Vaca Muerta News

Shell Argentina triplicó su capacidad de producción en Vaca Muerta

Tue, 15 Jun 2021 16:18:41 -0300

Shell Argentina puso en funcionamiento una nueva planta de procesamiento de petróleo y gas en la formación de Vaca Muerta, en la provincia del Neuquén. De este modo, la compañía triplicó su capacidad de producción instalada, al incorporar 30.000 barriles de petróleo diarios (bpd) a los 12.000 bpd actuales.

"Con esta planta abrimos paso al desarrollo a gran escala de nuestros bloques ", declaró Sean Rooney, presidente de Shell Argentina. "Dar este salto tan importante en el contexto actual refleja que nuestro compromiso por el desarrollo de Vaca Muerta se mantiene firme a largo plazo, más allá de las coyunturas”, señaló.

La nueva Central Processing Facility (CPF) puesta en marcha está emplazada junto a la anterior Early Production Facility (EPF), en el bloque de Sierras Blancas, y cuenta con un funcionamiento similar, aunque con el triple de capacidad de procesamiento. A esta planta se destinará la producción de los bloques que opera Shell Argentina en la zona para su separación, procesamiento e inyección en los ductos de transporte.Este hito anunciado por Shell Argentina se enmarca en el plan de desarrollo a gran escala que la compañía anunció a finales de 2018 para los bloques de Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón Amargo Sur Oeste (CASO), en la ventana de petróleo de Vaca Muerta.

Shell Argentina lleva perforados más de 50 pozos en Vaca Muerta y cuenta con una producción de 15.000 barriles diarios promedio, que le permitió alcanzar el abastecimiento pleno de la EPF a fines de 2020. En los próximos años, la compañía perforará un promedio de 30 nuevos pozos anualmente para abastecer la nueva planta y continuar con su plan de desarrollo.SOBRE SHELL ARGENTINA
Shell está presente en el país hace más de 105 años y en el negocio del Upstream en Argentina desde 2012, cuando comenzó su exploración y subsiguiente explotación de depósitos de petróleo y gas no convencionales en la cuenca de Neuquén. Actualmente, opera en Vaca Muerta los bloques de Sierras Blancas, Cruz de Lorena, Coirón Amargo Sur Oeste y Bajada de Añelo, y mantiene un porcentaje de participación en el bloque Bandurria Sur, operado por YPF, y en Rincón La Ceniza y La Escalonada, operados por TotalEnergies.

Gutiérrez participó de la inauguración de una planta de procesamiento de petróleo en Neuquén

Tue, 15 Jun 2021 15:56:20 -0300

El gobernador Omar Gutiérrez encabezó el martes 15 de junio, junto al presidente de Shell Argentina, Sean Rooney, la presentación de la puesta en marcha de una nueva planta de procesamiento de petróleo en el bloque Sierras Blancas de la formación de Vaca Muerta, en la provincia del Neuquén.

Dicha planta permitirá el procesamiento de la producción de Shell y GyP proveniente de los bloques Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coiron Amargo Sur Oeste, permitiendo incrementar la producción de 12 mil barriles diarios de petróleo a 42 mil.

La nueva CPF -por la sigla en inglés Central Processing Facility- que fue inaugurada mediante videoconferencia hoy está emplazada junto a la anterior Early Production Facility (EPF). Cuenta con un funcionamiento similar, aunque con el triple de capacidad de procesamiento, y su diseño innovador permite que tenga una superficie menor a la anterior, aunque con una capacidad superior, reduciendo el uso del suelo y, por ende, el impacto del proyecto.

El monto total de la inversión fue de 80 millones de dólares y la duración de la misma demandó casi un año y medio, para su construcción empleó un promedio de 400 personas; y 700 en el pico de construcción.

En el acto para la puesta en marcha estuvieron, además del gobernador, el ministro de Energía y Recursos Naturales, Alejandro Monteiro y el presidente de Gas y Petróleo del Neuquén, Alberto Saggese.

Confianza en la Cuenca Neuquina

Gutiérrez sostuvo que esta inversión es “ejemplo de la confianza y el compromiso de las empresas en la cuenca neuquina”.

“Quiero destacar que Shell llevó adelante esta inversión en medio de la pandemia” valoró Gutiérrez, quien recordó que “la continuidad de la inversión que Shell lleva adelante tiene su correlato en la triplicación de procesamiento de la nueva planta en comparación con la anterior, gracias a un diseño innovador que reduce la utilización del suelo; y en consecuencia reduce el impacto ambiental”.

