YPF y Tecpetrol avanzan en proyectos piloto para guardar gas cuando baja la demanda. Los precios diferenciales y la necesidad de regulación son claves.

YPF y Tecpetrol pusieron en marcha los primeros dos proyectos de storage subterráneo de gas en Vaca Muerta, una solución pensada para amortiguar la estacionalidad de la demanda y hacer sustentables las inversiones en el usptream. Ese tipo de almacenamientos tiene una larga historia en el mundo, pero en Argentina las experiencias son apenas cuatro.
La petrolera estatal lleva adelante el proyecto Cupén, en el yacimiento Loma La Lata-Sierra Barrosa, que cumplió su primera fase de inyección y extracción. Tiene una capacidad de diseño de 250 millones de m3 y podrá extraer entre 1,5 y 2,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3d).
Para llenar el storage, YPF puede tomar gas del Neuba I o de la producción propia del campo. Además, tiene la posibilidad de entregar en la cabecera de ese mismo gasoducto o del Cordillerano. Desde Cupén se podrá abastecer consumos regionales e inyectar al sistema troncal.

El proyecto de YPF se encuentra en etapa piloto y cuenta con 2 pozos inyectores y 8 pozos monitores. El almacenamiento es a 550 metros de profundidad en la formación Rayoso, que tiene buena permeabilidad, espesores continuos y sellos con efectividad comprobada.

En una charla organizada por MEGSA, la jefa de Operaciones de Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural de la compañía, María Victoria David, explicó que Cupén permite generar una sinergia por la utilización de las instalaciones existentes y se compartes las las plantas de tratamiento y captación que tiene Sierra Barrosa

El segundo proyecto de almacenamiento subterráneo en Vaca Muerta lo tiene la principal productora de shale gas: Tecpetrol. Se trata de Aguada de los Indios Sur (ADIS), en la concesión Agua Salada, en la provincia de Río Negro. La productora utiliza para este storage un reservorio depletado de la formación Cuyano Inferior, a 3.000 metros de profundidad.

Según los estudios realizados por la compañía, se podrá inyectar un millón de metros cúbicos diarios en verano y extraer 3 MMm3/d en los tres meses de invierno. El storage se conectará al gasoducto Medanito-Allen, que opera Transportadora Gas del Sur (TGS). Maria Pía Rondina, especialista de Tecpetrol, señaló que el almacenamiento subterráneo permite aprovechar yacimientos depletados, sobre todo de gas, y extender la vida útil de sus instalaciones.

Los especialistas coinciden en que la viabilidad económica de estos proyectos depende de que haya precios diferenciales en los meses de invierno y en los de verano, una cuestión plasmada en el nuevo Plan Gas.Ar. Una clave es fijar una regulación específica para los storage que establezca que la producción tenga prioridad de despacho frente al gas importado y el uso de combustibles líquidos para la generación de electricidad.

El almacenamiento subterráneo permite tener una producción continua en los yacimientos, amortiguar las bruscas bajas estacionales de la demanda doméstica y evitar cierres de producción -importante sobre todo en desarrollos de capital intensivo como Vaca Muerta-. Además, posibilitarían atender demandas locales o regionales liberando hasta 10 MMm3d de capacidad de transporte en los gasoductos troncales, y apuntalar las exportaciones en firme hacia los países vecinos como Chile.

Si bien lo ideal es que un storage se ubique cerca de los grandes centros de consumo, en la Argentina todos están en yacimientos de la Patagonia, donde la geología es ampliamente conocida por la industria petrolera. Además de Cupén de YPF y ADIS de Tecpetrol, hay otros dos proyectos similares en el país: Diadema, en Chubut (CAPSA-Capex); y Sur Río Chico, en Santa Cruz (CGC).

Las compañías han analizado la información geológica disponible en cuencas no hidorcarburíferas, como la provincia de Buenos Aires, sobre estructuras acuíferas que no han cumplido con las especificaciones técnicas necesarias para almacenar gas. Hay algún potencial en provincias como Córdoba o San Luis, pero se deben realizar más estudios y pozos exploratorios. En cambio en las cuencas petroleras como la Neuquina y el Golfo san Jorge, algunas productoras como YPF avanzan en proyectos que están en etapa de prefactibilidad técnica.

Fuente: Más Energía.