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experiencia ya se ha hecho en Neuquén y sabemos que el radio máximo de expansión
de la fractura es del orden de los 150 metros y lo más que se pueden expandir en la
vertical es entre 30 y 50 metros. Después, con respecto a la aislación… la operación,
si bien la formación… la misma formación D 129 en su techo, en la parte superior,
tiene secciones arcillosas que sirven de sello, cada una de las unidades hidráulicas
que está por encima: Mina El Carmen, Yacimiento El Trébol y Comodoro Rivadavia,
son unidades que internamente tienen cientos de sellos porque las arenas que
producen hoy petróleo allí están aisladas por esos sellos internos que tienen las
unidades. Entonces, es imposible que fracturando D 129, de esa manera, puedan
llegar o acceder los fluidos que estamos utilizando y la producción, de D 129 a otro
lado que no sea el pozo. Preguntaron… estoy un poco agitado… preguntaron también
por el tema de las fallas, alguien dijo allí… mencionó al Dr. Gut. Yo trabajé con él en el
Distrito Geológico Golfo San Jorge y, efectivamente, la zona tiene fallas, los
yacimientos tienen fallas. Si no existieran las fallas no existirían los yacimientos y no
existiría la producción del petróleo en la Cuenca del Golfo San Jorge, porque la
migración secundaria de esa roca madre, que es la principal, hacia los reservorios se
produce a través de las fallas. Por eso estos proyectos se ubican en zonas donde no
existan fallas porque sino la propia falla anula la posibilidad de fracturar, es decir, si el
miedo es por la existencia de las fallas… la existencia de las fallas anula la posibilidad
de que se pueda fracturar la roca ¿por qué? Porque si tú a través de las fracturas
contactas una falla toda la potencia hidráulica se te va por la falla al primer reservorio
que encuentre en una de las unidades hidráulicas que está por encima y se difunde.
Hoy por hoy, en esos yacimientos hemos sacado millones de metros cúbicos de fluido.
La mayoría de los reservorios…cientos de reservorios en Mina El Carmen, Yacimiento
El Trébol y Comodoro Rivadavia, hemos sacado millones de metros cúbicos de fluido y
la mayoría de esos reservorios están depletados, es decir que cualquier cosa que le
venga de abajo, por encima de su presión poral, lo va a admitir sin ningún problema y
se va a difundir porque el volumen que vamos a usar para la fractura es infinitamente
menor, millonésimamente menor que el volumen poroso de baja presión que tenemos
en todas las unidades que están por encima, es decir que las posibilidades son
nulas… nulas de que ocurra una cosa así. La experiencia de Estados Unidos puede
ser que sea de un shale muy superficial, con afloramientos cercanos y que haya
pasado eso. Y, evidentemente, en esas circunstancias no es conveniente hacer
fracking. En el caso nuestro es completamente distinta la geología y la situación. A
ver… qué otra pregunta mas... posibilidades de sulfhídrico… alguien mencionó
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Chubut