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EDI - Salta 2018
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LA ACTIVIDAD HIDROCARBURIFERA: GAS & PETROLEO |
La actividad hidrocarburífera de la provincia representó el 1,14% del crudo extraído a nivel nacional y el 8,6% del gas natural, entre los años 2010 y 2015. En el último año, se registró una producción de 295.721 m3 de petróleo y 2,8 millones de m3 de gas. Dichos niveles de producción mostraron un desempeño disímil con un incremento sustantivo luego de cinco años de caída en la producción de petróleo crudo y una caída en la extracción de gas que, si bien morigeró la tendencia, siguió siendo negativa. Por su parte, la producción de combustibles tuvo una caída interanual promedio del 2,4% en este período, llegando a procesar 687.926 m3 en el año 2015, lo que representó el 1,7% del procesamiento nacional.
La extracción de los hidrocarburos en la provincia se desarrolla en la cuenca productiva del noroeste, los yacimientos ubicados al norte de la provincia acumulan el 85,5% del crudo y casi la totalidad del gas extraído. La producción de derivados también se desarrolla en la misma área, en la localidad de Campo Durán, y en menor medida en el centro de la provincia, en la localidad de Güemes. A pesar de poseer dos refinerías en la provincia, la capacidad de procesamiento no llega a transformar la totalidad de lo extraído por esta jurisdicción, lo que justifica la presencia de poliductos que transportan a las refinerías de Santa Fe y Buenos Aires gran parte de los hidrocarburos extraídos. Además, el gasoducto que transporta el gas natural proveniente de Bolivia cobró importancia estratégica, particularmente a partir de 2010, a los efectos de abastecer la demanda interna.
La cadena de hidrocarburos comprende: la exploración en concesiones otorgadas por las provincias, la extracción en cuencas productivas; el procesamiento industrial a partir del cual se generan los productos comerciales (combustibles líquidos y gaseosos); y la distribución final al sector industrial, residencial y para generación de energía eléctrica.
Dentro de la estructura productiva de la cadena se destaca:
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La exploración y extracción: se trata de una actividad que involucra grandes inversiones así como también un importante nivel de especialización. Estas características determinan que las empresas involucradas en esta etapa desarrollen departamentos específicos para la actividad y tercericen, en grandes transnacionales, la perforación y disposición de los pozos. A nivel de operadores del upstream, la actividad se encuentra concentrada en tres firmas. En este sentido, Pan American Energy representó el 46% de los hidrocarburos extraídos a nivel provincial en el año 2015, seguida por el 26% que acumuló Tecpetrol y el 24% correspondiente a Puspetrol.
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La industrialización: para la etapa de procesamiento la provincia cuenta con dos refinerías, una ubicada en el noreste, perteneciente a la empresa Refinor y otra localizada en el centro provincial perteneciente a la firma SaltaPetrol. En términos estratégicos y de escala, las instalaciones de Campo Durán (la refinería del norte perteneciente a la firma Refinor) resultan determinantes; ya que allí se procesa el 98% de los combustibles provinciales y alrededor del 2% del crudo nacional. La composición accionaria de Refinor se distribuye entre YPF (50%), Petrobras (28,5%) y Pluspetrol (21,5%). Complementariamente a la refinación de crudo, la empresa posee un importante rol en la industrialización del gas importado de Bolivia (16,5 millones de m3 diarios; un 52% del total importado en 2015), así como también en la comercialización directa de combustibles a consumidores finales.
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El transporte: la red troncal de transporte de gas está integrada por el gasoducto Gral. San Martín, con cabecera en la localidad de Campo Durán, donde se odoriza y comprime gran parte del gas extraído en el norte de la provincia y el proveniente de los yacimientos bolivianos. Se destaca que el proyecto en desarrollo correspondiente al gasoducto del noreste (GNEA) prevé interconectar las provincias de Chaco, Formosa, Corrientes y Misiones con el gasoducto Gral.
San Martín.
