El descubrimiento de un pozo exploratorio podría arrojar 80.000 barriles por día. Representa el 17% de la producción de petróleo en 2022.

La evolución de las áreas hidrocarburíferas offshore comenzó tras las elecciones del balotaje y la audiencia pública convocada a cabo por un proyecto de Equinor de exploración sísmica. Más allá de las empresas, los estudios de la industria indican que el costo de descubrimiento de un proyecto representa el 17% de la producción de petróleo de 2022.

Es decir, ochenta mil barriles por día (bbl/d), como base para lo que puede convertirse en una Argentina dependiente del petróleo después de 2030 y el 70% de sus ingresos de las exportaciones.

En concreto, el estudio de registro sísmico 3D se realizará en el Mar Argentino, concretamente en las zonas de la Costa Austral (AUS 105, 106, donde Equinor está asociada a YPF y CGC) y el Oeste Malvinas (MLO 121).

La producción de petroleras costa afuera ha sido exhaustivamente analizada por las diferentes cámaras hidrocarburíferas después de la pandemia, luego de la análisis de las perspectivas de inversión en las distintas cuencas.

Y han surgido definiciones como herramientas a las que +e podría tener acceso. En términos generales, las compañías armonizan la habilidad de producción offshore en Argentina, lo cual posibilitará aumentar más la producción hidrocarburífera en el país y generar una Vaca Muerta complementaria después de 2030.

El informe “Estudio de impacto económico del desarrollo hidrocarburífero costa afuera en Argentina” ha simulado el descubrimiento de hidrocarburos en las Cuencas Argentina Norte (CAN) y Malvinas Oeste (MLO), según la consultora Ecolatina, que elaboró distintos escenarios de desarrollo económico del offshore .

El petróleo marino argentino

Y “descubrimiento” se refiere a la conclusión exitosa de un proyecto exploratorio junto con la definición de un proyecto de desarrollo vinculado a la producción potencial de la meseta. En los proyectos de la industria se consideran tres escenarios de descubrimiento por casualidad.

Para el proyecto CAN, la industria ha trazado el escenario de un proyecto que se extiende más allá de los 300 kilómetros de la costa, en aguas “ultra profundas” hasta 1.500 metros, con control de bombas sumergidas, procesamiento y almacenamiento marino y evacuación de boyas de tanques.

Para llevar a cabo el proyecto Malvinas Oeste, el proyecto se extenderá más allá de los 100 kilómetros de costa, con una profundidad de agua de alrededor de 100 metros. También gestionará la porosidad de la superficie, procesará y almacenará agua en el océano y evacuará a las personas mediante barcos cisterna. En ambos casos se supone que el fluido primario es petróleo y que todo el gas asociado se reinyecta al yacimiento.

En cuanto al horizonte temporal de los proyectos, prevén que la exploración tomará dos años y se estima que la caída de la producción será de cuatro años. Así, el proyecto tiene un horizonte de ocho años de desarrollo y 22 años de producción.

Como resultado, para el bloque CAN, el escenario de un descubrimiento corresponde a una meseta de producción de 80.000 barriles por día; en consecuencia, la proyección para cinco descubrimientos es de 400.000 barriles día, y la proyección para diez descubrimientos es de 800.000 barriles día.

El escenario para el bloque MLO equivale a un descubrimiento que corresponde a una meseta de producción de 100.000 barriles por día; tres descubrimientos equivalen a un nivel de producción de 300.000 barriles por día; y siete descubrimientos equivalen a 700.000 barriles por día.

En una proyección a 30 años a partir de 2033, estos descubrimientos implicarían, en el bloque CAN, un total acumulado en exportaciones de USD 35.269 millones en el escenario mínimo de un descubrimiento.
, USD 176.331 millones en cinco proyectos y USD 351.831 millones.

Un contexto que incluye la transición energética y la evolución geopolítica del mercado hidrocarburífero, además de oportunidades de otro país petrolero.