En la industria de los hidrocarburos hay una frase que resume lo que es el riesgo que se encara al realizar cada perforación y es que en la misma se puede encontrar gas y petróleo o sacar papas. Esto último fue lo que más se dio en la exploración de la “Vaca Muerta” de Chubut, la formación D-129.
Los trabajos de exploración habían comenzado en 2021 cuando se realizó el primer pozo en el bloque El Tordillo. Allí los referentes de la empresa Tecpetrol se habían entusiasmado porque el pozo en el que se hizo una sola fractura había arrojado altos caudales de petróleo liviano, de un clásico shale oil como el de Vaca Muerta.
Pero el pozo fue bautizado como “El Oso”, porque por momentos daba buena producción y en otros solo arrojaba agua. Con la incógnita generada por los momentos de buen caudal la firma se lanzó a realizar un pozo con una rama lateral.
Pero los resultados no fueron los esperados tal como reconoció el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Martín Cerdá en diálogo con Energía On.
“Los hallazgos que hubo llevaron a la operadora a hacer un pozo con una rama horizontal como para profundizar los estudios sobre esa roca generadora, pero los resultados no fueron buenos”, contó Cerdá.
El ministro explicó que desde el gobierno provincial aguardan conocer las conclusiones finales de parte de la operadora para conocer su balance, “si realmente amerita hacer un intento más o directamente se desestima”.
Es que recordó que a partir del primer hallazgo de hidrocarburos shale “se había generado una expectativa, pero cuando fueron a explorar más en profundidad los resultados no fueron tan positivos”.
El ministro consideró que si bien es un tanto decepcionante, ya que remarcó que “a priori los resultados no fueron los esperados”, señaló que “nos quedamos con saber al menos el potencial que había para definir entonces si se puede o si hay que concentrarse sino en lo convencional”.
El pozo en cuestión contó en este caso con una rama horizontal de 500 metros de extensión que se adentró en la roca generadora, D-129, pero que según marcó Cerdá “al estimular no generó el hidrocarburo esperado”.
Es que un punto no menor a tener en cuenta es el costo más alto de realizar un pozo de este tipo en Chubut, en donde no se cuenta con los equipos especiales que están concentrados en Neuquén y el acceso al agua para las fracturas es también más dificultoso.
Esto hace que si bien un pozo pueda arrojar producción shale, la misma no sea comercial, es decir que termine siendo más costoso traer a superficie esa producción que el resultado de su venta. Este es el punto que se espera sea definido en el informe final de la operadora.
