Algunos datos curiosos sobre la industria gasífera uruguaya

¿Por qué las reservas de petróleo y gas en las offshore de Uruguay no se han desarrollado antes?

Hay varias razones. El primero es que ha habido pocos pozos exitosos en las cuencas del Atlántico Sur al sur de la Cordillera Walvis, esto incluye las cuencas africanas y las cuencas sudamericanas.

Históricamente, hasta hace poco, se han perforado muy pocos pozos en estas cuencas del sur de América del Sur. Desde la Cuenca de Santos hasta las Islas Malvinas había aproximadamente 50 pozos secos, todos en el estante, y solo dos en Uruguay. Como resultado, el área fue percibida como de muy alto riesgo. A partir del desarrollo en las cuencas brasileñas de Campos y Santos, se sabía que las aguas profundas tenían las mayores perspectivas potenciales y se conocía una gran fuente de roca, la Lagoa Feia.

¿Cuáles son las reservas de las offshore estimadas de Uruguay?

Por ahora, se estima, con base en los cálculos del Servicio Geológico de EE. UU. De las cuencas Pelotas y Salado-Punta del Este -las dos cuencas costa afuera de Uruguay- un rango de uno a dos mil millones de barriles de petróleo Bbo, y 3Tcfg-5Tcfg y 12Tcfg-20Tcfg y 300MMbc-500MMbc.

 ¿Cuáles son los principales desafíos a los que se enfrenta la industria de petróleo y gas costa afuera de Uruguay?

En este momento, los bajos precios del petróleo representan el mayor obstáculo para el interés de los inversores en la región. Las empresas reducen aún más los gastos de capital en cantidades significativas este año, y la actividad de exploración / frontera será lo primero que se haga.

Además, el riesgo de exploración / escasez de perforación es otro desafío. No se sabe mucho, la competencia con otras jugadas en alta mar en la región también será un problema. Con la apertura de la industria del petróleo y el gas en México, muchas compañías estarán interesadas en el Golfo de México en el lado mexicano. Esa área podría ser más atractiva, ya que está en una cuenca que ha demostrado ser productiva y prolífica en el lado de los EE. UU. Frente a, digamos, Uruguay.

Desde el punto de vista administrativo, Uruguay ha demostrado que ha reconocido la difícil situación que otorga a los tres operadores con cinco bloques costa afuera de la Ronda II de Uruguay una extensión de un año y medio a sus períodos de exploración. Además, ANCAP ha indicado que para la Ronda III, los términos del contrato probablemente se mejorarán con al menos períodos de exploración más largos.

Un desafío adicional es la infraestructura en el caso de que las cuencas marinas sean propensas a los gases. Esto requeriría la construcción de una importante infraestructura de gasoductos en la costa.

 ¿Cuál es el futuro de la industria gasífera en Uruguay?

La construcción de la nueva planta de regasificación de GNL, GNL del Plata, es el primer paso en la política energética uruguaya hasta el 2030. El objetivo es lograr la autosuficiencia energética en la próxima década aumentando la matriz energética de Uruguay para incluir el 50% energías renovables no subsidiadas, y al disminuir las importaciones de petróleo. La planta de regasificación de GNL del Plata, que requirió una inversión de $ 1.1 mil millones (B), generará 10 millones de metros cúbicos por día (MMcmd) de gas natural. La mitad de este volumen se usará para consumo interno, y el resto se exportará.

 ¿Cómo sería el proceso de regasificación en la planta GNL del Plata?

Una vez que el buque de GNL llega al terminal de regasificación, el GNL se transfiere a través de la bomba a la FSRU. La instalación contiene una unidad de regasificación para convertir el GNL a su estado gaseoso. La instalación de regasificación obtiene agua del Río de la Plata. Hay una gran diferencia de temperatura entre el GNL, que se almacena a -162 ° C y el agua del río. El proceso por el cual se intercambia el calor nunca permite que el GNL entre en contacto directo con el agua del río.

El agua, que se enfría durante el proceso de regasificación, se devuelve al río a una distancia de la instalación de desgasificación, para no afectar la temperatura total del río. El agua devuelta recupera su temperatura rápidamente. Durante la demanda máxima, un barco de GNL llegará cada mes y se acoplará mientras el GNL se descarga durante un período de 24 horas.

 ¿Qué beneficios traería la nueva planta de regasificación?

• Una disminución en el costo de generar electricidad al sustituir el gas natural por gasolina

• Mayores ganancias para la petrolera uruguaya ANCAP por el transporte y distribución de gas natural

• Una disminución en el precio del gas natural para usuarios domésticos, tanto residenciales como comerciales

• Mayores ingresos para el gobierno.

 ¿Cuál es la infraestructura de la planta GNL del Plata?

El proyecto de GNL también incluye la construcción de los muelles y muelles de carga, que, al final del contrato de 15 años con GDF Suez, pasarán a ser propiedad de UTE y ANCAP. Sayago Gas arrendará y operará estas instalaciones y el barco cisterna de regasificación por otros cinco años, con la opción de extender el contrato por cinco años adicionales.

¿De qué está compuesta la planta regasificadora?

Los componentes de la nueva terminal son una unidad receptora para el almacenamiento y la regasificación de GNL, un gasoducto subacuático que descargará gas a la terminal terrestre, la estación de transferencia de gas y una tubería que moverá el gas a la unión con el ya existe el gasoducto Cruz del Sur, que conecta con Argentina.

 ¿Cuáles son los principales distribuidores de gas en Uruguay?

Montevideo Gas, Riogas, Distribuidora Uruguaya de Combustibles S.A. (DUCSA), PetroBras Uruguay.

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