Map

                  

UAE/Qatar

Dolphin Energy

Production

Helping to meet growing energy needs by supplying the United Arab Emirates and Oman with gas from Qatar’s giant offshore North Field, the US$5.8 billion Dolphin Gas Project is a strategic asset of the UAE and so sits at the very heart of Mubadala and Mubadala Petroleum. When the first gas began flowing through the Dolphin pipeline across the Arabian Gulf in July 2007, it marked a hugely significant moment: the fruits of the first cross-border natural gas network between Gulf Cooperation Council countries and one of the largest energy investments to be undertaken in the Gulf region. Just six months later, two billion standard cubic feet per day was being delivered through the network. In January 2016 Dolphin achieved the milestone of 6 trillion cubic feet cumulative gas production.

Through Dolphin Energy, and in co-operation with our partners, we will continue to manage the operation of this strategic project, to ensure it delivers essential gas safely, cost-effectively and securely. Mubadala is the majority owner of Abu Dhabi-based Dolphin Energy, with a 51 percent shareholding. The remaining 49 percent is held equally between Total of France and Occidental Petroleum Corporation of the United States.

For more information, visit the Dolphin Energy website: dolphinenergy.com

Bahrain

Production & Development

Mubadala Petroleum and its partners – Occidental Petroleum and Bahrain Government’s NOGAHOLDING – are engaged in a leading-edge effort to revitalize production from the highly complex 80-year old Bahrain field, which was the first oil field to be developed on the Arabian side of the Gulf.

Mubadala Petroleum and our partners were awarded a Development and Production Sharing Agreement (DPSA) by the Bahrain Government in April 2009, and began an intensive program to redevelop this mature field with the aims of raising oil output and increasing Bahrain’s gas supply.
The partners set up Tatweer Petroleum to serve as operator for the project.
Since Tatweer Petroleum began operations in Bahrain field, more than 780 new wells have been drilled in the field.

Existing facilities for oil production, gas handling, and water handling have been refurbished, and additional facilities have been constructed. As a result, oil production reached over 44,400 bopd by the end of 2014, up from 26,100 bopd when Tatweer Petroleum commenced operations.

At the same time, the partners have expanded production capacity from Bahrain field’s giant deep gas reservoirs, which are key to meeting the energy needs of the Kingdom of Bahrain. Production capacity has been increased to 2.3 BCF/D, up from 1.6 BCF/D in 2010, through drilling new wells and upgrading surface infrastructure.

Oman

Production – Development – Exploration

Block 53 - Mukhaizna

The Block 53 Concession Area covers 694 square kilometers on onshore Oman and contains the giant Mukhaizna heavy oil field. Mubadala Petroleum participates in Block 53 through its affiliate Liwa Energy, a wholly-owned subsidiary of Mubadala that holds a 15% participating interest in the Mukhaizna thermal EOR project.

The project began in July 2005 with the ratification by Royal Decree of the Block 53 Production Sharing Agreement. In consultation with Oman’s Ministry of Oil & Gas, we have worked as a partner (together with Oman Oil Company E&P, Shell Exploration & Production Oman Ltd, Total E&P Oman, Partex (Oman) Corporation and Occidental Mukhaizna LLC, the designated operator of the field), to design and implement the large-scale Mukhaizna steam  flood project, the largest in the region. The Mukhaizna EOR project has flooded the Mukhaizna -field with steam in order to improve reservoir output.

By the end of 2014, Mukhaizna was producing over 120,000 bopd; an increase of over 110,000 bopd since the partnership took over development of the field. Initiated in early 2007, thermal recovery operations have been implemented on more than 500 thermal patterns.

Mukhaizna currently has an oil treating capacity of more than 180,000 bopd and steam injection capacity of greater than 650,000 barrels of steam per day (bspd) at 88% steam quality. Further engineering, design, and construction activities will increase steam generation capacity to in excess of 600,000 bspd by the end of 2015 at 96% steam quality.

Libya

Exploration

Mubadala Petroleum, through its affiliate Liwa Energy, holds a 20 percent working interest in Block 103 onshore Libya. Liwa Energy has partnered with the operator of the block, Oxy Libya LLC, on a five-year contract which was awarded in June 2008..

