Por Raúl Figueroa

La primera fractura de Compañía General de Combustibles (CGC) en la formación Palermo Aike significa un nuevo paso en las acciones tendientes al posicionamiento que viene asumiendo Santa Cruz en busca del aprovechamiento de recursos no convencionales, en este caso en la Cuenca Austral, dentro de un plan de inversión global que la operadora proyectó en 450 millones de dólares.

En una iniciativa articulada en conjunto con el Instituto de Energía de la provincia de Santa Cruz, con el que se había firmado una adenda especial en el que la compañía presidida por Hugo Eurnekian asumió el compromiso de perforar el primer pozo exploratorio en busca de recursos shale gas o shale oil.

El proyecto exploratorio se suma a otras acciones iniciadas en el marco del programa GasAr, que el Gobierno Nacional lanzó el año pasado para promover las inversiones en la producción gasífera, una actividad en la que CGC viene incursionando con buenos resultados desde el año 2017 en esa región.

En noviembre último se había anunciado esta nueva iniciativa, que incursiona en la búsqueda de recursos shale (formación no convencional), en tanto hasta ahora la actividad se había centralizado con formaciones de tigth, cuya característica es de menor porosidad pero, a diferencia del shale, sigue extrayéndose de reservorios convencionales, es decir con presencia de “trampa” (hacia donde migraron el petróleo y gas proveniente de la roca madre) y “roca reservorio”.

El plan de inversión es por USD 450 millones. Deja el tight para incursionar en el shale

En este caso, se va directamente hacia la “roca madre” (de la formación petrolera), que para transformarse en generadora debe ser objeto de la técnica de fractura, con inyección de agua y arena a alta presión, a fin de generar la extracción de los recursos existentes.

“Lo que se hizo es el reaprovechamiento de un pozo viejo, porque es una zona en explotación desde hace muchos años, pero que ya no está en producción y que llega hasta la formación Palermo Aike, a más de 3.000 metros de profundidad –explicó una fuente del sector-; lo que se está haciendo ahora es utilizar la técnica de fractura, que no existía en aquellos tiempos o no estaba perfeccionada, por lo que ahora se va a fracturar para poder testear los resultados y definir a futuro el primer pozo exploratorio shale”.

En espera

Una vez conocido el resultado de los ensayos a realizar, se podrá definir el tipo de hidrocarburos, para establecer si hay preeminencia de gas o de petróleo, como también para determinar la viabilidad económica de una futura explotación, que en caso de activarse demandará alrededor de USD 450 millones en una primera etapa, de acuerdo con lo anunciado en noviembre último.

El pozo a ensayar es el Cañadón Deus.a-2 (CD.a-2), que ya había arrojado indicios de hidrocarburo en la formación. Está a 17 kilómetros del cruce de la RPN°5 con la RNN°40 (ubicado entre La Esperanza y El Calafate). Tiene unos 3.400 metros de profundidad, donde hay mayor manifestación de recursos. Pruebas iniciadas hace un lustro, mostraron alta presencia de contenido orgánico al momento de la perforación.

Agua salada y reutilizable

Fuentes del área técnica consultadas por Santa Cruz Produce, aclararon que en la técnica de fractura no se utiliza agua dulce. Se procesó agua salada proveniente de las formaciones de la zona. El líquido se obtuvo de pozos antiguamente explotados, en el yacimiento Agua Fresca. Se procesaron unos 19 millones de litros de agua para mezclar, a su vez, con 5.000 bolsas de arenas silíceas.

El agua utilizada para las fracturas, es agua salada obtenida de antiguos pozos

La fractura consiste en la inyección de esa mezcla de agua con arena a muy alta presión, con la que se realizan incisiones en la roca madre a fin de moler su estructura y producir la liberación de los recursos. En este caso se trata de la primera etapa de fractura en una fase de pozo vertical.

Las técnicas avanzadas permiten que los líquidos remanentes de ese proceso queden confinados en ciertos espacios que no llegan a la superficie, reduciéndose así cualquier posibilidad de contacto con napas freáticas. Además, el 50% del agua utilizada es recuperada en “flow back”, aplicándose un tratamiento para reducir la salinidad que el líquido trae al retornar del pozo, lo que permite su reutilización.

Neuquén y Tierra del Fuego lideraron el recupero de petróleo entre enero y agosto

Un informe del Observatorio de la Energía, Tecnología e Infraestructura para el Desarrollo confirma que en los primeros 8 meses de 2021 la provincia de Neuquén ha consolidado su liderazgo en producción de petróleo. De esta forma desplaza de ese primer lugar a la provincia de Chubut, con un crecimiento de casi el 21% en relación a igual período del año pasado.

La otra novedad, que marca el documento, es que es la isla de Tierra del Fuego, la que ocupa el segundo lugar en materia de producción. TdF logró un 25% de incremento en su producción de petróleo, pese a la rotura de una monoboya que provocó el parado de pozos durante el lapso de tiempo que duraron las refacciones.

Remarca el informe que para el caso de Neuquén logró mejorar su producción el año pasado, aún en plena pandemia, a partir del completamiento de pozos que habían comenzado en el período previo a la crisis sanitaria.

Este repunte, principalmente en Vaca Muerta, llevó a que dicha provincia patagónica comenzara a liderar el ranking de productoras de petróleo, luego de que ese lugar fuera ocupado por Chubut desde el año 2006 hasta fines del año pasado.

El Observatorio, organismo que está presidido por Belén Ennis, advierte, sin embargo, que si bien es valorable el crecimiento de ambas provincias, “es importante poder recuperar una política hidrocarburífera de índole nacional, genuinamente federal, que vuelva a poner en valor los aportes de todas las provincias productoras de crudo, sean éstos convencionales como no convencionales, permitiendo que la producción retorne en beneficios para el conjunto de las jurisdicciones implicadas, y obviamente, para el resto del país”.

La advertencia es formulada porque resto de las provincias declinaron productivamente para el periodo enero-agosto, destacándose los casos de Chubut (-3,1%), Santa Cruz (-8,7%) y Río Negro (-9%), por lo que se infiere que fueron Neuquén (a partir de la explotación de Vaca Muerta) y Tierra del Fuego las que traccionaron la mejora del 2,9% en la producción nacional de petróleo en lo que va de 2021.