El segmento de tight gas ratificó su dinamismo dentro del esquema no convencional de YPF durante el mes de julio, al alcanzar el 18% de la producción total de gas operada por la compañía estatal. De acuerdo con datos de la Secretaría de Energía de la Nación procesados por el consultor Fernando Salvetti, la empresa registró una producción total estable de 31,29 millones de m³/d, lo que representó un leve incremento del 0,53% intermensual.
Aunque la variación interanual mostró una contracción del 10%, la brecha se reduce al 3,44% al descontar la producción de los yacimientos maduros celdados por la petrolera durante el último año en el marco de su reestructuración de activos.
Aportes por bloque, desempeño del tight gas y variaciones en el top ten
El incremento en las áreas de tight gas compensó la contracción experimentada en otros yacimientos convencionales y no convencionales del portafolio.
Respecto de los bloques líderes, el salto técnico en Río Neuquén y los movimientos registrados en el ranking de producción, se destacan los siguientes ejes centrales:
En relación con el impulso de Río Neuquén y El Orejano, el yacimiento Río Neuquén registró una suba del 22,3% en julio, alcanzando los 4.142 Mm³/d y consolidándose como el tercer bloque más productivo de la empresa (13,24% del total operado). Por su parte, El Orejano reingresó al top ten tras duplicar su producción un 110,4% intermensual, aportando 711 Mm³/d (2,27% del total) y desplazando del listado a La Ribera Bloque I.
En cuanto a los bloques con mayor volumen de producción, la nómina continuó encabezada por Rincón del Mangrullo con 5.352 Mm³/d (-0,4% intermensual) y Loma La Lata-Sierra Barrosa con 5.321 Mm³/d (+1,3%). En el segmento no convencional de shale, Loma Campana aportó 3.593 Mm³/d (+0,5%), ubicándose en el cuarto lugar.
Sobre los comportamientos heterogéneos del resto de las áreas, Aguada de la Arena registró el retroceso más pronunciado al caer un 24,9% (3.350 Mm³/d), en tanto que Bandurria Sur creció un 2,4% (2.166 Mm³/d) y La Angostura Sur I avanzó un 11,1% (1.689 Mm³/d). Finalmente, La Amarga Chica cayó un 1,6% (1.674 Mm³/d) y La Angostura Sur II retrocedió un 8,3% (560 Mm³/d).
Recomposición del perfil de extracción en la Cuenca Neuquina
El desempeño de julio ratifica el rol estratégico del tight gas para sostener los niveles de inyección del sistema en meses de alta demanda invernal.
La recuperación de bloques históricos bajo nuevas técnicas de estimulación permite compensar la declinación de campos maduros mientras avanza el desarrollo masivo del shale gas.