Chubut (EP) 4 de junio \u201825. La cuenca petrolera podr\u00eda incorporar un perfil gas\u00edfero con el shale de D-129. El impacto del Plan Andes. La recuperaci\u00f3n terciaria crece en los campos maduros.<\/p>\n
Despu\u00e9s del 2020 y la pandemia, la actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge no volvi\u00f3 a ser la misma: el declino de los yacimientos maduros se hizo m\u00e1s visible, la zona productora perdi\u00f3 su liderazgo frente a Vaca Muerta y las provincias de Chubut y Santa Cruz iniciaron una lucha por sostener la producci\u00f3n y el empleo. El 2025 comenz\u00f3 con cambios que dejan entrever una luz de oportunidad para la cuenca.<\/p>\n
El Golfo San Jorge tiene una producci\u00f3n basada en el convencional y los campos maduros, una realidad distinta a la que exhibe Vaca Muerta. La cuenca compartida entre el sur de Chubut y el norte de Santa Cruz, en la Patagonia Central, pas\u00f3 de 280.000 barriles por d\u00eda entre 2009 y 2012 a 189.000 seg\u00fan el dato de marzo, de acuerdo a los datos p\u00fablicos de la Secretar\u00eda de Energ\u00eda de la Naci\u00f3n.<\/p>\n
La retirada de YPF de algunos de sus campos hist\u00f3ricos gener\u00f3 preocupaci\u00f3n durante 2024, principalmente porque el sector no est\u00e1 generando nuevos puestos de trabajo y hay una suerte de \u00e9xodo de profesionales a Neuqu\u00e9n.<\/p>\n
En ese contexto, las principales operadoras y la provincia del Chubut firmaron un acuerdo de productividad y en Santa Cruz se sell\u00f3 el traspaso final de 10 concesiones de YPF, en el marco del Plan Andes, a la estatal-provincial Fomicruz que las volver\u00eda a licitar.<\/p>\n
La ca\u00edda del empleo comenz\u00f3 en 2016, con la crisis del precio internacional del crudo que afect\u00f3 las exportaciones, clave para el movimiento de la cuenca. De un pico de 25.000 trabajadores registrados en 2014 en toda la cuenca, seg\u00fan los datos del Observatorio de Empleo y Din\u00e1mica Empresarial (OEDE), que ahora depende del Ministerio de Capital Humano, a fines del 2024 la cifra era de casi 21.000 operarios.<\/p>\n
Oil Production, la consultora que dirige el ingeniero Marcelo Hirtchfeldt, indica que en el acumulado del primer cuatrimestre del 2025 la Cuenca Neuquina concentra el 71% de la producci\u00f3n de petr\u00f3leo del pa\u00eds, mientras que el Golfo San Jorge se queda con el 25%. El no convencional avanza firme hacia un predominio.<\/p>\n
La terciaria y el shale gas<\/p>\n
El desprendimiento de YPF de varios de sus yacimientos maduros, clave del programa de Horario Mar\u00edn al frente de la compa\u00f1\u00eda, tuvo un impacto enorme en el ecosistema de inversiones del Golfo. PECOM adquiri\u00f3 dos importantes concesiones, volviendo al ruedo en el Upstream y con una mirada puesta en la recuperaci\u00f3n terciaria a trav\u00e9s de la inyecci\u00f3n de pol\u00edmeros -algo que ven\u00eda trabajando fuerte YPF-.<\/p>\n
Aunque \u201cla bomba\u201d vino de Pan American Energy (PAE) con el anuncio de un plan piloto de shale gas en la \u201cmini Vaca Muerta\u201d chubutense.<\/p>\n
PECOM ahora tiene en sus manos Escalante-El Tr\u00e9bol tiene una producci\u00f3n diaria promedio de 6.100 barriles y Campamento Central Ca\u00f1ad\u00f3n Perdido produce 2700 barriles, siguiendo los datos oficiales a marzo \u00faltimo. Un par de pistas sobre estos datos: en El Tr\u00e9bol se hizo el primer pozo horizontal en busca de shale en la formaci\u00f3n D-129 en 2014; y en Campamento Central se ubica el Pozo N\u00b0 2, descubridor del petr\u00f3leo argentino.<\/p>\n
