Mientras el GNL se perfila como una indstria rentable y que dará buenas cifras para la balanza energética de Argentina, el petróleo no convencional sostiene cifras positivas e impulsa las cifras totales balanceando la baja del convencional que sigue a la baja, al igual que el gas.
Elaborado por Daniel Dreizzen, Milagros Piaggio y Ruth Daurade Magneres, Aleph Energy presentó el informe sobre la producción de hidrocarburos en octubre. La producción total de petróleo durante octubre se mantuvo en 738 kbbl/d. Y la producción de gas total fue 133 MMm3 /d.
El petróleo no convencional llegó a 426 kbbl/d (+1 kbbl/d en comparación con septiembre). La producción convencional fue de 312 kbbl/d (-1 kbbl/d que septiembre). Se observa un aumento del 10% en año móvil, apalancado por el incremento del 27% del no convencional.
La producción de convencional continúa decreciendo a un ratio de 6% año móvil. La producción de petróleo no convencional supera al convencional y representa el 58% de la producción total de crudo nacional.
La producción de la Cuenca Neuquina durante octubre fue de 516 kbbl/d (-1 kbbl/d en comparación con septiembre) representando un 70% de la producción total nacional. La producción de la cuenca alcanzó un crecimiento del 19% - año móvil - apalancado por el fuerte crecimiento de la producción no convencional.
La producción de la Cuenca del Golfo San Jorge fue de 193 kbbl/d (-4 kbbl/d en comparación a mayo, previo a la nevada que impactó de manera fuerte en las producciones de julio y agosto)
Cabe destacar que las cuencas Neuquina y San Jorge concentran el 96% de la producción total.
Según la producción operada por empresa, en octubre el ránking convencional lo ocupan: YPF, PAE; CAPEX/CAPSA; CGC y Pluspetrol.
Cerro Dragón es la concesión con mayor producción, manteniendo su aporte del 22% del crudo convencional total. Junto con Manantiales Behr (YPF), también en la Cuenca del Golfo San Jorge, aportan el 30% del crudo convencional del país.
En el caso del no convencional, YPF sigue ubicandose en la cima del podio y le siguen Vista; Shell; PAE y Pluspetrol.
La producción no convencional ascendió un 0,2% respecto del mes anterior (+1 kbbl/d) y alcanza 426 kbbl/d. Los tres bloques de mayor producción son Loma Campana (YPF), la concesión no convencional más importante, aportando 20% de la producción no convencional, seguido de La Amarga Chica (YPF) con el 16% y Bajada del Palo Oeste (Vista) con el 14%.
Se destaca el crecimiento año móvil del 194% del Aguada del Chañar y el crecimiento de La Calera producto de la reciente ampliación de planta.
EL GAS, A LA BAJA
La producción de gas total a nivel país durante fue 133 MMm3 /d (-14 MMm3/d que septiembre). En la comparación año móvil, la producción de convencional y tight descendieron -9% y -9% respectivamente mientras que la producción de shale creció 21%.
La producción de no convencional, continúa con una tendencia creciente, representando el 65% de la producción total. La producción de la cuenca Neuquina descendió a 93 MMm3 /d (-16 MMm3 /d sep.24). La cuenca neuquina hoy representa el 70% de la producción total del país.
La Cuenca Austral alcanza los 26 MMm3/d (+2 MMm3/d vsago.24) gracias al enganche del primer pozo del Proyecto Fenix (CMA-1)
En agosto 2023 se finalizó el llenado de la Fase I de Gasoducto Néstor Kirchner que incrementó la capacidad de transporte de gas de la Cuenca Neuquina en 11 MMm3/d. En julioentró en operación la compresión de Tratayen (+5 MMm3/d) y en oct.24 entró en operación la compresión de Saliqueló (+5 MMm3/d) En octubre la producción de gas convencional fue de 52.8 MMm3/d, una disminución de un 9% en comparación con el año móvil.
La concesión offshore CMA-1, operada por Total Energies, aportó el 35% de la producción convencional y el 14% de la producción a nivel país. A fines de septiembre Total Energies anunció la puesta en producción del primero de los tres pozos. Durante octubre la concesión incrementó su producción en promedio en 2 MMm3/d con la conexión del primer pozo. El proyecto Fénix incluye dos pozos offshore adicionales y se espera que pueda aportará 10 MMm3/d en total.
Total Energies, como operador, lidera la producción de gas convencional con el 41% de la producción del mes de octubre y presenta un crecimiento interanual del 14% como consecuencia de la puesta en producción del primer pozo del Proyecto Fenix.
YPF y PAE son el segundo y tercer operador de gas convencional operando el 18% y 16% del total del gas convencional, respectivamente. Se observa una tendencia generalizada a la baja en prácticamente todos los operadores de gas convencional con excepción de Tecpetrol y CAPSA/CAPEX.
La producción de shale gas alcanzó 64.6 MMm3 /d. y se incrementó en un 21% en el último año móvil. La producción de Fortín de Piedra fue de 11.8 MMm3/d y representa el 18% del shale gas total.
YPF fue el mayor productor de shale gas, alcanzando 14.7 MMm3 /d (23% del shale total); Tecpetrol se sitúa como el segundo productor con 12.1 MMm3/d, un 19% de la producción total.
Pluspetrol duplicó su producción durante los últimos cuatro meses y Pampa Energía en Sierra Chata.
La producción de tight gas efue de 15.8 MMm3/d y presenta un declino del 9% año móvil. Las áreas que mayor impacto en el año móvil tuvieron fueron El Mangrullo (-19%), Aguada Pichana Este (-13%) y Estación Fernández Oro (-20%).
YPF, Pampa y CGC son las empresas operadoras de tight gas más importantes concentrando el 81% de la producción total de tight gas. Se observa una tendencia generalizada a la baja en prácticamente todos los operadores de tight gas, a excepción de CGC (Campo Indio Este y Cañadón Seco).
