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Offshore

Shell terminó la primera etapa de su proyecto offshore

Pese a que el pozo Argerich no arrojó los resultados esperados, la industria energética mantiene su compromiso con el desarrollo offshore en el país. Shell, junto a Qatar Petroleum, finalizaron con estudios sísmicos 3D en los bloques CAN-107 y CAN-109, ubicados a unos 200 kilómetros de la costa de Mar del Plata.

La exploración en aguas profundas continúa siendo vista como una apuesta de largo plazo, con un enorme potencial de impacto para la economía regional y nacional. Los recientes movimientos de la empresa marcan un nuevo capítulo en la historia de la exploración costa afuera en Argentina.

Shell busca el próximo objetivo

El buque Pxgeo 2 zarpó desde el puerto marplatense rumbo a la Cuenca Argentina Norte. Su misión fue clara: adquirir datos de sísmica 3D que permitan determinar el punto óptimo para una futura perforación en los bloques CAN-107 y CAN-109.

La embarcación llegó en noviembre a la provincia de Buenos Aires y estuvo operando en alta mar. Esta primera fase se extendió durante varios meses y se enfocó en la recopilación de información clave para definir los próximos pasos. Las operaciones se extendieron durante 120 días y, según estimaciones de la compañía, el área total que se estudió abarcó más de 15.200 kilómetros cuadrados.

El análisis de los datos puede extenderse desde tres a seis meses, aunque los especialistas advirtieron que este proceso puede alargarse hasta un año. Si los indicios son favorables, se podría avanzar con la perforación de un pozo.

Un proyecto estratégico con impacto en la región

Desde el Clúster de Energía de Mar del Plata, su presidente Marcelo Guiscardo destacó la importancia de seguir impulsando este tipo de iniciativas, pese a los desafíos iniciales. “Estos proyectos son reales. Si se encuentra petróleo, el impacto será muy grande, no solo para el Puerto de Mar del Plata, sino también para otros puertos de la provincia”, afirmó en declaraciones a medios locales.

El antecedente del pozo Argerich, que no logró resultados comerciales, no desalienta a los actores del sector. Al contrario, consolidó la necesidad de seguir apostando por el potencial del Mar Argentino y por la experiencia acumulada en este tipo de operaciones complejas.

Guiscardo también señaló que, una vez finalizada la campaña de sísmica, las empresas tomarán unos meses para analizar los datos antes de definir si solicitan avanzar con la perforación de un pozo exploratorio.

La exploración actual fue habilitada tras recibir la aprobación del estudio de impacto ambiental. Este fue el último paso regulatorio requerido, y se concretó durante el evento por el 110° aniversario de Shell en Argentina, con la presencia del secretario de Turismo, Ambiente y Deportes, Daniel Scioli.

La autorización se formalizó a través de la resolución 506/2024, publicada en el Boletín Oficial el 11 de septiembre. También se había realizado una audiencia pública en julio de ese mismo año.

Para Shell, este marco legal claro y el acompañamiento institucional representan factores clave para el desarrollo sostenido del offshore argentino.

El Mar Argentino, bajo la lupa

La campaña en CAN-107 y CAN-109 se suma a otras experiencias offshore en los bloques CAN 100, 102, 108 y 114. Sin embargo, presenta una diferencia significativa: la menor distancia a la costa, de menos de 200 kilómetros, frente a los 300 habituales en proyectos anteriores.

Este detalle no es menor. Implica ventajas logísticas y operativas que podrían facilitar los trabajos de perforación en caso de obtener resultados favorables tras el análisis sísmico.

La industria energética sigue considerando que Mar del Plata demostró estar a la altura de este tipo de desarrollos. La infraestructura, los recursos humanos y la articulación público-privada fueron aspectos destacados por todos los actores involucrados.

Aunque los resultados del pozo Argerich no cumplieron con las expectativas iniciales, el offshore argentino no se da por vencido. Las nuevas campañas sísmicas y los próximos pasos de Shell y Qatar Petroleum renuevan la esperanza de hallar petróleo en el Mar Argentino.

El desarrollo offshore es visto como una oportunidad estratégica para diversificar la matriz energética, generar empleo, y proyectar a la Argentina como un jugador relevante en el mapa energético global. La historia sigue escribiéndose, y Mar del Plata está en el centro de la escena.

