La compañía iniciará en noviembre la perforación del pozo piloto de shale gas en el yacimiento, con una inversión que supera los 40 millones de dólares. En paralelo, destinará más de 200 millones al desarrollo de 17 proyectos de inyección de polímeros.
Pan American Energy (PAE) confirmó que en noviembre comenzará la perforación del primer pozo no convencional contemplado en su plan piloto de reconversión en Cerro Dragón, con una inversión superior a los 40 millones de dólares. La iniciativa marca un nuevo paso en la exploración de shale gas en el yacimiento de Chubut, uno de los más importantes del país.
Además, la compañía anunció un programa de recuperación terciaria mediante la instalación de 17 plantas de inyección de polímeros, que demandará más de 200 millones de dólares. Seis de esos proyectos estarán operativos dentro de los próximos doce meses.
El vicepresidente de Operaciones de PAE en el Golfo San Jorge, Tomás Catzman, destacó la relevancia de estas iniciativas: “Buscamos abrir un nuevo horizonte de inversión en la cuenca del Golfo San Jorge a través del desarrollo del no convencional y la recuperación terciaria”.
Según precisó PAE, la perforación orientada a shale gas comenzará a mediados de noviembre y se desarrollará en dos fases. En la primera se ejecutará el pozo Cerro Tortuga-x1000, de 3.700 metros de profundidad, con el objetivo de analizar un intervalo de 120 metros de espesor.
Durante esa etapa se obtendrá un testigo corona de más de 100 metros de roca, lo que permitirá estudiar en detalle las propiedades del reservorio.
“La información recopilada será analizada en ensayos de laboratorio por dos de los expertos internacionales más respetados del mundo en geomecánica y diseño de fracturas hidráulicas, de manera de asegurar que los resultados que se obtengan reflejen el verdadero potencial del objetivo a evaluarse. Posteriormente, se realizará el diseño de las fracturas con la utilización de simuladores de última tecnología”, indicaron desde la empresa.
La segunda fase se definirá a partir de los resultados de laboratorio y el diagnóstico de los especialistas. Con esos datos, se prevé que en 2026 se realice una rama lateral de 3.000 metros a partir del mismo pozo vertical, con 50 etapas de fractura.
Impulso a la recuperación terciaria en Cerro Dragón
En paralelo, PAE llevará adelante un plan de recuperación terciaria que contempla la construcción de 17 nuevas plantas de inyección de polímeros.
Actualmente, existen unas 20 instalaciones de este tipo en toda la cuenca del Golfo San Jorge —dos de ellas operadas por PAE—, por lo que la compañía casi duplicará la capacidad instalada en la región.
La técnica de recuperación terciaria se aplica una vez agotadas las etapas primaria y secundaria del yacimiento (flujo natural, bombeo e inyección de agua), con el fin de movilizar el crudo remanente y aumentar el factor de recobro.
Se estima que esta metodología puede mejorar hasta un 4% adicional la producción respecto de la recuperación secundaria, extendiendo la vida útil del yacimiento y elevando el nivel de reservas.
En los próximos doce meses, la empresa prevé poner en marcha seis de los nuevos proyectos, que transforman el polímero sólido en una solución inyectable. Este proceso incrementa la viscosidad del agua, permitiendo desplazar mayor cantidad de petróleo hacia los pozos productores.
Nuevas perspectivas en el Golfo San Jorge
El vicepresidente de Operaciones de PAE en el Golfo San Jorge, Tomás Catzman, destacó la relevancia de estas iniciativas: “Buscamos abrir un nuevo horizonte de inversión en la cuenca del Golfo San Jorge a través del desarrollo del no convencional y la recuperación terciaria”.
Catzman señaló que los resultados previos son alentadores. “Basados en los aprendizajes del último pozo y aplicando las mejores prácticas recomendadas por los expertos mundiales, estamos confiados en que este nuevo pozo nos dará buenos resultados y esperamos que su perforación pueda confirmarnos un posible sweet spot”, afirmó.
El plan piloto no convencional de PAE contempla la perforación de cinco pozos. El primero, concluido a fines del año pasado, permitió comprobar la viabilidad operativa y la presencia de shale gas.
El pozo que comenzará a perforarse en noviembre será el segundo del programa y el primero de los cuatro restantes comprometidos con la provincia de Chubut.
