Petróleo en las islas: Alto riesgo y pocos resultados

En diálogo con DEF, el geólogo argentino Daniel Kokogian, titular de la consultora New Milestone, analizó las perspectivas de la campaña exploratoria británica en Malvinas. 

Aunque las empresas británicas que operan en Malvinas se esfuerzan por ver el vaso medio lleno, las noticias respecto de la actual campaña exploratoria en aguas de las islas no parecen ser muy auspiciosas. Del informe difundido por Rockhopper Exploration tras la conclusión de las perforaciones de la plataforma Ocean Guardian en la Cuenca Malvinas Norte, se desprende que ha habido tres hallazgos de petróleo y tres de gas. En los 393 días de operación de la mencionada plataforma, la empresa detectó la presencia de petróleo en el prospecto Sea Lion y comprobó la existencia de petróleo y gas en Casper y Casper South, y únicamente de gas en Beverley. Los hallazgos de hidrocarburos se verificaron en un área que se encuentra unos 225 kilómetros al norte de las islas. La pregunta que cabe formularse es qué tan importantes fueron estos descubrimientos y cuál es su viabilidad comercial.

UN ANÁLISIS REALISTA

En diálogo con DEF, el geólogo Daniel Kokogian reconoce que “las compañías británicas están llevando adelante un importante esfuerzo exploratorio, con mucha sísmica y pozos perforados”. Desde su punto de vista, el dato positivo de la primera fase de la actual campaña ha sido la noticia del primer descubrimiento de crudo en la zona, más precisamente en el prospecto Sea Lion, que se encuentra ubicado en la licencia PL 032 en la que Rockhopper tiene una participación del 100%. “Se verificó la presencia de un sistema petrolero activo; hay roca generadora, el petróleo migró y se entrampó en rocas reservorio”, aclara. Este experto asegura que se trata de un “acontecimiento importante”, pero que “no nos dice nada aún respecto de la existencia de acumulaciones o yacimientos”.

Por otra parte, de los cuatro prospectos en los que se detectó la presencia de hidrocarburos, solamente uno de ellos fue ensayado y se trata precisamente de Sea Lion. La operadora Rockhopper informó que ensayó el pozo 14/10-2 el 17 de septiembre de 2010 durante 18 horas y que este se mantuvo en un nivel de producción de 2000 barriles diarios y un flujo máximo de 2304 barriles diarios. Lo que Kokogian objeta es la extrapolación que se pretendió hacer de esos resultados, pues su valor es “absolutamente limitado”. En ese sentido, aclara: “Un ensayo de unas pocas horas no dice mucho sobre las posibilidades del pozo, si se tiene en cuenta que ensayos de producción serios suelen llevar días, semanas y aun meses. Lo normal es que la producción inicial no se mantenga en el tiempo, sino que decline, y el dato que se busca para poder hacer predicciones más ajustadas es justamente la magnitud de esa declinación en volúmenes y el período de tiempo en que se produce”.

El especialista consultado añadió que no le sorprendería que la producción inicial estabilizada de Sea Lion se ubicara “por debajo de los 1000 barriles diarios y quizás por debajo de los 500 barriles diarios”, transcurridas un par de semanas de puesto en producción. Por otra parte, el dato negativo de este hallazgo es que se trata de un “potencial yacimiento multicapa, multirreservorio, lo que significa que tiene arenas separadas entre sí”. Teniendo en cuenta sus características, Rockhopper deberá hacer frente a un proceso “muy complejo” y necesitará “muchos más pozos para drenar el mismo volumen que requeriría un reservorio más simple”, con un “factor de recuperación primario” que no superaría el 15% del denominado oil in place (petróleo originalmente en sitio), en lugar del 20 o del 30% habitual en otro tipo de yacimientos. “Si yo fuese Rockhopper, estaría preocupado, pues además de la discontinuidad del reservorio, en otros pozos perforados en el complejo Sea Lion se ha detectado la presencia de gas y, sin extenderme en la explicación técnica, esto es lo último que cualquier explorador desearía encontrar en prospectos como estos”, sintetizó Kokogian, quien puso en duda que se pueda avanzar en su explotación económica hasta tanto no se realicen los ensayos de producción que determinen la viabilidad de su potencial desarrollo.

NUEVAS EXPECTATIVAS

La Cuenca Malvinas Oriental es zona de las operadoras serán Borders & Southern Petroleum y Falkland Oil and Gas Limited (FOGL). El primer pozo fue perforado por Borders & Southern en enero de 2012 en el prospecto Darwin Este, unos 140 kilómetros al sur de las islas. En el sitio web de la empresa, el gerente Howard Obee estima que las reservas recuperables de Darwin están en el orden de los 300 a 760 millones de barriles. La misma compañía realizó una segunda perforación en el prospecto Stebbing, que según la misma fuente contaría con reservas recuperables estimadas de entre 710 y 1280 millones de barriles. Se trata, por supuesto, de datos hipotéticos que deberán comprobarse con la exploración que se haga in situ. Por su parte, FOGL centró sus expectativas en el prospecto Loligo, con reservas estimadas en el orden de los 25 billones de pies cúbicos de gas.

“La Cuenca Malvinas Oriental no tiene nada que ver con la Cuenca Malvinas Norte”, advierte Kokogian, quien explica que es más parecida a nuestra Cuenca Austral y a la Cuenca de Malvinas, ubicada al oeste de las islas y que se encuentra bajo jurisdicción argentina y fuera del área de disputa territorial. “El principal objetivo allí será la formación Springhill, además de los abanicos de mar profundo para los que se proclama similitud con yacimientos recientemente descubiertos en Ghana y Brasil”, señala. En su opinión, esta última analogía no es correcta. Kokogian considera que existen posibilidades de éxito en Springhill, aunque “quizás estén acotadas en cuanto a volúmenes”. Recuerda, por otro lado, los resultados “sumamente desalentadores” de un pozo denominado “Malvinas x-1”, ubicado al oeste del archipiélago y que fue perforado el año pasado por un consorcio liderado por YPF e integrado por Pan American Energy (PAE) y Petrobras.

Según Kokogian, otro dato poco alentador para las británicas Borders & Southern y FOGL es que nuestra Cuenca Austral, que presenta similitudes con Malvinas Oriental, es “más gasífera que petrolera”, lo que dificulta las posibilidades de éxito de la actual fase de las exploraciones, que este experto no duda en calificar como de “altísimo  riesgo”.

Publicado en: Energía & Minería
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