Expectativas en el norte por cuatro nuevos pozos de gas
EL NUEVO POZO MACUETA 1004 PRODUCIRA CERCA DE 500 MIL METROS CUBICOS
Tres están terminados en Aguarage. Uno ya está en producción. Los otros lo harán en 15 y 45 días, respectivamente.El cuarto pozo está en Acambuco y producirá desde julio. En conjunto, sumarán 1,2 millones de metros cúbicos diarios.
Tras seis años de caída libre, en los bloques hidrocarburíferos de Aguarage y Acambuco se completó la perforación de cuatro nuevos pozos que agregarán más de un millón de metros cúbicos diarios a la derrumbada producción gasífera de Salta.
Tecpetrol, la operadora del área de Aguarage, terminó tres pozos que había empezado a perforar en el último trimestre de 2013 con los nombres de Campo Durán 1007, 1008 y 1009. El primero costó 22,5 millones de dólares y ya se encuentra operativo, con una producción diaria de 250 mil metros cúbicos. Los otros dos pozos costaron 23 millones de dólares y aportarán, según los ensayos, otros 250 mil metros cúbicos diarios, cada uno. El pozo CD 1008 entrará en producción en 15 días, mientras que el CD 1009 quedará operativo en aproximadamente 45 días.
En Acambuco, el bloque de Aguaray, Pan American Energy (PAE) tiene casi terminada la perforación del Macueta 1004. Con un costo de 45 millones de dólares, ese pozo gasífero estará operativo en julio y entregará unos 500 mil metros cúbicos diarios, según previsiones informadas a El Tribuno.
En conjunto, los cuatro nuevos pozos de San Martín aportarán 1.250.000 metros cúbicos diarios, un volumen nada desdeñable si se considera que la producción de gas de Salta apenas supera los 8,5 millones de metros cúbicos diarios.
Hoy, la mayor parte de los 19 millones de metros cúbicos que aportaba Salta diariamente al país es cubierta con gas de Bolivia. El congelamiento del precio que se paga en boca de los pozos argentinos y el abandono de las inversiones tuvieron efectos devastadores en las reservas y producciones, especialmente en el norte salteño, por la proximidad de sus yacimientos con los de Bolivia.
Desde 2006 Argentina paga el gas importado cuatro veces más caro que en sus propios yacimientos. Hoy el precio promedio en los pozos salteños ronda los 3 dólares el millón de BTU (unidad de comercialización equivalente a unos 27 metros cúbicos), mientras que por el gas de Bolivia se paga 11 dólares. En los últimos tiempos el Gobierno nacional ajustó el valor del gas de los nuevos pozos argentinos a 7,5 dólares. Las nuevas producciones de Aguarage y Acambuco, justamente, se enmarcan en este acomodamiento parcial de precios.
Nadie aclara sobre la refinería
En seis meses será inaugurada la nueva planta separadora del Gran Chaco, en Yacuiba, y de este lado de la frontera ninguna fuente oficial aclara qué ocurrirá con la refinería de Campo Durán, en Aguaray, cuando el gas tarijeño se separe e industrialice en Bolivia antes de ser despachado hacia la Argentina.
Luego de que se ratificara la fecha de inauguración de la planta tarijeña, El Tribuno intentó que algún organismo competente y la propia operadora del complejo de Campo Durán, Refinor, aclaren el interrogante planteado. La única respuesta fue un silencio que preocupa.
Es que desde 2008 la producción de gas de San Martín cayó de 19 a 8,5 millones de metros cúbicos diarios, por lo que la viabilidad de la refinería de Campo Durán depende de las crecientes importaciones de gas de Bolivia. Hoy son 14 millones de metros cúbicos los que entran diariamente desde el vecino país. Desde septiembre, en la planta separadora de Yacuiba se le extraerá a ese gas húmedo todos los componentes líquidos (butano, metano, propano y gasolina natural).
La refinería de Campo Durán necesita más de 20 millones de metros cúbicos diarios de gas húmedo para operar. La pregunta es ¿cómo funcionará cuando no reciba desde Bolivia los componentes líquidos para envasar GLP en garrafas y mantener sus demás procesos de destilación?
