Por Raúl Figueroa) Tras 113 años de actividad productiva en materia de petróleo y gas para la Argentina, la cuenca del golfo San Jorge aun tiene ‘premios’ para descubrir, obviamente no exentos de complejidades, pero que reflejan que todavía forma parte del mapa energético esencial del país. La exploración de un pozo a 4.800 metros de profundidad, en busca de recursos de tight que demandará una fractura 10 veces superior a las que se realizan en promedio en la región, es una de las referencias que genera expectativa para el año 2021, particularmente en el norte de Santa Cruz, en conjunto con el plan Gas 4, que asigna un cupo de incentivo para las cuencas productivas que involucran al territorio provincial.
El plan para incentivar la producción de gas en todo el país contempla un cupo por cuenca para que todas las regiones productivas del país puedan participar de esta metodología, según confirmó el secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez.
Como se ha informado, el sistema apunta a subsidiar con un precio de incentivo de 3,4 dólares el Millón de BTU producido para el abastecimiento y alcanzará a un volumen máximo de 70 millones de metros cúbicos diarios (sobre una producción total ubicada en el orden de los 125 millones de metros cúbicos diarios).
En esa distribución, a las cuencas San Jorge y Austral les correspondería una asignación de 20 millones de metros cúbicos diarios, lo que representa alrededor de la mitad de la producción actual de ambas cuencas.
Independientemente del esperado impacto positivo del sistema de incentivos, en la región del golfo San Jorge hay un proyecto que despierta expectativas favorables en cuanto a posibles resultados en materia gasífera, a partir de una actividad exploratoria que viene desarrollando PAE en el norte santacruceño.
Pozo exploratorio de 4.800 metros en Meseta Serón Chico
Durante una presentación realizada a través del webinar (*) “Golfo San Jorge: 113 años produciendo hidrocarburos”, el VP de Desarrollo de Reservas de de Pan American Energy, Alejandro López Angriman, expuso un medular análisis de las operaciones de la compañía en distintas cuencas de Argentina y en otros países, con especial énfasis en Cerro Dragón.
Fue en ese marco público donde el destacado profesional hizo referencia, ante una consulta de S.C.P, a uno de los proyectos que podría tener culminación a principios de 2021, cuando hizo referencia a los objetivos de ampliar la actividad del campo de Cerro Dragón hacia el norte santaruceño:
“Últimamente hemos perforado un pozo exploratorio en Meseta Serón Chico –precisó-, a 4.800 metros; es el tercer pozo más profundo de la cuenca y ahí estamos perforando en reservorios no convencionales y reservorios tight, básicamente”.
En cuanto a los resultados evaluados hasta el momento, el reconocido geólogo, responsable de reservas de gas de la compañía, tanto para Argentina como para Bolivia y México, detalló:
“Hemos medido que hay hidrocarburos con una porosidad del 10% y lo vamos a completar como si fuera un pozo tight de la cuenca Neuquina, o sea que vamos a a hacer una fractura 10 veces más grande que las habituales en la cuenca. Estamos esperando y tenemos buenas expectativas, es un proyecto exploratorio muy bueno, no hay nada parecido en la cuenca y ahí estamos por hacer esta completación con 10 fracturas tipo tight, que las hemos planificado para hacer en la última parte de este año y a principios de 2021”.
Incidencia del Plan Gas 4
Al hacer referencia a los alcances del Plan Gas 4, el ejecutivo comentó que éste significará un incentivo “para poder manejar la declinación de la cuenca del golfo San Jorge, así que todo plan de incentivo que pueda mejorar el precio del gas lo vamos a aprovechar. Y es también muy interesante para la cuenca Austral, donde se abre una ventana para incluir el desarrollo de ese campo, donde ya se sabe dónde está el petróleo y el gas, pero habían quedado en forma marginal frente a la competencia de Vaca Muerta y la merma de precios”.
Durante el evento, López Angriman fue consultado si hay recursos shale en la cuenca San Jorge, tema en el que brindó una detallada explicación técnica para no polemizar ni tampoco crear falsas expectativas: “Hay una roca madre que tiene 2% de materia orgánica total, mientras que Vaca Muerta –compraró- tiene entre 7 y 8%. Además de ser una formación más rica (en materia orgánica), el tema es que Vaca Muerta ya está sobre presionada a 1.800 ó 2.000 metros y esa sobre presión es la que ayuda a que salga la producción de gas. Por eso todas las compañías han comenzado por Vaca Muerta. Nosotros, en San Jorge, hemos notado que la sobre presión empieza al superar los 4.000 metros. Esa diferencia pone a muchos proyectos en una posición más relegada desde el punto de vista económico, pero seguiremos intentando, explorando y analizando las posibilidades del shale en la cuenca San Jorge”.
Otra de las consultas planteadas por el público durante el webinar fue si la compañía está utilizando geles en sus proyectos de recuperación asistida, lo que fue una oportunidad para conocer otras importantes características del área productiva que involucra al norte de Santa Cruz y sur de Chubut:
“La cuenca tiene un problema importante y es la temperatura, ya que se trata de la cuenca más caliente de la Argentina, no pudimos pasar de los 4800 metros porque se superaban los 200 grados centígrados y eso repercute en los geles, que se destruyen. Como nosotros tenemos el campo en inyección de agua y recuperación de esa inyección, nuestra primera iniciativa es tratar de inyectar algo que no se recupere, porque cuando se recupera y entra a la planta tratamiento de petróleo nos ha generado unas inter fases donde dejaba el petróleo por debajo del agua y nos generaba problemas que en la especificación del producto petróleo fueron muy difíciles y caros de resolver. Primero usamos este BrightWater que se inyecta una sola vez, durante una semana está inyectando el producto y está diseñado para activarse entre inyector y productor pero no vuelve a superficie, por lo que no genera problemas en planta de tratamiento. Como todavía tenemos espacio para mejorar nuestro proyecto de inyección agua usando este producto, estamos avanzando en la sanción de 20 proyectos con esta misma técnica. El BrightWater es un gel, pero no queremos nada que se recupere en superficie y nos pueda molestar o generar algún inconveniente en las plantas tratamiento del crudo”.
Oportunidad para el petróleo pesado
En otro momento de su presentación, López Angriman hizo referencia a las posibilidades que se abren para el petróleo pesado, característico de la zona de Cerro Dragón, del orden de los 24° API.
“Las refinerías de todo el mundo se diseñan para correr un mix entre petróleo liviano y pesado, por lo que con esa mezcla adecuada se logra la máxima eficiencia en las corridas. Últimamente, el crecimiento de la producción petrolera de Estados Unidos, apalancado por el shale oil, que por definición es un petróleo liviano, ha generado una superabundancia de este tipo de crudo. Entonces, las refinerías tienen que tomar una decisión: o modifican su diseño, invirtiendo entre 500 a 900 millones de dólares por año para poder correr mayor porcentaje de livianos, o trata de mantenerse a flote buscando compensar con petróleo pesado. Antes ese crudo era comprado a Venezuela, pero su modelo productivo los ha llevado a una declinación muy fuerte”.
En ese punto, detalló que el crudo de Cerro Dragón, que oscila de 20 a 25°API y con un bajo contenido de azufre, es hoy muy buscado, por lo que “es un muy buen producto para exportar. Hoy el 65% de la producción de Dragón va al mercado interno (90% de ese total se procesa en la refinería de Axion Energy y el resto va a otras refinerías), mientras que el 35% restante va a exportación.
(*) El seminario web, al que asistió S.C.P, fue organizado por Mercado Electrónico de Gas (MEG) Sociedad Anónima, el pasado viernes 6 de noviembre.
