em que acreditamos. É o país que escolhemos para viver e trabalhar. Desde dia 28 de Abril muito se tem dito sobre a situação em Timor-Leste. Boatos, rumores, alertas, declarações de países estrangeiros, inocentes ou não, têm servido para transmitir um clima de conflito e insegurança que não corresponde ao que vivemos. Vamos tentar transmitir o que se passa aqui. Não o que ouvimos dizer... "
1 comentário:
Tradução:
Empurrão do LNG alimenta as esperanças de Darwin
Setembro 23, 2006 12:00am
The Australian
Por Rick Wilkinson
Há em Darwin um sentimento crescente de excitação quando a indústria do petróleo se move numa nova vaga de exploração e louvores às prospecções de gás no Mar de Timor.
A cidade mais ao norte da Austrália pode em breve rivalizar com o noroeste da Austrália do Oeste como um centro importante de fornecimento de gás para exportação e consumo doméstico.
O empurrão principal foi dado por subidas em espiral da procura global d gás natural liquefeito (LNG). Mas, mais recentemente, elevou-se a possibilidade de uma janela de oportunidade no mercado doméstico da Austrália – particularmente nos Estados do sudeste – quando as dúvidas continuar a cercar o projecto do pipeline do gás PNG-Queensland.
A ConocoPhillips Austrália é o maior jogador de LNG no Mar de Timor, e está desejosa de alargar as suas actuais instalações de liquidificação de 3.5 milhões de toneladas por ano em Wickham Point acrescentando uma segunda e talvez uma terceira série.
Outros jogadores com propriedades significativas na região incluem Santos, as companhias Japonesas Inpex e Osaka Gas, Woodside, Shell, ENI da Itália e a Australiana Methanol Australia.
Mas surpreendentemente as companhias que têm mais áreas no Mar de Timor são um grupo de sete "cavalos escuros " que pertencem ao estábulo do empreendedor Geoff Albers , com base em Melbourne. Entre elas, essas companhias - Auralandia, Natural Gas Corp, Australian Oil & Gas Corp, National Oil & Gas, Australian Natural Gas e Nations Natural Gas – têm 100 por cento de oito concessões.
Cinco destas jazem no leste do Mar de Timor e ocupam posições estratégicas nas Áreas e à sua volta de descobertas existentes de gás de propriedade de todos os maiores operadores a norte e a nordeste de Darwin. O Albers Group tem a intenção de fazer pesquisas preliminares nas áreas. O objectivo comum de cada jogador no leste do Mar de Timor é verificar que há reservas de gás suficientes e acessíveis para apoiar projectos de desenvolvimento que se possam pôr a andar numa moldura temporal de 2012 a 2015.
Os corredores da frente ConocoPhillips e Santos instalaram a sua exploração conjunta /programa de avaliação da expansão em debate em. Correntemente a fábrica de LNG está a ser alimentada pelo campo de gás de Bayu-Undan na área de desenvolvimento conjunta de petróleo entre a Austrália e Timor-Leste.
Contudo, as reservas nesse campo não são suficientes para alimentar uma segunda série e as duas companhias embarcaram num inicial programa de dois poços de perfuração através de duas concessões 400 km nordeste de Darwin. O primeiro, agora a perfurar em NT/P69, é um poço chamado Barossa-1.
Apesar do nome é uma avaliação duma descoberta de gás chamado Lynedock originalmente feito pela Shell em 1973, mas eventualmente abandonado por aquela companhia em 1998 na crença de que o reservatório era demasiado "ligeiro" para sustentar uma produção comercial. Os novos arrendatários ConocoPhillips e Santos (com 60 por cento e 40 por cento, respectivamente) têm esperança de encontrar mais reservatórios penetráveis na estrutura.
Barossa-1 será seguido por uma avaliação da sociedade da descoberta de gás 2005 Caldita na concessão aderente NT/P61. Nenhuma reserva foi anunciada publicamente para qualquer dos campos mas da Caldita-1 num dia de teste escorreram 33 milhões de pés cúbicos, o que sugere uma significativa coluna de hidrocarbonetes.
Santos (em sociedade com a Shell e a Osaka Gas) também perfurou um poço chamado Evans Shoal South-1 no NT/P48 durante meados deste ano que encontrou gás em objectivos primários e secundários. Contudo, problemas mecânicos impediram os testes e o grupo está ainda a avaliar as anotações debaixo do poço.
Uma descoberta de 1988 da BHP Petroleum em Evans Shoal a cerca de 17 km do norte da mesma concessão estima-se conter 6.6 triliões de pés cúbicos de gás. Infelizmente, o que se encontrou tem até 27 por cento de conteúdo de dióxido de carbono e, a uma maior ou menor extensão, isto parece ser um bicho-papão comum em todas as descobertas do Mar de Timor até agora.
O processo de liquefacção do gás não tolera o dióxido de carbono, o que significa que a sua remoção é um custo acrescido em qualquer equação de desenvolvimento de campo.
