La expansión de Vaca Muerta no solo incrementa la producción de hidrocarburos, sino que redefine la naturaleza misma del gas natural que se extrae. Lejos de ser un fluido uniforme, el gas no convencional se presenta cada vez más ‘rico’ en líquidos, una característica que, si bien ofrece un valioso potencial de exportación, también impone la necesidad de cuantiosas inversiones en infraestructura para su procesamiento.
Este cambio se debe principalmente al aumento del “gas asociado” a la producción petrolera. Este gas no es solo metano, el componente tradicionalmente utilizado en hogares, sino que contiene una variedad de elementos más pesados como propano, butano, gasolina natural y etano. La presencia de estos líquidos pesados no es, en sí misma, una desventaja; de hecho, pueden separarse del metano para su comercialización en mercados internacionales, como ya lo hacen Compañía Mega y TGS. Sin embargo, cuanto mayor sea la concentración de estos líquidos, más complejas y costosas serán las instalaciones requeridas para su separación y tratamiento.
El punto de inflexión se anticipa con el inminente aumento de la producción petrolera. La puesta en marcha del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) en enero próximo se proyecta como el catalizador para que la producción de petróleo de la formación se duplique en pocos años. Este incremento en el crudo, a su vez, multiplicará la disponibilidad de gas asociado.
Un estudio realizado por YPF sobre la evolución del gas de Vaca Muerta ilustra la magnitud de esta transformación. Mientras que en 2023, el gas asociado representaba solo el 7% del total extraído de la roca generadora, las proyecciones para 2031 indican que esta proporción ascenderá al 41%. Esto significa que la producción de gas asociado se multiplicará por ocho en menos de una década, superando los 30 millones de metros cúbicos por día, un volumen que, a modo de referencia, excede la capacidad actual del Gasoducto Perito Moreno.
Paralelamente, se espera una reducción drástica en la cantidad de gas seco, aquel libre de líquidos pesados. Las especialistas de YPF, Melanie Wheeler y María Elena Rubio, estiman que el gas seco pasará del 44% del total en 2023 a solo el 16% en 2031. De esta manera, para el año 2031, la composición del gas natural de Vaca Muerta se proyecta en un 43% de gas húmedo, 41% de gas asociado y apenas un 16% de gas seco. Esto implica que un 84% del gas contendrá moléculas de propano, butano, etano y gasolina natural, haciendo indispensable su separación.
Esta realidad obliga a las empresas a planificar y ejecutar obras de tratamiento que implican inversiones de millones de dólares. Ya hay iniciativas en marcha, como la ampliación de Compañía Mega, el proyecto de TGS para líquidos de gas natural (NGL’s) valuado en 3.000 millones de dólares, y la planta exportadora de líquidos que planean YPF, Eni y XRG como parte del megaproyecto Argentina GNL.
Pero el desafío se extiende a los propios campos de operación. YPF ha presentado un plan integral para los Hub Norte, Centro y Sur de Vaca Muerta. En el Hub Centro, que abarca la zona de Añelo y Loma Campana, se diseñaron tres instalaciones específicas para el tratamiento de gas, aprovechando la reactivación de complejos preexistentes, como la Tex Randall en Loma La Lata.
El Hub Norte, cercano a Rincón de los Sauces, presenta el mayor reto. Allí, YPF ha diseñado un plan en tres etapas que no solo busca acondicionar el gas de esta nueva área de desarrollo, sino que también requerirá la construcción de gasoductos de vinculación. Estos conductos serán esenciales para transportar el gas a puntos donde se puedan separar los líquidos que, indiscutiblemente, han llegado para quedarse como un componente fundamental del gas de Vaca Muerta.