El proyecto de gas Corrib ( en irlandés : Tionscanamh Ghás Aiceanta na Coiribe ) es un yacimiento 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 de gas natural y una planta de procesamiento de gas en tierra, que comenzó la producción de gas en 2015. Durante su desarrollo, el proyecto atrajo una considerable oposición .
El yacimiento de Corrib es la única fuente de producción de gas natural de Irlanda. [2]
La licencia de exploración en aguas profundas nº 2/93, que abarca 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 Limited . La licencia se emitió en virtud de los términos de la licencia para la exploración y el desarrollo de petróleo y gas en alta mar de 1992. [3] El yacimiento de gas natural de Corrib se descubrió en 1996. Fue el primer descubrimiento comercial de gas natural notificado en Irlanda desde que se descubrió el yacimiento 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 , que se hizo cargo de 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 las conversaciones con las partes opositoras. Durante un año, se llevaron a cabo revisiones de seguridad independientes para abordar diversas preocupaciones de seguridad en relación con el proyecto.
En 1999, Saga Petroleum pasó a formar parte de Norsk Hydro y, en 2007, de 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 yacimiento de gas. [11]
Royal Dutch Shell propuso desarrollar el yacimiento Corrib como una instalación de producción submarina con procesamiento en tierra. El proyecto incluía el desarrollo de instalaciones en alta mar, incluidos pozos e instalaciones submarinas, la construcción de tuberías en alta mar y en tierra, y la construcción de una planta de procesamiento en tierra en Bellanaboy . [6] [12]
El yacimiento de gas Corrib se encuentra 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 de alrededor de 1 billón de pies cúbicos (28 × 10 9 m 3 ), el 70% del volumen del campo Kinsale. [6] El gas se origina en un yacimiento de arenisca triásica a 3000 metros (9800 pies) por debajo del lecho marino. [6] [12] El gas natural en el campo de gas Corrib es una forma muy pura de gas, que consiste aproximadamente en un 97% de metano y etano . [13] El gas Corrib no contiene sulfuro de hidrógeno y el dióxido de carbono constituye solo 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 una estructura de "árbol de Navidad" encima que contiene el equipo de control y monitoreo. Este sistema de producción submarino fue construido por Vetco , el proveedor de perforación y producción en alta mar. Las líneas de flujo individuales flexibles se extenderán desde cada pozo hasta un colector de producción que alimentará el gas al gasoducto principal. [14] No hay una 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 la zona de desembarco en Glengad tiene una longitud de aproximadamente 90 km. [12] El oleoducto 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 marina se llevaron a cabo en el verano de 2009 e implicaron más de 7000 tramos de tubería que se soldaron a bordo del buque de tendido de tuberías Solitaire . [15] [16] El oleoducto terrestre tiene una longitud de 9 kilómetros (5,6 millas) y se extiende desde la zona de desembarco hasta la planta de procesamiento.
El gas se procesa en la planta procesadora situada en el interior, cerca del puente Bellanaboy. El objetivo de la planta es secar el gas y eliminar las impurezas. La planta tiene una capacidad de 10 millones de metros cúbicos estándar de gas purificado al día. El gas procesado se introduce en la red de gas de Bord Gáis . [12] Las tuberías para la planta procesadora en tierra fueron fabricadas por Phoenix Pipes Limited en Slane, condado de Meath.
Algunos opositores al proyecto expresaron su preocupación por el impacto en la salud, la seguridad y el medio ambiente de los aspectos terrestres del proyecto. Otros se mostraron preocupados por las presuntas irregularidades y precedentes que rodean 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 peligrosos a pesar de las garantías de Shell. [17] [18] El grupo Pro Gas Mayo mantiene una posición contraria. [19]
El 8 de julio de 2010 se estrenó en el Festival de Cine de Galway una película sobre el proyecto, The Pipe . [20]
El gasoducto de alta presión que conecta los pozos con el sitio de procesamiento interior atraviesa la zona 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 concentrada sean esencialmente imposibles en caso de una ruptura [del gasoducto]". [21]
Broadhaven Bay es el área propuesta para descargar los desechos del proceso de refinación [22]
La junta directiva de An Bord Pleanála (la autoridad de planificación irlandesa) denegó inicialmente el permiso de planificación . El informe del inspector de planificación Kevin Moore decía en parte:
En mi opinión, 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 del lugar de desembarco de Mayo, con todas sus dificultades 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 rediseñar el oleoducto y alejar su ruta de las viviendas, afirmando que representaba un "riesgo inaceptable". [23]
El gobierno irlandés ha afirmado que se obtendrán unos 1.700 millones de euros de ingresos fiscales durante la vida útil del yacimiento, basándose en datos sobre el tamaño del yacimiento y los precios del gas en 2008. [24] Hasta 2007, las Condiciones de Licencias Petroleras Irlandesas imponían un impuesto a la renta fijo del 25% sobre los ingresos de la producción de gas. En agosto de 2007, la tasa máxima del impuesto sobre los yacimientos más rentables se aumentó al 40%. [25] [26] Las nuevas condiciones de licencia exigían cambios en el impuesto aplicado en función de los índices de beneficios de los yacimientos (igual a la tasa de beneficio menos el 25% dividido por el nivel acumulado de inversión de capital). Cuando este índice es superior al 4,5, se impone un impuesto adicional del 15%, cuando está entre el 3,0 y el 4,5, un 10% adicional y cuando el índice de beneficios está entre el 1,5 y el 3,0, se añade un impuesto adicional del 5%. Los yacimientos 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 a 55 trabajadores cuando estuviera operativa. [28]
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