Un nuevo hito de reinyección de gas en un pozo depletado en el sur de Mendoza

La petrolera Quintana Energy, del empresario Carlos Gilardone, dio inicio a su segundo proyecto de reinyección de gas ubicado en el bloque Chihuido de la Salina, que forma parte del Cluster Mendoza Sur de reciente transferencia por parte de YPF.

Se trata de un logro que le permite a la empresa “guardar valor cuando el mercado está en baja y potenciarlo cuando vuelve la demanda”.

“Este proyecto junto con Estación Fernández Oro, se constituye como uno de nuestros reservorios de almacenamiento en los dos extremos de la cuenca Neuquina, una estrategia clave para la compañía. Este paso nos permite convertir un desafío en una oportunidad que forma parte del modelo de negocio que diseñamos hace 3 años con visión de largo plazo”, comunicó Quintana.

Para esto también acaba de anunciar un acuerdo estratégico con la empresa Enerflex para adquirir una capacidad total de 34.500 caballos de fuerza (HP) en equipos de compresión. La operación se centra en el Clúster Mendoza Sur, específicamente en las estaciones Chihuido de la Salina II (CHLS II) y Chihuido de la Salina III (CHLS III), lo que le suma una capacidad nominal de compresión inicial de aproximadamente 5 MMM3/d.

Este proyecto de inyección y almacenamiento de gas en El Portón, que contempla una inversión de aproximadamente 10 millones de dólares, busca convertir reservorios depletados en almacenes subterráneos de gas, para inyectar gas en verano, cuando la demanda es baja, y extraerlo en invierno, cuando se incrementa el consumo.

Esta operatoria busca asegurar la operatividad anual y la eficiencia energética, y en la Argentina representa una innovación con pocos antecedentes en la gestión de recursos y abre la posibilidad de reconvertir yacimientos maduros en infraestructura estratégica.

De acuerdo a un reciente estudio del Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG) se explica que los Almacenamientos Subterráneos de Gas Natural (ASGN) son instalaciones que permiten acumular gas natural en estado gaseoso. En épocas de exceso de oferta es posible almacenar el gas en el subsuelo para luego extraerlo cuando la demanda aumenta, e inyectarlo a los sistemas de transporte o distribución.

De esta manera, constituyen una herramienta capaz de abastecer gas de pico en un corto periodo de tiempo. Además, los almacenamientos permiten mantener la producción de gas flat, independizándola de la estacionalidad de la demanda, complementando el desarrollo de los yacimientos de gas y extendiendo la vida útil de las instalaciones asociadas.

Por otro lado, son capaces de optimizar la capacidad de transporte en los gasoductos troncales: incrementan su uso en épocas de baja demanda, y abastecen mercados específicos en invierno, logrando liberar espacio en los gasoductos para la producción de los yacimientos restantes.

Incrementando la oferta de gas en invierno, los ASGN permiten desplazar parcialmente las importaciones de combustibles alternativos (GNL y gas natural), así como también funcionar como back up para posibles exportaciones.

El desarrollo de ASGN está demostrado que es técnicamente factible en Argentina y, en consonancia con una política energética que busca reducir los costos de suministro de energía en el corto y mediano plazo, puede ser la forma más eficiente y económica de abastecer la demanda de gas de invierno con producción nacional y maximizar la capacidad del sistema de transporte en invierno.

Se estima que existen más de 650 almacenamientos operativos en el mundo, distribuidos principalmente en Europa y Estados Unidos. En el subsuelo, el gas puede ser almacenado en cavernas (salinas o minas abandonadas) o en medios porosos (acuíferos salinos o reservorios depletados de hidrocarburos), siendo estos últimos los más comunes.

En este caso, el gas es inyectado en una formación geológica con buenas propiedades petrofísicas, en una estructura o trampa que lo contenga lateralmente y con un sello que impida la migración vertical del gas.

Por este motivo, a la hora de realizar la selección de un yacimiento depletado para ser convertido a ASGN es de gran importancia realizar una caracterización integral del reservorio, sello y trampa, a través de modelos de subsuelo, con el f in de determinar su aptitud.

En Latinoamérica existe una única experiencia ASGN operativa desde 2001 denominado Diadema, oportunamente desarrollado por YPF en la Cuenca Golfo San Jorge, en cercanías a la ciudad de Comodoro Rivadavia.

En los últimos 20 años, allí se ganó experiencia durante su desarrollo y operación, incluyendo la expansión de la planta de compresión y tratamiento y la caracterización del subsuelo mediante modelos integrados.

Utilizando el expertise adquirido, se encaró una búsqueda de nuevos sitios potenciales para ser convertidos y se seleccionaron distintos reservorios depletados como potencial almacén, abordado con una mirada multidisciplinaria, incluyendo la confección y calibración de modelos estático, dinámico y geomecánico que permitan caracterizar el sello y la trampa de manera integrada, por lo que existen posibilidades de extender exitosamente las experiencias.

Quintana, desde 2021, desarrolla el área San Sebastián, un yacimiento descubierto por YPF en el lado chileno de la isla de Tierra del Fuego, donde opera desde entonces. Allí su comprador es ENAP, la empresa petrolera estatal de Chile. Luego, inició la operación del Anticlinal Aguada Bandera, en Santa Cruz, con planes de perforar más de 100 pozos en los próximos 10 años.

Desde febrero de 2025 también opera Estación Fernández Oro, activo estratégico responsable de producir el 30% del gas de la provincia de Río Negro, y más recientemente adquirió el Cluster Mendoza Sur, consolidando su presencia en cuencas energéticas clave.

El proyecto incluye derechos de exploración en la extensión mendocina de Vaca Muerta, y como parte del plan de inversión comprometido, se ejecutará en este bloque un proyecto piloto enfocado en recursos no convencionales (NOC), con una inversión inicial de US$ 44 millones.