El mandatario dijo también que la compañía “está trabajando en niveles de eficiencia dignos de ser destacados, logrando perforar pozos de 2.500 metros en 16 días, con un promedio de 9,2 fracturas por día en operación continua y no aislada, destacándose la aplicación de inteligencia artificial”.

También recordó que en 2020 Shell fue la segunda compañía de perforación, con 32 sobre 140 totales; y que desde octubre tiene trabajando de manera permanente tres equipos de perforación, uno para la primera etapa de perforación vertical y dos para la finalización.

Finalmente anticipó que otras empresas presentarán nuevas inversiones; y agradeció también la participación y “el rol de GyP, nuestra pequeña YPF, por haber diseñado un formato que permite que neuquinas y neuquinos podamos formar parte de esta asociación”.

Por su parte, Rooney dijo que para la empresa esta obra “es un ejemplo de trabajo en equipo”. Contextualizó además el momento histórico en el que se llevó adelante esta planta: “Cuando empezamos hace dos años no podíamos anticipar todo lo que iba a suceder, como la caída de demanda y de precios; y la pandemia, que nos complicó muchísimo”, explicó.

Rooney valoró y destacó además la sociedad entre Shell y GyP para operar áreas en la cuenca neuquina.

En qué consiste el proyecto de Ley de Hidrocarburos que promueve la exportación de petróleo

Tue, 15 Jun 2021 12:22:59 -0300

La gestión del presidente Alberto Fernández y directivos de YPF avanzan con el proyecto de una nueva Ley de Hidrocarburos. Según la iniciativa, se autorizaría a las petroleras a exportar hasta un 50% de la producción incremental de petróleo que sumen al mercado. También se las habilitará a liquidar fuera del país un porcentaje de las divisas generadas.

Si bien la versión de la iniciativa no es la última, ofrece una idea concreta acerca de los beneficios cambiarios (acceso al mercado único de cambios y liquidación de divisas en el exterior) que está dispuesto a ofrecer el gobierno.

El título I del proyecto, ‘Régimen de Promoción de la Industria de Hidrocarburos’, incluye un capítulo 2 destinado a definir un mecanismo para incentivar la producción de crudo. Para los productores, en especial para los radicados en la cuenca Neuquina, es un aspecto central. Es que la producción de shale oil en Vaca Muerta es muy importante para Argentina. La posibilidad de incrementar la extracción de crudo desde campos no convencionales de Neuquén es viable en términos técnico-económicos. Y más con un Brent que la semana pasada superó los 70 dólares, publicó el portal Econojournal.

La iniciativa busca garantizar que las empresas que inviertan en Vaca Muerta y otras cuencas petrolíferas del país puedan exportar una parte de la oferta que sumen al mercado.

Además, el artículo 6 de la Ley 17.319 (de Hidrocarburos) otorga discrecionalidad al Estado para cortar cualquier tipo de exportación de crudo en caso de que la demanda doméstica no esté abastecida.

El proyecto que se discute en las últimas semanas en YPF modificará parcialmente esa premisa. El artículo 19° está dedicado a explicar el subtítulo “Producción incremental y Determinación de volúmenes exportables”. En esa dirección, el texto define “como Línea Base Ajustada a la producción base correspondiente al año 2019 de cada concesión de explotación que se ajusta en función a la tasa de declino conforme: (i) las prácticas estándar de la industria, (ii) el declino histórico en los últimos 24 meses de cada concesión, y (iii) sin tener en cuenta la inversión en proyectos nuevos destinados a desarrollar reservas”. Aún se discuten en el seno del gobierno detalles cuantitativos del procedimiento (qué año se tomará como referencia para definir la producción base y cuántos meses se utilizarán para definir la declinación de las concesiones), pero conceptualmente el esquema se mantendría.

“Los titulares de concesiones de explotación otorgadas previo a la entrada en vigencia de la presente ley —continúa el proyecto— tendrán derecho a la libre exportación del 50% del volumen incremental de producción de petróleo crudo respecto a la Línea Base Ajustada de cada concesión, debiendo ofrecer en el mercado interno el restante cincuenta por ciento (50%)”. De nuevo, la alícuota puede variar en la versión definitiva del proyecto, pero el texto al que accedió este medio fija esa banda.

“En el caso de concesiones de explotación con más de un titular, el volumen exportable de cada concesionario se calculará considerando su porcentaje de participación en la concesión aplicado al volumen incremental de producción de petróleo crudo respecto a la Línea Base Ajustada”, aclara el proyecto al que accedió EconoJournal. Y agrega: “En caso de que un productor decidiera no exportar todo el volumen autorizado a tal fin, podrá transferir los mencionados beneficios volumétricos a otros productores dentro de una misma cuenca, dentro del período que establezca la Autoridad de Aplicación”.