“YPF no tiene ninguna negociación abierta con Petrobras”

YPF tiene toda su atención puesta en Vaca Muerta, pero no descuida las posibilidades que puede generar el offshore. Si bien los resultados del Pozo Argerich no fueron los esperados, la industria espera que encontrar resultados similares a lo que se dieron en las costas de Namibia.

“El hidrocarburo hay que desarrollarlo ya porque las ventanas son cortas. YPF tiene dos áreas donde puede estar Namibia, que es donde se ha descubierto hidrocarburo. Se puede replicar la falla de Namibia, pero hay que replicarla”, subrayó Horacio Marín.

YPF cuenta con 6 bloques offshore en el Mar Argentino, además, posee un área en el offshore de Uruguay. Los 7 bloques de YPF se encuentran en Etapa Exploratoria.

En la CAN tiene las áreas CAN – 102, CAN – 100 y CAN – 114, en la cuenca de Malvinas Oeste tiene el bloque MLO – 123. En la cuenca Argentina Norte (CAN), las áreas a explorar están en promedio a más de 300 km de las costas bonaerenses.

En el marco de la cuarta edición del Vaca Muerta Insights, el presidente y CEO de YPF sostuvo que el offshore es muy caro y “si no tiene alta productividad, está frito”.

El objetivo de YPF

La empresa de mayoría estatal decidió avanzar en un farm out para conseguir nuevos socios que permita seguir explorando el potencial del Mar Argentino. Lo que se busca es crear una sinergia que genere un esquema para que los actores que tengan el know how de cómo perforar los bloques que se encuentran en la Cuenca Argentina Norte.

“Estamos viendo con una empresa de las mejores del offshore, la posibilidad de que ellos si perforan antes del 27, seguramente vamos a pedir una aprobación rápida”, consideró Marín.

En este sentido, el pope de la compañía descartó que YPF tenga negociaciones abiertas con Petrobras para que se haga cargo de las operaciones. “No es Petrobras y no tenemos ninguna negociación abierta con Petrobras”, aseveró.

Asimismo, el presidente de la compañía destacó que ni YPF ni ninguna de las empresas argentinas tiene el know how para para perforar en aguas ultra profundas. “Hay que hacer lo que sabés hacer y respetar al que sabe hacer”, afirmó.

“Le vamos a dar la operación y habría un porcentaje con el cuál se queda YPF a cambio de todo. Y ahí vuela YPF, vuela, porque ahí tenemos 17.000 kilómetros cuadrados, que es más de la mitad de Vaca Muerta”, subrayó Marín.

YPF también abandonaría el offshore

YPF quiere acelerar un plan de enfocarse 100% en Vaca Muerta y desprenderse de sus activos menos rentables. Bajo esa premisa, la compañía vendería sus participaciones en los proyectos de exploración offshore en Argentina y Uruguay. Así lo anunció el presidente de la compañía, Horacio Marín, en el marco del “CEO Series Breakfast”, que realiza el IAPG Houston.

YPF cuenta con 6 bloques offshore en el Mar Argentino, además, posee un bloque en el offshore de Uruguay. Los 7 bloques de YPF se encuentran en Etapa Exploratoria.

En la Cuenca Argentina Norte (CAN) tiene los bloques CAN – 102, CAN – 100 y CAN – 114, en la cuenca de Malvinas Oeste tiene el bloque MLO – 123. En la cuenca Argentina Norte (CAN) las áreas a explorar están en promedio a más de 300 km de las costas bonaerenses.

Fuentes consultadas aseguraron a +e que el primer objetivo de la compañía es buscar socios que tengan el know how para perforar en aguas profundas y realizar una evaluación de los activos. Sin embargo, no se descartaría la posibilidad de desprenderse de los bloques offshore.

El offshore

Toda la industria hidrocarburífera puso sus esperanzas en el Pozo Argerich, proyecto que encabezó Equinor en sociedad con YPF y Shell.

Las esperanzas de Argerich estaban depositadas en que en 2022 se realizaron dos importantes descubrimientos de hidrocarburos en Namibia, en la cuenca de Orange, África del Sur.

