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Ricordi di un geologo del petrolio Agip in Indonesi a (1968-1981)
Prima parte di un racconto in quattro puntate
di Aristide Franchino
Mappa satellitare dell’Indonesia
1972 Aristide Franchino 2012 San Donato Milanese, Gennaio 2013
Natuna
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Aristide Franchino Ricordi di un Petroleum geologist: 10 anni in Indonesia [dal 1968 al 1981 e 1982/1998] 1) Il Blocco Natuna Sea A: esplorazione e scoperta 2) L’isola di Natuna 3) Salawati in Irian Jaya 4) Ricordi di lavoro (organizzazione AGIP ) e personali (vita in Indonesia).
Premessa Assunto nel 1957 all’AGIP Mineraria come geologo, al Servizio IX Estero (lettere di assunzione firmate da Enrico Mattei) ho lavorato, con Contratti, in Iran, Libia, Argentina e Indonesia ; ho svolto missioni (talvolta molto lunghe) in Turchia e Libano, in molti Stati del Medio Oriente , in Africa e Sud Est Asiatico. Dal 1981 come Responsabile Negoziati Minerari Estero missioni worldwide, concludendo i miei 34 anni di attività lavorativa, sempre con l’AGIP , nel 1991.
Mappa dell’Indonesia
La mia più lunga permanenza all’estero è stata quella in INDONESIA : in totale circa 10 anni. Inizialmente (ero appena reduce dall’Argentina, come Responsabile dell’Ufficio Regionale), prima missione esplorativa per l’organizzazione della filiale AGIP operativa in Indonesia , dal 1° a fine dicembre 1968, con Ravanello (Capo Missione), Braga (Resplo 4), Giacomelli (Geof), Ingallina (Mat) e Albertini (RePe). Quindi da gennaio a settembre 1969 (9 mesi di missione continuata, senza alcuna interruzione) come Representative AGIP Indonesia branch, in Jakarta. Ritornato in Indonesia , con Contratto, nel 1972, ci sono rimasto fino al 1980 : nel 1972 (succedendo a Primo Maioli) e 1973 come Exploration Manager e dal 1974 (succedendo ad Antonio Ravanello) al 1980 come General Manager dell’ AGIP (Overseas) Indonesia Ltd. (mi succederà poi Carmelo Guarnieri). Dopo il 1980 ritornerò in Indonesia più volte in missioni per negoziati di Contratti. Prima di raccontare le mie esperienze, di lavoro e personali, premetto, nella Parte prima, una nota sulla presenza AGIP in Indonesia 1968-1984. “La lunga e difficile avventura dell’AGIP nel più grande arcipelago del mondo”è stata molto bene sintetizzata
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da Francesco Guidi, nel suo articolo sul Notiziario Interno Agip del Dicembre 1996: “Indonesia : tutto il fascino dell’Oriente”: un titolo veramente appropriato !
Parte prima
Presenza AGIP in Indonesia : 1968 – 1984 [Fig.1] In Indonesia, negli anni 1966-1967, con l’instaurazione del “Production Sharing Contract” (PSC), con la Società petrolifera di Stato, la PERTAMINA, con la presidenza del suo fondatore, il famoso Gen. Ibnu Sutowo, inizia un nuovo ciclo di ricerche petrolifere. Il “boom” vero e proprio si materializza negli anni 1968 e immediatamente successivi Varie ragioni attraggono in Indonesia le maggiori Compagnie Petrolifere mondiali e molti indipendenti USA. Le ragioni principali : l’esistenza di estesi bacini sedimentari ancora inesplorati, le premesse geologiche di promettenti province petrolifere, lo sviluppo di tecnologie per la ricerca offshore, la formula del PSC legata (allora) al “realized price”, split dell’olio 60-40 in favore Pertamina, dopo ricupero spese esplorative, il ritorno dell’Indonesia ad una stabilizzazione politica filo-occidentale (dopo l’abortito colpo di stato, in cui era implicato Sukarno) e infine il desiderio di assicurarsi possibili risorse energetiche in aree inesplorate. Le Compagnie petrolifere affrontano i rischiosi interventi, associandosi in Joint Venture, per poter differenziare geograficamente le ricerche. Per questi motivi anche l’AGIP partecipa alle gare indette dalla Pertamina e nel 1968 conclude due PSC ; nel 1969 e anni successivi, cede e acquista “partecipating interests”, appunto per diversificare i rischi.
Fig.1 – Aree di esplorazione AGIP in Indonesia 1968 – 1984
1 –Natuna Sea Block A : 1968-1978 2 - Natuna Sea Block C : 1969-1971 3 – New Guinea Teluk Berau : 1968-1984 4 – New Guinea Arafura Sea : 1969-1977
5 – Java Sea North Sakala : 1980-1983.
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Elenco qui di seguito (in ordine di data) la situazione dei PSC e relative partecipazioni delle Joint Venture (JV) [Fig.1]
- Teluk Berau : Phillips USA (Operatore, 50%), AGIP (25%), Conoco USA (25%). Effective Date (E.D.) 10-10-1968 . Area iniziale di 104.000 km2 , ubicata nell’estremità occidentale dell’Irian Jaya (Nuova Guinea), nel mare di Ceram, adiacente alla penisola del Vogelkop, comprendente le isole di Salawati, di Batanta e in parte di Misool. - South China (Natuna) Sea Block A : AGIP (Operatore , 1/3 ), Phillips (1/3), Tenneco USA ( 1/3 ). E.D. 19-12-1968. Area iniziale di 105.740 km2, interamente nel mare di Natuna, a Nord dell’isola omonima e a Sud del Vietnam. - South China Sea Block C : AGIP (Operatore), Phillips e Tenneco (ognuna con 26.16 2/3 %) , Frontier USA (12 ½ %). PSC firmato nel 1968. AGIP nella JV nel 1969. Area di 105.000 km2 interamente in mare come il Block A, ma a Sud dell’isola di Natuna. - Arafura Sea : Phillips (Operatore, 36%), Superior USA (50%), AGIP (14%). PSC firmato nel 1968. AGIP nella JV nel 1969. Area offshore ubicata nell’estremità orientale dell’Irian Jaya (a Sud dell’area Teluk Berau). (Nel contempo, l’AGIP acquisisce nel 1969 , un 10% di interessi in 4 blocchi offshore nel golfo della Tailandia (operatore la Tenneco); si ritirerà da questa JV nel 1974). A seguito di esplorazione e dei risultati non interessanti verranno rilasciati, il 30-11-1971 il South China Sea Block C (spese 5.56 milioni US$, quota parte AGIP 1.62 US$ milioni, effettuati 5 pozzi sterili) e il 31-12-1977 il blocco Arafura Sea (spese 21.4 milioni US$, quota parte AGIP 3 milioni US$, effettuato 5 pozzi sterili). Blocco Teluk Berau : il notevole sforzo esplorativo (studi, rilievi sismici e pozzi ; spese al 1978, 208 milioni US$, di cui quota parte AGIP 52 milioni US$) portano a un primo ritrovamento commerciale di olio nell’isola di Salawati e all’accertamento di altre riserve di idrocarburi in quantitativi però relativamente modesti. Il campo di Salawati inizia la produzione nel dicembre 1977 con oltre 53.000 BOPD , riducendosi nel 1980 a 6.000 BOPD. L’attività, in continua progressiva riduzione, cessa definitivamente nell’ottobre 1984. - North Sakala : AGIP (Operatore), Union Texas USA ; Ina Naftaplin (Yugoslavia). E.D. 14-11-1980. Area offshore 16.925 km2, ubicata nella parte Est del Mar di Java. L’attività di perforazione non porta a ritrovamenti commercialmente sfruttabili. L’area viene rilasciata nel 1983. - Partecipazione a studi e rilevamenti, assieme alla PERTAMINA e ad altre Compagnie, nell’area denominata Melawi-Ketungau nel Kalimantan, negli anni 1980-1983.
