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India: č una piattaforma petrolifera offshore ad accaparrarsi pių carbon credits

LIVORNO. Secondo The Times of India, l'impresa statale indiana Oil and Natural Gas Corporation (Ongc) è diventata, con 10.722 certificati di riduzione delle emissioni ricevuti dall'Onu, il primo settore pubblico a produrre entrate per il commercio di carbon credits.

I certificati di riduzione delle emissioni dell'Onu sono arrivati per un progetto di recupero di calore dai gas di scarico. Un comunicato della Ongc spiega che «il progetto di recupero di calore è il primo dei sei che Ongc ha registrato con il clean development mechanism (Cdm) della Framework Convention on Climate Change dell'Onu (Unfccc). All'interno del processo Cdm, ci sono due tappe importanti: la registrazione e il rilascio dei certificati». La registrazione qualifica un progetto Cdm in grado di  acquisire Certified emission reduction (Cer) e di diventare uno dei  concorrenti del mercato del carbonio .

Il carbon trading è uno dei mercati finanziari in più rapida crescita. Secondo The Times of India «L'India offre un grande potenziale per il Cdm a causa della sua diretta dipendenza dai combustibili per lo sviluppo. Quindi, i Paesi con costi di abbattimento e di transazione relativamente bassi, come l'India, sono una grande attrazione per i progetti Cdm. Alcune stime valutano gli scambi di carbonio a 64 miliardi dollari nel 2007».

«Il progetto Waste heat recovery a Mumbai High recupera il calore dei fumi dei gas esausti del combustibile di due Process gas compressors (Pgs) - spiega un comunicato dell'Omgc - I Pgs sono utilizzati per comprimere il gas associati alla produzione di petrolio greggio, e sono installati presso le piattaforme  offshore Mumbai South (Msp). La Msp è la prima piattaforma dell'Ongc ad avere un process gas compressor con un'unità di recupero del calore residuo. La Ongc ha installato waste heat recovery units (Whru) in ciascuno dei punti di scarico dei gas esausti e il calore residuo viene utilizzato nel procedimento  per riscaldare il petrolio che è ulteriormente utilizzato per vari processi di calore nelle attività di produzione del  greggio. L'attività progettuale ha anche ridotto il consumo di gas naturale, che è anche utilizzato per il riscaldamento nel procedimento per le attività di produzione di greggio».

Le Mumbai High sono piattaforme petrolifere offshore nel Mar Arabico a circa 160 km ad ovest di Mumbai. Il giacimento è stato scoperto nel 1974 e la Oil and Natural Gas Corporation lo ha messo in produzione nel 1976 con due blocchi indipendenti: Mumbai High North (Mhn) e Mumbai High South (Mhs).

Nel 2000 la Ongc  ha annunciato un  piano per la riqualificazione per la Mumbai High. Con una spesa prevista di 90 miliardi di rupie in cinque anni per la valorizzazione del campo. Il piano di riqualificazione è stato suddiviso in due fasi. La prima fase è iniziata nel 2000 e completata nel dicembre 2006. Ed avrebbe dovuto fornire una produzione aggiuntiva di greggio di 23,25 milioni di tonnellate metriche  (MMT) Per essere trasformati in "petrolio greggio equivalente", si ottiene moltiplicando le quantità di prodotti petroliferi per il fattore di conversione 1,065. Attualmente il campo petrolifero ha riserve per un miliardo e 659 Mmt ed una produzione di circa 12 Mmt all'anno di petrolio e  dovrebbe fornire 6,1 miliardi di metri cubi di gas  entro il 2030, da 73 nuovi pozzi.

Nel marzo 2008 la produzione di petrolio di tutti i pozzi era di 9,34 Mmt e quella di gas di 2,89 miliardi di m3. Il campo petrolifero ha raggiunto il suo picco di produzione di 400.000 barili di petrolio al giorno nel 1985 e l'ha mantenuto fino 1989. Il successivo calo di produzione di petrolio ha portato alla necessità di un piano di riqualificazione. La produzione è diminuita progressivamente fino al 2001, con 220.000 barili di petrolio ed a 10 milioni di m3 di gas al giorno. La prima fase di riqualificazione ed efficienza ha portato ad un aumento del 29% della produzione. La seconda fase annunciata nel 2009, si dovrebbe tradurre in un aumento delle produzione di greggio di 17,354 Mmt e di 2,987 miliardi di metri cubi di gas, per un totale di 20,34 Mmt equivalenti di petrolio entro il marzo 2030.

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