Argerich: el buque Valaris DS-17 llegaría el miércoles a Mar del Plata

Luego de varios obstáculos, la industria hidrocarburífera podrá conocer el potencial del proyecto Argerich. El buque perforador Valaris DS-17 salió de Río Janeiro y llegaría el miércoles a las 6 al puerto de Mar del Plata. La embarcación será la encargada de hacer el pozo exploratorio en el bloque Cuenca Argentina Norte (CAN) 100.

Hay que recordar que hace dos semanas se concretó la llegada de los buques HOS Remington y Skandi Caledonia que se encargarán de asistir las tareas de perforación.

Valaris DS-17 será quien se encargará de descifrar el misterio hidrocarburífero a 300 kilómetros de Mar del Plata. Según cálculos del consorcio integrado por Equinor, YPF y Shell, el área podría significar una producción inicial de 250 mil barriles por día. Sin embargo, esos datos son teóricos y se espera que el dato fino se obtenga en junio cuando finalicen las tareas exploratorias.

El año pasado el Ministerio de Ambiente de la Nación autorizó la perforación exploratoria en la ventana temporal que va del 15 de diciembre de 2023 al 15 de junio de 2024. El pozo Argerich se hará a 315 kilómetros del puerto de Mar del Plata. Será el primero que se perfore en el país en aguas ultraprofundas, ya que estará a 2.500 metros sobre el lecho marino y tendrá 106 centímetros de diámetro en la superficie del sedimento. La perforación superará los 4.000 metros sobre el suelo.

Los trabajos comenzaron en diciembre cuando el buque BGP Prospector realizó sísmica 2D y 3D en 15.000 km2 con una profundidad de 1.527 metros al lecho marino a más de 300 km de la costa de Buenos Aires.

Valaris DS-17 se hará cargo de las operaciones gracias a su tecnología que le permite trabajar en profundidades de agua de más de 3600 metros. Esa capacidad de perforación le permitirá avanzar con las tareas en el bloque CAN-100 y corroborar los estudios preliminares de YPF sobre la posibilidad de contar con un yacimiento capaz de producir hasta un 40% de la producción actual del país.

De hallarse hidrocarburos, se ingresaría en la siguiente etapa, que es la de establecer los límites del yacimiento con pozos diseñados para testear el fluido a producir. Las proyecciones marcan que en una tercera etapa se podrían comenzar a perforar los pozos de producción.

Valaris DS 17 será el buque encargado de hacer el primer pozo exploratorio del proyecto Argerich.

Las expectativas de Argerich

El bloque CAN -100 despierta interés en toda la industria hidrocarburífera. Los técnicos se basan en los registros sísmicos realizados en 3D por YPF en 2006 y 2007, y otros realizados entre 2017 y 2018 por parte de la empresa Spectrum, informes que determinaron que los datos geológicos adquiridos estimaban “una importante reserva de hidrocarburos” y por eso desde el gobierno proyectan, incluso, la producción de más de mil millones de barriles.

Otro dato que despierta entusiasmo entre los actores de la actividad es el descubrimiento de Venus, que fue realizó TotalEnergies en la costa de Namibia. El yacimiento cuenta con un potencial de 3 mil millones de barriles y que, según especialistas, es una zona geológica que, hace unos 121 millones de años, estaba más cerca de América del Sur.

Asimismo, el Clúster de Energía Mar del Plata estimó que el hallazgo de petróleo convencional abriría la oportunidad de generar inversiones por 40.000 millones de dólares en componentes nacionales y la contratación de unos 125.000 trabajadores para el sector durante las próximas tres décadas.

Argerich será uno de los “36 pozos de alto impacto” en el mundo

Rystad Energy reveló recientemente en un comunicado enviado a Rigzone que ha identificado 36 pozos potenciales de “alto impacto” que se perforarán este año, lo que según la compañía es el total anual más alto desde que comenzó a rastrear el mercado en 2015. Uno de ellos estará ubicado en el bloque CAN 100 donde se encuentra el proyecto Argerich.