Tanzania

Kazakhstan

Thailand

Production & Exploration

The activities conducted by Mubadala Petroleum throughout our long-standing presence in Thailand reflect our strong capabilities in the areas of exploration, appraisal, development and production of hydrocarbons.

With a presence in Thailand since 2004, we operate four concessions including the very successful Jasmine B5/27 offshore development and the two newly producing fields Manora and Nong Yao in the Gulf of Thailand. We also have interests in one non-operated concession.

Our contribution to the Thai economy since commencing operations has been significant, with total expenditures up to the end of 2015 in excess of US$3.1 billion, and taxes and royalty payments of more than US$1.3 billion. Production is sold for local use to meet Thailand’s growing energy needs.
As a long-term investor in Thailand, we are fully committed not only to the development of the local energy industry, but also to acting responsibly, with the utmost respect to the environment and communities we are operating in.

We are engaged in various CSR activities focusing on education, the environment and supporting the local communities.

Production:

The successful Jasmine oil field development in B5/27 started production in March 2005, just 13 months after concession acquisition. The first Jasmine platform, WPA, was installed and first oil was produced in June. Today, six platforms and one Floating Production, Storage and Offloading (FPSO) unit are in operation. Ban Yen produced first oil in 2008. The fields have already produced well over 60 million barrels; a substantial increase from the estimate made at the time of purchase in 2004. Mubadala Petroleum holds a 100 percent interest.

In November 2014, the Manora oil field, located in the Northern Gulf of Thailand in the G1/48 concession, started production. The field is producing at its peak rate of approximately 15,000 bopd. Mubadala Petroleum is operator and holds a 60 percent interest. The field was discovered in 2009 and the development was sanctioned in July 2012. The facilities include a Wellhead Processing Platform with water injection facilities to maximize oil recovery with oil stored in a Floating Storage and Offloading (FSO) vessel.

In June 2015, the Nong Yao oil field in the G11/48 concession in the southern Gulf of Thailand started production. The field is producing at its peak rate of approximately 10,000 bopd. Mubadala Petroleum is operator and holds a 67.5 percent interest. The field is approximately 165 kilometers offshore in a water depth of about 75 meters. The Nong Yao field was also discovered in 2009, further appraised by five wells and its development was sanctioned in August 2013. The facilities comprise a Wellhead Processing Platform and a minimum facility Wellhead Platform with crude export via a FSO vessel.

Exploration:

Mubadala Petroleum has a 30 percent interest in Block G6/48, operated by KrisEnergy. The exploration drilling campaign in early 2015 yielded new discoveries and work is ongoing to more fully assess the potential for commercial development in the future.

Fact Sheets:

Jasmine Fact Sheet

Manora Fact Sheet

Nong Yao Fact Sheet

 

 

การสำรวจและผลิตปิโตรเลียม

การดำเนินงานสำรวจและผลิตปิโตรเลียมของ บริษัท มูบาดาลา ปิโตรเลียม ตลอดระยะเวลาอันยาวนานในประเทศไทย ได้สะท้อนถึงขีดความสามารถที่เข้มแข็งครอบคลุมในด้านต่างๆ ทั้งด้านการสำรวจ การประเมิน การพัฒนา และการผลิตปิโตรเลียม

ตั้งแต่ปี พ.ศ. 2547 บริษัทเป็นผู้ดำเนินการ 4 แปลงสัมปทานในประเทศไทย ซึ่งรวมไปถึงความสำเร็จของแหล่งจัสมิน แปลงสำรวจกลางทะเลหมายเลข B5/27 และอีก 2 แปลงสัมปทานใหม่ที่เพิ่งเริ่มทำการผลิตกลางทะเลอ่าวไทย ได้แก่ แหล่งมโนราห์ และแหล่งนงเยาว์ นอกจากนี้ บริษัท ยังเป็นผู้ถือผลประโยชน์ในหนึ่งแปลงสัมปทานซึ่งบริษัทไม่ได้เป็นผู้ดำเนินการอีกด้วย

