Fracking en Mendoza: del fracaso inicial a la esperanza en Vaca Muerta

Fecha de Publicación: 29/03/2023
Fuente: El Sol
Provincia/Región: Mendoza


La primera experiencia en la provincia con la técnica de estimulación hidráulica no tuvo los resultados esperados. Pero en el Gobierno confían en la nueva inversión de YPF.
En julio de 2017, cuando el Gobierno provincial autorizó a la petrolera El Trébol a realizar una prueba piloto para estimular cuatro pozos mediante el método de fractura hidráulica (fracking), el área Puesto Rojas producía 12.581 metros cúbicos de crudo. En enero de 2023, pocos días antes del traspaso de la concesión a Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), la producción era marginal: sólo 609 metros cúbicos.
Esa caída reflejó el fracaso de la primera experiencia del fracking en la provincia. El plan de El Trébol, perteneciente a Phoenix Global Resources (vinculada a José Luis Manzano), era ambicioso, pero chocó con la dura realidad geólogica mendocina.
Ahora, casi seis años, el Gobierno provincial volvió a encender sus esperanzas y a apostar al fracking en Malargüe. La gran ilusión está puesta en el proyecto de YPF en la lengua norte de la formación Vaca Muerta, en el límite con Neuquén.
“Vaca Muerta es un hito para la provincia que generará riqueza, empleo y progreso para todos los mendocinos”, aseguró el gobernador Rodolfo Suarez la semana pasada, tras recorrer los yacimientos donde YPF comenzó los trabajos de exploración de pozos de crudo no convencional.

Las razones del fracaso
“Para esta tarea, la empresa El Trébol cuenta con una inversión de 125 millones de dólares, de los cuales 110 millones están destinado a Malargüe y, a eso, hay que agregarle 20 millones de dólares de gastos de operación en el departamento sureño”, destacaba un comunicado oficial difundido en agosto de 2018, cuando las tareas en Puesto Rojas ya habían comenzado.
En ese momento, la producción ya había descendido a 6.243 metros cúbicos de petróleo por mes. La caída nunca más se detuvo, pese a que desde el Gobierno aclararon que el trabajo de la empresa “fue muy prolijo” y que desde el punto de vista operativo, “no hubo fallas”.
“Invirtieron 100 millones de dólares, la empresa hizo bien las cosas, pero lamentablemente le fue mal”, explicaron fuentes oficiales. Y agregaron: “La experiencia fue buena desde el punto de vista del proyecto, de poder estudiar las cuestiones ambientales. Sin embargo, considerando el resultado de las inversiones, claramente no fue exitoso”.
En la misma sintonía, especialistas del sector evitaron los cuestionamientos a la operación de El Trébol. “El petróleo es así, descubrieron que ahí no hay mucho para hacer desde el punto de vista no convencional”, indicó un profesional que siguió de cerca el proceso.
“No se obtuvieron resultados en cuanto a producción que justifiquen la inversión que implica un desarrollo no convencional”, agregó el experto, quien destacó que la inversión por pozo rondó entre los 10 y 18 millones de dólares, dependiendo de sus características.
Funcionarios e ingenieros además coincidieron en resaltar el control ambiental sobre un método de extracción que genera dudas y críticas. “La empresa no se corrió ni una coma de lo que había presentado en la Secretaría de Ambiente. Sabía que iba a tener todos los ojos encima“, manifestaron desde el Ejecutivo.
“Algunas veces, el desconocimiento de las áreas técnicas de control hizo que fuera todo mas lento. Pero es algo normal para una actividad tan nueva y controvertida“, admitieron por su parte desde el sector privado.
El 17 de febrero, PCR anunció la adquisición del 100% de participación de cinco áreas petroleras en explotación en Malargüe y San Rafael, pertenecientes a Phoenix Global Resources. Además de Puesto Rojas, el traspaso formal incluyó a Cerro Mollar Oeste, Cerro Mollar Norte, La Brea y La Paloma-Cerro Alquitrán. Todas forman parte de la zona norte de la Cuenca Neuquina.
La transferencia debe ser aprobada por el Gobierno provincial, aunque se descuenta que eso ocurrirá. PCR tiene previsto lograr un optimización y reactivación de pozos existentes bajo una técnica convencional, así como también evaluar posibles nuevas acumulaciones de hidrocarburos y perforar en nuevas estructuras.
Apuntará a los reservorios convencionales que “todavía tienen mucha producción por aportar, a los cuales hay que dedicarles recursos técnicos, operativos y económicos para continuar con la recuperación de hidrocarburos”, señaló Marcelo Irusta, Director de Petróleo & Gas de la compañía.

Los motivos para la ilusión
Los bloques donde YPF desarrolla su prueba, en la lengua Norte de Vaca Muerta, están ubicados en el extremo sur de Mendoza, en la zona del río Colorado y muy cerca del límite con Neuquén.
En comparación con la decepción que significó Puesto Rojas, un referente del ámbito petrolero confió a El Sol que “les puede ir mejor a esas áreas que están más al sur, más pegadas al río Colorado”. De todas maneras advirtió que “en esa zona, en dos áreas del lado neuquino, se desarrollaron pozos exploratorios y tampoco hubo buenos resultados”.
Justamente la mala experiencia de El Trébol obliga a los funcionarios a ser más cautos. Por ejemplo, el ministro de Economía y Energía, Enrique Vaquié, confía en que se repitan las características favorables que tiene la formación geológica del lado de Neuquén, pero avisó que los mismos geólogos resaltan “que puede haber algún imponderable”.
De acuerdo con la información oficial, YPF apuntó inicialmente a la exploración de dos pozos horizontales en el sector mendocino de Vaca Muerta. Estos procedimientos se realizan en los bloques CN-VII y Paso de las Bardas Norte, con una inversión de 17 millones de dólares.
En caso de éxito, luego se realizarán otros 192 pozos, para los que se destinarán aproximadamente 1.500 millones de dólares, anticiparon fuentes oficiales.
La formación Vaca Muerta en Mendoza tiene una extensión de 8.700 kilómetros cuadrados y, a diferencia de Neuquén, una mayor riqueza en hidrocarburos líquidos que en gas. Una “estimación conservadora” del Gobierno habla de recursos por más de 8.000 millones de metros cúbicos de petróleo, de los cuales podrían recuperarse 238 millones, equivalentes a más de 50 años de la producción anual de la provincia.
.