Nell’industria degli idrocarburi del Paese si può dire che esistono due tipi di problemi molto diversi. Da un lato quelli derivati dalla mancata produzione, il famoso declino del convenzionale che si è fatto sentire fortemente nell’ultimo decennio. Mentre, d’altra parte, ci sono “problemi buoni”, quelli che nascono da aumenti e cambiamenti della produzione. Questo è esattamente ciò che sta accadendo in settore del gas naturale grazie a Vaca Muerta e che promette anch’esso di moltiplicarsi tra una manciata di anni.
A poco più di un decennio dall’inizio dell’attività di Vaca Muerta, l’aumento della produzione di gas naturale da Neuquén è un fatto altrettanto palpabile quanto il fatto che in A maggio, il record storico di produzione è stato superato con 105,58 milioni di metri cubi al giorno solo da Neuquén.
Questo aumento della produzione di gas, del 20% su base annua, è dovuto a due fattori chiave come l’enorme potenziale produttivo di Vaca Muerta, ma soprattutto, l’espansione della capacità di trasporto con l’avvio della Néstor Kirchner Gasduct (GPNK) per poter liberare parte di quel potenziale.
Di tutta la produzione discografica, Più di 76 milioni di metri cubi al giorno corrispondono allo shale gas, il gas specifico di Vaca Muerta che presenta in molti dei suoi ambiti una particolarità che oggi costituisce un vero dilemma.
Questa particolarità è ciò che è noto come lLa ricchezza del gas, cioè la grande quantità di liquidi che possiede come etano, propano, butano e benzina liquida oltre al metano stesso, che superano la capacità di separazione degli impianti esistenti e che metta sotto controllo anche gli impianti di depurazione.
Un gas magro contiene principalmente metano, ma un gas ricco contiene un’elevata quantità di questi altri componenti che hanno i loro mercati come l’etano nel settore petrolchimico e che vengono solitamente venduti a prezzi internazionali.
Qualcosa di simile accade anche con il petrolio, come spiegato in dettaglio Miguel Wegner del CAI ci sono quasi 18.000 barili di benzina grezza e 12.000 di GPL che oggi non vengono trattati separati nel settore petrolifero.
Ecco perché dall’ente che è stato proposto questa settimana in una presentazione speciale fatta durante la Prima Conferenza Midstream organizzata dall’Istituto Argentino di Petrolio e Gas (IAPG) la necessità di in questo momento cominciare a pensare alla “segregazione” sia del petrolio per la sua gravità API, sia del gas naturale per la sua ricchezza.
L’impatto dell’oleodotto al Río Negro
E soprattutto nel caso del gas naturale esiste una svolta che è proprio dietro l’angolo ed è il progetto che YPF ha appena avviato, chiamato Vaca Muerta Oil Sur.
Già la compagnia petrolifera di bandiera è iniziata la sezione 1 di questo lavoro che va dal cuore di Vaca Muerta ad Allen con una nuova condotta che si aggiungerà alla rete già esistente di Oleoductos del Valle (Oldelval).
La sezione 2 è molto più lunga e più ampia, poiché prevede non solo il prolungamento dell’oleodotto fino alla costa del Rio Negro, a Punta Colorada, ma anche la costruzione di un grande porto per l’esportazione del petrolio.
Questa sezione 2 è attualmente in fase di gara internazionale e con la porta aperta alle società operative che vogliono aderire, dal momento che il carico di petrolio greggio il trasporto è di 390.000 barili al giorno.
E non è un errore affermare che l’opera prevista sarà pronta nel 2026 genererà grattacapi nel segmento del gas naturale. Perché si tratta di aumentare la produzione petrolifera di Vaca Muerta fino a raddoppiarla rispetto al livello attuale, cosa che iCiò porterà inevitabilmente ad una maggiore produzione di gas associato.
Più gas associato al petrolio
Oggi, dei quasi 76 milioni di metri cubi di gas naturale prodotti esclusivamente a Vaca Muerta, lo sono circa 15 milioni arrivano come soci del petrolio.
Si tratta di un gas molto ricco di liquidi che, come indicato, richiede un trattamento diverso rispetto al gas magro o secco e idealmente una separazione per sfruttare questi liquidi.
Dal CAI, Dulce Gómez ha spiegato nella sua presentazione le proiezioni e gli scenari previsti. Prima di tutto, aggiungendo una produzione di gas naturale di 10 milioni di metri cubi -ovvero tenendo conto dell’avvio dei due impianti di compressione del Néstor Kirchner Gasduct- “L’infrastruttura degli impianti e delle condotte è sufficiente nel bacino”.
I problemi cominciano a verificarsi se si aggiungono 18 milioni di metri cubi alla produzione attuale, cosa che accadrebbe con lo stadio 2 del GPNK o ampliandone la compressione come ha appena proposto il TGS.
“Qui Le portate di tutti gli impianti sono sature ed è necessario segregare le correnti“, spiegò lo specialista e notò che per questo motivo”proponiamo di segregare le qualità – del gas – per ottimizzare le capacità degli impiantie dare priorità a coloro che hanno meno etano da inviare attraverso il gasdotto centro-occidentale in modo che vadano in Cile”.
La proposta prevede inoltre “separare, ove possibile, l’etano da utilizzare come gas combustibile nelle centrali termoelettriche e impianti di lavorazione.
Dopo 2026con il sistema Vaca Muerta Oil Sur in funzione, Wegner lo ha assicurato “Saranno necessari più impianti di turboespansione, frazionamento e trattamento. Perché gli impianti di separazione e condizionamento non hanno la capacità di assorbire più gas associato al petrolio greggio”.
E lo ha evidenziato “La cosa bella è che sappiamo già che dobbiamo fare qualcosa. Esistono strutture esistenti che potrebbero essere utili. Dobbiamo guardare con attenzione all’etano perché altrimenti non riusciremo a produrre petrolio greggio. Dobbiamo cominciare dalle piante sottoutilizzatecompletare il progetto TGS in modo che separi più liquidi e manchi un polyduct.”
Gli specialisti hanno affermato che la prognosi con il nuovo porto di esportazione verranno aggiunti dai 20 ai 30 milioni di metri cubi di gas associatocostringendo non solo le aziende che hanno partecipato alla Midstream Conference a moltiplicare i piani di espansione già in corso, ma anche a affrontare direttamente il problema dell’eccesso che verrà.
