Offshore: definen escenarios posibles en la Cuenca Argentina Norte

Un estudio encargado por YPF a la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires (FIUBA) esbozó dos contextos, uno de máxima y otro de mínima sobre el futuro de la exploración offshore en la Cuenca Argentina Norte (CAN) ante un eventual descubrimiento de acumulación de hidrocarburos que resulten técnica y económicamente viables para su producción.

La principal conclusión es que para lograr un impacto de real importancia en el empleo y el valor agregado se necesita mejorar el modelo actual, vigente hace 40 años, cambiándolo por otro más virtuoso que sea mucho más ambicioso, competitivo, y sustentable.

En el estudio se trabajó en dos contextos de producción petrolera y se abordaron cuatro problemáticas (portuaria, tecnológica, industrial y de sustentabilidad) en forma analítica, comparándolas con otros casos internacionales y buscando también cuantificar sus impactos potenciales.

Se observan dos escenarios de producción bien definidos en el estudio de la FIUBA. Uno base considera el desarrollo de Argerich, el primer pozo exploratorio costa fuera (offshore) en aguas profundas en Argentina, a más de 300 km de la costa de Buenos Aires, más otros 3 proyectos similares en el bloque CAN 100, llegando a un total acumulado de hidrocarburos de 4.000 millones de barriles equivalentes (MMBOE) en 18 años.

El escenario de máxima en 28 años alcanzaría 24.000 MMBOE. Entre los 6 proyectos se plantea un desfasaje temporal de 2 años considerando que se empieza la producción en el año 2030.

Sobre la problemática tecnológica, el informe plantea que contraposición al relativamente bajo presupuesto de Ciencia y Tecnología (C&T) para el estudio de los recursos del mar, la Argentina cuenta con ambiciosos planes que incluirían la temática oceánica, abarcando la producción de hidrocarburos costa afuera.

Según el estudio, aplicando un sistema similar al de Brasil, se podrían generar los recursos necesarios, no sólo para apoyar el desarrollo tecnológico nacional del Oil & Gas (O&G) costa afuera sino, sobre todo, para preparar “científicos oceánicos” que atiendan el magnífico desafío que representa la exploración y producción de otras riquezas del Mar Argentino. La problemática científica y tecnológica tiene características estratégicas y requiere una visión de largo plazo.

Con respecto a la cuantificación de impactos con un nuevo modelo virtuoso de desarrollo como el propuesto en este estudio, la construcción naval y de equipos de Oil & Gas representarían entre el 63% y el 73% del impacto total.

En el escenario de máxima se pueden llegar a crear 242.000 empleos en 2035 y el valor acumulado total generado en estas actividades productivas llegaría a U$S 37.600 millones. El sistema normativo actual permite generar sólo un 10% del impacto potencial indicado.

La historia de la exploración y desarrollo de hidrocarburos en Argentina comienza en la década de 1930-1940 con la perforación de pozos desde los muelles en las restingas del Golfo San Jorge.

En 1969, Sun Oil perforó en la Cuenca del Salado el primer pozo costa afuera denominado Samar Dx-1. A su vez, en 1970 se realizó el primer descubrimiento offshore. Correspondió al pozo Marta x-1 localizado en la Cuenca Golfo San Jorge. Los resultados del ensayo comprobaron surgencia de 76 m3/d de petróleo de 33° API.

La primera producción offshore se registra en el año 1989 y corresponde al Yacimiento Hidra, en la Cuenca Austral. Este yacimiento había sido descubierto en 1982 por un consorcio liderado por Total Austral.

Asimismo, el mismo consorcio, en 2005 comenzó la producción en el proyecto Carina-Aries y en 2015 el proyecto Vega-Pléyade, todos en la Cuenca Austral. Cabe mencionar que más del 80% los descubrimientos de mega yacimientos de hidrocarburos a nivel mundial realizados en los últimos 15 años corresponden a proyectos asociados con el offshore.