Mientras los yacimientos tradicionales en tierra se agotan rápidamente, el offshore se anota como la última esperanza del país para hallar grandes cantidades de hidrocarburos convencionales.

Así lo entiende YPF, que en los últimos días terminó un mapeo 3D del subsuelo marino en la Cuenca del Colorado, en la desembocadura del Río de La Plata. Se trata de un área de 2.000 m² en jurisdicción uruguaya, ubicada 330 kilómetros costas afuera de la pintoresca Montevideo. Allí la petrolera nacional desarrolló el denominado proyecto “Uruguay 3″, que recibe su nombre por el Área 3 de la cuenca offshore en el vecino país.

Para su ejecución YPF contrató un buque con equipamiento de última generación en sísmica marina. Esta tecnología se comenzó a implementar desde su partida del Puerto de Montevideo –el 5 de octubre del 2013– y, aseguran, con estrictos controles ambientales, entre los que se incluyó el uso de técnicas “soft start” (arranque suave) para minimizar el impacto sobre la fauna marina.

La firma evalúa por estas horas, en laboratorios onshore, los resultados obtenidos tras seis meses de análisis y mapeo. De esta manera suman Colorado a las cuencas Austral y Malvinas, donde ya existe desarrollo en exploración. En esas áreas actualmente sólo Total y ENAP Sipetrol tienen producción de crudo y gas extracontinental.

YPF espera torcer la (mala) suerte que tuvo tras la licitación exploratoria del 2009 cuando, con un consorcio con Petrobras Uruguay (40%), Repsol YPF (40%) y Galp Energía asociado con Ancap (20%), salió a explorar mar vecino. En ese entonces se acordó que el operador del área sería Repsol, pero hasta el momento ninguno de los pozos exploratorios offshore realizados registró presencia de hidrocarburos.

Mover los mapas

“El petróleo fácil se acabó”. La frase, repetida como un mandamiento en la Torre Madero, suele escucharse de forma reiterada en la boca del CEO de YPF, Miguel Galuccio. Esta consigna sustenta el plan estratégico 2013-2017 de la empresa, que apunta a liderar la explotación de hidrocarburos no convencionales, reactivar la producción en cuencas maduras y relanzar la exploración.

La estrategia incorpora tres tipos de proyectos exploratorios a desarrollar en áreas conocidas de mediano y bajo riesgo exploratorio; la investigación en frontera exploratoria en cuencas aún no productivas, incluyendo el offshore, y proyectos que permitan desarrollar los no convencionales en otras cuencas después de la Neuquina.

Más de la mitad del área que cubre el mar Argentino, es decir 1,07 millones de km², están identificadas como superficies con zonas de cuencas explorables. La petrolera nacional, una de las pocas embarcadas en ultramar, tiene 80.492 km² de superficie exploratoria distribuidas entre el mar Argentino y Uruguayo.

Actualmente la exploración y explotación de hidrocarburos offshore en el país son casi insignificantes. En las cuatro cuencas aguas afuera del país –Del Salado, Del Colorado, Del Golfo San Jorge y Austral– solamente hay unos 350 pozos que, comparados con las decenas de miles que hay tierra adentro, dimensionan el grado incipiente de desarrollo de la actividad. Con 1.300 mv de petróleo y siete millones de metros cúbicos de gas por día, los yacimientos de la Cuenca Austral son los únicos en producción, lo que también demuestra la escasa productividad, ya que por ejemplo la Cuenca Neuquina produce alrededor de 35.000 mv de petróleo al día y 100 millones de metros cúbicos de gas.

Néstor Bolatti, gerente de exploración offshore de YPF, reconoció en una publicación de la petrolera que “los nuevos conceptos exploratorios, como también los descubrimientos en cuencas de Guayana Francesa, Sierra Leona, Costa de Marfil y Ghana, generaron un panorama alentador y un desafío para la exploración de estas áreas fronterizas”.

