Ernesto Anadón sin Vaca Muerta, hoy importaríamos petróleo
In a Nutshell
Sin Vaca Muerta, Argentina produciría solo 300.000 barriles diarios y debería importar 270.000 barriles adicionales. La producción convencional de las cuencas tradicionales está agotada tras 120 años de explotación y ha entrado en declive. Los grandes proyectos de gas natural licuado (YPF-ENI-XRG de 30 mil millones de dólares) dependen de contratos a largo plazo y garantías de suministro que solo Vaca Muerta puede proporcionar.
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Si se eliminara Vaca Muerta del mapa energético argentino, el país tendría que importar petróleo. Durante 120 años se han explorado todas las cuencas argentinas excepto la región norte, que es la menos explorada. En el sur, la empresa Total realiza la única operación naval existente. Las exploraciones incluyen perforación de pozos y estudios sísmicos en 2D y 3D. Los escaneos 3D proporcionan dimensiones que permiten visualizar los campos geológicos.
Ernesto López Anadón es presidente del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG). El instituto es una entidad técnica fundada hace 70 años, equivalente a la API estadounidense pero adaptada a la escala argentina.
El IAPG representa a toda la cadena de valor de la industria del petróleo y gas con más de 170 empresas asociadas. Entre ellas se encuentran empresas de exploración y producción, refinación, comercialización, transporte, procesamiento de gas, perforación, terminación de pozos, fracturación hidráulica, ingeniería y construcción, servicios de pozos, fabricantes y consultores.
El instituto cuenta con aproximadamente 350 miembros personales. Su trabajo depende de estudios técnicos realizados por 45 comités técnicos, cada uno conformado por 10 especialistas, sumando alrededor de 450 expertos que trabajan en problemas operativos, recursos humanos, medio ambiente, emisiones y seguridad de activos.
Los comités preparan manuales de mejores prácticas, contratos, seminarios y conferencias. La conferencia Conexplo, especializada en exploración y desarrollo de recursos y producción, reúne aproximadamente a 800 personas y es de gran interés tanto nacional como internacional.
El instituto realizó una campaña masiva para explicar el significado de la fracturación hidráulica (fracking), cómo se realiza y por qué es segura. La misma labor se desarrolló respecto a las operaciones marítimas (offshore) en Mar del Plata, explicando técnicamente cómo se realizan estas operaciones.
El instituto trabaja conjuntamente con reguladores y legisladores para que las normas sean lógicas y sirvan para organizar la actividad sin obstáculos. También mantiene contacto con las embajadas de Estados Unidos, Reino Unido y Canadá para intercambiar experiencias y tecnología.
El instituto opera una escuela de arte en Comodoro Rivadavia y una escuela de liderazgo defensivo en la misma ciudad. Su trabajo abarca todos los aspectos importantes de la industria pero a nivel técnico, sin intervenir en aspectos comerciales, regalías ni negociaciones con gobiernos.
Cuando se promulgó la Ley de Bases, el Ministerio de Energía solicitó una evaluación de recursos de gas para construir contratos de exportación a largo plazo, esenciales para el gas natural licuado. El instituto realizó esta evaluación en colaboración con la Universidad de La Plata, la Universidad de Buenos Aires y técnicos del ministerio, presentando cifras bien documentadas por sus expertos.
La industria petrolera argentina cumple 120 años en 2025. Durante este período se exploraron todas las cuencas argentinas excepto algunas del norte, que tienen menor exploración. En el sur, Total opera la única plataforma naval existente.
Las exploraciones incluyeron perforación de pozos y relevamientos sísmicos 2D y 3D. Los escaneos 3D permiten visualizar la geología de los campos. Se han descubierto nuevos pozos y otros campos más pequeños.
El sector petrolero tradicional ha sido casi completamente cubierto. Cuando las empresas avanzan en la explotación de los campos, repiten los relevamientos sísmicos y re-evaluaciones, encontrando áreas que no han sido agotadas para perforar nuevos pozos. Esto permite aumentar reservas y mantener la producción.
Cuando ya no es posible realizar estas actividades, los campos pasan a la etapa de extracción secundaria mediante inyección de agua para recuperar el petróleo que no se extrajo en la etapa inicial. Esta etapa también está en declive y ahora comienza la extracción terciaria.
