A terceira tentativa da estatal Oil and Natural Gas Corporation (ONGC) de encontrar um parceiro para salvar o campo de gás Deen Dayal na bacia KG, na Baía de Bengala, sofreu o mesmo destino dos esforços anteriores, pois não recebeu ofertas, disseram fontes. Duas fontes familiarizadas com o assunto disseram que não foram feitas propostas na licitação para ações de parceiros técnicos e financeiros no campo Deen Dayal, que a ONGC adquiriu por US$ 1,2 bilhão de uma empresa governamental de Gujarat.
A ONGC convidou em 12 de junho manifestações de interesse de “empresas globais de petróleo e gás com a experiência técnica necessária e força financeira que desejam trabalhar como parceiros (com participação acionária) para desenvolver uma estratégia viável para o campo”, dizia o documento do concurso. A licitação foi encerrada no dia 12 de setembro.
O campo produziu volumes insignificantes de gás desde que a ONGC adquiriu a participação de 80 por cento da Gujarat State Petroleum Corporation (GSPC) no bloco KG-OSN-2001/3, ao largo da costa leste da Índia, em Janeiro de 2017.
O bloco contém o campo de gás/condensado Deen Dayal West (DDW), descoberto pelo GSPC há quase duas décadas. A empresa governamental de Gujarat retratou o campo como uma perspectiva promissora quando vendeu a sua participação na ONGC para reduzir a sua dívida.
O campo, originalmente considerado como contendo até 20 biliões de pés cúbicos de reservas de gás existentes – de longe o maior de qualquer campo em águas profundas no país – mas posteriormente reduzido a um décimo, revelou-se mais difícil do que o esperado.
“Um total de sete poços de desenvolvimento estão sendo perfurados até o momento”, disse a ONGC no documento de licitação.
Um poço de desenvolvimento é usado para extrair hidrocarbonetos abaixo da superfície da terra ou do fundo do mar.
“No entanto, quatro poços concluídos não produziram a alta produtividade esperada e o desempenho foi abaixo do ideal. Os outros três poços encontraram sérios desafios técnicos e complicações durante a fase de perfuração e conclusão e tiveram de ser abandonados”, disse a ONGC.
A empresa queria um parceiro global que pudesse ajudar a desenvolver o DDW. Esta foi a terceira tentativa nos últimos cinco anos. As fontes disseram que as tentativas anteriores também não despertaram nenhum interesse significativo.
Além dos custos de aquisição, a ONGC gastou quantias não declaradas para tentar colocar o campo DDW em produção. A GSPC detém 10% do saquê no campo e o restante fica com a Jubilant Enpro.
O bloco KG-OSN-2001/3, que foi concedido à GSPC e seus parceiros na primeira rodada de licitações no âmbito da Nova Política de Licenciamento de Exploração (NELP) do governo NDA liderado pelo então primeiro-ministro Atal Bihari Vajpayee, compreende cinco campos – DDW, DDE, DDN, DD-DT e DD-BRU. Destes, DDW, localizado a cerca de 10 km da costa de Andhra Pradesh, está espalhado por 37,5 km2 e está em desenvolvimento.
A DDW já possui uma plataforma de poço com 16 poços, uma plataforma de processo com capacidade para processar 5,66 milhões de metros cúbicos padrão de gás por dia e um gasoduto submarino para transportar o gás até um terminal terrestre.
Os depósitos no campo são classificados como reservatórios de alta pressão e alta temperatura (HP-HT).
“As reservas existentes são de 55 mil milhões de metros cúbicos (1,94 Tcf) de gás”, disse a ONGC no concurso.
Fontes disseram que a empresa pretende realizar uma revisão do plano de desenvolvimento do campo que foi anteriormente submetido às autoridades. Quando a ONGC adquiriu a participação na GSPC, esperava poder aproveitar instalações como a plataforma de processo e o gasoduto submarino para levar à produção as descobertas do Cluster 1 no bloco vizinho KG-DWN-98/2 ou KG-D5. para.
Além disso, a infraestrutura do bloco KG-OSN-2001/3 deve ser uma opção de backup para descobertas do Cluster II no KG-D5 em caso de interrupções. No entanto, a empresa nunca utilizou as instalações e, em vez disso, construiu novas no bloco KG-D5. De acordo com o plano de desenvolvimento do campo apresentado pela GSPC à Direcção Geral de Hidrocarbonetos em 2009, esperava-se que a DDW produzisse 200 a 300 milhões de pés cúbicos por dia. No entanto, a produção foi apenas uma fração disso.