La dinámica del empleo de la cadena, se caracteriza por un alto nivel de tecnificación. Así, se puede
aproximar que cuanto más articulados se encuentran los eslabones de la cadena, más importante
resulta la exigencia del perfil tecnológico y mayores son los requerimientos para la mano de obra
provincial. En este caso, la cantidad de empleos registrados relativos a la etapa extractiva ascendió
en promedio a 753 puestos en 2015, representando esta rama de actividad aproximdadamente el
70,4% del total de los puestos de trabajo de la cadena. En concordancia con el desempeño de la
producción antes descripto, se observa que el empleo correspondiente a la etapa extractiva exhibe
una retracción del 19,1% durante los años 2010 y 2015.
Las exportaciones representaron 16,7 millones de dólares y una participación del 2% en el total de la
provincia en 2015. La evolución de estas ventas registra una tendencia contractiva desde el año 2013
con una importante caída interanual en el último período del 89%. El gas natural es el principal
producto comercializado externamente seguido por los gases licuados que juntos acumularon más
del 95% de las ventas. El principal destino de exportación para el período de referencia fue Uruguay,
con el 49% del total vendido, luego le sigue Chile con el 31,2% y finalmente, Paraguay suma el 16,4%
de las ventas.
Políticas, desafíos y perspectivas
La lógica productiva de esta cadena implica que las políticas de incentivo y su regulación se
encuentren determinadas a nivel nacional. La característica capital intensiva y el monto de las
inversiones necesarias para desarrollar la actividad, delimitan el impacto de las políticas locales y en
este sentido, los instrumentos nacionales y/o la articulación específica entre las provincias
hidrocarburíferas y la administración central son los que intervienen de manera decisiva en el
desempeño de la cadena. Se destaca la Ley N° 26.741, sancionada en 2012, que declara de interés
público nacional la actividad, así como su exploración, explotación, industrialización, transporte y
comercialización. En el mismo sentido, la reciente creación del Ministerio de Energía y Minería pone
de manifiesto la centralidad adoptada por esta cadena a nivel nacional.
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Configuración territorial:
- La actividad en la provincia de Salta se realiza sobre la Cuenca Productiva Noroeste. Se trata de un área donde se llevaron adelante las primeras experiencias de explotación petrolera en el país en la década del veinte.
- En primer lugar, en Tartagal se localizo Standartd hoy, más conocida luego como ESSO, promoviendo el surgimiento de nuevas poblaciones, junto con la llegada del ferrocarril. Hacia finales de la década del ’20 (1928) el arribo de la empresa estatal YPF impulsó el surgimiento de la localidad General Mosconi y también se asentó en Tartagal, ambas localidades en el departamento San Martín. La radicación de la empresa estatal YPF dio un fuerte crecimiento en la actividad.
- La mayor parte de la producción de petróleo y gas se concentra en el departamento de Gral. José de San Martín. Actualmente se destaca la concesión del área denominada Acambuco explotada por Pan American Energy en la producción de gas. La producción de gas tuvo un fuerte crecimiento en los noventa y se constituyó en el principal producto extraído de la cuenca, pudiendo sustituir el gas que se importaba de Bolivia.
- La refinación de petróleo se concentra en la planta de Refinería del Norte (Refinor), en tanto que un parte minoritaria corresponde a Salta Petrol en el parque industrial de Gral. Güemes.
- A través de los gasoductos y oleoductos que atraviesan el territorio provincial, abastece a las necesidades de la provincia, e incorpora la producción a las redes nacionales.
