Exploración petrolífera en aguas continentales (offshore) Capacidad nacional en la exploración offshore En los años 1970-1971 se comenzó la exploración ‘offshore’ en la plataforma continental, en aguas someras (aguas con una profundidad menor a 300 m), con relevamiento sísmico, gravimétrico y magnetométrico. Los datos del relevamiento sísmico, acompañados de su adecuado procesamiento e interpretación (servicios contratados a la empresa francesa CGG – Companie Generale Geophysique) permiten un mejor análisis de las estructuras geológicas del subsuelo. El relevamiento se realiza por medio de ondas sísmicas (ondas elásticas) que se generan artificialmente. Estas ondas se reflejan en las interfaces de los distintos estratos, y la recuperación de este reflejo por instrumentos adecuados, permite mapear la ubicación de anticlinales favorables al entrampe de petróleo. En base al relevamiento realizado por CGG, ANCAP entendió que estaban dadas las condiciones para realizar, en 1974, una ronda de licitación offshore de bloques de exploración en la actual Cuenca Punta del Este, en aguas someras. En aquella ocasión, las empresas interesadas en la información fueron Chevron, Exxon, Texaco, y Gulf, de las cuales las dos primeras presentaron ofertas (Exxon realizó un relevamiento sísmico complementario). Chevron fue la adjudicataria de uno de los bloques de exploración, bajo contrato de riesgo, donde entre 1975 y 1978 realizó un relevamiento sísmico complementario y dos perforaciones, el pozo Lobo (de 2.713 m) y el pozo Gaviotín (de 3.631 m). Ambos pozos resultaron sin presencia de petróleo, y los informes técnicos del momento, aunque no descartaron la presencia de petróleo o gas, definieron a la zona como de alto riesgo exploratorio. Sin embargo, en 1982, un relevamiento sísmico complementario contratado a la empresa Western, demostró que los pozos estaban en estructuras abiertas, por lo que no podía encontrarse petróleo o gas entrampado. Años más tarde, el descubrimiento de petróleo en cuencas de características geológicas y geofísicas similares (por ejemplo, la cuenca Campos en Brasil o la cuenca Orange en el margen atlántico africano) permitió relanzar los estudios en la cuenca Punta del Este, aumentando el área de análisis a las aguas profundas y ultra profundas. En 1987, ANCAP acuerda con PetroCanadá la reinterpretación de los datos disponibles para la cuenca Punta del Este. Con el fin de impulsar la exploración y explotación de petróleo en áreas onshore y offshore en el Uruguay, el gobierno de Luis Alberto Lacalle en 1993 publicó la resolución N°930/93, que fijó el primer régimen abierto de adjudicación de áreas con potencial de explotación de hidrocarburos. Este régimen posibilitaba a empresas petroleras precalificadas a realizar las mencionadas actividades, a través de contrato de servicios a riesgo. En caso de descubrimiento de hidrocarburos comercialmente explotables, la modalidad de explotación sería la de Producción Compartida con Recuperación de Gastos (PSA por su sigla en inglés

