Búsqueda de petróleo en Uruguay y sus desafios

Fuente: Sala de redacción Julio Castro/LICCOM, 15/6/17.

Búsqueda de petróleo en Uruguay: el Estado avala, las
multinacionales invierten y los privados se enriquecen

FIGURITA REPETIDA

Uruguay vuelve a ser territorio de perforaciones exploratorias de petróleo en la Cuenca Norte pese a la falta de indicios de acumulación de hidrocarburos. Geólogos consultados por SdR coinciden en que las posibilidades de que haya petróleo en el país son casi nulas, por lo que los intereses que impulsan esta nueva búsqueda apuntan a las especulaciones financieras y a las ganancias de terceros implicados en el proceso.

La zona a explorar pertenece en una ínfima porción a la Cuenca del Paraná, que se extiende por el centro-sur de Brasil, este de Paraguay, nordeste de Argentina y parte norte de Uruguay. El primero de los cuatro pozos se comenzó a perforar a principios de junio en el Cerro Padilla en Paysandú, a 62 quilómetros de la localidad de Tambores. En Tacuarembó se realizará el próximo y en Salto los dos restantes.

SdR accedió a un informe realizado por la estatal Ancap y a otro elaborado por la empresa encargada de la inversión Schuepbach Energy Uruguay (SEU) de los que se extraen datos sobre la maduración térmica de las rocas. Se basan en prospecciones realizadas durante 2012 y 2013 en pozos ubicados en la Cuenca Norte del país. La temperatura que alcanza la formación rocosa es lo que determina si allí se puede encontrar una acumulación de hidrocarburos. La reflectancia de vitrinita (Ro%) es la medida utilizada para identificar la madurez de la materia orgánica. En ambos informes se afirma que las reflectancias de vitrinita estarían dentro del margen necesario -entre 0,6 y 1,35 Ro%- para encontrar petróleo.

Ancap realizó una presentación en 2012 en el XXVI Congreso Interamericano de Ingeniería Química, donde se planteó entre otras cosas la situación exploratoria onshore (en tierra) en Uruguay. A 300 metros de profundidad, en el pozo Achar en Tacuarembó, se constató una reflectancia de vitrinita de 0,6 Ro%.

En 2013, Schuepbach informó a sus inversores sobre la madurez de las rocas en un documento titulado “Uruguay: informes de Schuepbach Energy confirman generación de petróleo en la Cuenca Norte”. En el pozo Cardozo Chico en Tacuarembó identificaron una maduración térmica de 0,76 a 0,78 Ro% a 600 metros de profundidad.

Sin embargo, en ese mismo año, el gerente de Exploración y Producción de Ancap, Héctor De Santa Ana, manifestó que en la zona norte de Uruguay “no estamos buscando petróleo porque no lo vamos a encontrar”. Sus declaraciones tuvieron lugar en una conferencia sobre prospecciones de hidrocarburos el 8 de julio de 2013 en el Centro Universitario de Paysandú.

La estatal petrolera y SEU están vinculadas desde el año 2009 cuando establecieron dos contratos de prospección. Tres años más tarde firmaron dos contratos más de exploración y explotación, para los que tienen un plazo de 30 años que pueden extenderse 10 años más. En 2015 se realizó una experiencia previa de exploración en el pueblo salteño de Pepe Núñez, donde el Estado uruguayo generó gastos sin obtener resultado alguno.

Sin embargo, en esta ocasión va a ser SEU la encargada de invertir 10 millones de dólares en la búsqueda de hidrocarburos. La empresa australiana Petrel Energy es la principal asociada de Schuepbach con un 51 por ciento de las acciones.

Pozos exploratorios de hidrocarburos en Uruguay / Foto: Página web Ancap

PERFORAR ES NEGOCIO

En Uruguay, las posibilidades de que haya petróleo son próximas a cero, indicó el doctor en geología, Claudio Gaucher, docente de la Facultad de Ciencias de la UdelaR y presidente de la comisión directiva de la Sociedad Uruguaya de Geología. Según un muestreo fósil de rocas del Devónico de Formación Cordobés, que se estudió desde la Universidad, la temperatura de las formaciones rocosas no presentan las condiciones necesarias para que pueda haber una acumulación de hidrocarburos, menos aún de gas natural -como especula Petrel en un informe a sus inversores publicado en su página web el 1° de junio-, cuya maduración debería ser aún más elevada.