Shell fue el primero en anunciar el descubrimiento de petróleo liviano en el pozo Graff-1 y rápidamente inició la campaña de delineación para conocer el volumen total de hidrocarburos en el yacimiento, que podría alcanzar los 1.000 millones de barriles de petróleo.

En febrero, la noticia fue dada por Total Energies, al anunciar el descubrimiento de otra importante acumulación de petróleo confirmada por el pozo Venus-1, perforado a pocos kilómetros de Graff.

Una historia con sabores amargos

Estos descubrimientos no hicieron más que alentar el interés de la industria en poner en marcha la exploración de la plataforma continental Argentina.

Sin embargo, en junio de 2024, el pozo fue declarado “seco” y significó un balde de agua fría para las expectativas de la actividad. A partir de entonces, el offshore la venta de activos por parte de las compañías debido a la reestructuración de sus operaciones.

YPF sabe que no cuenta con un know how para perforar en el offshore y busca socios, pero tampoco descarta enfocarse de lleno al shale, un recurso que conoce como la palma de su mano.

Chevron busca seguir incrementando la capacidad de su proyecto offshore en Israel

Chevron y sus socios presentaron un plan actualizado de desarrollo del yacimiento Leviathan, que se encuentra frente a las costas de Israel, al Comisionado de Petróleo del Ministerio de Energía e Infraestructuras para una nueva expansión de la capacidad del campo.

Según NewMed Energy, uno de los socios del proyecto, la actualización se centra principalmente en la Fase 1B del desarrollo del bloque. Esta fase incluye la perforación de nuevos pozos de producción, la modernización de las instalaciones en alta mar y la posible adición de un cuarto gasoducto.

Ubicado aproximadamente a 130 kilómetros de la costa de Haifa, el yacimiento Leviathan cuenta con cuatro pozos submarinos conectados a una plataforma en alta mar a través de un colector submarino y dos gasoductos de 120 kilómetros. El proyecto produce gas natural desde finales de 2019.

Yossi Abu, CEO de NewMed Energy, afirmó: “El yacimiento Leviathan es el centro energético más estable y fuerte del Mediterráneo. La ampliación de la capacidad de producción permitirá satisfacer la creciente demanda interna y fortalecerá el papel de Israel como proveedor de energía, además de impulsar la cooperación regional.”

NewMed Energy posee un 45,34% de participación en el proyecto, mientras que Chevron Mediterranean y Ratio Energies tienen el 39,66% y el 15%, respectivamente. En octubre de 2024, Chevron decidió posponer el aumento de la capacidad de exportación de gas propuesto debido a la guerra entre Israel y Gaza.

La propuesta de Chevron

El plan de desarrollo actualizado contempla dos etapas dentro de la Fase 1B. La primera incluye la perforación de tres pozos de producción adicionales, la incorporación de sistemas submarinos relacionados y la expansión de las instalaciones de procesamiento en la plataforma.

Se espera que esta fase aumente la capacidad total de producción de gas del sistema a unos 21 mil millones de metros cúbicos (bcm) por año, con un costo estimado de 2.400 millones de dólares. En agosto de 2024, los socios aprobaron una inversión de 429 millones de dólares para que el proyecto avanzara a la fase de diseño de ingeniería de front-end (FEED). Según nueva información de NewMed, el presupuesto aprobado actualmente asciende a 505 millones de dólares.

La segunda etapa, que incluye principalmente la perforación de más pozos de producción, la instalación de sistemas submarinos adicionales y la posible construcción de un cuarto gasoducto entre el campo y la plataforma, aumentaría la capacidad máxima de producción diaria en otros 2 bcm por año, alcanzando un total de 23 bcm anuales.

Los socios planean obtener las aprobaciones regulatorias necesarias y firmar acuerdos para la venta del gas natural de la Fase 1B en el mercado interno y para su exportación en un volumen total de más de 100 bcm. Además, esperan adoptar la decisión final de inversión (FID) para la primera etapa de la Fase 1B en los próximos meses.

El año pasado, el proyecto recibió la aprobación del Comisionado de Petróleo para aumentar el volumen de exportación desde el yacimiento en 118 bcm adicionales, o hasta 145 bcm si se cumplen ciertas condiciones.