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Fuente: https://www.economia.gob.ar
Combustible |
Producción |
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2001 |
2002 |
2003 |
2004 |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
2011 |
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| Petróleo Crudo (m3) |
963,837 |
954,918 |
880,154 |
812,01 |
744,690 |
721,961 |
713,310 |
818,546 |
686,763 |
576,446 |
514,720 |
| Gas Inyectado (miles de m3) |
7.539.709 |
7.439.829 |
8.096.569 |
7.387.584 |
7.045.945 |
7.030.139 |
6.790.898 |
6.799.249 |
6.112.804 |
5.315.425 |
4.546.215 |
La actividad hidrocarburífera experimentó un fuerte crecimiento durante el período 1995-2008 para luego decrecer entre 2009 a 2011
| Volumen de producción y regalías de Petróleo y Gas según períodos mensuales. |
| Provincia de Salta. Año 2011 |
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M e s |
Petróleo |
Gas |
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Producción |
Regalías |
Producción* |
Regalías |
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m3 |
$ |
miles de m3 |
$ |
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Total |
514.720 |
96.373.205,80 |
4.546.215 |
175.593.131,79 |
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Enero |
45.410 |
7.413.853,65 |
408.502 |
16.764.936,66 |
|
Febrero |
40.904 |
6.739.151,44 |
356.872 |
14.078.095,36 |
|
Marzo |
44.127 |
7.428.919,15 |
388.382 |
15.875.914,88 |
|
Abril |
40.103 |
6.920.189,67 |
352.405 |
14.161.813,90 |
|
Mayo |
45.661 |
8.057.747,14 |
400.380 |
15.247.852,85 |
|
Junio |
44.549 |
8.049.292,38 |
390.600 |
10.573.954,40 |
|
Julio |
44.227 |
8.270.151,67 |
392.283 |
11.427.121,91 |
|
Agosto |
44.428 |
8.603.341,55 |
404.659 |
13.864.473,41 |
|
Setiembre |
42.386 |
8.437.823,07 |
368.687 |
14.257.198,44 |
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Octubre |
41.852 |
8.574.132,88 |
369.042 |
15.818.955,85 |
|
Noviembre |
40.172 |
8.645.207,12 |
353.677 |
16.403.810,42 |
|
Diciembre |
40.901 |
9.233.396,08 |
360.726 |
17.119.003,71 |
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| (*) Incluye GLP |
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| Fuente: Dirección General de Recursos Tributarios Energéticos. |
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Historia Reciente:
Desde 1993 hasta el año 2001 la producción de petróleo registró un incremento del 87%. A partir de 2002 comienza a declinar la producción, debido principalmente a las bajas inversiones registradas, descendiendo entre el año 2001 y 2004 un 13,5%.
Entre el año 2004 y 2005 la producción se estabilizó registrándose únicamente un descenso del 3,5%. La producción de la provincia representa el 2% del total nacional.
Durante la década del ’90 las tasas de crecimiento de la extracción de gas han sido fuertemente positivas. El incremento en la extracción de gas en la década pasada permitió la sustitución de las importaciones de gas provenientes de Bolivia; la puesta en marcha de una central eléctrica en General Güemes (Termoandes) y la exportación de gas a Chile a través de dos gasoductos: Atacama y Norandino inaugurados en 1999 y 2000 respectivamente.
Por otra parte en el año 2005 se ha puesto en producción el pozo Macueta 1001, en la zona norte de Salta, con una producción de 2,5 millones de metros cúbicos por día, conectado a la planta de tratamiento y separación de gas de Piquirenda por un gasoducto de 60 km de extensión, que demandará una inversión de 40 millones de dólares.
RED DE GASODUCTOS PARA ATENDER LAS NECESIDADES PROVINCIALES
Durante el año 1999 se construyó el gasoducto Tabacalero, en el Valle de Lerma, de 180 Km de longitud. El cual permitió la reconversión de 2.000 estufas secadoras de tabaco que funcionaban a leña, además de incorporar a otros usuarios de esa región provincial que utilizaban gas envasado.
La construcción del Gasoducto de la Puna que parte desde el ducto de Atacama, a la altura del Río de las Burras en la provincia de Jujuy, y baja hasta el Salar de Pocitos, es de gran importancia porque impulsa el desarrollo minero en esa región y mejoró notablemente la calidad de vida de sus habitantes.
En los últimos años, debido al incremento de la producción y a la fuerte alza en los precios del crudo, la provincia ha incrementado sus ingresos por regalías.
En el año 2001 ingresaron $55 millones de pesos, con un fuerte crecimiento de las regalías gasíferas que superaron los $39 millones de pesos.
Durante los años 2002 y 2003 se duplicaron los ingresos por regalías, alcanzando $102 millones de pesos y más de $103 millones respectivamente. De los ingresos del 2003 cerca de $66 millones de pesos corresponden a las regalías gasíferas, mientras que los restantes $37 millones provienen de las regalías petroleras.
Fuente: http://www.romerojuancarlos.com.ar/gobernador/index_sector_minero.htm
Refinería de Campo Durán
En Campo Durán en la provincia de Salta, se encuentra la única Refinería del Norte del país, Refinor, donde recibe petróleo crudo y gas natural proveniente de la cuenca del Noroeste y de Bolivia, a través de dos oleoductos, un gasoducto y un poliducto. De esta forma, Campo Durán se convierte en un centro neurálgico de ductos de Latinoamérica y es la vía de distribución más importante de todos los líquidos que se generan en la cuenca Noroeste de la República Argentina.