ตั้งแต่เริ่มมีการผลิต บริษัทได้สร้างรายได้ให้แก่ประเทศไทยอย่างมหาศาล ด้วยค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานประเทศไทยในปี 2558 มากกว่า 3.1 พันล้านดอลลาร์สหรัฐ มีการจ่ายภาษี และค่าภาคหลวงมากกว่า 1.3 พันล้านดอลลาร์สหรัฐ น้ำมันที่ผลิตได้ทั้งหมดถูกขายในประเทศทั้งสิ้นเพื่อรองรับความต้องการในการใช้พลังงานที่เพิ่มขึ้นของประเทศไทย

ในฐานะผู้ลงทุนระยะยาวในประเทศไทย เรามุ่งมั่นที่จะพัฒนาศักยภาพด้านพลังงานในประเทศควบคู่ไปกับการแสดงความรับผิดชอบต่อชุมชนและรักษาสิ่งแวดล้อมในพื้นที่ที่เราปฏิบิติงานอยู่อย่างเต็มที่ เราได้ดำเนินโครงการที่เป็นประโยชน์ต่อสังคมและสาธารณประโยชน์มากมายทั้งด้านการศึกษา สิ่งแวดล้อมและสนับสนุนกิจกรรมที่เป็นประโยชน์ต่อชุมชนในท้องถิ่นต่างๆตลอดมา

การผลิต

ความสำเร็จของแหล่งน้ำมันจัสมิน แปลงสำรวจหมายเลข B5/27 ซึ่งเริ่มมีการผลิตในเดือนมีนาคม พ.ศ.2548 ด้วยระยะเวลาเพียง 13 เดือนหลังจากที่ได้เป็นผู้รับสัมปทานแทนผู้รับสัมปทานเดิม บริษัทประสบความสำเร็จในการติดตั้งแท่นผลิตที่แหล่งน้ำมันจัสมิน และเริ่มการผลิตน้ำมันดิบได้เป็นครั้งแรกในเดือนมิถุนายนปีเดียวกัน
ทุกวันนี้ บริษัทดำเนินการผลิตน้ำมันดิบจากแท่นผลิต 6 แท่น และมีเรือผลิตและกักเก็บปิโตรเลียม 1 ลำ สำหรับเก็บน้ำมันที่ผลิตได้ แหล่งบานเย็น เริ่มผลิตน้ำมันดิบได้เป็นครั้งแรกในปี พ.ศ. 2551 จนถึงปัจจุบัน แปลงจัสมินสามารถผลิตน้ำมันดิบได้แล้วกว่า 60 ล้านบาร์เรล ซึ่งเป็นการเพิ่มขึ้นอย่างมากจากที่ประมาณการไว้ตั้งแต่แรกเริ่มที่ได้รับสัมปทานนี้เมื่อปี พ.ศ. 2547 ซึ่ง บริษัท มูบาดาลา ปิโตรเลียม เป็นผู้ดำเนินการและถือครองสิทธิ์ทั้งหมดแต่เพียงผู้เดียว

ในเดือนพฤศจิกายน ปี 2557 แหล่งน้ำมันมโนราห์ในแปลงสัมปทานหมายเลข G1/48 ซึ่งตั้งอยู่บริเวณอ่าวไทยตอนบนมีการผลิตน้ำมันได้เป็นครั้งแรก โดยมีอัตราการผลิตสูงสุดอยู่ที่ประมาณ 15,000 บาร์เรลต่อวัน

บริษัท มูบาดาลา ปิโตรเลียม เป็นผู้เป็นผู้ดำเนินงานและถือผลประโยชน์ 60 เปอร์เซ็นต์ แหล่งน้ำมันมโนราห์นี้ถูกสำรวจพบในปี พ.ศ.2552 และได้รับอนุมัติให้ดำเนินการพัฒนาแหล่งน้ำมันนี้ได้ในเดือนกรกฎาคม พ.ศ.2555 โดยมีแท่นหลุมผลิตที่มีอุปกรณ์อัดน้ำกลับลงหลุมติดตั้งอยู่เพื่อจะสามารถผลิตน้ำมันขึ้นมาให้ได้มากที่สุด และนำไปจัดเก็บไว้ที่เรือกักเก็บปิโตรเลียม

