INVERSIONES y NEGOCIOS
Offshore en Tierra del Fuego: En qué consiste el proyecto Fénix, todos los detalles de la inversión de más de 700 Millones de dólares.
El proyecto que costará unos 700 millones de dólares, comprende la extensión de un gasoducto de la plataforma existente, llamada “Vega Pléyade”, y la construcción e instalación de una plataforma nueva, denominada “Fénix”, en la cual se perforarían y conectarían tres pozos. Estos pozos serían perforados a 60 km de la línea de costa de la Isla Grande de Tierra del Fuego, en una profundidad de agua de 70 metros.
Fénix es un yacimiento de gas ubicado en la Cuenca Austral, en aguas de jurisdicción nacional, a la altura de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur. Este proyecto de explotación costa afuera comprende la construcción e instalación de una plataforma gasífera, a la cual se conectaría tres pozos perforados a 60 km de la línea de costa de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur, en una profundidad de agua de 70 metros. Este proyecto considera todo el ciclo de vida de las instalaciones (construcción, producción y abandono).
La producción de Fénix sería transportada a través de la extensión de un gasoducto de 36,5 km, conectado a la plataforma costa afuera existente, “Vega Pléyade”. El gas sería procesado y acondicionado en las plantas de tratamiento de gas de Río Cullen y Cañadón Alfa, para luego ingresar al gasoducto San Martín.
Figura 2: esquema de las instalaciones existentes y las previstas para Fénix
Fuente: Total Austral S.A.
¿Cuáles son los objetivos del proyecto?
El objeto del proyecto Fénix es el aumento del aprovisionamiento y la disponibilidad de gas para la Argentina, a partir del incremento de la producción gasífera del yacimiento ubicado dentro de la Cuenca Marina Austral 1. En la cuenca operan actualmente cinco plataformas en el mar (en producción desde el año 1989) y dos plantas de tratamiento de gas en tierra.
Se estima que la plataforma Fénix aportaría hasta 10 000 000 m3 de gas por día, que serán suministrados al mercado nacional. Esto representa cerca del 8 % de la producción actual de gas del país. El período estimado de explotación del proyecto finaliza en el año 2041.
¿Quién llevaría adelante la actividad?
De ser aprobado el proyecto, la actividad sería realizada por Total Austral S.A.
- Ver más información sobre la actividad de Total Austral en página web oficial.
- Por consultas a la compañía, enviar un correo electrónico a ep.energiaresponsable@totalenergies.com detallando apellido, nombre, y de corresponder la organización a la que se pertenece.
- Para reclamos a la compañía, enviar un correo electrónico a reclamos@totalenergies.com
¿Cuáles son los antecedentes de esta actividad en el mar Argentino?
La Argentina cuenta con más de 50 años de experiencia en la exploración y explotación de hidrocarburos en el mar. Según datos de la Secretaría de Energía, desde la década de 1960 hasta el día de hoy, se han registrado aproximadamente 393 000 km de exploración sísmica 2D y 29 000 km² de exploración sísmica 3D, y se han perforado más de 400 pozos en el mar Argentino, todos ellos en el ámbito de la plataforma y en aguas poco profundas.
A partir de 1983, la actividad costa afuera quedó concentrada en la Cuenca Austral, ubicada frente a las costas de las provincias de Santa Cruz y Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur. Actualmente, y desde 1989, es la única cuenca productiva.
Para más información de antecedentes exploratorios, puede ingresarse al Visor SIG o a la historia offshore en Argentina, donde puede encontrarse todo el registro de exploración y explotación costa afuera.
¿Dónde se ubica el área del bloque Cuenca Marina Austral (CMA-1), en la que se proyecta realizar las obras?
De ser aprobado, el proyecto tendría lugar en el bloque CMA-1 del mar Argentino, ubicado en el extremo sur de la Argentina, en la Cuenca Marina Austral, frente a la provincia de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur. La zona costera más cercana a esta área se encuentra a unos 60 km hacia el oeste y corresponde a la provincia de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur.
El proyecto se inscribe en los desarrollos realizados por Total Austral S.A. en los bloques operados por el consorcio CMA-1, que actualmente proveen de aproximadamente 19 000 000 m3 diarios de gas al mercado argentino (aproximadamente el 18 % del gas nacional).