Devido aos resultados em Barossa e Caldita, Santos e ConocoPhillips acredita-se estarem a considerar um pipeline para conectar ambos estes campos (e possivelmente também Evans Shoal/Evans Shoal South) com as instalações dos campos Bayu-Undan field facilities no centro do Mar de Timor. O dióxido de carbono pode ser tirado neste ponto e injectado no reservatório esgotado de Bayu-Undan enquanto o gás limpo é enviado para o pipeline existente para Wickham Point.
Um explorador do Mar de Timor para quem o dióxido de carbono é um problema a menos é a Methanol Australia. Esta companhia ganhou aprovações ambientais para uma proposta de desenvolvimento que envolve a produção de LNG e de metanol em duas separadas mas adjacentes fábricas a serem construídas em plataformas offshore nas águas relativamente superficiais (70 metros) de Tassie Shoals a cerca de 350 km nordeste de Darwin.
O dióxido de carbono em quantidades até cerca de 25 por cento é um ingrediente aceitável no fornecimento de gás para a produção de metanol, e realizaram-se conversas com outros exploradores para levar o gás de campos das redondezas com dióxido de carbono.
A Methanol Australia deseja ainda encontrar gás com baixo conteúdo de CO2 para o seu projecto paralelo de LNG.A companhia está a pôr as suas esperanças iniciais em duas áreas (Epenarra e Blackwood) que jazem imediatamente a oeste de Tassie Shoals e na concessão NT/P68 que detêm a 100 por cento.
A Epenarra-1, que vai ser perfurada no próximo ano, é a continuação para uma descoberta de gás vizinha chamada Heron feita pela Arco em 1972. A Blackwood, que vai também ser perfurada no próximo ano, é um prometedor alvo de exploração um pouco para o norte.
Fontes potenciais de fornecimento para as propostas de desenvolvimento da Methanol Australia e da ConocoPhillips/Santos jazem unicamente em águas Australianas. Dois outros projectos de gás possíveis no Mar de Timor contam com negociações internacionais. A primeira envolve a companhia Japonesa Inpex, que tem 100 por cento duma descoberta chamada Abadi que jaz em águas Indonésias imediatamente a norte da fronteira marítima com a Austrália e não muito longe a norte do campo Barossa/Lynedock field.
Estimativas iniciais sugerem uma reserva de gás de cerca de 5 triliões de pés cúbicos. Este número está a ser clarificado por um programa de três poços de perfuração, em curso, agora. Apesar de estar em águas Indonésias, Abadi está muito longe das infra-estruturas de gás desse país e a Inpex estuda uma outra opção de ligar o campo ao fim dum possível pipeline Barossa-Caldita para Darwin e Wickham Point. A ideia tem uma atracção acrescida porque a Inpex é já uma accionista da fábrica de LNG por intermédio da sua participação de 12 por cento de Bayu-Undan.
Contudo, este cenário depende de acordo e arranjo com o Governo Indonésio.
O outro "football" político é o do grupo Woodside (Woodside, ConocoPhillips, Shell e Osaka Gas) das dscobertas de gás do Greater Sunrise que se estende na fronteira da Austrália/JPDA com Timor-Leste.
A Woodside tem dito consistentemente que o desenvolvimento está encalhado até (condições) legais, regulamentares e fiscais poderem ser garantidas com certeza – o que parece improvável no futuro próximo devido ao desassossego em Timor-Leste.
Cerca de $250 milhões já foram gastos em estudos comerciais e de praticabilidade no Greater Sunrise, por isso não haverá necessidade de recomeçar se forem dadas essas garantias. Contudo, há ainda algumas divergências no seio do próprio consórcio do campo.
Sem surpresa, a ConocoPhillips deseja ver um pipeline a ligar a rota de Bayu-Undan para Wickham Point. A Shell está mais a favor duma linha separada para uma nova fábrica onshore de LNG – sendo o local mais provável Glyde Point a cerca de 40 km nordeste de Darwin.
Até agora o foco principal em todas estas propostas de desenvolvimento tem sido a exportação de LNG. Dúvidas recentes atiradas sobre o projecto de pipeline de gás PNG-Australia podem também abrir o Mar de Timor para o mercado doméstico da Austrália.
O campo Blacktip da ENI no Golfo Bonaparte (com 1 trilião de pés cúbicos de reservas) já se candidatou a abastecer os mercados nos Territórios do Norte.
Mas um próximo candidato para maiores volumes do Mar de Timor pode ser a Alcan do complexo de alumina em Gove, que se organizou correntemente para usar gás PNG. Noutra altura, poderão haver oportunidades de mercado no sudeste do país.
A não chegada de gás de PNG em 2009/2010 criaria uma insuficiência de 40-50 petajoules por ano de abastecimento do mercado Australiano. Alguma desta será coberta pela maré crescente de projectos de carvão e desenvolvimentos de gás convencional nas bacias de Gippsland, Otway e Cooper.
Mas a longo prazo, a velha ideia de mudar o fluxo do pipeline Amadeus-Darwin e ligá-lo à rede do sudeste fechando o intervalo Amadeus-Moomba pode ser revista.
Em qualquer situação o gás do Mar de Timor parece provavelmente vir a ser uma componente chave da equação do gás da Austrália nos anos vindouros.
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