RETOS A FUTURO EN AGUAS ULTRAPROFUNDAS

PASARON 107 DÍAS para que la BP pudiera controlar el derrame ocasionado en el pozo Macondo situado en aguas ultraprofundas del golfo de México, luego de que la torre petrolífera Deepwater Horizon explotara el 20 de abril pasado y se hundiera dos días después.

Por supuesto, la reacción de la BP fue inmediata debido a las graves consecuencias que el derrame de crudo genera para el medio ambiente, además de la gran presión mundial que fijaba su atención en la que, hasta ahora, parece ser la catástrofe ecológica más significativa en la explotación de petróleo en aguas ultraprofundas.

Después de varios intentos BP señaló que la operación denominada static kill (eliminación estática) había tenido éxito, lo que suponía “un gran paso” para frenar definitivamente el vertido de crudo. La técnica static kill consiste en empujar el petróleo que emana del pozo hasta su lugar original mediante la inyección de cemento y lodo pesado.

La explosión de la torre Deepwater Horizon y el consecuente derrame del pozo Macondo será un precedente para las futuras exploración y explotación de crudo en aguas ultraprofundas. Sin duda es un gran reto para las empresas, no sólo por el desafío tecnológico que implica explotar un pozo a más de 2000 metros debajo del mar, sino porque los ojos del mundo estarán pendientes de dichas exploraciones, haciendo presiones de todo tipo para impedir que se realicen y evitar poner en riesgo el ecosistema del planeta.

Sin embargo, la realidad de la demanda de energía está ahí y el potencial de la explotación en aguas ultraprofundas parece ser promisorio. Sólo en el golfo de México se estima que hay de 30.000 a 40.000 millones de barriles de reservas de crudo. Fuente: PETROLEO INTERNACIONAL-Edición Nº4 Agosto-Setiembre 2010.

PRIMERA PLANTA DE GNL EN LATINOAMÉRICA

El presidente de Repsol, Antonio Brufau, y el presidente de Perú, Alan García, inauguraron la primera planta de licuefacción de gas de la región, en Pampa Melchorita, 170 kilómetros al sur de Lima, Perú.

La planta, que forma parte del proyecto Perú LNG, tuvo una inversión de US$ 3 800 millones, la mayor inversión realizada en la historia de Perú en un único proyecto. Repsol participa con un 20% en consorcio, formado junto con la estadounidense Hunt Oil (50%) la surcoreana SK Energy (20%) y la japonesa Marubeni Corporation (10%).

La planta, con una capacidad de 4,4 millones de toneladas/año, procesará 17 millones de m3/día de gas, lo que equivale, aproximadamente, a un 15% del consumo anual en España. Cuenta con los dos mayores tanques de almacenamiento de Perú (con 130.000 m3 de capacidad cada

uno de ellos) y una terminal marina de más de un kilómetro que recibirá buques con capacidades de entre 90.000 m3 y 173.000 m3. El suministro de gas natural procede del yacimiento Camisea, en el que también participa Repsol con un 10%, y se realiza a través de un gasoducto de 408 kilómetros de longitud

cuya construcción forma parte del proyecto Perú LNG. Además, el proyecto contempla la comercialización en exclusiva por parte de Repsol de toda la producción

de la planta, de acuerdo con el contrato suscrito con Perú LNG que tendrá una duración de 18 años desde su entrada en operación comercial. Por su volumen, se trata de la mayor adquisición de GNL realizada por Repsol en toda su historia. Adicionalmente, Repsol cuenta con un contrato de suministro de gas natural licuado (GNL) a la terminal de gas natural en el puerto de Manzanillo, en las costas mexicanas del Pacífico.

Fuente: PETROLEO INTERNACIONAL-Edición Nº4 Agosto-Setiembre 2010.

EL DATO: Según BP, en los intentos de limpieza y contención de la fuga se han logrado capturar alrededor de 800.000 barriles de petróleo vertido por el pozo, de un total de 4,9 millones.

EL DATO: Según BP, en los intentos de limpieza y contención de la fuga se han logrado capturar alrededor de 800.000 barriles de petróleo vertido por el pozo, de un total de 4,9 millones.