La operadora angloholandesa repasó su actividad en el play no convencional en donde este año inyectará 500 millones de dólares. Ya cuentan con una producción de 45.000 barriles de crudo por día y están próximos a terminar una nueva planta de tratamiento.
El Gerente de Operaciones de Shell, Sebastián Regis, contó los últimos avances que ha tenido la compañía.
La petrolera Shell es una de las jugadoras de peso en Vaca Muerta, no solo por la producción que ya le saca a la roca madre, sino también por sus inversiones. Y es que según detalló su Gerente de Operaciones, Sebastián Regis, la firma ya inyectó en el play no convencional nada menos que 3.000 millones de dólares.
«En estos 12 años hemos invertido más de 3.000 millones de dólares en la cuenca, a un ritmo en los últimos años de 500 millones de dólares por año», aseguró Regis durante las 11° Jornadas de Energía del Diario RIO NEGRO. Y sumó que «este año tenemos también un plan de 500 millones de dólares de inversión».
Esta inyección de fondos en los bloques que posee la operadora le permitió a la firma dar un salto de escala más que notable. «En seis años aumentamos 10 veces nuestra producción«, marcó el referente de la compañía. Y detalló que «hoy estamos en 45.000 barriles de petróleo por día, entre operados y no operados».
Para llegar a esos números que representan por ejemplo más del doble de toda la producción diario que tiene la provincia de Río Negro, Shell incorporó nada menos que un centenar de pozos en Vaca Muerta. «Tenemos más de 100 pozos perforados, fracturados y en producción y cada año vamos ganando en eficiencia operativa, esto es menores tiempos y menores costos», aseguró Regis.
Pero el objetivo de Shell Argentina no es quedarse con esa producción, sino seguir creciendo. Y esto se demuestra en la ampliación que están realizando de sus instalaciones de tratamiento. Actualmente, la operadora cuenta con dos plantas de tratamiento que permiten procesar hasta 42.000 barriles de petróleo por día, pero está avanzando en una nueva planta.
Shell suma una tercera planta de tratamiento
«Nuestra tercera planta de procesamiento de crudo que va a estar en Bajada de Añelo», indicó Regis para completar detallando que «la estamos construyendo actualmente, ya está en las últimas fases, y va a tener una capacidad de 15.000 barriles de petróleo y 2 millones de metros cúbicos de gas por día«.
Este tipo de plantas, referidas habitualmente como PTC, tienen un alto costo, de cientos de millones de dólares. Y se suman a otras instalaciones como el oleoducto Sierras Blancas – Allen que la firma realizó junto a sus socios Pluspetrol y Pan American Energy (PAE).
«Un proyecto clave para nosotros es el primer oleoducto 100% financiado por capitales privados junto con Pluspetrol y PAE, que ayudó a aliviar los cuellos de botella de la cuenca. Son 105 kilómetros de oleoducto para más de 125.000 barriles diarios que nos permite poder evacuar más crudo», contó Regis.
El Gerente de Operaciones destacó los buenos resultados que están teniendo en otros bloques como son Bandurria Sur -operado por YPF- y Rincón de la Ceniza-La Escalonada, que opera TotalEnergies. Pero fundamentalmente destacó los avances que han tenido en su core de áreas operadas.
«Somos una empresa que operamos en más de 70 países y buscamos traer la experiencia de otros lugares a Vaca Muerta. Tenemos experiencia en Estados Unidos y Canadá, donde también tenemos no convencional y por eso el año pasado instalamos fibra óptica en varios pozos de un mismo pad», contó.
La empresa lo que hizo fue instalar a lo largo del pozo, del lado externo del casing, una banda de fibra óptica que permite tener datos en tiempo real en todo el continuo de la operación y desde múltiples variables.
«Esto nos permite ver la eficiencia de cada etapa de fractura, cuando hacemos el punzado cómo interfiere eso en los pozos que están más cercanos y también ver el alcance vertical de cada fractura. Con lo que nos permite cada vez ser más eficientes y mejorar las fracturas», destacó.
En ese mismo pad de pozos, la firma sumó lo que definen como codevelopment, es decir direccionar los pozos hacia diferentes profundidades de landing zones. «Esto nos permitió también ver las interferencias entre las zonas. Los datos fueron muy buenos y nos permiten modificar nuestro plan de desarrollo a futuro», indicó Regis y señaló que este avance «lo vamos a estar publicando en revistas de divulgación científica para que también otros aprendan de esta experiencia».
El RIGI y las reglas claras
El Gerente de Operaciones de Shell Argentina señaló que «las inversiones que hacemos son de largo plazo, y al estar en más de 70 países, competimos por la inversión con otras oportunidades dentro del portafolios global, y más allá de la que la roca de Vaca Muerta es muy buena y el capital humano también, las condiciones de inversión son importantes».
En ese sentido, marcó que «el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) va en esa dirección. Hay que esperar la reglamentación y que se empiece a aplicar continuamente, pero también se requiere el acceso a divisas y es importante bajar la brecha entre el crudo internacional y el doméstico, que hoy es de 10 a 12 dólares por barril».
Regis destacó que al petróleo argentino y de Vaca Muerta, el Medanito «lo están pidiendo en el exterior, el mercado está y va a seguir creciendo. Y además la ventana del crudo es ahora a diferencia del gas. Lo que falta es la libre exportación y eliminar la brecha con el precio doméstico». Dado que remarcó que «las exportaciones del sector son otro motor que se suma al campo, y sin limitaciones climáticas».
Fuente: Río Negro