Confirman que hay depósitos de crudo en tierra; crece chance de hallazgo

Extraer petróleo en tierra es rentable hasta con el barril a US$ 20

El desplome en el precio internacional del petróleo hace que el interés por los proyectos de exploración y explotación en el offshore (mar) se haya aplacado en todo el mundo. La situación es diferente en el caso de los trabajos onshore (tierra), donde el actual escenario potencia las posibilidades para su desarrollo.

El eterno femenino de una imaginativa pintora
Campo de extracción de petróleo. Foto: Reuters

Para el gerente de Exploración y Producción de Ancap, Héctor de Santa Ana, los actuales precios del crudo no ponen en riesgo la rentabilidad de los proyectos en tierra firme dentro de Uruguay que tiene la ptrolera estatal. "Aunque el petróleo esté en US$ 20 yo creo que los proyectos onshore en nuestro país no pestañean", indicó.

El funcionario explicó a El País que los trabajos que se realizan en tierra tienen costos muy inferiores a los que puede tener la perforación de un pozo en el mar.

Un pozo en el offshore puede estar entre US$ 100 millones y US$ 250 millones. En tierra son entre US$ 3 millones y US$ 10 millones. Estamos hablando de guarismos de hasta 30 veces mayores", expresó De Santa Ana.

En este sentido, agregó que las características geográficas del territorio suponen que las empresas no tengan que realizar gastos adicionales como sí sucede en otras partes.

"Si hablamos de costos, en condiciones normales, en el onshore lo tienen que sacar a menos de US$ 10. Es rentable y pasa a ser un caballito de batalla", dijo De Santa Ana.

Ayer, la empresa Schuepbach Energy International LLC (SEI) anunció que encontró y logró certificar internacionalmente la existencia de 20 potenciales depósitos o "trampas" de petróleo en los bloques ubicados en Salto y Piedra Sola, una localidad entre Tacuarembó y Paysandú.

Estos resultados, además de aumentar las chances de encontrar petróleo en condiciones de ser explotadas comercialmente, reforzaron el interés de Ancap por adjudicar nuevos bloques en tierra.

La empresa tiene previsto realizar un llamado internacional con el objetivo de licitar siete bloques para exploración y producción de hidrocarburos en un área de unos 10.000 kilómetros cuadrados que se ubica en los departamentos de Artigas, Salto y Rivera.

Este territorio había sido adjudicado a la petrolera YPF en 2012, pero la firma decidió no seguir adelante con la fase exploratoria.

El hallazgo anunciado por Schuepbach no implica que se haya encontrado petróleo. Para eso se deberá pasar a una segunda etapa de perforación que incluye la realización de cuatro pozos entre este año y el 2017, para determinar la existencia de acumulaciones de hidrocarburos significativas. Se estima que podría haber entre 2 y 241 millones de barriles en cada bloque.

La certificación internacional fue realizada por la empresa Netherland, Sewell & Associates, Inc. (NSAI) en base al análisis y la interpretación de los 597 kilómetros de la información sísmica 2D levantada durante 2014 en ambos bloques.

En caso de efectivamente encontrar petróleo Ancap tiene por contrato derecho a asociarse en un 50% y aseguran que por distintas vías el Estado se haría de "aproximadamente el 73% del beneficio económico de la actividad", según informó el ente en un comunicado.

Por su parte, el director ejecutivo de la australiana Petrel Energy (accionista mayoritario de Schuepbach Energy), David Casey, indicó que los resultados obtenidos "aportan una nueva y significante visión del potencial convencional" de los contratos por las áreas de Salto y Piedra Sola. "Es un resultado muy emocionante y potencialmente conservador, ya que, obviamente, no puede tomarse en cuenta las áreas no cubiertas por sísmica", añadió.

Por tratarse de recursos convencionales, su descubrimiento y eventual desarrollo utilizaría técnicas de explotación también convencionales y no de fracturamiento hidráulico masivo (fracking), según informó Ancap.

El bloque Piedra Sola comprende un área aproximada de 10.000 kilómetros cuadrados y está localizado en parte de los departamentos de Durazno, Tacuarembó, Paysandú y Salto.

En tanto, el bloque Salto comprende un área de 3.750 kilómetros cuadrados y se distribuye casi en su totalidad dentro del departamento salteño, con una pequeña porción ingresando en el norte de Paysandú.

Explotación offshore.

