«Estos resultados reafirman la decisión acertada de haber re estatizado YPF, convirtiéndola en una empresa mixta donde lo que se prioriza es la exploración en el país», dijo Víctor Bronstein, del Centro de Estudios de Energía, Política y Sociedad.
El experto recordó a Télam que Repsol destinaba las utilidades de YPF con un criterio de «empresa multinacional para desarrollar sus actividades en otros lugares del mundo, con condiciones geológicas más atractivas entonces, como Brasil, Angola y Venezuela».
«Iniciar la exploración en Vaca Muerta, la obligaba a hacer grandes inversiones porque había que empezar desde cero, y entonces priorizaba otros negocios fuera de Argentina, pero con utilidades de YPF», remarcó Bronstein.
Ahora el criterio es diferente «se prioriza Argentina y lograr su autoabastecimiento en hidrocarburos. Eso exige un esfuerzo de exploración e YPF está invirtiendo fuerte y consiguiendo, socios inversores» para ese objetivo.
La empresa se centra en exploración y trabaja a partir de tres ejes: explorar en la Cuenca San Jorge, desarrollar Vaca Muerta e invertir en yacimientos maduros, incorporando tecnología para frenar la declinación de pozos maduros, y recuperar producción.
El descubrimiento de un pozo de no convencionales en Chubut anunciado el miércoles, abre una nueva expectativa.
Los yacimientos de Vaca Muerta y Los Molles, en Neuquén, son los más conocidos, pero hay otras cuencas que podrían mejorar la ya privilegiada posición de Argentina en el mercado del shale.
Esas nuevas regiones son las del Golfo San Jorge, en Chubut/Santa Cruz, y la Austral-Magallanes, en Tierra del Fuego, entre otras.
A mediados de semana, YPF anunció el descubrimiento en el bloque El Trébol, en la cuenca del Golfo San Jorge, del primer pozo exploratorio no convencional en la roca madre D-129, cuya actividad fue iniciada en febrero de 2013.
El hallazgo ratifica, además, las proyecciones formuladas por la petrolera nacional sobre la existencia de hidrocarburos no convencionales en dicha localización.
Ese descubrimiento «es una señal excelente que confirma la formacion B129, que es la que aporta el petróleo que está arriba», aseguró el consultor energético, Eduardo Barreiro.»El petroleo se formó allí y parcialmente emigró para arriba quedando entrampado en los yacimientos convencionales de la Cuenca San Jorge, que es el que se explota desde hace casi un siglo», dijo el especialista.
Para Barreiro, «este descubrimiento da una señal muy positiva porque me dice que abajo de la Cuenca hay otros yacimientos tan o más importantes que los convencionales ya descubiertos, y que estan en produccion. Pero esto es una promesa que debe ser verificada».
En YPF, la actividad exploratoria fue reactivada por la gestión que encabeza Miguel Galuccio tras la recuperación de la petrolera concretada en abril de 2012 por decisión de la presidenta Cristina Fernández de Kirchner.
Respecto del descubrimiento de Chubut, Galuccio dijo que «es el resultado del histórico perfil exploratorio de la compañía y permitirá ampliar el horizonte productivo de la cuenca del Golfo».
En ese yacimiento se confirma la presencia de petróleo de 39° API -un crudo liviano de óptima calidad muy diferente al crudo pesado escalante, 22 API- y gas con poder calorífico de 11.000 Kcal/m3, de calidad superior al promedio de la cuenca del Golfo San Jorge.
La fuerte campaña exploratoria que lleva adelante la petrolera nacional obtuvo en noviembre de 2013 los primeros resultados importantes con el descubrimiento de un yacimiento de petróleo convencional en el bloque El Manzano.
El bloque, que es operado por la compañía, está ubicado al suroeste de la provincia de Mendoza, y cuenta con 15 millones de barriles de recursos de petróleo.
El hallazgo se hizo en el pozo Mirador del Valle x-1, que alcanzó una profundidad final de 1.789 metros, y se sumó a los realizados en los bloques de Vizcacheras y Chachahmo, meses atrás.
En hidrocarburos convencionales, YPF también comunicó en marzo de este año el descubrimiento del pozo Los Caldenes x-2, en la localidad de Cinco Saltos, provincia de Río Negro. El ensayo final de este pozo registró una producción por surgencia natural de 6000 litros/hora de petróleo.
