Invertirán u$s 27 millones para extender la vida útil del bloque offshore Aries en Tierra del Fuego

La compañía francesa TotalEnergies -al frente de un consorcio junto a Wintershall Dea Argentina y Pan American Sur- comprometió la inversión de u$s 27 millones para extender sus operaciones en el bloque offshore Aries Norte, a cuarenta kilómetros frente a las costas de Tierra del Fuego, por lo cual logró la prórroga de concesión por 10 años a partir de noviembre de 2027.

Las empresas titulares de la concesión ubicada en la Cuenca Marina Austral-1, que deberán pagar regalías del 15% sobre la producción de hidrocarburos, buscarán revertir el declino de área aplicando una nueva estrategia de producción que le permita mejorar su productividad por la próxima década, es decir hasta noviembre de 2037.

En el fundamento de la medida se considera que la mayoría de las concesiones contienen yacimientos maduros sometidos a un período extenso de explotación y que, por lo tanto, requieren la aplicación de nuevas tecnologías para incrementar los niveles de producción y reservas. Para ello, una forma de minimizar esos efectos negativos es adelantar la prórroga de la concesión para desarrollar nuevos programas de intervención en el yacimiento.

El bloque se ubica en una zona con una profundidad de sesenta metros, donde opera desde la costa una plataforma sin tripulación y hacia donde convergen los pozos productivos. El gas producido en las plataformas en el mar se evacúa por ductos hasta la costa y se trata en las instalaciones del consorcio en río Cullen y Cañadón Alfa, desde donde se inyecta al gasoducto General San Martín.

A fines de 2024, el mismo consorcio puso en marcha la plataforma Fénix que con una inversión de u$s 700 millones está aportando desde comienzos de año unos 10 millones de metros cúbicos diarios de gas, la que cuenta con tres pozos horizontales en producción.

El consorcio CMA-1 operado por Total comenzó la exploración en Tierra del Fuego en 1978 y, gracias al empleo de tecnologías de punta y fuertes inversiones, descubrió y puso en producción en 1989 el yacimiento Hidra, el primero offshore de Argentina y el más austral del mundo. En 1999 entraron en producción los primeros y únicos pozos submarinos del país instalados en el yacimiento Argo y ese mismo año se perforó el pozo más largo del mundo desde las costas de Cullen, con una distancia total de 11.184 metros.

En el caso de Aries Norte, ubicada en la misma Plataforma Continental con una superficie de 39,60 km2), había sido concesionada inicialmente a YPF pero en 1994 se aprobó la cesión en favor del consorcio encabezado por Total con un 37,5% de representación, junto a Wintershall con otro 37,5% y Pan American Sur con el 25% restante.

Sin embargo, la concesión de comercialización recién fue aprobada a comienzos de los 2000 por un período de 25 años, luego de levantada la suspensión de comercialidad, y en aquel mismo acto se anticipaba la posibilidad de una prórroga por otros 10 años si el concesionario cumplió con las obligaciones, estaba produciendo en el área y presenta un plan de inversiones.

La solicitud de prórroga realizada por los concesionarios de explotación se fundamentó en que la producción del lote se encuentra en declino, siendo la principal problemática actual la producción inestable observada en los dos pozos horizontales del yacimiento Aries-Aries Norte (Ari.PH-2 y Ari.PH-3), debido a la acumulación de líquidos en el fondo de los mismos.

Al respecto, se destacó que la concesión de explotación de hidrocarburos CMA-1 sobre el lote Aries y el lote Aries Norte conforman una unidad geológica y dinámica continua tanto estructural como sedimentológicamente con vinculación hidráulica establecida a lo largo del tiempo.

Por eso se toma en conjunto que la producción de gas fue en promedio de 1,5 Mm3/día para 2024, mientras que la producción de petróleo (primaria, secundaria y condensado) en promedio fue de 63 m3/día, pero el potencial se encuentra en que las reservas hidrocarburíferas del yacimiento Aries-Aries Norte ascendían al cierre del 2023 a 2.775 Mm3 de gas y 193 Mm3 de petróleo.

Ante estas consideraciones, la Secretaría de Energía entendió que con la prórroga de la concesión se responde a la necesidad de alentar mayores inversiones y extender el horizonte de reservas, permitiendo el sostenimiento de programas de exploración, explotación y desarrollo sustentable en las áreas concesionadas.