Principalmente, la firma nacional mirá hacia Brasil por dos motivos. Por un lado, augurando que las ricas formaciones geológicas descubiertas en la formación Presal se extiendan, como sospechan, aguas abajo del continente. Por otro, que el desarrollo que lleva adelante Petrobras mejore la curva de aprendizaje cercana y la disponibilidad de equipos e insumos en corta distancia.

La principal traba es la rentabilidad y el financiamiento de los proyectos. Dos especialistas en gas y petróleo consultados por “Río Negro Energía”, Eduardo Barreiro y Gabino Velasco, coinciden en la magnitud financiera de los desarrollos offshore. Completar un pozo costas afuera ronda los 200 millones de dólares –incluye costos de exploración–, lo que significa una cifra veinticinco veces superior a los costos actuales para una perforación vertical en Loma Campana.

“Como lo indicó un ingeniero brasileño, para empezar a hablar de offshore lo primero que hay que hacer es poner una gran bolsa de dólares sobre la mesa”, explicó Velasco y agregó que desde la exploración hasta la puesta en producción de un yacimiento no se tarda menos de “seis años”.

Barreiro aportó su opinión en el mismo sentido y señaló que se trata de “una apuesta con bastante riesgo”. Aclaró que no es lo mismo, en términos de costos, una perforación frente a la costa de Buenos Aires que frente a las de Santa Cruz y a 400 kilómetros de las playas. “Además –detalló– un pozo de 30 mv por día onshore es una buena producción, pero eso mismo sobre el mar no es rentable”. El especialista cree que aún hay cuencas sedimentarias costas adentro que no se exploraron y que allí puede residir un alentador potencial hidrocarburífero con menores costos operativos y con tecnologías ya probadas.

Los resultados que obtenga YPF serán determinantes para sostener o descartar las esperanzas de obtener crudo en el subsuelo marítimo nacional y alrededores

Más gas

YPF descubrió un nuevo yacimiento de “tight gas” en Paso de las Bardas Norte, Mendoza. Tiene un potencial de 25 millones de barriles, que incrementaría en un 10% las reservas de hidrocarburos de la provincia.

Este hallazgo, de confirmarse el modelo geológico considerado, incrementaría en un 10% las reservas de hidrocarburos de la provincia, se indicó en un comunicado.

El pozo descubridor Paso de las Bardas Norte xp-37, que alcanzó a una profundidad de 2.784 metros las formaciones “tight” Lotena y Grupo Cuyo, se encuentra en la fase inicial de su evaluación aportando inicialmente unos 70.000 metros cúbicos de gas,10 de condensado, y también un “importante potencial de petróleo”.

El bloque es operado en un 100% por YPF y y la producción actual del yacimiento es principalmente de gas y secundariamente de petróleo.

“En la zona ya existe infraestructura de producción de gas (unidades de separación, compresión y gasoducto hasta la planta de El Portón), que permitirían su puesta en producción en forma inmediata”, añadió el comunicado.

El “tight gas” es un recurso convencional que se caracteriza por encontrarse en formaciones con baja permeabilidad, pero que a diferencia del “shale gas” no se obtiene de la roca generadora.

En los últimos meses, la empresa confirmó hallazgos de nuevos recursos en las provincias de Mendoza, Río Negro y recientemente en Chubut.

Mientras los yacimientos tradicionales en tierra se agotan rápidamente, el offshore se anota como la última esperanza del país para hallar grandes cantidades de hidrocarburos convencionales.

Así lo entiende YPF, que en los últimos días terminó un mapeo 3D del subsuelo marino en la Cuenca del Colorado, en la desembocadura del Río de La Plata. Se trata de un área de 2.000 m² en jurisdicción uruguaya, ubicada 330 kilómetros costas afuera de la pintoresca Montevideo. Allí la petrolera nacional desarrolló el denominado proyecto "Uruguay 3", que recibe su nombre por el Área 3 de la cuenca offshore en el vecino país.