Tras 120 años de explotación, los pozos tradicionales están agotados. No existe un inventario infinito de recursos. El petróleo que queda en el subsuelo no puede recuperarse porque no es económicamente viable extraerlo.
En los años 90, Argentina exportaba petróleo y superaba el consumo interno. Hoy el consumo en refinerías equivale aproximadamente a 570.000 barriles diarios. La producción ha entrado en declive, tendencia que se observa en todo el mundo donde la producción global disminuye entre 6% y 7% anual.
Actualmente se producen aproximadamente 900.000 barriles diarios en total: 300.000 barriles de producción no tradicional y 600.000 de producción convencional. Sin la producción no convencional de Vaca Muerta, Argentina produciría solo 300.000 barriles diarios y necesitaría importar 270.000 barriles adicionales por día.
Respecto al gas, Argentina necesitaría entre 120 y 130 millones de metros cúbicos diarios, pero produciría solo entre 60 y 70 millones de metros cúbicos diarios de consumo.
La cuenca de San Jorge es importante principalmente por el campo Cerro Dragón. La cuenca Austral es la otra cuenca importante, operada por Total, junto con algunos campos tradicionales en Neuquén. El resto de las cuencas han visto una disminución muy alta en su productividad.
Cerro Dragón ha sido un campo único en Argentina, produciendo mucho petróleo y algo de gas. La cuenca del Golfo San Jorge no contiene mucho gas, pero aún produce.
Pan American Energy está ingresando en la tercera etapa de extracción en Cerro Dragón mediante inyección de sustancias reductoras de tensión, tensioactivos y polímeros. Esto permite un mejor barrido del agua inyectada y recuperar parte del petróleo que permaneció en la formación rocosa.
Total anunció nuevas inversiones en Tierra del Fuego por aproximadamente 800 millones de dólares durante varios años. Se instalarán nuevas plataformas en la cuenca marina Austral, ubicada frente a la costa de Tierra del Fuego, que es un yacimiento offshore descubierto en 1978 con producción iniciada en 1982.
La cuenca Austral produce mucho gas y algo de petróleo. Es uno de los campos que alimentan el gasoducto San Martín, que va desde Tierra del Fuego hasta Bahía Blanca y continúa a Buenos Aires vía la costa atlántica.
La cuenca de la Bahía San Jorge tiene importancia adicional por la calidad del petróleo crudo, que es más pesado. El petróleo crudo de Vaca Muerta es muy liviano. El crudo pesado se utiliza para equilibrar las cargas de refinería y extraer más diésel, combustible del cual Argentina suele tener déficit debido a la alta demanda del sector agrícola y transporte.
Brasil ha tenido operaciones de exploración marina muy rentables. En Argentina, la exploración offshore aún no se ha explotado comercialmente. La exploración marina es muy costosa y en el mar argentino existen varias cuencas: la cuenca Colorado, la cuenca norte del mar argentino, la cuenca de Malvinas y la cuenca marina del sur.
Estas son cuencas aisladas de roca sedimentaria donde el gas y el petróleo se acumularon tras el flujo ascendente de hidrocarburos que quedaron atrapados.
Los continentes de África y América estaban conectados y luego se separaron, dejando cuencas separadas a cada lado. Brasil encontró el campo Pre-Sal (debajo de la cubierta salina) que es muy productivo, transformándose de importador a exportador de petróleo con aproximadamente 1.900.000 barriles diarios, equivalente al 50% de sus exportaciones.
Recientemente se realizaron descubrimientos en la cuenca Orange de África por Shell y Total, lo que motiva la búsqueda en Argentina. YPF perforó un pozo en la cuenca marina norte argentina, ubicado frente a Mar del Plata, sin resultados exitosos. Se planea perforar otro pozo exploratorio buscando replicar los hallazgos de la cuenca Orange.
La exploración offshore es extremadamente costosa. En Brasil, el agua puede alcanzar profundidades de 2.000 a 3.000 metros. Un pozo marino puede costar hasta 100 millones de dólares. La probabilidad de encontrar algo es del 5% al 10%. Si no se encuentra nada, los 100 millones se consideran una pérdida del año.
