El proyecto de gas Gorgon es un proyecto de gas natural de varias décadas en Australia Occidental , que involucra el desarrollo de los campos de gas Greater Gorgon, infraestructura de recolección de gas submarina y una planta de gas natural licuado (GNL) en Barrow Island . [2] [3] El proyecto también incluye un componente de gas doméstico. La construcción se completó en 2017.
Localización | |
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Proyecto de gas Gorgon Ubicación en Australia | |
Localización | Isla Barrow |
Expresar | El oeste de Australia |
País | Australia |
Coordenadas | 20 ° 47′S 115 ° 25′E / 20,79 ° S 115,41 ° ECoordenadas : 20 ° 47′S 115 ° 25′E / 20,79 ° S 115,41 ° E |
Producción | |
Productos | Gas natural licuado , condensado , gasoducto |
Dueño | |
Empresa | Chevron Corporation (47,3%) [1] ExxonMobil (25%) Royal Dutch Shell (25%) Osaka Gas (1,25%) Tokyo Gas (1%) Chubu Electric Power (0,417%) |
Sitio web | Sitio de Chevron Gorgon |
Localización
'Gran Gorgona' se refiere a una agrupación de varios campos de gas, incluidos Gorgona, Chandon, Gerión, Orthrus, Ménade, Eurytion, Urania, Chrysaor, Dionysus, Jansz / Io y West Tryal Rocks, situados en la subcuenca de Barrow del Cuenca de Carnarvon . El campo Gorgon tiene su centro a unos 130 kilómetros (81 millas) de la costa noroeste de Australia Occidental, donde la profundidad del agua es de aproximadamente 200 metros (660 pies). Otros campos del grupo se encuentran al norte, como Jansz-Io, que cubre un área de 2.000 kilómetros cuadrados (770 millas cuadradas), en una profundidad de agua de 1.300 metros (4.300 pies).
Barrow Island se encuentra frente a la costa de Pilbara , a 85 kilómetros (53 millas) al noreste de Onslow y 140 kilómetros (90 millas) al oeste de Karratha . La más grande de un grupo de islas que incluyen las islas Montebello y Lowendal, tiene 25 kilómetros (16 millas) de largo y 10 kilómetros (6.2 millas) de ancho, cubriendo 235 kilómetros cuadrados (91 millas cuadradas). [2]
Historia
Se habían perforado más de 200 pozos de exploración en la subcuenca de Barrow a fines de 2001, [4] incluidos West Tryal Rocks en 1972 y Spar en 1976, ambos descubiertos por West Australian Petroleum (WAPET), que había sido una empresa pionera en el desarrollo de la industria petrolera de Australia Occidental . WAPET fue [ ¿cuándo? ] el operador en nombre de varias empresas conjuntas que comprenden Chevron , Texaco , Shell y Ampolex (la división de exploración de Ampol ). Chevron y Texaco se fusionaron en 2001, Mobil se hizo cargo de Ampolex y luego se fusionó con Exxon para formar ExxonMobil . [ cuando? ] En 2000, Chevron se convirtió en el operador de todos los activos petroleros de WAPET.
WAPET descubrió Gorgon en 1981 con la perforación del pozo Gorgon 1. [5] Los descubrimientos posteriores incluyeron Chrysaor (1994) y Dionysus (1996). La acumulación de gas de Jansz-Io, descubierta en enero de 2000, contiene un estimado de 566 mil millones de metros cúbicos de reservas recuperables. [5]
El proyecto recibió aprobaciones ambientales preliminares del gobierno de Australia Occidental en septiembre de 2007 y del Ministro Federal de Medio Ambiente el mes siguiente [6] [7] después de recibir la aprobación en principio del Gobierno de Australia Occidental para hacer un uso restringido de Barrow Island en Septiembre de 2003. [8] Los desarrolladores del proyecto luego presentaron planes revisados para cubrir una expansión en el tamaño del proyecto. La aprobación ambiental final se recibió del gobierno estatal el 11 de agosto de 2009. [9] El 26 de agosto de 2009, el Ministro Federal de Medio Ambiente anunció que el proyecto ampliado en la isla Barrow había recibido una aprobación ambiental condicional. [10]
Durante la campaña electoral federal australiana de 2007, el Partido Laborista Australiano anunció que un futuro gobierno laborista apartaría el 25% del futuro impuesto sobre la renta de los recursos petroleros del proyecto Gorgon para establecer un Fondo de Infraestructura de Australia Occidental. [11] Aunque no se dio oficialmente un calendario, dos ciclos electorales más tarde en 2013 la promesa aún no se había cumplido. Las contribuciones al PRRT a menudo se retrasan dependiendo de las deducciones fiscales para las que las empresas son elegibles, y el gobierno de Julie Gillard, entonces laboral, propuso que se revisara una vez que los ingresos comenzaran a fluir del proyecto. [12] Sin embargo, la profesora principal de la Universidad de Monash y experta en derecho tributario y política de recursos naturales Diane Kraal estimó en 2017 que, con el sistema fiscal actual, el proyecto Gorgon Gas aún no había contribuido al sistema PRRT, y no lo haría hasta alrededor de 2030. . [13]
Campos de gas
Los campos de gas Gorgon y Jansz-Io están a 200 kilómetros (120 millas) de la costa de Australia continental. En 2006, Chevron, los líderes del proyecto, estaban trabajando con una base de recursos estimada de 40 billones de pies cúbicos. Estimaciones posteriores han colocado el volumen de gas natural en 35,3 billones de pies cúbicos (1000 × 10 9 m 3 ), que puede tener una vida útil de 60 años. [14]
