"El offshore en Argentina abre grandes oportunidades para el desarrollo de Pymes"

El futuro de la industria de los hidrocarburos en Argentina presenta una serie de interrogantes: ¿se realizarán las inversiones adecuadas para el desarrollo completo de Vaca Muerta y eventualmente de los shales adicionales? ¿Se llevarán a cabo los proyectos de gas natural licuado (GNL) y se logrará una tendencia exportadora? ¿De ser exitosa la exploración en CAN, se extenderá el desarrollo hacia otros bloques del offshore?

En diálogo con Mejor Energía, Luis Stinco, director del Instituto del Gas y Petróleo de la UBA (IGPUBA), aseveró que "el nuevo gran desafío lo representa el offshore. Independientemente de la producción que proviene del sur del país desde fines de la década del 80 y que este año se verá incrementada a partir de nuevos proyectos, los sucesivos intentos por encontrar nuevas acumulaciones en el mar no dieron resultados positivos".

Sin embargo, aclaró que "con los yacimientos recientemente descubiertos en el sur del continente africano y adoptando modelos geológicos actualizados a partir de la adquisición sísmica adicional, se han generado modelos alentadores en posiciones geográficas hasta ahora no exploradas de la Cuenca Argentina Norte (CAN)",

"De resultar en descubrimientos, se abre un abanico de oportunidades no solo en la incorporación de volúmenes de hidrocarburos sino también en el desarrollo de pymes y en la necesidad de cubrir puestos de trabajos", remarcó.

Haciendo un análisis comparativo, el especialista consideró que la producción anualizada de petróleo actual es un 25% menor que dos décadas atrás en tanto que la de gas es apenas mayor. En particular, se observa que el horizonte de reservas se ha reducido pasando para el petróleo de 12 a 7 años y en el caso del gas de 15 a 8 años.

"Este impacto negativo no ha sido mayor dado el gran cambio que representó la irrupción de Vaca Muerta como reservorio no convencional. En los inicios de este milenio, la formación geológica no se evaluaba como objetivo petrolero, y el esfuerzo se concentraba en el desarrollo intensivo de las áreas centrales", explicó.

Y precisó que "además de incorporar recursos y reservas, las actividades intensivas asociadas con el desarrollo introdujeron cambios en la forma de conceptualizar las rocas generadoras sumado a la optimización operativa acompañada de la incorporación de tecnología con equipos de nueva generación".

Además, comentó que "las enseñanzas y mejores prácticas que resultaron de dichas experiencias se han trasladado hacia las operaciones en reservorios convencionales mejorando la viabilidad económica de los proyectos. Así, se han realizado intentos con resultados variados en otros objetivos shale en la Cuenca Neuquina extendiéndose paulatinamente hacia la Austral y Golfo San Jorge".

No obstante, mencionó que "los resultados satisfactorios asociados con Vaca Muerta, jugaron en contra de los reservorios tight observándose una migración de esfuerzos desde estos hacia los shale. De todas maneras, los reservorios de baja permeabilidad todavía tienen mucho hidrocarburo por entregar".

Finalmente, Stinco se refirió a los proyectos de recuperación secundaria que- a su entender- "se han mantenido relativamente constantes representando alrededor del 30% de la producción del país en tanto que los de terciaria menos del 1%. En ambos casos, se esperaría que a futuro estos porcentajes se incrementen".