Durante la misma, se mostró una actualización del Modelo de Gas/NGL 2022, además de la elaboración desde cero del Modelo de Crudo, garantizando la integración de ambos Modelos. Este trabajo se realizó en base a la información de producción, tratamiento y transporte, correspondientes a Junio/2023 y Enero/2024, una vez validados, se extrapolaron a tres escenarios: 2024, 2025/2026 y 2026+. Posteriormente, se incorporaron las nuevas instalaciones ya en marcha y proyectos en construcción de toda la Cuenca, además de ampliaciones y nuevos gasoductos y oleoductos, que luego cada Operadora presentó a lo largo de los 2 días de las Jornadas.

Se destacó la importancia de considerar el sistema de gas, NGL y crudo como un conjunto integrado.

Se enfatizó la necesidad de reducir el etano en el gas, separándolo mediante membranas y/o en las plantas criogénicas (Mega, Tratayén, Cerri, Randall, etc.). Esto es crucial para evitar que se vea afectada la capacidad de tratamiento de gas, lo cual impactaría negativamente la producción de crudo al no poder procesar todo el gas asociado que se agregará con el oleoducto Vaca Muerta Sur en 2026.

Se identificó que parte de la capacidad de transporte de crudo por parte de Oldelval y Otasa se utiliza para transportar junto con el crudo unos 3.000 M3D de LPG y 2.000 M3D de gasolina liviana. Estos productos no pueden ser derivados al gas debido a restricciones en la capacidad de tratamiento de las plantas ubicadas aguas abajo de las áreas productoras.

A pesar de estas limitaciones, se concluye que cuando el GNK alcance su máximo de 39 millones de SM3D de gas transportado, aunque todos los sistemas estarían al límite, la capacidad de tratamiento y transporte debería ser suficiente para manejar la demanda. Sin embargo, será necesario afinar al máximo la operación y la mezcla de gas de distinta composición y origen para mantener el gas en especificación de venta.

Las conclusiones en cuanto a capacidades de transporte y tratamiento de gas y crudo, como así también de producción de NGL, tuvieron un impacto muy importante, teniendo en cuenta la visión integrada de toda la Cuenca Neuquina, de la red de gasoductos, oleoductos del país y de exportación. En especial, en lo referente al tratamiento de gas asociado al crudo, con elevado contenido de NGL: gas licuado (propano/butano), gasolina y en particular de etano, brindándose desde la Comisión alternativas de soluciones para el tratamiento y transporte, para acompañar el crecimiento de la producción.

Cabe destacar que esta introducción sirvió como prólogo a las distintas presentaciones realizadas por las diferentes Operadoras a lo largo de las Jornadas, donde se comentaron en detalle los proyectos desarrollados y por desarrollarse y cómo estos impactan en el funcionamiento de la cuenca.

Se buscará acercar estas y otras conclusiones en un futuro evento organizado por el CAI, donde se contará con la presencia de representantes de diferentes operadoras que presentarán sus proyectos en ejecución. Estos proyectos permitirán alcanzar las metas de producción de gas, crudo y NGL.

Agradecemos el trabajo de todo el equipo de la Comisión, destacando a Gisele Cardanopido (Vista), Dulce Gómez (TGS), Santiago Laciar (TGN) y Miguel Wegner (Hytech) por ofrecerse como disertantes en representación de la comisión. También agradecemos a Santiago Antognini (Pampa), miembro del IAPG Comahue y la Comisión de Operadoras del CAI, por ofrecerse a moderar dicho panel.