Hay analistas que son sumamente críticos y dicen que el "tight sands gas" no tiene futuro, pero lo cierto es que las empresas ya están haciendo perforaciones que llegan a esas formaciones de baja, muy baja permeabilidad, aunque nadie lo diría porque esperan que antes se conozcan las pautas que establecerá el Estado.

Cuando el gobernador Jorge Sapag menciona las arenas compactas en cuanta oportunidad tiene, lo hace asesorado por las empresas petroleras. Voceros de las principales compañías se mostraron sumamente reticentes a dar detalles sobre el tema. Eduardo Sarmiento, gerente del Proyecto Punta Rosada de Petrobras en el área Río Neuquén, fue el que más habló del asunto en las jornadas de la semana pasada, pero quedó la sensación de que hubo algunos aspectos sobre los resultados de los ensayos que quedaron en reserva. En esa mesa no expuso YPF sobre experiencias similares en Loma de la Lata, donde el gobernador Sapag dice que hay un segundo yacimiento en arenas compactas, similar el que descubrió hace casi 30 años la misma empresa en su versión estatal.

El de arenas compactas es el mismo gas que se conoce y que llega a las cocinas y a las industrias. Está en condiciones geológicamente similares, pero la roca reservorio que lo contiene es de muy baja permeabilidad.

Está en una formación ubicada a una profundidad de entre 2.000 y 2.500 metros. La capa donde el hidrocarburo está atrapado tiene un espesor promedio de unos 800 a 1.000 metros.

Hay varias maneras de perforar el reservorio pero en cualquiera de ellas la producción es muy baja. Un pozo tradicional puede llegar a producir un promedio de 250.000 metros cúbicos de gas por día, cuando de uno de arenas compactas se obtendrá poco más del 10%, entre 25.000 y 30.000.

Lo dijo Sarmiento: Petrobras, por caso, "integra consorcios internacionales de investigación de 'tight sands gas'". A esta característica, que podría aplicarse a otras empresas del sector, se le suma otra ventaja: el gas se extraerá, tratará, transportará y eventualmente almacenará con las mismas instalaciones que ya existen.

La desventaja es que no ayuda a reponer reservas rápidamente porque su producción es más lenta. Esta condición la hace, de todos modos, sustentable en el tiempo porque Argentina podría incorporar reservas para 60 u 80 años, más que la modesta década que tiene ahora.

"Cada metro cúbico de 'tight gas' que produzcamos en la Argentina reemplazará el gas que le pagamos a Bolivia a 7 dólares el millón de BTU", le dijo el año pasado a "Río Negro Energía" el directivo de una empresa extranjera que opera en Neuquén.

Las perforaciones, además de ser más profundas que las tradicionales, deben estar más dirigidas a la estimulación del reservorio mediante fracturas hidráulicas.