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Offshore: una historia de exploración

El segmento cuenta con proyectos que no dieron buenos resultados, pero Fénix y el Pozo Argerich elevan las expectativas del offshore en el Mar Argentino.

Los fantasmas que amenazaban al desarrollo del offshore en el Mar Argentino comienzan a desaparecer. El Pozo Argerich es una prueba de ello. Los amparos que impidieron la exploración del bloque CAN 100 quedaron atrás y se espera que en octubre comiencen las tareas sísmicas a 307 kilómetros de Mar del Plata. Los actores de la industria proyectan que el yacimiento tendría una capacidad de producir 200.000 barriles de petróleo día, equivalente a casi al 40% del petróleo que produce actualmente el país.

Otro de los proyectos que genera expectativas es Fénix. El consorcio integrado por TotalEnergies, Pan American Energy (PAE) y Wintershall Dea perforará tres pozos a 80 kilómetros de la costa de Tierra del Fuego, que fueron descubiertos a finales de los ochenta. Se estima que la iniciativa estará operativa a finales de 2024 e inyectará 10 millones de metros cúbicos al sistema nacional a través del Gasoducto San Martín.

Con este panorama, el offshore abre un camino de esperanzas para que el país de un paso más hacia el autoabastecimiento energético.

El segmento tiene un historial de exploración que comenzó en la década del sesenta. Según datos de la Secretaría de Energía de la Nación, en la actualidad se registraron 393.000 kilómetros de exploración sísmica 2D y 29.000 kilómetros cuadrados de sísmica 3D. Además, se perforaron más de 400 pozos en el Mar Argentino, todos ellos en el ámbito de la plataforma y en aguas poco profundas.

La perforación del primer pozo del segmento se estableció en 1969 en la Cuenca del Salado y tuvo una profundidad de 3.245 metros a cargo de la compañía Sun Oil. Un año más tarde, la empresa AGIP encontró los primeros indicios de crudo en el pozo Marta x-1 a 2.150 metros bajo el nivel del mar en la Cuenca del Golfo San Jorge. Las pruebas daban un petróleo de la misma calidad que el Medanito.

El tiempo pasó hasta que, en 1982, se descubrió gas en el yacimiento Hidra de la Cuenca Austral. El bloque comenzó su producción siete años más tarde lo que marcaría el inicio del desarrollo offshore ya que la región es quien concentra la actividad en el país a partir de la puesta en funcionamiento del proyecto Carina-Aries en 2005 y de Vega Pléyade en 2015.

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Los años noventa estuvieron marcados por los proyectos de las Cuencas Salado, Colorado, Rawson y San Julián. El trabajo “Perspectivas exploratorias de la plataforma continental argentina” de Daniel Kokogian, consultor energético y actual director de CGC realiza un repaso de la actividad en estas regiones.

Los pozos Tayra x-1, perforado por Esso en 1990, en la Cuenca de Rawson, y San Julián es-1, perforado por Petrobras en 1994, en la Cuenca de San Julián, detectaron una presencia abrumadora de capas rojas y ausencia de indicios de rocas generadoras. “Podría afirmarse que estos resultados ubicaron a estas dos pequeñas cuencas casi fuera de las posibilidades de albergar hidrocarburos”, subraya Kokogian.

En cuanto a los sectores de la plataforma interna de las Cuenca del Salado y Colorado también brindaron resultados negativos con ausencia de indicios de rocas generadoras. Un dato extremadamente negativo, pero que el consultor energético considera que la plataforma externa de estas regiones amerita y necesita exploración adicional.

La Cuenca del Golfo San Jorge también merece una mención especial. Los cuatro pozos que se realizaron han verificado la continuidad de los plays productivos en el continente por lo que Kokogian sostiene que no se trata de una cuestión de explorar, sino de esperar que “los recursos allí ubicados puedan ser transformados en reservas, ya sea por adelantos tecnológicos o, lisa y llanamente, por un escenario de precios del petróleo, que permita su explotación comercial”.

En los últimos meses hubo una intención del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut de reactivar las campañas offshore, pero estas fueron descartadas por el momento por las autoridades provinciales.

En tanto, la Cuenca de Malvinas cuenta con una prospección sísmica 3D de 17.800 kilómetros cuadrados y con el único pozo en aguas profundas: Malvinas x-1 que fue realizado en 2011 con una profundidad de agua de 492 metros. Además, en la región se desarrollaron tres descubrimientos de petróleo no comerciales y las esperanzas están puestas en los resultados que se obtengan en las tareas que se llevarán a cabo en la parte oeste.

El offshore genera esperanzas en la industria hidrocarburífera con los proyectos que están en carpeta y con un avance de la curva de aprendizaje. Todo será cuestión de articular bien las oportunidades.

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