En noviembre comenzará la segunda exploración del fondo marino frente a las costas de Mar del Plata. Se renueva la expectativa de encontrar un yacimiento con reservas similares a las de la Patagonia argentina.
Exactamente un año después de la experiencia fallida del Pozo Argerich que sacudió a la industria petrolera, otros dos bloques de la Cuenca Argentina Norte tendrán en semanas el lanzamiento del proceso de exploración offshore en los bloques CAN107 y CAN109, proyectos que se ubican a unos 190 kilómetros costa afuera de la ciudad de Mar del Plata, en el sudeste bonaerense, y que en conjunto demandarán una inversión de hasta US$ 100 millones.
En el sector destacan una serie de datos positivos a considerar en esta nueva etapa: por un lado, la continuidad de procesos exploratorios siempre es una buena señal sobre el interés y la inversión en el país; pero además, consideran que el mal dato del primer pozo analizado –que se declaró “seco”- no es para nada definitivo.
De hecho, recuerdan que frente a Tierra del Fuego –donde hoy opera la única plataforma offshore del país- se llegaron a realizar 34 búsquedas sin resultados positivos.
El principal objetivo es intentar determinar la existencia de petróleo en la zona, considerando los datos de Namibia (ver El espejo de…) que comprobaron un yacimiento de 11.000 millones de barriles, el equivalente al 66% de lo verificado en shale oil de Vaca Muerta.
Las dos concesiones que comenzarán la primera etapa de sondeo son parte de las 18 que el Gobierno nacional otorgó en 2019 y que oportunamente debieron ser prorrogadas para dar lugar a las empresas a desarrollar los planes de prospección sísmica y la obtención de permisos correspondientes, en una política de exploración que ya atraviesa tres gobiernos de distinto signo político, lo que habla de su continuidad.
A pesar de que están próximos a cumplirse los primeros cinco años de aquel proceso de licitación, el actual proyecto es apenas el segundo en avanzar en firme en el Mar Argentino.
El registro de datos en operaciones costa afuera es un tipo de actividad exploratoria que proporciona información básica sobre las características generales del subsuelo del lecho marino, lo que permite una mejor comprensión de la potencial existencia de reservas de hidrocarburos en las zonas estudiadas.
El análisis de esa información es el que permitirá determinar el lugar más apropiado para avanzar en un primer pozo exploratorio en cada una de esas áreas, lo que demoraría no menos de un año, tras el fin del barrido inicial. Se trata de un escenario natural de aguas profundas que van hasta los 2.500 metros de profundidad.
Los bloques CAN107 y CAN109 poseen una superficie aproximada de 8.341 y 7.873km2, respectivamente, por lo que se estima que las tareas del buque explorador demandarán al menos 90 días, con posibilidad de extenderse un mes más, es decir hasta fines de abril, de acuerdo a cómo se vayan dando las condiciones climáticas.
El registro de datos en operaciones costa afuera es un tipo de actividad exploratoria que proporciona información básica sobre las características generales del subsuelo del lecho marino, lo que permite una mejor comprensión de la potencial existencia de reservas de hidrocarburos en las zonas estudiadas.
Los resultados de estas investigaciones no implican que se realizará la explotación de hidrocarburos, sino que el largo camino para llegar a una etapa productiva de hidrocarburos, deberán concretarse antes una serie de eventos.
Entre ellos, se tendrá que realizar un nuevo procedimiento de evaluación con los estudios de impacto ambiental y conseguir los permisos correspondientes para una etapa esencialmente distinta a la exploratoria.
Cómo se realiza la exploración del fondo marino
Los estudios sísmicos utilizan pulsos acústicos inducidos desde la superficie del mar con equipos a bordo de un barco prospector.
Básicamente, se genera una onda de presión a partir de una fuente acústica que viaja por la columna de agua e ingresa en la corteza para luego volver a la superficie del mar y ser captada por sensores, técnicamente definidos como hidrófonos, a través de los cuales se obtiene información sobre la estructura del subsuelo.
