| Corrib-Gasfeld | ||
|---|---|---|
| Land | Irland | |
| Region | Slyne-Muldenbecken | |
| Lage | westlich der Mullet-Halbinsel | 18/20; 18/25 |
| Offshore / Onshore | Offshore | |
| Betreiber | Shell E & P Irland | |
| Partner | Royal Dutch Shell (45%) Statoil (36,5%) Vermilion Energy Vertrauen (18,5%) | |
| Feldgeschichte | ||
| Entdeckung | 1996 | |
| Beginn der Entwicklung | 2004 | |
| Produktion | ||
| Geschätzte Gasmenge | 1.000 × 10 9 cu ft (28 × 10 9 m 3 ) | |
| Rückgewinnungsgas [19659003] 594 × 10 9 cu ft (16.8 × 10 9 m 3 ) | ||
| Herstellung von Formationen | Triassic Sandstones | |
Das Corrib-Gasprojekt (irisch: Tionscanamh Ghás Aiceanta na Coiribe ) fordert die Gewinnung einer Erdgaslagerstätte vor der Nordwestküste Irlands. Das Projekt umfasst die Entwicklung des Corrib-Gasfelds sowie den Bau der Erdgasleitung und einer Gasaufbereitungsanlage. Das Projekt ist auf erheblichen Widerstand gestoßen.
Geschichte [ edit ]
Die Tiefwasser-Explorationslizenz Nr. 2/93 für vier Blöcke im Slyne Trough wurde am 1. Januar 1993 für einen Zeitraum von 11 Jahren an Enterprise Oil vergeben und ihren Partnern Saga Petroleum Ireland Limited, Statoil Exploration (Ireland) Limited und Marathon International Petroleum Hibernia Limited. Die Lizenz wurde unter den Lizenzbedingungen für die Offshore-Exploration und Erschließung von Erdöl und Erdgas erteilt. 1992. [1] Das Erdgasfeld Corrib wurde 1996 entdeckt. Es war die erste kommerzielle Entdeckung von Erdgas in Irland seit der Entdeckung des Gasfelds Kinsale Head 1971. [2][3] Der erste Bohrloch wurde 1997 gebohrt. [4] Eine Reihe von Genehmigungen und Genehmigungen zur Entwicklung des Corrib-Projekts wurden 2001 erteilt. [5]
Im Jahr 2002 wurde Enterprise Oil von Royal Dutch Shell übernommen über die Bedienbarkeit des Projekts. Die Entwicklung des Projekts begann im Jahr 2004, verzögerte sich jedoch 2005, als sich Einheimische gegen das Projekt aussprachen. [4] Shell kündigte die Einstellung des Projekts an, um weitere Gespräche mit den anderen Parteien zu ermöglichen. Für ein Jahr wurden unabhängige Sicherheitsüberprüfungen durchgeführt, um verschiedene Sicherheitsbedenken im Zusammenhang mit dem Projekt zu lösen.
1999 wurde Saga Petroleum Teil einer Norsk Hydro und 2007 Teil Statoil. Im Juli 2009 erwarb Vermilion Energy die Beteiligung von Marathon Oil an dem Projekt. [6][7]
Entwicklung [ edit ]
Royal Dutch Shell schlug vor, das Corrib-Feld als Unterwasserproduktionsanlage mit zu entwickeln Onshore-Verarbeitung. Diese Entwicklungsmethode wird von Shell als bester Industriestandard für Gasfelder dieses Typs bezeichnet. Das Projekt umfasst die Entwicklung des Offshore-Betriebs einschließlich der Bohr- und Unterwasseranlagen, den Bau von Offshore- und Onshore-Pipelines sowie den Bau einer Onshore-Verarbeitungsanlage in Bellanaboy. [4][8]
Gasfeld [
Das Corrib-Gasfeld befindet sich etwa 83 Kilometer vor Erris Head in der Grafschaft Mayo in einem Gebiet, das als Slyne-Trog in Wassertiefen von 355 Metern bekannt ist. [8] Das Gas stammt aus dem Trias-Sandstein-Stausee 3.000 Meter unter dem Meeresboden. [4][8] Man nimmt an, dass die Reserven auf dem Feld etwa 1 Billion Kubikfuß (28 × 10 9 m betragen. 3 ), 70% des Volumens des Kinsale-Feldes. [4] Das Erdgas im Corrib-Gasfeld ist eine sehr reine Gasform, die aus etwa 97% Methan und Ethan besteht. [9] Das Corrib-Gas tut dies keinen Schwefelwasserstoff enthalten und Kohlendioxid macht nur 0,3% der Gesamtmenge aus Gas.
