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INVERSIONES

Los proyectos de Tecpetrol y Shell en Vaca Muerta

Entrevistas con Ormachea y Rooney

ENERNEWS/Río Negro

El CEO y Presidente de Tecpetrol contó los planes que tiene la compañía en la búsqueda de shale oil. También aseguró que esperan exportar parte del gas de Fortín de Piedra.

Tecpetrol, la petrolera del Grupo Techint, está a punto de reconvertir dos concesiones convencionales en no convencionales para centrarse en una de esas áreas en la búsqueda del petróleo de Vaca Muerta. 

Luego del desarrollo de Fortín de Piedra donde en menos de dos años llegó a ser el principal bloque productor de gas del país, “Energía On” dialogó con el CEO y presidente de Tecpetrol, Carlos Ormachea, quien reveló que si la evaluación de Los Toldos II Este es la esperada pasarán en un año a la fase de desarrollo masivo.

Solicitaron dos nuevas concesiones no convencionales. ¿Cuál es el objetivo de la empresa?

Sí, estamos esperando formalizar esos acuerdos para poder empezar a desarrollar el petróleo de Vaca Muerta en uno de esos campos que tenemos que es Los Toldos II Este. Vamos a arrancar con un piloto que está divido en tres partes para avanzar en la evaluación del campo en tres áreas y en la medida en que se confirme lo que nosotros estimamos avanzaremos en un plan de desarrollo.

¿El paso a desarrollo masivo se puede dar tan rápido como en Fortín de Piedra?

Es que es un proyecto más chico, la superficie es la tercera parte de Fortín de Piedra aunque puede haber más horizontes productivos, pero en general es un proyecto de menor tamaño que Fortín de Piedra. De cualquier manera, una vez que hayamos eliminado la evaluación del campo y confirmemos la prospectividad que nosotros estamos viendo, ahí vamos a hacer un desarrollo rápido. No nos vamos a sentar arriba de las reservas. En la medida en que las condiciones de mercado lo permitan vamos a avanzar rápidamente en la fase de desarrollo.

 

Estamos en un año electoral. ¿Es un momento un tanto difícil para definir inversiones?

La incertidumbre que hay sobre la definición de algunos temas que pueden tener impacto importante en la evolución de los negocios es muy corta, estamos hablando de cuatro a seis meses, y la definición del pase a desarrollo la vamos a tener en no menos de un año o para el segundo trimestre del año que viene, ahí estaremos en condiciones de decir bueno, confirmamos porque perforamos, ensayamos y medimos y, si confirmamos lo que hay, ahí se va a lanzar la fase masiva de desarrollo.

¿Tienen también un proyecto para buscar petróleo en Los Bastos?

Es Los Bastos vamos a hacer un pozo exploratorio para probar si produce petróleo Vaca Muerta en Los Bastos. Es una exploración “de frontera” porque estamos yendo y bastante a la frontera sur este de Vaca Muerta. Si logramos confirmar, y nosotros de alguna manera lo intuimos, estamos ayudando también a precisar el límite y el tamaño de Vaca Muerta hoy.

¿Este cambio hacia el petróleo se debe al mal momento que enfrenta el segmento del gas?

El gas no sé si tiene un mal momento, lo que tiene es un problema de mercado en este momento, agudizado por un caída muy fuerte de la demanda doméstica por varias razones incluyendo el impacto de la recesión que ha hecho caer la demanda también en el sector industrial porque la demanda de energía ya se había visto afectada en el sector residencial probablemente por una cuestión de tarifas.

Tienen cerca de la mitad de la producción dentro de la Resolución 46, pero la otra mitad ¿Se está colocando a valores que repagan los costos de desarrollo?

Este verano vimos precios muy bajos del gas porque con el nuevo gas de Vaca Muerta, combinado con la caída en la demanda del mercado doméstico, durante ocho meses de este año ha sobrado gas. Hay mayor capacidad de producción que de demanda a pesar de que se ha abierto la exportación de gas a Chile, pero aún con ese escenario hubo sobrantes de gas durante el verano y eso hizo presión sobre los precios y hemos visto precios muy bajos sobre todo para el sector eléctrico producto de una producción que viene de inversiones ya hechas . La alternativa es cerrar producción y creo que todos hemos tenido que cerrar producción por falta de mercado.

En el invierno el escenario tiene que ser otro y mientras haya capacidad de transporte, y creo que en este invierno nos tiene que alcanzar para la producción que tenemos en el país, van a mejorar los precios.

