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El offshore supera los miedos y comienza a ser una realidad

Fénix y Argerich son los proyectos que generan expectativas. El potencial del Mar Argentino podría convertir al país en un jugador de clase mundial.

El offshore no es una actividad nueva en Argentina. Históricamente se han perforado 187 pozos en el Mar Argentino de los cuales 36 son productivos y se encuentran en la Cuenca Austral. El segmento está cerca de cumplir 40 años de producción y no ha registrado ningún problema ambiental.

Las cuencas offshore son estudiadas desde la década del 40 y se perforaron por primera vez a finales de la década del 60. La más alejada de las costas argentinas es la Cuenca Argentina donde el consorcio de Equinor, YPF y Shell buscarán un gran yacimiento petrolero de la mano del Pozo Argerich.

Sin embargo, una campaña de desinformación y un amparo presentado por Greenpeace llevaron a que el proyecto se viera retrasado. El panorama que se planteaba era de playas llenas de petróleo y una Buenos Aires contaminada.

Lo cierto es que la Justicia falló a favor de la industria y habilitó la prospección sísmica en la Cuenca Argentina Norte. Es que el offshore en Buenos Aires no es una palabra ajena. El ejemplo característico es la Cuenca del Colorado, que está situada en la porción sudeste de la provincia y tiene una superficie de 160 mil kilómetros cuadrados.

Su exploración comenzó a fines de la década del 50 en la parte continental con siete perforaciones realizadas por Shell y Esso y 2 perforaciones de YPF. Ninguno de estos sondeos encontró hidrocarburos.

A mediados de la década del 70 se perforó en áreas costa afuera, hacia el centro occidental de la cuenca y con objetivos principalmente orientados a secuencias deltaicas del Cretácico superior. La compañía Hunt perforó tres pozos y el consorcio Phillips-Agip realizó nueve perforaciones. Se encontraron rastros muy pobres de petróleo y se advirtió la ausencia de una fuente de maduración adecuada en el sector perforado y el defectuoso posicionamiento estructural de los pozos.

YPF insistió con dos sondeos exploratorios en 1977: Puelche x-1 y Ranquel x-1, pero tampoco tuvo éxito, aunque aportaron dos datos muy importantes: presencia de Pérmico superior y capacidad de generación de gas en su parte superior.

Con el Plan Houston ingresaron al área, en 1990, Unión Texas y Pérez Companc, asociación a la cual se sumó YPF en 1993.

Hasta fines de 1996 Unión Texas había relevado 7.184 kilómetros de datos sísmicos, procesado 3.959 kilómetros de datos obtenidos en la década del 70 y perforado tres pozos.

El primer pozo, Cruz del Sur x-1, llegó a 4.288 metros de profundidad total. Localizado en el flanco de un anticlinal fallado, detectó rastros de petróleo y gas en las areniscas de una sección de rift sobre un intervalo de 1200 metros. También recobró por primera vez en la cuenca algunos litros de petróleo de 39° API en dos zonas de la sección inferior de rift y detectó rastros de petróleo en los 150 metros superiores de la sección pérmica.

El mismo sondeo encontró evidencias de dos rocas generadoras de petróleo: una en la sección superior del rift y la otra en una sección desconocida, que también puede ser una unidad pre-rift.

La exploración permitió establecer la presencia de rocas generadoras de hidrocarburos en estas latitudes del margen continental argentino. Todavía no se conocen ni el grado de madurez de esa roca generadora.

Otro presagio del offshore es el proyecto Fénix, que se encuentra a 60 kilómetros de la costa de Tierra del Fuego en la Cuenca Austral. Actualmente, en esa región se produce el 20% del gas natural del país.

La iniciativa es llevada a cabo por el consorcio conformado por TotalEnergies, Wintershall Dea y Pan American Energy (PAE) y despierta grandes expectativas en la región.

Fénix tiene previsto entrar a producción para finales de 2024 con la perforación de tres pozos horizontales y generaría una producción de 10 millones de metros cúbicos día, que representaría el 8% de la producción total y significaría casi 100 millones de dólares para el país.

Se estima que los trabajos de instalación de la plataforma comenzarán en 2023 por lo que la cuestión logística no puede ser dejada al azar. Las autoridades estiman que se necesitan más de 10 embarcaciones para instalar la plataforma y el desafío está en sortear la falta de disponibilidades de los equipos. La plataforma se conectará con Vega Pléyade a través de 35 kilómetros de ducto submarino para que ambos yacimientos puedan producir y optimizar costos. El gas producido será procesado y acondicionado en la planta de río Cullen y luego ingresará al Gasoducto San Martín.

Estos dos proyectos permitirían que el país se convierta en un jugador de clase mundial y se siente en la mesa de los grandes productores.

> Argerich: una ventana de 200 mil barriles diarios

El pozo exploratorio Argerich está ubicado a 307 km de Mar del Plata y a 320 km en línea recta de Puerto Quequén. La profundidad programada para el pozo es de 4.050 metros con una profundidad de agua de 1.535 metros, y se establece un área de 500 metros de radio a su alrededor como área del proyecto siendo la superficie de ocupación proyectada para la actividad de 0,78 km2.

Los trabajos consisten en la realización de un pozo vertical hasta 2.500 metros en cinco secciones, de las cuales, las primeras cuatro estarán revestidas con cemento. El relevamiento ambiental del fondo marino se realizará usando un Vehículo Operado a Distancia (ROV, por sus siglas en inglés) antes del inicio de las operaciones y una vez finalizadas. El proceso completo durará unos 60 días.

En caso que los estudios sean positivos, se estima que el proyecto Argerich podría alcanzar un volumen de producción de 200 mil barriles diarios con un “plateau” o meseta de producción relativamente constante de entre 4 y 6 años. Esto significaría un valor cercano a la producción total actual de YPF (convencional y no convencional). Además, las autoridades estiman que el bloque CAN_100 podría llegar a los 1.000 millones de barriles de petróleo.

La vida útil del proyecto integral, en la fase de producción, se estima en 15 años (2030-2045), en los que se producirá un total de 610 millones de barriles, aproximadamente.

Las chances de ocurrencia de los recursos a investigar oscilan entre el 10 y el 20% y, si los resultados son los esperados, el potencial total de la Cuenca Argentina Norte podría ser 4 veces el potencial del CAN-100, cercano a 28 BBOE.

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