TotalEnergies es el mayor productor de gas de gas del país

El mapa gasífero de la Argentina está cambiando. El predominio de YPF se ve amenazado por el empuje de TotalEnergies con Fénix, su proyecto estrella de la Cuenca Austral. En noviembre se dio la primera señal: la firma francesa registró un aumento 18,3% en sus volúmenes de gas operados, YPF sufrió una caída del 5,4% y quedó en segundo lugar.

Los números de diciembre también marcaron una tendencia parecida. TotalEnergies contabilizó 28,835 Mm3/día mientras que YPF registró 28,664 Mm3/día.

Fénix, el proyecto estrella de TotalEnergies

El incremento en la producción de gas de la compañía francesa se debe a que entraron en producción los tres pozos de Fénix. El proyecto aportará 10 millones de metros cúbicos por día (MMm3/día) y permitirá sustituir la importación de 15 barcos de GNL en el invierno.

Junto a Harbour Energy y Pan American Energy, TotalEnergies lidera el consorcio CMA-1 donde en los dos últimos años se invirtieron 700 millones de dólares. En septiembre de 2023, lograron poner en producción el primero de los tres pozos del proyecto Fénix, ubicado en la explotación offshore más austral del mundo.

La capacidad de producción de Fénix equivale al 8% de la producción nacional de Argentina y consolida a la firma francesa como el principal operador privado de gas natural en Argentina, con más del 30% de la producción nacional. Además, en Vaca Muerta, la empresa está desarrollando áreas que alcanzarán pronto los 16 MMm3/d de producción de gas.

Aguada Pichana Este será el objetivo de electrificar de TotalEnergies.

Los principales operadores

Más allá del dominio de YPF y TotalEnergies, el ranking de las operadoras muestra diversas particularidades. En diciembre, PAE logró 17,461 Mm3/día y se consolidó en el podio de las mayores productoras del país.

Detrás se ubicó, Tecpetrol con 13,273 Mm3/día, Pluspetrol con 10,328 Mm3/día, Pampa Energía con 9,513 Mm3/día, CGC con 5,965, Enap Sipetrol con 1,954 Mm3/día, Capex con 1,627 Mm3/día y Vista Energy con 1,428 Mm3/día.

El mapa no convencional

En tanto, el shale gas continúa mostrando un crecimiento sostenido, con una producción total que alcanza los 76,176 Mm3/día. En este escenario, el yacimiento Fortín de Piedra, operado por Tecpetrol, se posiciona como el principal productor, con una producción de 10,205 Mm3/día, lo que representa el 13,4% del total nacional.

En segundo lugar, se encuentra Aguada Pichana Este, operado por TotalEnergies, con una producción de 9,877 Mm3/día, equivalente al 13% del total. Le sigue La Calera, a cargo de Pluspetrol, que alcanzó los 9,225 Mm3/día, contribuyendo con el 12,1% de la producción nacional.

Otro yacimiento destacado es Aguada Pichana Oeste, operado por Pan American Energy, que produjo 7,796 Mm3/día, representando el 10,2% del total. Por su parte, El Mangrullo, a cargo de Pampa Energía, registró una producción de 4,623 Mm3/día, equivalente al 6,1%, mientras que Sierra Chata, también operado por Pampa Energía, alcanzó los 4,217 Mm3/día, con una participación del 5,5%.

YPF también tiene una presencia significativa en el ranking, con tres yacimientos entre los principales productores. Río Neuquén registró una producción de 3,979 Mm3/día (5,2%), seguido por Aguada de la Arena, con 3,360 Mm3/día (4,4%), y Loma Campana, que alcanzó los 3,149 Mm3/día (4,1%).

La sorpresa vino de la mano de Campo Indio Este – El Cerrito. El bloque operado por CGC y que marca la exploración de Palermo Aike cerró el ranking con una producción de 2,557 Mm3/día, representando el 3.4% del total.

El punto central para el desarrollo offshore de la Cuenca Austral

El Puerto de Comodoro Rivadavia se consolida como un eje fundamental para el desarrollo de la actividad offshore en la Cuenca Austral. La terminal portuaria cumple un papel clave en el abastecimiento de buques oceanográficos y sismográficos vinculados al proyecto Fénix, así como en la logística de la industria pesquera y la promoción del cabotaje marítimo.