Pero creo que en el país hay que incorporar un modelo de precios que probablemente acompañen la estacionalidad de la demanda, va a haber un precio de invierno que va a ser más alto que el precio del verano.

Ya estamos viendo una diferencia de precios marginales desde 2 dólares por millón de BTU en verano y en el invierno vamos a ver precios más cerca de 5 dólares y podrían estar a más de eso porque el costo de oportunidad de no tener ese gas va a ser la importación de líquidos que es muchísimo más cara.

Pienso que por un tiempo, unos años, puede haber una diferencia de precios entre el gas de invierno y el de verano que sea más grande y probablemente eso viabilice el desarrollo de storage porque storage se paga con esa diferencia.

En el invierno el escenario tiene que ser otro y mientras haya capacidad de transporte, y creo que en este invierno nos tiene que alcanzar para la producción que tenemos en el país, van a mejorar los precios.

Pero creo que en el país hay que incorporar un modelo de precios que probablemente acompañen la estacionalidad de la demanda, va a haber un precio de invierno que va a ser más alto que el precio del verano.

Ya estamos viendo una diferencia de precios marginales desde 2 dólares por millón de BTU en verano y en el invierno vamos a ver precios más cerca de 5 dólares y podrían estar a más de eso porque el costo de oportunidad de no tener ese gas va a ser la importación de líquidos que es muchísimo más cara.

Pienso que por un tiempo, unos años, puede haber una diferencia de precios entre el gas de invierno y el de verano que sea más grande y probablemente eso viabilice el desarrollo de storage porque storage se paga con esa diferencia.

Los planes de Shell

 Sean Rooney, aseguró que esperan pasar el año entrante a plena actividad el bloque Bajada de Añelo. Es un área con potencial en gas húmedo. Destacó el ahorro de costos alcanzado y el rápido aprendizaje logrado.

La compañía angloholandesa Shell acelera sus desarrollos en Vaca Muerta y luego del paso a desarrollo masivo de tres bloques, anunciado a fines del año pasado, el presidente de la firma, Sean Rooney, aseguró que espera ingresar a esa fase de actividad intensiva en otro de sus bloques el año que viene.

“Tenemos una esperanza importante en el activo que estamos operando con YPF como socios, en Bajada de Añelo, y espero que podamos llevar esto a un desarrollo en el año próximo”, aseguró Rooney en diálogo con “Energía On”.

El titular de Shell Argentina explicó que “hay un incentivo para hacerlo porque ese es un bloque que tiene un contenido de gas húmedo importante y eso es algo que el mercado necesita”.

Bajada de Añelo se ubica al norte del gran bloque productor de shale gas de Vaca Muerta, Fortín de Piedra, pero también muy cerca del yacimiento estrella en shale oil como es Loma Campana. Además el área cuenta ya con varios años de actividad en fase piloto dado que en los primeros años el bloque fue operado por YPF, para pasar en los últimos años a la operación en manos de Shell. 

Rooney explicó que antes de avanzar hacia un desarrollo intensivo “hay que asegurar que tenemos la receta y todavía no tenemos la receta de Bajada de Añelo de cómo hacerla eficiente pero ya viene”. 

Y remarcó que “seguro se afina para el año que viene, lo antes posible”.
En tanto que sobre la actividad en los bloques Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón Amargo Sur Oeste, Rooney aseguró que “el desarrollo va muy bien. Recién pusimos en marcha tres pozos nuevos y uno de esos pozos llegó a cerca de 1.400 barriles por día que es un récord para nosotros. Y el proceso de diseño y construcción de la planta está en camino”. 

Explicó que en pocas semanas llegará el segundo rig contratado para el conjunto de bloques y detalló que aún están definiendo el mejor modelo de pads para equilibrar la optimización de costos de un número alto de pozos, con el flujo de caja generado por la producción.

Es que Rooney destacó que a partir de la experiencia traída de Estados Unidos, en especial de Permian, la compañía ha logrado pasar a desarrollo intensivo con un tercio del costo invertido en los Estados Unidos.

 

En ese sentido detalló que no sólo se están trayendo desde los desarrollos que tienen allí y en Canadá las nuevas técnicas , sino que también hay nuevas tecnologías que se están probando aquí como el medidor de flujo multifásico y el fluido de perforación hecho de base en metano, que no tiene los componentes de azufre del hecho en base diesel.

“Es tecnología extranjera que estamos probando y desarrollando aquí en Vaca Muerta, destacó Rooney.

 

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