| Si los resultados de la campaña
son exitosos se tomará luego la decisión de perforar pozos
exploratorios en 2009. Telam > YPF
Exploración finalizó su campaña de relevamiento
sísmico tridimensional (3D) en la Cuenca Colorado Marina sobre
la plataforma continental y para la que invirtió 27 millones
de dólares, con el fin de detectar hidrocarburos destinados
a contribuir al autoabastecimiento de petróleo y gas para el
país.
La exploración de 1.970 kilómetros cuadrados fue realizada
por el buque Geco Triton que cuenta con equipamiento de última
generación para efectuar trabajos de sísmica de reflexión
(por ondas acústicas) como para la navegación y las
comunicaciones.
«Se superaron las expectativas del registro de operaciones»
afirmó el capitán de la embarcación, el argentino
Jorge Fuster, en las inmediaciones del Puerto de La Plata, en su paso
hacia Brasil en cuya plataforma marítima continuará
explorando para las áreas concesionadas allí a Repsol.
«Se han obtenido muy buenos datos y en gran cantidad»
puntualizó Fuster en relación a los 18 terabytes (1
terabyte equivale a 1.024 gigabytes,) de información obtenida
en los 8.000 kilómetros recorridos en esta campaña exploratoria
realizada con sísmica 3D.
Concluida esta etapa de recolección de datos, que demandó
82 días de jornada completa (24 horas), la información
será sometida a un proceso de digitalización que se
realizará ítegramente en el país, y demandará
siete meses de trabajo.
El barco que mide 83 metros de largo, tiene un desplazamiento de 6.410
toneladas, posee 4.800 sensores receptores y un centro de procesamiento
de datos para control de calidad y cálculo, fue contratado
por YPF a la empresa Western Geco.
El programa de adquisición de sísmica marina tridimensional
(3D) empleado permite realizar un mapa en tres dimensiones del subsuelo
que está por debajo del lecho del mar.
Esta técnica utiliza un dispositivo conocido como «cañón
de aire» que genera ondas de presión en el agua que llegan
al subsuelo marino.
Algunas de esas ondas son reflejadas por las distintas capas de sedimentos
y vuelven hacia la superficie. Allí detectores de presión
extremadamente sensibles ubicados en el agua -los hidrófobos-
son los encargados de captar estas «reflexiones» de ondas.
En el buque se encuentran los compresores de aire que alimentan los
cañones (fuentes de energía sísmica) y el equipo
del alta tecnología que registra todos los datos, los procesa
y analiza cumpliendo estrictos requerimientos de calidad para garantizar
el mejor armado del mapa del subsuelo y sus características.
Si los resultados de la campaña son exitosos se tomará
luego la decisión de perforar pozos exploratorios (en el 2009),
con un costo de unos 30 millones de dólares por cada uno.
La inversión inicial de las actividades rondará los
100 millones de dólares y será cubierta por las empresas
privadas asociadas a la estatal de energía, Enarsa.
Estos trabajos pusieron en marcha el primer convenio celebrado entre
esta empresa y petroleras privadas para explorar en la plataforma
continental argentina.
Acuerdo
El acuerdo tiene vigencia por 10 años y comprende todas las
áreas y/o bloques cuya titularidad al 100 por ciento sea de
YPF o de Enarsa, ubicados (costa afuera) dentro de tres zonas del
denominado talud continental -él que se extiendes desde la
frontera con Uruguay hasta las islas Malvinas-, el Golfo San Jorge
y en la Cuenca Austral.
El consorcio a cargo de la exploración de la Cuenca Colorado
Marina lo integran Enarsa e YPF (la operadora) con 35 por ciento cada
una; y Petrobrás y Petrouruguay.
El barco contó con 56 tripulantes, 19 de ellos argentinos,
trabajando en la campaña un total de 130 personas que incluyó
a tres biólogos expertos en avistaje de fauna marina.
En caso de concretarse un descubrimiento comercial que permita pasar
a la fase de desarrollo y producción, las inversiones previstas
superarían los 2.000 millones de dólares, ya que se
trata de una exploración de frontera y de alto riesgo en aguas
profundas.
