El vecino país es optimista con sus reservas de gas de arenas profundas

Hallan más gas no convencional en Chile e invierten en exploración

Ese país destinó en 2015 una inversión histórica de 334 millones de dólares, la más alta de los últimos 15 años, en la potencial región de Magallanes.
domingo, 6 de marzo de 2016 · 00:00
Natalí Vargas  / Agencias

El Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS, por sus siglas en inglés) estima que existen 8,3 trillones de pies cúbicos (TCF) de tight gas técnicamente recuperables en la zona glauconítica de la cuenca de Magallanes, en Chile. Aseguran que si se suma esta cifra a los resultados que  ya  había obtenido  la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP), se  podrá suministrar a industrias y hasta proveer a todo ese país.
 
El informe se efectuó como parte del acuerdo bilateral de cooperación energética, que firmaron en junio de 2014 el Ministerio de Energía de Chile y la Secretaría de Energía de Estados Unidos.
 
El tight gas, gas de baja permeabilidad o gas de arenas profundas es el mismo gas natural que conocemos,  está en condiciones geológicamente similares, pero la roca reservorio que lo contiene es de bajísima permeabilidad.
 
Las formaciones que contienen estas rocas están a entre 2.000 y 2.500 metros de profundidad y tienen un espesor promedio de  800 a 1.000 metros, aunque según el lugar de la cuenca puede ser menor. Expertos en hidrocarburos dicen que hay tight gas en toda la provincia de Neuquén y parte de Mendoza, Río Negro y La Pampa, Argentina.
 
Exploración
 
Una nota del quincenario  Reporte Energía señala que el estudio de la USGS "es importante, porque fue realizado en base a información geológica específica de la cuenca y consideró los resultados de pozos tight gas actualmente en producción”.
 
En los últimos años,  ENAP ha dado un renovado impulso a las exploraciones en la región, en búsqueda de nuevas reservas gasíferas comercialmente explotables para abastecer la creciente demanda. Prueba de ello  es que ENAP asegura en su página web, www.enap.cl, que realizó durante 2015 una inversión histórica de 334 millones de dólares, la más alta de los últimos 15 años en la zona, destinada principalmente a asegurar el abastecimiento de gas para las ciudades de la región.
 
Se suma a lo desarrollado por ENAP, las actividades de exploración, desarrollo y producción de los Contratos Especiales de Operación Petrolera (CEOP) firmados en 2007 y los CEOP de Tierra del Fuego de 2010, que significan desembolsos totales por 166,2 millones de dólares, de los cuales 37,6 millones  son desembolsados por ENAP en actividades de desarrollo en los bloques donde participa como socia de las empresas instaladas en la región (sin exposición de capital en la exploración).
 
"Cabe mencionar que en esta nueva etapa exploratoria se está poniendo un renovado y especial énfasis en nuevos horizontes exploratorios, en búsqueda de los denominados reservorios no convencionales, contenedores de tight gas”, asegura su informe sobre el trabajo de ENAP en la región de Magallanes.
 
Chile en el panorama  del gas de esquistos
 
Según la estadounidense Agencia de Información Energética (EIA, por sus siglas en inglés), la disponibilidad de shale gas  agrega 40% a las reservas globales de gas natural. 
 
El shale gas técnicamente recuperable fuera de Estados Unidos es de 2.214 TCF, mientras que  fuera de ese país se localizaría en 32 países, y ascendería a 5.760 TCF. China es el principal, con activos recuperables 50% mayores a los del país del norte.
 
En Chile el shale gas  técnicamente recuperable ascendería a 64 TCF, lo que lo posiciona  tercero en Sudamérica -detrás de Argentina y Brasil- y número 14 en el mundo. Bolivia ocupa así el cuarto lugar en reservas de shale gas en Sudamérica, con 48 TCF técnicamente recuperables.
 
Los estudios de la EIA catalogan a la Cuenca Magallanes, con una superficie 65.000 millas cuadradas, como una con gran potencial de shale gas.
 
Viabilidad y avance del tight gas
 
Extraer tight gas  cuesta mucho más que  sacar gas convencional o  shale gas. La productividad de cada pozo es bajísima y por ello debe ser remunerado en consecuencia. Como contrapartida, cada país podría incorporar una gran cantidad de reservas y mantenerlas durante mucho tiempo.
 
Como se ve hasta el momento, el tight no es un gas comercialmente atractivo. Hay por lo menos dos maneras de perforar los reservorios de este tipo de energético, pero en cualquiera de ellas la producción siempre será muy baja. Si un pozo tradicional  produce un promedio de 250.000 metros cúbicos de gas por día, uno del tipo tight no pasará los 25.000 a 30.000.
 
Con la reducción de costos de perforación y terminación, sumados a los mejores precios de venta dados por los programas  Gas Plus y Estímulo a la Inyección de Gas Natural Gas Excedente, la explotación de tight gas en Argentina avanza a paso firme y su producción podría incrementarse en forma significativa si los precios de este energético se sitúan en valores razonables.
 
Así lo revela un estudio del Instituto Argentino del Petróleo & Gas (IAPG), en un numero de principios de 2014 de su revista institucional Petrotecnia, dedicado a los tight sands,



 
 

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