La histórica cuenca da el paso hacia el shale y proyecta un nuevo escenario con incentivos fiscales, capacitaciones y un acuerdo entre privados para reimpulsar la producción.
Cerro Dragón, en la provincia de Chubut, es el mayor productor de crudo convencional de la Argentina: desde inicios de siglo lleva perforados y puestos en producción más de 4.450 pozos, con un desempeño destacado en el portfolio de Pan American Energy (PAE), la compañía nacional de la familia Bulgheroni.
Ese bloque, que no puede evitar el declino natural de los yacimientos maduros, se convirtió en el escenario del primer plan exploratorio del no convencional, en la formación D-129, la cual lleva ese nombre por el pozo de la compañía Diadema, que operaba a mediados del siglo pasado en el flanco norte de la Cuenca del Golfo San Jorge, próximo a Comodoro Rivadavia.
Allí, luego de dos años de trabajo, PAE comprobó la existencia de shale gas en Cerro Dragón y obtuvo la autorización de la provincia para reconvertir el área en una concesión de explotación no convencional.
La compañía comprometió una inversión de US$ 250 millones para la ejecución de un plan piloto con objetivo shale en el Golfo San Jorge, cuenca sin antecedentes de operaciones no convencionales y que viene atravesando en los últimos años una sangría de empresas y trabajadores que migran hacia la joya hidrocarburífera de Vaca Muerta, en Neuquén.
El dato paradójico, en ese sentido, es que la compañía de servicios especiales que llevó adelante ese primer pozo durante el año pasado fue la estadounidense Halliburton, la cual semanas atrás acaba de anunciar el cierre de sus operaciones en la provincia y despedir a sus 300 trabajadores.
En aquel trabajo, los técnicos del upstream de PAE comprobaron que la presencia de shale gas es accesible y comercialmente viable con la tecnología disponible, lo que permitirá convertir a Cerro Dragón en un área dual de explotación de hidrocarburos, ya que la empresa continuará con la actividad convencional que desarrolla desde hace casi 70 años en la provincia.
La compañía comprometió una inversión de US$ 250 millones para la ejecución de un plan piloto con objetivo shale en el Golfo San Jorge, cuenca sin antecedentes de operaciones no convencionales y que viene atravesando en los últimos años una sangría de empresas y trabajadores que migran hacia la joya hidrocarburífera de Vaca Muerta, en Neuquén.
La formación D-129 tiene un origen lacustre, lo que significa que era un lago que desembocaba en el mar, e implica que existe un intercalado de arena o arcillas hasta llegar al reservorio no convencional, lo que genera complicaciones a la hora de llevar a cabo los trabajos, tal como comprobaron los estudios de los últimos años que allí realizaron YPF y Tecpetrol.
Pero no fueron las cuestiones técnicas las que impidieron adentrarse en la roca hace varios años, sino que la concentración de esfuerzos económicos en el desarrollo de la formación neuquina obligó a postergar los planes en Chubut.
Ahora, la existencia del recurso se comprobó mediante la interpretación de sísmica 3D, el análisis de los datos de pozos preexistentes y la perforación de un pozo de exploración con objetivo en la roca madre -1.500 metros de rama lateral y 25 etapas de fractura-.
Esto verificó la presencia de intervalos de entre 70 y 150 metros de espesor en áreas a menos de 3.500 metros de profundidad dentro de la formación.
En base al resultado de los estudios geológicos, PAE ejerció el derecho otorgado por la Ley Federal de Hidrocarburos y el Decreto 1057/24 y solicitó a la provincia del Chubut la reconversión de Cerro Dragón en una Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (Cench), la cual fue autorizada por decreto provincial por un plazo de 35 años.
Cerro Dragón, primer paso para el nuevo diseño de la Cuenca San Jorge
El plan piloto propuesto por la empresa consiste en la perforación de cinco pozos de hasta 3.500 metros de profundidad en su eje vertical y de hasta 3.000 metros de rama horizontal, con unas 50 etapas de fractura promedio.
Adicionalmente, se implementarán técnicas de recuperación terciaria en los pozos maduros, lo que asegura la continuidad productiva en la zona.
La ejecución del plan tiene objetivos de cumplimiento obligatorio durante los próximos cinco años, pero de poder contar con disponibilidad de equipos para el no convencional, de corroborarse los buenos resultados iniciales, y de contar con la experiencia de los últimos años en Vaca Muerta, los tiempos podrían acelerarse para pasar a la etapa de desarrollo.
