La estrategia de PAE se enfoca en maximizar la productividad de uno de los yacimientos más importantes del país, Cerro Dragón, buscando "abrir un nuevo horizonte de inversión" en la cuenca del Golfo San Jorge, según destacó Tomás Catzman, vicepresidente de Operaciones de la compañía. Este doble enfoque —exploración no convencional y mejora del recobro— representa una inversión total superior a los 240 millones de dólares.

¿Cómo avanza el piloto de Shale Gas?

La compañía confirmó que la perforación del segundo pozo no convencional de su plan piloto, denominado Cerro Tortuga-x1000, se iniciará en noviembre. Este pozo de shale gas, que será el primero de los cuatro restantes comprometidos con la provincia, tendrá 3.700 metros de profundidad.

El programa de exploración se desarrollará en dos fases:

1. Análisis y testigo corona: Inicialmente, se analizará un intervalo de 120 metros de espesor y se extraerá un testigo corona de más de 100 metros de roca. Esta información será clave para que expertos internacionales en geomecánica y fracturas hidráulicas definan el potencial del reservorio, utilizando simuladores de última tecnología.

2. Rama lateral y fractura: Con los datos de laboratorio, se prevé que en 2026 se ejecute una rama lateral de 3.000 metros desde el mismo pozo vertical, con un total de 50 etapas de fractura. El objetivo es confirmar un posible sweet spot (punto óptimo) para la explotación. El primer pozo del plan, concluido a fines del año pasado, ya había comprobado la viabilidad operativa y la presencia de shale gas.

El plan de recuperación terciaria: Duplicando la capacidad regional

En paralelo, PAE destinará más de USD 200 millones a la intensificación del recobro mejorado o recuperación terciaria. Esta metodología es crucial para movilizar el petróleo remanente y aumentar el factor de recobro una vez agotadas las fases primaria y secundaria.

El plan contempla la construcción de 17 nuevas plantas de inyección de polímeros. Actualmente, la Cuenca del Golfo San Jorge cuenta con unas 20 instalaciones de este tipo, lo que implica que PAE casi duplicará la capacidad instalada en la región. Seis de estos proyectos estarán operativos dentro de los próximos doce meses.

Esta técnica inyecta una solución polimérica que aumenta la viscosidad del agua, facilitando el desplazamiento de mayor cantidad de crudo hacia los pozos productores. Se estima que esta innovación puede mejorar hasta un 4% adicional la producción respecto de la recuperación secundaria, un avance que extiende la vida útil del yacimiento y consolida las reservas a largo plazo.

Redacción por DataPortuaria