Las empresas necesitan suficiente solvencia financiera para realizar este tipo de exploración.
La empresa Rockhopper (anteriormente Navitas, de origen israelí) tiene proyectos de explotación de gas offshore en Malvinas y provee gas a Israel. Los pozos perforados (entre 8 y 12) tuvieron resultados mixtos: algunos secos y otros con producción. Uno de los pozos con mayor cantidad de fluido del sedimento dio alta producción de líquidos, pero se desconoce si es 90% agua y 10% petróleo.
Una reserva es algo de lo que se tiene casi 100% de certeza y que puede explotarse económicamente. Si existe un plan de desarrollo, se llaman reservas probadas. Si no hay plan, se denominan reservas confirmadas.
Las reservas probables tienen 50% de probabilidad de encontrar petróleo. Las reservas posibles tienen entre 10% y 20% de probabilidad de éxito.
Los recursos están más lejos de poder explotarse económicamente. Pueden ser técnicamente explotables pero no se sabe si son económicos. Los recursos condicionales pueden convertirse en recursos si se desarrollan.
Vaca Muerta está explotando menos del 10% de su área. Los cálculos realizados para el Ministerio de Energía estimaban alrededor de 16.000 millones de barriles de recursos, mientras que evaluaciones posteriores llegaron a 30.000 millones de barriles. Este número cambiará con el progreso del trabajo.
Actualmente se explota un nivel de la formación, que es el más grueso, pero existen otros niveles que también pueden explotarse y que aún no se están tocando. Vaca Muerta es muy conocida y la producción será posible en toda su extensión, aunque la inversión no necesariamente cubrirá toda la formación rocosa.
Los pozos son productivos. Económicamente, se puede ampliar el alcance del trabajo añadiendo más pozos. Esto es lo que se considera reservas, mientras siga siendo económicamente viable. El resto son recursos.
Al regresar al tema de Malvinas, no estaba claro exactamente qué hay allí. Además de esto, las empresas que realizan esta exploración no tienen la capacidad financiera para asumir la responsabilidad de la producción posterior. Con la excepción del factor de profundidad de agua, no se cree que tengan que hacerlo para uso de semiplataformas sumergidas, y esto se considera operaciones costosas de perforación y extracción.
Hay maneras diferentes para hacer operaciones de extracción en mar abierto. Por ejemplo, como lo hace Total Company en la Cuenca Sureño, se usan plataformas autoelevables que descansan en la parte inferior del mar. Debido a la profundidad del agua, esto está permitido hasta 300 metros o 400 metros. Esto permite instalar una plataforma en el lecho marino, lo que facilita las cosas y resulta más económico. Después se puede transferir todo a la tierra y su procesamiento allí si se está cerca de la costa.
Cuando está lejos de la costa y la profundidad es de 1000 metros, no se pueden usar plataformas elevables, sino que se deben usar plataformas semisumergibles. Las plataformas autoelevables son aquellas torres que están basadas en el fondo marino. Se está retirando y flotando. Tiene piernas retráctiles, se baja y luego se planta. Está lleno de agua y sumergido hasta que toque el fondo marino. Los límites aproximados son 300-400 metros.
Al perforar el pozo, una vez que se llega allí se perforan pozos horizontales, que son pozos direccionales, no verticales como en tierra. En cambio, se cava el pozo y se dirige hacia el sitio requerido. Para desarrollar todo un campo, hay que cavar un pozo aquí y allí. No se puede poner uno aquí porque esto producirá lo mismo que produce el otro, por lo tanto se deben separar por una distancia específica. Luego se pone un pozo aquí, otro aquí, otro aquí, y otro aquí. Luego se va al andén y se baja hacia abajo y se dirige el pozo hasta que se llegue a ese lugar, en lugar de excavarlo verticalmente.
Un pozo horizontal no se considera poco convencional. Horizontal es cuando se coloca horizontalmente, lo cual podría ser otro enfoque. Pero en esta situación implica crear un camino que va casi horizontalmente hasta que se acerque a la ubicación. Sin embargo, "horizontal" no significa necesariamente que no es "no tradicional".
