La iniciativa es desarrollada en conjunto por Tecpetrol e YPF. Los estudios realizados revelaron que el área escogida para el “storage” es apta. Las firmas buscan almacenar allí el fluido de Vaca Muerta que en la temporada templada no tiene comprador.
El exceso de oferta, y la aplicación de subsidios sobre una porción de la producción, llevaron no sólo a que en los meses templados sean más de 15 millones de metros cúbicos los que deban dejar de ser producidos, sino también a una fuerte caída en el precio que se paga por el fluido en los meses de menor demanda.
Ante este escenario, un proyecto desarrollado en conjunto por Tecpetrol, la petrolera del Grupo Techint, en alianza con YPF, se plantea como una alternativa tanto para eludir el cierre forzado de pozos por falta de compradores como así también para evitar el bajo precio de la temporada estival.
La iniciativa consiste en utilizar viejos pozos gasíferos depletados para almacenar en ellos una buena cantidad del gas que produce durante los meses de menor consumo, de forma tal de poder luego extraerlo en los meses de pico de demanda del invierno.
El año pasado la UTE formada por las dos petroleras comenzó a estudiar si el viejo yacimiento Agua Salada, ubicado en Río Negro, podía ser utilizado para tales fines.
Es que si bien el almacenamiento en reservorios depletados es un sistema difundido en algunos países del mundo, en Argentina sólo se cuenta con la experiencia del desarrollo de Diadema, en la zona de Comodoro Rivadavia.
La buena noticia la recibieron las operadoras hace poco tiempo cuando los estudios arrojaron que el yacimiento escogido –cuyo titular es Tecpetrol– es apto para crear allí un sistema de storage de gas.
“Los estudios dieron bien porque hemos trabajado bastante, invertido en perforación de pozos para confirmar que el yacimiento está estanco”, aseguró el CEO de Tecpetrol, Carlos Ormachea.
Y detalló que “el proceso de llenado es largo, hay que rearmar el colchón y estamos hablando de uno o dos años porque con la inyección se debe estabilizar la presión para poder luego extraer ese gas”.
Los estudios realizados hasta el momento apuntaron a evaluar las dos condiciones básicas que se necesitan para utilizar un reservorio natural como almacenamiento. Estas son por un lado que la presión interna haya descendido lo sufiente como para permitir el ingreso del fluido, y el segundo es que no se registre ningún tipo de pérdidas o alteraciones en la presión de dicho reservorio.
Si bien los estudios fueron positivos, Ormachea estimó que para el año entrante sólo se deberá esperar un volumen reducido de almacenamiento en el yacimiento Agua Salada.
Es que el CEO y presidente de Tecpetrol también advirtió que “ahora hay que trabajar en el marco regulatorio de este sistema que es una forma de elevar la demanda y aprovechar el pico de invierno”.
De acuerdo a la presentación que las empresas realizaron ante el gobierno de Río Negro, la iniciativa comprende una inversión de 140 millones de dólares no sólo para esta fase de estudio preliminar sino también para la perforación de una decena de pozos de control y monitoreo y para el tendido de un gasoducto que conecte el desarrollo a la red nacional.
El área escogida por las operadoras se encuentra a unos 50 kilómetros de Catriel y posee una superficie de 650 kilómetros cuadrados.
Desde la cartera de Energía de Río Negro se detalló que el reservorio llegó a tener una “presión original de 300 kilos y actualmente tiene 70, es decir que hay una baja importante”, una diferencia que se requiere para poder inyectar el fluido.
En tanto que se destacó que para un campo maduro y con producción en descenso como es Agua Salada la iniciativa resulta más que interesante, en especial si se tiene en cuenta que hasta la fecha sólo se cuenta a nivel país con la experiencia en almacenamiento de gas del desarrollo de Diadema.
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