Hay varios proyectos en paralelo para un negocio millonario con productos de alto valor agregado que podrían utilizar una infraestructura de transporte común y disminuir el costo de la inversión.

El CEO de TGS, Oscar Sardi, planteó que existe una necesidad inmediata de construir un único poliducto que pueda ser utilizado por los actores de la industria gasífera para transportar los líquidos separados del gas. Estas futuras plantas de separación, que al menos tres compañías hoy planean construir, son esenciales para la exportación de GNL que requerirá volúmenes incrementales de gas para entrar en producción a partir del segundo semestre de 2027.

Es que la calidad del gas que se obtiene de Vaca Muerta abre nuevas oportunidades de aprovechamiento de los líquidos (NGLs, por la sigla en inglés de líquidos de gas natural) que caracterizan la riqueza de ese hidrocarburo y que se identifican en la disponibilidad de productos exportables de alto valor agregado, lo que mejora la rentabilidad del core de producción gasífera.

“Pensando en el futuro de los gasoductos dedicados, hay tres proyectos en danza de aquí al 2030, para los cuales se prevé producir unos 120 MMm³/d destinados al LNG, el equivalente a lo que hoy se produce en Neuquén. Pero ya hay que comenzar a trabajar en la instalación de este tipo de plantas de separación y los líquidos juntarlos todos en un caño donde los que procesamos podamos utilizar una única autopista a Bahía Blanca y al mundo”, afirmó Sardi.

El directivo de la compañía que opera la mayor red de gasoductos troncales del país consideró que “estos proyectos hay que empezarlos más temprano que tarde, porque el productor está perdiendo ingresos importantes a partir de vender el gas con todos los productos incorporados”. Es decir, la composición química del gas cuenta con diferentes hidrocarburos según el número de átomos de carbono: metano (C1), etano (C2), propano (C3), butano (C4) y pentano (C5), respectivamente.

La importancia de atender este segmento que se deriva de la producción gasífera habitual y la que se requerirá para GNL, lo cual demanda gas seco antes del enfriamiento, se explica en el potencial de generar otra unidad de negocios en los proyectos que multiplique por cuatro el precio de la caloría. En la industria se estima que si el gas se vende entre tres y cuatro dólares, los NGLs se comercializan entre diez y doce dólares por ser insumos petroquímicos de alta demanda.

“Toda la producción no convencional pasa por distintas plantas. Gran parte no se está procesando e ingresan así a los sistemas de gasoductos y van al usuario final. Con lo cual el productor está perdiendo gran cantidad de dinero cuando podría vender por dos canales: gas y líquidos”, agregó, al referirse al proyecto millonario de TGS de ampliar su capacidad de tratamiento y separación.

En ese sentido, reseñó que se está trabajando para generar en Tratayén un proyecto de procesamiento de gas que permita el procesamiento y conexión de la planta con el puerto. A eso habrá que sumarle la necesidad de una planta de fraccionamiento donde la mezcla de productos que llega a Bahía Blanca se divida por especialidad y una planta de almacenamiento previo a exportar.

Sin embargo, aclaró que “todo ese proceso se puede modular para avanzar con la capacidad de procesamiento en la medida que la producción va incrementándose. Lo que no es conveniente por técnica económica es modular el caño. Es la única ancla del proyecto porque se requiere un caño de diámetro importante para llegar a Tratayén y luego transportar todos los líquidos que puedan procesar otros players de la industria hasta Bahía Blanca”.

En el caso de TGS, la empresa avanza desde hace dos años en una nueva planta con un proyecto integral oportunamente valuado en unos US$ 2.500 millones, vinculado al aprovechamiento del gas asociado. La transportista cuenta desde 2018 con un sistema de captación de gasoductos que fue creciendo a la par del incremento de producción de las distintas operadoras y ahora alcanza los 182 kilómetros de caño, entre 36 y 30 pulgadas.

Ese sistema colector incluye una planta de acondicionamiento que empezó con una capacidad para extraer 5 millones de metros cúbicos de gasolina, y nuevas inversiones permitieron la instalación de un segundo módulo que los llevó a 28 millones de metros cúbicos en total, con la particularidad de que este módulo y el anterior están listos para pasar a procesamiento.

La situación actual

Es decir, la capacidad actual extrae solamente la gasolina de los gases, pero ya tiene instalados los equipos —denominados turboexpander— para recuperar otros hidrocarburos asociados.

Estos módulos están funcionando en la actualidad extrayendo la gasolina de los gases, pero ya tienen instalados los turboexpander para que, cuando se tome la decisión, se pueda pasar a recuperar otros hidrocarburos asociados como respuesta a una necesidad imperiosa ante la calidad del gas. Esto es así porque, si se quiere poner el recurso en especificación para entrar a los gasoductos de transporte, no alcanza con sacarle la gasolina: hay que tomar también el etano (C2), el propano (C3) y superiores.

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Fuente: Mejor Energía