Para su ejecución YPF contrató un buque con equipamiento de última generación en sísmica marina. Esta tecnología se comenzó a implementar desde su partida del Puerto de Montevideo –el 5 de octubre del 2013– y, aseguran, con estrictos controles ambientales, entre los que se incluyó el uso de técnicas "soft start" (arranque suave) para minimizar el impacto sobre la fauna marina.

La firma evalúa por estas horas, en laboratorios onshore, los resultados obtenidos tras seis meses de análisis y mapeo. De esta manera suman Colorado a las cuencas Austral y Malvinas, donde ya existe desarrollo en exploración. En esas áreas actualmente sólo Total y ENAP Sipetrol tienen producción de crudo y gas extracontinental.

YPF espera torcer la (mala) suerte que tuvo tras la licitación exploratoria del 2009 cuando, con un consorcio con Petrobras Uruguay (40%), Repsol YPF (40%) y Galp Energía asociado con Ancap (20%), salió a explorar mar vecino. En ese entonces se acordó que el operador del área sería Repsol, pero hasta el momento ninguno de los pozos exploratorios offshore realizados registró presencia de hidrocarburos.

MOVER LOS HORIZONTES

"El petróleo fácil se acabó". La frase, repetida como un mandamiento en la Torre Madero, suele escucharse de forma reiterada en la boca del CEO de YPF, Miguel Galuccio. Esta consigna sustenta el plan estratégico 2013-2017 de la empresa, que apunta a liderar la explotación de hidrocarburos no convencionales, reactivar la producción en cuencas maduras y relanzar la exploración.

La estrategia incorpora tres tipos de proyectos exploratorios a desarrollar en áreas conocidas de mediano y bajo riesgo exploratorio; la investigación en frontera exploratoria en cuencas aún no productivas, incluyendo el offshore, y proyectos que permitan desarrollar los no convencionales en otras cuencas después de la Neuquina.

Más de la mitad del área que cubre el mar Argentino, es decir 1,07 millones de km², están identificadas como superficies con zonas de cuencas explorables. La petrolera nacional, una de las pocas embarcadas en ultramar, tiene 80.492 km² de superficie exploratoria distribuidas entre el mar Argentino y Uruguayo.

Actualmente la exploración y explotación de hidrocarburos offshore en el país son casi insignificantes. En las cuatro cuencas aguas afuera del país –Del Salado, Del Colorado, Del Golfo San Jorge y Austral– solamente hay unos 350 pozos que, comparados con las decenas de miles que hay tierra adentro, dimensionan el grado incipiente de desarrollo de la actividad. Con 1.300 mv de petróleo y siete millones de metros cúbicos de gas por día, los yacimientos de la Cuenca Austral son los únicos en producción, lo que también demuestra la escasa productividad, ya que por ejemplo la Cuenca Neuquina produce alrededor de 35.000 mv de petróleo al día y 100 millones de metros cúbicos de gas.

Néstor Bolatti, gerente de exploración offshore de YPF, reconoció en una publicación de la petrolera que "los nuevos conceptos exploratorios, como también los descubrimientos en cuencas de Guayana Francesa, Sierra Leona, Costa de Marfil y Ghana, generaron un panorama alentador y un desafío para la exploración de estas áreas fronterizas".

Principalmente, la firma nacional mirá hacia Brasil por dos motivos. Por un lado, augurando que las ricas formaciones geológicas descubiertas en la formación Presal se extiendan, como sospechan, aguas abajo del continente. Por otro, que el desarrollo que lleva adelante Petrobras mejore la curva de aprendizaje cercana y la disponibilidad de equipos e insumos en corta distancia.

La principal traba es la rentabilidad y el financiamiento de los proyectos. Dos especialistas en gas y petróleo consultados por "Río Negro Energía", Eduardo Barreiro y Gabino Velasco, coinciden en la magnitud financiera de los desarrollos offshore. Completar un pozo costas afuera ronda los 200 millones de dólares –incluye costos de exploración–, lo que significa una cifra veinticinco veces superior a los costos actuales para una perforación vertical en Loma Campana.

