El proyecto de gas Corrib ( en irlandés : Tionscanamh Ghás Aiceanta na Coiribe ) es un depósito de gas natural desarrollado ubicado en el Océano Atlántico, aproximadamente a 83 kilómetros (52 millas) de la costa noroeste del condado de Mayo , Irlanda. El proyecto incluye un gasoducto y una planta de procesamiento de gas en tierra, que comenzó a producir gas en 2015. Durante su desarrollo, el proyecto atrajo una oposición considerable .
El campo Corrib es la única fuente nacional de producción de gas natural de Irlanda. [2]
La licencia de exploración en aguas profundas nº 2/93, que cubre cuatro bloques en Slyne Trough, se concedió el 1 de enero de 1993 por un período de 11 años a Enterprise Oil y sus socios Saga Petroleum Ireland Limited , Statoil Exploration (Ireland) Limited y Marathon International Petroleum. Hibernia limitada . La licencia se emitió según los términos de la licencia para la exploración y el desarrollo de petróleo y gas en alta mar en 1992. [3] El campo de gas natural de Corrib se descubrió en 1996. Fue el primer descubrimiento comercial de gas natural registrado en Irlanda desde que se descubrió el campo de gas de Kinsale Head. en 1971. [4] [5] El primer pozo de evaluación se perforó en 1997. [6] En 2001 se emitieron varios consentimientos y aprobaciones para desarrollar el Proyecto Corrib. [7]
En 2002, Enterprise Oil fue adquirida por Royal Dutch Shell , quien asumió la operación del proyecto. El desarrollo del proyecto comenzó en 2004, pero se retrasó en 2005 cuando los lugareños se opusieron al proyecto. [6] Shell anunció la suspensión del proyecto para facilitar futuras discusiones con las partes opositoras. Durante un año, se llevaron a cabo revisiones de seguridad independientes para abordar diversos problemas de seguridad en relación con el proyecto.
En 1999, Saga Petroleum pasó a formar parte de Norsk Hydro y en 2007 a Statoil. En julio de 2009, Vermilion Energy adquirió la participación de Marathon Oil en el proyecto. [8] [9]
Hasta 2018, Royal Dutch Shell era el operador del proyecto con una participación del 45%. [7] [9] En 2018, Shell vendió su parte del proyecto a la Junta de Inversiones del Plan de Pensiones de Canadá . Como parte de la transacción, Vermilion Energy se convirtió en el operador del proyecto y amplió su participación de propiedad al 20%. [10] En 2021, Vermilion adquirió la participación del 36,5% de Equinor por 434 millones de dólares (382 millones de euros), convirtiéndose en el propietario mayoritario del campo de gas. [11]
Royal Dutch Shell propuso desarrollar el campo Corrib como una instalación de producción submarina con procesamiento en tierra. El proyecto incluyó el desarrollo de instalaciones marinas, incluidos pozos e instalaciones submarinas, la construcción de tuberías terrestres y marinas, y la construcción de una planta de procesamiento terrestre en Bellanaboy . [6] [12]
El campo de gas de Corrib está ubicado a unos 83 kilómetros (52 millas) de Erris Head en el condado de Mayo , en un área conocida como Slyne Trough en profundidades de agua de 355 metros (1165 pies). [12] Se cree que las reservas en el campo son aproximadamente 1 billón de pies cúbicos (28 × 10 9 m 3 ), el 70% del volumen del campo Kinsale. [6] El gas se origina en un depósito de arenisca del Triásico a 3.000 metros (9.800 pies) debajo del fondo marino. [6] [12] El gas natural en el campo de gas Corrib es una forma muy pura de gas, que consta de aproximadamente 97% de metano y etano . [13] El gas Corrib no contiene sulfuro de hidrógeno y el dióxido de carbono constituye sólo el 0,3% de la cantidad total de gas. [14] Hay cinco pozos de producción en el campo Corrib, perforados por la plataforma de perforación semisumergible Transocean Sedco 711 . Cada pozo tiene encima una estructura de "árbol de navidad" que contiene el equipo de control y monitoreo. Este sistema de producción submarino fue construido por Vetco , el proveedor de producción y perforación en alta mar. Líneas de flujo individuales flexibles irán desde cada pozo hasta un colector de producción que alimentará el gas al gasoducto principal. [14] No hay ninguna plataforma de producción instalada en el campo. [6] La producción en el campo de gas se controla de forma remota desde la terminal del Puente Bellanaboy.
