Por Raúl Figueroa) YPF prevé para los próximos días arribar a la profundidad de 3.800 metros en el pozo exploratorio 914 que está perforando en la zona de El Trébol, en el marco de la búsqueda de recursos no convencionales que impulsa la compañía en la provincia de Chubut, donde además tiene previsto perforar un segundo pozo a similar profundidad, en cercanías de Río Mayo. Se trata de un pozo de estudio, que aportará información de base para proyectar si es posible una futura explotación del denominado shale oil o gas. Se proyecta el uso de agua de formación para la primera fractura, mientras que el análisis de costos frente al precio interno del crudo determinará si la actividad resulta viable desde el punto de vista económico.
Al momento de realizar una recorrida por el campamento donde desempeña su tarea el equipo SAI 385, Desarrollo pudo observar parte de las tareas realizadas al momento de encontrarse a una profundidad cercana a los 2.800 metros, con el análisis cromatográfico de gases extraídos de las distintas capas que va atravesando el trépano, fundando la evaluación que se realiza de todo el material extraído para establecer los indicios de hidrocarburos.
Se trata de un pozo de estudio, con una inversión que oscilará entre 15 y 17 millones de dólares, mientras que según refieren los técnicos, en la actual etapa la mayor diferencia con relación a un pozo en áreas convencionales está dada por la magnitud de las cañerías utilizadas, de mayor resistencia a la habitual.
Se estima que en los próximos días el trépano llegará a la capa superior de la formación D-129, en 3.400 metros, la que será atravesada en otros 400 metros, para llegar a los 3.800 metros en total. Desde la parte superior se extraerá la primera corona para su análisis.
“El pozo va a quedar perfilado, entubado y cementado –explicaron técnicos de la compañía-, porque la idea es perforar el segundo pozo en ´La Greta´ (en el área Confluencia, cerca de Río Mayo), antes de traer el equipamiento necesario y toda la logística que requiere el trabajo de fractura; seguramente haremos las dos fracturaciones una vez que estén hechos los dos pozos”.
4.500 metros cúbicos de agua de purga para fracturar
El proceso de fractura, que según estimaron los técnicos podría realizarse dentro de algunos meses, en tanto el segundo pozo no ha comenzado aún a perforarse, requiere el uso de un volumen de agua que se estima en unos 4.500 metros cúbicos por cada locación exploratoria, los que se inyectan a alta presión (arena sintética y otros productos químicos) para moler parte de la roca en cuyo interior, de casi nula porosidad, está contenido el hidrocarburo. Vale recordar que el carácter no convencional está dado porque en este caso no hay una roca reservorio como en las áreas habituales (la cual se ubica a menor profundidad), sino que en este caso el mismo está contenido por la propia roca generadora.
“Hoy estamos en un pozo exploratorio, es decir de estudio y estamos haciendo un seguimiento de todo lo que nos está devolviendo –indicaron los operarios de la compañía-, para contar con una descripción litológica de lo que estamos atravesando. Es un trabajo largo y muy meticuloso con el objetivo de capturar información”.
Al consultarles puntualmente si la fractura podrá realizarse con agua de purga, tal lo comprometido en la audiencia pública en la que se presentó el estudio de impacto ambiental, la respuesta fue afirmativa.
“Los yacimientos de la cuenca están en explotación hace más de 100 años y la mayoría produce con cortes de agua muy altos, de cada 100 metros cúbicos unos 90 son de agua de formación, salvo raras excepciones. Esa agua tiene una salinidad de entre 10.000 y 15.000 partes por millón, que no sirve para uso humano (por encima de 3 gramos por litro ya se considera salobre, mientras que aquí se trata de entre 10 y 18 gramos por litro). El petróleo es sometido a un proceso de deshidratación, es decir de extracción de agua, por lo que se cuenta con un gran volumen de líquido, que incluso hoy se utiliza en los procesos de recuperación secundaria, es decir para darle mayor presión a los reservorios que están depletados o, dicho de otro modo, que han perdido presión por tantos años de explotación”.
En ese punto, desde la compañía se asegura que la gran cantidad de agua de formación existente permitiría un aprovechamiento en los trabajos de fractura de una hipotética etapa de explotación.
“La fractura la vamos a hacer con el agua de nuestros procesos de deshidratación, pero antes de llegar a una eventual explotación nos vamos a tomar el tiempo de evaluación necesario. El agua no va a ser un cuello de botella, es decir no va a ser un impedimento, ni por volumen ni por costos de tratamiento”, indicaron.
Precios al límite
Sin embargo, también debe contabilizarse otro factor importante, que será determinante a la hora de resolver un proyecto de explotación si los estudios confirman la presunción de grandes volúmenes de hidrocarburos. En efecto, el alto costo para la extracción de estos recursos debe cotejarse con el precio del hidrocarburo. En ese ítem, hoy los precios acordados de 7,50 dólares por Millón de BTU para el gas harían rentable la ecuación, pero en el caso del petróleo, la referencia interna por debajo de 70 dólares ubicaría a la explotación en el límite de las posibilidades económicas.
