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Gasoducto virtual, una innovadora solución tecnológica

Liderado por Y-TEC, el proyecto permitirá adelantar la incorporación de reservas

El proyecto Gasoducto Virtual nace como una solución integral que posibilita a YPF poner en producción pozos gasíferos en zonas aisladas y acelerar el proceso de incorporación de reservas. Además, implica el desarrollo de una nueva cartera de clientes ofreciendo la Solución de Eficiencia Energética.

Cabe destacar que la iniciativa fue desarrollada e implementada por un equipo de trabajo multidisciplinario y transversal de Y-TEC, en conjunto con la Gerencia de Negocio Área No Convencional y Gerencia Ejecutiva de Producción – ambas de la VP Upstream, Gerencia de Industrias - VP Downstream y la Gerencia de Compras.

La fase I del proyecto incluyó la captura del gas en boca de pozo, la compresión, transporte e inyección posterior en el gasoducto. Este proceso se recomienda para volúmenes menores a 50.000 m3 por día y distancias cortas entre puntos de captación y entrega.

Los beneficios que se desprenden del proyecto son numerosos. Por un lado, permite incorporar al sistema energético nuevos volúmenes de gas, petróleo y condensados. A su vez, se extienden de esta manera los ensayos en pozos exploratorios Shale & Tight gas, minimizando el aventamiento. También permite optimizar la inversión en CAPEX y disminuir el costo pozo (OPEX), asociado a la conversión de equipos de perforación y fractura a bi-fuel.

Los beneficios que se desprenden del proyecto son numerosos. Por un lado, permite incorporar al sistema energético nuevos volúmenes de gas, petróleo y condensados. A su vez, se extienden de esta manera los ensayos en pozos exploratorios Shale & Tight gas, minimizando el aventamiento. También permite optimizar la inversión en CAPEX y disminuir el costo pozo (OPEX), asociado a la conversión de equipos de perforación y fractura a bi-fuel.

El piloto, que se realizó en el pozo Bajada de Añelo x8, continúa funcionando en forma ininterrumpida y con excelentes resultados desde hace unos meses. Además, habiéndose producido la adaptación de una bomba de fractura para su funcionamiento bi-fuel, se llevó a cabo por primera vez en Argentina una prueba de abastecimiento de GNC para este tipo de operaciones.

Las conclusiones que se obtuvieron a partir de la fase I fueron sumamente positivas. La utilización del sistema de captación del gas en boca de pozo, su compresión a GNC, almacenaje, transporte y descarga en punto de entrega demostró ser una alternativa posible para pozos de bajos/moderados caudales de producción de gas y distancias relativamente cortas.

El modelo de negocios permitió establecer que bajo estas condiciones el proyecto es rentable en los casos de inyección del gas a gasoductos, basado en los valores contractuales del servicio vigente. Esto permite incorporar como reservas a los volúmenes de gas recuperados de esta manera.

En los casos de pozos de gas asociado a petróleo y gas/condensado, los hidrocarburos líquidos producidos proporcionan ingresos adicionales al proyecto. El sistema permite además utilizar este gas en instalaciones que no acceden a gas de red.

En la actualidad, este equipo junto con la VP de Gas & Energía, se encuentra desarrollando la Fase II – GNL, que ha sido visualizada desde el inicio del proyecto.

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