El proyecto de gas Gorgon es un proyecto de gas natural de varias décadas en Australia Occidental , que implica el desarrollo de los campos de gas Greater Gorgon, infraestructura submarina de recolección de gas y una planta de gas natural licuado (GNL) en la isla Barrow . [2] [3] El proyecto también incluye un componente de gas doméstico. La construcción se completó en 2017.
'Gran Gorgona' se refiere a una agrupación de varios yacimientos de gas, incluidos Gorgon, Chandon, Geryon, Orthrus, Maenad, Eurytion, Urania, Chrysaor, Dionysus, Jansz/Io y West Tryal Rocks, situados en la subcuenca de Barrow del Cuenca de Carnarvon . El campo Gorgona está centrado 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).
La isla Barrow se encuentra frente a la costa de Pilbara , a 85 kilómetros (53 millas) al noreste de Onslow y a 140 kilómetros (90 millas) al oeste de Karratha . La más grande de un grupo de islas que incluye las islas Montebello y Lowendal, tiene 25 kilómetros (16 millas) de largo y 10 kilómetros (6,2 millas) de ancho, y cubre 235 kilómetros cuadrados (91 millas cuadradas). [2]
A finales de 2001 se habían perforado más de 200 pozos de exploración en la subcuenca de Barrow, [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 adquirió 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 a Chrysaor (1994) y Dionysus (1996). La acumulación de gas de Jansz-Io, descubierta en enero de 2000, contiene aproximadamente 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 la isla Barrow en Septiembre de 2003. [8] Los promotores del proyecto presentaron entonces planes revisados para cubrir una ampliación del 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 Barrow Island había recibido aprobación ambiental condicional. [10]
Durante la campaña electoral federal australiana de 2007, el Partido Laborista australiano anunció que un futuro gobierno laborista reservaría 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 ningún cronograma, dos ciclos electorales después, en 2013, la promesa aún no se había cumplido. Las contribuciones del PRRT a menudo se retrasan dependiendo de las deducciones fiscales a las que tienen derecho las empresas, y el entonces gobierno laborista de Julia Gillard propuso que se revisara una vez que los ingresos comenzaran a fluir del proyecto. [12] Sin embargo, Diane Kraal, profesora titular de la Universidad de Monash y experta en derecho tributario y política de recursos naturales, estimó en 2017 que, bajo el sistema fiscal actual, el proyecto Gorgon Gas aún tenía que contribuir al sistema PRRT, y no lo haría hasta alrededor de 2030. [ 13]
Los campos de gas Gorgon y Jansz-Io están a 200 kilómetros (120 millas) de la costa de Australia continental. En 2006, Chevron, líder del proyecto, trabajaba con una base de recursos estimada en 40 billones de pies cúbicos. Estimaciones posteriores han situado el volumen de gas natural en 35,3 billones de pies cúbicos (1.000 × 10 9 m 3 ), que puede tener una vida útil de 60 años. [14]
Según Chevron, el campo Janz-Io se encuentra entre 9.100 y 10.350 pies bajo el lecho marino, mientras que el campo de gas Gorgon se encuentra entre 11.350 y 13.600 pies bajo el lecho marino. Aunque esto se debe a que el campo de gas Gorgon está más cerca de la tierra que el campo Janz-Io, donde la tierra se curva hacia arriba para formar la isla Barrow , ambos campos están aproximadamente a 14,615 pies bajo el nivel del mar. [15]
El proyecto fue desarrollado por Gorgon Joint Venture, que en 2009 [actualizar]estaba formado por filiales australianas de tres empresas energéticas globales: [16]
El alcance del proyecto incluye: [ cita necesaria ]
Utilizando inicialmente 18 pozos, según la Declaración de Impacto Ambiental de 2009, el gas debía transportarse a través de sistemas de recolección submarinos y tuberías hasta la costa noroeste de la isla Barrow, y luego a través de un sistema de tuberías subterráneas hasta las instalaciones de tratamiento y licuefacción de gas en la isla. costa sureste. Estaba previsto que la planta constara de tres trenes de gas natural licuado (GNL), cada uno de ellos capaz de producir una capacidad nominal de 5,2 millones de toneladas al año (MTPA). [2] [ necesita actualización ]
Según la Declaración de Impacto Ambiental de 2009, el GNL y el condensado , inicialmente almacenados en tanques en tierra, debían descargarse desde un embarcadero de 2.100 m (1,3 millas) a buques metaneros y petroleros, para su entrega a clientes extranjeros. El gas natural para uso doméstico será transportado por un gasoducto submarino de 70 kilómetros hasta el continente, para su transmisión a los clientes locales. [2] [ necesita actualización ]