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Per il blocco Natuna Sea Block A, le complicate vicende dell’enorme sforzo esplorativo e negoziale per estendere la validità di parte del blocco o per la sua riacquisizione, nel 1978 e 1979, sono riportate, in dettaglio, nel Capitolo successivo. Nel corso del 1969, il prezzo di vendita del greggio indonesiano di riferimento per l’esportazione (il Minas Sumatran Light Crude 35° API) è di 1.67 $/bl. La produzione indonesiana nel 1968, è di 600 mila BOPD (di cui il 72% proviene dal campo Minas della Caltex). Nel 1979, il prezzo del greggio indonesiano aumenta ben cinque volte, passando da 13.90 $/bl a 21.12 $/bl. Nel febbraio 1980, sale ancora a 29.50 $/bl . [ Ricerca carbonifera : un contratto fra la P.N. TAMBANG BATUBARA (la Società di Stato indonesiana per il Carbone) e l’ AGIP Carbone (poi AGIP Coal), in compartecipazione con la Consol (Conoco USA) per l’esplorazione di due aree nel Kalimantan Est di complessivi 7.742 km2 viene firmato il 2 novembre 1981. L’attività di rilevamento, senza risultati positivi, cessa nel 1985 ]. Esplorazione e scoperte nel Natuna Sea Block A Conclusisi, negli ultimi mesi del 1968, i negoziati preliminari (condotti da Cesare Liverani e Ugo Colledan) con la Pertamina, per l’acquisizione di permessi di ricerca , a seguito di gare internazionali, il 19/12/1968 viene firmato, in Jakarta, il PSC per il “ South China Sea (poi denominato, per ragioni nazionalistiche, Natuna Sea) Block A”. Firmatari per l’AGIP l’ing. Ragni, per la PERTAMINA il Major General Ibnu Sutowo e controfirmato dal Minister of Mines Prof. Dr. Soemantri Brodjonegoro. Area totalmente offshore, di 105.743 km2. Il PSC prevede “minimum commitments” per 10 anni di esplorazione di US$ 21 milioni ; bonus di firma US$ 1,5 milione ; prestito alla Pertamina US$ 2,5 milioni ; vari bonus di produzione ; se però la produzione non inizia entro il 10° anno, il PSC decadrà automaticamente. Nel marzo 1969, vengono effettuati fra i Partner scambi di “participating interests” nelle rispettive aree operative indonesiane e di “operatorship”, rendendola geograficamente e logisticamente più funzionale. Con la firma del JOA (Joint Operating Agreement) , per il South China Sea (Natuna Sea) Block A, la situazione è la seguente: AGIP (Operatore, 1/3), Phillips (1/3), Tenneco (1/3). I periodici OCM (Operating Committee Meeting) e i TCM (Technical Committee Meeting) della JV , si svolgono a Jakarta o a Milano (S. Donato Milanese). I rapporti di routine con la Pertamina sono pressoché bimensili, in certe fasi importanti della perforazione, anche giornalieri; pure frequenti quelli con la Phillips Jakarta, operatore nei blocchi Arafura Sea e Teluk Berau. Periodo : 1969-1972 Iniziano subito i rilievi sismici : nel 1969 oltre 3800 miglia di linee, per US$ 873 mila; continuano nel 1970 per 6000 miglia. La prima campagna di perforazione inizia il
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12/12/1970 con il floating barge Wodeco VII. Il primo pozzo AA-1x, nel settore Ovest del Blocco, Water Depth (WD) 289 ft, è abbandonato sterile (D&A) al Total Depth (TD) di 9801 ft, il 5/3/1971 : costo 2,7 milioni US$ Nel 1971 vengono effettuati altri 5 pozzi, WD fra 226 e 446 ft, nei settori O ed E del Blocco, tutti D&A (eccetto l’AH-1x , abbandonato per collasso del casing 13 3/8”). Nel 1971 spesi US$ 11.2 milioni, di cui 10.8 per la perforazione. Il 18/12/1971, come da PSC, si ha il primo rilascio di ca. 25.000 km2 : ovvio che la delimitazione di un’area di simile entità, con l’impossibilità pratica di una esplorazione (sismica e pozzi) di dettaglio in soli 3 anni, su una superficie iniziale di oltre 100.000 km2, abbia comportato una difficile e rischiosa scelta decisionale. Nel 1972 , nel pozzo AI-1x , nel settore W del Blocco, in DST da 5158 a 5183 ft manifestazione di gas di 3.103.000 cu. ft. day ; il pozzo viene P&A al TD di 10.803 ft.. Questa manifestazione di gas è oggetto di un comunicato stampa Phillips, a fini interni societari e della cui divulgazione né AGIP né Tenneco sono anticipatamente informati. In Indonesia la Pertamina riprende la notizia come di una “scoperta”, ma successivamente il tutto è ignorato. A questo punto viene deciso di sospendere il primo ciclo dell’attività di perforazione e di procedere ad una revisione, interpretazione e studio complessivo di tutti i dati raccolti e quindi effettuare una nuova valutazione di tutta l’area. Nei mesi da aprile a giugno 1972, sismica per 4400 miglia . L’area viene suddivisa tentativamente in varie parti, ciascuna con proprie caratteristiche geologiche strutturali e differenti obbiettivi riguardanti le possibilità petrolifere e inserite in un quadro regionale: West Natuna basin / Natuna arch / East Natuna reefal basin. Alla Pertamina e ai Partner viene presentato un voluminoso rapporto comprensivo “South China Sea Block A : Regional geology and oil possibilities”, compilato dalla sede di Milano e stimato in budget US$ 70.000
Geologia dell’area Natuna Anche alla sede di Jakarta, l’area viene studiata e valutata dal punto di vista geologico regionale , alla luce delle interpretazioni dei rilievi sismici e dei pozzi effettuati. La storia geologica dell’area è tentativamente ricostruita sulla base dei concetti della Plate Tectonics : la collisione dei margini delle placche oceanica e continentale ha portato ad un accrescimento continentale e susseguente emersione sopra l’attuale area del South China Sea (Natuna). Lo studio “Geological evolution of South China Sea area, tentative reconstruction from borderland geology and well data” di M. Pupilli (geologist AGIP Indonesia) è pubblicato nei Proceedings I.P.A. 2nd Annual Convention, Jakarta, Juin 1973. La ricostruzione paleogeografica evidenzia come i sistemi arc-trench siano stati attivi , nell’area di studio, fin dal Paleozoico. Qui di seguito, la prima nomenclatura
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stratigrafica adottata (dai geologi dell’AGIP) [Fig. 3] e, in riassunto, la successione dei terreni incontrati nella perforazione dei pozzi [dopo il nome, in grassetto, della Formazione in lingua indonesiana , la traduzione in italiano] :
Fig 2 – La situazione regionale geo-tettonica dell’area del mare di Natuna - Muda [giovane] formation : mainly plastic clays Age: from upper part of Middle Miocene to Recent. Trangressive on the shaly-arenaceous Arang fm. - Terumbu fm. : carbonatic ; upper “reefal” member, highly fossiliferous diagenetic dolomite; lower “platform” mbr. waskestones, packstones Age: from upper most lower Miocene to early Pliocene. (questa formazione si sviluppa solo nell’ East Natuna Basin). - Arang [carbone] fm. : alternation of shales, sands and sandstones. Age: from early Miocene to Middle Miocene. Trangressive on Barat shale fm. or on the sandstones of Gabus fm. - Barat [ovest] fm. : shales , sometimes slightly silty; upper part more arenaceous with layers of sandstones and silts. Age: from upper Oligocene to lowest Miocene.