“Esto sería un salto considerable desde los 27 pozos de alto impacto perforados el año pasado, y los operadores esperarán una mejor tasa de éxito», señaló Rystad Energy en el comunicado, que destacó que ocho de los 27 pozos de alto impacto perforados el año pasado resultaron en “volúmenes comercialmente movibles”.

Los pozos de alto impacto en 2023 descubrieron volúmenes de mil millones de barriles equivalentes de petróleo, destacó Rystad en el comunicado, señalando que se trataba de un “fuerte descenso desde los 3.500 millones de barriles equivalentes de petróleo encontrados en 2022”.

“Para empeorar las cosas, 2023 fue un año caro, con un aumento de los costes de perforación debido a un mercado de plataformas significativamente más ajustado que en años anteriores, lo que empeoró el golpe de una baja tasa de éxito”, explicó la consultora Rystad Energy en el comunicado.

De los 36 pozos identificados para 2024, 13 están en África, 10 en América Latina, seis en Asia, y Oriente Medio, Europa y América del Norte contienen dos cada uno, mientras que Oceanía contiene uno, indicó Rystad en el comunicado. Catorce de estos pozos se perforarán en cuencas fronterizas y emergentes, y tres de ellos abrirán nuevos yacimientos, de acuerdo con Rystad Energy.

La empresa reveló en el comunicado que alrededor del 70% de los pozos africanos se perforarán en cuencas fronterizas y emergentes o abrirán nuevos yacimientos. Rystad señaló que los “pozos fronterizos importantes” se sitúan en el Mar Rojo, frente a las costas de Egipto, la cuenca de Angoche, frente a las costas de Mozambique, y la cuenca de Namibe, frente a las costas de Angola.

La perforación de alto impacto en el continente americano se centrará principalmente en América Latina y estará dominada por pozos importantes para los objetivos a largo plazo de cada operador, más que por cuencas fronterizas, declaró Rystad Energy, añadiendo que sólo dos de los 12 pozos previstos en el continente americano se encuentran en América del Norte, con uno en EE.UU. y otro en Canadá.

“En América Latina, un pozo fronterizo previsto en el Mar Argentino sería el primer pozo perforado en la cuenca argentina”, dijo Rystad en referencia al Pozo Argerich.

“ExxonMobil también tiene previsto perforar un pozo fronterizo en la cuenca Huérfana frente a las costas de Canadá”, añadió.

Los pozos de alto impacto de Asia incluyen la perforación de aguas ultraprofundas en alta mar en Indonesia y Malasia, la apertura de la Cuenca Andaman de la India y un pozo potencialmente rico en recursos en alta mar en China, informó Rystad en el comunicado.

“A pesar de un decepcionante 2023, muchos operadores continúan explorando nuevos yacimientos y centrándose en las regiones fronterizas”, afirmó Rystad en el comunicado.

“Ocho pozos de alto impacto planificados apuntan a recursos prospectivos en alta mar de más de 430 millones de barriles de petróleo equivalente y considerables recursos prospectivos en tierra de más de 230 millones de barriles de petróleo equivalente”, agregó.

“Los 11 pozos restantes son estratégicamente relevantes para sus respectivos operadores, lo que significa que el éxito de la exploración les ayudaría a afianzarse en la región o a tomar decisiones operativas en el futuro”, prosiguió Rystad Energy.

La compañía señaló en el comunicado que BP, Chevron, Eni, ExxonMobil, Shell y TotalEnergies suelen dominar la perforación de pozos de alto impacto, algo que, según Rystad, «continuará en 2024».

Alrededor de 16 del total de pozos previstos serán perforados por estas empresas, mientras que TotalEnergies planea cinco, Shell tres y Chevron, Eni y ExxonMobil dos cada una, según Rystad Energy.

Las compañías petroleras nacionales y las compañías petroleras nacionales de ámbito internacional representarán ocho de los pozos previstos para este año, mientras que los operadores de exploración y producción y los operadores más pequeños representarán el resto, reveló Rystad.

