Shell revisará su inversión de USD300 millones en Vaca Muerta para 2020 a partir de enero

Shell Argentina planea invertir al menos 300 millones de dólares el próximo año en la perforación de 30 pozos horizontales de petróleo shale en tres áreas en Vaca Muerta, en la provincia de Nuequén, afirma Sean Rooney, presidente de la compañía en una entrevista exclusiva con Desarrollo Energético.
El desembolso estará supeditado a las reglas del juego que plantee el próximo gobierno para el sector, señala. El congelamiento de precios de los combustibles que estableció la administración de Mauricio Macri en agosto dejó el barril de crudo cerca del nivel de equilibrio que tiene la empresa para sus operaciones en la cuenca Neuquina, lo que pone en riesgo la inversión, destaca.
La unidad local de Royal Dutch Shell planea continuar con sus actividades de perforación en las áreas Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón Amargo Sur Oeste tal como estaban planificadas en lo que queda de 2019 y, a partir de enero, iniciará una revisión de la situación de la industria y de sus números para ver qué hará durante el resto de 2020, destaca.
“Si las condiciones están dadas seguiremos adelante con nuestro plan de perforar con dos equipos, unos 30 pozos durante el próximo año – resalta Rooney -. Si eso no ocurre, podemos dejar de hacerlo y bajarlos y sólo seguir produciendo con los pozos que están en funcionamiento, como lo están haciendo otras empresas”.
Su plan incluye primero perforar todos los pozos horizontales y, luego, traer un equipo de terminación que esté operando en otras áreas cercanas para ir completándolos en serie, ya que no se justifica tener uno exclusivamente para sus bloques, detalla.
El objetivo original de Shell Argentina era acelerar aún más el proceso y sumar un tercer equipo de perforación en 2020 y uno de terminación, como parte de su programa de desarrollo masivo en Vaca Muerta, ya que, así, se torna más competitivo el proceso, resalta Rooney.
Su plan incluye desembolsar 3.000 millones para perforar un total de 304 pozos en la cuenca neuquina entre 2019 y 2025, incluidos 40 en 2019, otros 40 en 2020, 72 en 2021 y los 152 restantes hasta 2025.
Con estas inversiones, Shell Argentina busca aumentar su producción a 40.000 barriles diarios de petróleo (bpd) en 2021 y a 70.000 en 2025, desde los 4.500 actuales en Vaca Muerta. En la actualidad, la compañía logró reducir los costos de cada pozo completo a 10 millones de dólares, desde los 12 millones que valían cuando comenzó sus operaciones en 2012, destaca Rooney.
A su vez, están realizando cinco fracturas diarias, con picos máximos de nueve, dice el presidente de unidad local de Royal Dutch Shell y agrega que el repago de la inversión en cada pozo está en los dos o tres años.
El incremento del nivel de perforación también estará supeditado a su capacidad de evacuación. Para eso, planea comenzar con la construcción de una segunda planta de tratamiento de crudo en 2020, pero esto también estará atado a las medidas que adopte el próximo gobierno, explica.
Actualmente, se han llevado a cabo movimientos de tierra, pero las obras deberían iniciarse a principios del año próximo, señala una fuente. Originalmente, la compañía planeaba comenzar con su operación en 2021.
A su vez, Shell Argentina planea invertir al menos 103 millones de dólares en la construcción de un oleoducto de 103 kilómetros de largo en dos tramos que unirá su planta de tratamiento con Lago Pellegrini y, de allí, otro hasta Allen, donde se conectará con el troncal de Oleoducto del Valle (Oldeval) para evacuar su producción. Actualmente, lo está haciendo, utilizando camiones, añade Rooney.
También, espera comenzar con las obras de 96 kilómetros de carreteras, 25 kilómetros de líneas de electricidad dentro de los tres bloques, un acueducto de 35 kilómetros y tres reservorios de agua para la producción de petróleo shale.
Shell Argentina controla el 90% de las áreas de Sierras Blancas y Cruz de Lorena, mientras que Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) posee el 10% restante. En el bloque Coirón Amargo Sur Oeste, tiene una participación del 80%, mientras que GyP y Vista Oil and Gas poseen un 10% cada una.