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- Gabus [tappo] fm. : silty clays interbedded with thick massive layers of friable sandstones and sands. Possible age: Oligocene. Within this fm.: Keras [forte] mbr. of black shales. (Nell’East Natuna Basin le alternanze di shale, sand, sandstone e silstone, di cui sopra, sono genericamente denominate come gruppo Pre-Terumbu). --- Main Unconformity--- Economic Basement (Cretaceous and older):igneous and/or metamorphic rocks.
Fig. 3 - Correlazione nomenclatura stratigrafica : West Natuna basin / Natuna island / East Natuna reefal basin. Con il procedere dell’intensa attività di perforazione, anche da parte di altre Compagnie Petrolifere nei permessi confinanti il nostro blocco, nell’offshore indonesiano e della Malaysia, la bibliografia geologica di queste grandi aree di ricerca si è arricchita (oltre ai rapporti interni riservati) di molti studi delle successioni stratigrafiche e di correlazioni delle stesse. Anche l’AGIP vi ha contribuito con le seguenti pubblicazioni, oltre a quella del Pupilli, sopra segnalata :
“Stratigraphic nomenclature : southern end Malay Basin” - J.H. Armitage (Expl. Mgr. Exxon Malaysia) & C. Viotti (Chief Geologist AGIP Indonesia) – Proceedings I.P.A. 6th Annual Convention, Jakarta , May1977.
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“Geological notes on the stratigraphy of the Island of Natuna , Indonesia” - A. Franchino (AGIP) & P. Liechti (Consultant) – Memorie Scienze Geologiche Università di Padova, 1983. “Stratigraphic notes on Middle Miocene – Recent sequence in East Natuna Basin” (Indonesia) – A. Franchino (AGIP) & C. Viotti (PETREX) – Memorie Scienze Geologiche Università di Padova, 1986.
Riprendo la cronistoria : Periodo : 1973 – 1976 Il 25 /3/1973 è nominato Minister of Mines and Energy il prof. M. Sadli, ex Ministro del Lavoro. Nel 1973 il prezzo del greggio indonesiano sale da 3.73 a 6.00 $/bl.
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Fig. 4 - Ubicazione dei pozzi eseguiti nei Natuna Sea Block A e C , dal 1970 al 1978. La Tenneco insiste per la perforazione prioritaria del pozzo AL-1x nel settore E (la
Reefal area). La 2° campagna di perforazione inizia nell’aprile 1973, con l’impianto Wodeco VII, con il pozzo AK-1x , nel settore Ovest, a WD 257 ft. TD previsto 10.500 ft, ma “due to encouraging gas shows and clastic section presence” , il pozzo viene approfondito; purtroppo “due to the failure of 7” csg, at 11.452 ft no test was carried out below this depth “; gli altri test non danno “ significant results, probably due to the poor formation permeability” . TD 13.090 ft, durata 103 giorni , costo US$ 3.6 milioni. Nel settore SE vengono eseguiti due pozzi . l’ AN-1x ( P&A a 15.102 ft) e l’AL-1x : di questo pozzo di scoperta, che condizionerà tutto il restante periodo contrattuale del Blocco A, ne parlo in esteso più avanti. Nel 1974, la perforazione continua con i pozzi : AO-1x (settore centro-Nord, TD 6590 ft, “no zones of hydrocarbons interest”), AM-1x (estremo NE, Reefal area, P&A a 11.436 ft) e AQ-1x (estremo W, P&A a 9400 ft, ; risulta ubicato “in unfavourable position for the oil accumulation”). Con quest’ultimo pozzo (il 14° dall’inizio del PSC) termina la 2° campagna di perforazione.
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Eccoci all’ AL-1x : è ubicato a 1320 km da Jakarta, a 780 km da Singapore e a 240 km da Natuna ; WD 470 ft ; inizia il 12/9/1973 , ultimato, dopo 103 giorni, il 23/12/1973 , alla profondità finale di 15.102 ft ; costo US$ 3.5 milioni , considerato P&A nella comunicazione ufficiale alla Pertamina. Nel pozzo, nella Formazione Terumbu, viene scoperto un enorme accumulo di gas. Il gas metano però è associato a CO2 e H2S, che rappresentano circa il 75% del volume totale ; vengono infatti rilevate tre zone a gas, da 8648 ft a 13.912 ft , a Sw crescente (da 9.7 a 17%) e porosità decrescente (da 28.4 a 10.6 %) : tavola d’acqua a 13.700 ft. Composizione del gas variabile con la profondità (causa “gravity separation”) : CO2 crescente (da 68 a 83%) e CH4 decrescente (da 30 a 17 %). Dal DST n°7 (a 10.700 ft): C1 : 26.46%.; CO2 71.8% ; H2S 0.54 % Riserve: RNG OGIP = 3500 – 7000 miliardi NMC ; RF 70 % Comincia una sequenza di studi di valutazione e di fattibilità per lo sfruttamento di questo enorme giacimento di gas ma con troppa CO2 ! Rapporto AGIP del 12/3/1974 “Preliminary consideration of the possible utilization of high CO2 content natural gas”. Due alternative tecniche : 1) trasporto del raw gas a terra (isola di Natuna) e successivo trattamento e liquefazione; 2) pretrattamento offshore. Da preferire il trattamento criogenico o a mezzo di solvente. Supponendo di produrre annualmente 1/50 delle riserve, si produrrebbero (con 100 miliardi NMC/year di raw gas) 14-15 milioni ton/year di LNG. Rapporto SNAM PROGETTI, ott. 1974 “Indonesia natural gas purification – technical and economical feasibility study” : esaminati 14 casi : 7 per LNG e 7 per metanolo e trattamenti sia a terra che su piattaforma e di tipo sia criogenico sia a mezzo selexol. La soluzione di trattamento a terra non risulta economica. Nel TCM del 22/10/1974 viene ritenuta interessante solo la soluzione : produzione LNG con trattamento offshore: Si raccomanda una miglior valutazione dei seguenti casi : a) desolforazione via selexol o via criogenica; b) H2S +CO2 : riciclo in reservoir o incenerimento e dispersione in atmosfera. Rapporto PERTAMINA , dic. 1974 “An assesment to the feasibility of the exploration of AL structure gas” : possibilità di uno sfruttamento, centrato sulla possibile produzione di metanolo (CH3OH). Le conclusioni sulla fattibilità sono positive e gli investimenti previsti per la produzione e trattamento sono dell’ordine di US$ 265 milioni. Riserve valutate OGIP = 60 TSCF - R. F. = 23% ; Produzione RNG = 1.5 BSCFD per 23 anni con 46 pozzi ; Una piattaforma e template più manifold sottomarine; Produzione gas : 400 MM SCFD purificato al 73.6% CH4, utilizzato per produrre 5000 T/D di CH3OH ad uso petrolchimico. Raccomandazioni della Pertamina (ne sottolineo l’importanza !): “Commence with delineation drilling without further delay , in order to prove up reserves. These wells drilled from the satellite clusters, need no to be expendable wells.
