Luego de que no se hallaran hidrocarburos en el pozo Argerich-x1, ubicado en el bloque CAN (Cuenca Argentina Norte) 100, la exploración petrolera offshore continuará en los próximos meses a unos 190 kilómetros de Mar del Plata.

En este caso, se espera que a partir de octubre se lleve a cabo la adquisición de datos sísmicos en los bloques CAN 107 y 109. Estos sectores tienen un área de 8.341 y 7.860 kilómetros cuadrados, respectivamente, y se extienden en zona de aguas someras y profundas desde los 200 a los 2.500 metros de profundidad.

Shell es la principal empresa operadora, con el 60% de participación. Qatar Petroleum tiene el 40% restante. El 3 de julio pasado, se llevó a cabo una audiencia pública para evaluar el impacto ambiental del proyecto offshore.

Si bien no es vinculante, de la instancia participaron autoridades nacionales, provinciales, empresarios, instituciones y ciudadanos. Cumplida la convocatoria, la exploración sísmica comenzaría en dos meses, aproximadamente.

“En octubre se espera que la actividad empiece en los bloques CAN 107 y 109. Participé de la audiencia pública, se cumplieron los requisitos y se va a hacer”, aseguró a LA CAPITAL Marcelo Guiscardo, el presidente del Clúster de Energía de Mar del Plata.

Las tareas demandarán entre dos y tres meses por bloque. Es decir que se extenderían, por lo menos, hasta fines de marzo del año que viene si se cumplen los plazos mencionados. La inversión ronda los 90 millones de dólares.

La exploración sísmica es el primer paso para rastrear dónde es posible perforar y hallar hidrocarburos en las profundidades, a partir del impacto de ondas sonoras. Los datos obtenidos proporcionarán información detallada sobre la geología del subsuelo, una especie de “mapa” del lecho marino.

Según anticipó Shell, para la exploración se prevé la utilización de un buque sísmico, el cual irá acompañado por dos embarcaciones de apoyo. Una de ellas es el buque de guardia o seguimiento (escort). Su función será la de garantizar una navegación segura, “sin interferencias con otras embarcaciones”.

El otro barco de apoyo es uno logístico (supply). Su misión será abastecer el buque sísmico de provisiones e insumos, así como la realización de cambios de tripulación.

La movilización se realizará zarpando desde el puerto local, ubicado a una distancia de más de 190 kilómetros desde el vértice noroeste del área operativa sísmica. Durante la ejecución del proyecto, cuando se requiera combustible, alimentos frescos y suministros, Mar del Plata será la base de los servicios logísticos.

Además, en el puerto se realizará la descarga de los residuos generados a bordo a cargo del buque de apoyo y también se utilizará para los cambios de tripulación.

Una vez finalizada la sísmica, con el posterior análisis de la información recabada, el siguiente procedimiento para confirmar la presencia de hidrocarburos es realizar un pozo exploratorio. Esto ya implica una perforación -para lo cual se necesitará justamente un buque perforador- para obtener datos más detallados.

Optimismo

A pesar del antecedente inmediato del pozo Argerich-x1 -a fines de junio no se registraron “indicios claros” de presencia de hidrocarburos-, ubicado a unos 311 kilómetros de la ciudad, Guiscardo mostró prudencia y optimismo respecto a las potencialidades del offshore de cara a la próxima exploración.

“Los tiempos se mueven lentamente porque son inversiones de mucho riesgo y muy grandes. La planificación lleva años”, señaló el empresario.

Y añadió: “Más allá de que el Argerich es un pozo exploratorio seco, ha dado certezas. Hasta ese momento, no se había perforado la zona, solo había datos sísmicos. Equinor, Shell e YPF (las empresas que tienen los permisos para operar en el bloque CAN 100) tienen ahora la información del lugar, pueden mejorar sus sistemas de prospección y tener una mejor llegada para encontrar petróleo la próxima vez”.

Guiscardo señaló que, antes de encontrar hidrocarburos en Noruega, por caso, Equinor tuvo “36 pozos secos”. “Es una actividad de mucho riesgo”, remarcó.

“Estos son proyectos muy grandes. De haber encontrado algo, no habría producción de petróleo hasta 2031. Hay que poner mucha plata. De todos modos, yo sigo siendo optimista con las posibilidades de hallar petróleo”, consideró Guiscardo.

El titular del Clúster de Energía apuntó que “no hay que perder las esperanzas” por lo sucedido con el Argerich, ya que “es parte natural del proceso de descubrimiento de un reservorio de hidrocarburos que pueda ser explotable: el área es enorme y hay probabilidades”.

En la misma línea, ponderó el desenvolvimiento de Mar del Plata como puerto logístico de la actividad.

“La ciudad se recibió de puerto offshore. El barco entra, hace lo que debe hacer y se va. Eso es porque está cerca de las vías navegables. Además, hay varias cooperativas que contribuyen con la atención de las embarcaciones”, explicó.

Guiscardo recordó que, mientras se mantenían las operaciones en el bloque CAN 100 meses atrás, “Equinor no perdió un solo día”. Por eso “el puerto pasó el examen”.

Permisos

En paralelo a los avances en la exploración offshore, en las últimas semanas hubo novedades sobre la situación de otras áreas de interés en el mar Argentino.

A través de la resolución 159/2024 del 11 de julio pasado, el Gobierno nacional declaró la extinción de los permisos de exploración sobre los bloques CAN 111 y 113 a las empresas Total Austral S.A y BP Exploration Argentina Limited. Habían sido adjudicados en 2019.

De esta manera, las áreas, ubicadas más hacia el sur, frente a las costas de las provincias de Buenos Aires y Río Negro, fueron transferidas de nuevo al Estado nacional.

“Las empresas informaron su decisión de renunciar a los permisos de exploración de hidrocarburos otorgados sobre las áreas CAN 111 y CAN 113, y revertirlos en su totalidad”, precisó escuetamente la resolución de la Secretaría de Energía.

En el acto administrativo se detalló que Total Austral S.A abonó $33.219.250,12 en concepto de canon de exploración, correspondiente al periodo fiscal 2023, por el área 111. Y $34.545.339,24 por el área 113.

En tanto, por “unidades de trabajo” pagó USD11.158.650 por el bloque CAN 111 y USD $1.897.925.000 por el 113.