בסוף שנת 2008 החל קידוח האקספלורציה הראשון של תמר בעלות של כ-140 מיליון דולר (תמר 1), ובהסתברות של 30% למציאת גז . לקראת סוף קידוח תמר 1, הוחלט על קידוח אימות והערכה (תמר 2). קידוחי האקספלורציה הצביעו על כך כי בשדה תמר כ-281 BCM גז טבעי וכ-13 מיליון חביות קונדנסט. בשנת 2013 נתגלו כ-26 BCM וכ-2 מיליון חביות קונדנסט נוספים בתגלית תמר דרום-מערב (Tamar South West), ובמהלך שנת 2017 הושלם קידוח "תמר-8", שבעקבותיו עודכן דוח העתודות למאגר. על פי דוח העתודות המעודכן (דצמבר 2018) היקף העתודות המוכחות והצפויות במאגר (2P), כולל תמר SW, על כ-315.5 BCM גז גז טבעי, ו-14.4 מליון חביות קונדנסט.

פיתוח השדה התבסס במקור על מערך תת ימי של 5 בארות (בשנת 2018 חוברה באר נוספת – תמר 8). הבארות מחוברות למרכז הולכה תת ימית (Manifolf) המחוברת ב-2 צינורות 16 אינץ' לאסדת טיפול הממוקמת כ-25 ק"מ מחוף אשדוד. האסדה מחוברת בצינור 30 אינץ' למתקן הקליטה היבשתי באשדוד.

בסוף חודש מרץ 2013 החלה הזרמת הגז הטבעי ממאגר תמר, ובכך עשתה ישראל צעד ענק לקראת עצמאות אנרגטית. ארבע שנים בלבד לאחר גילוי שדה הגז תמר בינואר 2009, הושלם פיתוחו בהליך מואץ שנועד לענות על הצורך המיידי של ישראל בגז טבעי לאור הפסקת אספקת הגז הטבעי ממצרים.

השותפות בפרויקט תמר הן ישראמקו נגב 2, שותפות מוגבלת  (28.75%), נובל אנרג'י (25%), דלק קידוחים, שותפות מוגבלת (22%), תמר פטרוליום בע"מ (16.75%), דור חיפושי גז (4%) ואוורסט תשתיות, שותפות מוגבלת (3.5%).

סך ההשקעות בפיתוח והקמת שדה תמר הסתכמו נכון לסוף 2018 בכ-4.2 מיליארד דולר (כאשר ההשקעה בפיתוח הראשוני הסתכמה בכ-3.5 מיליארד דולר), לרבות חכירת מתקני ים תטיס.

פיתוח יוצא דופן

שדה תמר ממוקם כ-90 ק"מ מערבית לחיפה, בעומק כולל של כ-5,000 מטר מפני הים, ובעומק מים של כ-1,700 מטר. השדה משתרע על פני שטח של 100 קמ"ר בעל 3 שכבות, ועובי שכבות המאגר מגיע עד ל-300 מטר. קידוח האקספלורציה תמר 1, שהגיע לעומק מרבי של 4,875 מטר מתחת לפני הים, הוכיח הימצאות של גז טבעי בהיקף חסר תקדים באגן הלבנט, והתניע את פרויקט התשתית הגדול ביותר שבוצע בישראל במימון המגזר הפרטי. 

הגז הטבעי בתמר מופק באמצעות שש בארות הפקה ייחודיות, הבנויות כך שיוכלו להפיק בין 7.1 ל-8.5 מיליון מטר מעוקב גז ליום כל אחת. ראשי בארות ההפקה מצויים בקרקעית הים, ובסיסן בעומקים שונים בתוך שכבות המאגר השונות. הגז עושה דרכו משכבת המאגר אל ראש הבאר, ומשם דרך שני צינורות בקוטר 16 אינץ' באורך של כ-140 ק"מ המונחים על קרקעית הים, אל מתקן הטיפול הראשוני והעיקרי – אסדת תמר. במקביל לצינורות הגז מונחים 2 צינורות עזר בין הבארות לאסדה המספקים את תקשורת ואנרגיית ההפעלה לבארות, ומזינים את חומרי הטיפול הנדרשים לתחזוקה.

