Los campos convencionales aún aportan el 51,5% del petróleo y el 39% del gas que se produce en el país. Cerro Dragón operado por PAE y Manantiales Behr de YPF en la Cuenca del Golfo San Jorge lideran la producción convencional.
Energía17 de noviembre de 2023
Vaca Muerta ha permitido no sólo compensar el declino natural de los yacimientos tradicionales sino que se ha consolidado como la principal fuente de hidrocarburos de la en la Argentina. Sin embargo, los campos convencionales aún aportan el 51,5% del petróleo y el 39% del gas que se produce en el país.
En septiembre pasado, el crudo convencional alcanzó los 331 mil barriles diarios (bbl/d), sobre un total de 642 mil barriles bbl/d.
Entre los yacimientos convencionales más productivos, se destacada en la vanguardia Cerro Dragón, operado por Pan American Energy (PAE) en la Cuenca del Golfo San Jorge, con 69 mil bbl/d, el campo más prolífico de las últimas décadas. Hoy concentra el 21% de la aducción de petróleo convencional y el 10% del total nacional, según indica un informe de la consultora ALEPH ENERGY.
El segundo yacimiento convencional es Manantiales Behr (YPF), también en la Cuenca del Golfo San Jorge, con 27 mil bbl/d.
El tercer puesto, con 11 mil bbld/d, lo ocupa otro campo chubutense, Diadema, que es operado por CAPEX en las afueras de la ciudad de Comodoro Rivadavia.
Luego, con producciones del orden de los 10 mil bbld/d, siguen los yacimientos Cañadón de La Escondida- Heras (YPF- Santa Cruz), Chachahuen Sur (YPF-Mendoza), Jaguel Casa de Piedra (Pluspetrol- Mendoza) y Los Perales - (YPF-Santa Cruz).
YPF es el operador más importante del país, con el 41% del crudo convencional del país (135 mil bbl/d). En segundo lugar, se ubica Pan American Energy con el 25% (84 mil bbl/d), y en el tercero Pluspetrol, con 22 mil bbld/d. El cuarto lugar es para Capex Capsa, con 21 mil bbld/d.
En septiembre pasado, se destacó el incremento de producción interanual Petrolera Aconcagua como consecuencia, del orden del 261%, tras la incorporación de los activos convencionales de Vista a partir de marzo de 2023, y de CGC tras la compra de los activos de Sipetrol a partir de octubre 2022 (+12%).
De esta forma, Aconcagua se convirtió en la sexta productora de crudo convencional del país, con 9 mil bbl/d.
Gas. En materia gasífera, en septiembre se produjeron unos 59 millones de m3 diarios de gas (MMm3d), con un declino del 6% en comparación con el año móvil.
“Se observa una tendencia generalizada a la baja en prácticamente todas las concesiones convencionales”, indica el informe de ALEPH ENERGY.
El mayor campo productor de gas convencional del país es offhore. Cuenca Marina Austral 1 (CMA-1), con la concesión offshore CMA-1, operada por TOTAL ENERGIES, aporta el 30% de la producción convencional y el 12% de la producción a nivel país, con 17 MMm3d. En ese mismo bloque se está desarrollando el proyecto Fénix que incluye la perforación de 3 pozos offshore y que aportará unos 10 MMm3/d hacia fines del 2024.
El segundo yaciendo de gas convencional del país es Cerro Dragón (PAE), con 6 MMm3d. El tercer lugar lo ocupa el histórico Loma La Lata-Sierra Barrosa, que supo cambiar la matriz energética argentina hacia fines de la década del ´70, y que hoy produce apenas 5 millones m3.
TOTAL ENERGIES, como operador, lidera la producción de gas convencional con el 38% de la producción, sin embargo en septiembre registró un declino del 7% en comparación con el año móvil.
YPF y PAE son el segundo y tercer operador de gas convencional con el 19% y 16%, respectivamente, del total.
Hay una tendencia generalizada a la baja en prácticamente todos los operadores con excepción de CGC por la compra de los activos de SIPETROL, y de CAPSA / CAPEX por los resultados positivos obtenidos en el yacimiento Puesto Zuñiga, en Río Negro.
Fuente: LM NEUQUEN
En enero se registró una de las mejores marcas de la historia del fracking de Vaca Muerta. El 2025 cerró con SLB arrebatándole el primer lugar a Halliburton, pero la empresa de mamelucos rojos volvió al primer puesto en el primer mes del 2026 y se acerca a las mil etapas de fractura mensuales en la formación sale.
Diputados pedirán invalidar la Audiencia Pública convocada para analizar el estudio de Impacto Ambiental del proyecto La Angostura Norte II tras ser impedidos de participar. Manifestaron preocupación porque el proyecto demandará aproximadamente 6.500 millones de litros de agua del lago Mari Menuco, en un contexto de emergencia hídrica.
La petrolera impulsa un nuevo desarrollo shale en el bloque La Angostura Norte II, con la perforación de 56 pozos horizontales, casi 4.000 etapas de fractura y una fuerte expansión de infraestructura, en un área clave por su madurez productiva y concentración de proyectos activos. Por su parte, Diputados pedirán invalidar la Audiencia Pública tras ser impedidos de participar.
La compañía le confirmó al Gobernador Figueroa que no evalúa desprenderse de sus activos no convencionales en la cuenca neuquina. El presidente de Shell Argentina, Germán Burmeister aclaró que las versiones difundidas no responden a la estrategia actual de la compañía, que continúa analizando oportunidades de desarrollo dentro de Vaca Muerta.
En enero se completaron en total 2.401 fracturas, un crecimiento interanual del 36%. Las proyecciones marcan que este año se superarán las 28 mil punciones en Vaca Muerta. Es la segunda marca más alta en la historia del fracking, después de mayo del año pasado. YPF es la compañía que lidera la actividad en el no convencional.
La petrolera que preside Miguel Galuccio adquirió las participaciones en campos de shale oil de la noruega en la cuenca Neuquina. La operación, que se cerró en una cifra de US$ 712 millones, proyecta a la empresa como una productora de alrededor de 150.000 barriles diarios de crudo. Se trata del 30% de Bandurria Sur y un 50% de Bajo del Toro.
