Су-Ту-Транг

Родовище відкрили у 2003 році в офшорному блоці 15-1, який знаходиться за дві сотні кілометрів на північний схід від Хошиміну та за шістдесят кілометрів від узбережжя. Після цього значущість відкриття підтвердили трьома оціночними свердловинами.[1] На тестуванні у 2005-му родовище показало результат в 2 млн м³ газу та 8,5 тисячі барелів конденсату на добу.[2] Поклади вуглеводнів пов'язані з пісковиками епохи олігоцену.[3]

Одразу після відкриття ресурси родовища анонсували на рівні до 170 млрд м³ газу та 220 млн барелів рідких вуглеводнів.[4] Втім, запаси, що передбачалось вилучити за створеним наприкінці 2000-х планом розробки, визначили на рівні 20 млрд м³.[5]

На першому етапі на родовищі встановили одну платформу для розміщення фонтанних арматур WHP-C, розраховану на обслуговування до чотирьох свердловин. Її чотирьохопорну основу («джекет») вагою 1200 тонн відбуксирували в район з глибиною моря 56 метрів на баржі VSP‐05, яка й провела спуск конструкції. «Джекет» закріпили палями загальною вагою 1000 тонн та доповнили надбудовою з обладнанням («топсайдом») вагою 1400 тонн. За допомогою підводного трубопроводу довжиною 19,5 км та діаметром 400 мм платформу підключили до Центральної процесингової платформи введеного раніше в розробку нафтового родовища Су-Ту-Ванг. Останнє з метою видачі асоційованого газу вже було пов'язане з системою газопроводу Бач Хо.[6][7] За планом розробки видобуток мав стартувати з рівня у 1,3 млн м³ газу та 7 тисяч барелів конденсату на добу.[1]

Після кількох років дослідно-промислової експлуатації розпочали першу фазу основного етапу (Full Field Development Project Phase 1, STTFFD-P1). Вона передбачала встановлення двох платформ — компресорної ST-PIP та житлової. На цьому етапі компрессорне обладнання потрібне для зворотнього закачування підготованого газу в поклад, що мало за мету максимізувати вилучення конденсату. Для реалізації цієї схеми ресайклінгу було необхідно пробурити дві нові нагнітальні свердловини з платформи ST-PIP та перевести в режим нагнітання дві підключені до WHP-C. В результаті із 4,2 млн м³ щоденного видобутку лише 1,4 млн м³ призначалось для подачі до експортного трубопроводу, тоді як дві третини повинні були закачуватись назад. Це одночасно дозволяло виробляти 13 тисяч барелів конденсату на добу.

Житлова платформа, з'єднана з компресорною містком, забезпечує проживання 60 осіб персоналу. Конструкції обох платформ, загальна вага яких сягала 13 тисяч тонн, відправили з верфі на баржах у серпні 2016-го,[8][9][10] після чого їх змонтували з залученням судна Aegir.[11] Хоча останнє передусім вирізнялось здатністю провадити роботи на ультраглибоководних об'єктах, проте воно також мало потужне кранове обладнання і якраз перебувало в регіоні по завершенні облаштування австралійського газового родовища Іхтіс (сировинна база Іхтіс ЗПГ) та закріплення платформи на малазійському родовищі Малікай (неподалік від Су-Ту-Транг біля узбережжя Калімантану).

У 2017 році оголосили про затвердження плану другої фази основного етапу, яка має тривати з 2020 по 2035 рік. Вона буде зорієнтована на розробку газових запасів з доведенням випуску товарної продукції до 1,5 млрд м³ на рік. Для видачі цього об'єму запланована до спорудження друга черга газопроводу Нам Кон Сон 2.[12][13]

Розробку родовища здійснює Cuu Long Joint Operating Co (CLJOC), яка належить національній Viet Nam Oil and Gas Corporation (50 %, через PetroVietnam Exploration) та чотирьом іноземним інвесторам — американській ConocoPhillips (23,25 %), південнокорейським Korean National Oil Corporation (14,25 %) і SK Corp (9 %) та французькій Geopetrol (3,5 %).[14]