Hidrocarburos convencionales

En los reservorios o yacimiento convencionales, las fuerzas de flotabilidad mantienen los hidrocarburos en la trampa por debajo de un nivel de sello; en este tipo de reservorios, las características porosas y permeables y las del fluido (gas, condensado y/o petróleo) permiten que el hidrocarburos  fluya con relativa facilidad hacia el pozo. En estas acumulaciones, es critica la existencia de una trampa que evite la fuga de hidrocarburos en su ascenso hacia la superficie. El los yacimientos convencionales es normal encontrar, además, por la densidad y flotabilidad del hidrocarburo, una columna de agua por debajo del petróleo o del gas acumulado. En general, estos reservorios son explotados con tecnología tradicional, sin mayor dificultad técnica y con buen caudal con pozos verticales, sin tener que recurrir a estimulaciones especiales para mejorar sustancialmente la permeabilidad del reservorio y así producir estos de manera económica.

 

Inicio de los descubrimientos (1930 a 1950)

  • En octubre de 1946, YPF inicia trabajos sísmicos de refracción y gravimetría en el Sur de Santa Cruz y de sísmica de reflexión en Tierra del Fuego. Se identifican varios ejes anticlinales y se elige para su perforación uno en las cercanías del Rio Chico al que se denominó TF-1.
  • El 17/6/49, entre los 1938 y 1959 metros el sondeo atravesó las mismas areniscas basales del Springhill 1 y documentó 340.300 m3/d de gas combustible y condensado. Y así comienza la explotación de hidrocarburos en la Cuenca Austral Argentina.

El Crecimiento (1950 a 1970)

  • Ya en los 50, y alentada por el descubrimiento de Rio Chico, YPF continúa explorando y descubre Los Patos (52), Arroyo Gama (53), Río Avilés (55), San Goyo (56) y fundamentalmente La Sara en el 57 (en total alrededor de 10 MMm3 de petróleo equivalente).
  • En la década del 60 se producen importantes cambios políticos y estratégicos en el País (Presidencia del Dr. Frondizi), que en el caso de la Cuenca Austral determina que: La Empresa Tenesse se hace cargo de la actividad de exploración y desarrollo en la Isla. Descubre Cabo Nombre y Rio Cullen entre otros (se incorporan aproximadamente 4 MMm3 de petróleo equivalente) y se inicia la producción comercial de petróleo desde Tierra del Fuego; primer embarque del crudo fueguino el 19/8/60.
  • Nuevos cambios políticos y estratégicos en el País (anulación de los contratos petroleros por parte del Presidente Dr. Illia) determinan el regreso de YPF a Tierra del Fuego y su continuidad en el Continente.
  • En Tierra del Fuego, YPF descubre San Sebastián y Cañadón Piedras (60 y 14 MMm3 de petróleo equivalente) entre otros.
  • YPF dispone que la Comisión Geológica 4 tenga base en Río Gallegos (1965). Se crean las primeras delegaciones de exploración de YPF en la Cuenca; en Rio Gallegos (1967) y en Tierra del Fuego (1968). Ambas dependían de Comodoro Rivadavia.

Uno Grade (1970 a 1980)

  • YPF incrementa el esfuerzo exploratorio. En Tierra del Fuego descubre Cañadón Alfa – Ara (1971) el campo más grande hallado en el onshore de la porción Argentina de la Cuenca (74,5 MMm3 de petróleo equivalente).
  • Durante esta década YPF jerarquiza a la Cuenca Austral, creando el Distrito Geológico de Exploración. La delegación de Tierra del Fuego pasa a depender de Rio Gallegos.
  • El primer gasoducto submarino argentino a través del Estrecho de Magallanes fue inaugurado en 1978, como parte del Gasoducto “San Martín” (ex “Austral”), el que fue erigido por Techint para Gas del Estado entre 1975 y 1978. Tres años después, desde San Sebastián se prolongó hacia el sur el tendido hasta alcanzar Ushuaia, luego de 280 kilómetros, llamando a este tramo “Gasoducto Fueguino”.

Desarollo Offshore (1980 a 1990)

  • Durante 1978 se promulgó la Ley 21.778 que estableció un nuevo régimen de contratos de riesgo para la Exploración. Shell resultó adjudicatorio de dos bloques offshore ubicados frente a la Provincia de Santa Cruz; al Norte – “Gallegos” y al sur – “Magallanes”. En el primero constató dos acumulaciones de gas no comercial. En el Bloque de Magallanes descubrió el Yacimiento homónimo con reservas del orden de los 14 MMm3 de petróleo equivalente. Este campo está actualmente en explotación por parte de un consorcio integrado por YPF y Sipetrol.
  • El consorcio integrado por Total Austral – Wintershall Energía – Pan American Energy, resultó adjudicatario de dos bloque exploratorios frente a Tierra del Fuego (10.655 Km2). Se registraron 14.000 Km de líneas sísmicas y se perforaron 26 pozos. Los principales campos descubiertos son: Cassis (81), Vega Pléyade (81), Chitón (81), Hydra (82), Argo (82), Carina (83) Antares Sur (87) y Aries (92). Las reservas documentadas son del orden de los 130 MMm3 de petróleo equivalente. Se generaron las instalaciones de la Planta “Río Cullen” para líquidos.

El Talud (1990 al presente)

  • Durante la segunda mitad de la década del 80; YPF reinició la exploración de la región de la Cuenca conocida como “Talud”; intensas campañas sísmicas y la perforación de varios pozos, permitieron valorizar el potencial de Springhill y documentar la presencia de un nuevo Play en la Cuenca (Play Magallanes).
    • Como fruto de los resultados de los pozos de exploración costa afuera, en el año 1990 se llega a una negociación con YPF y el consorcio liderado por Total Austral se hace cargo de las operaciones de Cañadón Alfa heredando la Planta de Tratamiento de Gas “Cañadón Alfa”. En 2005 se pone en producción el yacimiento Carina y un año después Aries. En 2016 entra en producción el yacimiento Vega Pléyade, aportando el 7% de la producción nacional de gas.
    • El segundo ducto de gas natural que la Argentina construyó en el lecho del Estrecho de Magallanes, luego de cuatro años de estudio y planificación, fue inaugurado el 15 de marzo de 2010. Ambos ductos poseen una capacidad de transporte de 17,5 millones de m³ diarios.