- Production Sharing Agreement). Bajo este sistema de apertura no fueron recibidas ofertas durante el tiempo de vigencia del decreto. En enero de 2002 ANCAP firma un acuerdo con la ya mencionada CGG, bajo un contrato a riesgo, para un estudio multicliente regional que permitiera continuar los relevamientos sísmicos en la plataforma continental, en una extensión de 10.000 km. Como resultado de aquel acuerdo, en una primera etapa el buque explorador “Thales Venturer” realizó los perfiles sísmicos de unos 1.850 km (20% del total comprometido). El acuerdo con CGG fue prorrogado varias veces, dada la dificultad de la empresa francesa por identificar compañías petroleras dispuestas a co-financiar el relevamiento sísmico, no lográndose completar el compromiso del acuerdo. En el marco de reducir la dependencia energética en materia de hidrocarburos, en 2007 ANCAP firma un acuerdo con la empresa noruega Wavefield Inseis para relevamiento sísmico 2D multicliente en la plataforma continental. Este acuerdo establece que ANCAP es la propietaria de la información, y Wavefield Inseis tiene la exclusividad de su comercialización. Previamente ANCAP había realizado en 2006 una licitación al que se presentaron ésta y la empresa americana GSI en que las ofertas no cumplían con las condiciones del pliego. El relevamiento contratado incluyó relevamiento sísmico 2D a escala regional sobre 7.000 km, relevamiento 2D de semidetalle sobre 2.500 km, y otro 2D semidetalle de 300 km. Los datos fueron recabados por el buque de investigación sísmica Bergen Surveyor, que relevó los datos a mediados del 2007. El procesamiento inicial de los datos por parte de Wavefield y ANCAP ha sido finalizado, y está disponible para la industria desde julio de 2008. Los adelantos del análisis de esta información por parte de Jan B. Gateman, vicepresidente de Wavefield Inseis, resaltan que “las cuencas sedimentarias del Uruguay están compuestas de rocas del Paleozoico al Mesozoico y fueron depositadas en los etapas pre-rift, sin-rift, sag y margen pasivo. Los pozos perforados existentes en los picos estructurales de la cuenca de Punta del Este, prueban que estos sedimentos están dentro de la ventana de generación de hidrocarburos. En ambos, tanto en la cuenca Punta del Este como Pelotas, varios leads de carácter estructural y estratigráfico se han identificado en los datos sísmicos más antiguos. Estos leads de hidrocarburos están localizados en una amplia variedad de profundidades del agua”. Los datos de los estudios se promoverán en la Ronda Uruguay junto con un estudio de interpretación comprehensiva que relacionará y calibrará la geología de las cuencas offshore del Uruguay con las cuencas vecinas localizadas en Brasil y Argentina. Actualidad de la exploración y producción petrolera offshore a nivel mundial Enormes presiones, temperaturas extremadamente bajas del agua, falta de luz para la manipulación de equipos en aguas profundas y ultra profundas hacen que las actividades de exploración y perforación no sean cosa fácil. Para algunos pozos existentes hoy en

aguas profundas, las tuberías que se extienden desde la plataforma al pozo en aguas ultra profundas pueden tener una longitud de más de 2.000 m, y soportar corrientes que someten a la plataforma, a las tuberías de perforación y a los equipos de extracción de petróleo y de agua, y de inyección de agua, a muy grandes tensiones. Las operaciones petroleras en aguas profundas y ultra profundas dependen de información sísmica de alta tecnología e interpretación informáticas muy avanzadas para definir con la mayor precisión los puntos de perforación. Se han abierto nuevas fronteras geológicas a partir de los descubrimientos de petróleo en aguas profundas y ultra profundas. En el Golfo de México existen ya pozos en los que se ha alcanzado profundidades verticales de perforación de 9.000 m. De acuerdo a los expertos, es factible en las actuales cuencas offshore en exploración y producción, encontrar yacimientos de petróleo y gas a aguas de hasta más de 7.600 m por debajo del fondo marino. No obstante el tamaño de los desafíos, estos han sido y continúan siendo superados por los desarrollos tecnológicos. La tecnología ha permitido desarrollar por ejemplo, válvulas de prevención de derrames de más de 300 ton de peso, instaladas sobre el fondo marino para proteger el medio ambiente de cambios abruptos de presión del hidrocarburo en explotación. Se han desarrollado robots controlados remotamente para la operación de los equipos de perforación y mantenimiento, que pueden trabajar en un medio ambiente en aguas ultra profundas, en el que se hallan sometidos a altas presiones, temperaturas heladas y falta de luz. La industria ha desarrollado también nuevas naves de perforación, con la capacidad de transportar toneladas de tuberías y equipos de perforación, equipadas con hélices transversales controladas por computadoras y sistemas de posicionamiento geoespacial, que tienen por fin mantener la posición de la nave y evitar o reducir la presión sobre sus sistemas de perforación y explotación de hidrocarburos. Debido a las condiciones extremas en la profundidad de los ambientes marinos, la explotación de yacimientos en éstas áreas deben ser explotados con menor cantidad de pozos, que deben presentar mayor productividad que los pozos en superficie, con nuevas tecnologías de perforación como por ejemplo los sistemas de perforación horizontales o altamente desviados, con eficientes sistemas de suministro de calor a los pozos, y con sistemas de gestión eficientes de manejo de altos volúmenes de agua extraída e inyectada, con sistemas compactos de separación agua-hidrocarburos, y con sistemas de gestión ambiental y tecnologías limpias para superar los desafíos de protección ambiental que representa la explotación de hidrocarburos en aguas profundas. Muy cerca del Uruguay, desde 1968, Petrobras se ha venido desarrollando como una empresa de primer nivel en el desarrollo tecnológico relacionado con la investigación y producción de hidrocarburos en aguas profundas y ultra profundas. Debido a que las principales reservas de hidrocarburos de Brasil se encuentran en la Cuenca de Campos, en aguas ultra profundas, Petrobras se ha vuelto una empresa líder en tecnología de

