Объемы продаж по этому соглашению составят около 29,5% от всего объема газа, продаваемого с Mako, до истечения срока действия PSC в январе 2037 г.
Conrad Asia Energy Ltd. Conrad и PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGN, газовая дочка национальной нефтяной компании Индонезии PT Pertamina) подписали обязательные условия купли-продажи природного газа с месторождения Mako.
Об этом сообщает пресс-служба Empyrean Energy.
Долгосрочное соглашение о продаже газа (GSA), добываемого на месторождении Mako в рамках контракта о разделе продукции (PSC) Duyung на континентальном шельфе Индонези, Conrad и PGN подпишут не позднее 31 мая.
Conrad Asia Energy владеет долей участия 76,5% в Duyung PSC, еще 8,5 принадлежит Empyrean Energy.
Сообщается, что GSA будет зависеть от строительства трубопровода, соединяющего газотранспортную систему West Natuna Transportation System (WNTS) с внутренним газовым рынком в Батаме.
Это является частью обязательств компании Conrad по обеспечению внутреннего рынка.
Объемы продаж по этому соглашению составят около 29,5% от всего объема газа, продаваемого с Mako, до истечения срока действия PSC в январе 2037 г.
Оставшаяся часть объемов газа с Mako будет продана в Сингапур, где в 3м кв. 2023 г. был подписан соответствующий договор, и Conrad заявила, что в ближайшие месяцы приступит к завершению работы над GSA.
Газовое месторождение Mako
расположено в West Natuna Basin у берегов Индонезии;
глубина моря колеблется от 60 до 100 м;
газовая залежь занимает 340 км2 участка недр Duyung PSC, и расположенная на глубине 1700 фут. (518,16 м).
Тезисы Empyrean:
согласно одобренному индонезийским регулирующим органом SKK Migas в 2022 г. 2-этапному плану разработки, в основе которого 6 эксплуатационных скважин, привязанных к зафрахтованной добывающей платформе на газовом месторождении Мако, газ будет транспортироваться по трубопроводу WNTS в Сингапур для продажи на сингапурском рынке и, возможно, на внутреннем рынке Индонезии по еще не построенному ответвлению от WNTS;
через 3 года после пуска 1го газа планируется пробурить еще 2 эксплуатационные скважины;
план разработки предполагает стабильную добычу на уровне 120 млн фут3/сутки в течение 3,5 (пессимистичный вариант), 6,5 (лучший вариант) или 11,5 (оптимистический вариант) лет.