Hito en la Cuenca del Golfo San Jorge
En un hito para la industria energética patagónica, Pan American Energy (PAE) inició las primeras pruebas de producción (flowback) en su segundo pozo shale gas en el yacimiento Cerro Dragón, Chubut. Estas evaluaciones, realizadas a principios de diciembre, marcan el arranque operativo del plan piloto para producir gas no convencional en la cuenca del Golfo San Jorge.
Los resultados preliminares superan expectativas y ponen nuevamente a Chubut en el mapa energético nacional como un nuevo polo de shale gas, complementario a Vaca Muerta.
¿Qué es exactamente el shale gas y por qué es diferente?
El shale gas es gas natural que quedó atrapado hace millones de años dentro de la misma roca que lo generó: capas de arcilla y lutitas muy finas y duras, con porosidad baja y permeabilidad casi nula (menos de una millonésima de darcy). A diferencia del gas convencional que se encuentra en “bolsillos” porosos y fluye fácilmente, en este caso el gas está literalmente adherido o encerrado en la roca madre.
Por eso, para producirlo en cantidades comerciales se necesita perforar pozos horizontales de 2.000 a 4.000 metros de longitud y luego fracturar la roca en decenas de etapas, inyectando agua, arena y una pequeña cantidad de químicos a presiones que superan los 600-700 bares.
Cada fractura crea una red de canales artificiales que permiten que el gas viaje hasta el pozo. Un solo pozo moderno puede producir entre 3.000 y 15.000 millones de pies cúbicos de gas a lo largo de su vida útil (EUR), aunque la mayor parte sale en los primeros 2-3 años.
Las pruebas de diciembre: caudales prometedores y validación técnica
Las operaciones de flowback –el proceso donde se libera el fluido inyectado durante la fractura hidráulica para permitir que el gas comience a fluir– se activaron el 2 de diciembre en el segundo pozo piloto, perforado en noviembre.
Según datos preliminares de PAE, los caudales iniciales oscilan entre 1 y 2 millones de pies cúbicos por día (MMscf/d) por pozo, superando las proyecciones conservadoras de 0,5-1 MMscf/d. Estas tasas, medidas en las primeras 72 horas de prueba controlada, indican una productividad alta en la formación D-129, con presiones de reservorio estables y bajo contenido de agua (menos del 20% en el flowback inicial).
Este pozo, con una rama lateral de casi 3.000 metros y 25 etapas de fractura, valida la viabilidad del shale gas en una cuenca madura. PAE reporta que el gas es seco (alto metano, >90%), ideal para mercados locales o exportación. Las pruebas continuarán durante las próximas semanas para evaluar la declinación (esperada en 60-70% anual inicial) y estimar reservas recuperables, proyectadas en 3-5 billones de pies cúbicos (Bcf) por pozo.
Más confianza en el desarrollo shale de Chubut
Marcos Bulgheroni, CEO de la compañía, fue uno de los principales impulsores del proyecto desde su anuncio en abril, y sus declaraciones refuerzan el optimismo ante los avances de diciembre. En una entrevista con medios locales a fines de noviembre, destacó: “Logramos entender la presión, el contenido orgánico y las características del shale. Esto es el primer paso hacia algo mucho más grande”, refiriéndose al potencial de Cerro Dragón para convertirse en un hub no convencional.
En el acto de reconversión de la concesión, el ejecutivo subrayó el compromiso histórico de PAE con la cuenca: “Desde hace 70 años invertimos en forma sostenida en el Golfo San Jorge y nuestro trabajo permitió convertir a Cerro Dragón en la mayor área productora de hidrocarburos convencionales del país. Hoy somos los primeros en explorar la cuenca con objetivo shale y estamos confiados en poder desarrollarlo”.
Bulgheroni también enfatizó la sinergia con la producción existente: “Aunque Cerro Dragón ya no ocupa el lugar de mayor producción, seguimos apostando por esta cuenca con una nueva mirada de desarrollo. Este yacimiento es nuestra casa, y vamos a seguir dedicándole mucho tiempo y recursos”. Si las próximas pruebas siguen confirmando la viabilidad económica, podría desatarse una nueva escalada de inversiones en la cuenca.
El piloto, iniciado tras el descubrimiento confirmado en abril de 2025, incluye 5 pozos en total y una inversión de más de u$s250 millones. El primer pozo, completado en 2024, pavimentó el camino, pero es en diciembre donde se materializó la producción real. Paralelamente, PAE instaló 17 plantas de inyección de polímeros para mejorar la recuperación en reservorios convencionales adyacentes, integrando el nuevo gas shale en operaciones existentes.
Impacto y desafíos
Estos resultados podrían elevar la producción de Chubut un 15% para 2026, generando cientos de empleos y u$s90 millones en regalías en 5 años. Sin embargo, PAE enfatiza prácticas sostenibles: reutilización del 70% del agua en fractura, captación de metano en “green completions” y electrificación de equipos para reducir emisiones.
Por su parte, el gobernador del Chubut, Ignacio Torres, celebró los avances: “Las pruebas de diciembre confirman que Cerro Dragón no está en declino y que puede ser el inicio de una nueva era shale en el sur”. Si se confirman, el proyecto pasará a fase masiva en 2026, revitalizando la cuenca y acercando gas patagónico a proyectos de GNL en Río Negro.