La Cuenca del Noroeste, conformada por Jujuy, Salta, Tucumán, Santiago del Estero y Formosa, es una de las 5 cuencas más importantes del país, y más del 80% de los pozos hidrocarburíferos que la constituyen están en nuestra provincia.
A través de REMSA, se están gestionando las licencias en la Secretaría de Energía de la Nación para adquirir competencia en el área de hidrocarburos como ente operador y comercializador de pozos y poder avanzar en esta zona.
Los yacimientos Campo Durán, Icuá, Lomitas, Madrejones, Tranquitas, Río Pescado y Vespucio, son las 7 áreas con potencial en esta materia, que están siendo estudiadas por el equipo técnico de REMSA, para medir su viabilidad y rentabilidad.
Además, se están analizando las alternativas de inversión para estos emprendimientos a mediana o pequeña escala, y obtener así el mayor beneficio para la provincia, generando capital y condiciones de desarrollo, e incrementando las fuentes de trabajo.
Alberto Castillo, presidente de REMSA, señaló que el objetivo de este proyecto es pedir el área, asociarse con inversionistas y ejecutar un plan sobre la zona. “Es decisión del gobernador Sáenz posicionar a nuestra provincia en materia energética y Salta tiene los recursos y potencial para hacerlo”, destacó.
Según una publicacion del 4 de mayo de 2020 del Econo Journal
En yacimientos maduros, cuando se cierra un pozo se afecta el sistema de extracción. Retomar los niveles de producción anteriores al parate puede demandar varios meses. Cuando se reactivan, los pozos solo producen agua.
En medio de la histórica caída del precio del barril de petróleo por la crisis causada por el Covid-19, que a su vez provocó una abrupta disminución de la demanda de energía en todo el mundo, las petroleras se resisten a cerrar los pozos de petróleo. Es algo que sucede a nivel global y también en la Argentina. ¿Cómo se explica esa decisión? ¿Por qué las empresas están vendiendo su producción a precio de descuento en lugar de interrumpir el bombeo?
La explicación es eminentemente técnica pero termina de explicarse en términos económicos. Más de un 80% del petróleo que se extrae en la Argentina proviene de campos maduros o viejos. Son yacimientos explotados mediante sistemas de recuperación secundaria (mediante la inyección de agua) y terciaria a través de polímeros o surfactantes. Los pozos perforados en esos reservorios producen una altísima cantidad de agua. En muchos casos, por no decir la mayoría, más del 90% de lo que se extrae es agua. Hay muchos yacimientos viejos que producen sólo un 3% de petróleo y un 97% de agua. La extracción de crudo se concreta mediante la inyección de agua que arrastra el petróleo del reservorio hacia la superficie.
Si una petrolera cierra un pozo (o una zona completa de pozos) lo que termina sucediendo es que cuando lo reactiva puede terminar produciendo solamente por dos o tres meses. El impacto en el negocio es duro.
Cuando se retoma la producción de campos maduros sólo se extrae agua. Es como reaccionan los reservorios que llevan décadas en producción. Físicamente es más liviana que el petróleo, por lo que cuando el sistema petrolífero deja de producir el agua se ubica en la parte superior de la formación. Hay que bombear cientos (o miles) de metros cúbicos de agua hasta que el sistema vuelve a producir petróleo. “La consecuencia es que al reactivar un pozo longevo (de producción secundaria o terciaria) en los primeros tres meses sólo se extrae agua”, explicó a Econojournal el gerente comercial de una petrolera independiente que produce petróleo en la cuenca Neuquina.
Un balance inestable
Los campos maduros o viejos aportan 8 de cada 10 barriles que se extraen en la Argentina. Su producción requiere una compleja ingeniería de producción para encontrar el balance ideal entre la inyección de agua y químicos en función del comportamiento de cada yacimiento, que varía a partir de sus características geológicas y geofísicas. Cuando la producción de un pozo en este tipo de campos se interrumpe totalmente, ese balance se rompe. Reconstruirlo puede llevar tiempo e incluso nunca volver a alcanzar los niveles de producción anteriores al parate. Para evitar que eso suceda, las petroleras prefieren vender a precios con descuentos —concretaron exportaciones a pérdida a precio de Brent menos 10 o 15 dólares— con tal de que el sistema siga funcionando.
