Projekt gazowy Gorgon - Gorgon gas project
 Lokalizacja niektórych złóż gazu Greater Gorgon w stosunku do wyspy Barrow i przyległej linii brzegowej
| |
| Lokalizacja | |
|---|---|
  Projekt gazowy Gorgon Lokalizacja w Australii
| |
| Lokalizacja | Wyspa Barrow |
| Stan | Zachodnia australia |
| Kraj | Australia |
| Współrzędne | 20°47′S 115°25′E / 20,79°S 115,41°E Współrzędne: 20°47′S 115°25′E / 20,79°S 115,41°E |
| Produkcja | |
| Produkty | Skroplony gaz ziemny , kondensat , gaz rurociągowy |
| Właściciel | |
| Spółka |
Chevron Corporation (47,3%) ExxonMobil (25%) Royal Dutch Shell (25%) Osaka Gas (1,25%) Tokyo Gas (1%) Chubu Electric Power (0,417%) |
| Strona internetowa | Chevron Gorgon Site |
Projekt gazowy Gorgon to trwający kilkadziesiąt lat projekt dotyczący gazu ziemnego w Australii Zachodniej , obejmujący zagospodarowanie złóż gazowych Greater Gorgon, podmorskiej infrastruktury do gromadzenia gazu oraz instalacji skroplonego gazu ziemnego (LNG) na wyspie Barrow . Projekt obejmuje również krajowy komponent gazowy. Budowa została zakończona w 2017 roku.
Lokalizacja
„Wielka Gorgona” odnosi się do zgrupowania kilku złóż gazu, w tym Gorgon, Chandon, Geryon, Orthrus, Maenad, Eurytion, Urania, Chrysaor, Dionizos, Jansz/Io i West Tryal Rocks, położonych w zlewni Barrow Basen Carnarvon . Pole Gorgon znajduje się około 130 kilometrów (81 mil) od północno-zachodniego wybrzeża Australii Zachodniej, gdzie głębokość wody wynosi około 200 metrów (660 stóp). Inne pola w grupie leżą na północy, takie jak Jansz-Io, który zajmuje powierzchnię 2000 kilometrów kwadratowych (770 ²), na głębokości 1300 metrów (4300 stóp).
Wyspa Barrow leży u wybrzeży Pilbara , 85 km (53 mil) na północny-północny-wschód od Onslow i 140 km (90 mil) na zachód od Karratha . Największa z grupy wysp, do których należą wyspy Montebello i Lowendal, ma 25 kilometrów (16 mil) długości i 10 kilometrów (6,2 mil) szerokości, obejmując 235 kilometrów kwadratowych (91 ²).
Historia
Do końca 2001 r. w zlewni Barrow wywiercono ponad 200 odwiertów poszukiwawczych, w tym West Tryal Rocks w 1972 r. i Spar w 1976 r. – oba odkryte przez pionierską firmę West Australian Petroleum (WAPET). z Western Australian przemysłu naftowego . WAPET był operatorem w imieniu różnych wspólnych przedsięwzięć obejmujących Chevron , Texaco , Shell i Ampolex (oddział poszukiwawczy Ampol ). Chevron i Texaco połączyły się w 2001 roku, Mobil przejął Ampolex, a później połączył się z Exxon, tworząc ExxonMobil . W 2000 roku Chevron stał się operatorem wszystkich aktywów naftowych WAPET.
WAPET odkrył Gorgon w 1981 roku, wiercąc odwiert Gorgon 1. Późniejsze odkrycia obejmowały Chrysaora (1994) i Dionizosa (1996). Akumulacja gazu Jansz-Io, odkryta w styczniu 2000 roku, zawiera szacunkowo 566 miliardów metrów sześciennych zasobów do wydobycia.
Projekt otrzymał wstępne zgody środowiskowe od rządu Australii Zachodniej we wrześniu 2007 r. oraz od Federalnego Ministra Środowiska w następnym miesiącu, po uzyskaniu zasadniczo zgody od rządu Australii Zachodniej na ograniczone użytkowanie Wyspy Barrow we wrześniu 2003 r. Deweloperzy projektu następnie przedłożyli zrewidowane plany dotyczące rozszerzenia rozmiaru projektu. W dniu 11 sierpnia 2009 r. rząd stanowy otrzymał ostateczną zgodę środowiskową. 26 sierpnia 2009 r. Federalny Minister Środowiska ogłosił, że rozbudowany projekt na wyspie Barrow otrzymał warunkową zgodę środowiskową.