En cuanto a la inversión total del proyecto Gorgon LNG, los artículos de los medios han informado sobre pronósticos de analistas de costos estimados que oscilan entre 11 mil millones de dólares australianos (en 2003), 16 mil millones de dólares australianos (2007), [19] y 50 mil millones de dólares australianos en marzo de 2009 [20] a 43 mil millones de dólares australianos en septiembre de 2009 y 53 mil millones de dólares australianos en 2015. [18] [21]
El dióxido de carbono (CO 2 ), que constituye alrededor del 15 % del flujo de gas bruto del campo Gorgon, se extrae y luego se inyecta en formaciones situadas a 2 kilómetros [22] por debajo de la isla, y se prevé extraer entre 3,4 y 4 millones de toneladas de CO 2 . almacenado cada año. [23] Los reguladores ambientales australianos exigieron la inclusión del proyecto de captura de carbono. [22] Sin embargo, en diciembre de 2017 se anunció que problemas técnicos provocarían que el CO 2 no se almacenara hasta finales de 2018 o principios de 2019, dos años después de que la planta comenzara a funcionar. Esto provocará la liberación de entre 5,5 y 7,8 millones de toneladas de CO 2 . [24]
La inyección de dióxido de carbono comenzó en agosto de 2019, y se anticipan tasas de inyección completas para el primer trimestre de 2020 (esto no se ha verificado de forma independiente hasta septiembre de 2020). [25] En noviembre de 2023, se informó que durante el período 2022-2023, solo alrededor de un tercio del CO 2 generado por el sitio había sido secuestrado, principalmente debido a problemas de gestión de la presión del subsuelo para evitar dañar la capa de capa que atrapa. el CO2 . [26]
Los modelos económicos realizados en 2008 como parte del proceso de evaluación de impacto ambiental pronostican los siguientes impactos macroeconómicos (basados en un período de 30 años):
Se alcanzaron acuerdos de venta de GNL [ ¿cuándo? ] entre las empresas conjuntas y los clientes en China , India , Japón y Corea del Sur .
Chevron Australia ha celebrado acuerdos de compra y venta (SPA) con Nippon Oil Corporation, ahora JXTG (0,3 Mtpa durante 15 años), Tokyo Gas (1,1 Mtpa durante 25 años y 1 por ciento de capital) y Chubu Electric Power, ahora JERA (1,44 Mtpa durante 25 años y 0,417 por ciento de capital en el Proyecto Gorgon) en 2009, [28] [29] [30] Kyushu Electric (0,3 Mtpa durante 15 años) en 2011, [31] Osaka Gas (1,375 Mtpa durante 25 años y 1,25 por ciento de capital en el Proyecto Gorgon) en 2012 [32] y GS Caltex de Corea del Sur (0,25 Mtpa durante 20 años de Gorgon). Chevron Australia también tenía un acuerdo principal con Korea Gas Corporation (KOGAS) (1,5 Mtpa por 15 años), sin embargo, se informa que esto 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. Ltd. Limited y también ha asegurado capacidad en terminales receptoras de GNL, incluidas las terminales de Energia Costa Azul LNG en Baja California, México y Hazira en Gujarat, India. [ cita necesaria ]
Una filial 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 la filial de ExxonMobil en GNL del Proyecto Gorgon LNG de 15 Mtpa. [ cita necesaria ]
Según las disposiciones de la Ley de Barrow Island (2003), las empresas conjuntas deben reservar 2.000 petajulios de gas para su entrega en el mercado interno. La empresa conjunta Gorgon anunció planes para establecer un proyecto de gas nacional, incluidos planes de expansión progresiva para permitir el suministro de 300 terajulios de gas por día al sistema de transmisión nacional. [33] [34] Chevron ha indicado que las entregas de gas doméstico Gorgon comenzarán aproximadamente en el momento de la puesta en marcha del tercer tren de GNL. [35]
El proyecto propuesto atrajo críticas de grupos conservacionistas debido al impacto potencial sobre la ecología de la isla Barrow. La isla es una reserva natural de Clase A, hogar de la tortuga plana (clasificada como especie vulnerable [36] ) y de muchos otros animales que no se encuentran en el continente australiano. [27] [37] Otras preocupaciones están relacionadas con la idoneidad de los procedimientos de cuarentena en la isla Barrow para proteger contra especies introducidas, [38] 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 sido asesinados accidentalmente diariamente con un total conocido de 1550 desde que comenzó la construcción. [39]
{{cite web}}: |first=tiene nombre genérico ( ayuda )Mantenimiento CS1: varios nombres: lista de autores ( enlace ){{cite journal}}: Citar diario requiere |journal=( ayuda ){{cite web}}: |first=tiene nombre genérico ( ayuda )Mantenimiento CS1: varios nombres: lista de autores ( enlace )El gobierno de Australia Occidental insistió en Barrow CCS como condición para aprobar a Gorgon.