En el marco del ciclo de conferencias “Argentina Energética”, impulsado por el Instituto Argentino de la Energía “Gral. Mosconi”, el martes 14 de junio expuso su disertación el Dr. Daniel Kokogian, sobre el tema “Potencial exploratorio del offshore argentino”. El actual presidente de New Milestone planteó en su disertación la necesidad de que en el país participe un mayor número de operadores para explorar el litoral marítimo, los que deberían ser de estructuras más pequeñas, a fin de operar eficientemente yacimientos marginales o áreas con “premios” moderados. De vasta trayectoria en el tema, el analista suele advertir que no es sencillo el hallazgo y que a menudo se plantean expectativas sobre dimensionadas respecto del potencial hidrocarburífero real.
En lo que respecta a la presentación realizada en el ciclo de referencia, Kokogian expuso las perspectivas que esperan al sector, tras explicitar las diferencias geológicas entre las áreas offshore de Brasil (con resonantes resultados en los últimos tiempos tras grandes esfuerzos exploratorios) y el litoral argentino. Al respecto, el analista rechazó el argumento de quienes aseguran que en el offshore argentino no hubo grandes hallazgos como los de Brasil porque aquí no se ha buscado, enfatizando el desconocimiento técnico y geológico de quienes suelen incurrir en ese tipo de afirmaciones. También refutó la creencia de quienes, de modo temerario, llegaron a afirmar que la cuenca brasileña se extiende “hasta las costas argentinas”.
También detalló que en el mar argentino se han hecho 151 pozos exploratorios -30 de los cuales en la cuenca San Jorge-, concentrando la mayor cantidad en la cuenca Austral, que es hoy la única con producción. Asimismo, unas 50 perforaciones restantes -en cuencas Salado, Rawson, Colorado, Deseado y Malvinas- sólo 3 pozos de esta última dieron indicios de hidrocarburos (en la década del 70, pero en volumen insuficiente para una explotación comercial.
Sobre los 30 pozos en San Jorge, para el analista ya no hay dudas sobre la presencia de hidrocarburos en el mar, por lo que se trata de esperar a que los recursos ubicados allí puedan certificarse como reserva. Ese paso no es sencillo, ya que para ello se requiere nuevos adelantos tecnológicos, o bien un escenario de precios que haga viable la extracción del petróleo y gas entrampado, algo que en el país parece por ahora lejano, a partir de los precios internos –fuertemente desfasados- de los internacionales.
Siendo la Cuenca Austral la única que presenta hoy actividad offshore, con importantes reservas gasíferas, el analista sostuvo que las áreas que quedarían para profundizar la exploración son la Cuenca Argentina (que abarca gran parte del borde externo del talud continental argentino), las aguas profundas de la Cuenca del Salado y el sector externo de Colorado Marino.
“En los próximos 20-30 años, el mayor desafío del Upstream será el desarrollar sus actividades en un ambiente de alta madurez, con condiciones operativas altamente limitantes (menor productividad por pozo, altos cortes de agua, replanteo de la metodología de recuperación asistida, yacimientos nuevos de menor envergadura, etc.)”, dijo durante la presentación.
En ese contexto aseguró que la exploración, necesariamente, irá hacia áreas de alto riesgo, tanto en el onshore como en el offshore.
“Debería incentivarse la participación de más operadores –propuso-, triplicando o cuadruplicando los existentes. Deberían ser de estructura más pequeña para operar eficientemente yacimientos marginales y/o puedan explorar en áreas con “premios” moderados. Las condiciones regionales para atraer estos capitales están dadas”.
También propuso la puesta en práctica de un sistema de operación de las áreas según niveles de profundidad. “Esto podrá ayudar no sólo en el total desarrollo de los objetivos tradicionales, sino que facilitará la exploración y desarrollo de los no-convencionales”, puntualizó.
El desafío, añadió el expositor en su presentación, “no es Empresa Privada versus Estatal, o ´argentinizada´, sino operadoras eficientes adaptadas a un ambiente de baja productividad por pozo y áreas maduras; mientras que se intente atraer a algunos “global players” para explorar en el mar”.
El mismo analista publicó recientemente en la revista “Petrotecnia”, del Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG) un extenso análisis sobre las posibilidades hidrocarburíferas del offshore en el país, frente al cual muestra una visión sumamente prudente. Tras evaluar que en no todas las áreas hay baja madurez exploratoria –repasando los resultados negativos que se han registrado en cuencas como Rawson o San Julián, el analista advierte:
“El potencial exploratorio de nuestra plataforma está enmarcado en un ambiente de alto a muy alto riesgo exploratorio; y los posibles recursos, sumados a los datos existentes, no parecen ser tan obvios ni estar en los rangos que suelen discutirse en público”.
Tras un detallado análisis sobre las perspectivas en la cuenca Malvinas, sin descartar la potencialidad de recursos, concluye:
“En todo caso, no parece prudente hacer descansar las expectativas de autosuficiencia energética en las supuestas bondades, aún no descubiertas ni comprobadas, del subsuelo del Mar Argentino. Además, debe considerarse que, de existir reservas importantes, éstas no estarían disponibles en volúmenes importantes hasta dentro de una década, suponiendo que empezáramos hoy mismo. Por el contrario, y desde un punto de vista estratégico, la migración de nuestra matriz energética hacia combustibles no fósiles parece ser obligatoria e irreversible; este proceso debería implementarse de inmediato si no queremos quedar inmersos en una gravísima situación de insuficiencia energética, dependientes de la importación masiva de petróleo y de gas para abastecer nuestras necesidades energéticas futuras”.