Podczas australijskiej federalnej kampanii wyborczej w 2007 r. Australijska Partia Pracy ogłosiła, że przyszły rząd Partii Pracy odłoży 25% przyszłego podatku czynszowego z zasobów ropy naftowej z projektu Gorgon w celu ustanowienia Funduszu Infrastruktury Australii Zachodniej. Chociaż oficjalnie nie podano terminu, dwa cykle wyborcze później, w 2013 r., obietnica ta nie została jeszcze spełniona. Składki PRRT są często opóźnione w zależności od odliczeń podatkowych, do których kwalifikują się firmy, a ówczesny rząd Julie Gillard zaproponował, aby został ponownie przeanalizowany, gdy dochody zaczną płynąć z projektu. Jednak starszy wykładowca Uniwersytetu Monash i ekspert ds. prawa podatkowego i polityki surowcowej Diane Kraal oszacowała w 2017 r., że w obecnym systemie fiskalnym projekt Gorgon Gas musi jeszcze wnieść wkład do systemu PRRT i będzie dopiero około 2030 r.
Pola gazowe
Pola gazowe Gorgon i Jansz-Io znajdują się 200 km (120 mil) od wybrzeża Australii kontynentalnej. W 2006 r. Chevron, lider projektu, pracował z szacowaną bazą zasobów wynoszącą 40 bilionów stóp sześciennych. Późniejsze szacunki zostały umieszczone objętości gazu ziemnego na 35,3 biliona stóp sześciennych (1000 x 10 9 m 3 ), która może mieć żywotność 60 lat.
Według Chevron, pole Janz-Lo znajduje się 9100 - 10350 stóp pod dnem morskim, podczas gdy pole gazowe Gorgon znajduje się 11350 - 13600 stóp pod dnem morskim. Chociaż jest to spowodowane tym, że pole gazowe Gorgon znajduje się bliżej lądu niż pole Janz-Lo, gdy ląd zakrzywia się w górę, tworząc Wyspę Barrow , oba pola znajdują się około 14 615 stóp pod poziomem morza.
Deweloperzy
Projekt został opracowany przez Gorgon Joint Venture, który od 2009 roku składał się z australijskich spółek zależnych trzech globalnych firm energetycznych:
- Chevron Australia i Texaco Australia (obie spółki zależne Chevron ) (47,3% udziałów i operator projektu) wykorzystujące spółkę Kellogg Joint Venture do projektowania, zamawiania i budowy wszystkich obiektów downstream (partnerami w tym JV była Clough , spółka zależna Murray & Roberts )
- Shell Development Australia (spółka zależna Royal Dutch Shell ) (25%)
- Mobil Australia Resources (spółka zależna ExxonMobil ) (25%)
- Gaz z Osaki (1,25%)
- Gaz Tokio (1%)
- Energia elektryczna Chubu, obecnie JERA (0,417%)
Zakres
Zakres projektu obejmuje:
- 300 ha ziemi zostało zakupione na Barrow Island
- 3 pociągi LNG , każdy zdolny do skroplenia 5,2 miliona ton metrycznych LNG rocznie
- Całkowita wydajność 15,6 mln ton metrycznych LNG rocznie
- 300 teradżuli dziennie gazownia domowa
- Włamanie miało miejsce 1 grudnia 2009 r.
- LNG do użytku komercyjnego po raz pierwszy opuścił Barrow Island w 2016 r. Pierwszy zbiornikowiec LNG Asian Excellence opuścił 21 marca 2016 r., a główne dostawy krajowe do Australii Zachodniej rozpoczęły się w grudniu tego samego roku.
- Od 2009 r. produkcja miała zakończyć się między 2054 a 2074 r
Zgodnie z Oświadczeniem o oddziaływaniu na środowisko z 2009 r. przy użyciu początkowo 18 odwiertów gaz miał być dostarczany za pośrednictwem podmorskich systemów zbierania i rurociągów na północno-zachodnie wybrzeże Barrow Island, a następnie podziemnym systemem rurociągów do zakładów przetwarzania i skraplania gazu na wyspie wybrzeże południowo-wschodnie. Zakład miał składać się z 3 pociągów skroplonego gazu ziemnego (LNG), każdy o zdolności produkcyjnej 5,2 mln ton rocznie (MTPA).
Dwutlenek węgla (CO 2 ), który stanowi około 15% strumienia surowego gazu ze złoża Gorgon, zostanie usunięty, a następnie wtłaczany do formacji 2 km pod wyspą, z 3,4 do 4 mln ton CO
2planowane do przechowywania każdego roku. Włączenie projektu wychwytywania dwutlenku węgla było wymagane przez australijskie organy regulacyjne ds. ochrony środowiska. Jednak w grudniu 2017 ogłoszono, że problemy techniczne powodują, że CO
2nie będą przechowywane do końca 2018 lub początku 2019 roku, czyli dwa lata po uruchomieniu zakładu. Da to 5,5-7,8 mln ton CO
2jest zwolniony. Zatłaczanie dwutlenku węgla rozpoczęło się w sierpniu 2019 r., przy czym pełne dawki zatłaczania są przewidywane do pierwszego kwartału 2020 r. (Nie zostało to niezależnie zweryfikowane od września 2020 r.).
