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Más sombras que luces en el horizonte de la actividad hidrocarburífera

Luego de 13 años de caída libre, los yacimientos gasíferos del norte salteño agonizan. Dos hallazgos petroleros pusieron una nota distinta, pero no alcanzan para bajar la incertidumbre.
Domingo, 02 de enero de 2022 01:10

La actividad hidrocarburífera de Salta tuvo otro año con poco para celebrar. Una de las pocas señales de aliento llegó sobre el cierre de 2021 desde el área Puesto Guardián, donde la empresa President Energy completó con éxito la perforación del pozo Dos Puntitas 2001. El hallazgo de crudo alentó la perforación de un segundo pozo, en el que equipos de la operadora trabajan desde el 11 de diciembre último.

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La actividad hidrocarburífera de Salta tuvo otro año con poco para celebrar. Una de las pocas señales de aliento llegó sobre el cierre de 2021 desde el área Puesto Guardián, donde la empresa President Energy completó con éxito la perforación del pozo Dos Puntitas 2001. El hallazgo de crudo alentó la perforación de un segundo pozo, en el que equipos de la operadora trabajan desde el 11 de diciembre último.

En el pozo DP 2001 se iniciarán en los próximos días las pruebas finales de rendimiento, pero en base a los ensayos preliminares se estima que sumará 40 metros cúbicos diarios a la alicaída producción de Salta.

En una reciente recorrida al área, la secretaria de Minería y Energía de la Provincia, Flavia Royón, se manifestó convencida de que el programa de perforaciones encarado en Puesto Guardián dará “resultados positivos que permitirán sostener los niveles de producción de la cuenca Noroeste, con la importancia de inyectar petróleo a nuestra refinería”. En estos términos, la funcionaria aludió al escenario actual de la Refinería de Campo Durán. El complejo de Aguaray se consolidó en los últimos 61 años como pilar de la industria hidrocarburífera del norte argentino, pero hoy -por el derrumbe de los grandes yacimientos del norte salteño- opera con sus sistemas de fraccionamiento de gas y destilación de crudo a media máquina. 

En este contexto, el organismo provincial abrió negociaciones con la UTE Aguaragüe en busca de que en el citado bloque gasífero del departamento San Martín la operadora Tecpetrol adelante inversiones en el segundo semestre del año. 

El organismo también mantuvo una decena de reuniones con empresas pequeñas interesadas en maduros yacimientos con antecedentes petroleros que se remontan a las exploraciones que desplegó YPF en los años 70 y 80.

Puesto Guardián

La historia de los yacimientos de Puesto Guardián, un bloque de 622 kilómetros cuadrados localizado en el borde fronterizo de Orán y Rivadavia Banda Sur, comenzó a escribirse con los primeros alumbramientos de petróleo comercial que realizó YPF en la zona de las Lomas de Olmedo.

Los programas exploratorios que desplegó la petrolera estatal antes de su privatización en 1991 también permitieron redefinir las áreas libres que la Provincia licitó para exploraciones a partir de 2007. En uno de esos bloques, Chirete, se produjo en diciembre de 2018 el hallazgo petrolero más significativo de los últimos treinta años en Salta.

En Los Blancos

En Chirete, área que tiene asociadas en Rivadavia Banda Norte a las empresas High Luck y Pampa Energía, la perforación del pozo Los Blancos 2001 aportó un significativo volumen de petróleo. La Provincia concesionó el 20 de octubre de 2020 la explotación de ese yacimiento que, de acuerdo con los últimos registros publicados por el IAPG, produce un promedio de 90 metros cúbicos diarios.

Por lo demás, 2001 marcó el decimotercer año consecutivo con registros en picada en los grandes yacimientos del departamento San Martín con los que Salta fue hasta 2008 la segunda productora nacional de gas natural, detrás de Neuquén.

Por entonces, los registros de Ramos, el área que opera Pluspetrol en Coronel Cornejo, solo eran superados por los de Loma La Lata (Neuquén). Hoy, Ramos y las otras dos áreas hidrocarburíferas de San Martín que resumen la producción gasífera completa de la Cuenca Noroeste, Aguaragüe (Tecpetrol) y Acambuco (PAE) apenas aportan 4 millones de metros cúbicos diarios. En 2008 eran más de 19 millones, pero ya se veían venir las consecuencias de los desaciertos políticos que se encadenaron desde 2003, luego del estrepitoso derrumbe de la convertibilidad, y dejaron a los yacimientos del norte salteño sin exploraciones ni reposición de reservas.

Con los precios del gas congelados desde 2003 en boca de pozos salteños, las petroleras reenfocaron las inversiones hacia la cuenca tarijeña, en el sur de Bolivia, desde donde la empresa nacional Enarsa empezó a importar el mismo gas a un precio cuatro veces más alto. En ese esquema, las importaciones de gas crecieron gradualmente mientras la producción de gas de Salta caía en picada. De esta forma, la actividad de la Refinería del Norte, el complejo que opera la empresa Refinor en Campo Durán, dependió cada vez más del gas importado desde Bolivia. 

En agosto de 2015 se vino la noche para la refinería de Aguaray cuando se inauguró en Yacuiba la Planta del Gran Chaco, con la que empezaron a separarse del flujo de gas natural despachado hacia Campo Durán los gases licuados. En consecuencia, el complejo de Aguaray quedó sin gas suficiente para mantener operativos sus dos sistemas de fraccionamiento -diseñados para procesar 21 millones de metros cúbicos diarios- y solo uno quedó en servicio.

Además, lejos de lo que se supone, el mayor aporte de crudo para la destilación de naftas y otros combustibles líquidos no proviene de pozos petroleros, sino del condensado que proviene de los pozos gasíferos, por lo que el estado agónico de los maduros yacimientos de San Martín abre serios interrogantes sobre la actividad hidrocarburífera en el norte de Salta con todo lo que ello implica en torno de la estabilidad de puestos de empleo que sostiene el sector, las empresas de servicios que tienen su suerte atada a la actividad y las propias regalías que percibe la Provincia.

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