A partir de esta actividad, Chubut percibirá ingresos de alrededor de US$ 90 millones durante los próximos cinco años por la reconversión de la concesión, a lo que eventualmente el desarrollo del área sumará mayores ingresos a la provincia por las regalías asociadas a la nueva producción no convencional y por la mayor actividad en la cuenca.
Pero el descubrimiento encierra otros desafíos en superficie, y el gobierno provincial adelantó la convocatoria a un acuerdo de productividad a realizarse en la ciudad de Comodoro Rivadavia, capital nacional del petróleo, que permita darle la competitividad perdida a la industria de los hidrocarburos, a partir de un nuevo modelo de producción.
Ese acuerdo será firmado por el gobierno provincial, los intendentes, los sindicatos y las operadoras que tiene presencia en la Cuenca del Golfo y brindará una agenda de desarrollo que se buscará extender también a las áreas maduras.
El primer paso lo dará la provincia con la disminución al 3% del actual 9% en el pago de regalías para proyectos que exploren el segmento no convencional.
Luego de esa cumbre que marcará los primeros pasos de una esperada nueva era para la cuenca, se anticipa que se lanzará una ronda de negocios con distintas empresas internacionales para exhibir el potencial que tiene la región y atraer inversiones específicas.
En definitiva, se trata de pensar una nueva cuenca a la que incluso empieza a conocerse como Aurora Austral, que implicará una nueva forma de explotar el recurso, con tecnología inédita en la provincia (más allá del imán que representa Vaca Muerta), y con recursos humanos que habrá que formar para hacer mucho más eficiente la actividad.
En ese sentido, toma relevancia que durante el período de vigencia de la concesión no convencional, PAE desarrollará un programa de becas para la formación de ingenieros en petróleo, geofísicos y geólogos; priorizará la contratación de proveedores locales; y sostendrá un programa de garantías de préstamos para emprendimientos de pymes en la provincia del Chubut.
Pensar en grande: el GNL para Chubut
Si bien la confirmación de un desarrollo masivo del shale gas en la provincia de Chubut es aún más que incipiente, la posibilidad de contar con recursos abundantes en un país ya autoabastecido de gas natural para su demanda interna no permite otra cosa que pensar en la posibilidad de destinar ese gas a la exportación de Gas Natural Licuado (GNL).
Es que la producción también será comercialmente viable si existe una demanda identificada a la cual abastecer, con lo cual la monetización de la molécula en el Golfo San Jorge no es un tema a descuidar, y obliga a pensar en un proyecto de salida a ese potencial gasífero a través, por ejemplo, del Puerto de Comodoro Rivadavia.
Se trata de pensar una nueva cuenca a la que incluso empieza a conocerse como Aurora Austral, que implicará una nueva forma de explotar el recurso, con tecnología inédita en la provincia, y con recursos humanos que habrá que formar
Que el gas se licúe en la provincia es una etapa de agregado de valor al recurso que no podrá obviarse en una segunda instancia de explotación, generando una alternativa competitiva a los proyectos de licuefacción flotantes que se darán en Río Negro para el shale gas de Vaca Muerta, tan sólo con analizar la variable logística.
El antecedente de YPF en la D-129
A comienzos de 2014, el entonces presidente de YPF Miguel Galuccio anunciaba el hallazgo de recursos no convencionales en la misma formación D-129, pero en ocasión de la perforación en el bloque El Trébol.
Aquello permitió identificar un crudo de 39 grados API, igual de liviano que el de Vaca Muerta, y un gas con alto poder calórico, de mejor calidad que el extraído habitualmente en la Patagonia central, se aseguró por entonces.
El Trébol, el yacimiento donde el actual CEO de Vista empezó su carrera profesional, permitió el primer contacto con la roca generadora que cargó los reservorios que se encuentran por encima tanto en Chubut como en el norte de Santa Cruz, tal como se identificó en el caso del no convencional neuquino.
A pesar de que hoy se encuentra en plena retirada de la provincia, YPF fue para la Cuenca del Golfo “el gran descubridor” durante el Siglo XX: Campamento Central, Astra, Cañadón Perdido, Diadema, El Trébol, Pampa Castillo, La Guitarra, El Tordillo, Cañadón Seco, Anticlinal Grande, Cerro Dragón, fueron algunos de los hallazgos que dieron contenido a la industria petrolera.
