Argentina: Shell aspira producir 40.000 barriles diarios en Vaca Muerta en el 2021

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Maximiliano Hardie, Gerente del Proyecto Vaca Muerta de Shell indicó que la petrolera podría indicar el desarrollo masivo de Vaca Muerta en dos años.

En esa dirección, precisó que, si los resultados son positivos, a fines de 2018 la empresa avanzará con la construcción de una segunda planta de tratamiento de Shale Oil en el Play Neuquino.

Saluda con una manifiesta molestia al caminar. Deportista de toda la vida y un habitué de las especialidades acuáticas –incursiona desde hace años en el mundo del surf–, deberá pasar por el quirófano con una leve artroscopia para revampear su cadera. «Salí a correr hace algunas semanas y, ya en frío, me empezó a doler. Esperemos que la recuperación sea rápida», se ilusiona.

Desde la gerencia de unconventional upstream de Shell para la Argentina, el ejecutivo integra el equipo técnico que está llevando adelante los proyectos piloto de la operadora anglo-holandesa en Vaca Muerta. A nivel global, la estrategia del Grupo –una de las tres mayores petroleras del planeta– es que los recursos no convencionales sean una de sus grandes fuentes de ingreso hacia 2025.

«Si hay un upside en Lajas, Mulichinco o Los Molles (otras formaciones de la Cuenca Neuquina), lo veremos en 10 años. Al fin y al cabo, nuestro objetivo es poder invertir y obtener retornos para nuestros accionistas, que son los que financian nuestras actividades. Hoy nuestra prioridad pasa por Vaca Muerta», asegura Hardie en diálogo con Revista TRAMA, que lo entrevistó en su oficina del histórico edificio de Shell a pocas cuadras de Plaza de Mayo.

Dentro de la formación neuquina, la compañía está presente en una serie de áreas que despiertan grandes expectativas, como Sierras Blancas, Cruz de Lorena, Águila Mora, Rincón Ceniza, La Escalonada, Coirón Amargo Sur Oeste y Bajada de Añelo. «Si surgen oportunidades costas afuera o de tight gas, obviamente se las aprovechará. Pero lo haremos sin perder el foco de nuestro trabajo, sabiendo que los grandes volúmenes están en Vaca Muerta», remarca.

Formado en la Universidad Nacional de Mar del Plata, Hardie comenzó su carrera dentro de la industria hidrocarburífera en Tecpetrol. A fines de 1998 dio el salto a Shell Argentina, donde fue nombrado project engineer y luego se especializó en la tecnología Gas-to-Liquid (GtL). En 2002 viajó a Holanda para ser senior development engineer de Nederlandse Aardolie Maatschappij (NAM), firma dependiente de Shell.

Volvió al país a principios de 2006, como senior development engineer de Shell Argentina. Tras dos temporadas en Brasil, donde ejerció el cargo de South America NOV manager, retornó definitivamente al medio local para colaborar con el crecimiento de Shell CAPSA en 2012.

En los últimos dos años, los recursos no convencionales de Vaca Muerta fueron –y siguen siendo– el centro de sus preocupaciones profesionales.

«Podemos distinguir dos etapas de desarrollo en nuestros proyectos allí. La primera se basó en la exploración y el estudio de las propiedades de la roca, sin abocarnos tanto a los costos», puntualiza.

Esa fase inicial, sostiene, arrojó resultados positivos. «Confirmamos que la roca era buena, con datos favorables en términos de volúmenes y TOC. Asimismo, los pozos respondieron bien a las fracturas», detalla.

Cada vez más cerca

La segunda etapa, añade Hardie, es la actual. «Se basa en la ejecución de pilotos con el objetivo de desarrollar pozos que tengan buenas productividades y sean económicos. Es por ello que empezamos a utilizar los diseños y a trabajar mucho en los costos, tanto en perforación como en fractura», explica.

Según sus palabras, Shell compara los valores obtenidos en los pozos locales con los de Eagle Ford, Permian o Canadá. «Estimamos cuál sería el límite técnico de cada pozo de Vaca Muerta trasladado a otro contexto», aclara.

La comparación, destaca, fue evolucionando positivamente con el tiempo. «Arrancamos muy arriba, con pozos no muy representativos porque no se conocía tanto la roca y los diseños eran más conservadores. Hace más de un año estábamos aproximadamente un 60% por encima de los costos, tanto en drilling como en completion», precisa.

A partir de un gran esfuerzo y de la articulación de un amplio número de factores, comenta, por estos días dicho porcentaje se redujo sobremanera. «Probablemente por un tema de liquidez de mercado no lleguemos a los niveles de costos de Permian, que tiene el shale con más actividad del mundo. Pero estamos mucho más cerca. Idealmente aspiramos a un estar sólo un 10% o un 15% por encima», proyecta.