“A pesar de los decepcionantes resultados de 2023, la industria de la exploración sigue confiando en que la suerte puede cambiar este año”, dijo en el comunicado Taiyab Zain Shariff, vicepresidente de Investigación Upstream de Rystad Energy.

El primer pozo del proyecto Argerich tiene fecha

El proyecto Argerich promete tener una producción superior a Vaca Muerta y abrir un nuevo camino de posibilidades para la industria hidrocarburífera del país.

Luego de varios idas y vueltas, la exploración del bloque CAN-100 comenzó a mediados de octubre a cargo del buque BGP Prospector, bajo contrato con Equinor. Los trabajos se desarrollarán entre 100 y 150 días y se desarrollarán sin interrupción durante las 24 horas del día.

La embarcación de 100 metros de longitud y 24 metros de ancho, con bandera de las Bahamas, utilizará cables robustos denominados “streamers” para capturar datos sísmicos del subsuelo, que luego serán procesados por expertos en geociencias con el objetivo de identificar áreas propensas a contener reservas de petróleo.

Luego de las tareas sísmicas, se espera que llegue el buque perforador en aguas profundas: Valaris DS-17. La embarcación se encuentra cumpliendo tareas en la Cuenca de Bacalhau, ubicada frente a las costas surorientales de Brasil y es capaz de operar en profundidades de agua de más de 3600 metros.

La plataforma continental argentina ha sido muy poco explorada hasta el momento por lo que Secretaría de Energía de la Nación ha trabajado fuertemente para impulsar el desarrollo del offshore.

En este sentido, el informe de “Memoria de Gestión” de la cartera energética destacó que “desde 2021 a la fecha se tramitaron sendos permisos de prospección sísmica y perforación exploratoria tanto en áreas adjudicadas en virtud del Concurso Público Internacional Costa Afuera N° 1, como en otras bajo concesión de explotación, como el Proyecto Fénix en la Cuenca Austral”.

“Hacia fines de 2023 se inició la campaña de prospección sísmica en los bloques CAN-100, CAN- 108 y CAN-114”, subrayó.

Asimismo, el documento adelantó que, entre los meses de febrero y marzo de 2024, se llevará adelante “la perforación del pozo Argerich x-1 dentro del área CAN-100, que será el primer pozo exploratorio de aguas profundas”.

De acuerdo con las estimaciones potenciales, el proyecto Argerich podría generar en la etapa de producción 200 barriles diarios de petróleo y 25.000 puestos de trabajo directo.

Hay que destacar que la política hidrocarburífera fue acompañada con la concreción de tres Mesas de Trabajo que se llevaron a cabo tanto en la ciudad de Mar del Plata como en la sede de la Secretaría de Energía, a la cual se convocaron representantes de todos los actores del sector (industria, gobiernos nacional y provincial, sector científico-tecnológico, academia, gremios, organismos de contralor como Armada Argentina y Prefectura Naval Argentina, clúster de proveedores, entre otros).

Argerich podría superar la producción de Vaca Muerta

Una producción de 250 mil barriles por día. Esos serían los números que significaría en principio el proyecto Argerich para YPF. Así lo consideró el presidente de la compañía, Pablo González, tras conocer el fallo de la Corte Suprema de avalará la exploración a a 300 kilómetros de la costa de Mar del Plata.

“Ratificamos la voluntad de seguir invirtiendo en offshore, creemos que se le va a dar una gran potencialidad a la provincia de Buenos Aires y a sus puertos”, afirmó González y destacó: “se calcula que ahí hay 250 mil barriles día, lo mismo que está produciendo YPF en Vaca Muerta”.

Asimismo, el pope de la empresa de mayoría estatal rechazó que el proyecto que se encara cerca de Mar del Plata repercuta en la contaminación de las playas. “Es una industria donde se respetan todas las normas ambientales y eso va a cambiar la matriz económica de la provincia de Buenos Aires, va generar una gran potencialidad”, resaltó.