En diálogo con eolomedia, Digna Hernando, administradora del Puerto de Comodoro Rivadavia, explicó que el puerto actualmente maneja una dinámica actividad relacionada con la pesca de merluza, con barcos que ingresan casi a diario para descargar en las plantas procesadoras ubicadas dentro y fuera del ejido portuario.

Además, resaltó la llegada de buques oceanográficos que participan en el proyecto Fénix, una iniciativa estratégica para la exploración de hidrocarburos en el sur argentino.

“Los barcos, principalmente los sismográficos, siguen viniendo periódicamente al puerto de Comodoro para abastecerse de combustible, alimentos y todos los insumos que necesitan”, detalló la administradora. Este flujo constante de embarcaciones refuerza el rol del puerto como centro neurálgico del offshore en la región.

Ventajas competitivas para el offshore

La terminal portuaria no solo cuenta con infraestructura adecuada, sino que también se beneficia de su ubicación estratégica y de la diversidad de servicios que ofrece la ciudad. “Comodoro tiene una diversidad importante de servicios y productos, lo que permite abastecer las necesidades de la industria hidrocarburífera”, explicó Hernando.

Además, la presencia de un aeropuerto cercano facilita el cambio de tripulaciones, un factor diferenciador frente a otros puertos de la región. “El aeropuerto no está disponible en los puertos del norte de Santa Cruz, por ejemplo, y eso genera una diferencia importante”, agregó.

 

 

Hacia la expansión del cabotaje y la exportación

Otro de los proyectos en los que trabaja el puerto es la incorporación de un buque para el cabotaje marítimo, con el objetivo de transportar mercaderías que, por sus características y frecuencia, puedan ser trasladadas por vía marítima. “Estamos gestionando la posibilidad de conseguir una frecuencia que nos permita traer ese tipo de carga”, señaló Hernando.

Esta iniciativa no solo impulsaría el comercio regional, sino que también permitiría ampliar la capacidad de exportación de productos marinos directamente desde el puerto de Comodoro Rivadavia.

Competitividad y nuevos clientes

La administradora del puerto enfatizó que la terminal está en constante búsqueda de mejorar sus servicios y mantener precios competitivos para atraer más clientes. “Siempre estamos en la búsqueda de generar las mejores condiciones posibles y la competitividad en los valores de nuestros servicios”, afirmó.

Hernando también destacó la importancia de trabajar en conjunto con las agencias marítimas y otros operadores del puerto para asegurar que la oferta de servicios sea atractiva para los empresarios del sector.

Con una visión clara hacia el futuro, el Puerto de Comodoro Rivadavia se prepara para continuar siendo un actor clave en el desarrollo de la Cuenca Austral y el proyecto Fénix.

En este sentido, Hernando subrayó el compromiso del puerto con el crecimiento económico y la diversificación de actividades en la región.

TotalEnergies conectó los tres pozos del proyecto Fénix

A través de su filial argentina, TotalEnergies lidera el consorcio CMA-1 junto a sus socios Harbour Energy y Pan American Energy, las que llevaron en los dos últimos años el proceso de inversión de unos 700 millones de dólares que a mediados de septiembre permitió la puesta en producción del primero de los tres pozos de Fénix, en la explotación offshore más austral del mundo.

Fénix es la sexta plataforma del consorcio en el mar del sur argentino. Está ubicada a 60 kilómetros de la costa de Tierra del Fuego y la mayor disponibilidad de gas natural que ofrece es el equivalente al 8% de la producción argentina. O dicho con otras referencias significará la sustitución de importaciones equivalentes a 15 Barcos de GNL en los meses de invierno.

El proyecto convirtió a Total Austral en el principal operador privado de gas natural de la Argentina con una producción operada de algo más del 30% del mercado, ya que la compañía tiene varias áreas en desarrollo en el convencional de Vaca Muerta, donde espera alcanzar en breve los 16 MMm3/d de gas natural.

El aporte de gas natural desde el offshore

Las actividades en el mar se iniciaron en septiembre de 2023, representando un gran desafío logístico y operacional. El proyecto desarrollado en tres etapas incluyó en primera instancia la instalación de 36 kilómetros de gasoducto submarino para conectar Fénix con la plataforma gemela Vega Pléyade, también operada por Total Austral, y así poder evacuar el gas producido.