La diferencia entre explotación tradicional y poco convencional: millones de años atrás, cuando el petróleo comenzó a formarse, se formó en entornos marinos o lagunares en enormes lagos o deltas. Había mucha actividad orgánica, no de dinosaurios. Los dinosaurios no llenaron reservorios, sino plancton de ese tipo, de la natural afiliación. Estaba muriendo y enterrado con el sedimento de esos entornos, generalmente en los bordes donde había más oxígeno.
A medida que pasaba el tiempo y sucedían diversos cambios en la corteza terrestre, esas capas se sumergieron y se acumularon encima. El sedimento llegó a grandes profundidades, como Vaca Muerta a 3000 metros de profundidad. Toda la materia orgánica detenida allí comenzó a compresión y elevación de temperatura porque se acercó al interior de la tierra. Esta presión y ese calor llevaron a la formación de lo que se llama querógeno, del cual se produce el gas y el petróleo que quedaba atrapado en poros diminutos extremadamente precisos.
Si se muestra una roca de Vaca Muerta, se ve de este modo. Dentro hay petróleo. Si se mira hasta este punto, no se encontrará ningún agujero de un centímetro de diámetro. Se necesita usar un microscopio atómico para ver dónde se encuentran esos agujeros pequeños. Este es el aceite que se está reteniendo atrapado en poros microscópicos.
Después, debido a los movimientos tectónicos, la roca que era plana se distorsionó completamente agrietándose. Los poros pequeños situados en la superficie se pusieron en contacto con otra forma, por ejemplo una capa de arena. La arena es más porosa y permeable porque independientemente de su compresión permite el flujo de líquidos. Debido al contacto entre esos poros y pequeñas grietas, como resultado de la presión, los que están en lo alto se apresuran y se mueven hacia las rocas porosas.
La presión empuja hacia la superficie. Aquí comienza la llamada migración, que también continuó durante millones de años. Se debe tener paciencia hasta que el petróleo llegue en algún lugar donde no pueda continuar el ascenso debido a la presencia de una capa impermeable que impide la continuación, y allí se acumula gas y petróleo. Ahí es donde se forma el embalse. Esto es lo que se estaba investigando en petróleo convencional.
Los geólogos van y buscan si se ha formado petróleo en esa cuenca, y buscan la roca madre como Vaca Muerta, que es el lugar donde se generó el petróleo. Decían: "Aquí se generó petróleo, así que exploremos". Estaban buscando mecanismos de migración que pueden ser grietas o formaciones conectadas con las demás. Allí encuentran una trampa y cavan un pozo. Están buscando petróleo allí. En el petróleo tradicional, una vez que se encuentra el pozo en la arenisca, no es el lugar donde se formó el petróleo.
Vaca Muerta es la que dio a luz el petróleo. La Cuenca Neuquén contiene petróleo tradicional. Cuando se produce directamente desde la configuración que formó el petróleo, eso es poco convencional. La roca que hizo el petróleo migró hacia esa roca que es lo que se formó en Vaca Muerta. Ese petróleo pasó a través de las grietas pequeñas, etc., y conectó con las formaciones más porosas y permeables.
Así que emigró y comenzó a moverse, ascendió hasta que encontró una trampa o cualquier almacén. Cuando no encuentra una trampa, se obtiene lo que se llama lagos de alquitrán, por ejemplo cuando el petróleo proviene de la formación que se forma incluso en la superficie. Si encuentra una trampa, se queda acumulado allí. Eso es lo que se hacía tradicionalmente y sigue ocurriendo hoy en día: buscar trampas y cavar en esas trampas.
El petróleo no se forma a partir de huesos de dinosaurio. Tal vez contribuyeron algo, pero sobre todo es plancton y organismos vivos, no solo plantas orgánicas. Es mucho más pequeño que los dinosaurios y en mucha más abundancia. Desde la muerte de ese plancton han transcurrido tiempos geológicos, millones de años, el período Jurásico, el período Cretácico.
Toda esa materia orgánica con presión y temperatura al aterrizar y exponerse al calentamiento formó gas y petróleo. Una vez que se forma el gas y el petróleo, comienza la migración que también tomó millones de años. Con esa migración se llega al punto donde al enfrentarse a algo que no puede pasar más allá, se forma el embalse. El embalse consta de una capa impermeable.
