Shell es una de las operadoras que está deriskeando el potencial de Vaca Muerta, una de las formaciones de roca generadora de hidrocarburos de la Cuenca Neuquina. La petrolera angloholandesa –que ocupa el segundo lugar del mercado de refinación de combustibles- cuenta con participación en cinco proyectos no convencionales en Neuquén.
Primero hizo pie en tres áreas donde está testeando la producción de shale oil (petróleo de arcillas). Y el año pasado se posicionó en la ventana de wet gas (se asoció con Total) para estudiar la extracción de shale gas.
En este marco, Teófilo Lacroze, presidente de Shell Argentina, viajó especialmente a Houston a mediados de mayo para asistir al seminario “Argentina Shale: The future of Vaca Muerta” organizado por el IAPG. En un alto de la conferencia, el ejecutivo accedió a dialogar con un pequeño grupo de periodistas. Revista Petroquímica, Petróleo, Gas, Química & Energía fue el único medio argentino en el evento, que contó con la presencia de más de 300 directivos de la industria petrolera norteamericana.
El empresario señaló que la estrategia de Shell en Vaca Muerta tiene sus etapas: “Nosotros estamos en la etapa piloto. Desde el 2012 invertimos en los no convencionales en Vaca Muerta. Mucho de lo que se ha dado en materia de cambios en los últimos cuatro meses obviamente ayuda a tener una perspectiva futura muy buena. La solución con los holdouts, libre tipo de cambio y libre acceso al cash son todos cambios muy positivos para la decisión (de invertir) y como visión de largo plazo para alcanzar en unos años una etapa de full development. Estamos construyendo la planta de Early Production Facility (EPF), que la deberíamos terminar a fin de este año a fin de conectar los pozos que ya perforamos”.
Asimismo, aclaró que la capacidad de la planta es de 10.000 barriles por día “es parte del plan de inversiones que tenemos como commitment de la licencia de explotación de 35 años”.
Al ser consultado sobre si evalúan mirar con mayor intensidad la posibilidad de desarrollar shale gas, dijo que “tenemos cinco áreas. Tres en la ventana de black-oil y dos que operan total en la ventana de wet-gas. Nuestro objetivo es desarrollar los dos. Esperamos un crudo muy liviano, de más de 40 grados API”.
A su vez, expresó que “estamos siempre evaluando nuevas áreas. Es un trabajo continuo. Si vamos a full development con todo lo que tenemos hoy son inversiones de miles y miles de millones de dólares en la Argentina. Pero eso no quiere decir que no estemos evaluando áreas que nos agregarían otras cosas. Antes de fin de año compramos una participación adicional del 10% en Cruz de Lorena”, aseveró.
Asimismo, señaló que “contemplamos lograr todo el nivel de inversión que sea necesario. Hoy nuestro principal foco es cómo llevamos un pozo que cuesta 14 millones de dólares a 8 millones. Para eso hay una curva de aprendizaje. Hay que pasar de la etapa piloto a una de desarrollo. Y eso no nos preocupa. La apuesta es alcanzar el learning curve que hubo en EE.UU. Otra parte importante es el acceso a tecnología y otra es la mejora de la productividad, entendida como el trabajo de minimizar tiempos no productivos que impactan mucho en la operación. En nuestras áreas en full development proyectamos una producción superior a los 100.000 barriles por día de petróleo equivalente”.
“Nuestro objetivo es poner en operación a fin de este año la Early Production Facilities (EPF). Para ese entonces esperamos contar con la planta operando. Y estaría alcanzando una utilización total de la capacidad de la planta para fines de 2017”, afirmó.
Finalmente, Lacroze concluyó que “si el desarrollo masivo de los bloques no se concreta deberemos ver qué hacer con las áreas que ya tenemos. No hay medio desarrollo de un área. O vas a full development o no vas”.