También se procedió a la construcción e instalación de la plataforma de producción en una zona que tiene 70 metros de profundidad y luego la perforación de tres pozos horizontales, los cuales acaban de entrar plenamente en funcionamiento dos semanas después de iniciado el 2025.

La operatoria para emplazar la plataforma forma parte de los grandes hitos de la industria local. Con un peso de 4000 toneladas se construyó en dos partes en el astillero de Rossetti Marino, en el puerto de Rávena, Italia, y tras su transporte marítimo la base se colocó en el fondo del mar y luego se montó su estructura superior mediante barcos de más de 300 metros de longitud.

Tras la puesta en marcha, el flujo de 10 MMm3/d es enviado a través de gasoductos marinos y tratado en las plantas de Río Cullen y Cañadón Alfa, ambas pertenecientes al consorcio. Allí se acondiciona el gas para ser inyectado al Gasoducto San Martín y viajar 2.000 kilómetros hasta Bahía Blanca, abasteciendo la cadena de valor nacional hasta llegar a los puntos de consumo en los principales centros urbanos del país.

Fénix es uno de los proyectos con menor huella de carbono, estimado en menos de 10 kilogramos de CO2 equivalente por barril de petróleo equivalente, cuyo aporte se suma a los otros yacimientos también ubicados en el mar: Hidra -el único con producción de petróleo-, Kaus, Carina, Aries y Vega Pléyade.

El recorrido de TotalEnergies en la Argentina

TotalEnergies perforó cerca de 100 pozos en Vaca Muerta, en particular en el bloque Aguada Pichana Este realizó la primera perforación de la formación no convencional que se conectó a la red de evacuación, el AP xp1001, que está en producción desde 2012. Además, opera otros cinco bloques, entre ellos Rincón la Ceniza y La Escalonada donde produce petróleo liviano.

También fue pionera en la producción del tight gas con el desarrollo de las técnicas de estimulación de pozos y perforación de ramas horizontales en Mulichinco, una formación que se encuentra a mayor profundidad que Vaca Muerta.

La concesión que el consorcio tiene sobre la CMA1 logró una extensión de 10 años del plazo que finalizaba el 30 de abril de 2031, ahora con un horizonte hasta 2041 ya se anticipa que habrá continuidad de las operaciones con un nuevo yacimiento offshore de alto potencial. En este caso se aventura están dadas las condiciones para montar una inédita explotación submarina, es decir sin la necesidad de montar una plataforma como las seis allí preexistentes.

En la zona, la compañía lleva realizados un total de 112 pozos offshore explorados y,unos u$s 6000 millones de inversión, aunque sólo 20 de estos pozos son los que hoy están en producción.

A tono con su política global, TotalEnergies también encaró en el país el desarrollo de energías renovables y cuenta en su portfolio con cuatro centrales de generación. Se trata de una planta solar fotovoltaica de 30 Mw ubicada en San Luis, llamada Caldenes del Oeste; dos parques eólicos, Mario Cebreiro en Buenos Aires, de 100 Mw y Vientos Los Hércules en Santa Cruz de 97,2 Mw, y el parque eólico Malaspina de 50 Mw, en Chubut.

En breve entrará en operación el parque solar Amanecer, en la provincia de Catamarca, una planta de 15 Mw de potencia que permitirá alimentar la demanda del bloque Aguada Pichana, así como otros proyectos en desarrollo que incluyen la generación de hidrógeno verde.

Chevron y Shell enfrentan desafíos en exploración en Namibia

Las expectativas de la exploración petrolera en Namibia recibieron un duro revés. Chevron anunció que no encontró reservas comerciales de hidrocarburos en el pozo Kapana 1X, ubicado en la cuenca del Orange dentro del bloque PEL90.

A pesar de la mala noticia, la compañía estadounidense destacó que los datos obtenidos aportan valiosa información sobre el área, lo que impulsa sus planes de seguir explorando en el país africano.

Namibia ha emergido como un destino atractivo para las grandes petroleras en los últimos años, gracias a descubrimientos offshore de gran magnitud, considerados entre los más importantes del siglo.

Sin embargo, también ha enfrentado retrocesos. Shell, por ejemplo, reveló la semana pasada que realizará una depreciación de 400 millones de dólares tras determinar que un descubrimiento en el bloque PEL39 no era comercialmente viable debido a dificultades técnicas y geológicas. Esta decisión no disuade a la compañía de continuar explorando en la región junto a sus socios Qatar Energy y Namcor.

