Algo así como el 130% de la producción diaria del principal yacimiento productor del país es la cantidad de gas natural que en los primeros días de calor de septiembre debió dejar de producirse por falta de demanda en el mercado interno del país. Previendo ese escenario, desde el gobierno nacional se modificó la regulación para las exportaciones y, tras 11 años, los primeros envíos a Chile ya se concretaron.

Pero la nueva reglamentación limitó la exportación del gas de Vaca Muerta alcanzado por el plan de incentivo a la producción y llevó a la principal operadora en capitalizarlo, Tecpetrol, a aliarse con YPF para diseñar juntos un plan B para no cerrar sus pozos: el almacenamiento del fluido en yacimientos depletados o agotados.Es que mientras son varias las operadoras que ya pautaron contratos de tipo interrumpible con clientes del país trasandino, las pocas firmas que reciben los subsidios del nuevo Plan Gas se ven ante una poco conveniente ecuación.

Es por esto que el almacenamiento en reservorio funciona como un Plan B para las operadoras que ven restringida esa posibilidad de exportar parte de su producción dado que Nación fijó que el volumen remitido al exterior perderá el aporte del nuevo Plan Gas, que para el 2019 garantiza un techo de 7 dólares por millón de BTU, un 40% más que el valor promedio pautado para los envíos a Chile. El director general de Desarrollo de Negocios de la petrolera del Grupo Techint, Ricardo Markous, explicó que de cara a esta primavera - verano la firma se encuentra cubierta pues logró colocar toda su producción esperada en la licitación que Cammesa realizó para la adquisición del gas destinado a la generación eléctrica.

Pero así como la firma de Paolo Rocca proyecta continuar incrementando su producción, para llevarla de los actuales 12,6 millones de metros cúbicos diarios a unos 15 millones para fines de este año, la producción de otras operadoras también está en alza y marca que tras el pico de demanda que en el verano generarán los aires acondicionados, en el inicio del otoño serán mucho más de 15 millones de metros cúbicos los que no absorberá el consumo nacional.

En diálogo con Río Negro Energía, Markous explicó que estamos trabajando en un proyecto de almacenamiento subterráneo, de manera tal que si hay sobrante de producción en los meses de verano, podemos almacenarla en yacimientos que ya fueron explotados y bajó la presión, lo que nos permite ingresar este gas que se produce en verano y producirlo en el invierno cuando la demanda aumenta.Para esto la firma ya seleccionó el yacimiento Los Bastos, emplazado en la zona cercana a Plaza Huincul también en la Cuenca Neuquina, en donde una serie de pozos depletados permitirían a las operadoras realizar la maniobra.Es un yacimiento en el que estaríamos inyectando alrededor de 2,5 millones de metros cúbicos por día durante el verano, que para graficar representa el 20% de nuestra producción, y podríamos retirar durante el invierno aproximadamente 5 millones de metros cúbicos, es decir el doble pero por menos tiempo, indicó Markous.

El esquema contempla que la inyección hacia el pozo agotado se realizaría durante siete u ocho meses del año, mientras que la extracción se daría en cuatro meses.La definición del tipo de almacenamiento se realizó con el asesoramiento de una firma extranjera abocada a ese tipo de estudios. Es que uno de los puntos más complejos en los proyectos de almacenamiento subterráneo en reservorio que se realizan en múltiples países desde hace décadas es el riesgo de fuga del gas inyectado ya sea por cuestiones de geología o por el estado del pozo en sí.Para esto se realizaron diversos estudios que incluyeron un análisis de la aislación mecánica de los pozos que se usarán como reservorios, es decir del estado de los casing y la cementación. Pero además, se realizarán nuevas perforaciones exclusivamente para el proceso producción, inyección y también para el monitoreo del movimiento del gas en el subsuelo.

El monitoreo de los pozos de almacenamiento es una parte nodal de este tipo de proyectos dado que a diferencia de un pozo normal en el que el reservorio natural se agota a lo largo de una década o aún más, en el caso de los pozos de almacenamiento este proceso de agotamiento y llenado se da en un sólo año, por lo que obliga a un monitoreo constante.