El consorcio privado entre Shell, PAE y Pluspetrol puso en marcha un emprendimiento clave para evacuar el petróleo, sumar exportaciones y divisas. Las cifras que se esperan para la formación durante este año.
Tras la inauguración del oleoducto Sierras Blancas-Allen en Vaca Muerta, los tres socios del consorcio privado que encararon el proyecto anunciaron nuevos planes de expansión y desarrollo en la formación neuquina, que espera para 2023 inversiones totales por u$s8.000 millones.
El consorcio está conformado por Shell Argentina, como adjudicataria y líder (con una participación de 60%), Pan American Energy (25%) y Pluspetrol (15%).
La obra demandó unos u$s85 millones y la construcción estuvo a cargo de Techint-SIMA, en tanto que la operación del oleoducto quedará en manos de Oleoductos del Valle (Oldelval).
Durante el acto de inauguración, el country chair de Shell para la Argentina, Chile y Uruguay, Ricardo Rodríguez, dijo que hoy en el área Sierras Blancas se procesa el 10% del crudo total de Neuquén y que el nuevo oleoducto permitirá trasladar un tercio de esa producción total, que en 2022 rondó los 282.000 barriles según cifras oficiales. “Ayudará a conectar al crudo que viene de Vaca Muerta a un troncal que va a Allen a Puerto Rosales, que es el proyecto Duplicar de Oldeval, y que buscar duplicar toda la cantidad de traslado” de petróleo hasta el puerto de Bahía Blanca.
El Proyecto Duplicar de Oldeval prevé llevar la actual capacidad de transporte de 36.000 metros cúbicos por día a 86.000 metros cúbicos, equivalentes a 540.940 barriles diarios, con la construcción de 455 kilómetros de caños de 24 pulgadas entre la estación de bombeo Allen y la de Saligral.
En ese marco, el ejecutivo de Shell confió que el nuevo oleoducto “potenciará la evacuación de la cuenca y promoverá las exportaciones en el país, para atraer esas divisas que tanto hacen falta”.
Rodríguez destacó que la obra de 105 km. fue construida en tiempo récord, en solo nueve meses y sin ningún incidente, con tecnología y técnicas pioneras. Según explicaron líderes del proyecto a este medio, el ducto se enterró en zonas de hasta seis metros de profundidad y no atravesó ninguna contingencia social y ni climática.
Solo tuvieron un caso de napas altas en el surco y apelaron a una técnica de tapado de las puntas de 14 km. de caño cocido para sumergirlo, y luego drenar el agua con bombas. Los ingenieros argentinos revelaron que esta técnica resultó mucho más económica que perforar por debajo de las napas y que sorprendió a más de un experto extranjero cuando se enteraron de la maniobra. “Así, se ahorraron tiempo y dinero”, comentaron.
“Este proyecto no solo es importante para Shell y los socios, sino para toda la cuenca, ya que esta obra contribuyó a uno de los principales desafíos que hemos tenido las operadores en el corto plazo: el desafío de tener la infraestructura para incrementar la producción de crudo, y para eso necesitamos incrementar la infraestructura de evacuación”, advirtió Rodríguez, bajo el radiante sol que seca Vaca Muerta, y desde un atril montado en un enorme escenario, a metros de la estación de bombeo de crudo, frente a más de 500 invitados.
El directivo señaló que en los últimos 5 años la producción de Shell se incrementó de 5.000 a 45.000 barriles diarios y que hoy todos los bloques de sus cuatro áreas están en etapas de desarrollo, con más de 100 pozos perforados desde el inicio de actividad en 2014. “Los niveles de producción y productividad son récord, y de hecho competimos no solo nacionalmente, sino internacionalmente”, explicó Rodríguez.
“Nuestro trabajo en Vaca Muerta lleva poco más de una década, contribuyendo al compromiso histórico con el país y el desarrollo energético y económico de Argentina”, indicó.
Según el jefe regional de la compañía, Vaca Muerta representa una “gran apuesta” para Shell, y por eso, justificó, ya llevan invertidos más de u$s2.000 millones, de los cuales unos u$s500 millones se desembolsaron en 2022. “Esto nos permitió en convertirnos en el segundo productor de crudo de la cuenca. Solo en la planta de Sierras Blancas se pueden procesar hasta 42.000 barriles diarios, pero también estamos avanzando en la construcción de una planta de procesamiento en Bajada de Añelo, con una capacidad de 15.000 barriles diarios adicionales y 70 millones de pies cúbicos”.
“Para desarrollar el potencial real que tiene esta cuenta van a hacer falta muchas e importan- tes inversiones internacionales, que requieren condiciones competitivas y la confianza de la estabilidad a largo plazo del marco regulatorio”, remarcó ante autoridades nacionales, provinciales y municipales que acompañaron la inauguración.