El Ministerio de Minas y Energía de Namibia emitió un comunicado para subrayar que estos contratiempos no afectan significativamente los planes de desarrollo petrolero del país.

Desde el descubrimiento inicial en el pozo Graff-1X en 2022, Shell ha perforado otros ocho pozos en el bloque PEL39, encontrando hidrocarburos en varios de ellos.

Aunque los parámetros subsuperficiales han presentado retos relacionados con la complejidad geológica y la calidad del yacimiento, el gobierno confía en que avances tecnológicos y estudios más detallados podrían desbloquear el potencial completo de estos recursos.

Namibia un centro de atención

Namibia también ha atraído a otras empresas internacionales, como TotalEnergies, que está avanzando con una campaña de perforación y evaluación múltiple en el bloque 2913B, parte del PEL56. La compañía planea tomar una decisión final de inversión en 2025, con el objetivo de producir el primer petróleo en 2029. Mientras tanto, Galp busca incorporar un nuevo socio al complejo Mopane, tras dos descubrimientos en los pozos Mopane-1X y Mopane-2A, realizados en 2024.

Chevron también ha fortalecido su presencia en Namibia tras adquirir un 80% de interés operativo en el bloque PEL82, situado en la cuenca del Walvis. Este bloque cuenta con más de 3,500 km² de datos sísmicos 2D y 9,500 km² de datos 3D, lo que podría proporcionar información clave para descubrimientos futuros.

Por otro lado, Woodside Energy obtuvo derechos para datos sísmicos 3D del PEL87 en 2024, continuando con la exploración en la prolífica cuenca del Orange.

Tom Alweendo, ministro de Minas y Energía de Namibia, reafirmó el compromiso del gobierno para desarrollar estos recursos energéticos y destacó que los contratiempos actuales no representan un retroceso significativo. “Hemos apenas comenzado a explorar el verdadero potencial de nuestros recursos offshore. Los descubrimientos realizados hasta ahora son solo el principio”, declaró. También enfatizó que la colaboración con socios internacionales es clave para garantizar el éxito de los proyectos energéticos en curso.

El sector petrolero de Namibia también cuenta con la participación de empresas como Rhino Resources, que junto a Azule Energy, NAMCOR y Korres Investments, está llevando a cabo perforaciones de alto impacto en el bloque PEL85. Asimismo, Petrobras busca oportunidades de asociación en la región, lo que refuerza el interés global en el país.

Pxgeo 2 comienza la exploración sísmica del proyecto offshore de Shell

Los resultados del proyecto Argerich no fueron los esperados, pero los actores de la industria coinciden que hay que tener paciencia con el offshore y continuar con la exploración en el Mar Argentino.

Shell buscará escribir un capitulo en una novela que quiere tener un final feliz. El buque Pxgeo 2 zarpó del puerto de Mar del Plata para buscar el mejor punto para perforar en los bloques CAN-107 y CAN-109.

La embarcación llegó la semana pasada a las costas de la provincia de Buenos Aires para llevar a cabo los trabajos de sísmica 3D a unos 200 kilómetros de “La Feliz”.

La experiencia de Pxgeo 2

Mar del Plata es la ciudad que los operadores petroleros han elegido como referencia logística, ya que desde allí centralizan en buena medida el aprovisionamiento de combustible, la carga de insumos técnicos y víveres y, también, punto para los recambios de tripulaciones que se dan de manera periódica.

El caso de Pxgeo 2 no será la excepción. La embarcación con bandera de Bahamas estará acompañada por otras dos embarcaciones de apoyo: una de guardia o seguimiento (escort) y otra de apoyo logístico (supply), que abastecerá de provisiones.

No es la primera vez que este buque sísmico arriba a la provincia de Buenos Aires. En marzo de este año se encargó de realizar la misma tarea en el bloque CAN-102, donde el operador es YPF.

El barco utiliza una red de sondas con hidrófonos y realiza un “disparo de aire” que permite penetrar en las capas geológicas. Con esa información, los especialistas estiman la presencia de petróleo o derivados.

Objetivo offshore

Tal como viene informando eolomedia, Shell tiene grandes expectativas con lo que pueda pasar con los bloques CAN-107 y CAN-109.

