La compañía Royal Dutch Shell PLC ha confirmado que realizará las inversiones necesarias para construir su Unidad de Licuefacción y Almacenamiento Flotante de Gas Natural Licuado (FLNG por sus siglas en inglés).
El “Prelude”, nombre con el que fue bautizado el proyecto, será una mega estructura flotante con un tamaño equivalente a cuatro campos de fútbol, entre sus 260.000 toneladas de acero se tendrá todo lo necesario para extraer y producir gas natural de yacimientos submarinos hasta ahora inaccesibles o económicamente inviables de producir. Dicha producción podrá ser sometida a un proceso “in situ” de licuefacción que reducirá 600 veces su volumen para almacenarlo en estado líquido a presión atmosférica y convertido en gas natural licuado (GNL).
Este tipo de soluciones son las que Brasil requiere para explotar a plenitud sus yacimientos en el presal. “Estoy seguro de que en breve estaremos escuchando noticias sobre la implementación de la tecnología FLNG en Brasil”, dijo el analista en hidrocarburos, Bernardo Prado.
Al tener las facilidades de producción y licuefacción flotando encima del yacimiento, ya no son necesarias las plataformas de compresión ni los costosos gasoductos submarinos para transportar el gas a tierra, tampoco se necesita la infraestructura en tierra, una vez que el yacimiento submarino deja de ser productivo recojes tus “pilchas” y fijas rumbo hacia algún nuevo yacimiento. La tecnología FLNG es un “todo en uno” que definitivamente cambiará el juego de la producción gasífera submarina, dijo.
BOLIVIA
Con la tecnología FLNG, es una cuestión de tiempo para que Argentina reciba el GNL brasileño en sus terminales de regasificación, al parecer la integración energética regional se dará por barcos metaneros y no por gasoductos. Trinidad y Tobago, Perú, Brasil y (si se ponen las pilas) también Venezuela con el proyecto Mariscal Sucre, podrán satisfacer vía GNL la demanda de Argentina, Chile, Uruguay, Colombia e incluso Ecuador y Paraguay. Este es el momento preciso para que las autoridades bolivianas impulsen la salida del gas natural en forma de GNL, no importa el puerto.
Aquellos que sugieren que el gas boliviano no se exporte deben también sugerir la manera de garantizar que el gas que se deje de exportar generará, por ejemplo, los 2.800 millones de dólares que generó por su exportación durante 2010, sostuvo.
COMPARACIÓN
Según informó la Shell, el “Prelude FLNG” será diseñado para producir el equivalente a 3.6 millones de toneladas por año (MTPA) de GNL de los campos submarinos que están a 200 kilómetros de la costa noroeste de Australia. Esta es la mejor alternativa para monetizar reservas gasíferas en sitios apartados (stranded gas), donde no es económicamente viable la producción. El gas natural producido por el “Prelude” será transportado a los mercados demandantes en buques metaneros.
Shell ha dicho que el “Prelude” estará diseñado para soportar ciclones de la categoría cinco, la peor de las tormentas. La planta se construirá en unos astilleros de Corea del Sur, aunque se desconoce su costo. No se sabe exactamente la fecha de terminación de la FLNG, pero según la compañía, el “Prelude” debería comenzar su producción el año 2017.
Los planes de Shell en Australia comprenden diversas inversiones que rondarán los 30 mil millones de dólares durante los próximos cinco años. La instalación creará alrededor de 1.000 puestos de trabajo y contribuirá con 12.800 millones de dólares en ingresos fiscales durante los próximos 25 años.
Un proyecto de GNL, aseguran en Shell, es altamente complejo tanto desde el punto de vista técnico como del comercial. El proyecto debe tener en cuenta todos los aspectos de la cadena de producción desde el yacimiento, el tratamiento preliminar en los pozos, el transporte por ducto a la planta de licuefacción, el llenado de los metaneros, el transporte a las unidades de regasificación y, por último, la venta y distribución del gas ya sea como gas natural o como electricidad, dijo Prado.
Los proyectos de GNL son proyectos que representan varios miles de millones de dólares de inversión, por lo que requieren la participación de compañías integradas (que tengan unidades de exploración, producción y distribución de gas) de alta solvencia económica y entidades financieras que contribuyan el capital de inversión. Todos estos factores han creado una industria en la cual el riesgo de inversión sea bajo y requiere que tanto los contratos de compra y venta de gas sean a largo plazo, en este caso 20 años con reservas mínimas en el orden de 12 TCF (Trillones de pies cúbicos por sus siglas en inglés).
Fuente: periódico "El Diario" La Paz-Bolivia - 25/05/2011
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