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Conduct simultaneously a feasibility study, to cover field development, conceptual design of the CO2 removal, process, project sizing and economics” Il 18 dic. 1974 viene effettuato il 2° rilascio contrattuale di circa 25.000 km2 : ora l’area del Blocco A è la metà (circa 50.000 km2) di quella originaria. Segnalo qui di seguito altri avvenimenti del 1974, connessi alla vita operativa del nostro permesso. In aprile, il gruppo AGIP/Phillips/Tenneco richiede alla Pertamina un’area di ca. 6700 km2 , riguardante parte del 1° rilascio del 1971 del Blocco A. La Pertamina dichiara che non può fare trattative dirette e pertanto emette una gara limitata per l’area in oggetto. Non raggiungendosi l’accordo fra i Partner sul Bonus (AGIP US$ 1.5 milione, Phillips minimo 3 milioni, Tenneco 3 milioni), l’AGIP si ritira dalla partecipazione alla gara. Il blocco, denominato Natuna Kakap sarà poi assegnato, nel febbraio 1975, al gruppo Phillips (operatore) - Tenneco. In giugno, una contestazione internazionale: la Pertamina è vivamente contrariata per una lettera del Sud Vietnam che diffida l’AGIP dal compiere lavori nella parte Nord del Blocco A, perché rivendicato dal Vietnam. L’argomento viene discusso dal Presidente della Pertamina Ibnu Sutowo con il Presidente Suharto: la Pertamina invia lettera circolare a tutte le Compagnie Petrolifere in Indonesia, ammonendole a non partecipare a gare indette dal Sud Vietnam per le aree ricoprenti la parte contestata del Blocco Natuna A; inoltre invita l’AGIP a continuare le ricerche nella parte del Blocco reclamata dal Sud Vietnam, parte che è considerata territorio sotto la piena sovranità dello Stato Indonesiano. Il prezzo del greggio indonesiano sale a 10.80 e a 12.60 $/bl. La produzione indonesiana è di 1.39 milioni di BOPD. Nel Budget per il 1975 viene inserita la voce “Feasibility study gas AL” , per US$ 200.000. Nella lettera di approvazione, la Pertamina considera che “the feasibility study on the AL structure exploitation is planned to be finalized during the 1st quarter of 1975. If it is concluded a viable project, we will anticipate a delineation drilling program to commence within 1975 to prove-up the AL structure reserves. Your early submission of the above is anticipated”. La SNAMPROGETTI presenta al Gruppo AGIP lo studio di fattibilità commissionatole e che si articola sull’esame di tre soluzioni riguardanti la produzione, trattamento/depurazione e trasporto, volte a consentire la consegna di gas metano ad un impianto di liquefazione situato nell’isola di Natuna. Le conclusioni dello studio propongono il metodo solvente/criogenico come il più economico, con un investimento di ca. US$ 2.1 miliardi (da notare la differenza di previsioni di investimento tra questo studio e quello della Pertamina per una realizzazione comparabile, cioè la resa di gas pulito franco un successivo utilizzo).
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In più occasioni durante il 1975 la Pertamina (tramite l’Ir. Djek Zahar, Head of Foreign Contractors Coordinating Body [BKKA] ), con cui si avranno d’ora in avanti intensi contatti) aveva chiesto di essere informata sulle nostre intenzioni circa il progetto per il gas AL e a metà novembre insiste decisamente per avere il Feasibility Study , altrimenti, ci comunica, farà esaminare da altri consulenti l’economicità per lo sviluppo (ciò è anche previsto dal PSC). Il 26 novembre 1975 lo studio SNAMPROGETTI viene inoltrato alla Pertamina. Nel frattempo , nel 1975, era ripresa l’attività di perforazione, questa volta con l’impianto semisubmersible Margie dell’Atwood, nella parte Ovest del Blocco, all’estremità Est del trend strutturale AQ, con una sequenza veramente notevole di difficoltà e incidenti. Pozzo AR-1x : inizio 7 luglio , 81 giorni, TD 9636 ft, D&A : “No hydrocarbon accumulation was encountered and only secondary dry gas shows were detected”. Il 27 sett. inizia l’ AQ-2x ; il 16 ott. si ha un blow-out a 4256 ft di profondità, seguito da uno successivo più imponente, tre giorni dopo, a 4408 ft (gas nella formazione argillo (80%)-sabbiosa (30%) Barat; la perforazione viene sospesa, la situazione viene messa sotto controllo; “it is believed the blow-out was caused by the reduction of hydrostatic column of the cement during its set-up”. L’impianto si sposta vicino su AQ-3x : questo pozzo inizia il 25 ott. ma non durerà che 16 giorni, perché un altro blow-out a 1192 ft di profondità, ne obbliga la sospensione. Ancora vicino, il pozzo AQ-4x inizia l’11 nov. 1975, ma purtroppo l’8 genn. 1976 la perforazione deve venire sospesa perché l’impianto Margie mostra allarmanti segni di inizio cedimento dei “joints and truss members” ; l’impianto va in dry-docking a Singapore per i necessari accertamenti; ritornerà sull’ubicazione solo il 3 marzo 1976 (dopo 53 giorni di sospensione dell’attività). AQ-4x sarà P&A il 1° aprile al TD 9127 ft . dal rapporto finale : “Arang member (clastici e argille) was gas bearing (mainly methane, alla prof. 3408-3754 ft) ; Barat fm (argille e arenarie) was gas bearing (alla prof. 3952-4374 ft) with trace of condensate ; Gabus fm. Member 1 (clastici) is gas bearing (prof. 4718-4980 ft , mainly methane) and in the M level, gas with oil was found (oil is 43.8 API at 60° F ; light oil with no sulphur content). Nel 1975 spesi oltre US$ 15 milioni, di cui 14.4 per i 4 pozzi. Il 30/7/1975 l’Indonesia riconosce il nuovo Governo del Vietnam del Sud. Nel presentare alla Pertamina il Work program & budget per il 1976 non viene fatta alcuna menzione a lavori sulla ormai famosa struttura AL; la Pertamina l’approva con riserva , perché per AL “now expect a firm advice on your intention”! Da un rapporto interno sul Progetto AL, riporto le conclusioni: “…i risultati di una valutazione economica, sia pure preliminare, sembrano condannarlo. Tuttavia, considerando le pressioni della Pertamina per una nostra dichiarazione di interesse, riteniamo inevitabile la presentazione di una documentazione esauriente a sostegno di una decisione negativa”. Nel 1976 la perforazione continua : viene affittato un secondo impianto, la floating barge Gettysburg dell’Atwood, per l’effettuazione di due pozzi : AV-1x (nel SE) P&A al TD