Petrobras puso a producir su primer yacimiento
Neuquén>
La estatal brasileña Petrobras puso el martes de la semana
pasada en producción el yacimiento Estancia Agua Fresca, en
la provincia de Santa Cruz, el primero descubierto por la compañía
desde que inició sus operaciones en la Argentina. Con esa área,
esperan incrementar hasta un 10% la producción total de la
empresa en el país.
El yacimiento Estancia Agua Fresca, ubicado en la Cuenca Austral,
200 kilómetros al oeste de Río Gallegos, fue descubierto
en septiembre de 2004 como resultado de los trabajos de exploración
realizados en los bloques exploratorios El Campamento-El Martillo.
Concluída la perforación de pozos de avanzada, en mayo
de 2005, Petrobras solicitó la concesión del lote de
explotación Estancia Agua Fresca, recordó la empresa
en un comunicado.
El yacimiento, puesto en producción el 19 de febrero último,
es operado por Petrobras en forma conjunta con la Compañía
General de Combustibles S.A.(CGC), cada una con el 50 por ciento del
capital accionario.
El descubrimiento está en línea con los planes del Gobierno
que pide a las petroleras destinar más inversión a la
exploración y puesta en producción de nuevos pozos con
el fin de sumar más reservas de petróleo, que hoy tienen
en el país un horizonte de alrededor de 10 años.
La intención de Petrobras va en línea con ese requerimiento
y fue ratificada por su presidente, Carlos Fontes, cuando asumió
la conducción de la compañía en Argentina, el
pasado 1 de enero.
«En los proximos 5 años tenemos previsto invertir más
de 2.000 millones de dólares en exploración en el país
y este año pondremos en marcha el plan para buscar petróleo
en el mar argentino», dijo Fontes.
Un ranking publicado hace un par de semana por la consultora de inversiones
ABC de empresas, ubicó a Petrobras Energía S.A. al tope
de las inversiones con 2.370 millones de dólares en proyectos
anunciados en el 2006 en el país.
En el nuevo yacimiento, el consorcio Petrobras-CGC lleva invertidos
16 millones de dólares en el registro de 250 Kilónetros
cuadrados de sísmica 3D, la perforación de 8 pozos de
exploración y cubicación, pruebas de producción,
estudios y el emplazamiento de una instalación para la producción
temprana del yacimiento.
En esta etapa de desarrollo temprano el campo tendrá una producción
de 250 metros cúbicos diarios (m3/D), que incrementa en un
20 por ciento la producción de petróleo de las operaciones
de Petrobras en la cuenca.
El desarrollo del yacimiento supone una inversión adicional
de 40 millones de dólares en los próximos tres años,
para completar las instalaciones de producción definitiva y
la perforación de otros 17 pozos, para llevar la producción
a 450 m3/D de petróleo.
El descubrimiento y desarrollo del yacimiento alienta la continuidad
de la estrategia desarrollada por Petrobras Energía S.A en
la que las inversiones en exploración son un elemento clave
para la reposición de reservas y producción de la compañía.
Santa Cruz es fundamental para la compañia y de hecho es la
mayor empresa privada, y la que ha realizado mayores inversiones en
los últimos tiempos en la provincia.
En noviembre pasado Petrobras inauguró una terminal marítima
en Caleta Paula, 690 kilómetros al norte de río Gallegos,
que permite reducir costos logísticos y mejorar el sistema
de distribución en la región de combustibles y lubricantes.
En agosto de 2006, Petrobras y la provincia habían firmado
un acuerdo para desarrollar y explotar conjuntamente los yacimientos
gasíferos Glencross y Estancia Chiripá. Petrobras contratará
hasta el 80 por ciento de mano de obra en Santa Cruz.
La petrolera también se comprometió a dar prioridad
a proveedores locales, y en el caso de que la provincia cuente con
algún proyecto productivo que requiera gas, suministrará
hasta un 60 por ciento de lo extraído de los yacimientos.
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