Figura 3: ubicación del proyecto costa afuera “Fénix” en el mar Argentino
Fuente: Total Austral
Los puertos de suministro o abastecimiento del proyecto corresponden a Puerto Deseado y Punta Quilla.
Durante la descripción del proyecto, la empresa proponente considera todo el ciclo de vida del proyecto, contemplando las acciones principales de cada una de las etapas susceptibles de generar impactos ambientales. El proyecto consta de tres etapas: construcción, producción y abandono.
Tabla 1: cronograma de actividades propuesto por Total Austral S.A.
Etapa de construcción: comprende dos fases:
a. Instalación de la plataforma de producción: consiste en la instalación de una plataforma de producción que se apoya en el fondo del mar (jacket), su superestructura con instalaciones de trabajo (deck) y la perforación de tres pozos con una plataforma móvil (jack-up), con el objetivo de producir gas seco. Una vez terminadas las perforaciones, la plataforma móvil de perforación se retiraría.
Figura 4: vista 3D de la plataforma Fénix
Fuente: Total
Figura 5: esquema de conexión de la nueva plataforma Fénix a la plataforma existente Vega Pléyade
Fuente: Total Austral
b. Instalación de tuberías submarinas: estas transportarían los hidrocarburos producidos desde Fénix a Vega Pléyade, comprendiendo 36,5 km de distancia. Desde Vega Pléyade se conectaría con las tuberías submarinas existentes hacia la planta de gas de Río Cullen, en tierra.
Cabe destacar que la tubería sería de acero, por lo que, para evitar que flote en el mar, se la lastraría con concreto para darle peso y procurar su fijación sobre el lecho marino. Estas cañerías serían izadas por el barco de apoyo y finalmente serían conectadas en el fondo marino mediante el empleo de buzos.
Figura 6: ubicación de la nueva plataforma Fénix
Fuente: Total Austral.
Cabe destacar que, para esta etapa, se establecerían zonas de seguridad. En el área de perforación se prevé la presencia permanente de un buque “Supply” en la proximidad de las instalaciones, el cual cumpliría la función de guardia de seguridad. Este buque establecería los límites físicos para advertir, prevenir y evitar el riesgo de que embarcaciones de terceros y la fauna se aproximen a las zonas donde se emplazarían las perforaciones y las tuberías. La embarcación aseguraría ese límite físico por medio de luces, señales de radio o sonidos.
2. Etapa de producción:
El hidrocarburo producido a través de la plataforma de Fénix sería principalmente gas combustible. También se obtendría, en una fracción mucho menor al gas, un fluido líquido correspondiente a un condensado liviano de fácil dispersión y evaporación.
La plataforma diseñada sería autónoma, no requeriría de tripulación permanente y dispondría de dos generadores, uno principal y uno de respaldo, para abastecer de energía a bombas e instalaciones. El abastecimiento de combustibles, materiales, insumos, etc., sería realizado por vía marítima y por helicóptero. Se prevé una visita a la plataforma de producción cada 15 días, principalmente de rutina y mantenimiento.
Figura 7: plataforma Vega Pléyade y buque de suministro Skandi Patagonia
Fuente: Total Austral
3. Etapa de cierre y abandono:
En cuanto a la vida útil de la plataforma y tuberías e instalaciones del proyecto, serían diseñadas para una vida útil de, como mínimo, 20 años. Los lineamientos generales considerados para la etapa de abandono, en línea con la normativa vigente, son los siguientes:los pozos productores deben ser puestos en seguridad y abandonados de manera definitiva, cumpliendo los requerimientos técnicos establecidos por la normativa nacional;debe realizarse la limpieza de los componentes de la plataforma que hayan estado en contacto con hidrocarburos o productos químicos;las líneas submarinas deben ser llenadas de agua de mar y desconectadas del resto de las instalaciones por ambos extremos;la plataforma de producción debe ser removida y transportada a tierra para ser desmontada y dar disposición final a sus componentes, y una vez concluidos los trabajos de abandono, deben realizarse, cada cinco años y hasta el fin de la concesión, monitoreos con el fin de verificar y controlar que no haya sido alterado el ecosistema marino en la locación, considerando el componente biológico (bentos) y el fisicoquímico.
Para esta etapa, se establecerá una zona de seguridad, a través de la cual se prohibirá navegar en un radio de 2 Millas Náuticas (3,70 km) en torno a las operaciones de remoción de la plataforma.
Fuente: Total Energies – Secretaría de Energía – BDP
