“El pozo tipo de Sea Lion debería recuperar en su vida útil unos 14 millones de barriles de petróleo y el Capex (Capital Expenditures”, o gasto de capital) de pozos y facilidades sería de cerca de USD 36 millones por pozo, para cumplir con los requerimientos de reservas probadas + probables (2P) asignadas. Con base en la información pública disponible, estos valores unitarios no lucen razonables”.
Así dice un estudio técnico titulado “La cuestión Malvinas y la explotación de petróleo” elaborado por el petrofísico argentino Juan Carlos Glorioso, exprofesional de YPF y Repsol, que también trabajó en certificación de recursos internacionales, integra el Instituto Argentino de Energía General Mosconi y es miembro senior de la Society of Petrophysicists & Well Log Analysts (SPWLA), que agrupa a analistas de recursos hidrocarburíferos.
El informe hace un racconto histórico de los intentos petroleros en torno de las islas argentinas ocupadas de facto por el gobierno británico y un minucioso examen técnico de la información y datos conocidos hasta ahora sobre el proyecto Sea Lion, en el que se asociaron la compañía israelí Navitas Petroleum Development & Production Limited (65%), y la británica Rockhopper Exploration PLC (35%) para iniciar operaciones en el último trimestre de este año y extraer petróleo crudo a partir del primer trimestre de 2028 en una zona unos 220 kilómetros al norte de las islas.
“Fuera de las Reservas Probadas que el auditor certificó, los recursos contingentes y prospectivos de Sea Lion tienen aún un alto grado de incertidumbre de ser recuperados y su desarrollo estará sujeto a la respuesta de producción que se obtenga en la zona probada, una vez que comiencen las operaciones”, agrega el estudio, que entre otras cosas muestra el mapa que la firma texana Netherlands Sewell & Associates Inc (NSAI) incluyó en su informe de auditoría petrolera fechado el 31 de julio pasado y enviado a fines de agosto a Sam Moody. CEO de Rockhopper.
El jueves pasado, cuando presentó un informe semestral de Rockhopper en la Bolsa de Londres, Moody redobló la apuesta contra las cautelares y los exhortos penales de la justicia argentina, el arbitraje ante el Tribunal del Mar anunciado por el presidente argentino Javier Milei y las sanciones a firmas y ejecutivos directa o indirectamente vinculados al proyecto petrolero marino. Afirmó que la primera unidad flotante para el proyecto ya llegó a astilleros del sudeste asiático y que ya adquirieron el buque OSX-1 para aumentar la producción a 180.000 barriles diarios, más del triple del ritmo productivo anunciado inicialmente.
De las incertidumbres a las analogías
Sin embargo, dice el estudio de Glorioso, “en la industria, para respaldar las proyecciones de un yacimiento que aún no ha entrado en producción, pero que posee datos de ensayos limitados en tiempo y capacidad, se suelen establecer analogías geológicas y de ingeniería de reservorios con otros yacimientos que hayan tenido una prolongada historia de producción”. Se desconoce en cambio si NSAI, el auditor texano, hizo ese tipo de analogía, aunque sí afirmó expresamente que recurrió a “casos análogos” para estimar que los recursos prospectivos “tienen una chance razonable de ser económicamente viables”. De ahí la conclusión de que los “valores unitarios” hasta ahora difundidos del proyecto “no lucen razonables”.
“El proyecto todavía tiene que demostrar que puede producir lo que anunciaron. Si comienzan las actividades, esperarán la respuesta de los primeros pozos en producción antes de pasar a una segunda fase, que implica un esfuerzo de inversión mayor. No será el primer caso de un proyecto pensado en grande, que luego queda en algo muy modesto y que, con fortuna, salva la inversión inicial”, dijo el profesional ante la consulta de Infobae.
La información pública, explicó, “parece indicar que tiene apoyo financiero para una primera etapa, cosa que suele ser habitual cuando no se conoce de manera cabal la productividad de los pozos, antes de pasar a una segunda fase”. De hecho, agregó, con los datos publicados hasta ahora se deduce que para cumplir con los volúmenes de reservas asignadas al proyecto cada pozo deberá recuperar 14 millones de barriles de petróleo y con las escasas conclusiones sobre el nivel de productividad que han aportado los ensayos, parece difícil poder asegurarlo y más aún si no se avanza hacia una segunda fase. Todo está pendiente de la respuesta de los pozos, cuando éstos comiencen a producir”.
Según el experto, esa es la razón por la cual, para una empresa que presta servicios o que vende herramientas de producción, “Vaca Muerta sería hoy una opción más atractiva en el caso que les obliguen a elegir por uno u otro. Vaca Muerta es una realidad con un horizonte de desarrollo para varias décadas y con una demanda de servicios y materiales constante en el corto y largo plazo, mientras que Sea Lion es un proyecto con ciertas expectativas, hasta que se demuestre lo contrario”.
El estudio de Glorioso recuerda que la búsqueda de hidrocarburos al norte y al sur de Malvinas se remonta a la década del ’70 del siglo pasado, en 1996 se avanzó en licencias de producción y la adjudicación de siete licencias que abarcaron 48 bloques y nunca entraron en producción.