עיר בלב ים

אסדת תמר ממוקמת כ-25 ק"מ מערבית לחופי אשקלון בעומק מים של 237 מטר, תוך שהיא מתנשאת לגובה של כ-60 מטר מעל פני הים. משקלה הכולל הוא כ-37,000 טונות ושטחה הכולל הוא כ-10 דונם. אסדת תמר נבנתה בטקסס ארה"ב, והובלה לישראל במסע ימי שארך שישה שבועות. במובנים רבים זוהי עיר בלב ים המשמשת בית (זמני) בעבור כ-50 עובדים, חלקם ישראלים, שמאבטחים ומתפעלים את האסדה במשמרות 24 שעות ביממה. החשמל המשמש את פעילות האסדה מיוצר על בסיס הגז הטבעי שמופק במקום.

רוב רובו של הטיפול בגז הטבעי (ייבוש, הפרדת נוזלים, הפרדת קונדנסט וכו') מבוצע על אסדת תמר. מהאסדה מועבר הגז הטבעי בצנרת אל תחנת הקבלה היבשתית באשדוד, שם הוא עובר טיפול שיורי המתאים אותו לצורכי המשק הישראלי לפני כניסתו לצנרת הגז הלאומית של חברת נתיבי גז לישראל (נתג"ז).

המרחק הרב שבין נקודת הקליטה של הגז בחוף והמאגר, כ-140 ק"מ, נובע מאילוצים רגולטורים שנכפו על המתכננים ולא משיקולים טכניים – בזמן הקמת הפרויקט לא הצליחה המדינה לאשר כניסה צפונית והקמת מתקן קליטה חופי חדש בשל התנגדויות התושבים באזור. הדבר גרם לעיכוב של כשנה בפרויקט, בדיוק בתקופה שבה הופסקה הזרמת הגז ממצרים, עיכוב שעלותו הוערכה במיליארדי שקלים, זאת בנוסף לעלויות העקיפות שנגרמו כתוצאה משימוש במקורות אנרגיה מזהמים.

סך תפוקת הגז האפשרית משדה תמר, בהתחשב למגבלות המערכת – הפקה (בארות), הולכה (צנרת) ועיבוד (אסדה ומתקן טיפול באשדוד), הינה בסביבות של כ-11 BCM בשנה.

קידוח תמר 8

בתחילת 2017 הסתיים בהצלחה קידוח "תמר-8", וחיבורו לתשתיות קיימות בשדה תמר, בהתאם לתכנית הפיתוח. קידוח תמר-8 נועד לייצר יתירות במערכת ההפקה ולאפשר הספקה מירבית ממאגר תמר בעת ביקושי השיא, וזאת לאור היקף ההפקה ממאגר תמר והביקושים, הקיימים והצפויים, לגז טבעי מהמאגר.

הקידוח בוצע על ידי ספינת קידוח מיוחדת, "Atwood Avantage'", ובמהלכו נלקחה דגימת סלע גלילית באורך עשרות מטרים משכבות הקרקע העמוקות, שנלקחה לצורך בדיקות גאולוגיות והנדסיות שונות. באמצעות חקר שכבות הסלע ובדיקות נוספות שנעשו במהלך הקדיחה ("לוגים"), שדרגה השותפות את מודלי הזרימה של המאגר, המאפשר תחזיות מדויקות יותר של עקומת הדעיכה ושמירה על קצב תפוקה, וכן תחזיות טובה יותר של כמויות הגז הצפויות להפקה, ואופטימיזציה של ההשקעות הנדרשות לכך.

בעקבות ממצאי הקידוח עודכנה כמות העתודות המוכחות והצפויות (2P) במאגר בכ-13%, והיא עומדת נכון ל-31 בדצמבר 2018, על כ-315.5 BCM  גז טבעי, ו-14.4 מליון חביות קונדנסט.