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13.294 ft : “some show was present (only gas methane and carbon dioxide, over a restricted interval; the section has been found poor both for petrophysical properties and water saturation”; una prima stima approssimata dava 50 miliardi di m3 di raw gas in posto e AQ-5x P&A al TD 7700 ft , “ in Gabus fm (argille e arenarie) only one level was gas bearing with a total pay of 69 ft”. Riprende l’attività del riparato Margie con l’effettuazione di 6 pozzi : AU-1x (nell’Ovest) : D&A al TD 7885 ft “…had very discouraging hydrocarbon results”; AT-1x (nel centro Est) D&A al TD 5864 ft , “absence of any hydrocarbon” ; AP-1x (nell’Est) P&A al TD 13.786 ft , nella parte alta della Terumbu reef fm “reservoir top found hydrocarbon (methane and paraffin oil) and CO2 bearing”. AW-1x (nell’estremo Nord, in area contestata dal Sud Vietnam) D&A al TD 4650 ft “no hydrocarbon accumulation or traces found”. Anche i successivi pozzi risultano sterili; AS-1x (nel NE, anch’esso in area contestata) a TD 5670 ft: “ no hydrocarbon accumulation, no traces were found” e AY-1x (nell’ Est) a TD 12.296 ft “…the entire section is water saturated”. Il 30/9/1976, in TCM/OCM con I Partner, viene decisa la sospensione dell’attività di perforazione, concludendosi così la 3a campagna di perforazione iniziatasi nel giugno 1975 e portando il totale dei pozzi eseguiti dall’inizio del PSC a 24.
Il Gen IBNU SUTOWO, President-Director of L’Ir. DJEK ZAHAR, Head of Foreign Pertamina Contractors Coordinating Body Nel 1976 si verificano importanti avvenimenti. Il 6 marzo, a seguito del quasi collasso finanziario della Pertamina (oltre 10 miliardi di US$ di debiti), il President-Director Gen. Ibnu Sutowo viene “honourably dismissed” e sostituito con il Gen. Piet Haryono, Director for Finance nel Board Pertamina. Il prezzo della benzina per auto aumenta del 22%, da 67 a 90 Rupie/litro (= 200 Lit/lt). La produzione indonesiana di greggio nel 1974 sale a 1.5 milioni BOPD. Con lettera circolare del 14 ago. 1976, la Pertamina, su istruzione Governativa, chiede (di fatto, impone) alle Oil Companies, l’accettazione di modifiche del PSC : lo split dell’olio è ora 85/15 after tax, in favore della Pertamina; i costi operativi vengono ricuperati in caso di produzione (ritenuta commerciale dalla Pertamina) con un nuovo
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sistema di accounting procedure per i non-capital e i capital cost. Il risultato immediato è che varie Compagnie interrompono l’attività di esplorazione, mentre continuano quella di produzione e i progetti di produzione non ancora completati, vengono rivalutati. Questi nuovi termini verranno poi accettati da tutte le Compagnie.
da sin.: Gen. Piet Haryono, President Pertamina, dal 1976 ; Prof. Subroto, Minister of Mines and Energy, dal 1978 ; Aristide Franchino, Agip Indonesia General Manager, dal 1974. Riguarda alle richieste di modifiche del PSC , di cui sopra, anche l’AGIP (a nome anche dei Partner) segnala come i nuovi termini incidano negativamente riguardo alla economicità di eventuali scoperte, in considerazione del nostro enorme sforzo esplorativo già compiuto fino al momento (ca. 37.500 km di linee sismiche e 26 pozzi, purtroppo con risultati poveri). Vengono pertanto richiesti alcuni incentivi che possano portare ad un accettabile profitto per le residue speranze di scoperte. Tutto quanto sopra è oggetto di una lettera AGIP presentata il 5 nov.1976 al Ministro del Petrolio Sadli e al Presidente della Pertamina. Nell’ agosto 1976 l’AGIP presenta ai Partner il “Preliminary Study for AL structure development, Natuna Sea Block A”, che comprende : - studio AGIP/Serv. Giacimenti, sulle riserve; - studio SNAM PROGETTI / TECNECO e – studio TECNOMARE, sul tipo di piattaforma da usare. Sull’analisi degli enormi investimenti richiesti , della complessità dei necessari processi di purificazione e del market price LNG, le conclusioni sentenziano : “…today and according to our assumptions, the development of the AL gas accumulation is NOT economical”. Lo studio , con l’approvazione dei Partner, viene inoltrato alla Pertamina , con la proposta di istituzione di un “Joint-committee” per continuare a studiare, oltre alla fattibilità del Progetto, tutti gli aspetti connessi, sia tecnici ed economici che di mercato.
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L’intera area viene totalmente ristudiata dall’AGIP, alla luce dei dati dei pozzi eseguiti e delle reinterpretazioni sismiche e il 30 settembre 1976 viene presentato ai Partner una “preliminary evaluation of hydrocarbon potential” dell’area ancora in vigore. con le “Oil-gas in place estimates” espresse in “resevoir barrels per acre/ft.”, dei tre settori : -Western (clastic type reservoirs) : 54 ; - Central (clastic type reservoirs): 32 ; Eastern (reefoidal and platform carbonates) : 223,4 . Il 18 dic. 1976 viene effettuato il 3° rilascio contrattuale , ancora di 25000 km2 ed ora l’area rimanente è ridotta ad ¼ (ca. 25.000 km2) di quella iniziale [ Fig.5 ].
