Lindero Atravesado, ubicado en la provincia de Neuquén, es un área operada por Pan American Energy (PAE), en asociación con YPF (32,5% de participación), que está ubicada en la cuenca Neuquina y que alcanzó su pico de productividad en los 80, con una producción máxima de 5,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d) de gas proveniente de las formaciones Quintuco, Sierras Blancas y Lotena.

Durante las décadas siguientes, el yacimiento empezó su etapa de madurez geológica, con la consiguiente declinación de su producción hasta los 500.000 m³/d.

Luego PAE, propiedad de la británica BP y Bridas, el holding de la china CNOOC y la familia Bulgheroni, puso en marcha la fase de explotación No Convencional del área a partir de la extracción de tight gas de la formación Grupo Cuyo.

La existencia de arenas compactas en la formación Grupo Cuyo, a más de 4.200 metros de profundidad, no es una novedad para PAE, que ya había demostrado la productividad de la formación a fines de los 80, con el pozo descubridor que fue denominado Lindero Atravesado 89.

El bajo precio del gas (se pagaban 30 centavos de dólar por millón de BTU) y las dificultades técnicas para producir un reservorio de baja permeabilidad menor a los 0,1 milidarcy tornaban antieconómico el proyecto.

Pasaron casi 25 años y el proyecto comenzó a ser comercial, debido a la implementación del Programa de Estímulo a la Inyección Adicional de Gas conocido en la industria petrolera como Plan Gas, que remunera la producción nueva con un precio de u$s 7,50 por millón de BTU, sumada al uso de nueva tecnología de perforación y terminación de pozos, permitió a PAE comenzar una ambiciosa inversión en un proyecto piloto.

En diálogo con Revista Petroquímica, Petróleo, Gas, Química & Energía, Alejandro López Angriman, VP de Desarrollo de Reservas de PAE sostuvo que el rendimiento productivo de las arenas compactas de la cuenca Neuquina tiene variaciones en una misma área.

“Nos especializamos en tratar de reconocer los modelos peleogeográficos que dieron origen a los depósitos. La clave es encontrar las zonas del yacimiento donde las arenas provenientes de una barra geológica se superpusieron con otras, generando una mayor concentración de arenas. En esas zonas hay mayores chances de perforar mejores pozos”, detalló el directivo.

Los pozos de tight gas arrancan con una muy buena producción inicial, superior a los 200.000 metros cúbicos diarios (m³/d) del fluido y luego declinan en forma exponencial, para registrar un comportamiento hiperbólico que les permite mantener un nivel parejo de producción durante décadas. De ahí la necesidad de pensar estos proyectos a muy largo plazo”, indicó López Angriman, un geólogo de carrera con más de 20 años de trayectoria en PAE a Revista Petroquímica.

Si los proyectos convencionales se piensan a 25 años, los de tight gas se conciben a 45. Con ese dato, López Angriman consideró acertada la figura de “Concesión de Explotación No Convencional” por un plazo de 35 años, con prórrogas ilimitadas por períodos adicionales de 10 años, contemplada en la Ley 27.007, que modificó la Ley 17.319, de Hidrocarburos.

PAE está delineando el área en busca de las mejores zonas para continuar con el desarrollo del tight gas. El presupuesto por cada pozo supera los u$s 12 millones, entre perforación, completación y acometida.

Según detallaron desde la compañía, los reservorios de la formación Grupo Cuyo están compuestos por 15 horizontes productivos, lo que favorece el desarrollo a través de pozos verticales. “Estamos tratando de simular la productividad de cada horizonte para evaluar la conveniencia económica de perforar pozos horizontales a una sección específica, dejando de lado las restantes”, explicó López Angriman.

La operadora lleva invertidos alrededor de u$s 80 millones para adecuar las plantas e instalaciones de superficie a las necesidades del proyecto de tight gas. Para ello, instaló una nueva planta de tratamiento y una compresora; tendió un ducto que une las plantas existentes, y también montó nuevas baterías de producción.