En el mundo, el 85% de la producción es producción tradicional. Lo no convencional existe en Canadá, Estados Unidos y Argentina, y ahora el Reino de Arabia Saudita ha comenzado a hacer algo de ello. Se han oído hablar de Exxon descubierto en Guyana, pero todo el mundo del Reino de Arabia Saudita, Qatar, etc., es producto tradicional.
Había una enorme abundancia de vida hace millones de años en el Golfo Arábigo. Toda la vida en la Tierra está allí porque tienen petróleo. Había animales y plantas que han sido suspendidas, empezando a morir en la cuenca. Especialmente en cuencas marinas y cuencas lacustres. Los dinosaurios estaban en la tierra, por lo tanto no era donde ella murió. Había una vida mucho más grande en los objetos pequeños, microorganismos, una vida mucho más orgánica que había en la Tierra hecha de animales.
Tradicionalmente, esto es lo que se hacía: explotándolo, todo lo que migró estuvo presente en embalses. Hasta que llegó un hombre llamado Mitchell en Estados Unidos y consideró la cantidad de petróleo que emigró. ¿Y cuánto petróleo en realidad se fue de donde nace de la roca madre? Es una cantidad muy pequeña porque es la cantidad que estaba en contacto con la superficie. Si se tiene todo este petróleo convencional, ¿por qué no se excava en las rocas y se las hace producir?
Pero como le falta permeabilidad, se deben descomponer para crear canales, es decir, permeabilidad artificial. Canales por los que fluye el aceite a presión lo suficientemente alta como para llegar al pozo y se eleva. Si se tiene líquido atrapado y no se puede quitar, y si está cubierto, se intenta abrirlo para liberar el líquido. Eso es lo que se hace exactamente.
Se imaginan poros de tamaño micrométrico y se deben conectar a esos poros. Si se ingresa al desglosarse, todos esos se conectarán. Los poros pequeños, todo el petróleo y el gas están incluidos, altamente comprimidos, lo que significa que se eleva y aumenta de tamaño.
Las tuberías utilizadas para el desglose son de 5,5 pulgadas de diámetro o 7 pulgadas. Primero se cava el pozo, luego se baja. Cuando se rompe la roca, se intenta romper el tamaño más grande posible de ella, de modo que este pozo sea más grande posible para cubrir los costes. Si se cava un pozo verticalmente se puede romper 10 metros, pero si se cava horizontalmente se puede romper toda la rama horizontal. En este caso, se alcanzan ramas de una longitud de 3000 metros, o 3 kilómetros.
Se bajan 3000 metros horizontalmente a lo largo de una distancia de 3000 metros, 3000 hacia abajo y 3000 horizontalmente, y ahí superan los 3000 metros. Entonces un pozo comienza a drenar bajo mucha presión. No se desembolsa por sí solo, sino que se debe poner equipo para su eliminación. Esto tiene que ver con el petróleo. El gas es similar. De hecho, el petróleo y ambos gases están atrapados allá.
La explotación de rocas madre es similar al aceite y el gas, y luego se separan de una manera determinada por la tecnología. Se le pusieron nombre tradicional y no convencional porque quisieron. A los estadounidenses les encanta poner nombres para todo, pero de hecho el proceso es explotación ordinaria y simple. En lugar de crear un almacén donde no se necesita agrietamiento por presión, se desciende a esta configuración de roca compacta y se fractura para abrir canales que permitan el flujo del petróleo hacia el pozo.
Así como existen embalses para el petróleo, también hay depósitos de gas. Hay yacimientos exclusivamente de petróleo y otro puramente gaseoso, pero no siempre. La mayoría de los yacimientos contienen petróleo y gas asociado o gas y petróleo asociado. La mayoría de los embalses siempre contienen un poco de gasolina. Por ejemplo, Chubut contiene un poco de gas. En realidad Chubut produce gas, que es una pequeña cantidad de gas mucho en comparación con el tamaño del petróleo, también llamado gas de acompañamiento.