Cabe destacar que el Clúster de Energía Mar del Plata estimó que la perforación del primer pozo de hidrocarburos offshore Argerich-1 en la Cuenca Norte del Mar Argentino (CAN) y del hallazgo de petróleo convencional abrirá la oportunidad de generar inversiones por 40.000 millones de dólares en componentes nacionales y la contratación de unos 125.000 trabajadores para el sector durante las próximas tres décadas.

La perforación de Argerich, a 1.500 metros de profundidad, comenzará entre mediados de diciembre y el primer trimestre de 2024. De acuerdo a las proyecciones del Gobierno nacional, el proyecto permitiría que YPF duplique que su producción anual de petróleo. De hecho, la cuenca representa una posibilidad de modificar la ecuación de autoabastecimiento energético del país: sólo en el área explorada, hay posibilidad de realizar 3 o 4 pozos de esta envergadura.

Por otra parte, González destacó el otro proyecto que también incluye a la provincia de Buenos Aires y tiene que ver con el de Gas Natural Licuado, “que va a cambiar la matriz” del país, “porque se va a producir el total de lo que hoy importa a España o Francia”.

En ese sentido, Petronas, la empresa malaya socia de YPF es el cuarto productor mundial de GNL y produce 33 millones de toneladas anuales. “Nosotros vamos a estar en 25 millones de toneladas anuales”.

El BGP Prospector llegó al Mar Argentino para ubicar el mejor punto de Argerich

El buque BGP Prospector, bajo contrato con Equinor, ha llegado a las cercanías del Puerto de Buenos Aires y se prevé que se dirija hacia el bloque CAN-100 para comenzar con la exploración sísmica, que podría extenderse entre 100 y 150 días y que se desarrollarán sin interrupción durante las 24 horas del día.

La embarcación de 100 metros de longitud y 24 metros de ancho, con bandera de las Bahamas, utilizará cables robustos denominados “streamers” para capturar datos sísmicos del subsuelo, que luego serán procesados por expertos en geociencias con el objetivo de identificar áreas propensas a contener reservas de petróleo.

Equinor ha planeado abastecer periódicamente al buque sísmico durante su operación en la licencia, con aproximadamente una frecuencia de dos o tres semanas, mediante un buque de suministro en el Puerto de Mar del Plata, encargado de cargar combustible, alimentos, equipos y personal adicional.

Hay que recordar que BGP Prospector había atracado en el puerto de Montevideo en noviembre pasado, retirándose posteriormente debido a problemas legales que obstaculizaban la exploración en la Cuenca Argentina Norte. Para finalizar el contrato, las compañías pagaron una suma de US$ 6 millones por la disponibilidad del buque, además de una multa asociada.

De acuerdo con los estudios preliminares de YPF, existe la posibilidad de un yacimiento capaz de producir hasta 200 mil barriles de petróleo al día, lo que equivale a cerca del 40% de la producción actual del país.

La recolección de datos sísmicos en el mar requiere buques especialmente diseñados y equipados con tecnología avanzada. BGP Prospector se desplaza a una velocidad reducida, inferior a 5 nudos, mientras arrastra una matriz de streamers que puede cubrir hasta dos kilómetros de ancho y diez de longitud, albergando sensores encargados de captar datos sísmicos del subsuelo.

Para recopilar estos datos, se emiten breves ráfagas de aire comprimido desde una fuente de sonido hacia el agua y el lecho marino, con intervalos de cinco a quince segundos. Estas ondas sonoras de baja frecuencia atraviesan el agua, el fondo marino y las capas subterráneas, reflejándose luego en la superficie del mar, donde son registradas por los sensores.

El tiempo total de emisión de sonido constituye menos del 5% del tiempo total del relevamiento. Una vez en tierra, los geocientíficos procesan e interpretan los datos adquiridos durante el relevamiento para identificar áreas propicias para la presencia de petróleo y gas. Para garantizar la seguridad, se despliegan buques de apoyo durante las operaciones para alertar a otras embarcaciones sobre la actividad de relevamiento en curso.