Gran hallazgo de petróleo y gas no convencional en el norte de Santa Cruz

La operadora CGC, conducida por el grupo Eurnekián, informó que se intervinieron dos pozos en el yacimiento ‘El Huemul’, con potencial de petróleos livianos, provenientes de formación shale y tight, en la formación no convencional conocida como D-129.

Según informó La Opinión Austral, la Compañía General de Combustibles comenzó a realizar fracturas no convencionales, en las concesiones de la Cuenca San Jorge, desde noviembre de 2022, luego de que se hiciera cargo de las áreas que hasta un año antes eran operadas por la empresa china Sinopec, que se retiró de la zona.

De acuerdo con la información del medio santacruceño, la compañía realizó un total de 8 fracturas en 4 pozos, en tanto los dos pozos profundos realizados en ‘El Huemul’ arrojaron resultados de petróleos “muy livianos y atípicos para la región”. Paralelamente, en el yacimiento Cañadón Seco se perforaron y fracturaron dos pozos profundos, con potencial de gas rico en líquidos.

Pudo sortear el problema de la falta de equipos

CGC detalló además que para cumplir con los trabajos tuvo que traer equipamiento de otras cuencas, en el marco de las restricciones de importación y de la migración de empresas y equipamientos desde esta región hacia Vaca Muerta.

Para ello, la operadora del grupo Eurnekián debió traer un set de fracturas de mayor capacidad de bombeo, para afrontar las condiciones de alta presión y grandes volúmenes de agua y arena a inyectar en la maniobra de fractura. De ese modo, unos 10 bombeadores se trajeron desde la cuenca Austral (donde la compañía opera áreas muy ricas en gas) y desde la cuenca Neuquina, además de otros equipamientos, ya que los caudales de bombeo para producir el fracking son 10 veces mayores a las fracturas convencionales.

Esto se refleja en caudales de bombeo de 45 barriles por minuto, más de 4.000 sacos de arena por etapa a profundidades de 2.500 a 3.200 metros, aclarándose además que todo el proceso de fractura se realizó íntegramente con agua salada, proveniente de las mismas formaciones petroleras, sin utilización de agua dulce.

Esfuerzo exploratorio

En cuanto a los resultados obtenidos, la información no dio cuenta de volúmenes de producción, en tanto todavía se trata de una etapa exploratoria, pero desde la compañía se dejó entrever un gran entusiasmo:

“Estos pozos con objetivo no convencional en la Cuenca del Golfo de San Jorge representan una fuerte apuesta a un nuevo potencial que va a incrementar la actividad en la zona. Es un objetivo aún no explorado completamente sobre el que tenemos grandes expectativas para el futuro”, manifestó Pablo Chebli, COO de CGC. También se destacó el esfuerzo exploratorio que asumió la compañía a partir de la obtención del contrato de concesión, sobre fines del año 2021:

“Estamos invirtiendo fuerte en todos los yacimientos de la cuenca, tanto en pozos nuevos como en recuperación secundaria que históricamente estuvieron desatendidos –dijo Chebli-. Para la recuperación secundaria se está incrementando la inyección de agua e interviniendo pozos, realizando tareas con pulling y equipos de reparación para poner nuevamente en marcha pozos que tenían problemas de equipamiento. Asimismo, estamos realizando conversiones de pozos a inyectores y estamos haciendo los estudios de prefactibilidad para iniciar pruebas de inyecciones de polímeros”.

Expectativa por resultados en Chubut

Hay que recordar que la formación D-129 tiene continuidad en Chubut, donde también otra operadora, en este caso Tecpetrol, ha realizado un pozo a gran profundidad y está a la espera de resultados.

El tema fue mencionado por Jorge Avila la semana pasada, tras la reunión con operadoras y empresas de servicios especiales, cuando recordó que, si “Tecpetrol no consigue ir a la D29 o tener maquinaria, se tendría que ir (de la cuenca San Jorge) porque si se queda acá, está perdiendo plata”, había advertido el secretario general del sindicato Petroleros Chubut.