El titular de ROCH explicó que, “en esta primera instancia tenemos proyectados perforar estos dos pozos, lo que nos va a permitir evaluar los potenciales desarrollos posteriores, porque según el resultado y los comportamientos que tengamos; es decir, la performance que tengamos con estos pozos decidiremos si desarrollar los dos bloques; ambos pozos apuntan al petróleo, tanto el de San Martín como el de Las Violetas”.

En relación al costo de perforación detalló que, “el que se va a perforar en San Martín, que es un pozo vertical, ronda los tres millones y medio de dólares, en tanto que el pozo horizontal en Las Violetas, con una rama de 800 metros de horizontalización, estaría en los cuatro millones y medio de dólares, si bien de acuerdo a las características geológicas que podamos encontrar en esas dos perforaciones, pueden hacer subir o bajar los valores, pero las estimaciones iniciales son esas”.

“La empresa contratista que realizará las tareas de perforación es Quintana, una empresa que tiene capital extranjero y nacional. Nosotros queríamos llevar a la empresa Petreven a Tierra del Fuego, pero esta firma contrajo otro contrato con otras petroleras y lamentablemente dejó de ofrecernos el servicio porque no podía afrontarlo. Entonces, recurrimos a Quintana que es la que va a perforar ambos pozos y es una empresa de primera línea”, comentó Chcra.

Cabe valorar que ROCH, pese a los vaivenes de la economía y la pandemia por el COVID-19, decidió afrontar una fuerte inversión de unos trece millones de dólares en Tierra del Fuego en esta nueva etapa, con la perforación de dos pozos que no se sabe si serán productivos para colmar las expectativas de inversión. “Si los resultados son satisfactorios, las posibilidades se amplían bastante. La Isla tiene oportunidades que de alguna forma a veces han sido como disminuidas como negocio dada las condiciones propias que tiene, como por ejemplo, los costos que implican operar en la Isla, máxime después de haber sacado de circulación petrolera a la 19640, que era la ley que de alguna forma nivelaba con el continente los costos de perforación y de desarrollo de yacimientos”, observó.

Fundamentó que con la Ley 19640 el sector petrolero y gasífero podría hacer mayores inversiones y desarrollos. “Para dar una idea, el costo de perforación en Tierra del Fuego es casi un 30 por ciento más caro que perforar en el continente debido a la logística, principalmente, al no haber incentivo. En este momento solo hay una sola y es Quintana, que la estamos llevando nosotros”.

Lamentó que no se lo haya consultado ni a él ni al sector sobre la quita de beneficios impositivos a la actividad hidrocarburífera dentro de esa ley de promoción económica e industrial. “La sacaron de un día para el otro; es más, estábamos hablando en aquel momento con la Gobernación de Tierra del Fuego ofreciéndole los planes que teníamos y de golpe nos sacaron la 19640 y automáticamente se cayó más del 50 por ciento de las inversiones previstas, eso fue hace unos ocho años y está a la vista hasta hoy la desinversión que hubo por falta de esos incentivos”.

Con respecto a otra de las obras que está llevando adelante Roch tiene que ver con “tanto YPF como ROCH vamos a utilizar una sola boya, que es la boya de Total en el norte, el troncal que une la boya de Total es una conexión desde Cruz del Sur hasta Total y desde San Martín hasta Total, siendo que la parte que hay que construir son 43 kilómetros de caños y poner las unidades de control, ya la comenzamos a realizar, los caños ya están y son caños de cuatro y seis pulgadas para transportar el crudo”.

La producción actual

Consultado sobre los niveles de producción actuales, dijo que “hoy estamos sacando alrededor de 260 metros cúbico días de petróleo y 350 mil metros cúbicos días de gas, esa es la producción actual, pensando que antes estábamos en 800 metros cúbicos de petróleo y en algún momento del pico de gas estábamos en un millón trescientos mil”.

En este sentido dijo que, “esto se debió primero a la declinación del yacimiento, pero la pandemia nos afectó muchísimo a nosotros porque cuando uno detiene la producción de petróleo, pensando que durante más de un año estuvimos con el 10% de la producción que teníamos, con lo cual los pozos estaban cerrados, y cuando se cierran los pozos el reacomodamiento de los fluidos es muy importante, entonces cuando pusimos de vuelta en marcha los pozos no tuvimos la producción previa, tuvimos bastante menos”.