Gaucher expresó que estas muestras fueron extraídas de canteras de Durazno principalmente activas, departamento hasta donde también se extiende la Cuenca Norte. Esta información se tiene desde 1997. “En aquella oportunidad incluso fueron vistas por el experto micropaleontólogo alemán Profesor Erhard Reitz, que coincidió en la inmadurez térmica de la materia orgánica”, agregó.

Los datos que se manejan desde la Universidad no coinciden con aquellos arrojados por el informe de las empresas. Gaucher agregó que lo que se estudió en esa formación rocosa amarillenta -la cual debería tener un color más próximo al marrón de corresponder con las reflectancias de vitrinita que señalaron las empresas-, indica que allí no estarían dadas las condiciones de maduración térmica para contener petróleo.

En diálogo con SdR, el licenciado en geología Daniel Piñeyro explicó que es muy difícil que haya petróleo en la Cuenca Norte porque en estos subsuelos hubo más de 500 metros de lava, por lo que si hubiera hidrocarburos se hubieran disipado por ser volátiles. A su vez, remarcó que se han hecho varios trabajos e investigaciones y ninguno ha dado resultados positivos, ni siquiera indicios de un pozo con petróleo, en todos ha dado secos. Para el geólogo, “es más viable buscar dentro de la cuenca del Santa Lucía y no buscar en esa cuenca”, por lo que entiende que lo que se busca con estas excavaciones no es petróleo sino “asegurarse qué potencial tiene el Acuífero Guaraní”.

Por su parte, la doctora en geología Ethel Morales señaló que la Cuenca del Paraná tiene más de un millón de quilómetros cuadrados, de los que solo existe una única acumulación de hidrocarburos que ya es explotada y está en Brasil, donde se extiende gran parte de la cuenca a diferencia de la pequeña porción que ocupa en Uruguay. “En un área, que es enorme, solo existe un yacimiento de hidrocarburos. Entonces las posibilidades de encontrar acumulaciones, por las propias características de la cuenca, son muy pequeñas. Son posibilidades muy limitadas”, agregó. Además, consideró importante aclarar que debatir respecto al fracking no es oportuno en este momento. “Me parece muy apropiado que los países discutan estos temas pero hay que hacerlo con real entendimiento de lo que está sucediendo, y acá estamos realmente muy lejos de eso”, concluyó.

Ante las opiniones de los geólogos y los resultados de anteriores investigaciones, resulta una incógnita el porqué de las perforaciones. Las razones se pueden encontrar en que Schuepbach y Petrel son empresas que cotizan en la bolsa de valores, lo que implica que por el mero hecho de elevar informes a su inversores con datos alentadores pueden aumentar la venta de sus acciones. En ese sentido, el doctor Gaucher indicó que se trata de especulaciones en el marco del capitalismo financiero. De hecho, en el informe emitido el 1° de junio, Petrel aseguró a sus inversores que hay en la Cuenca uruguaya un potencial de 910 millones de barriles de petróleo y reservas significativas de gas natural.

VIEJOS CONOCIDOS

A la nebulosa imperante en el tema se suman los antecedentes de las personas implicadas. La empresa uruguaya privada contratada por Schuepbach para realizar las perforaciones es Ermal SA, empresa de Mario Torterolo, quien fue procesado sin prisión por el delito de plagio en 2006. Torterolo hizo uso de información de la tesis doctoral de la geóloga Leda Sánchez en beneficio de Naranjos SA, una de sus empresas. Este informe fue realizado en conjunto con Ancap, representado por De Santa Ana, quien además trabajó como docente supervisor del trabajo, y la UdelaR, representada por Gerardo Veroslavsky, sobrino y testaferro del anterior.

Torterolo accedió a los datos por una derivación previa de quien tenía el acceso a ellos. La información debía ser reservada por un año y era para beneficio de Ancap y no de un privado. Luego de haber estado 22 meses investigado, De Santa Ana no fue considerado culpable por falta de pruebas.

Pese a lo anterior, De Santa Ana, Veroslavsky y Torterolo han sido socios de diversas negociaciones en los últimos años. En esta ocasión, el primero es quien avala en nombre del ente estatal, el segundo quien ejerce como geólogo consultor de SEU y el tercero quien se encarga de las perforaciones.

