Arrancó el shale en Chubut: Cuáles fueron los primeros resultados del pozo de gas
En el segundo trimestre de este año Pan American Energy puso en marcha el primer pozo de fractura hidráulica para extraer hidrocarburos no convencionales de la formación D-129 en Chubut. El shale de PAE en el yacimiento Río Chico arrojó los primeros resultados vinculados a la producción de gas con los que la petrolera busca exportar a través de los barcos que instalará en Punta Colorada en Río Negro. La compañía que lidera la familia Bulgheroni anunció esta semana la perforación del segundo pozo horizontal para el segundo semestre del año. No es la primera extracción de shale gas en los yacimientos chubutenses ya que YPF lo había realizado en 2014 y 2015 con disímiles resultados, pero en esta oportunidad las expectativas son mucho mayores en el contexto de la crisis que atraviesa la provincia y la Cuenca. En paralelo se encienden alertas desde los sectores ambientales en tiempos de nutridos temblores de tierra en Vaca Muerta y la problemática generada por el uso de agua.
Perforación del primer pozo de fracking
Entre los meses de abril y junio Pan American Energy avanzó con su plan para producir hidrocarburos no convencionales en diferentes yacimientos del área chubutense de Cerro Dragón, denominando al sector de shale gas como Aurora Austral.
El primer paso lo dio en el yacimiento de Río Chico -localizado en la arista noreste de Cerro Dragón, lindero al lago Colhue Huapi, a 47 Km de Sarmiento y 100 Km de Comodoro Rivadavia- y allí perforó un pozo vertical de 2.347 metros de profundidad y una extensión del eje horizontal de 1.500 metros donde efectuó 25 etapas de fractura hidráulica espaciadas por 60 metros.
El pozo PRCh.xp-1137(h) estuvo a cargo del equipo DLS 160 y las etapas de fractura fueron realizadas por Halliburton. Según el portal EoloMedia también participó de la perforación la contratista Wenlen y se estima que alrededor de 100 trabajadores estuvieron involucrados en el proceso.
El CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni, y el dirigente petrolero Jorge Ávila durante la visita que realizaron al pozo no convencional en marzo de este año.
En el comunicado oficial de la compañía petrolera se reveló que los resultados preliminares permitieron concluir que pudo comprobarse "la viabilidad operativa y la existencia de shale gas".
La petrolera informó en abril que "PAE comprobó la existencia de shale gas mediante la interpretación de sísmica 3D, el análisis de los datos de pozos preexistentes y la perforación de un pozo, que en conjunto verificaron la presencia de intervalos de entre 70 y 150 metros de espesor en áreas ubicadas a menos de 3.500 metros de profundidad dentro de la formación D-129. Adicionalmente, el pozo perforado confirmó el pronóstico del tipo de hidrocarburo esperado (gas húmedo) y que el intervalo objetivo se encuentra en un nivel de sobrepresión favorable para la productividad en yacimientos no convencionales".
Para luego agregar que "PAE fundamentó la solicitud de reconversión en la ejecución de un plan piloto con objetivo no convencional que incluye la perforación de 5 pozos de hasta 3.500 metros de profundidad en su eje vertical y de hasta 3.000 metros en su eje horizontal. El primero de ellos ya fue perforado con 1.500 metros de rama lateral y 25 etapas de fractura espaciadas cada 60 metros comprobándose la viabilidad operativa y la existencia de shale gas. Adicionalmente, PAE implementará técnicas de recuperación terciaria en más de 50 pozos, comprometiendo una inversión cercana a los 250 millones de dólares".
Comunicado oficial de PAE dado a conocer en abril de este año.
Antecedentes chubutenses de shale
Si bien PAE consiguió reinstalar la temática del shale en Chubut y obtuvo la reconversión de Cerro Dragón a los convencionales en la actual gestión de Ignacio Torres, la búsqueda de hidrocarburos enclavados en la roca madre viene desarrollándose desde el boom de Vaca Muerta.
En la formación D-129 -cuyo nombre proviene de un pozo perforado por la compañía Diadema en 1954 en cercanías de Comodoro Rivadavia y a una profundidad de entre 2.300 y 3.000 metros- se detectó hidrocarburo por primera vez en la roca madre, aunque nunca más se volvió a intentar su explotación.
Con el boom de Vaca Muerta y el fracking en Estados Unidos, las petroleras volvieron a poner en estos últimos años sobre la mesa la posibilidad avanzar en las fracturas en la D-129, que abarcaría casi la totalidad del territorio que involucra a la CGSJ e incluye al norte de Santa Cruz y la porción off shore de la cuenca.
YPF dio el primer paso en 2013 con el pozo Exp-914 ubicado en el yacimiento El Trébol, con una profundidad de 3.591 metros y que atraviesa 363 metros de la formación D-129.
Ese intento de la petrolera con mayaría accionaria estatal debió quedar frenado por un amparo judicial presentado por el fallecido dirigente social Marcelino Pintihueque, quien denunció la afectación de los acuíferos y la ausencia de consulta a las comunidades originarias.
