En San Martín, Rivadavia y Orán hay 19 proyectos para recomponer las reservas. En diez años, yacimientos de Mosconi y Aguaray perdieron el 62% de su producción.
Con tres pozos, que acaban de ser conectados en Campo Durán, el bloque hidrocarburífero de Aguaragüe sumó 500 mil metros cúbicos a su producción diaria de gas.
Hace diez años, cuando los registros de Aguaragüe totalizaban 7 millones de metros cúbicos por día, los nuevos aportes de los pozos CD-1007, CD-1008 y CD-1009 no habrían sido noticia. Hoy, sin embargo, representan más de una cuarta parte de la derrumbada producción del área que se extiende desde el norte de Tartagal hasta el borde fronterizo de Aguaray con Bolivia. Los yacimientos que opera la empresa Tecpetrol en las Sierras de Aguaragüe y San Antonio Sur despachan menos de 2 millones de metros cúbicos por día.
En el bloque gasífero de Acambuco, al oeste de Aguaray, Pan American Energy tuvo mejor suerte con el pozo Macueta 1004, cuya perforación está en los tramos finales. Con una profundidad de 5.300 metros y cerca de 90 millones de dólares invertidos desde 2013, el M-1004 ampliará en 600.000 metros cúbicos (un 17%) la producción de gas de Acambuco que, en los últimos 5 años, cayó de 8 a 3,5 millones de metros cúbicos diarios.
En camino
En Acambuco, Pan American avanza ahora con otras intervenciones con las que espera elevar los registros del pozo productivo Macueta 1002 en tres meses.
Por su parte, Tecpetrol tiene en carpeta los pozos Campo Durán 1010 y 1011, que agregarían otros 300 mil metros cúbicos a la producción de gas de Aguaragüe desde junio de 2015.
Más al sur, en General Mosconi, la empresa Pluspetrol instala sistemas de compresión en dos pozos del área de Ramos, el R-1005 y el R-1010, para estabilizar sus decrecientes producciones. El primero de los proyectos tiene fecha de finalización estimada para febrero de 2015 y el segundo, para un mes después, de acuerdo con los plazos informados a la Secretaría de Energía de la Provincia.
Desde 2005, cuando alcanzó su punto de maduración con casi 9 millones de metros cúbicos diarios, la producción de Ramos no paró de caer. Del gigante de Coronel Cornejo, que fue hasta 2007 uno de los mayores yacimientos gasíferos del país junto con Loma La Lata (Neuquén), solo quedan sombras. Su producción actual, con menos de 2,5 millones de metros cúbicos diarios, explica por qué Salta dejó de ser la segunda productora de gas y quedó cuarta detrás de Neuquén, Santa Cruz y Tierra del Fuego.
Esto ocurrió no por repuntes de las cuencas Austral y Fueguina, sino porque ninguna vio derrumbada su producción gasífera, en los últimos años, en los niveles de la del Noroeste.
Desde los más de 20 millones de metros cúbicos diarios de 2004 a los 7,5 millones de hoy, la producción gasífera de Salta cayó un 62%. En sentido inverso, el abastecimiento energético del país comenzó a depender desde 2004 de crecientes y onerosas importaciones de gas desde Bolivia, como podrán los lectores apreciar en la infografía que complementa este informe. En los gráficos, El Tribuno describe los 19 proyectos que apuntan a recomponer reservas y producciones de gas y petróleo en áreas de explotación (Aguaragüe, Acambuco, Ramos, Puesto Guardián, Alto Yariguarenda y Río Pecado) y de exploración (Santa Victoria, Chirete, Morillo, Pizarro y Desecho Chico).
Desecho Chico, un área libre situada cerca del Parque Nacional Baritú, pero fuera de su zona de amortiguación, interesó a YPF. Hace pocos días, la restatizada petrolera firmó un acuerdo con el Gobierno provincial para iniciar allí una serie estudios exploratorios. El entendimiento despertó expectativas en el norte, donde cientos de trabajadores de la actividad y decenas de empresas de servicios afectadas por el derrumbe de los yacimientos esperan señales de mejoría.
Fuente: Antonio Oieni, El Tribuno