Los secretos de Vaca Muerta, dado que el aceite que contiene es más ligero, por lo tanto contiene más materiales más volátiles y gaseosos. Por lo tanto, producirá gas asociado más frecuentemente con el petróleo. Ahora también hay yacimientos de gas seco, que solo produce gas.
En operaciones de extracción no convencionales, el gas y el petróleo están mezclados. Algunos pueden contener otros tipos de tradicionales y no tradicionales. En ambos casos, el gas y el petróleo están mezclados. Su existencia depende de propano o tipos de otros gases en algunos más que otros. Eso depende de la abundancia de gas. Cuanto más se acerque más que solo petróleo, se obtienen materiales más ligeros junto con el gas.
La serie de hidrocarburos comienza con aceite ligero, luego propano, butano, etano y otras cosas, y gas. Cuando se mueve para secar el gas, solo se tiene gas. Cuando se mudan a gas y petróleo, se consiguen condensados de gas, gasolina, propano y butano. Entonces se tienen regiones y áreas ricas en gas y petróleo asociado, y regiones de gas seco. El orden depende altamente técnico a lo largo de la profundidad y bajeza de aquellas rocas y su temperatura. Si la temperatura es muy alta, es gas seco.
Al hacer el agrietamiento horizontal y si el gas y el petróleo están mixtos, ¿qué está pasando? Se extraen los dos juntos. Luego se separan. Generalmente, cuando se gradúa, todo eso sube la mezcla. Es decir, lo que se extrae es una mezcla de gases y petróleo. Está separado en el más alto: gas y petróleo.
Es un asunto muy técnico, pero se debe intentar. Se puede presionar abajo hasta 10.000 libras por pulgada cuadrada. Libra por pulgada cuadrada es un manómetro. ¿Cuánta presión hay sobre la superficie para los humanos? Equivale a 1000 veces la presión que se experimenta en la superficie. La presión es asombrosa. Por supuesto, se necesitan válvulas y cabezales de pozo enormes y así sucesivamente, lo que significa que el gas fluye completamente.
Gas y petróleo. Se coloca un separador en la parte superior que se llama separador. La primera, donde la separación del gas desde arriba y el petróleo viene de abajo. Y eso va a las estaciones de tratamiento, y sale gas con propano, butano y etano, lo cual se explicará más adelante de otra manera.
El proyecto que será el más grande en la historia de Argentina es el proyecto YPF con ENI y XRG. El gasoducto más grande se está creando dentro de este consorcio. Marín dijo que recibirán una decisión de inversión final para finales de noviembre. Se trata de una inversión que asciende a aproximadamente 30 mil millones de dólares. Una vez terminado, producirá tres veces más que lo que será producido por Southern Energy. Southern Energy tiene 6 toneladas, serán 18 toneladas.
¿Cuál es la razón de la capacidad de YPF para hacer este proyecto con capacidad de 18 y los demás con capacidad para 6? Es el tamaño o número de pozos que construyen. Incluso si hicieran todo eso, todavía queda un excedente de mistificación. No hay un problema con los recursos. Es una pregunta relacionada con el tipo de inversión que se desea arriesgar. En el caso de YPF, buscaron socios financieramente sólidos tan potentes como ENI y ADNOC (que se llama XSRG y es la empresa que utiliza ADNOC por sus proyectos internacionales). Esto les permitió implementar este proyecto, y es suficiente YPF con una participación solamente. Están buscando financiación en la medida de lo posible y el resto debe aportarse como capital.
El proyecto todo depende de la perforación de pozos porque se entrará en contratos a largo plazo para 20 años, y se debe garantizar suministro de gas para 20 años y poder proporcionar esa producción que se está vendiendo. Por esta razón es necesario que luego tengan que construir la tubería para transportarlo desde Neuquén, entonces construyendo una estación de procesamiento y separación de los líquidos, que se anunció recientemente con Eni, una empresa para la creación de estación de separación de líquidos en Neuquén.
En Neuquén se hará la separación de propano, etano, butano. Porque el gas que entra en el tubo, en el gasoducto, ya está separado. A veces se transmite mezclado y se hace el proceso de separación en costas, en el destino final. Pero aquí lo harán en Neuquén. Después se tiene una tubería para su transporte al puerto para enviar barcos. Porque proviene del gasoducto, se debe ir al muelle y allí es el envío a un barco que se licúa.
