El secretario de Hidrocarburos de la provincia, Alejandro Aguirre, realizó un balance parcial de la actividad de su área actualmente en Tierra del Fuego. Principalmente en lo relacionado al prometedor proyecto Aries que ya está en marcha, en el Norte provincial, y en los volúmenes de producción de gas.
Aguirre describió didácticamente los dos tipos de actividades en Tierra del Fuego. Una en tierra, visible a unos 20 kilómetros cerca de Río Grande con las clásicas cigüeñitas que suben y bajan, más precisamente bombas que están sacando petróleo o gas. Y la otra, offshore, en las plataformas marinas, considerado “el gran fuerte que ubica a Tierra del Fuego como segunda productora de gas todavía, a partir del que se produce offshore”. La primera es Neuquén, con un 60% aproximadamente, y luego el 17 a 18% Tierra del Fuego. Entre ambas suman el 78%, y el resto se reparte en las provincias.
No sólo es importante la producción en nuestra provincia, sino que aquí nace el gasoducto San Martín, cerca de la bahía San Sebastián y el paso fronterizo, “que atraviesa toda la Patagonia hasta Bahía Blanca. Si ese gas no se inyectara aquí, no se le podría inyectar más, porque caería mucho la presión en todo el gasoducto y quedaría sin gas la Patagonia”, señaló Aguirre su trascendencia estratégica.
Aclaro que en un momento el gas fueguino representaba el 25% de lo que se consumía en el país, cuando se decía que en Buenos Aires una de cada cuatro hornallas de cocina, era fueguina. “Bajó la inversión en el onshore y las empresas invierten lo que está comprometido en las concesiones”, a 25 años, prorrogadas por opción a 10 años más. Como vencen dentro de tres o cuatro años, las compañías no arriesgan inversiones más allá de ese plazo.
Aguirre se refirió de lleno al caso de Total, operadora del consorcio Cuenca Marina Austral que integra junto a Pan American y Wintershall: “es un contrato que tenía este consorcio con YPF, que tenía el área, y le otorgó la explotación al consorcio”.
Haciendo un poco de historia, indicó que “después se reconvierte esto en concesión de explotación y comienzan en el 80 y pico las primeras plataformas cerca de la costa de Tierra del Fuego, a explotar el offshore” en el Atlántico argentino.
Las primeras plataformas se instalaron dentro de las 12 millas (21 km), Hidra Norte e Hidra Sur, visibles desde la planta de Cullen. Después, en 2005, entra en producción Carina, otra plataforma, pero a 80 kilómetros de la costa.
Esta última, “son plataformas que no están tripuladas, que no hay gente, tiene todo automático con tecnología de punta” describió el funcionario. “De dos a tres helicópteros operan en la zona, de una empresa que tienen contratada, uno de rescate, preparado y listo para rescate, y otros dos van llevando y trayendo personal. Realmente ocupan ocho personas, van, se fijan, hacen su trabajo y vuelven, pero no están durmiendo como en otras plataformas”, como por ejemplo las del Mar del Norte, donde efectivamente hay gente viviendo en esos remotos lugares.
En el 2016 entra el último yacimiento en producción, Vega Pléyade, situado exactamente en la milla 12, a 700 metros dentro de la jurisdicción de Tierra del Fuego. Un acuerdo con Nación estipula que se comparten regalías, el 80% para Tierra del Fuego y el 20%, fuera de las 12 millas, para el Estado Nacional.
El recientemente lanzado plan de inversión en Tierra del Fuego, el proyecto Fénix, cerca de Carina, son pozos que datan de 1989 pero sin explotación por no tener las condiciones económicas para hacerlo, además de gasoductos, tratamiento, etc. “Se han ido con los años ampliando las plantas de tratamiento, se ha mejorado la capacidad del gasoducto. Al entrar en producción el yacimiento nuevo, se estima que va a aumentar un 8% la producción nacional de gas, Fénix solamente”, en una inversión de USD 700 millones.
Aguirre denotó por último la estructura de costos y trabajo para semejante inversión, contemplando que cada pozo, son tres los que se van a hacer, “lo van a perfilar de vuelta, más de 18 buques operando para poner la plataforma. Se pone la plataforma, a 70 u 80 metros de profundidad se apoyan las patas, se clavan otros 30 o 40 metros en la profundidad del suelo marino, una vez hecho se le apoya la parte de arriba de la plataforma, donde va la cabeza de pozo que es donde iría toda la operación. Y sobre eso viene una plataforma tres veces más grande, la de perforación”.
Sobre esa estructura fija, se perforan tres pozos en el mismo lugar, direccionados. Cada perforación tiene un costo de unos USD 85 millones. “En el onshore estamos hablando de USD 4 o 5 millones que puede salir invertir en un pozo en Vaca Muerta, por ejemplo” comparó finalmente Alejandro Aguirre.
