El barco de la exploración sísmica ya navega por Montevideo y se acerca a Mar del Plata

Sorteadas todas las medidas cautelares presentadas en la Justicia que recibió a lo largo de los últimos dos años, finalmente es inminente el inicio de las tareas de exploración sísmica para determinar si hay petróleo a poco más de 300 kilómetros de la costa de Mar del Plata.

Tras haber zarpado de Ghana, el buque BGP Prospector permanece fondeado frente al puerto de Montevideo, en Uruguay, y según pudo saber 0223, muy posiblemente el viernes se traslade hacia la zona del bloque CAN-100, el pozo localizado en aguas profundas a 315 kilómetros de la costa que planean perforar en 2024 Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF), Shell y Equinor en conjunto.

El buque de bandera de Bahamas, de 100 metros de eslora y 24 de manga, se trasladaría en los próximos días hacia la zona de operación y hará un primer foco en el pozo Argerich, donde a través de una serie de cables gruesos llamados streamers, captará datos sísmicos del subsuelo que luego serán procesados por geocientíficos para identificar las zonas en las que puede haber crudo.

En paralelo, el jueves se prevé que organizaciones ambientalistas en contra de la actividad se manifiesten en las oficinas de la petrolera noruega ubicadas en el barrio de Puerto Madero de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (Caba). A pesar del rechazo de una parte de la población, en la actividad saben que tienen luz verde de la Justicia para avanzar con las tareas que permitan conocer si finalmente hay o no combustibles fósiles en aguas ultra profundas.

Este mismo buque ya había tocado el puerto de Montevideo en noviembre del año pasado, cuando después de una larga espera, finalmente se retiró hacia otras aguas ante las dilaciones que había en la Justicia y que mantenían frenado, en aquel entonces, la exploración de la Cuenca Argentina Norte. Para cancelar el contrato, las compañías tuvieron que pagar US$ 6 millones por la disponibilidad del buque y una multa.

Asimismo, las fuentes oficiales del sector hidrocarburífero consultadas por este medio ratificaron que el barco Valaris DS 17 que se encargará de realizar la perforación en el pozo por estos días trabaja en la costa de Brasil y, según autorizó la Secretaría de Cambio Climático en julio pasado, tiene previsto avanzar a una profundidad de 1.527 metros al lecho marino y a más de 4.000 metros bajo el suelo entre el 15 de diciembre de 2023 y el 15 de junio de 2024.

Finalizada la evaluación, el pozo sería cerrado de manera permanente con cemento, en cumplimiento de todas las medidas de seguridad necesarias, siguiendo los protocolos para dicha actividad. Dicho proceso llevaría aproximadamente 60 días. En el caso de encontrarse petróleo o gas, el proyecto Argerich I ingresaría en la siguiente etapa, que es la que establece límites del yacimiento con pozos diseñados para testear el fluido de producción. Luego, en una tercera etapa, se perforarían los pozos para producir petróleo comercialmente.

El área a explorar tiene grandes similitudes geológicas con las costas de Namibia y el inicio de las tareas enciende grandes expectativas después de los hallazgos de importantes dimensiones que se concretaron en África: En el bloque Graff-1, Shell encontró crudo liviano y podría alcanzar los 1000 millones de barriles, mientras que el yacimiento Venus, de la francesa Total, podría albergar hasta 3000 millones.

Los estudios preliminares realizados por YPF consideran que podría existir un yacimiento con capacidad de producir 200 mil barriles de petróleo día, equivalente a casi el 40% de lo que hoy produce el país.

Los permisos de exploración del bloque fueron adjudicados en mayo de 2019 y comprenden a un total de 18 áreas costa afuera, en las cuales 13 empresas, en su conjunto, prometieron una inversión de US$ 724 millones.

En el caso de esta área, la misma fue originalmente adjudicada a YPF que luego firmó un acuerdo con Equinor –empresa con la cual posee diversos acuerdos en conjunto en Vaca Muerta y que tiene experiencia offshore en su país de origen y en Brasil, entre otros lugares-, mediante el cual cedió el 50% de su participación. Posteriormente, en 2021, Shell entró como un tercer socio en la concesión con 30% de la participación, manteniendo YPF una participación del 35% y Equinor (operador del área) con el otro 35%.

El potencial del offshore en Mar del Plata

El potencial del proyecto que promete cambiar la matriz productiva de Mar del Plata tuvo su momento de discusión y análisis en la Expo Argentina Oil and Gas que se desarrolló semanas atrás en el predio de La Rural en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Desde el Clúster de Energía Mar del Plata estimaron en la exposición que la perforación del primer pozo de hidrocarburos offshore en la Cuenca Norte del Mar Argentino y del hallazgo de petróleo convencional abrirá la oportunidad de generar inversiones por u$s40.000 millones en componentes nacionales y la contratación de 125.000 trabajadores para el sector durante las próximas tres décadas.

"El pozo, que costará unos 100 millones de dólares, va a comenzar entre diciembre próximo y junio del año que viene, pero los trabajos en el puerto de Mar del Plata ya comenzaron. El offshore ya está pasando hoy, no es algo que viene dentro de 30 años", afirmó Marcelo Guiscardo, presidente del Clúster, según citó el sitio Ámbito. "Esto va a seguir creciendo y va a requerir de mucha gente", agregó.

Los estudios sobre uno de los 10 bloques aptos para explorar indican que el potencial del offshore a 300 kilómetros de la costa bonaerense es superior a una Vaca Muerta. Siguiendo los modelos de Brasil y Noruega y si se comprueba el hallazgo, en una primera etapa podrían instalarse cuatro unidades flotantes de almacenamiento y descarga de producción (FPSO, por sus siglas en inglés) hasta llegar a 24 FPSO en el pico de actividad, lo que permitirán una producción de hasta 2 millones de barriles equivalente de petróleo.

Según dijo Guiscardo, el no convencional de Vaca Muerta requirió unos u$s780 millones en exploración de 87 pozos desde 2009 para detectar reservas por 29.100 MBOE, mientras que el offshore total argentino podría alcanzar los 31.000 MBOE. Brasil con unos 2.200 pozos costa afuera logró duplicar su producción de crudo de 2 a 4 millones de barriles. Hoy Argentina produce unos 620.000 barriles.

Otro de los disertantes fue Diego Lamacchia, VP de Operaciones de Liviticus Subsea, quien estimó que el primer período las inversiones totalizarán unos u$s4.000 millones hasta que llega el momento de definir la viabilidad del proyecto (FID, por sus siglas en inglés) para sacar la primera gota de crudo, que podría ocurrir recién en 2030.

En la misma línea, hizo referencia al impacto en la cadena de valor, contempla el soporte logístico, la inclusión de recursos locales, capacitación de mano de obra, estimando que a lo largo de todo el ciclo productivo se crearían 125.000 puestos de trabajo.

Lamacchia aseguró que el país puede llegar a tener hasta un 50% de componente local en el offshore marplatense, aunque remarcó que no es fácil llegar a ese nivel. "Brasil no supera el 18%. Acá de pueden fabricar los jumpers, unas estructuras submarinas que unen tuberías, y los pilotes de succión, otro tipo de una estructura de acero soldada que va a estar enterrada en el lecho marino", detalló el experto. Además, estimó que del total de las ganancias de este proyecto el Estado nacional percibirá entre 58% y 62%.