Los planes de las principales operadoras del país para Chubut y Santa Cruz. Los desarrollos novedosos como la recuperación terciaria y la exploración no convencional.
Todas las miradas en los últimos cinco años estuvieron puestas en Vaca Muerta, la roca de esquisto que es objetivo de buena parte de los proyectos de petróleo y gas de la Cuenca Neuquina (el 30% del crudo y del gas del país ya es shale). Sin embargo, en la Cuenca del Golfo San Jorge todavía dan batalla con los hidrocarburos convencionales para asegurar el abastecimiento en la Argentina, como indica Más Energía de LM Neuquén.
A este contexto se le suma el golpe que dio la pandemia del COVID-19. La presencia del virus y todas las medidas de seguridad sanitaria en la industria petrolera llevaron a la paralización a fines de marzo y durante todo abril.
La cuenca en su conjunto (es decir, el sur de Chubut y el norte de Santa Cruz) pasó de 235 mil barriles por día de petróleo a principios de 2018 a 203 mil barriles por día siguiendo los últimos datos completos de agosto. Aún con ese desplome, la actividad de la San Jorge aporta el 39% del crudo a nivel país.
En el sur de Chubut, la producción pudo sostenerse gracias al historial de exportaciones que se retomaron después de la crisis del WTI de abril (cuando el barril llegó a cotizar en negativo). La actividad también empieza a reacomodarse, pero al igual que en el resto del país todavía faltan señales desde la política y la macroeconomía para un nuevo despegue.
YPF está desarrollando la recuperación mejorada de petróleo (EOR, por sus siglas en inglés), más conocida como “recuperación terciaria”. La instalación de plantas de polímeros en el yacimiento Manantiales Behr permitió multiplicar la producción: superó los 23 mil barriles por día y es el tercer bloque productor del país.
Pan American Energy sostiene buena parte de la producción gracias a Cerro Dragón, el yacimiento de petróleo convencional más grande del país. Con más de 4000 pozos productores, el bloque de PAE (el 75% de ellos lo hacen a través de recuperación secundaria) con una producción de 99 mil barriles por día y 8 millones de metros cúbicos de gas.
Mientras tanto, Santa Cruz también quiere fortalecer su zona norte. Esta provincia tiene dos cuencas: al sur, compartida con Tierra del Fuego, tiene la zona continental de la Cuenca Austral (más conocida por sus desarrollos offshore en materia de gas natural); y al norte ocupa la mitad de la Cuenca del Golfo San Jorge, una zona que además de contribuir al abastecimiento de petróleo del país, cuenta con dos plantas de despacho para exportación: Terminales Marítimas Patagónicas (Termap), una en la ciudad chubutense Comodoro Rivadavia y otra en la santacruceña Caleta Olivia.
CGC (Compañía General de Combustibles) compró los yacimientos de Sinopec, una petrolera china que dejó sus concesiones luego de muchos años de mala administración. De esta manera, bloques como El Huemul-Koluel Kaike, Piedra Clavada, Cañadón Seco, entre otros, pasan a la petrolera del grupo empresario de la familia Eurnekian.
Los volúmenes de producción que dejó Sinopec son muy bajos y los yacimientos no están en condiciones. CGC comenzó con una campaña de acondicionamiento y eficiencia con nuevos equipos de pulling y workover. Solo con eso, la producción podría mejorar y CGC mediría el potencial futuro, antes de pensar en una campaña de perforación que le resultaría mucho más costosa en esta etapa inicial.
En tanto, YPF informó que realizará su primer pozo horizontal en la provincia de Santa Cruz con objetivo en la formación Pozo D-129. Las expectativas de la petrolera es llegar a objetivos de reservorios tight, es decir depósitos de muy baja permeabilidad, pero de gran capacidad de almacenaje.
Las autoridades de la Provincia, YPF y el Instituto de la Energía recorrieron el bloque Cañadón León-Meseta Espinosa, cercano a la localidad de Cañadón Seco donde YPF se encuentra perforando el pozo CL- 2495(h). La particularidad de este pozo es que, una vez alcanzado los 2400 metros de profundidad (hoy cerca de los 1500 metros), navega de manera horizontal por 1000 metros dentro de los reservorios tight con petróleo ya comprobado.
El petróleo convencional de la Cuenca del Golfo San Jorge aún tiene mucho para dar al abastecimiento del país.
D-129, la mini Vaca Muerta del Golfo
El pozo 129 del yacimiento Diadema aterrizó en una formación que fue detectada como “roca madre” de la Cuenca del Golfo San Jorge. De esta manera, quedó bautizada como formación Pozo D-129 de donde muchas de las operadoras de la región extraen principalmente gas con técnología convencional.
YPF tiene una historia de exploración en esa roca y tras la nacionalización de la compañía, en 2012, intentó ir por los nos convencionales del Golfo San Jorge. Un pozo realizado en 2013 tenía objetivos shale y tight de la cuenca más antigua en explotación del país, primero en cercanías de Comodoro Rivadavia.
En el extremo Este de la provincia, YPF intentó otro pozo en Río Mayo para seguir investigando la D-129, pero una disputa legal por la presentación de un amparo ambiental, en tiempos donde el fracking recién llegaba al país, impidió que se pudieron completar los trabajos.
Ahora, la compañía bajo control del Estado nacional da un nuevo paso en el lado santacruceño de la cuenca a nivel continental (también el offshore es un campo subexplorado en la zona).
Fuente: Más Energía, LM Neuquén