El proyecto de Ley sostiene que las petroleras que aumenten su producción de petróleo podrán destinar parte de su oferta a los mercados de exportación y por consiguiente, comercializar su oferta en moneda dura. Por eso, como garantía, establece que, en caso de que la oferta total del sistema no alcance para cubrir los volúmenes exportables que les corresponde a las empresas que sí invirtieron para elevar su producción de crudo, los privados podrán acceder a certificados de crédito fiscal que “serán aplicables al pago de impuestos nacionales a cargo de la AFIP”.

Fácil obtención de permisos
A fin de ordenar cómo funcionará el mercado de exportación —es decir, qué empresa tendrá derecho a vender fuera del país un porcentaje de su oferta y por qué cantidad—, la iniciativa establece que “la autoridad de aplicación (la Secretaría de Energía) calculará anualmente el volumen de crudo excedente por cuenca, que se define como la diferencia entre la producción total de la cuenca y los requerimientos del parque refinador local (Volumen Excedente Cuenca)”. “En estos casos, el volumen para completar el abastecimiento local se deberá distribuir por prorrata respecto a la producción incremental de cada productor”, precisa el documento.

El proyecto incorpora un punto importante para los productores no integrados, como Vista, Chevron, Pluspetrol, Capsa y Tecpetrol, entre otros. Ese grupo de compañías cuestiona el funcionamiento de la resolución 241/17 de la Secretaría de Energía, que fijó la metodología para obtener los permisos de exportación de crudo. A entender de ese grupo de empresa, el sistema otorga amplia capacidad de bloqueo a las refinadoras para frenar las ventas al exterior de crudo. Eso eleva su poder de negociación para fijar un precio interno del petróleo.

Para saldar esa cuestión, el proyecto de Ley indica, en el artículo 22, que “la exportación del volumen exportable no estará sujeta a restricciones de ningún tipo, ni sometida a procedimientos administrativos que impliquen directa o indirectamente una dificultad, demora o menoscabo a la inmediata y libre disponibilidad otorgada, incluyendo, sin limitación, la realización de publicaciones bajo los términos de la Resolución N°241 E-2017”. El artículo siguiente añade que “las empresas productoras tendrán derecho a la libre disponibilidad por el 50% de las divisas derivadas de las exportaciones de volúmenes exportables”. (Fuente: Econojournal).

El Brent llegó a 73 dólares y apuntala la recuperación de Vaca Muerta

Tue, 15 Jun 2021 07:32:53 -0300

Los precios del petróleo subieron el lunes 14 de junio en Nueva York y Londres, en el inicio de una nueva semana y tocaron su mayor nivel en más de dos años y 7 meses, apoyados por la recuperación económica y la perspectiva de crecimiento de la demanda mundial.

La suba del barril de referencia en Argentina, apuntala la recuperación de Vaca Muerta y abre un horizonte de exportación de shale oil.

El barril de la variedad WTI subió 0,3% para cerrar en 71 dólares mientras que el tipo Brent aumentó 0,5% y concluyó en 73 dólares, según cifras suministradas por la agencia Bloomberg.

El optimismo sobre la demanda mundial y las dificultades en la negociación de un nuevo acuerdo nuclear con Irán que deja al régimen teocrático fuera del mercado de crudo, impulsaron los precios.

El tránsito de vehículos motorizados está regresando a los niveles previos a la pandemia en América del Norte y gran parte de Europa, al tiempo que se han intensificado los viajes aerocomerciales, a medida que se alivian los confinamientos y otras restricciones.

En las últimas tres semanas se han duplicado los desplazamientos de cargas por rutas y ha aumentado el transporte marítimo.

El ánimo también se fortaleció por la cumbre del G7 donde los líderes de los países occidentales más ricos del mundo buscaron proyectar una imagen de cooperación en temas clave como la recuperación económica y la donación de 1.000 millones de dosis de vacunas a las naciones pobres.

Los analistas proyectan que si la vacunación de la población mundial se acelera aún más, eso podría significar un retorno aún más rápido de la demanda que falta para alcanzar los niveles previos al COVID.

En su último informe, la Agencia Internacional de Energía (AIE) espera que la demanda mundial vuelva a los niveles previos a la pandemia a fines de 2022, más rápido de lo previsto anteriormente.

La AIE instó a la OPEP+ a aumentar la producción para satisfacer la creciente demanda.

Por su parte, el mercado del oro se movió con la mira puesta en la reunión de la Reserva Federal que comienzo mañana, la última previa al receso estival y con la inflación como tema central de análisis.

El metal bajó 0,7% para cerrar en 1.867 dólares por onza. (Télam).