Fig. 5 - Situazione aree rilasciate del Natuna Sea Block A , dal 1971 al 1976
L’ultimo periodo : 1977 – 1978. Le vicissitudini del Natuna Gas Field AL. Siamo a due anni dalla scadenza contrattuale del permesso. la scoperta di gas è enorme ma lo sviluppo non risulta economico. A fine 1976, le diverse posizioni dei Partner, contrastanti fra loro stessi, e della Pertamina, si erano complicate. L’AGIP proponeva la continuazione dell’esplorazione anche e nonostante i nuovi termini contrattuali “since there was not a good oil indication nor a good discovery”. La Phillips contraria, richiedeva nuovi economics prima di effettuare nuove perforazioni. La Tenneco affermava che “until more was known geologically, seismically and economically – it would appear more useful to delay activities for the time being” …”to work in this area seemed to indicate spending a lot of money on prospects which were marginal and which could be made uneconomic by the new terms, and this applied to the recovery of costs as well”. La Phillips esprimeva l’opinione che “a field in the western part was more attractive than one in the East. La Tenneco stimava per le riserve : 116 milioni barili per la parte Ovest e 150-175 per quella Est. Alla fine la proposta AGIP per tre “firm” pozzi (due nella parte Est “barrier reef” e uno nella parte Ovest) veniva rigettata dai Partner (la
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Tenneco inoltre aveva manifestato la possibilità di ritirarsi dalla Joint Venture per problemi finanziari interni, ma poi confermava di rimanerci). All’inizio 1977 la Pertamina concede alcuni incentivi per le Compagnie non ancora in produzione. Riguardo alle modifiche del PSC da noi richieste, l’ Ir. Zahar (che, come già detto, coordina i rapporti delle Compagnie Petrolifere direttamente con il Presidente della Pertamina e il Ministro del Petrolio) ci conferma che mentre non esiste alcuna possibilità di modifica dello split per l’olio (85-15), potrebbe essere possibile una estensione del Blocco Natuna A, soggetto però a nostri impegni sostanziosi per l’esplorazione, considerando il nostro intenso sforzo esplorativo passato e la conoscenza dell’area ; nel contempo ricorda che la Pertamina deve tenere conto dell’ammontare dei costi pregressi per l’eventuale ripagamento, cioè del “suo” profitto. Ma ancora l’atteggiamento dei Partner, al fine di mantenere, dopo il dicembre 1978, i nostri diritti sul Blocco A è diverso e contrastante : la Phillips punta su negoziati con la Pertamina riguardo al gas AL , la Tenneco punta invece sui risultati di una nuova attività per una scoperta di olio. Si susseguono frequenti e frenetici incontri, formali e informali, TCM e OCM, che sottolineano le diverse linee d’azione verso la Pertamina e le reali intenzioni dei Partner stessi circa lo sviluppo del Progetto Gas AL: siamo ora a poco più di un anno dalla data di scadenza del PSC. Riassumo più avanti le molte analisi , proposte o meno di dichiarazione di commercialità della struttura AL e per l’estensione del PSC, discussioni sull’opportunità di separare i due problemi e molte altre complicazioni e, soprattutto, i discordanti atteggiamenti dei Partner verso la Pertamina.. A causa di questi disaccordi, la ripresa della perforazione (alla ricerca disperata in extremis di definire una scoperta di olio commerciale) viene approvata per votazione: solo due pozzi (saranno l’ ARCA-1x e il BURSA-1x, nel settore Est). L’ AGIP aveva proposto 4 pozzi, la Phillips aveva votato contro tutti quattro, essendo, favorevole solo ad appraisal wells su AL. Per la denominazione dei pozzi, avendo esaurito tutte le lettere dell’alfabeto, viene ora adottata una sequenza in ordine alfabetico, di nomi di conchiglie dei mari indonesiani. Il 23/12/1977 riprende la perforazione con l’impianto floating barge Fredericksburg, dell’Atwood : ARCA-1x (WD 526 ft) termina sterile il 9/3/1978 al TD 11.200 ft : “despite of good reservoir and source rocks characteristics, both carbonate and clastic reservoirs were water saturated”. Segue il BURSA-1x (WD 500 ft), dall’11 al 28/3/1978 : “at top of Terumbu fm (4837 ft) has been found oil and minor gas bearing ; over a total of 171 ft , 93 ft are considered to be oil zone with average water saturation of 31 % (the oil is medium light paraffinic (wax content = 14.5%). Sembrerebbe il miracolo! I Partner decidono , a maggioranza, di approfondire il pozzo : ma l’oil zone non c’è più, e il 20/5/1978 , a 12.548 ft , il pozzo è P&A. Viene subito approvato, sempre a maggioranza con Phillips contraria, un rilievo di dettaglio sulla struttura BURSA. Purtroppo, preliminari calcoli delle riserve di BURSA sono tali da sconsigliare un pozzo BURSA-2x . (Le riserve ricuperabili RF:40%, erano stimate in 4-5 milioni di barili d’olio). Il
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miracolo non si è verificato ; come ultimissime speranze, i Partner decidono di continuare la perforazione ancora nel settore Est : CYPRAEA-1x inizia i 22/5 e termina sterile a 6816 ft l’ 8/6/1978 : “the reservoir reefal limestone of Terumbu form was 100% water saturated”. Il giorno dopo inizia DRUPA-1x e viene abbandonato il 21/6/1978 al TD 4124 ft : “the reservoir (Terumbu fm) completely water saturated”. DRUPA-1x è l’ultimo dei 32 pozzi effettuati nel Blocco Natuna A, in 10 anni. Nel frattempo, come detto sopra, continuano gli incontri fra i Partners e con la Pertamina . li sintetizzo qui di seguito, in ordine cronologico: 23 settembre 1977 in Jakarta OCM : la Phillips punta su negoziati con la Pertamina per il Gas AL : la Tenneco invece sui risultati di nuove perforazioni per scoperta di olio.; l’AGIP ricorda il Preliminary study AL presentato alla Pertamina e la richiesta di un joint committee con la stessa. 3-4 novembre 1977 in Milano, fra i Partner : diverse proposte fra i Partner ; viene ricordato l’atteggiamento deciso della Pertamina :l’esplorazione va completata in 10 anni e senza dichiarazione di scoperta commerciale il PSC decade automaticamente. Nel 1977, nel Blocco Natuna Kakap (parte del rilascio 1971 nell’Ovest del Blocco Natuna A ), dopo due pozzi sterili, la Phillips abbandona, rimane ora solo la Marathon. Il 7 dicembre 1977 si svolge la cerimonia ufficiale di inaugurazione del Campo di Salawati, in Irian Jaya, alla presenza del Presidente dell’Indonesia Suharto, del Ministro Sadli, del Presidente della Pertamina, del Presidente Douce della Phillips, di Orioli per l’AGIP e di Marshall per la Conoco. Dicembre 1977 in Jakarta : il 13 Orioli e Cambi con Zahar : quest’ultimo ricorda ancora quanto già detto a Franchino (vedi 3-4 nov. 1977) e il 14. Orioli , Dunn (Phillips), Burgher (Tenneco) con Piet Haryono (Presidente Pertamina) che invita a presentare le nostre proposte, esprime la sua favorevole disposizione avendo avuto – testuale sua affermazione - la “green light” dal Presidente Suharto a cui era stato segnalato il caso del giacimento AL. 18 gennaio 1978 a Londra : preparazione lettera alla Pertamina con le nostre proposte: per l’AGIP : segnalare la scoperta gas AL (e che per svilupparlo occorre tempo) e richiedere l’area (come da PSC) di 15.000 km2 ; la Phillips inaspettatamente cambia atteggiamento: vuole chiedere un nuovo PSC per il solo Gas AL , con inizio 19/10/1978 ; la Tenneco si associa. 10 febbraio 1978 in Milano : OCM Si cerca una soluzione alternativa : per l’AGIP: inoltrare alla Pertamina una domanda motivata per la continuazione del PSC Natuna A (Amendment to Contract) proponendo un programma esplorativo di perforazione. Per questa nuova linea d’azione del Gruppo, ora però la Phillips richiede modifica al JOA, e