Es como el barco "Golar" que poseen. Los mismos barcos pero es más grande. Hay dos barcos Golar, 2.4 y 3.6. Por esta razón llegan seis. El que viene primero ahora es el más joven, y después de él viene el otro, el más grande. El proyecto PAE alquila el barco. Pagan cuotas. El barco atraca aquí y pagan sus honorarios. En el caso del proyecto YPF y Petronas, están construyendo los barcos que formarán parte del proyecto.
A veces resulta contraintuitivo elegir construir un barco para realizar la licuefacción en lugar de construir una estación de licuefacción. Esto está relacionado con los riesgos de Argentina. Si no funciona, todo está bien, llevan el barco a algún otro lugar. Básicamente. Esto es muy popular ahora. Proporciona mayor flexibilidad y menos inversión en la situación del barco. El barco es más barato porque no se necesita construir. Para construir una estación se necesitan crear tanques de almacenamiento en la estación. Es caro el precio similar al de un hipódromo. Cada uno de esos tanques necesita justificación. Una estación con capacidad para 20 toneladas de gas por año licuado natural.
Un barco siempre está colocado a su lado, y ella es la única que se llena y se carga hacia su destino. El barco se llena y zarpa a su destino. El barco no es. El barco siempre permanece. La que licúa permanece inmóvil. Uno al lado. Es esa. El líquido se transfiere a él. Porque debe la producción continuar siempre. El flujo continúa. Entonces se vacía los tanques continúan usando esos tanques cuando el barco llegue próximo. De lo contrario, debe todo estar coordinado. Está sucediendo lo mismo en la estación, lo que sucede es que se tiene mayor capacidad de almacenamiento.
Si no se coordinan las cargas de los barcos, se llega a un momento en que se está lleno y no se puede continuar operando debido a la menor capacidad de almacenamiento. Los barcos son similares a estaciones en tierra: permanecen anclados y asegurados al muelle. Desde la perspectiva de la operación, Compañía del Sur "Energía" o "Argentina GNL" son lo mismo, aunque uno es mucho más grande que el otro, pero conceptualmente son idénticos.
El proyecto "Vaca Muerta Sur" es lo mismo pero para el petróleo y por tubería. Está dedicado a extraer petróleo de la cuenca y no solo el petróleo. Parte de lo que hace la empresa YPF y sus socios es la producción de petróleo con gas asociado. Este gas asociado es el que utilizarán para gas natural licuado. Los pozos producen petróleo que cubre sus costos más rápido y produce líquidos de gas como propano, butano, etano y benceno que se venden a buen precio. El gas seco se transporta permitiendo obtener gas a un precio competitivo en caso de disminución o subida de precios del gas natural licuado a nivel mundial.
El oleoducto transporta aceite procesado, solo aceite, nada sin aceite. En cuanto al gas, viaja a través de otro tubo, un gasoducto. El proyecto "Vaca Muerta Sur" tiene su propia línea de tuberías de gas. "Vaca Muerta Sur" es para el petróleo, oleoducto, su propio petróleo.
Luego se construirá una línea de gasoductos enlazando a campos designados para el proyecto "Argentina GNL" en el puerto en Punta Colorada. Los tres grandes proyectos son: "Vaca Muerta Sur" por petróleo, Argentina GNL y Energía del Sur. Todo va a Punta Colorada, al Golfo.
No todos provienen del mismo origen. Algunos están en Punta Colorada, más adelante habrá otro sitio. En paralelo, la compañía TGS está creando también una estación de líquidos y construye lo que parece un tubo. TGS tiene muchas cosas: una de ellas es una estación de separación de líquidos también para Vaca Muerta.
Porque se producirá demasiado líquido en Vaca Muerta. La empresa Mega es otro proyecto que separa los líquidos y realiza ampliación de la estación Mega. Luego hay una expansión en Perito Moreno que añadirá 14 millones de metros cúbicos extra de gas diariamente, y habrá Tratayén y La Carlota que añadirán 20 millones de metros cúbicos por día.
