El no convencional todavía no da buenos resultados en Chubut. Tecpetrol realizó seis pozos con objetivo shale en la parte norte de la Cuenca del Golfo San Jorge de los cuales todos dieron resultados negativos. Así lo informó el secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut, Jorge Ávila.
El dirigente gremial ponderó la intención de la empresa del Grupo Techint para encontrar crudo no convencional en Chubut. “A Tecpetrol no podemos culparla esta vez porque realizó seis pozos buscando el no convencional, yendo más abajo, buscando nuevas formaciones y no las pudo encontrar. Lamentablemente hasta hoy no hemos tenido la suerte que han tenido otros de poder encontrarla”, subrayó.
En este sentido, el titular de petroleros convencionales se refirió a los costos operativos que ponen en duda cada una de las operaciones en la industria. “Cuando se empieza a mirar el panorama nos encontramos que el insumo subió tanto que si vos vas a hacer un pozo que te va a terminar dando 70 metros día ya no te alcanza para cubrir el pozo. Y más cuando esto te termina dando 7 metros día ¿para qué vas a hacer un pozo?”, destacó Ávila.
“La diferencia es muy grande porque la producción de los pozos es de 70 metros, pero estos últimos que ha estado haciendo Tecpetrol están en un promedio de 7 u 8 metros diarios. Esto indudablemente va a golpear”, agregó.
Chubut se perfila a vivir un 2023 muy similar a lo que ocurrió en 2022 en materia de exploración no convencional. El año pasado la parte norte de la Cuenca del Golfo San Jorge registró avances en la formación D-129.
Los trabajos que realizó la compañía en el yacimiento El Tordillo dieron como resultado un petróleo similar al que se obtiene en Vaca Muerta y los actores de la industria hidrocarburífera se entusiasmaron con la idea de impulsar el shale.
“Vaca Muerta 2”, “El Tordillo 2” y “Mini Vaca Muerta” eran los títulos que se animaban a dar los dirigentes de la región después que Tecpetrol perforará de manera vertical un pozo en abril del año pasado. Sin embargo, los avances se vieron interrumpidos por un inconveniente típico de las cuencas maduras: la cantidad de agua que devuelven los pozos.
“El antecedente más importante es que hubo rastro de hidrocarburos, que eso ya te marca un indicio importante. La cuestión es que hay una complejidad con el pozo. A veces desaparece ese hidrocarburo y comienza a producir agua y ahí es como que se caen las perspectivas. Después vuelven a aparecer hidrocarburos. Debemos encontrar una solución a ese tema”, subrayó el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Martín Cerdá, en diálogo con +e.
Otro buen indicio para seguir desarrollando los trabajos en el no convencional viene por parte de Santa Cruz. Tanto YPF como CGC han llevado a cabo diferentes proyectos para conocer el potencial de la roca madre de la región.
La empresa de mayoría estatal lleva a cabo tareas exploratorias en Cañadón León y la compañía del holding Eurnekian mantuvo buenos indicios en tight gas y espera poder desarrollar los diferentes bloques que adquirió a Sinopec a finales de 2021.
La exploración permitirá dimensionar la cantidad de hidrocarburos en la formación teniendo en cuenta que solo se ha desarrollado el 10% de Vaca Muerta. Ese es el principal inconveniente para los planes del no convencional de la Cuenca del Golfo San Jorge.