El consorcio conformado por las petroleras Total y ExxonMobil inició las tareas de perforación en la plataforma marítima uruguaya en búsqueda de petróleo. La ministra de Industria, Carolina Cosse, adelantó que en los próximos 100 días se sabrá "si hay o no hay petróleo" en la plataforma marítima uruguaya, aunque el ingeniero Andrés Tierno Abreu —miembro por Uruguay del Consejo Mundial de Petróleo— dijo a El País que "los tiempos dependerán de un montón de cosas".

El pozo se está realizando en el bloque 14 del territorio marítimo, un área sobre el océano Atlántico ubicada a unos 250 kilómetros de la costa y que fuera asignada a la empresa Total en la Ronda Uruguay II (ver aparte). Se proyecta una perforación superior a los 3.400 metros que se convertirá en el pozo petrolero más profundo del mundo.

"Este hito culmina cuatro años de trabajo y es el primer pozo exploratorio offshore (en el mar) desde 1976", señalaron las firmas petroleras a través de un comunicado.

Tierno Abreu explicó que "estamos en una primera fase, la de realizar una perforación con un objetivo de descubrimiento. Si esta fase es exitosa, es decir si hay un descubrimiento y tiene un tamaño suficiente, también dependiendo de la calidad del producto entre otras cosas, recién las empresas estarían en condiciones de tomar las decisiones siguientes".

Hay chances que en la plataforma marítima aparezcan partículas de petróleo, de gas natural o una combinación de ambos productos. El experto en temas energéticos y expresidente de Ancap manifestó que las muestras que se recogerán brindarán datos sobre la permeabilidad y porosidad del producto, así como también de la naturaleza del terreno.

Según Tierno Abreu, el escenario más favorable para Uruguay sería la aparición de petróleo puro y de alta calidad. "En este momento es más favorable el petróleo que el gas natural y cuanto mayor la calidad más fácil será de comercializar", agregó.

En caso que aparezca una combinación de petróleo y gas, se deberá ver las proporciones dado que "en general el gas lo pueden reinyectar otra vez y mantenerlo en el yacimiento, lo que favorece la producción de la parte liquida (de petróleo)", explicó.

Otro posible escenario es que los resultados de la perforación sean negativos. Al respecto, Tierno Abreu sostuvo que "el que no haya descubrimiento no quiere decir que quede condenada la zona". Añadió que los estudios aportarán datos sobre las características del terreno que permitirán sacar conclusiones a futuro.

Pasos.
Los trabajos de Total y ExxonMobil para la perforación comenzaron el 10 de marzo y el costo estimado del proceso es de US$ 200 millones.

"La prioridad para el equipo operativo está en la seguridad de las operaciones que se llevan a cabo luego de un extenso programa de preparación entre los titulares y el contratista Maersk a cargo de la perforación", comunicaron ambas compañías.

También Cosse se refirió a los aspectos de seguridad en declaraciones a la Secretaría de Comunicación de Presidencia.

Explicó que el procedimiento incluye la cimentación de cada metro que avanza la perforación, para que la estructura garantice la seguridad de los trabajadores y técnicos empleados en la exploración.

A su vez, la jerarca señaló que tras esta primera etapa se obtendrán pruebas científicas que utilizarán las empresas para realizar mediciones que indiquen si es pertinente la comercialización del producto hallado. "Le va a llevar unos meses analizarlos", manifestó.

Tierno Abreu dijo que esos datos permitirán avanzar a la etapa siguiente que es delimitar el tamaño del eventual yacimiento petrolero existente en la plataforma marítima. "Para eso necesitan un número determinado de perforaciones" de las que resultará el área total de explotación, indicó. El experto agregó que difícilmente se pueda estimar un plazo para esa tarea, pero aseguró que llevará "un tiempo largo".

Tras conocer el tamaño del yacimiento recién se podrá empezar a analizar, teniendo también en cuenta la calidad del petróleo hallado, si es redituable su explotación y comercialización. "Va a estar condicionada la decisión al nivel de precios que tenga el tipo de producto que saquen", apuntó el expresidente de Ancap.

En el caso que se tome una resolución afirmativa, se empezará a proyectar la inversión necesaria a nivel de maquinaria para extraer el crudo. Debido a este largo proceso es que se estima que la venta de petróleo nacional podría concretarse recién en 2023.

Futuro.
"Todas las decisiones se deben de ir tomando de acuerdo a los resultados que va dando cada etapa del proceso", indicó Tierno Abreu.

El gobierno anunció semanas atrás su intención de elaborar una política de Estado para el caso que se encuentre petróleo en el país. Esto derivó en reuniones del presidente Tabaré Vázquez para discutir el tema con los ex mandatarios Julio María Sanguinetti, Luis Alberto Lacalle, Jorge Batlle y José Mujica. Más adelante se convocará a los líderes de la oposición.

"Si existe (petróleo) es un bien de todos los uruguayos y los beneficios exceden a la generación actual (…) deberíamos asegurarnos de que durante miles de años siga beneficiando a Uruguay", sostuvo la ministra de Industria.

Ronda Uruguay II y sus bloques.
Ancap impulsó en 2011 la Ronda Uruguay II, donde ofreció a las firmas petroleras 15 bloques de la plataforma marítima para tareas de exploración. Se terminaron adjudicando ocho: tres a British Petroleum (los números 6,11 y 12), tres a British Gas Group (8, 9 y 13), uno a Total (14) y otro a Tullow Oil (15). En los años siguientes, las empresas realizaron asociaciones estratégicas con otras compañías para avanzar en la búsqueda de petróleo. ExxonMobil adquirió 35% del proyecto de Total y otro porcentaje igual a Tullow Oil, que también vendió un 30% de su parte a Inpex. A su vez, los tres bloques de British Petroleum fueron devueltos en agosto de 2015 y los adjudicados a British Gas Group son propiedad de Shell luego de la fusión entre ambas.