El proyecto más antiguo está en Diadema (Cuenca San Jorge). En Cuenca Austral ya opera otro en crecimiento.
El almacenamiento subterráneo de gas es una de las alternativas que ha comenzado a priorizar la industria hidrocarburífera en todo el país. La misma plantea una serie de ventajas que permiten compensar las temporadas de menor demanda sin afectar la producción local. Como también permite, a nivel nacional, reducir la necesidad de importar el fluido, algo que implica un costo mucho mayor.
De esta manera, estos proyectos permiten no perder divisas, por el contrario se podría, incluso, generar el ingreso de las mismas.
Hay cuatro proyectos en marcha en el país. Uno de ellos se ubica en la provincia de Santa Cruz. Mientras que el más antiguo está en la cuenca San Jorge, el más reciente se localiza en la cuenca Austral. Y aunque recién se está superando la prueba experimental, ya se analiza el potencial para una ampliación de este tipo de proyectos, sobre todo a la luz del reciente Plan Gas lanzado por el Gobierno Nacional que busca incentivar la inyección de gas durante la temporada invernal donde los argentinos demandan mayor volumen y potenciar la “exportación” durante la época estival y de menor demanda interna.
En un reciente seminario web, organizado por Mercado Electrónico de Gas (MEG) S.A, se abordó las ventajas del reúso de yacimientos depletados de gas. De este encuentro, participaron cuatro destacados representantes de operadoras que trabajan hoy con proyectos de almacenamiento subterráneo.
El sistema consiste en inyectar durante un tiempo determinado el gas natural a un reservorio, que puede ser de diversas características (en los casos presentados se utilizan los mismos yacimientos que ya agotaron sus reservas de gas), para volver a extraerlo en épocas de mayor demanda.
“Normalmente es preferente guardar el gas natural cuando hay exceso de oferta, principalmente en los meses de primavera, de menor demanda, o en meses de otoño”, describió Pedro Locreille, gerente de Operaciones de Gas Natural de YPF.
“En el gasoducto San Martín sur hay una capacidad ociosa de 7 millones de metros cúbicos día (Mm3/d), a partir de la menor producción en la cuenca San Jorge, que podrían cubrirse con gas inyectado desde los almacenamientos subterráneos indicó, como referencia para el potencial productivo de esta modalidad-. De lograrse, eso podría cubrir lo que generaba el buque regasificador que funcionó en Bahía Blanca, que en momentos pico llegó a producir 16 Mm3/d”.
Además, valorizó las posibilidades que se abrirían en el gasoducto cordillerano, a partir de otros dos proyectos en análisis vinculados a la cuenca Neuquina, donde podrían inyectarse otros 2,9 Mm3/d proveniente de estos sistemas.
“¿Hay lugar para el almacenamiento? planteó el directivo-. Esto requiere de inversiones, costos y riesgos similares al desarrollo de un yacimiento de gas. Argentina y Chile importan GNL a USD 8 el millón de BTU (MBTU), y por gas oil puede llegar a pagar el equivalente USD 12 por MBTU. El gas almacenado es más eficiente que esos costos”.
En ese marco, también habló del potencial para exportar, de manera constante, unos 11,3 Mm3/d hacia Chile.
La modalidad del almacenaje no es ajena para los santacruceños. Desde enero de 2020 la Compañía General de Combustibles (CGC) ha comenzado a inyectar gas en su sistema de almacenamiento subterráneo, conocido como Sur Río Chico, ubicado a pocos kilómetros de Río Gallegos.
Andrés Cremonini, gerente de Almacenamiento de la Compañía, explicó en el seminario que la locación había sido explotada en la década del 90 y se seleccionó por una serie de características, al tiempo que detalló que hoy no está directamente conectada al gasoducto General San Martín, sino que ese vínculo se hace a través de la planta Barda Las Vegas.
“El desarrollo previsto es expandir el proyecto con una inversión mayor en perforación de pozos y una conexión directa al gasoducto San Martín explicó-, hoy estamos en la fase piloto para pasar a la etapa de desarrollo”.
El reservorio tiene una capacidad de 180 millones de metros cúbicos, con una capacidad de inyección de 1Mm3/d y de extracción de 2Mm3/d.
El mismo especialista también destacó que la técnica no es nueva, ya que el primer almacenamiento subterráneo se remonta al año 1915, en Canadá y todavía está en operación.
“En los últimos 50 años hay un gran aumento de estos almacenamientos precisó, porque cuando la matriz energética de un país tiene un alto componente gasífero, como Argentina, se va desarrollando” este tipo de sistemas.