¿Cómo priorizan las acciones que despliegan en las distintas áreas?, preguntamos a Hardie.

Los yacimientos compiten entre sí. Al fin y al cabo, hay un porfolio y un presupuesto limitados, y tenemos que ir eligiendo. Por lo pronto, estamos en la etapa piloto y avanzando en todos los proyectos. Pero algunos yacimientos tienen ventajas sobre otros.

Sierras Blancas, por caso, se ubica muy cerca de la infraestructura. Con lo cual, la producción de gas se inyectará directamente al gasoducto (que debería estar listo para el primer trimestre de 2019).

En Rincón Ceniza hoy estamos evacuando por Pacífico, un gasoducto que está muy justo (y no se puede desarrollar sin evacuación). Y también venimos monitoreando Bajada de Añelo.

En materia petrolera, tenemos una planta de tratamiento que no está full capacitiy y eso tiene que ver con que no hay oleoducto. Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón Amargo Sur Oeste, donde acabamos de perforar un pozo, conforman para nosotros un mismo play. Estamos optimizando el diseño para ir a un full field development en dos años.

En un año y tres meses va a estar en funcionamiento el oleoducto del Lago Pellegrini. Nuestro trabajo depende de esa obra, que está a cargo de YPF y Tecpetrol.

La siguiente etapa –si los precios acompañan y las tendencias mejoran– será llenar esos 12.000 barriles por día para principios de 2019. Si consolidamos lo que venimos aprendiendo, a fines de 2018 tomaremos la decisión de avanzar con una segunda planta de tratamiento, la cual estaría lista hacia fines de 2020. Y para 2021 estaríamos pensando en llegar a 40.000 o 45.000 barriles por día en los tres bloques (Sierras Blancas, Águila Mora y Cruz de Lorena).

¿Qué detalles puede brindar sobre la optimización del diseño?

En cuanto al diseño de pozos, registramos una evolución: ya estamos en un modelo 3.0, que es bastante similar al que utilizamos en Fox Creek, Alberta. Ahora estamos optimizando el largo de los pozos y el espaciamiento para eventualmente desarrollar en dos layers.

Por supuesto hay que testear un montón de ítems, como la barrera vertical entre los dos layers. Al fin y al cabo, uno no quiere tener los pozos tan cerca como si fueran dos bombillas en un mismo mate, pero tampoco separarlos tanto y perder recurso. Por eso es tan importante el piloto.

¿Es natural que, a la par de avanzar en los pilotos, muchas compañías busquen diversificar el riesgo y sumar socios?

Sí, lo veo como un proceso natural. Es diversificación de porfolio. Claramente nuestro objetivo es seguir creciendo, siempre que las condiciones estén y que haya algo razonable. Se puede agregar caja en un lado para que diluya en otra área por un tema de diversificación de riesgo, y así tener flexibilidad.

Al haber concesiones por 35 años, si uno está posicionado en distintas ventanas puede ir regulando el desarrollo en función de los mercados. El shale, en ese sentido, es más flexible que el offshore.

A futuro

¿Dónde esperan iniciar un desarrollo masivo para los próximos años?

Puede haber desarrollo masivo en Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón Amargo Sur Oeste. También hay posibilidades en Bajada de Añelo, zona volátil y de wet gas, y en el norte, en La Escalonada y en Rincón Ceniza.

Por supuesto, no creo que todos los proyectos se den al mismo tiempo. Eso va a depender de lo que pueda financiarse y de la capacidad de evacuación de los productos, entre otros factores. Pero pienso que en cinco, seis o siete años puede haber un nivel de actividad tres o cuatro veces mayor que el actual.

La cuestión laboral y sindical debería estar mucho más aceitada. Habría más trabajo, por lo cual no debería crecer la conflictividad. Adicionalmente, se necesitará un mayor desarrollo de los servicios.

¿Qué precio del petróleo avizora Shell para el corto o mediano plazo?

El Grupo trabaja con ciertas premisas, pero no tenemos la bola de cristal. Estas premisas nos sirven y se aplican en todo el mundo, aunque no es lo mismo Europa, Estados Unidos o la Argentina. Cuando el país registró un precio diferenciado, por ejemplo, esa variable se tenía en cuenta, pero no para el largo plazo.

No tenemos un solo precio de referencia. Lo que buscamos es contar con desarrollos que sean resilientes a un bajo valor del crudo, aunque obviamente no pensemos desarrollar con esas cifras para siempre.

Con información de Econojournal