Dolphin Energy


The Dolphin Project is the first inter-country energy project in the Middle East, and as such, represents a ground-breaking strategic co-operation between three GCC countries (Qatar, the UAE and Oman). It directly connects the world’s largest gas field with customers in the UAE and Oman, and has been recognized for its safety, reliability, cost efficiency and customer satisfaction achievements.

The Project has been fully operational since February 2008 when it achieved its base average throughput rate of 2,000 million standard cubic feet per day. By October 2016, we expect to reach a new production milestone of 6.5 trillion standard cubic feet of marketed gas. Overall production of hydrocarbons by Dolphin since the start of operations surpassed 1.7 billion barrels of oil equivalent by August 2016.

Natural gas, produced in Qatar is transported via a 48” sub-sea pipeline over the Arabian Gulf for further delivery to UAE utility and distribution customers, as well as Oman Oil Company, through Dolphin’s wide on-shore gas network.

Mubadala holds the 51 percent majority stake in the project, together with Occidental Petroleum and Total, who equally share the remaining 49 percent stake.

For more information, visit the Dolphin Energy website:



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 2015, Mukhaizna was producing over 122,000 bopd; an increase of over 114,000 bopd since the partnership took over development of the field.

Initiated in early 2007, thermal recovery operations have been implemented on more than 694 thermal patterns.

Mukhaizna currently has an oil treating capacity of more than 180,000 bopd and steam injection capacity of greater than 600,000 barrels of steam per day (bspd) at 96% steam quality.






Mubadala Petroleum would like to express its profound sorrow and the deepest and most heartfelt condolences to the Royal Family and the Government and people of the Kingdom of Thailand on the passing of his Majesty King Bhumibol Adulyadej.

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 three concessions in the Gulf of Thailand and have interest in one non-operated concession. Production from the very successful Jasmine B5/27 offshore development together with that from Manora and Nong make us the second largest crude oil producer in Thailand.

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.

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.


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. 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. Mubadala Petroleum is operator and holds a 67.5 percent interest. The 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.


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



ข้าพระพุทธเจ้า บริษัท มูบาดาลา ปิโตรเลียม ขอแสดงความเสียใจอย่างสุดซึ้งต่อราชวงศ์ไทย รัฐบาลไทย รวมถึงประชาชนชาวไทย และขอร่วมไว้อาลัยต่อการสวรรคตของพระบาทสมเด็จพระปรมินทรมหาภูมิพลอดุลยเดช มหิตลาธิเบศรรามาธิบดี จักรีนฤบดินทร สยามินทราธิราช บรมนาถบพิตร.


การดำเนินงานสำรวจและผลิตปิโตรเลียมของ บริษัท มูบาดาลา ปิโตรเลียม ตลอดระยะเวลาอันยาวนานในประเทศไทย ได้สะท้อนถึงขีดความสามารถที่เข้มแข็งครอบคลุมในด้านต่างๆ ทั้งด้านการสำรวจ การประเมิน การพัฒนา และการผลิตปิโตรเลียม

ตั้งแต่ปี พ.ศ. 2547 บริษัทเป็นผู้ดำเนินการ 3 แปลงสัมปทานในประเทศไทย ซึ่งรวมไปถึงความสำเร็จของแหล่งจัสมิน แปลงสำรวจกลางทะเลหมายเลข B5/27 และอีก 2 แปลงสัมปทานใหม่ที่เพิ่งเริ่มทำการผลิตกลางทะเลอ่าวไทย ได้แก่ แหล่งมโนราห์ และแหล่งนงเยาว์ ส่งผลให้เราเป็นผู้ผลิตน้ำมันดิบรายใหญ่เป็นอันดับที่สองของประเทศไทย
ตั้งแต่เริ่มมีการผลิต บริษัทได้สร้างรายได้ให้แก่ประเทศไทยอย่างมหาศาล ด้วยค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานประเทศไทยในปี 2558 มากกว่า 3.1 พันล้านดอลลาร์สหรัฐ มีการจ่ายภาษี และค่าภาคหลวงมากกว่า 1.3 พันล้านดอลลาร์สหรัฐ

ในฐานะผู้ลงทุนระยะยาวในประเทศไทย เรามุ่งมั่นที่จะพัฒนาศักยภาพด้านพลังงานในประเทศควบคู่ไปกับการแสดงความรับผิดชอบต่อชุมชนและรักษาสิ่งแวดล้อมในพื้นที่ที่เราปฏิบิติงานอยู่อย่างเต็มที่

เราได้ดำเนินโครงการที่เป็นประโยชน์ต่อสังคมและสาธารณประโยชน์มากมายทั้งด้านการศึกษา สิ่งแวดล้อมและสนับสนุนกิจกรรมที่เป็นประโยชน์ต่อชุมชนในท้องถิ่นต่างๆตลอดมา