Procesos que se realizan:
Refinor es uno de los principales eslabones en el negocio integral del Petróleo y Gas del Norte Argentino.
Las actividades en que Refinor se encuentra presente son:
• Refinación de Petróleo
• Industrialización de Gas
• Transporte de Productos
• Comercialización y Venta
Refinación de Petróleo e Industrialización de Gas
Para obtener los productos que luego son comercializados, Refinor cuenta con las siguientes plantas de procesamiento:
• Una Unidad de destilación atmosférica de crudo (Topping).
• Una unidad de destilación al vacío.
• Una unidad de hidrotratamiento de nafta.
• Un reformado catalítico de naftas (Reforming).
• Dos unidades de procesamiento de gas por turboexpansión y de fraccionamiento de LPG (Gases Licuados de Petróleo, según su sigla en inglés)
• Además de una planta de producción de servicios auxiliares (agua industrial, vapor, energía eléctrica, aire) utilizados en las distintas plantas de proceso.
Tanto el Topping como Vacío y las Turbex son procesos Físicos, donde se separan fracciones de hidrocarburos del petróleo o gas, por diferencia de puntos de ebullición de los mismos. En el único proceso donde hay reacción química es en Reforming, donde por modificación de las moléculas de un corte de la nafta virgen, se busca obtener un producto con mejores propiedades para obtener motonaftas.
Topping
Es un Topping no convencional que consta de 4 Torres de fraccionamiento, en donde se separan los productos por diferencia de puntos de ebullición, procurando optimizar la calidad de los distintos cortes, como así también el rendimiento de los mismos.
El petróleo crudo comprado por Refinor se almacena en tanques y luego se precalienta en una red de intercambio de calor, con el fin de utilizar la energía disponible en corrientes calientes del proceso, para posteriormente ser calentado en un horno, en donde se alcanza la temperatura necesaria para su destilación, la cual se lleva a cabo en una particular disposición de las 4 torres columnas obteniendo:
• LPG, que es cargado al fraccionamiento de las Turbex
• Nafta Virgen,
• Gas Oil,
• Gas Oil Pesado de Vacío (parafina)
• Fuel Oil.
Reforming
Es una planta en la que se produce una reacción química catalizada, en el que se convierte una nafta de bajo octanaje en una nafta de alto número de octanos mejorando así la resistencia al autoencendido por compresión.
El proceso consiste en una adecuación de la corriente de nafta que será cargada al reactor del Reforming, por lo que se eliminan componentes que desactivan el catalizador (azufre, compuestos nitrogenados, arsénico, etc), luego la corriente es calentada primero en una red de intercambio de calor y luego en un horno para ser cargada finalmente al reactor donde se modifica la estructura de la moléculas de la nafta virgen cargada, obteniendo una corriente gaseosa rica en Hidrógeno y una corriente líquida que es acondicionada para luego ser almacenada en tanques para su posterior transporte.
Turboexpansores con fraccionamiento
En este proceso se trata el Gas Natural proveniente de los pozos, el cual es enfriado hasta obtener una corriente líquida, para luego separar los componentes en la etapa de fraccionamiento.
Este proceso consta de las siguientes etapas:
1. Deshidratación de la carga.
2. Expansión del gas para aprovechar su energía y enfriar la corriente gaseosa hasta obtener la carga líquida que luego será fraccionada.
3. Compresión del gas residual que es devuelto a los productores para ser transportado (TGN) hasta los centros de consumo.
En la etapa de fraccionamiento se carga la corriente líquida obtenida en la etapa de turbo expansión, en esta se separan los componentes licuados en la etapa anterior, desde los más volátiles a los menos volátiles en distintas torres de destilación, obteniéndose:
1. Etano (que se mezcla con el metano gaseoso de la etapa anterior para ser comprimido y devuelto a los productores)
2. Propano y Butano (que son almacenados en estado líquido en tanques esféricos)
3. Y finalmente Gasolina, que se mezcla con la Nafta virgen de Topping.
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