exploración y producción de hidrocarburos en aguas profundas y ultra profundas. Petrobras está también trabajando en cuencas con estas características, como son el Oeste de África y el Golfo de México. Su desarrollo ha sido tal, que, a números de 2004, el grueso de su producción comercial de petróleo y gas proviene de aguas profundas y ultra profundas (55% de aguas profundas y 6% de aguas ultra profundas). Ya hace más de 20 años, en 1985, Petrobras instalaba un “árbol de navidad” más allá del alcance de operación manual por buzos (383 m). Las áreas actuales de explotación de Petrobras cubren alrededor de 150.000 km2, 37% en aguas profundas y 36% en aguas ultra profundas. En 2003 Petrobras instaló su pozo de producción Roncador, que se encuentra a una profundidad de 1.886 m de agua, y su pozo de exploración más profundo se encuentra a 2.853 m. Modelo de exploración petrolera en Uruguay En los últimos años, se ha vivido un incesante crecimiento de la demanda global por hidrocarburos, amparada en la declinación de la producción en las cuencas maduras, y el creciente descubrimiento de yacimientos en aguas profundas. Ello ha conducido a que se volviera común para la industria la exploración de recursos petroleros en cuencas de frontera. Estas cuencas de frontera – clasificación en la que entrarían las cuencas uruguayas Punta del Este, Pelotas y Oriental del Plata– son áreas de características geológicas y geofísicas similares a las de otras cuencas productoras bien conocidas, nacidas en el mismo “proceso de formación” que las anteriores, en las que se necesita una mayor profundización de datos sísmicos, y estudios geológicos a partir nuevas perforaciones, para mejorar sus condiciones de prospectividad y exploración. Vastas áreas de frontera en las aguas continentales del Uruguay permanecen insuficientemente exploradas, y ofrecen interesante potencial para el descubrimiento de nuevas reservas de petróleo y fundamentalmente gas, de acuerdo al análisis de los nuevos datos disponibles. La exploración de cuencas geológicamente emparentadas con las cuencas uruguayas, como las de Pelotas y Santos por parte de Brasil, así como en la Cuenca de Orange en las costas atlánticas de Namibia y Sud-África, en algunas de las cuales se ha encontrado importantes yacimientos de gas, han reavivado el interés por la profundización de relevamientos y reprocesamientos sísmicos, estudios geológicos y geoquímicos, que permitieran fundamentar con mayores conocimientos científicos la sólida expectativa de estar en presencia de una cuencas de frontera con real potencial petrolífero. Los expertos geólogos nacionales han avanzado en la naturaleza geológica de la región off-shore del Uruguay, definiendo con mayor precisión un modelo geológico evolutivo para la Cuenca Punta del Este, con la consiguiente evaluación sobre su potencial

petrolífero y gasífero. Los aspectos más sobresalientes de este modelo, en relación con el potencial de presencia de hidrocarburos, son: •

Existen cantidades no determinadas de petróleo y gas;

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Existen buenas condiciones para la presencia de rocas reservorios;

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Existen buenas condiciones estratigráficas y estructurales para entrampamiento de hidrocarburos;

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Se identifican acumulaciones potenciales de hidrocarburos (leads y plays) en las secciones paleozoicas, mesozoicas y cenozoicas, para los que se necesitan nuevos datos, estudios y evaluaciones, para poderlos definir como prospectos;

Es necesario profundizar la investigación (incluyendo perforación) para evaluar si se está en presencia de yacimientos (es decir, acumulaciones de petróleo y gas con valor comercial). La factibilidad de la existencia de hidrocarburos alienta las políticas gubernamentales para la promoción de la exploración, dada la presencia de una geología favorable para la generación y acumulación de hidrocarburos, en particular en la Cuenca Punta del Este. Si se aúna la potencial naturaleza gasífera de esta cuenca, a la bien desarrollada infraestructura de transporte y distribución de gas a nivel nacional y regional, y la importancia del gas en la matriz energética regional, la exploración de las cuencas Punta del Este y Pelotas para la producción comercial de gas representa una relevante oportunidad de negocios.