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cioè decisioni con voto unanime dei Partner; la Tenneco la equipara alla clausola del “sole risk”. A questo punto, ogni decisione relativa deve essere demandata al top management dell’AGIP. (Il 14 marzo 1978 l’ Ir. Zahar, in colloquio non ufficiale, viene messo al corrente dei motivi del nostro ritardo nel rispondere alle richieste della Pertamina per l’estensione del PSC). Il 29 marzo 1978 viene nominato il Prof Subroto, nuovo Minister of Mines and Energy, succedendo al Prof. Sadli. 10 giugno 1978 in Jakarta . incontro informale Franchino e Mengoli con Zahar : segnaliamo che nel Blocco A necessita ulteriore sismica e perforazione; Zahar conferma che non considerano commerciali le scoperte né in Bursa né in altri pozzi e che la risposta Pertamina alle nostre proposte extra contrattuali prenderà molto tempo. 13-14 giugno 1978 in Houston : TCM e OCM : si prende atto che ora l’atteggiamento Pertamina verso il nostro Gruppo è “deteriorated”. Inoltre il Governo Indonesiano per la “tax consolidation” esige “separate Operating Costs for each PSC venture”. 11 luglio 1978 in Jakarta : incontro Cambi (AGIP), Root (Phillips), Burgher (Tenneco) con il Presidente Pertamina Piet Haryono : per scoperta olio Bursa necessita ulteriore esplorazione e accertamenti per gas AL; richiesta di estensione per il Blocco A di 6 anni, diritto ricupero costi pregressi dal 1968, esplorativi e di appraisal ; impegni di 6 milioni $ per i primi 2 anni e di 3 milioni $ nei successivi 4 anni. Piet Haryono sembra favorevole, Zahar illustra (come anticipato il 13-14 giu.) nuova regolamentazione fiscale: occorre creare una Società ad hoc per ogni PSC, non essendo più possibile consolidazione costi fra diversi PSC. inoltre occorre studio molto approfondito prima di dichiarazione commercialità per Gas AL. Passano parecchi mesi senza alcuna risposta Pertamina ; ovviamente il Gruppo è molto preoccupato. Vengo a sapere , in via amichevole, che: ”l’atteggiamento generale politico” era di volerci favorire, ma la nostra proposta era troppo poco aggressiva e diluita nel tempo, per tutto il periodo conservavamo la libertà di ritirarci, per cui la Pertamina rischiava di non poter disporre dell’area per 10 anni per poi ritrovarsi con un nulla di fatto, e molte altre considerazioni. In incontro con i Partner a Milano , il 7 nov. 1978, gli stessi non prendono in considerazione alcuna proposta alternativa, se prima la Pertamina non risponde. E la risposta ufficiale della Pertamina, negativa all’estensione del PSC, arriva il 18 novembre 1978. 27 novembre 1978 : in Milano OCM: Zappalà per l’AGIP: occorre notificare ufficialmente alla Pertamina , come da PSC, la scoperta AL, precisando che sarebbe commerciale in appropriato periodo di tempo; spiegare alla Pertamina la particolare situazione di AL ; nuovo approccio di compromesso per ottenere almeno una sospensione del PSC e quindi ottenere l’area di 15,000 km2. Ma : la Tenneco non può impegnarsi per >10 milioni US$ nei primi 2 anni, non accetta la dichiarazione di commercialità di AL né
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rinuncia ai costi pregressi e varie altre considerazioni tecniche, tutte respinte dalla Phillips, che chiede nuovi calcoli delle riserve di AL e nuovi economics. Mancano tre settimane alla scadenza : la situazione è veramente critica ! 10 dicembre 1978 in Jakarta, incontro informale di Franchino in casa di Zahar : lo stesso chiede di presentare le nostre richieste “non” da negoziare ( i negoziati non sono nei suoi poteri, né è politica della Pertamina) ; non crede nella commercialità di AL; in caso di nuovo PSC , noi saremmo preferiti fra altri concorrenti. Il giorno dopo, 11 dicembre , incontro alla Pertamina con i Partner: Zahar si meraviglia come si possa dichiarare la commercialità di AL con un solo pozzo e con i nostri rapporti negativi. Il 14 dicembre, in extremis, viene presentata la lettera ufficiale con le nostre proposte: per l’area di 15.000 km2 più l’area AL di nostro interesse, estensione di 10 anni, minimum committments : (in milioni US$): 10 per i primi 2 anni, 12 nel 3°, 10 nel 4°, 8 nel 5° e 8 nel 6° (totale 48 milioni US$ nei primi 6 anni); rinuncia , a certe condizioni, in caso scoperta olio, degli Operating Costs pregressi e alla Tax Consolidation. Non si presenta la dichiarazione di commercialità del Gas AL. La risposta Pertamina, firmata dal Presidente Piet Haryono, è datata 21 dicembre : “Having studied your revised proposal and after our due considerations, we regretfully…..can not agree to the extension requested. Furthermore, we have duly taken note of your remaining keen desire for exploring the acreage concerned”. Contemporaneamente, con altra lettera, la Pertamina notifica ufficialmente all’AGIP il termine, con effetto 19 dicembre 1978, del PSC. Si concludeva così la decennale sfortunata avventura esplorativa del Natuna Blocco A , con 43.600 km di linee sismiche, 31 pozzi su 26 strutture ed un costo totale per il Gruppo AGIP/Phillips/Tenneco di 95 milioni di US$. L’ultima frase della lettera della Pertamina, di rifiuto delle nostre ultimissime proposte, sembrava lasciare un’ultima speranza ad una soluzione, con una trattativa diretta e stipulazione di un nuovo PSC. Un’altra soluzione, indicataci dalla Pertamina, poteva essere l’emissione di una gara pubblica per l’area, suddivisa in blocchi, con possibili certe preferenze accordate all’AGIP. Tralascio di elencare i molti incontri informali con l’Ir. Trisulo (Direttore E&P), il più volte menzionato Zahar e altri dirigenti Pertamina e del Ministero (a volte anche sui campi di golf). La posizione geografica dell’area Natuna è anche politicamente e strategicamente importante per l’Indonesia. Il 20 marzo 1979 la Pertamina emette i tender, dividendo l’ex area offshore Natuna in 8 blocchi, ciascuno di ca.10.000 km2, più quello con la struttura AL, il “D-alpha”, di ca. 4,020 km2. L’AGIP partecipa alle gare, per il blocco”A”(nuovo), con Phillips e Deminex; per il blocco “D-alpha” con Phillips e un Gruppo giapponese (JONC-Inpex-Idemitsu-Mitsui-Mitsubishi); e per il blocco “D-1” con Total. ( Fig. 6).