Según Chevron, el campo Janz-Lo está a 9,100 - 10,350 pies debajo del lecho marino, mientras que el campo de gas Gorgon está a 11,350 - 13,600 pies debajo del lecho marino. Aunque esto se debe a que el campo de gas Gorgon está más cerca de la tierra que el campo Janz-Lo donde la tierra se curva hacia arriba para formar la isla Barrow , ambos campos están aproximadamente a 14,615 pies por debajo del nivel del mar. [15]
Desarrolladores
El proyecto fue desarrollado por Gorgon Joint Venture, que a partir de 2009[actualizar], estaba formada por filiales australianas de tres empresas mundiales de energía: [16]
- Chevron Australia y Texaco Australia (ambas subsidiarias de Chevron ) (47,3% de participación y operador del proyecto) utilizando Kellogg Joint Venture para diseñar, adquirir y construir todas las instalaciones posteriores (los socios en esta JV incluyen Clough , una subsidiaria de Murray & Roberts )
- Shell Development Australia (una subsidiaria de Royal Dutch Shell ) (25%)
- Mobil Australia Resources (una subsidiaria de ExxonMobil ) (25%)
- Gas de Osaka (1,25%)
- Tokio Gas (1%)
- Chubu Electric Power, ahora JERA (0.417%)
Alcance
El alcance del proyecto incluye: [ cita requerida ]
- Se han adquirido 300 ha de tierra en la isla Barrow.
- 3x5.2 MTPA [ aclaración necesaria ] Trenes de GNL
- 15,6 millones de toneladas métricas de GNL por año
- Planta de gas doméstico de 300 terajulios por día
- La primera piedra se produjo el 1 de diciembre de 2009
- El GNL para uso comercial salió por primera vez de Barrow Island en 2016. El primer transportista de GNL, The Asian Excellence, partió el 21 de marzo de 2016, y el suministro nacional principal a Australia Occidental comenzó en diciembre del mismo año. [17] [ inconsistente ]
- A partir de 2009[actualizar], la producción debía finalizar entre 2054 y 2074 [18]
Utilizando inicialmente 18 pozos, de acuerdo con la Declaración de Impacto Ambiental de 2009, el gas se entregaría a través de sistemas de recolección submarinos y tuberías a la costa noroeste de la isla Barrow, luego a través de un sistema de tuberías subterráneas a las instalaciones de tratamiento y licuefacción de gas en las instalaciones de la isla. costa sureste. La planta estaba destinada a constar de 3 trenes de gas natural licuado (GNL), cada uno capaz de producir una capacidad nominal de 5,2 millones de toneladas por año (MTPA). [2] [ necesita actualización ]
El dióxido de carbono (CO 2 ), que comprende alrededor del 15% de la corriente de gas crudo del campo Gorgon, se extraerá y luego se inyectará en formaciones 2 kilómetros [19] por debajo de la isla, con 3,4 a 4 millones de toneladas de CO
2planeado para ser almacenado cada año. [20] Los reguladores ambientales australianos exigieron la inclusión del proyecto de captura de carbono. [19] Sin embargo, en diciembre de 2017 se anunció que problemas técnicos significaban que CO
2no se almacenará hasta finales de 2018 o principios de 2019, dos años después de que la planta comenzara a operar. Esto resultará en 5,5-7,8 millones de toneladas de CO
2ser liberado. [21] La inyección de dióxido de carbono comenzó en agosto de 2019, con tasas de inyección completas previstas para el primer trimestre de 2020 (esto no se ha verificado de forma independiente a septiembre de 2020). [22]
De acuerdo con la Declaración de Impacto Ambiental de 2009, el GNL y el condensado , inicialmente almacenados en tanques en tierra, debían descargarse desde un muelle de 2.100 m (1.3 millas) a los buques de GNL y petroleros, para su entrega a clientes en el extranjero. El gas natural para uso doméstico será transportado por un gasoducto submarino de 70 km al continente, para su transmisión a los clientes locales. [2] [ necesita actualización ]
Sobre la inversión total del proyecto Gorgon LNG, los artículos de los medios han informado de pronósticos de analistas de costos estimados que van desde A $ 11 mil millones (en 2003), A $ 16 mil millones (2007), [23] y A $ 50 mil millones en marzo de 2009 [24] a 43.000 millones de dólares australianos en septiembre de 2009 y 53 dólares australianos en 2015. [18] [25]
Beneficios económicos
La modelización económica realizada en 2008 como parte del proceso de evaluación de impacto ambiental, pronostica los siguientes impactos macroeconómicos (en base a un período de 30 años):
- 6000 puestos de trabajo en Australia Occidental en el pico de la fase de construcción
- más de 350 empleos directos e indirectos sostenidos durante la vida del proyecto
- un aumento en el Producto Interno Bruto (PIB) nacional de A $ 64,3 mil millones (en términos de valor actual neto)
- 33.000 millones de dólares de gasto en bienes y servicios adquiridos localmente
- ingresos gubernamentales adicionales de alrededor de 40.000 millones de dólares australianos (en dólares de 2009) [26]
Ventas de gas
Acuerdos de exportación de GNL
Se alcanzaron acuerdos de venta de GNL [ ¿cuándo? ] entre empresas conjuntas y clientes en China , India , Japón y Corea del Sur .
