La empresa mantiene un proyecto de almacenamiento subterráneo de gas y la prueba piloto ha brindado buenos resultados.
La curva de producción de gas entre el verano y el invierno es un problema para Argentina. La industria hidrocarburos se encuentra en un dilema ya que debe cubrir la demanda de los meses más frío, pero luego puede llegar a pasar hasta 7 meses sin actividad en los pozos. Se buscan alternativas para aplanar esa curva y que los niveles de producción sean viables.
Una de las soluciones puede ser el proyecto que lleva a cabo CGC (Compañía General de Combustibles) que realiza el almacenamiento subterráneo de gas. “La condición sine qua non es encontrar un lugar adecuado para que lo que uno inyecta no se escape y no se pierda. Así se elige un yacimiento preexistente que cumpla con las condiciones de entrampamiento. Digamos que volvemos a inyectar la garrafa”, explicó Daniel Kokogian, geólogo y director de CGC.
En diálogo con La Mañana de Neuquén, el especialista manifestó que el proyecto se podría reactivar en otras cuencas y aseveró que “se ha intentado y buscado almacenar el gas cerca de Buenos Aires, que es el polo consumidor. Ahí nos encontramos con el desafío de que no hay yacimientos previos. Entonces, nadie puede asegurar que van a estar las condiciones de entrampamiento”.
El geólogo puso de ejemplo el proyecto que llevan a cabo en Cañadón Salto 2001, ubicado en el bloque Santa Cruz I Fracción D. “Es un yacimiento viejo y que produjo durante muchos años. Ahí hemos entrado con un piloto y todavía no se puedo alcanzar la etapa de desarrollo total, pero más por decisiones comerciales que por otras cosas. El proyecto es inyectar con un colchón, que es el gas que vas a inyectar y que es el mínimo que tiene que estar siempre para estar operativo, de unos 170 metros cúbicos y otro tanto volumen similar que se utilice para inyectar y extraer”, detalló y aseguró que “el piloto anduvo muy bien”.
“Estuvimos inyectando más o menos unos 350 mil metros cúbicos día durante varios meses y produjimos en el verano de 2019 unos 500 mil metros cúbicos casi por dos meses. El tope que está planificado el proyecto si alcanzaos el nivel de desarrollo, es inyectar un millón de metros cúbicos por día durante los meses de invierno y producir dos millones en el verano. Hasta ahora, el piloto resultó efectivo y no hemos alcanzado una etapa de desarrollo full”, subrayó.
Sobre los costos, Kokogian dijo que no son altos. “El costo más alto va a estar en las instalaciones necesarias. Por eso si ya tenés cierta infraestructura de gas y tenés pozos que ya fueron productores y impelemos transformas en eyectores. Eso va a tener un costo más bajo que hacer los pozos. No van a hacer los costos similares para distintos yacimientos”, destacó.
Para el director de CGC, este método podría ser una solución para curva de producción entre el inverno y verano. “Es uno de los caminos seguros. No solo ‘solucionas’ la falta de demanda en el verano, sino que podés tender a cierta estabilización de la curva de producción. No podemos ir como industria a cubrir las necesidades de invierno y después tener 7 meses los pozos parados”, consideró.
La otra posibilidad es exportar. “Hay que encontrar la alternativa que ayude a aplanar la curva entre el consumo de invierno y verano, y entonces uno pueda ir a buscar esos niveles de producción sin esas curvas que lo hacen inviable”, afirmó.