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Purtroppo l’intervento delle grosse compagnie USA : Gulf per il blocco “A”, Mobil per il blocco “D-1”ed Esso per il Blocco “D-alpha”, concorrenti per i blocchi a cui abbiamo partecipato, è stato così massiccio e forte (Bonus di firma e impegni di lavoro) da non permettere alla Pertamina, prescindendo da ogni motivazione politica, alcuna considerazione tecnico economica in nostro favore. Infine, a parte gli ammontari offerti dalla Esso più alti di quelli del gruppo AGIP, crediamo che elemento determinante a nostro sfavore (almeno così mi ha esplicitamente riferito l’Ir. Trisulo della Pertamina e capo della commissione esaminatrice delle gare) sia stata la nostra richiesta di modifica dello split del gas come stabilito dalla Pertamina). Segnalo inoltre che voci, ovviamente non controllabili, dicevano che ci sia stato a favore della Esso un intervento diretto, a livello governativo, molto dall’alto.
Fig. 6 : Ubicazione aree Natuna Sea messe in gara nel 1979
Natuna Gas Fields : sviluppi dal 1980 Nel settore Ovest dell’area Mar di Natuna, alla fine degli anni 1990 e inizi 2000, si hanno scoperte di vari campi di gas, nel nuovo Blocco A Natuna e nell’ ex Blocco B Natuna Conoco. Il West Natuna Gas Consortium (una joint venture fra Pertamina e Conoco, Premier, Gulf) gestisce la produzione e il trasporto del gas (325 milioni CFD) a Singapore , via gas pipeline di 640 km ( uno dei più lunghi pipeline sottomarini del mondo).
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Per quanto riguarda invece il settore Natuna Est, le vicende riguardanti in particolare il nostro famoso gigante, il Campo Gas AL, han continuato ancora ad essere difficoltose : le riassumo , traendo le varie informazioni, a volte contraddittorie, da ritagli stampa, quasi sempre così titolati . “Discovered in 1970 by Italy’s AGIP, the Natuna gas field is the biggest in South East Asia”. Il Blocco Natuna D-alpha era stato assegnato nel 1980 alla Exxon-Mobil : vengono eseguiti pochi appraisal well ; alle enormi difficoltà logistiche e alti costi finanziari, si aggiungono negli anni ’80 e ’90, quelle politiche indonesiane (disordini interni seguiti alla caduta di Suharto). Il Blocco è a 1100 km di distanza da Jakarta, a 225 km a NE dell’isola di Natuna e 200 km ad Est dai campi a gas di West Natuna (che, come detto sopra, riforniscono Singapore). Viene confermata l’immensa estensione dell’area interessata al gas ( 1.3 TCM), i reservoirs nel complesso reefoide compreso nei sedimenti deltaici di età Miocene da medio a superiore, con riserve di 222 TCF, di cui recuperabili 46 TCF (1/4 del totale delle 182 TCF riserve ricuperabili indonesiane) e con 71 % di CO2. Ma , con i termini contrattuali in essere (in particolare il gas split) anche per l’Exxon-Mobil, il campo si conferma non commerciale per uno sviluppo. Si apre un contenzioso con il Migas, l’Autorità Governativa Indonesiana per le attività Gas. Alla fine del 2008, l’Exxon-Mobil presenta una proposta di sviluppo del Natuna D-alpha, che viene, il 14 genn. 2009, rigettato dal Migas che considera il PSC del 1980 scaduto nel 2005. L’Exxon-Mobil obbietta che il PSC scade il 9/1/2009 e e che il progetto sviluppo è stato presentato prima della scadenza; tuttavia rimane fiduciosa in una soluzione con il supporto del Governo. La Pertamina, ora titolare unica del Blocco, però non ha esperienza tecnica né possibilità finanziarie per sviluppare il progetto da sola. Siamo alla fine del 2010 : la Pertamina avrebbe firmato un accordo con la Exxon-Mobil, come partner per il progetto di sviluppo commerciale del Campo di Gas (costo 20-40 miliardi di US$ , da 5 a 10 anni ; esportazione via pipeline o liquefazione). Nel contempo è alla ricerca di altri potenziali partner (Petronas, Chevron, Shell, Total, PetroChina), correndo però in tal caso il rischio di essere portata in Arbitrato Internazionale dall Exxon-Chevron. Sembrano vicende analoghe a quelle nostre degli ultimi anni ’70 dei negoziati per la continuazione del nostro PSC ! Sono rimasto in amicizia con Zahar e nel marzo 2012, ho ricevuto questa lettera : “I sometimes think back to the pleasant times when you and I worked together in Jakarta, many years ago, when your exploration efforts were successful in making the AL-1x discovery in Natuna Sea. The gas reserves, mainly methane with 85% CO2, were estimated to have a gigantic CH4 reserve of 40 TCF plus. But unfortunately this very important discovery was made too long before development of advanced technology to commercially separate out the CO2 was available, especially the problem of disposing the CO2 safely without causing pollution. Snam Progetti came forward with their process system, but was grossly non commercial for the state of art technology of those days. Even now (2012), more than 30 years later, this huge Natuna gas discovery is still sitting idle awaiting availability of modern technology.”
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L’Indonesia non fa più parte dell’OPEC dal 2008; alla fine del 2004 è diventata importatore netto di greggio: il fabbisogno interno iniziava a superare la produzione. Dati 2010 : esportazione 340.100 BOPD , importazione 703.400 BOPD , produzione 975.000 BOPD, consumo interno 1.364.000 BOPD ; riserve di olio : 3.990 barili ; produzione gas 91,47 BCM , consumo gas 47,29 BCM. La ricchezza energetica dell’Indonesia è data ora dalle sue grandi riserve di gas, che comportano però grosse difficoltà di sfruttamento. Come su detto, l’Indonesia ha iniziato l’esportazione a Singapore, di gas naturale, dal campo Conoco B West Natuna nel 2001, via pipeline e via condotto sottomarino, e con un secondo pipeline nel 2006. E’ ancora in fase di studi e discussioni il grandioso progetto “Trans ASEAN Gas Pipeline”. Nei prossimi anni (siamo nel 2012) potrebbero diventare operativi quattro grandi campi di gasin Indonesia : Chevron, Inpex, BP e il famoso NATUNA Est.
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Presenza 2012 ENI in Indonesia : dopo il primo periodo 1968-1984 (sopra descritto) della sfortunata presenza AGIP (ENI) in Indonesia, l’ENI vi è ritornata nel 2001, affermandosi come una delle aziende più dinamiche e di successo, grazie anche a recenti scoperte di giacimenti e, tra il 2011 e 2012, con acquisizioni di blocchi a elevato potenziale , per un totale di 11 PSC (di cui 8 come Operatore) [Oil book, Eni magazine, n°.2, 2011] Aristide Franchino, 2012
