En el segundo día de la Argentina Oil & Gas Patagonia, la mayor Expo de energía de la región, se llevó a cabo una mesa redonda sobre el aumento de la capacidad de acondicionamiento, fraccionamiento y transporte de gas natural de Vaca Muerta. Referentes privados presentaron un estudio modelo que contó con la participación de distintos técnicos donde, entre otros puntos, se profundizó en las mejores alternativas para transportar el gas rico de las áreas de Vaca Muerta hasta los gasoductos troncales. También se exploró sobre las opciones que se evalúan para la construcción de una planta de LNG a fin de exportar el gas de la cuenca Neuquina y la industrialización del etano como potencialidad para expandir la petroquímica y su perspectiva exportadora.

La mesa contó con la participación de Dulce Gómez, jefa de Desarrollos Técnicos de la gerencia de Coordinación Operativa de TGS; Santiago Laciar, jefe de Evaluación de Factibilidad de Proyectos de TGN; Pablo Popik, gerente de Ingeniería e Infraestructura de Compañía MEGA; Miguel Wegner, presidente de Hytech Ingeniería, en tanto que el moderador fue Marcos Browne, coordinador de la Comisión NGL (CAI/IAPG).

La actividad llevó el nombre “Mesa redonda: aumento de la capacidad de acondicionamiento, fraccionamiento y transporte de gas de Vaca Muerta con inversiones acotadas. Visión integrada del tratamiento de gas natural en las áreas: transporte, flexibilizado, operación de plantas de dew point/crogénicas y planificación de la logística de evacuación de licuables”.

Cambio de paradigma

Wegner indicó que “se está cambiando la forma de operar, tenemos gas seco al oeste de la cuenca, que tiene que llegar”. “Están los gasoductos para llegar a los nudos en Tratayén y Loma La Lata, para que puedan seguir por los gasoductos de venta o que se puedan usar para mezclar”, analizó. Y agregó: “hoy, la necesidad es de hacer negocios en toda el área de transición que tiene gas asociado muy pesado. Es lo que se llama flexibilizado. Sigue siendo gaseoso, pero necesita tratarse de nuevo”.

Además, señaló que “lo más importante de todo es cambiar el concepto de para qué sirven las plantas de dew point. O sea, el gran cambio entre el convencional y no convencional es que este último tiene mucho propano y butano y líquido que se tiene que manejar a presión y que no es fácil de separar”. También añadió que “en lo que era gas convencional, las plantas de dew point se instalan en los yacimientos, están en las áreas. Tratan el gas, producen una gasolina estabilizada que va a un tanque y se saca por camiones y el gas se envía directamente a los gasoductos. Esto no existe más”.

“La cuestión principal es que necesitamos transportar. Las plantas de dew point son grandes heladeras que tienen el gas a 20 o 25 grados bajo cero y le sacan lo líquido. Sirven para transportar el gas o los hidrocarburos en fase gaseosa hasta las plantas criogénicas. Tenemos la planta de Mega y también TGS está instalando otra más y hay otros proyectos”, afirmó Wegner.

“La idea es transportar el gas que no está flexibilizado, que no está en especificación con lo que son los ductos bifásicos. Después hay que separar los líquidos y tratarlos. Las áreas no pueden inyectar gas tan rico, tienen que separar la gasolina”, concluyó.

Estabilización

Por su parte, Dulce Gómez repasó los aprendizajes de TGS en las instalaciones de Tratayén. “La planta se puso en marcha a fines de 2018 y dos años y medio después tuvimos que incrementar la capacidad de estabilización de condensados por la riqueza del gas que llegaba a la planta”. Además, comentó que “el próximo paso, que ya está en marcha, tiene que ver con las plantas de acondicionamiento criogénicas, que ya están pensadas con la riqueza del gas del sistema de Vaca Muerta porque están pensadas para esta situación”.

A su vez, Pablo Popik, gerente de Ingeniería e Infraestructura de Compañía MEGA, disertó sobre el etano como materia prima de la industria petroquímica. “Si se hace el cálculo con la composición promedio con la producción que tenemos hoy en la cuenca, que es de alrededor de los 80 MMm3/d, podemos llegar a casi 10.000 toneladas de etano por día como potencial”. Y subrayó: “la potencialidad es enorme, hoy el único que industrializa el etano a una escala es Dow en Bahía Blanca y en menor escala Pampa Energía en Puerto General San Martín. Una potencialidad es la industrialización y la otra es la exportación del etano. Hay que analizar el plano económico, porque competimos con Estados Unidos, que ya está exportando el producto a Asia. Pero la posibilidad está”.

También sostuvo que “una de las cosas más importantes en estos temas es que se entendió la capacidad de blending, de mezclado, que era un concepto que no lo teníamos tan claro. Es decir, ya no es tan importante la especificación de la planta, siempre y cuando nosotros podamos decidir qué gas le mandamos”.

Entendimiento

Al mismo tiempo, comentó que “en la segregación de calidad de transporte flexibilizado es importante empezar a elegir dónde va cada corriente, cuál es el mejor lugar pensando qué es lo que hay aguas abajo”. “Desde el punto de vista de las grandes plantas criogénicas de la cuenca, las calidades que hoy están recibiendo difieren mucho de las de diseño y esto limita su capacidad de procesar gas”, finalizó Popik.

Santiago Laciar, jefe de Evaluación de Factibilidad de Proyectos de TGN, explicó que “en el seno del grupo de trabajo tomamos la decisión entre todos de que íbamos a hacer esta primera etapa de análisis despejando las cuestiones regulatorias, comerciales y de negocios para no mezclarlo con lo técnico. Nos interesa dilucidar el foco de lo técnico en estas cuestiones. La intención que tenemos es entender cuál es la realidad física, lógica y operativa de la cuenca y a partir de eso poder entender qué es lo que hay para hacer en el corto, mediano y largo plazo”.

Además, sostuvo que “una de las conclusiones a la que llegamos con este trabajo es que en el corto plazo hay muchas cosas para hacer que no requieren inversión, pero sí necesitan mucho consenso de todos los actores para llevarlas adelante”. “El próximo paso tiene que ver con la definición que ya hicimos de la infraestructura de la cuenca relacionado para poder tratar todo el gas rico que tiene la cuenca Neuquina para llenar los gasoductos troncales”, concluyó.

*Por un error involuntario de EconoJournal, en la edición del Diario de la AOG Patagonia se incluyó el nombre de Pedro Locreille como uno de los disertantes del panel. En su lugar debería haber figurado el de Pablo Popik, gerente de Ingeniería e Infraestructura de MEGA.