Zgodnie z Oświadczeniem o oddziaływaniu na środowisko z 2009 r. LNG i kondensat , początkowo przechowywane w zbiornikach lądowych, miały zostać wyładowane z nabrzeża o długości 2100 m (1,3 mil) na zbiornikowce LNG i tankowce, w celu dostarczenia do klientów zamorskich. Gaz ziemny do użytku domowego będzie transportowany 70-kilometrowym podmorskim gazociągiem na kontynent, w celu przesyłu do lokalnych odbiorców.
W odniesieniu do całkowitej inwestycji w projekt Gorgon LNG artykuły medialne podały prognozy analityków dotyczące szacunkowych kosztów od 11 miliardów dolarów australijskich (w 2003 r.), 16 miliardów dolarów australijskich (2007 r.) i 50 miliardów dolarów w marcu 2009 r. do 43 miliardów dolarów we wrześniu 2009 r. i 53 AUD w 2015 roku.
Korzyści ekonomiczne
Modele ekonomiczne przeprowadzone w 2008 r. w ramach procesu oceny oddziaływania na środowisko prognozują następujące oddziaływania makroekonomiczne (na podstawie 30-letniego okresu):
- 6000 miejsc pracy w Australii Zachodniej na szczycie fazy budowy
- ponad 350 bezpośrednich i pośrednich miejsc pracy utrzymujących się przez cały okres trwania projektu
- wzrost krajowego Produktu Krajowego Brutto (PKB) o 64,3 mld AUD (w ujęciu wartości bieżącej netto)
- 33 miliardy dolarów wydatków na lokalnie kupowane towary i usługi
- dodatkowe dochody rządowe w wysokości około 40 miliardów dolarów australijskich (w dolarach z 2009 r.)
Sprzedaż gazu
Umowy eksportowe LNG
Umowy sprzedaży LNG zostały zawarte między wspólnikami joint venture a klientami w Chinach , Indiach , Japonii i Korei Południowej .
Chevron Australia zawarł umowy sprzedaży i zakupu (SPA) z Osaka Gas (1,375 Mtpa przez 25 lat i 1,25% kapitału w projekcie Gorgon), Tokyo Gas (1,1 Mtpa przez 25 lat i 1% kapitału), Chubu Electric Power, obecnie JERA (1,44 Mtpa przez 25 lat i 0,417 procent kapitału w Gorgon Project), GS Caltex z Korei Południowej (0,25 Mtpa przez 20 lat od Gorgon), Nippon Oil Corporation, obecnie JXTG (0,3 Mtpa przez 15 lat) i Kyushu Electric (0,3 Mtpa przez 15 lat). Chevron Australia miał również Heads of Agreement z Korea Gas Corporation (KOGAS) (1,5 Mtpa przez 15 lat), jednak doniesiono, że nie zostało to zakończone;
Shell zawarł długoterminowe umowy sprzedaży i zakupu LNG z PetroChina International Company Limited i BP Singapore Pte. Limited, a także posiada zabezpieczone zdolności w terminalach odbiorczych LNG, w tym w Energia Costa Azul LNG w Baja California w Meksyku oraz Hazira w Gujarat w Indiach.
Australijska spółka zależna ExxonMobil podpisała długoterminowe umowy sprzedaży i zakupu z indyjskimi Petronet LNG Limited i PetroChina International Company Limited na dostawę LNG z Projektu Gorgon. Umowa z Petronet LNG dotyczy dostaw około 1,5 Mtpa LNG w okresie 20 lat, natomiast umowa z PetroChina dotyczy dostaw około 2,25 Mtpa w okresie 20 lat. Łącznie te dwie umowy sprzedaży i zakupu wiążą udział spółki zależnej ExxonMobil w LNG z 15 Mtpa Gorgon LNG Project.
Gaz domowy
Zgodnie z postanowieniami ustawy Barrow Island Act (2003) wspólnicy joint venture są zobowiązani do zarezerwowania 2000 petażuli gazu na dostawę na rynek krajowy. Spółka Gorgon Joint Venture ogłosiła plany utworzenia krajowego projektu gazowego, w tym plany stopniowej ekspansji umożliwiającej dostarczanie 300 teradżul gazu dziennie do krajowego systemu przesyłowego. Chevron zapowiedział, że dostawy krajowego gazu Gorgon rozpoczną się mniej więcej w momencie uruchomienia trzeciego pociągu LNG.
Krytyka
Proponowany projekt spotkał się z krytyką grup konserwatorskich w związku z potencjalnym wpływem na ekologię Barrow Island. Wyspa jest rezerwatem przyrody klasy A i jest domem dla żółwia płaskogrzbietego (sklasyfikowanego jako gatunek wrażliwy) i wielu innych zwierząt, których nie ma na kontynencie australijskim. Inne obawy dotyczą adekwatności procedur kwarantanny na Wyspie Barrow w celu ochrony przed introdukowanymi gatunkami oraz zagrożeń związanych z geologiczną sekwestracją CO 2 . W listopadzie 2011 doniesiono, że rodzime zwierzęta na Barrow Island były codziennie przypadkowo zabijane, a znana liczba 1550 od rozpoczęcia budowy