Los sensores se despliegan en un mallado flotante que arrastra el mismo barco por cientos de metros de largo y ancho, que recogen toda la información obtenida para luego poder ser procesada para generar mapas 3D de la estructura del fondo rocoso.
El buque sísmico irá acompañado por dos embarcaciones de apoyo: una de ellas es el buque de guardia o seguimiento cuya función será la de garantizarle una navegación segura, sin interferencias con otras embarcaciones; y la segunda cumple un rol de apoyo logístico para abastecer de provisiones e insumos, así como la realización de cambios de tripulación.
La operatoria de este proceso que comenzará en las próximas semanas está a cargo de las empresas Shell, que es la operadora de las áreas con el 60% de participación, y Qatar Petroleum que tiene el 40% restante.
En julio pasado, se llevó a cabo una audiencia pública para evaluar el impacto ambiental del proyecto offshore en el que las empresas dieron a conocer los procedimientos que llevarán adelante.
Durante la ejecución del proyecto, cuando se requiera combustible, alimentos frescos y suministros, el puerto que se utilice para servicios logísticos será el de Mar del Plata. En este puerto se realizará la descarga de los residuos generados a bordo a cargo del buque de apoyo y también se utilizará para los cambios de tripulación.
Como puertos alternativos, únicamente en caso de emergencia, se consideran el Puerto de Buenos Aires y el de Quequén.
Actualmente, la producción offshore del país está concentrada en la Cuenca Austral y suma al algo más del 17% de la producción nacional de gas natural y apenas un poco más que el 2% de la extracción total de crudo del país.
El espejo de Namibia
La Argentina cuenta con más de 50 años de experiencia en la búsqueda de hidrocarburos en el mar, y los antecedentes de la industria en ese rubro indican que durante las décadas de 1980 y 1990 se realizaron actividades exploratorias costa afuera tanto en la cuenca Austral como en la cuenca Argentina Norte, aunque a profundidades muy inferiores.
Por ejemplo, en la cuenca Malvinas, entre noviembre de 2017 y marzo del 2018, se llevaron a cabo exploraciones sísmicas 2D, y actividades exploratorias 3D durante 2019 y 2020.
La expectativa de encontrar petróleo –en particular en la Cuenca Argentina Norte, frente a las costas de Mar del Plata-, se debe al hallazgo de hidrocarburos en Namibia, África, equivalentes a 11.000 millones de barriles.
Sucede que según la historia geológica del planeta, hace más de 250 millones de años todas las masas continentales estaban unidas en un único continente (Pangea), que se fue fragmentando.
Hace 121 millones de años, cuando se formaron las acumulaciones descubiertas en dicho país, África estaba mucho más cerca de América del Sur que en el presente. Hoy la discusión de los geólogos es dónde posicionar ese espejo de lo que por entonces era un único reservorio.
Las lecciones del Pozo Argerich
Los nuevos bloques en exploración se llevarán adelante hasta el primer cuatrimestre de 2025 a casi un año de realizado el primer bloque perforado por la noruega Equinor, en sociedad con YPF y Shell, en el área CAN 100), y que no tuvo los buenos resultados que se auguraban.
El Pozo Argerich si bien permitió confirmar el modelo geológico, no arrojó indicios claros de hidrocarburos, por lo cual el pozo ha sido clasificado como seco, a pesar de lo cual se le reconoce como un hito en la historia de la exploración costa afuera en la Argentina.
Ese primer pozo en aguas profundas, junto con las campañas de adquisición sísmica en la Cuenca Argentina Norte y las cuencas Austral y Malvinas Oeste, representa una importante campaña de exploración costa afuera en el país.
Aún hoy se siguen analizando los datos y la información recopilada que servirán para futuras decisiones en esa y en las áreas linderas, ya que los límites son meramente administrativos.
Los expertos insisten en que la perforación de un único pozo no es suficiente para determinar el potencial hidrocarburífero en esa zona del Mar Argentino, ni siquiera en una de las áreas, y se recuerda que la misma Equinor tuvo 34 pozos “secos” en el Mar del Norte hasta lograr un resultado positivo en la exploración.