El referente mapuche había interpuesto un amparo por dos perforaciones efectuadas por YPF en Chubut y había conseguido un freno judicial en 2013 al avance de la extracción de crudo a través de la fractura hidráulica en El Trébol. En 2014 también había impedido judicialmente el fracking en el yacimiento La Greta ubicado en Río Mayo.
Luego de las apelaciones del Gobierno provincial (como parte demandada), la Justicia chubutense revocó la sentencia de primera instancia en todas sus partes en relación al amparo.
Lo datos oficiales muestran que a pesar de los fallos judiciales YPF nunca detuvo su avance en la búsqueda de shale y entre los años 2014 y 2024 concretó perforaciones para encontrar hidrocarburos no convencionales.
Los resultados en el terreno del shale oil de YPF no fueron muy prometedores para la petrolera que para ese entonces ya contaba con mayoría accionaria estatal y fueron declinando de manera constante a lo largo de toda una década, mientras que los de shale gas fueron prometedores en su inicio y se fueron pinchando con el paso de los años.
Los primeros resultados de PAE
La Secretaría de Energía de Nación publicó en los últimos días los primeros resultados del shale gas en Chubut encarado por PAE.
Se trata de los indicadores correspondientes al segundo trimestre del año y que arrojan los resultados obtenidos por PAE con su pozo PRCh.xp-1137(h) de fracking en el yacimiento de Río Chico dentro del área de Cerro Dragón.
Los tres primeros meses reflejaron niveles relativamente menores a los obtenidos por YPF hace una década atrás, pero parecerían ser potencialmente positivos para la petrolera de la familia Bulgheroni.
En abril la compañía obtuvo 115,26 millones de metros cúbicos de shale gas, aumentando a los 553,37 millones en el mes de mayo para reflejar una suba del 380% y decreciendo a los 437,78 millones de metros cúbicos en junio para marcar una variación negativa del 20,9%.
Habrá que esperar los próximos resultados que se vayan publicando para darle continuidad a la secuencia del shale gas en Chubut, pero todo hace pensar que se proyectan buenos resultados debido a que la empresa anunció que en este segundo semestre del 2025 perforará el segundo pozo de fracking.
El ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce, participó en el Amcham Energy Forum y sobre el particular deslizó que "estamos dando pasos firmes en el desarrollo del potencial no convencional de la Cuenca del Golfo San Jorge".
"Ahora quedan otros cuatro pozos horizontales y este año se estará haciendo el segundo de esos pozos. La expectativa es llevar a comercialidad estos recursos, porque son los que pueden revertir e incrementar la producción a largo plazo. Conociendo la menor productividad potencial, la provincia optó por otorgar una reducción de 3 puntos sobre las regalías, con una extensión adicional del plazo de concesión, siguiendo los ejemplos de la Resolución 46 para Fortín de Piedra y otras medidas para iniciar proyectos poco conocidos".
Vale recordar que abril pasado el gobernador Torres acordó con PAE la reconversión de Cerro Dragón al no convencional y luego transformó en ley la extensión de la concesión por 45 años y redujo el pago de regalías en un 30% para dejarlas en el 9%.
En el marco de la actual crisis petrolera que llevó los niveles de producción en Chubut a sus niveles más bajos en 25 años, las expectativas por el desarrollo del fracking están potenciados y todo pareciera depender del proceso de inversión que viene desarrollando PAE que apunta a perforar un total de cinco pozos horizontales con un desembolso de 250 millones de dólares.
La pérdida de puestos de trabajo a uno y otro lado de la Cuenca del Golfo San Jorge y la constante baja en la recaudación de regalías petroleras para el Estado chubutense generan un cuello de botella, tanto en el aspecto recaudatorio como en el económico y laboral para el sur provincial.
Mientras este panorama se impone, desde el sector del ambientalismo esbozan críticas al fracking haciendo eje en la problemática del agua potable que afecta a toda la Cuenca del Río Senguer y a los temblores que genera la explotación no convencional.
En lo que respecta a la sismicidad inducida Vaca Muerta es el ejemplo más claro que puede tener Chubut para mirarse en ese espejo, ya que en los últimos cinco años se detectaron 442 movimientos de suelo en la zona de Sauzal Bonito o Añelo como consecuencia de la explotación petrolera con fracking.
Tal como sucedió con Vaca Muerta, Chubut con la desinversión y el desplome de la actividad -junto a la destrucción de empleo directo, indirecto y económicamente vinculado- buscó en fracking como una de las únicas alternativas a la crisis.
Desde hace largos años el Estado omitió intervenir -o lo hizo de materia ineficiente a pesar de ser el propietario de los recursos naturales que concesiona-, para planificar soluciones a esta problemática.
Los sismos que mueven la tierra también influyen ante el panorama complejo a la hora de encontrar un equilibrio entre desarrollo, producción y generación de empleo frente a una habitabilidad sustentable contemplando el cuidado del medio ambiente.