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 ซึ่งบริษัท มูบาดาลา ปิโตรเลียม เป็นผู้ดำเนินการและถือครองสิทธิ์ทั้งหมดแต่เพียงผู้เดียว ในเดือนพฤศจิกายน ปี 2557 แหล่งน้ำมันมโนราห์ในแปลงสัมปทานหมายเลข G1/48 ซึ่งตั้งอยู่บริเวณอ่าวไทยตอนบนมีการผลิตน้ำมันได้เป็นครั้งแรก บริษัท มูบาดาลา ปิโตรเลียม เป็นผู้เป็นผู้ดำเนินงานและถือผลประโยชน์ 60 เปอร์เซ็นต์ แหล่งน้ำมันมโนราห์นี้ถูกสำรวจพบในปี พ.ศ.2552 และได้รับอนุมัติให้ดำเนินการพัฒนาแหล่งน้ำมันนี้ได้ในเดือนกรกฎาคม พ.ศ.2555 โดยมีแท่นหลุมผลิตที่มีอุปกรณ์อัดน้ำกลับลงหลุมติดตั้งอยู่เพื่อจะสามารถผลิตน้ำมันขึ้นมาให้ได้มากที่สุด และนำไปจัดเก็บไว้ที่เรือกักเก็บปิโตรเลียม

ในเดือนมิถุนายน ปี พ.ศ.2558 แหล่งน้ำมันนงเยาว์ในแปลงสำรวจหมายเลข G11/48 ซึ่งตั้งอยู่บริเวณทางตอนใต้ของอ่าวไทยมีการผลิตน้ำมันได้เป็นครั้งแรก บริษัท มูบาดาลา ปิโตรเลียม เป็นผู้ดำเนินการและถือครองสิทธิ์ 67.5 เปอร์เซ็นต์ แหล่งน้ำมันนงเยาว์ถูกค้นพบเมื่อปี พ.ศ.2552 และได้รับอนุมัติการลงทุนและพัฒนาใน 5 หลุมขุดเจาะ เมื่อเดือนสิงหาคม พ.ศ.2556  โดยแผนพัฒนาประกอบด้วย 1 แท่นผลิตและ 1 แท่นหลุมผลิตซึ่งจะส่งน้ำมันดิบผ่านไปยังเรือกักเก็บปิโตรเลียม


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

Jasmine Fact Sheet

Manora Fact Sheet

Nong Yao Fact Sheet


Exploration & Appraisal

Mubadala Petroleum has been present in Malaysia since 2010 and is the operator of Block SK320 offshore Malaysia.

Exploration & Appraisal: SK320

Mubadala Petroleum, as operator, has a 55 percent interest in the block with partners PETRONAS Carigali holding 25 percent and Shell 20 percent. The block comprises a robust and diverse portfolio of exploration prospects. 3D and 2D seismic acquisition data were acquired in 2010 and 2012, which led to the successful appraisal of the M5 discovery in 2012. An exploration drilling campaign in 2013-14 yielded three new, substantial gas discoveries - Pegaga, Sirih, Sintok – that together represent a very significant hydrocarbon resource and hold the potential for a commercially attractive, integrated development. Work is ongoing to evaluate all the options for commercializing the resources with focus on Pegaga while the other discoveries are being assessed in a phased approach. Regulatory endorsement was received in April 2016 for the preferred concept for developing the Pegaga gas discovery and in July 2016, the contract for front-end engineering and design (FEED) was awarded.

In mid-2016, Mubadala Petroleum completed a 3D broadband marine seismic survey over the block. This survey was a joint collaboration between three operators covering four blocks in the largest single 3D seismic acquisition campaign in Malaysia. Interpretation of the 3D seismic data acquired over the block is ongoing.

 Fact Sheet

Pegaga Fact Sheet


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.


Block 07/03 is located in the Nam Con Son Basin and contains the Ca Rong Do (CRD, or Red Emperor) oil and gas field. Mubadala Petroleum holds a 21.25 percent interest in the block which is operated by Repsol.

The Field Development Plan for CRD received approval from the Vietnamese Government in April 2017. The development concept comprises a tension leg wellhead platform (TLWP) tied back to a floating production storage offloading vessel (FPSO) with gas delivered from the FPSO into the existing, regional Nam Con Son pipeline.

The field was discovered in 2009 and successfully appraised in 2013. CRD is located offshore Vietnam and is the deepest water development in Vietnam to date.


Blocks 135 & 136/03 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.


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 in 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.

Ruby Fact Sheet