Los pozos que se prevén hacer, según informó Ancap en su sitio web, son de 815, 1.400, 1.170 y 370 metros de profundidad. Pero Torterolo, según fuentes consultadas por SdR, no posee maquinaria para perforar más de 500 o 600 metros de profundidad.

SdR se comunicó con Torterolo, quien sostuvo que no estaba habilitado para hacer declaraciones y sugirió que debía consultarse a algún geólogo de Ancap. SdR consultó a Josefina Marmisolle, licenciada en geología que trabaja para el ente, pero también declinó hacer declaraciones ya que requería de la autorización de De Santa Ana, que no contestó.

ANCAP NO DICE NADA

Tanto para los medios como para la comunidad científica, acceder a información que se supone que es pública resulta una misión imposible cuando de solicitarla a Ancap se trata. Piñeyro, que trabajó varios años en Ancap, recibió respuestas negativas ante los más mínimos pedidos de información, y sostuvo que es más sencillo conseguir datos en el extranjero. En la misma línea, Gaucher expresó su indignación ante la constante negativa de Ancap. “Para nosotros es más fácil acceder a un muestreo fósil de un pozo realizado en otro país que en el mismo Uruguay”.

La información que se ha generado tras las exploraciones previas de Ancap se tiene bajo candado. No hay un nexo de retroalimentación entre Ancap y la Universidad, entre el Estado y la academia.

Informe de Ancap sobre todo el proceso de búsqueda de petróleo / Foto: Página web Ancap

HACIA UNA LEY QUE PROHÍBA EL FRACKING

Ante el advenimiento de las exploraciones, la población del norte y los distintos grupos ambientalistas sienten la amenaza de que se pueda llegar a aplicar el método de fractura hidráulica masiva, también denominado fracking. El mismo se aplica con el fin de explotar hidrocarburos no convencionales.

Si bien el presidente Tabaré Vázquez y autoridades de Ancap se pronunciaron contrarios a la aplicación de este método, Ignacio Sarli, referente del Grupo Ecológico Naturista Sanducero (GENSA) señaló que es indispensable una legislación que asegure esto. “En 30 años nos vamos a encontrar con otras condiciones económicas, políticas y de gestión, también otro precio del petróleo. Ahora, como el precio está tan bajo, es improbable que se aplique fracking, pero tenemos que legislar para adelantarnos”, explicó.

“Lo que se está buscando es una ley nacional que prohíba esta metodología porque se firmó un contrato sin tener una legislación acorde”, señaló Sarli. Si la empresa decide aplicar fracking, el contrato la habilita, porque no hay allí una prohibición. El 6 de junio ingresó a la Cámara de Representantes un proyecto de ley que apunta a la prohibición de este método.

Sarli aseguró que el Estado no brindó información a la población de la zona. Lo que sí tuvieron las organizaciones ambientales y los habitantes locales fue una charla informativa por parte de las empresas privadas en la que, según el referente del GENSA, “quedaron más dudas que certezas”.

Stephanie Galliazi

¿EN QUÉ CONSISTE LA BÚSQUEDA DE HIDROCARBUROS?

La doctora Ethel Morales explicó a SdR en qué consiste el “sistema petrolero”, que contiene los factores geológicos necesarios para que en un subsuelo pueda encontrarse petróleo.

Debe existir, en primer lugar, una roca generadora que contenga materia orgánica capaz de generar hidrocarburos, que luego vayan a parar a la llamada roca reservorio que los almacena. A su vez, para evitar la migración vertical de esos hidrocarburos hacia la superficie de la tierra, donde se disiparían, debe existir una roca sello. Tienen que haber además determinadas irregularidades en el subsuelo que funcionen como “trampas”, donde los hidrocarburos también se vean incapacitados de migrar horizontalmente, como lo harían si la superficie fuera plana.

Por otro lado, Morales señaló la importancia de delimitar bien las etapas que se llevan a cabo cuando una empresa quiere encontrar una acumulación de hidrocarburos. Se comienza con la prospección, donde se estudian determinadas áreas a gran escala y se utilizan técnicas que, aunque de menor resolución, logran identificar potenciales yacimientos. En la Cuenca Norte, esta etapa se llevó a cabo en 2015.

En segunda instancia entra la etapa de exploración, y luego de definir las áreas de prospección, se perfora el subsuelo para ver con mayor exactitud qué es lo que se encuentra. Es en esta etapa donde se encuentra el proceso, cuyo contrato es de 30 años incluyendo la etapa posterior de perforación.