[10]
Das Unterwasserproduktionssystem wird von VetcoGray, einem Unternehmen von ABB, geliefert. Die Produktion im Gasfeld wird vom Bellanaboy Bridge-Terminal aus ferngesteuert. Im Corrib-Feld gibt es fünf Produktionsbohrungen, die von der halbtauchfähigen Transocean Sedco 711-Bohranlage gebohrt werden. Während des Betriebs ist für jede Vertiefung eine sogenannte "Weihnachtsbaumstruktur" vorgesehen, die alle Steuerungs- und Überwachungsgeräte enthält. Flexible Einzelströmungslinien verlaufen von jedem Bohrloch zu einem Produktionsverteiler, der das Gas in die Hauptrohrleitung einspeist. [10] Auf dem Feld ist keine Produktionsplattform installiert. [4]
Pipeline [ edit ]
Die Pipeline vom Corrib-Feld bis zum Landfall in Glengad soll eine Länge von etwa 90 km haben. [8] Die Pipeline hat einen Durchmesser von 20 Zoll (510 mm) und wird bei Drücken von 120–345 arbeiten Barren (12.000–34.500 kPa). [10] Im Sommer 2009 wurden an der Offshore-Strecke Arbeiten durchgeführt, bei denen an Bord des Solitaire-Rohrverlegungsschiffes mehr als 7.000 Rohrstücke miteinander verschweißt wurden. [11][12] Die Onshore-Pipeline befindet sich noch in der Vorschlagsphase wird voraussichtlich eine Länge von etwa 9 Kilometern haben und vom Lande bis zur Trocknungsanlage verlaufen.
Aufbereitungsanlage [ edit ]
Gas wird in der Aufbereitungsanlage 9 Kilometer im Landesinneren nahe der Bellanaboy-Brücke aufbereitet. Der Zweck der Anlage besteht darin, das Gas zu trocknen und Verunreinigungen zu entfernen. Die Anlage hat eine Kapazität von 10 Millionen Normkubikmeter gereinigten Gases pro Tag. Das verarbeitete Gas wird in das Gasnetz von Bord Gáis eingespeist. [8]
Die Rohrleitungen für die Onshore-Verarbeitungsanlage werden von Phoenix Pipes Limited in Slane, Co. Meath, hergestellt.
Partner [ edit ]
Shell E & P Ireland ist der Betreiber des Projekts. Das Unternehmen hält 45% des Eigenkapitals. Weitere Partner sind Statoil Exploration (Ireland) Limited (36,5%) und der Vermilion Energy Trust (18,5% des Eigenkapitals). [5][7]
Kontroverse [ edit
Einige Gegner der Regelung äußern Bedenken hinsichtlich der Gesundheit, Sicherheit und Umweltverträglichkeit der Onshore-Aspekte des Projekts. Andere befassen sich mit angeblichen Unregelmäßigkeiten und Präzedenzfällen rund um das Projekt. Viele Gruppen, vor allem die Kampagnen Rossport Five und Shell to Sea, lehnen die derzeitigen Pläne für das Projekt ab, die sie trotz der Zusicherungen von Shell als gefährlich ansehen.