Otra campaña de perforación a partir de 2010, hizo “hallazgos” en Sea Lion y áreas aledañas, como Casper, Casper South, Beverley, Liz, Zebedee e Isobel Deep. Luego, en mayo de ese año, Rockhopper anunció que había hallado petróleo en el sondeo 14/10-2 de Sea Lion. Ya entonces la cancillería argentina advirtió que tomaría todas las medidas legales posibles para impedir la exploración petrolera británica en la zona.
Entre 2012 y 2025 se realizaron campañas de adquisición sísmica 2D y 3D y se realizaron estudios de impacto ambiental y ya en 2013 la Argentina inhabilitó por 20 años a Rockhopper para operar en el país y en 2022 sancionó a Navitas.
En cuanto a las medidas y sanciones que en septiembre anunció el gobierno del presidente Javier Milei el estudio subraya que la dimensión de Vaca Muerta es un factor clave para los negocios de numerosas empresas productoras y de servicios nacionales e internacionales, como ya evidenciaron empresas como SLB (Schlumberger), Halliburton y Baker Hughes al anunciar que no trabajan ni lo harán para el proyecto Sea Lion, como forma de proteger sus inversiones y operaciones en la Argentina y en especial en Vaca Muerta.
Al respecto, dice el documento: “el horizonte de trabajo en los yacimientos que explotan petróleo y gas de la Formación Vaca Muerta es de unos 50 años a la fecha, mientras que Sea Lion y otros prospectos de sus alrededores aún no han demostrado que puedan ser más atractivos. Es evidente que el consorcio podría tener que adaptar su estrategia de contratación”.
“Riesgo técnico evidente”
No es algo inocuo. Según Glorioso, “la ausencia de empresas de servicios petroleros de primer nivel introduce mayores riesgos operativos y potenciales retrasos. Una operación costa afuera como la del proyecto malvinense demanda el respaldo de empresas de servicios de gran nivel, para una zona de mares no precisamente calmos. Si no se consigue una fórmula para que los servicios sean prestados por compañías competentes y confiables, el riesgo técnico es evidente y un fallo en el mar con daño para la economía de las islas y la ecología es una cuestión de consecuencias muy graves para los causantes, como lo demostró el incidente de la empresa británica BP en el Golfo de México”.
Se trata de un antecedente ominoso: la explosión de la plataforma petrolera DeepWater Horzon, el 20 de abril de 2010, es uno de los mayores desastres históricos de la industria petrolera: se cobró seis vidas humanas, vertió al mar 5 millones de barriles de crudo que se esparcieron por casi 150.000 kilómetros cuadrados, provocó la muerte de unos 800.000 pájaros, 170.000 tortugas y un número impreciso de especies marinas (incluidas focas y ballenas), obligó al uso de unos 7 millones de litros de dispersantes químicos y derivó en una compensación de USD 20.000 millones de la empresa inglesa a sectores y particulares afectados. Según el informe de la Oficina de Regulación y Control de Energía Marina y la Guardia Costera de EE.UU., “las decisiones sobre el proceso de instalación tomadas por BP fueron la causa del fracaso”.En otras palabras, operar en un entorno marino como el Atlántico Sur (mucho más desafiante que el caso de BP, que operaba a 66 kilómetros de la costa de Louisiana) exige el concurso de operadores y empresas de primer nivel, e incluso eso no exime de riesgos. Lo cierto es que la auditoría de la firma texana NSAI determinó que Sea Lion contiene 314 Millones de barriles de petróleo (MMbo) de reserva recuperables entre probadas y probables, que se estira a 408 MMBo si se consideran también las “posibles”. Sea Lion vs Vaca Muerta El estudio de Glorioso, que ya había cotejado los datos de Sea Lion con algunas de las áreas de Vaca Muerta, precisa que el área de producción y prospección de la formación geológica con epicentro en Neuquén (y extensiones a partes de Mendoza, Rio Negro y La Pampa) es de 44.000 kilómetros cuadrados (Km2 ) con 1.800 Km2 ya desarrollados, mientras que para Sea Lion se infieren unos 225 Km2 totales.
Además, prosigue, para explotar Vaca Muerta ya hay 55 concesiones en marcha y se llevan acumulados 800 Millones de barriles de petróleo y 5 billones (millones de millones) de pies cúbicos (Tcf) de gas natural producidos. “Sea Lion es un activo con expectativas que sufrió varios retrasos desde el año 2015, mientras que Vaca Muerta es un activo en marcha con un amplio horizonte de desarrollo y explotación”, dice el estudio, que resume en un cuadro los potenciales de cada uno.
“La gran diferencia se produce en la comparación del total de recursos estimados. Y mucho más allá, un buen entendido en el nivel de incertidumbre que afecta a cada una de estas estimaciones valoraría el hecho de que los 232 MMbo de Sea Lion son el 3% de los 8.134 MMbo ya descubiertos en Vaca Muerta”, dice otro pasaje, mientras las “Reservas Probadas de Sea Lion aún no están en producción. Su potencial de producción inicial ha sido estimado en 50 mil barriles diarios de petróleo, que se extraerían mediante 11 pozos. Ese escenario se ha basado en ensayos de corta duración en los pozos”