En la edici\u00f3n Patagonia de la Argentina Oil & Gas del 2024, realizada en la ciudad de Neuqu\u00e9n, los directivos de PECOM adelantaron que una de sus apuestas ser\u00e1 la recuperaci\u00f3n mejorada de petr\u00f3leo, o m\u00e1s conocida como terciaria, que viene dando buenos resultados en yacimientos de casi 100 a\u00f1os de explotaci\u00f3n como Manantiales Behr de YPF y Diadema de Capsa\/Capex.<\/p>\n
El peso pesado del Golfo es PAE, con Cerro Drag\u00f3n y su producci\u00f3n en torno a los 70.000 barriles por d\u00eda de petr\u00f3leo convencional. A mediados de abril, la empresa de la familia Bulgheroni sorprendi\u00f3 con la confirmaci\u00f3n de un plan de explotaci\u00f3n de shale gas desde Cerro Drag\u00f3n con objetivo en la formaci\u00f3n Pozo D-129.<\/p>\n
El plan piloto de la compa\u00f1\u00eda incluye cinco pozos horizontales, con ramas laterales de hasta 3000 metros, muy similar a la experiencia que ya tiene en Vaca Muerta con bloques como Lindero Atravesado y Aguada Pichana Oeste. El primero de estos pozos tuvo una rama de 1500 metros y 25 etapas de fractura, que permitieron comprobar la viabilidad operativa y la existencia de gas no convencional.<\/p>\n
Si el plan es exitoso, el Golfo San Jorge pasar\u00e1 a complementar su perfil petrolero con uno gas\u00edfero que podr\u00eda darle acompa\u00f1amiento al desarrollo de exportaci\u00f3n de GNL, el gas natural licuado, en proyectos como el de Southern Energy, que encabezan PAE y Golar, o inyectar eventualmente al de Argentina LNG, que lideran YPF y Shell.<\/p>\n
En paralelo, PAE adelant\u00f3 que aplicar\u00e1 la recuperaci\u00f3n terciaria en m\u00e1s de 50 pozos, en una inversi\u00f3n en torno a los 250 millones de d\u00f3lares. La terciaria, o EOR (Enhanced Oil Recovery), abre una ventana de oportunidad para el Golfo: s\u00f3lo Chubut concentra el 67% de la producci\u00f3n con asistencia de pol\u00edmeros en Argentina.<\/p>\n
Cambios en el mapa inversor de la Cuenca<\/p>\n
Chubut y Santa Cruz vienen de una reconfiguraci\u00f3n de su mapa de inversores que ocurri\u00f3 despu\u00e9s de la crisis del 2016\/2017. En aquel momento, compa\u00f1\u00edas como la china Sinopec o la chilena ENAP dejaron caer sus concesiones, luego recuperadas por empresas argentinas como CGC, de la familia Eurnekian, Selva Mar\u00eda Oil y Capex.<\/p>\n
Ahora viene una segunda oleada que comenz\u00f3 con la canadiense Crown Point cuando qued\u00f3 con la operaci\u00f3n de dos \u00e1reas de PAE en el norte santacruce\u00f1o, Piedra Clavada y Koluel Kaike, y es candidata para comprar El Tordillo y otras dos \u00e1reas maduras de Tecpetrol en Chubut.<\/p>\n
Los inversores apuntan a Vaca Muerta y pareciera que el Golfo San Jorge desacelera, pero todav\u00eda queda por hacer. Las estimaciones m\u00e1s positivas indican que all\u00ed todav\u00eda quedan reservas por 1000 millones de barriles que pueden recuperarse con t\u00e9cnicas de secundaria (reinyecci\u00f3n de agua de flowback) y terciaria.<\/p>\n
As\u00ed lo hab\u00eda dicho Pablo Bizzotto, el actual CEO de Phoenix Global Resources, cuando era el VP Upstream de YPF en 2021, durante el Congreso de Producci\u00f3n y Desarrollo de Reservas del IAPG.<\/p>\n
Si bien el presente tiene elementos que da\u00f1an la foto general, el Golfo San Jorge todav\u00eda tiene un potencial para seguir explorando el convencional para abastecer el mercado interno e incluso tiene prestigio y clientes en el exterior, gracias a los dos puertos de salida que tiene Terminales Mar\u00edtimas Patag\u00f3nicas (Termap), una por Comodoro y otra por Caleta Olivia.<\/p>\n
Gentileza https:\/\/www.rionegro.com.ar\/<\/p>\n
Fotograf\u00eda Business Recorder<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"
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