La plataforma Fénix de Total acaba de entrar en producción todos sus pozos y Shell realiza su prospección sísmica.

De acuerdo a la Agencia Internacional de Energía (IEA), aproximadamente el 30% de los hidrocarburos producidos en el mundo provienen de generación offshore, pero la cifra en la Argentina lejos está darle un lugar a esa potencial producción costa afuera, que llega a menos de 18% en gas natural, y en petróleo apenas al 1,7 del total nacional.

Son más de 50 los países que producen hidrocarburos en el mar, y la Argentina más allá de la histórica presencia en la Cuenca Austral, frente a las costas de Tierra del Fuego, está embarcada en un lento proceso de explorar el lecho de su litoral marítimo en procura de acrecentar de manera significativa sus reservas, más allá del aporte de Vaca Muerta.

En ese escenario, el hecho más relevante del offshore de los últimos cinco años -al menos-, se acaba de producir con la reciente entrada en producción de los últimos dos pozos pendientes de completación, de los tres pozos horizontales perforados en el proyecto Fénix, la plataforma montada en el Mar Austral por el consorcio encabezado por la francesa TotalEnergies.

El primer pozo ya entregaba a mediados de diciembre unos 5 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) y se inyectaba al sistema a través de un gasoducto submarino de 36 kilómetros que conecta a Fénix con la plataforma Vega Pléyade, y de ahí a la planta de tratamiento onshore de Río Cullen, al norte de Tierra del Fuego.

Tras una inversión de u$s 700 millones, Fénix alcanzó su plateua de 10 MMm3/d de gas natural convencional en las últimas jornadas, lo que representa aproximadamente el 8% del total nacional, y se convirtió en la sexta plataforma en aquellas latitudes marítimas. De ese conjunto de activos, solo Hidra produce petróleo offshore.

El enigma offshore

Desde 2018, la industria está enfocada en dilucidar el enigma que se presenta en el mar desde a las costas bonaerenses hasta el extremo sur, a lo largo de miles de kilómetros en los que se reproducen los proyectos de exploración offshore en busca de primeras definiciones alentadoras sobre el real potencial comercial de lo que puede ser una segunda Vaca Muerta.

Los descubrimientos de los últimos años de enormes yacimientos de petróleo offshore en África del sur aumentan las posibilidades de encontrar petróleo en el mar. Se trata de los descubrimientos de los yacimientos Venus de TotalEnergies y Graff de Shell, frente a las costas de Namibia, una zona que hace 121 millones de años, cuando se formaron las acumulaciones recientemente descubiertas, estaba muy cerca de América del Sur y a no más de 200 kilómetros de las áreas hoy exploradas.

Sin embargo, en esa zona espejo se dio a conocer hace menos de un año el resultado del fallido Pozo Argerich, en el proyecto de la CAN100 que llevó adelante la noruega Equinor en el primer trimestre de 2024. A pocos kilómetros de allí, el buque PXGEO 2 de la empresa Shell realiza actualmente las tareas de prospección sísmica de los bloques marinos CAN 107 y 109, a unos 190 kilómetros de la costa de la ciudad bonaerense de Mar del Plata.

PXGEO 2 es un buque de investigación y reconocimiento que navega habitualmente bajo la bandera de Bahamas, y cuenta con una longitud total de 100,1 metros y un ancho de 25,64 metros. La operación se está llevando a cabo las 24 horas, durante un proceso iniciado a comienzos de diciembre que podrá extenderse por hasta casi 160 días corridos, de acuerdo a la ventana autorizada por la Secretaría de Ambiente.

El permiso para el registro sísmico offshore 3D que se lleva a cabo en esas dos áreas fueron adjudicados en 2019 a Shell en concesión exploratoria con Qatar Energy, y sus primeros resultados permitirán avanzar en eventuales pozos exploratorios que permitirán confirmar la existencia o no de hidrocarburos en esa zona, que tiene una profundidad de al menos 1.500 metros.

Las nuevas campañas exploratorias

En el mediano plazo la mirada también se extiende a los bloques AUS105, AUS106 y MLO121, adjudicados a las empresas Equinor, YPF y CGC, en las cuenca Austral y Malvinas, en donde las empresas concretaron el año pasado la exploración offshore. Las áreas abarcan 6.700 km2, a una distancia aproximada de 25 kilómetros de Tierra del Fuego y las tareas prospectivas fueron realizadas a cargo del buque BG Prospector.

Luego de esas tareas y tras la sentencia de “pozo seco” que recibió el proyecto Argerich, Equinor cedió a la firma CGC Energía, de Eduardo Eurnekian, el 25% de los permisos de exploración en las áreas AUS 105 y AUS 106, y a YPF otro 35%, con lo cual las dos compañías locales quedaron al frente de la decisión de avanzar allí en la búsqueda de hidrocarburos.

En similar sentido, a mediados de año se dio otro reacomodamiento en las titularidades de a concesion, en ese caso por las empresas Total Austral y BP Exploration, quienes revirtieron al Estado nacional los permisos de exploración offshore de las áreas CAN111 y CAN113, a unos 300 kilómetros de las costas de la provincia de Buenos Aires.

El Estado, en consecuencia, mantiene los derechos sobre las áreas y a partir de entonces está en condiciones de aceptar la llegada de un nuevo interesado o volverlas a licitar, en un proceso similar al concretado en 2019.

Del mismo modo, meses atrás, Total Austral, YPF y Equinor encabezaron recientemente la audiencia pública el Estudio de Impacto Ambiental sobre la adquisición offshore de sísmica 3D sobre los bloques MLO 123 y 124 de la Cuenca Malvinas Oeste.

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Fuente: Mejor Energía