El shale de Shell: largó la carrera

Shell le encontró la vuelta a Vaca Muerta. Después de analizar la geología de las áreas que tiene en concesión y el rendimiento de los pozos, la empresa está dispuesta a subir un segundo equipo de perforación con la mira en la extracción masiva del shale oil.

La novedad se conoció días atrás por fuentes que la compañía angloholandesa tiene en el bloque no convencional Cruz de Lorena, Sierras Blancas y Coirón Amargo Sur Oeste (CASO), ubicado cerca de Añelo y San Patricio del Chañar. La compañía está tramitando la licencia ambiental para el proyecto, luego del anuncio de invertir en 304 pozos y una nueva planta de procesamiento de crudo. La autorización de una sola licencia por proyecto fue otro factor que aceleró la toma de decisiones de las empresa para evitar trámites burocráticos a la hora de perforar que se dilataban por varios meses.

Hace poco terminó de perforar un pozo en CASO y el rendimiento generó una fuerte expectativa entre los gerentes que se suman a la carrera del shale oil, como en su momento lo fue el yacimiento Loma Campana. El pozo tiene una longitud de 2000 metros y se necesitaron 34 etapas de fractura que puso a prueba el diseño del fracking RCD 4.0, por el cual se logró reducir los espacios entre las etapas de fractura, de 75 a 60 metros. El dato explica que cada vez se van a perforar pozos con mayor productividad. El área CASO no es la que actualmente está produciendo más petróleo. Es más, Cruz de Lorena se lleva el 56% de la producción del bloque que tiene Shell en Vaca Muerta.

“Este pozo es un ejemplo de cómo estamos mejorando significativamente la eficiencia de nuestras operaciones, que es una de nuestras prioridades. Queremos producir más, pero también mejor”, explicó Sean Rooney, presidente de Shell Argentina.

“Por sus características y por las implicancias que tendrá para nuestras operaciones en la cuenca, es un caso de éxito rotundo para la compañía”, agregó el CEO de la firma en el país.

El bloque de Shell está en otra área clave en Vaca Muerta y la experiencia en 2018 demostró que la producción de petróleo no convencional creció un 65% con los 18 pozos que hay activos. La producción de enero de 2018 al mismo mes de 2019 pasó de 2.458 barriles de petróleo al día (bbl/d) a 4.075. Con esos datos, la empresa comenzó el camino para migrar al desarrollo masivo en una apuesta de llegar a cinco años con más de 70.000 barriles diarios, lo que implica una experiencia similar a la que tiene hoy Loma Campana con YPF y Chevron. Desde la empresa dicen que no hay un “punto bisagra” desde el piloto al “modo factoría”.

Nueva planta

Con la llegada del segundo equipo de perforación a mediados de año y el comienzo de la construcción de una nueva planta de producción Shell empieza otra etapa de la empresa, que busca un lugar en el podio de la producción de shale oil.

Hoy el bloque cuenta con una EPF (Early Production Facility) con capacidad para 12.000 bbl/d que funciona desde diciembre de 2016 y que le permitió un mejor rendimiento en este año, con una producción que subió un 65% en todo el 2018.

En unos meses más se empezarán los primeros movimientos para construir la Central Processing Facility (CPF) de 30.000 bped de capacidad, que se pondrá operativa recién en 2021. Se espera que ese sea un año bisagra para la ventana petróleo en Vaca Muerta, debido a la proyección de los oleoductos para evacuar el producto.

Será otra etapa en la que la empresa, de acuerdo a la proyección de su plan, haya alcanzado una producción de 40.000 bbl/d, una cifra competitiva en Vaca Muerta.

Fuente: lmneuquen.com