Desde 2005, cuando alcanzó su punto de maduración con casi 9 millones de metros cúbicos diarios, la producción del yacimiento Ramos no paró de caer.
El gigante de Coronel Cornejo, que fue hasta 2007 uno de los mayores yacimientos gasíferos del país junto con Loma La Lata (Neuquén), apenas entrega hoy 1,7 millones de metros cúbicos.
En los últimos diez años perdió el 80% de su producción y en los próximos cuatro quedaría agotado. Es el pronóstico que técnicos de Pluspetrol, la operadora del área ubicada en Coronel Cornejo, le transmitieron al intendente de General Mosconi, Isidro Ruarte, días atrás.
Aunque el cierre del área se estima para 2020, Pluspetrol inició su retiro en 2011. De una planta de más de 400 empleados directos, queda hoy menos del 10 por ciento.
Creada en 1980 por Luis Alberto Rey, empresario argentino fallecido en 2005, Pluspetrol fue la petrolera que más gas produjo en la Cuenca Noroeste hasta 2007 y la que más empleos directos e indirectos generó dentro de la industria de los hidrocarburos en el departamento San Martín.
Con las concesiones de Ramos (Salta) y Palmar Largo (Formosa), que ganó en 1990, Pluspetrol se afianzó en la Cuenca Noroeste y sumó operaciones en Bolivia, Colombia, Ecuador y el continente africano.
En 2003, cuando Julio De Vido tomó las riendas del desarticulado Ministerio de Planificación Federal, Ramos llegó a tener una docena de pozos en producción y marcas diarias de hasta 12 millones de metros cúbicos. Con el precio del gas congelado en la boca de sus pozos y la política energética del país atada a una creciente y onerosa dependencia importadora, el gigante de Cornejo, como otros yacimientos norteños, vio caer las inversiones en exploración, los horizontes de reservas y volúmenes de producción de sus pozos de manera drástica.

El ocaso

La retirada de Pluspetrol de la Cuenca Noroeste empezó a fines de 2011.
En los dos años siguientes, directivos de la empresa, el gremio de empleados jerárquicos y funcionarios del sector se empeñaron en desmentirla, pero en febrero de 2014 se confirmó la venta de Palmar Largo a High Luck Group, una petrolera de capitales chinos con oficinas en la capital provincial.
Paralelamente, la operadora de Ramos adquirió un área de 1.240 kilómetros cuadrados en Vaca Muerta, donde puso en marcha un programa de exploración, con fuertes inversiones, para extraer gas y petróleo no convencional en esa concesión de Neuquén.

Aguaragüe cayó un 71% en 11 años

Los pozos de Aguaragüe, área que opera Tecpetrol en el norte de Salta, entregan por estos días 2,2 millones de metros cúbicos diarios. En 2005 esos mismos yacimientos producían 7,5 millones de metros cúbicos. Los registros del IAPG marcan una caída del 71% en once años.
La concesión del área, que abarca los yacimientos de las Sierras de Aguaragüe y San Antonio Sur al norte de Tartagal, vencía el próximo año, pero en octubre de 2012 la Provincia la prorrogó hasta 2017.
En el acuerdo, YPF y otras empresas asociadas en el bloque hidrocarburífero de 2.210 kilómetros cuadrados comprometieron la perforación de tres nuevos pozos, en corto plazo, e inversiones en exploración para mejorar la producción de área.
Los tres pozos completados en 2014 (CD-1007, CD-1008 y CD-1009) sumaron cerca de 500 mil metros cúbicos.
La producción del área, sin embargo, está hoy en los niveles de 2012.
En mayo último, dos gerentes de Tecpetrol, Horacio Pizarro y Javier Leiva, se reunieron con el secretario de Energía de Salta, Marcelo Juri, con quien acordaron adelantar proyectos petroleros para sostener fuentes de ocupación afectadas en la zona.
El compromiso, sin embargo, se circunscribe a trabajos de acondicionamiento de caminos, locaciones y verificación de equipos.
Mientras tanto, Aguaragüe sigue los pasos de Ramos, con un declive dramático en los yacimientos de San Antonio Sur, cuya producción diaria se derrumbó de 4,2 millones de metros cúbicos, en 2005, a apenas 250 mil metros cúbicos.
Los registros de los pozos de las Sierras de Aguaragüe, en el mismo lapso, cayeron 3,3 a 1,9 millones de metros cúbicos diarios.
En la unión transitoria de empresas que explota el área, YPF tiene la mayoría accionaria con el 30%. Techint y Mobil Argentina cuentan con el 23%, cada una, Petrobras Energía tiene el 15%, CGC posee el 5% y Ledesma participa con el 4% restante.

El área de Acambuco cayó un 63%

Los pozos del área Acambuco, que opera Pan American Energy en Aguaray, aportan 3,3 millones de metros cúbicos a la producción de gas de la provincia. Los registros actuales exponen una caída del 63 por ciento en diez años.
En el bloque fronterizo con Bolivia, los primeros pozos norteños entraron en producción en 2001, en el yacimiento San Pedrito.
Al año siguiente comenzó a perfilarse el yacimiento Macueta, con la perforación del pozo experimental M-1001.
En 2004, se inició la construcción del gasoducto que conecta a esos pozos con la planta de tratamiento de Piquirenda y dos años más tarde el proyecto Macueta alcanzó su registros más altos con la puesta en producción del pozo M-1001, la inauguración del gasoducto de 60 kilómetros y la ampliación de la planta instalada en Piquirenda.
En los siguientes años, el más joven de los yacimientos salteños comenzó a declinar, mientras al otro lado de la línea fronteriza, áreas gasíferas tarijeñas acrecentaron sus producciones y horizontes de reservas con las reservas descubiertas en la cuenca común.
En la unión transitoria de empresas que explota Acambuco Pan American Energy es la operadora con el 52 por ciento del capital.
Repsol tiene el 22,5% y O&G (firma vinculada con Shell) otra igual cantidad de acciones, mientras que Apco Argentina y Northwest Argentina participan con un 1,5%, cada una.

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