Por primera vez en 13 años, la producción en la cuenca Neuquina superó los 300.000 barriles diarios de petróleo

De la mano de Vaca Muerta, la producción no convencional de crudo en la cuenca Neuquina alcanzó los 190.300 bbl/d, sumada al desarrollo convencional de 116.600 bbl/d. En total, promedió una cifra de 306.900 bbl/d.
Para encontrar una producción superior a los 300.000 barriles hay que remontarse 13 años para atrás, hasta octubre del 2008. Por su parte, la extracción en la cuenca del Golfo San Jorge apenas superó los 200.000 bbl/día, su cifra más baja en años.
Las estadísticas de producción de hidrocarburos del mes de octubre cristalizaron una acentuación de una tendencia que se viene dando en los últimos 18 meses. El reposicionamiento de la cuenca Neuquina como principal polo petrolífero del país en desmedro de la cuenca del Golfo San Jorge. De la mano de Vaca Muerta, la extracción de crudo desde la provincia de Neuquén —y en menor medida de campos de Río Negro, parte de Mendoza y La Pampa que integran la misma cuenca— aumentó significativamente en el último año.
En contrapartida, los números de producción de petróleo de Chubut y el norte de Santa Cruz, bastiones del Golfo San Jorge, que supo ser la mayor cuenca petrolífera del país, se encuentran en los niveles más bajos del último quinquenio.
Un dato concreto deja en evidencia ese movimiento tectónico que se da puertas adentro de la industria petrolera: en octubre por primera vez en 13 años la producción de crudo de la cuenca Neuquina superó los 306.900 barriles diarios (bbl/d). Para encontrar un dato similar hay que remontarse hasta mediados de 2008. Desde entonces la extracción de petróleo desde la cuenca Neuquina registró un declive y nunca más a lo largo de 13 años pudo superar esa barrera.
En oposición, la producción de la cuenca del Golfo San Jorge, que cuando los grandes yacimientos convencionales descubiertos en los ’70 de la cuenca Neuquina empiezan a declinar se había posicionado como mayor pulmón petrolífero del país, registró en octubre su producción más baja en años. Apenas promedió en ese mes una producción de 200.700 bbl/día de crudo, según se desprende de un informe elaborado por la consultora Economía y Energía en base a datos de la Secretaría de Energía.
En detalle, en la cuenca Neuquina se produjeron 190.300 bbl/d desde yacimientos no convencionales de petróleo y 116.600 bbl/d desde campos convencionales. En total, 306.900 bbl/d. La participación de los reservorios no convencionales sobre la producción total de Neuquén fue del 35 por ciento.
El crecimiento del shale, de la mano de la recuperación de la actividad en Vaca Muerta, se verifica en la variación porcentual respecto de los dos años anteriores. En octubre del 2021, la producción de crudo dio un salto en octubre de 2021 del 64,7% y del 86,5% versus el mismo período del 2020 y del 2019, respectivamente.


El Golfo San Jorge produjo 200,7 Kbbl/d en octubre del 2021. Es un dato significativo teniendo en cuenta que la cuenca del Golfo, que hasta hace tres años peleaba por ser la mayor productora de petróleo del país, quedó 100 Kbbl/d por debajo del desarrollo de la cuenca neuquina.
En términos de variación interanual, la producción de los yacimientos ubicados en las provincias de Chubut y Santa Cruz disminuyó en octubre un 3,7% respecto del mismo mes del 2020 y un 12,6% respecto del 2019.

Empresa por empresa
En total, YPF produjo, en octubre del 2021, 259.400 bbl/d de los cuales 114,4 corresponden al desarrollo no convencional, registrando en ese sector un importante salto del 71,6% versus octubre del 2020 y del 70,5% versus el mismo mes del 2019.
Vista Oil&Gas, la petrolera creada por Miguel Galuccio, alcanzó en total los 30.100 bbl/d y marcó, con 20.200 bbl/d de no convencional, un incremento del 75,8% respecto de octubre del 2020 y del 210,4% respecto del 2019.
Por su parte, Shell produjo 19.500 bbl/d de shale oil, con una variación positiva del 83% en comparación con el décimo mes del 2020 y del 190% con el 2019.
Con una caída del 0,5% versus octubre del 2019, Pluspetrol extrajo en total 29.200 bbl/d, aunque registró un incremento del 49,4% contra el 2020 y del 176,1% contra el 2019 en el sector no convencional.
El desarrollo de Pan American Energy (PAE) fue de 99.400 bbl/d en total, un 4,7% menos que en 2020 y un 9% menos que en 2019. Para el shale, en octubre la firma produjo 10.500 bbl/d y marcó una suba de más del 20% en comparación con el mismo período de los dos años anteriores.