ในเดือนมิถุนายน ปี พ.ศ.2558 แหล่งน้ำมันนงเยาว์ในแปลงสำรวจหมายเลข G11/48 ซึ่งตั้งอยู่บริเวณอ่าวไทยตอนล่างมีการผลิตน้ำมันได้เป็นครั้งแรก โดยมีอัตราการผลิตสูงสุดอยู่ที่ประมาณ 10,000 บาร์เรลต่อวัน บริษัท มูบาดาลา ปิโตรเลียม เป็นผู้ดำเนินการและถือครองสิทธิ์ 67.5 เปอร์เซ็นต์ โดยแหล่งน้ำมันแหล่งนี้ตั้งอยู่ห่างจากฝั่งเป็นระยะทาง 165 กิโลเมตร  ความลึกประมาณ 75 เมตร

แหล่งน้ำมันนงเยาว์ถูกค้นพบเมื่อปี พ.ศ.2552 และได้รับอนุมัติการลงทุนและพัฒนาใน 5 หลุมขุดเจาะ เมื่อเดือนสิงหาคม พ.ศ.2556  โดยแผนพัฒนาประกอบด้วย 1 แท่นผลิตและ 1 แท่นหลุมผลิตซึ่งจะส่งน้ำมันดิบผ่านไปยังเรือกักเก็บปิโตรเลียม

การสำรวจ

บริษัท มูบาดาลา ปิโตรเลียม เป็นผู้ถือผลประโยชน์ในแปลงสำรวจหมายเลข G6/48  ถึง 30 เปอร์เซ็นต์ ซึ่งดำเนินการโดย บริษัท คริสเอ็นเนอร์ยี่ ออย แอนด์ แก๊ซ (ประเทศไทย) จำกัด โครงการขุดเจาะสำรวจในช่วงต้นปี พ.ศ.2558 นำไปสู่การค้นพบใหม่ๆ และส่งผลให้การทำงานมีความต่อเนื่องมากขึ้น ซึ่งช่วยในการประเมินศักยภาพในการพัฒนาเชิงพาณิชย์ในอนาคตได้อย่างเต็มที่

Malaysia

Appraisal & Exploration

Mubadala Petroleum has been present in Malaysia since 2010 and currently has interests in two blocks – SK 320 and the adjacent Deepwater Block 2B. We have a strong relationship with PETRONAS Carigali and are partners with them in both  PSC’s.  

Appraisal: SK320

Mubadala Petroleum is the operator of Block SK320 located offshore Malaysia with 55 percent interest, PETRONAS Carigali holds 25 percent and Shell 20 percent. The block comprises a robust and diverse portfolio of exploration prospects. New 3D seismic acquisition data was acquired in 2010 and 2012 which led to the successful appraisal of the M5 discovery in 2012. The most recent 2013-2014 drilling campaign yielded three new, substantial gas discoveries - Pegaga, Sirih, Sintok - representing a very significant hydrocarbon resource and the potential for a commercially attractive, integrated development. Work is ongoing to evaluate all the options for commercializing the resources in the Block

Exploration: DW2B

Mubadala Petroleum and Shell announced in January 2014 an equity swap for the adjacent exploration offshore blocks SK 320 and Deepwater 2B. Mubadala Petroleum gained a 20 percent interest in the Shell operated Deepwater 2B while Shell gained a 20 percent interest in Block SK 320.

Fact Sheet

Pegaga Fact Sheet

Vietnam

Appraisal & Exploration

We have been involved in pursuing a number of exciting opportunities offshore Vietnam since 2007. Mubadala Petroleum has built up valuable partnerships with Petrovietnam and other industry participants.

Appraisal:

Block 07/03 is located in the Nam Con Son Basin and contains the Ca Rong Do (CRD) oil and gas field, which was discovered in 2009. Mubadala Petroleum holds 25 percent interest and Repsol is operator. Appraisal well CRD-3X successfully tested the reserves potential in 2013 and partners are studying commerciality of possible development plans. CRD, which at over 320 meters, would be the deepest water development to date in Vietnam.