Esto es lo que hace la empresa TGS. TGS una vez ganó la licitación para crear una canalización de Vaca Muerta. Una vez que esa línea esté completa, no se tendrá que importar gas en invierno. Sí, aún se tendrá que importar gas en invierno hasta entonces.
El problema en invierno en la ciudad de Buenos Aires es que el consumo excede lo que se transporta a través de la tubería. Incluso con la línea nueva no se resuelve el problema. El problema que Buenos Aires enfrenta es que el consumo está lejos de la fuente de suministro, y no existe un almacenamiento intermedio cerca de Buenos Aires, así que depende totalmente de lo disponible llegando a través de tuberías.
En invierno, según los días, se puede tener consumo que excede en 50 o 60 millones de metros cúbicos por día, 50 millones más que el promedio. El día siguiente el consumo baja porque la temperatura es un poco más cálida. Las fluctuaciones y picos no se pueden cubrir con una línea de tuberías, porque no se va a construir una línea desde Neuquén hasta Buenos Aires con una capacidad de 50 millones de metros cúbicos por día para uso siete veces al año.
En lugar de eso, se coloca una instalación de almacenamiento artificial cerca de Buenos Aires: gas natural licuado en barco anclado en Escobar, y cuando el sistema lo necesita, bombea gas. Esto es mucho más barato que construir una tubería en previsión de cualquier emergencia. Será muy caro construir una línea de tuberías que solo se usa durante 7 o 15 días al año, y además es intermitente.
El consumo de gas natural licuado es más barato que el uso de diésel. A pesar de los precios, el diésel es más caro. En términos de calorías térmicas, el gas natural licuado es más barato que el diésel. Las centrales térmicas en Argentina, las de ciclo combinado ubicadas en Buenos Aires, tienen suministros de gas que están sujetos a interrupción.
Cuando se necesita gas para consumo doméstico, el suministro de gas se corta a las estaciones. Para estar disponible energía en centrales eléctricas 365 días al año, están conectadas o poseen diésel, entonces empiezan a quemar diésel para generar electricidad. Pero también pueden quemar gas natural licuado. Si hay gas natural licuado disponible, si se bombeaba cuando había escasez, en lugar de mudarse al diésel, eso es mejor. El gas natural licuado es más barato que la combustión de diésel.
El gas natural licuado es el que viene en estos camiones cisterna de gas que se compran. Cuando llega el gas natural licuado, es ese transportista famoso por el gas natural, pero el gas natural licuado viene del mundo. Enviarán el gas natural licuado a centrales térmicas. El gobierno los estaba distribuyendo, se llamaba Camesa. Ella era Camesa, la compra o no. Se le paga a alguien.
El gas natural licuado se regresa a gas natural, pero se está licuando. El barco que tiene el barco cuando se bombea se llama reenvío de gas. Se presenta en forma líquida a una temperatura de -173 centígrados, y cuando lo bombean en el sistema, lo bombean invasor. Si se toma ese gas y se pone en un balde y se vierte en tierra, permanecerá allí durante un período hasta que comience a evaporarse lentamente porque hace tanto frío que no se evapora. Se necesita calentarlo para poder convertirse en gas.
Los buques de regasificación de gas donde pasa de líquido a gas mediante un proceso de calentamiento requieren mucho cuidado porque de lo contrario se podría explotar. Una vez que se convierte en gas, se inyecta en el sistema. La transformación de líquido a gas es más fácil en comparación con lo opuesto. Es menos costoso porque no se necesita simplificar demasiado, pero es solo calentamiento. El otro lado necesita mucha energía y presión durante la compresión en etapas, es un ciclo Bernoulli, etapas de compresión y expansión. Esto provoca enfriamiento. Para llegar a -173 grados, el grado en que se transforma el gas en líquido.
Muchas gracias por el tiempo. Se espera que se haya disfrutado tanto como se disfrutó. Hay muchas cosas que se pueden empezar a comprender, para quienes no son expertos. Cómo funciona esto hasta cierto punto. Toda la industria que se tendrá que aprender gradualmente, porque definitivamente se convirtió en un anillo de conceptos básicos de economía argentina. Nos reuniremos el domingo próximo.
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