"Cada metro cúbico de 'tight gas' que produzcamos en la Argentina remplazará el gas que le pagamos a Bolivia a 7 dólares el millón de BTU", dijo el directivo de una empresa extranjera que opera en Neuquén para sostener la necesidad de remunerar mejor este tipo de hidrocarburo, del que muchos hablarán en pocos meses.

Como no es un producto extraño ni se desarrolla en terrenos vírgenes de actividad petrolera, el desarrollo del "tight gas" usará las mismas instalaciones que la producción tradicional, tanto en lo que hace a plantas como a ductos y demás cañerías. El dato no es menor, porque esa característica reduce en parte los costos de exploración y explotación.

La diferencia está en las perforaciones porque, además de ser más profundas que las tradicionales, deben estar más dirigidas a la estimulación del reservorio.

Hay dos grandes procedimientos a realizar para extraer este tipo de gas: primero es preciso realizar la fractura hidráulica con agua o con un gel especial. Hay ocasiones en que no basta con una y se deben efectuar varias. Con eso se logra estimular el reservorio. Luego se pueden realizar perforaciones de manera radial, desde determinado lugar hacia los cuatro puntos cardinales.

"Es necesario realizar muchos pozos, más que en la extracción tradicional -acotó un especialista consultado por "Río Negro Energía"-. Ello significa que durante muchos años vamos a tener una actividad continua; son desarrollos lentos", añadió.

En el mundo del conocimiento en materia de hidrocarburos, muchas prácticas se deciden sobre la base de analogías: difícilmente un pozo vaya a comportarse de manera diferente en condiciones geológicas similares, aunque esté en las antípodas.

Sobre la base de esta premisa, la producción de "tight gas sand" en la Cuenca Neuquina es análoga a la que se desarrolla en el sur de Estados Unidos.

Ése es, desde el punto de vista técnico, el modelo a seguir.