A diferencia de lo que sucede con la exploración onshore, al igual que en el resto del mundo sí existe incertidumbre sobre el futuro de los proyectos offshore. En este sentido, De Santa Ana indicó que si bien hasta el momento ninguna de las empresas que desarrollan trabajos en la plataforma marítima uruguaya solicitó revisar los contratos "hay que preparar el paraguas para ver qué pasa".

Ancap tiene previsto realizar la Ronda Uruguay III que licitará 12 nuevos bloques en la plataforma marítima uruguaya para la exploración y explotación de hidrocarburos, pero se espera por lo que suceda con los precios del crudo para hacer su lanzamiento.

Según explicó De Santa Ana, se prevé que los valores del crudo caigan hasta la franja de US$ 38 o US$ 40 en los próximos tres meses y que luego empiecen a subir nuevamente. "En la medida que empiece a subir la mentalidad cambia. Teniendo valores de US$ 60 o US$ 65 si bien no son los ideales para el offshore, se largaría el cronograma", dijo.

De los 12 bloques, hay cuatro que se ubican en aguas ultraprofundas (más de 3.000 metros) sobre el límite marítimo con Argentina y Brasil, y los restantes 8 en aguas someras (poco profundas) en la cuenca de Punta del Este.

En la ronda Uruguay I de 2009, de las 11 áreas ofrecidas se adjudicaron los bloques 3 y 4 que hoy conforman YPF (40%) y Galp (20%). La petrolera Shell que tenía el otro 40% dejó el proyecto y ahora YPF está buscando sumar un nuevo socio.

En 2012, la Ronda Uruguay II ofreció 15 bloques y se adjudicaron ocho: tres a British Petroleum (6,11 y 12); tres a BG Group (8,9 y 13); uno a Total (14) y el restante a Tullow Oil (15) que vendió el 30% de participación a la japonesa Inpex.

Petróleo Brent vuelve a caer y termina a US$ 46,59

El barril de crudo Brent para entrega en febrero cerró ayer en el mercado de futuros de Londres en US$ 46,59, un 1,77% menos que al cierre de la sesión anterior. De esta forma, el crudo del mar del Norte (de referencia para Ancap) acabó la sesión en el International Exchange Futures con un descenso de 84 centavos de dólar,

El Brent llegó a recuperar US$ 1,36 al cierre de la sesión, después de una mañana en el que llegó a cotizar en US$ 45,23, la cifra más baja en más de cinco años. Según los analistas, las conjeturas sobre la posibilidad de que Estados Unidos aumente sus reservas de petróleo han empujado a la baja los precios, que durante el año pasado cayeron un 50 %.

Desde mediados de 2014, los precios del Brent sufren una importante caída, pero ésta se ha acelerado con el comienzo de 2015 y los expertos creen que esta tendencia continuará, e incluso no descartan que se llegue hasta la barrera de los US$ 40.

Por otra parte, el petróleo de Texas (WTI) bajó ayer un 0,39% y cerró en US$ 45,89 el barril, con lo que perdió la barrera de los US$ 46 y continuó su desplome hasta niveles que no se veían desde abril de 2009.

Al término de la sesión de ayer en la Bolsa Mercantil de Nueva York (Nymex), los contratos futuros del WTI para entrega en febrero próximo, que se toman como referencia, bajaron 18 centavos de dólar respecto al cierre del lunes.

El petróleo de referencia en Estados Unidos bajaron aunque de forma moderada, mientras continúan las tensiones entre los países exportadores que se muestran incapaces de ponerse de acuerdo sobre un posible recorte de la producción. Por su parte, el presidente iraní, Hasan Rohaní, aseguró ayer que los responsables de la caída del precio de petróleo se arrepentirán y dijo que Irán no se verá presionado por este descenso porque "ya se ha previsto las vías de recuperación". EFE

El precio de las naftas y la nueva paramétrica

El descenso que tuvieron los precios del petróleo determinó que Ancap ajustara a la baja el precio d el combustibles. Con esta corrección también quedó operativa la nueva paramétrica de referencia que tiene una proyección de costos a diciembre de 2015 y que está compuesta con el precio del crudo a US$ 60 por barril y un dólar a $24,3. Tanto el precio del crudo como el tipo de cambio serán revisados cada tres meses y si el petróleo siguiera bajando y el tipo de cambio se estabilizara se podría aplicar una nueva rebaja.

Reportar error
Enviado
Error
Reportar error
Temas relacionados
Te recomendamos
Max caracteres: 600 (pendientes: 600)