El oleoducto desde el campo Corrib hasta tierra en Glengad tiene aproximadamente 90 km de longitud. [12] La tubería tiene un diámetro de 20 pulgadas (510 mm) y opera a presiones de 120 a 345 bares (12 000 a 34 500 kPa). [14] Los trabajos en la sección costa afuera se llevaron a cabo en el verano de 2009 e involucraron la soldadura de más de 7.000 tramos de tubería a bordo del buque de colocación de tuberías Solitaire . [15] [16] El oleoducto terrestre tiene 9 kilómetros (5,6 millas) de longitud y se extiende desde tierra hasta la planta de procesamiento.
El gas se procesa en la planta de procesamiento del interior, cerca del puente Bellanaboy. El objetivo de la planta es secar el gas y eliminar impurezas. La planta tiene una capacidad de 10 millones de metros cúbicos estándar de gas purificado por día. El gas procesado se alimenta a la red de gas de Bord Gáis . [12] Las tuberías para la planta de procesamiento en tierra fueron fabricadas por Phoenix Pipes Limited en Slane, condado de Meath.
Algunos opositores al plan citaron preocupaciones sobre la salud, la seguridad y el impacto ambiental de los aspectos terrestres del proyecto. Otros estaban preocupados por supuestas irregularidades y precedentes en torno al proyecto. Muchos grupos, en particular las campañas Rossport Five y Shell to Sea , se opusieron a los planes actuales para el proyecto, que consideraban peligroso a pesar de las garantías de Shell. [17] [18] Una posición contraria es adoptada por el grupo Pro Gas Mayo. [19]
Una película sobre el proyecto, The Pipe , se estrenó el 8 de julio de 2010 en el Festival de Cine de Galway. [20]
El gasoducto de alta presión aguas arriba que conecta los pozos con el sitio de procesamiento interior pasa por el área de Rossport , cerca de las residencias locales. Un informe del Dr. Richard Kupriewicz concluyó que "el terreno hace que las rutas de escape para la población agrupada sean esencialmente imposibles en caso de ruptura [del oleoducto]". [21]
Broadhaven Bay es el área propuesta para descargar residuos del proceso de refinación [22]
El permiso de planificación fue inicialmente denegado por la junta directiva de An Bord Pleanála (la autoridad de planificación irlandesa). El informe del inspector superior de planificación Kevin Moore decía en parte:
Sostengo que el desarrollo propuesto de una gran terminal de procesamiento de gas en esta zona rural, pintoresca y sin servicios en una colina pantanosa a unos 8 kilómetros tierra adentro desde el lugar donde toca tierra en la costa de Mayo, con todas sus dificultades en las obras de desarrollo del sitio, preocupaciones de seguridad pública, impactos visuales, ecológicos y de tráfico adversos, y una variedad de otros impactos ambientales significativos, desafía cualquier comprensión racional del término "sostenibilidad".
En noviembre de 2009, An Bord Pleanála ordenó a Shell que rediseñara el oleoducto y alejara su ruta de los hogares, diciendo que representaba un "riesgo inaceptable". [23]
El gobierno irlandés ha afirmado una recaudación fiscal de unos 1.700 millones de euros durante la vida útil del campo, basándose en datos sobre el tamaño del campo y los precios del gas de 2008. [24] Hasta 2007, las Condiciones de Licencia de Petróleo de Irlanda imponían un impuesto fijo del 25% sobre los ingresos por producción de gas. En agosto de 2007, el tipo impositivo máximo aplicado a los campos más rentables se incrementó al 40%. [25] [26] Los nuevos términos de la licencia exigían cambios en el impuesto impuesto en función de los índices de ganancia de los campos (igual a la tasa de ganancia menos el 25% dividido por el nivel acumulado de inversión de capital). Cuando esta proporción es superior a 4,5, se impuso un impuesto adicional del 15%, cuando está entre 3,0 y 4,5 se impuso un 10% adicional y cuando la proporción de ganancias está entre 1,5 y 3,0, se agregó un impuesto adicional del 5%. Los campos menos rentables no se vieron afectados. [25]
Los consultores económicos de Shell, Goodbody Economic Consultants, esperaban que la construcción del oleoducto y la planta creara 800 puestos de trabajo temporales [27] e impulsara la economía local de Mayo en aproximadamente 181 millones de euros. Shell esperaba que la planta empleara aproximadamente 55 trabajadores cuando estuviera operativa. [28]
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