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Intentan desacelerar el derrumbe gasífero en el norte de Salta

Tecpetrol perforará un nuevo pozo y hará dos operaciones workover en Aguaragüe. Son parte de los compromisos asumidos en la extensión de la concesión del área. 
Domingo, 19 de marzo de 2023 00:00

Tecpetrol, la subsidiaria petrolera del grupo Techint, acaba de asegurarse otros 14 años de permanencia como operadora de Aguaragüe, área hidrocarburífera localizada al norte de Tartagal que, en las últimas tres décadas, fue uno de los tres pilares que sostuvieron a la producción de gas de Salta. Los otros dos fueron Ramos, yacimiento operado por Pluspetrol en Coronel Cornejo, y Acambuco, bloque de Aguaray en el que Pan American Energy (PAE) concretó uno de los últimos hallazgos genuinos de gas de la Cuenca Noroeste a mediados de los 2.000.

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Tecpetrol, la subsidiaria petrolera del grupo Techint, acaba de asegurarse otros 14 años de permanencia como operadora de Aguaragüe, área hidrocarburífera localizada al norte de Tartagal que, en las últimas tres décadas, fue uno de los tres pilares que sostuvieron a la producción de gas de Salta. Los otros dos fueron Ramos, yacimiento operado por Pluspetrol en Coronel Cornejo, y Acambuco, bloque de Aguaray en el que Pan American Energy (PAE) concretó uno de los últimos hallazgos genuinos de gas de la Cuenca Noroeste a mediados de los 2.000.

Hoy, los gigantes del departamento San Martín con los que Salta fuera hasta 2008 la segunda productora nacional de gas, con una producción diaria de alrededor de 20 millones de metros cúbicos diarios, están hundidos a más no poder.

Según los registros actualizados hasta enero último por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), entidad que es desde 1957 la principal referente técnica de la industria hidrocarburífera del país, Aguaragüe, Ramos y Acambuco aportaron en el primer mes del año una producción promedio de apenas 3.673.000 metros cúbicos diarios. Desde 2009, la producción salteña de gas viene en picada. Tras 14 años de caída libre, muchos en el norte ven a los yacimientos cada vez más cerca del cierre.

Por eso, la extensión de la concesión de Aguaragüe fue celebrada por el personal que trabaja en los yacimientos de las Sierras de Aguaragüe y San Antonio Sur casi como un hallazgo petrolero, aunque como bien remarcó Eduardo Isasmendi Escudero, gerente de la regional norte de Tecpetrol, ahora "queda comenzar a tallar el futuro en la roca de Aguaragüe".

Agonía

Algunos registros exponen la magnitud del desafío. En mayo de 2004, los dos yacimientos del bloque de Aguaragüe llegaron a aportar 7.003.000 metros cúbicos de gas por día. San Antonio Sur entregó entonces, por sí solo, 3.764.000 metros cúbicos diarios. Es casi exactamente lo que en enero de este año, a duras penas, aportaron todas las áreas de Salta.

San Antonio Sur es hoy el yacimiento que más cerca está del cierre. En el primer mes del año apenas aportó un promedio de 116 mil metros cúbicos diarios. Sierras de Aguaragüe, el otro yacimiento del área homónima, solo produjo 847 mil metros cúbicos.

Ramos, que hace 15 años atrás era el segundo yacimiento gasífero más productivo de Argentina, superado solo por el de Loma La Lata, en Neuquén, tampoco es hoy ni la sombra de aquel gigante. En enero, último mes con datos actualizados, apenas produjo 1.013.000 metros cúbicos diarios. Con el ritmo de caída que traen los yacimientos de la Cuenca Noroeste, mes tras mes, desde hace 14 años, es casi un hecho que la producción de Ramos ya éste a esta altura de marzo también por debajo del millón de metros cúbicos diarios.

La alicaída producción gasífera de Salta, que representa a la de toda la Cuenca Noroeste, ya que Jujuy y Formosa solo participan con petróleo, se completó en el primer mes del año con los 1.697.000 metros cúbicos/día que aportó el área de Acambuco.

Compromisos

A cambio de la extensión de la concesión de Aguaragüe, Tecpetrol y las otra cuatro empresas asociadas en ese bloque hidrocarburífero (YPF, la Compañía General de Combustibles, Pampa Energía y Ledesma) comprometieron una inversión de más de 25 millones de dólares para reactivar la actividad del área.

Daniel Gargiulo, director de Joint Ventures de Tecpetrol, detalló los puntos del acta acuerdo que las empresas de la UTE Aguaragüe rubricaron el pasado 5 de febrero con el ministro de Producción y Desarrollo Sustentable de la Provincia, Martín de los Ríos, y la secretaria de Minería y Energía de Salta, Romina Sassarini. "Asumimos como compromiso la construcción de un pozo nuevo (P1 de Campo Durán) y dos WO (uno en 2023 y otro en 2024), además de seis abandonos (dos pozos por año entre 2023 y 2025) y el reprocesamiento de las líneas sísmicas de Río Pescado", precisó.

En la jerga del sector, WO refiere a Workover, un tipo de intervenciones con las que se busca modificar la situación de un yacimiento mediante la perforación de nuevas zonas del reservorio, el aislamiento de áreas con agua o la reparación de pozos existentes. Se trata, básicamente, de operaciones de reacondicionamiento que se ejecutan con equipos de perforación específicos para restaurar, prolongar o mejorar la producción.

Por otra parte, cuando un pozo está inactivo, o por razones técnicas o económicas dejará de explotarse, las petroleras deben cumplir con una serie de procedimientos ambientales para su cierre. Esto es lo que se conoce como "abandono de pozo".

En el acuerdo que suscribió con la Provincia, la UTE Aguaragüe también se comprometió priorizar la contratación de empresas locales y regionales. El acta fue rubricada por los directivos Rodrigo Ugarte (YPF), Eduardo Isasmendi Escudero (Tecpetrol), Martín Aldasoro (Pampa y Energía), Ramiro Vázquez, Fernando Ketchian (ambos de CGC) y Humberto Solá (Ledesma).

 

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