Exploration:

Mubadala Petroleum operates Block 04-2, holding 90 percent interest. 3-D seismic was acquired in 2015. 

Blocks 135 & 136/3 are located adjacent to CRD offshore Vietnam and Mubadala Petroleum acquired a 20 percent interest in this deep water block in May 2011, operated by Repsol

Giai đoạn Thăm dò và Thẩm định

Chúng tôi tham gia vào sự phát triển của ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam từ năm 2007 và đã xây dựng được mối quan hệ đối tác giá trị với Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, Talisman và Premier Oil, cũng như các công ty khác trong ngành công nghiệp này.

Mubadala Petroleum đang theo đuổi các cơ hội đầy tiềm năng ngoài khơi Việt Nam.

Giai đoạn Thẩm định:

Mubadala Petroleum giữ 25 phần trăm cổ phần tại Lô 07/03 do Premier Oil là nhà điều hành. Mỏ Cá Rồng Đỏ (CRD) được phát hiện năm 2009 ngoài khơi Việt Nam và giếng khoan thẩm định đã được tiến hành năm 2011.  Nhà điều hành sẽ khoan một giếng cam kết trong năm 2013.

Giai đoạn Thăm dò:

Lô 135 & 136-3 nằm liền kề với mỏ CRD ngoài khơi Việt Nam và Mubadala Petroleum giữ 20 phần trăm cổ phần của hai lô nước sâu này từ tháng 05-2011. Công tác thu nổ địa chấn ba chiều (3D) đã được thực hiện vào quý 2 năm 2012. Talisman là nhà điều hành giữ 40 phần trăm cổ phần và Tổng Công ty Thăm dò và Khai thác Dầu khí (PVEP) giữ 40 phần trăm còn lại.

Mubadala Petroleum là nhà điều hành Lô 04-02, giữ 90 phần trăm cổ phần và Bitexco giữ 10 phần trăm. Giếng khoan thăm dò đầu tiên của Lô 04-02 được thực hiện trong năm 2013.

Indonesia

Production and Exploration

Present in Indonesia since 2003, we are the operator of two blocks, the Sebuku and West Sebuku Production Sharing Contracts. The Sebuku PSC contains the Ruby gas field which started production in October 2013. Mubadala Petroleum is exploring further growth opportunities in high-impact offshore areas.

Production: Ruby Gas Field

The Ruby gas ­field is located in the Makassar Straits, between the islands of Kalimantan and Sulawesi, and supplies gas for the domestic gas market. Mubadala Petroleum, operates and has a 70 percent interest in the Sebuku block that covers the fi­eld.

In June 2011, the development of the Ruby gas fi­eld was sanctioned. Just 28 months later fi­rst gas was produced. Together with our partners Total E&P Sebuku and INPEX South Makassar Ltd (each with 15 percent interest) we invested approximately US$500 million in building the project’s facilities.

First gas from Ruby followed a safe and successful hook-up and commissioning phase and parallel operations to drill Ruby’s four production wells. All offshore platform facilities were constructed in Indonesian fabrication yards between September 2011 and March 2013. Ruby has been reliably and safely supplying gas to the domestic market since 2013 and achieved 60 billion cubic feet (10 million barrels of oil equivalent) cumulative gas production in October 2015.

A 312 kilometer subsea pipeline connects the Ruby platform to the dedicated terminal for processing at the Senipah onshore gas plant, which is operated by Total E&P. The gas is delivered to a fertilizer plant owned by the buyer, PT Pupuk Kalimantan Timur.

Exploration: West Sebuku PSCs

Mubadala Petroleum entered into the West Sebuku PSC agreement in May 2013 and is the operator with a 75.5 percent interest. INPEX Corporation holds the remaining 24.5 percent interest. The West Sebuku block surrounds the Sebuku block and 3D seismic data was acquired over both blocks in early 2014.

In addition, Mubadala Petroleum holds a 20 percent interest in Bengkulu I -Mentawai PSC, operated by Total.