Las grandes empresas de extracción de petróleo -petroleras- y gas (ExxonMobil, Shell, Chevron, BP, TotalEnergies y Eni) seguirán actuando con cautela en el gasto en exploración en 2024, y la actividad de perforación se perfila para el offshore un año ajetreado, así lo reveló la más reciente investigación de Rystad Energy.
De acuerdo con la entidad, estos importantes productores habrán gastado en promedio un total combinado de US$7.000 millones cada año entre 2020 y 2024, mostrando una caída considerable con respecto al período de cuatro años anterior durante el cual el gasto total promedio fue de US$10.000 millones.
A pesar de los presupuestos ajustados, la perforación fronteriza está alimentando el optimismo sobre un año productivo, particularmente en proyectos de aguas profundas en el Margen Atlántico, el Mediterráneo Oriental y Asia.
En 2023 se produjo un aumento significativo en la superficie adjudicada a los principales actores, totalizando 112.000 kilómetros cuadrados, un aumento de 20 % respecto al año anterior. En particular, todos los bloques adjudicados fueron costa afuera, con un 39 % en el segmento de plataforma, un 28 % en aguas profundas y 33 % restante en aguas ultraprofundas.
La tendencia sugiere un impulso significativo hacia aguas más profundas, con más de la mitad de los bloques adjudicados destinados a reservas de aguas profundas o ultraprofundas.
Este enfoque se refleja en la actividad de exploración global, y los analistas de Rystad Energy predicen aproximadamente 50 pozos exploratorios más en aguas profundas y ultraprofundas este año en comparación con 2023.
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Y es que, aproximadamente, el 27 % de todos los pozos de exploración costa afuera perforados el año pasado fueron en aguas profundas/ultraprofundas, mientras que este año se espera que la proporción de tales pozos aumente a alrededor del 35 %.
“A medida que las grandes empresas se ajustan el cinturón financiero, se aventuran con cautela en aguas más profundas y reevalúan sus enfoques para la exploración de fronteras”, destacó Santosh Kumar Budankayala, analista senior, Rystad Energy.
Agregó que “si bien anticipamos que evalúen y maduren sus áreas fronterizas, también esperamos que continúen enfocándose en territorio familiar: regiones con experiencia establecida e infraestructura existente que ofrecen una monetización más rápida con menores riesgos”.
De acuerdo con Rystad Energy, los descubrimientos convencionales se desplomaron en 2023 con una cifra desoladora de 1.000 millones de barriles equivalentes de petróleo (bpe), lo que rompe la tendencia de recuperación posterior a 2020.
Esto, además, representa un marcado descenso del 68 % respecto a los 3.000 millones de bpe de 2022. En particular, las cuencas fronterizas, que aportaron el 45 % de los descubrimientos en 2022, sólo representaron el 20% el año pasado.
Ante la disminución de los descubrimientos, el futuro de la exploración de petróleo y gas probablemente resida en aventurarse más allá de lo familiar. Las cuencas fronterizas y poco exploradas, repletas de potencial oculto, ofrecen la promesa de importantes recursos sin explotar.
A diferencia de las cuencas maduras donde la exploración produce hallazgos más pequeños y dispersos, estas nuevas áreas tienen el atractivo de grandes prospectos geográficamente concentrados.
Si bien reconocen el corto tiempo entre el descubrimiento y la puesta en marcha de los hallazgos realizados en cuencas maduras, las grandes empresas reconocen la importancia de la exploración de frontera, según Rystad Energy.
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Para la empresa independiente de inteligencia comercial y de investigación energética, en las últimas dos décadas, la exploración fronteriza ha producido éxitos notables, como el descubrimiento de gas en el Área 1/Área 4 frente a Mozambique entre 2010 y 2013, los hallazgos de gas frente a las costas de Mauritania y Senegal entre 2015 y 2017, el descubrimiento de petróleo de Liza en Guyana en 2015 y, más recientemente, el campo de gas de Sakarya en el sector turco del Mar Negro en 2020.
“Además, descubrimientos como Brulpadda y Luiperd en Sudáfrica en 2019 y 2020 y Venus y Graff en Namibia, ambos en 2022, han propiciado la apertura de nuevos yacimientos de hidrocarburos”, precisó la organización.
Una parte importante de la superficie adjudicada en cuencas fronterizas en 2023 se encontraba en Uruguay, y Shell obtuvo la mayor parte individual con 42.000 kilómetros cuadrados. Cabe destacar que más del 50 % de la superficie adjudicada a Shell provino de territorio uruguayo.
“Esto contrasta con el enfoque histórico de las principales compañías petroleras en campos maduros, lo que sugiere un cambio potencialmente significativo en la estrategia de exploración de Shell. Si bien Uruguay representó casi la mitad del total de adjudicaciones de cuencas fronterizas en 2023, sigue siendo una anomalía, ya que los principales actores en general se mantienen cautelosos en 2024”, indicó el informe de la empresa.
Para Rystad Energy, Shell sigue siendo un actor clave en la exploración y producción en aguas profundas, con importantes proyectos programados para este año, particularmente en el Sudeste Asiático, África y América.
Actualmente, Shell está perforando el prospecto ultraprofundo Pekaka en el Bloque SB 2W en la costa de Sabah, en el este de Malasia.
Este prospecto comparte similitudes con el descubrimiento Tepat de 2022 en el Bloque M de aguas profundas y tiene un potencial sustancial para un descubrimiento de gas-condensado, alineándose con la estrategia de cartera centrada en el gas de Shell en Malasia.
Después de Pekaka, Shell realizará más exploraciones en aguas ultraprofundas en el Bloque SB X con el prospecto Bijak. Estos bloques fueron adquiridos por Shell en la ronda de ofertas de 2021 de Malasia.
Además, se prevén perforaciones de exploración en la región de la plataforma de Sarawak, en el este de Malasia. Shell también continúa sus actividades de evaluación en aguas de Namibia para demostrar aún más el alcance de sus importantes descubrimientos, incluido Graff.
Entre tanto, la empresa consultora destacó que BP también tiene planes de exploración en aguas profundas en África y América.
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La compañía apunta a perforar múltiples pozos en Egipto, incluida la perforación de evaluación en el campo de gas y condensado Raven, así como la perforación de exploración salvaje en la concesión costa afuera King Mariout en el Mediterráneo occidental.
El pozo Pau-Brasil de BP marca su primer pozo operado en la Cuenca Santos frente a Brasil, expandiendo su presencia más allá de la Cuenca Campos, donde anteriormente era socio no operativo de Petrobras.
Chevron y Shell encabezan en colaboración planes para perforar frente a la costa de Surinam en el Bloque 42, que contiene el prospecto de carbonato Walker.
Un descubrimiento en este bloque tiene el potencial de catalizar nuevos esfuerzos de exploración en Surinam, sumándose a la floreciente cuenca de reservas de hidrocarburos de América del Sur.
Además, Argerich-1, el primer pozo marino de aguas ultraprofundas de Argentina, en el que Shell tiene una participación no operativa del 30 %, si tiene éxito, desempeñará un papel fundamental a la hora de definir el éxito de la exploración en aguas profundas de la región.
