DAVID MOTTURA
La Compañía General de Combustibles ingresó en la fase final de un proyecto en el sur de Santa Cruz para almacenar gas en épocas de poca demanda. El plan contempla un inversión de 50 millones de dólares y se centra en la mayor producción de la cuenca.
Un desembolso de 50 millones de dólares, tres años para su desarrollo y un objetivo claro: no desperdiciar el gas que produce la Cuenca Austral. La Compañía General de Combustibles (CGC) avanza con un proyecto de almacenamiento subterráneo de gas en antiguos reservorios.
Este storage de la compañía a cargo de su CEO, Hugo Eurnekian, propone almacenar en un yacimiento inactivo el gas excedente que no se puede inyectar al Gasoducto General San Martín. El proyecto fue detallado a autoridades del Instituto de Energía de Santa Cruz (IESC), organismo del gobierno que administra la gobernadora Alicia Kirchner.
“Hay un fuerte compromiso de inversión de CGC ya que ellos están viendo mucho potencial en la Cuenca Austral. El gasoducto San Martín en determinadas épocas queda colapsado, por lo que este almacenaje compensa esas temporadas”, afirmó Matías Kalmus, presidente del IESC, en diálogo con “Energía On”.
Santa Cruz tiene dos cuencas hidrocarburíferas: el flanco sur del Golfo San Jorge, traccionado por Pan American Energy (en Chubut) e YPF (con fuerte presencia en Santa Cruz); y el flanco norte de la Cuenca Austral. Justamente esa franja en el sur austral atraviesa un redescubrimiento con un alto crecimiento de gas.
Tras la salida de Petrobras en 2014 de Santa Cruz, cuando el entonces gobernador Daniel Peralta, la calificó de “mala operadora”, CGC tomó la posta de varias áreas. Según datos de la Secretaría de Energía de la Nación, la brasileña bajó su producción un 89% entre 2009 y 2015. Por su parte, CGC saltó un 5000% en el mismo período y en 2018 produjo más de cuatro millones de metros cúbicos de gas por día.
Argentina tiene un puñado de iniciativas para armar un storage, que en líneas generales pretende acopiar el gas que se produce en verano y producirlo cuando haya demanda en invierno. Tecpetrol, en alianza con YPF, eligió el yacimiento Agua Salada en Río Negro para usar pozos depletados donde se acopiarían unos 2,5 millones de m3/d en el verano.
CGC podría seguir con sus desarrollos de gas, almacenar excedentes y permitirle a Santa Cruz mantener constante su producción de gas. La compañía comenzará este año con un pozo inyector, luego seguirá con los restantes en un campaña que durará tres años con inversiones en la reparación de instalaciones para llevar la producción de Boleadoras, Barda Las Vegas y otros yacimientos para reinyectar a la formación Springhill.
En el mismo contexto, Total Austral batió un récord de producción offshore en Tierra del Fuego, un volumen de 22,8 millones de m3/d. Otro jugador clave es ROCH, que halló en Tierra del Fuego crudo de calidad similar al Medanito -aunque con más impurezas- y gas en la formación Tobífera.
Sin olvidar Vega Pléyade, un proyecto de Total Austral con la participación en formato de consorcio con Wintershall DEA y PAE en la isla, donde se invirtieron 1.000 millones de dólares. Y al sur de Santa Cruz, ENAP e YPF levantaron el Proyecto Incremental Área Magallanes (PIAM) con 354 millones de dólares, para elevar la producción de hidrocarburos del yacimiento ubicado en el Estrecho de Magallanes.
“En la multisectorial que se hizo en Comodoro -explicó Kalmus- pedimos la ampliación del gasoducto para que acompañe estos desarrollos y no queden en la nada. Además, solicitamos generar una Mesa de la Cuenca Austral para que junto a las empresas y el gobierno nacional analicemos la realidad regional”.
El Gasoducto San Martín tiene cada vez más para transportar y la Cuenca Austral atraviesa una etapa de redescubrimiento.
El almacenamiento subterráneo de gas tiene pocas iniciativas en Argentina, que han tomado impulso por la creciente producción de Vaca Muerta y también en la Cuenca del Golfo San Jorge.
Tecpetrol, asociada con YPF, avanzan fuerte debido a que falta mercado para absorber toda la producción que surge de las rocas shale.
La iniciativa consiste en utilizar viejos pozos depletados para el almacenaje de gas. “Energía On” adelantó el año pasado el proyecto que se lleva adelante en el viejo yacimiento Agua Salada, en Río Negro, para darle esa finalidad.
El storage pionero en el país lo tiene CAPSA, la operadora del yacimiento Diadema en Chubut. A través de un contrato de alquiler, YPF administró varios años el sistema que tomaba gas del sistema San Martín y lo inyectaba a un conjunto de pozos.
En función de la demanda, el gas almacenado es extraído y acondicionado para el suministro la red de distribución de Comodoro Rivadavia. Hasta ahora, era el único de Argentina y América del Sur.