Chevron Australia ha celebrado acuerdos de compra y venta (SPA) con Osaka Gas (1.375Mtpa durante 25 años y 1.25% de participación en el Proyecto Gorgon), Tokyo Gas (1.1Mtpa durante 25 años y 1% de participación), Chubu Electric Power, ahora JERA (1,44 Mtpa durante 25 años y 0,417 por ciento de capital en el Proyecto Gorgon), GS Caltex de Corea del Sur (0,25 Mtpa durante 20 años de Gorgon), Nippon Oil Corporation, ahora JXTG (0,3 Mtpa durante 15 años) y Kyushu Electric (0,3 Mtpa por 15 años). Chevron Australia también tenía un Acuerdo de Jefes de Acuerdo con Korea Gas Corporation (KOGAS) (1,5Mtpa durante 15 años), sin embargo, se informa que este no se completó;
Shell ha celebrado acuerdos de compra y venta de GNL a largo plazo con PetroChina International Company Limited y BP Singapore Pte. Limitado y también ha asegurado capacidad en las terminales de recepción de GNL, incluidas las terminales de Energia Costa Azul LNG en Baja California, México y Hazira en Gujarat, India. [ cita requerida ]
Una subsidiaria australiana de ExxonMobil ha firmado acuerdos de compra y venta a largo plazo con Petronet LNG Limited de India y PetroChina International Company Limited para el suministro de GNL del Proyecto Gorgon. El acuerdo con Petronet LNG es para el suministro de aproximadamente 1,5 Mtpa de GNL en un plazo de 20 años, mientras que el acuerdo con PetroChina es para el suministro de aproximadamente 2,25 Mtpa en un plazo de 20 años. Juntos, estos dos acuerdos de compra y venta comprometen la participación de GNL de la subsidiaria de ExxonMobil del Proyecto de GNL de 15 Mtpa Gorgon. [ cita requerida ]
Gas doméstico
En virtud de las disposiciones de la Ley de Barrow Island (2003), los socios de riesgo compartido deben reservar 2000 petajulios de gas para su entrega al mercado nacional. Gorgon Joint Venture anunció planes para establecer un proyecto de gas doméstico, incluidos planes de expansión progresiva para permitir la entrega de 300 terajulios de gas por día en el sistema de transmisión nacional. [27] [28] Chevron ha indicado que las entregas de gas doméstico Gorgon comenzarán alrededor del momento de la puesta en marcha del tercer tren de GNL. [29]
Criticas
El proyecto propuesto atrajo críticas de grupos conservacionistas en relación con el impacto potencial sobre la ecología de Barrow Island. La isla es una reserva natural de Clase A, y hogar de la tortuga de espalda plana (clasificada como una especie vulnerable [30] ) y muchos otros animales que no se encuentran en el continente australiano. [26] [31] Otras preocupaciones están relacionadas con la idoneidad de los procedimientos de cuarentena en la isla Barrow para proteger contra especies introducidas, [32] y los riesgos asociados con el secuestro geológico de CO 2 . En noviembre de 2011 se informó que los animales nativos de la isla Barrow habían muerto accidentalmente todos los días con un total conocido de 1550 desde que comenzó la construcción [33].
Ver también
- Industria del petróleo en Australia Occidental
Referencias
- ^ Bloomberg - 11 de septiembre - Información de propiedad
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enlaces externos
- Avance del proyecto Chevron Australia Barrow Island
- Ley de la isla Barrow de 2003