El no convencional es una de las alternativas que tiene la Cuenca del Golfo San Jorge para reimpulsar su actividad hidrocarburífera. En Chubut esperan que este año se pueda realizar un pozo horizontal en busca de conocer el potencial shale en la formación D-129.
Sin embargo, el uso de agua para el fracking es un tema que se mira con recelo en la región. Es que el sur de la provincia vive una crisis hídrica desde hace siete años que obliga cortar el servicio de agua potable durante tres veces a la semana para recuperar reservas.
En diálogo con Radio del Sur, el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Martín Cerdá, informó que se utilizará el agua que se produce en la formación y que, incluso, las empresas ya la están utilizando para sus operaciones. “El agua que produce la formación se trata, se pone en condiciones porque hay que sacarle bacterias y salinidad. Esa misma agua es la que está utilizando hoy mismo la industria”, afirmó.
El segmento convencional no está en su mejor momento y las inversiones que recibirá la parte norte de la Cuenca del Golfo San Jorge están destinadas a mantener la actividad sin ningún horizonte de aumentar los trabajos en la región.
En este marco, las esperanzas están puestas en el objetivo no convencional. Capsa fue la primera en realizar estudios en la D-129 y se sumó YPF con dos proyectos: El Trébol y Río Mayo. El primero dio resultados positivos, pero la compañía decidió no continuar con los trabajos. Mientras que en la segunda área no se pudo perforar debido a un amparo judicial impuesto por las comunidades indígenas.
En los últimos años, Tecpetrol es quien ha mostrado más avances en la búsqueda de shale en El Tordillo. “Hay todo un camino por hacer. Hay que seguir explorando. Hay que seguir juntando información. Las muestras dieron un hidrocarburo de 47° API (American Petroleum Institute), que es un combustible liviano”, subrayó Cerdá.
Los estudios preliminares brindan grandes expectativas ya que el petróleo que se produce en la Cuenca del Golfo San Jorge ronda entre los 22° y los 24° API. “Los geólogos destacan un potencial en el no convencional en la formación D-129, pero hay que seguir estudiando”, aseveró.
Las proyecciones de las autoridades es que este año se pueda avanzar con un pozo horizontal para poder llevar adelante un mejor estudio y conclusión de la roca madre. “Habrá que ver qué potencial tenemos y si se puede abrir un escenario a futuro para reinventarse en el no convencional”, afirmó el titular de la cartera hidrocarburífera chubutense.