[13][14] Eine gegenteilige Position vertritt die Gruppe Pro Gas Mayo. [15]
Ein Film über das Projekt The Pipe wurde am 8. Juli 2010 in Galway veröffentlicht Film Festival. [16]
Sicherheits- und Umweltbelange [ edit ]
Pipeline-Route [ edit ]
Die vorgelagerte Hochdruck-Gaspipeline Verbinden Sie die Brunnen mit der Inlandverarbeitungsstätte, die durch das Gebiet von Rossport in der Nähe der örtlichen Residenzen verläuft. Ein Bericht von Dr. Richard Kupriewicz schlussfolgerte, dass "das Gelände Fluchtwege für die Clusterbevölkerung im Falle eines Bruches [pipeline] im Wesentlichen unmöglich macht". [17]
Austritte aus dem Trocknungsprozess [ edit ]
Broadhaven Bay ist das vorgeschlagene Gebiet, um Abfälle aus dem Raffinationsprozess abzuführen. [18]
Planungsprobleme [ edit ]
Die Baugenehmigung wurde ursprünglich vom Vorstand von An Bord Pleanála ( der irischen Planungsbehörde). Der Bericht des leitenden Planungsinspektors Kevin Moore erklärte zum Teil: "[I] Es ist meine Behauptung, dass die geplante Entwicklung eines großen Terminals für die Gasaufbereitung in diesem ländlichen, landschaftlich reizvollen und unbeaufsichtigten Gebiet auf einem Sumpfhügel etwa 8 Kilometer vom Festland der Mayo-Küste entfernt ist Der Standort mit all seinen Schwierigkeiten bei der Standortentwicklung, der öffentlichen Sicherheit, nachteiligen visuellen, ökologischen und verkehrlichen Einflüssen sowie einer Reihe anderer wesentlicher Auswirkungen auf die Umwelt widersetzt sich jedem rationalen Verständnis des Begriffs "Nachhaltigkeit". " Im November 2009 ordnete An Bord Pleanála an, dass Shell die Pipeline umgestalten und den Weg von den Häusern weg verlagern solle, da dies ein "inakzeptables Risiko" darstelle. [19]
Es wurde geltend gemacht, dass die Steuer über die gesamte Lebensdauer des Feldes rund 1,7 Milliarden Euro betragen würde Von der irischen Regierung auf der Grundlage von Daten über die Größe des Feldes und die Gaspreise von 2008 erstellt. [20] Bis zum Jahr 2007 legten die Irish Petroleum Licensing Terms eine Steuer von 25% auf die Einnahmen aus der Gasproduktion vor. Im August 2007 wurde der Spitzensteuersatz für die rentabelsten Felder auf 40% erhöht. [21][22]
Die neuen Lizenzbedingungen forderten Änderungen der Steuer, die auf den Gewinnquoten der Felder (entsprechend der Gewinnquote abzüglich 25%) erhoben wurden. geteilt durch die kumulierte Höhe der Kapitalinvestitionen). Wenn dieses Verhältnis größer als 4,5 ist, wurde eine zusätzliche Steuer in Höhe von 15% erhoben, in einem Bereich zwischen 3,0 und 4,5 zusätzliche 10% und in einer Gewinnquote von 1,5 bis 3,0. Außerdem wurde eine zusätzliche Steuer in Höhe von 5% erhoben. Weniger profitable Felder waren nicht betroffen. [21]
Beschäftigung [ edit ]
Der Bau der Pipeline und der Anlage wird von Shells Wirtschaftsberatern, Goodbody Economic Consultants, erwartet, um 800 Zeitarbeitsplätze zu schaffen [19659096] und steigern die lokale Mayo-Wirtschaft um rund 181 Millionen Euro. Von Shell wird erwartet, dass das Werk im betriebsbereiten Zustand ca. 55 Mitarbeiter beschäftigt. [24]
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