De los cuatro proyectos de almacenamiento hoy activos, el más avanzado es el que opera YPF en Diadema, en cercanías de Comodoro Rivadavia. Este se viene desarrollando desde el año 2001, según expuso la ingeniera María Victoria David, jefa de Operaciones de Almacenamiento Subterráneo de gas en YPF.
Cuenta con una capacidad total de 150 millones de metros cúbicos de almacenamiento, hoy entrega 1,5 Mm3/d que se inyectan al sistema de distribución de Camuzzi Gas del Sur, para de abastecimiento de Comodoro Rivadavia, donde puede entregar hasta el 50% del consumo estacional.
“Es el primer desarrollo de este tipo en Latinoamérica destacó- y ya ha cumplido 19 ciclos de inyección y extracción en forma continua, con ciclos anuales. El gas almacenado tiene dos fuentes, una es el gasoducto San Martín y la otra es la producción de gas en Manantiales Behr, área productiva cercana a la planta. Este caso es ejemplo de un almacenamiento que apunta al abastecimiento zonal conectado directamente a la red de distribución, optimizando el uso de troncales en invierno”.
El reservorio tiene 600 metros de profundidad y es considerado del tipo “somero”, por lo que requiere bajas presiones de trabajo, entre 10 y 26 kg por centímetro cuadrado. Actualmente se abastece con 20 pozos en operación de almacenamiento y otros 9 pozos de “monitoreo”.
Otros dos proyectos, en etapa de estudio pero fuertemente avanzado, se ubican en la cuenca Neuquina, en un caso en cercanías de Neuquén capital y en el otro sobre la provincia de Río Negro.
El primero se denomina CUPEN y tuvo una primera inyección durante 2019, con 1,5 Mm3/d de inyectividad y una capacidad de hasta 250 millones de metros cúbicos, también de carácter somero, es decir de baja profundidad. Tiene hoy 2 pozos inyectores y 8 monitores.
El restante proyecto es operado por Tecpetrol en Agua Salada, Río Negro, también en un yacimiento depletado. La característica diferencial en este caso es que la profundidad se ubica a 3.000 metros, con una capacidad de 260 millones de metros cúbicos y una inyectividad de 1 Mm3/d en verano y 3 Mm3/d en invierno.El proyecto prevé la instalación de una planta deshidratadora de gas y la conexión al gasoducto cordillerano, con perforación de pozos de inyección y monitoreo.
María Pía Rondina, líder de proyectos en el área de Desarrollo, Exploración y Producción de Tecpetrol, expuso la serie de beneficios vinculados a esta modalidad.
A la hora de enumerarlas afirmó:
+Es la forma más eficiente y económica de abastecer la alta demanda de gas en invierno, a través de producción nacional.
+Abasteciendo esa mayor demanda de invierno, se sustituyen las importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y otros combustibles líquidos.
+Permite la producción continua en los yacimientos de gas y líquidos asociados, amortiguando los períodos de baja demanda.
+Al incrementar la comercialización de gas local, se genera una recaudación adicional a través de impuestos y regalías para las provincias.
+A diferencia de la importación de gas, los proyectos de inversión para almacenamiento generan demanda de recursos locales así como mano de obra.
+Extensión de la vida útil de los yacimientos depletados y sus instalaciones.
+Permite abastecer de forma continua a los países vecinos, como Chile, con gas producido en verano, aprovechando la oportunidad de generar otra fuente de divisas para la economía argentina.
Por su parte, Pedro Locreille ponderó que el costo operativo de este tipo de proyectos resulta competitivo frente a la opción de importar gas, por ejemplo, desde Bolivia, que hoy insume un costo de USD 6 MBTU.
Los especialistas coincidieron en que el despacho de gas proveniente de almacenamientos debería ser prioritario, frente a la opción de la importación de gas o de otros combustibles líquidos, utilizados para el abastecimiento de usinas de generación eléctrica.
También hubo coincidencias en que resulta necesario un marco regulatorio, dispuesto por la autoridad nacional de aplicación, a fin de evitar que cada provincia realice regulaciones parciales.
Otra de las ventajas se basa en la escasa pérdida entre inyección y extracción, que se ubica en el orden del 2 al 4%. Si bien, en una primera etapa, es necesario inyectar un volumen de gas, conocido como “gas colchón”, que permanecerá en almacenamiento, como parte de las condiciones técnicas que se requieren para mantener la presión del reservorio depletado, al momento de extraer el fluido, en las épocas de mayor demanda
