Por Roberto Aguirre.

Se conoce como tight oil –literalmente "petróleo apretado"– al crudo que está atrapado en formaciones con muy poca permeabilidad, como arenas o arcillas. La diferencia con el shale es difusa, pero podría establecerse como rasgo distintivo que no está alojado en la roca generadora, sino que migró hacia otras capas geológicas. Más allá de las definiciones, se suele citar como característica del tight que exige fracturas hidráulicas más chicas y por lo tanto, al menos en los papeles, es más barato extraerlo.

Este tipo de producción es la estrella de Canadá. Y allí tiene su sede Madalena Energy, una pequeña compañía que también abrió oficina en la región y ahora busca importar ese know how para poner en marcha un proyecto de tight oil en Río Negro, el que probablemente será la primera experiencia de este tipo en el país.

La semana pasada, en el yacimiento Puesto Morales terminó de perforar el pozo PMS-1135, que se entierra unos 1.600 metros y luego gira, para hacer otros 1.000 de recorrido horizontal. La clave estuvo en la fractura hidráulica, que se hizo con una moderna tecnología que le permitió hacer 12 etapas en apenas ocho horas, todo un récord en la región. Se trata del sistema packers plus, que para este pozo implementó Calfrac, otra empresa de servicios canadiense que suma presencia en la zona.

Según explicó a "Río Negro" el country manager de Madalena, Ruy Riavitz, la formación de destino es Loma Montoya, una continuidad en la provincia de lo que es Quintuco en Neuquén. Técnicamente es una "caliza dolomitizada" que descubrió YPF en los '70. El problema es que los pozos allí arrancan con picos altísimos de petróleo y declinan a los pocos días por la muy baja permeabilidad.

ALTO RIESGO

"Nuestro desafío es ver si podemos poner en valor esa formación y hacer pozos rentables", explicó el empresario. Detalló que éste es el segundo y que los costos están aún por encima de lo esperado. Pero es el precio a pagar para testear Loma Montoya.

El pozo récord de Madalena produce por estas horas unos 460 barriles diarios de crudo y 400 barriles equivalentes de gas asociados. Salen a la superficie por un orificio de 16 milímetros. Justamente el manejo de presión es una de las claves para evitar que se desinflen.

El otro punto central es el diseño de la fractura. En este caso fueron 12 etapas, pero de una magnitud mucho más chica de las que se hacen en el shale. Se utilizaron 600 bolsas de arena, contra las 5 ó 6.000 que suele usar YPF en Vaca Muerta, por ejemplo.

En Madalena hay optimismo, pero Riavitz cree que el proyecto es de alto riesgo. Y no sólo la geología complica, sino que la baja del crudo a nivel internacional desalienta las inversiones. "Esto requiere que seamos muy eficientes e incorporar la tecnología probada en otros lugares del mundo para ello. La perforación y terminación del PMS -1135 es un ejemplo de esto", detalló.

La empresa canadiense negocia por estas horas con el gobierno rionegrino para extender su contrato por otros 10 años en ese bloque