"Como lo indicó un ingeniero brasileño, para empezar a hablar de offshore lo primero que hay que hacer es poner una gran bolsa de dólares sobre la mesa", explicó Velasco y agregó que desde la exploración hasta la puesta en producción de un yacimiento no se tarda menos de "seis años".

Barreiro aportó su opinión en el mismo sentido y señaló que se trata de "una apuesta con bastante riesgo". Aclaró que no es lo mismo, en términos de costos, una perforación frente a la costa de Buenos Aires que frente a las de Santa Cruz y a 400 kilómetros de las playas. "Además –detalló– un pozo de 30 mv por día onshore es una buena producción, pero eso mismo sobre el mar no es rentable". El especialista cree que aún hay cuencas sedimentarias costas adentro que no se exploraron y que allí puede residir un alentador potencial hidrocarburífero con menores costos operativos y con tecnologías ya probadas.

Los resultados que obtenga YPF serán determinantes para sostener o descartar las esperanzas de obtener crudo en el subsuelo marítimo nacional y alrededores.

federico aringoli federico@rionegro.com.ar

El offshore obliga a hacer salvedades: es un desarrollo caro y de altísimo riesgo geológico. En la Argentina, además, la tierra aún tira: es mucho más probable alcanzar un proyecto rentable a partir de la recuperación secundaria, e incluso terciaria, que en las profundidades del mar.

Aun así, y a la luz de los resultados obtenidos, la creación de la empresa estatal Enarsa no consiguió su principal objetivo primigenio: el desarrollo costa afuera.

Cuando Néstor Kirchner creó la firma en el 2004 le cedió las concesiones de 33 bloques marítimos. Diez años después, sólo en tres de ellos hay sociedades y en uno solo se perforaron tres pozos, sin alcanzar éxito alguno. También hubo dos acuerdos de exploración firmados con Pdvsa, de los que tampoco se tiene ninguna noticia hasta el momento.

Los datos, complicados de sistematizar, provienen de un exhaustivo informe que realizó la Auditoría General de la Nación (AGN), donde detecta serias irregularidades en la firma. Sin entrar en ese terreno, y a la luz de los resultados, puede concluirse que la gestión offshore de Enarsa es un fracaso.

Kirchner delegó las concesiones a Enarsa en busca de un modelo más ágil de acuerdo, similar al que ahora proponen las petroleras provinciales. El argumento central era que se iba a fomentar el arribo de inversores al quitar los engorrosos trámites que exige una licitación. Una década más tarde, queda claro que nada de eso ocurrió. La posta, ahora, parece tenerla YPF.

Si en algo se parecen la producción shale y la offshore es en los altos costos. Por eso la experiencia de las plataformas marinas será clave para asegurar la viabilidad de proyectos no convencionales como el de Loma Campana.

Uno de los aspectos centrales es el ahorro de tiempo en la perforación, que se traduce automáticamente en el de dinero. La actividad offshore brinda un horizonte de referencias sobre este tema.

Así lo comprendió YPF, que contrató un ingeniero de la industria del mar adentro para "evangelizar" a la hora de lanzar el trépano a las profundidades de la tierra.

El ejemplo que utiliza el especialista es contundente: cuando una torre de perforación onshore tiene un costo promedio de 50.000 dólares al día, en ultramar los números crecen hasta el millón de dólares. Eso les da a los ingenieros una gimnasia especial para optimizar recursos y ganar en productividad.

El convencimiento de optimizar los tiempos requiere de un entrenamiento de "la tropa" y de la identificación de los momentos ociosos que son posibles de ser corregidos. Actualmente el equipo de mejora de perforación pudo llevar los tiempos en Vaca Muerta de 180 horas a unas 80. Incluso creen que los números que devuelve el reloj pueden ser acortados.