En el marco del evento por el 110° aniversario de la compañía en Argentina, el secretario de Turismo, Ambiente y Deportes de la Nación, Daniel Scioli, les entregó a los directivos la aprobación de los estudios de impacto ambiental para que pueda avanzar con la exploración en los bloques.

La autorización también fue publicada el 11 de septiembre a través de la resolución 506/2024 del Boletín Oficial. Este fue el último requisito que necesitaba la compañía para poder explorar el potencial del Mar Argentino teniendo en cuenta que en julio se realizó la audiencia pública.

El CAN 107 y el CAN 109 tienen una superficie aproximada de 8.341,35 y 7.873,93 kilómetros por lo que Shell espera adquirir datos de 15.273 km2 y para ello la exploración podrá extenderse hasta por 158 días.

Se trata, en suma, de un proyecto de similares características a los ya realizados sobre los bloques marinos CAN 100, 108, 114 y 102, aunque con la particularidad de que, a diferencia de los anteriores que promediaban los 300 kilómetros de distancia de la costa marplatense, en este caso es de menos de 200 kilómetros.

Petrobras comenzó a producir en el yacimiento Jubarte

El buque plataforma Maria Quitéria de Petroleo Brasileiro S.A. (Petrobras) comenzó a producir en el campo de Jubarte, presal en la zona de Espírito Santo de la Cuenca de Campos, frente a la costa sureste de Brasil.

Según informó Petrobras, la unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) puede producir hasta 100.000 barriles de petróleo al día y procesar hasta 5 millones de metros cúbicos de gas.

Estará interconectada a un total de ocho pozos productores y ocho inyectores. Inicialmente prevista para 2025, la producción del FPSO Maria Quitéria comenzó antes de lo previsto.

El objetivo de Petrobras

El FPSO está equipado con tecnologías para reducir las emisiones con una mayor eficiencia operativa y una reducción de alrededor del 24% en las emisiones operativas de gases de efecto invernadero, señaló Petrobras.

Con una altura de 156 metros y una longitud de 333 metros, el FPSO está instalado a una profundidad de agua de 1.385 metros. También tendrá capacidad para generar 100 megavatios (MW) de energía destinados a abastecer a una ciudad de 230.000 habitantes.

Petrobras es la única titular de los derechos de producción del yacimiento de Jubarte, situado en la zona conocida como Parque das Baleias, en Espírito Santo.

El área del Parque das Baleias está formada por los campos de Jubarte, Baleia Anã, Cachalote, Caxaréu, Pirambú y Mangangá. El primer campo, Jubarte, fue descubierto en 2001.

En 2019, Petrobras y la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) firmaron un acuerdo para ampliar el período de concesión hasta 2056 para el nuevo campo unificado de Jubarte.

Esto permitió la implementación del FPSO Maria Quitéria, el último sistema de producción para el Proyecto Integrado Parque das Baleias, así como proyectos complementarios en el área, según el comunicado.

Otras tres plataformas operan en el Parque das Baleias: P-57, P-58 y FPSO Cidade de Anchieta. Cuando Maria Quitéria comience a operar a plena carga, esta unidad representará alrededor del 40% de la producción del campo, dijo Petrobras.

Proyecto piloto a prueba

El yacimiento de Jubarte también fue objeto de un proyecto piloto de la petrolera brasileña para aumentar la producción. En agosto, validó una tecnología que podría aumentar la producción en aproximadamente un 1%.

La tecnología Lift and Flow Digital Twin desarrollada por la empresa brasileña ESSS fue validada y está lista para su uso después de dos años de pruebas, dijo Petrobras en un comunicado de prensa anterior.

Las plataformas FPSO Cidade de Anchieta y P-57 de la compañía, que operan en el campo de Jubarte, en las capas presal y postsal de Espírito Santo, participaron en el proyecto piloto que demostró la eficacia de la herramienta.

La tecnología proporciona datos del sistema de producción en tiempo real, potenciando el proceso de elevación y flujo, que corresponde al transporte del petróleo producido desde el fondo de los pozos hasta las plataformas de producción. El gemelo digital también puede anticiparse a incidentes que puedan comprometer la producción y posibilitar pruebas virtuales de soluciones, según el comunicado.