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Shale oil

Siete compañías construirán el oleoducto Vaca Muerta Sur

YPF avanza en el proyecto del oleoducto Vaca Muerta Sur, la obra de la industria con la que Argentina se colocará como un jugador líder en la exportación de crudo regional y que generará exportaciones por 21.000 millones de dólares al año.

Para eso la semana pasada se presentó al RIGI y la próxima se conocerán los nombres de los ganadores de la licitación de la construcción de los dos tramos que componen el ducto.

El objetivo es que en el tercer cuatrimestre del 2026 el proyecto esté listo para empezar a operar. Arrancará con 180.000 barriles y para el primer cuatrimestre del 2027 va a estar al nivel de los 390.000 barriles.

La obra requiere una inversión de 2.500 millones de dólares que con los intereses se convertirán en unos 3.000 millones totales. Este monto la ubica en la inversión privada más grande en lo que va del siglo y recién será desplazada cuando se concrete el proyecto de la planta de LNG.

Los tramos

El oleoducto Vaca Muerta Sur, o proyecto VMOS, será realizará en dos tramos, uno largo en el que hay dos empresas compitiendo por ganar y otro corto en el que es factible el ingreso de jugadores mpas pequeños. Los nombres de los que ganen la licitación se conocerá la semana próxima.

Los caños es un tema resuelto, la licitación la ganó Tenaris. Se trata de caños de 30 pulgadas lo que lo convertirá en el oleoducto más grande de la Argentina.

“El proyecto VMOS ya se presentó al Régimen de Incentivos para grandes inversiones (RIGI) y se convirtió en el primer proyecto de la industria de O&G. Este es uno de los proyectos de infraestructura privado más importantes de la Argentina de los últimos 20 años”, indicó a la prensa Horacio Marín, CEO de YPF.

El ingreso al RIGI le permitirá financiar en un 70% la obra. Se estima que los 2.000 millones que se financiarán será en su mayoría en la plaza internacional y en unos 500 millones de dólares en el local.

Los dueños del oleoducto

Los “dueños” de la obra serán YPF y Pluspetrol en forma mayoritaria junto con Vista, PAE, Pampa, Chevron, y Shell.

Ya se creó la SPV a la que, luego de negociados los contratos definitivos, adhiere el resto de los socios

“Con el trabajo que hicimos desde que llegamos, ahorramos unos 500 millones de dólares y bajamos los plazos de construcción del proyecto”, indicó Marín aunque se estima que el retraso de las decisiones implica una pérdida de 20 y 40 millones de dólares por día.

El desembolso más fuerte deberá hacerse entre el año próximo y el 2026.

“El proyecto VMOS convertirá a la Argentina en uno de los principales exportadores de la región y aportará divisas y trabajo al país”, aseguró Marín y agregó que “la magnitud de este proyecto lo convierte en trascendental para la Cuenca Neuquina. Este ducto permitirá más que duplicar la posibilidad de evacuación de petróleo de Vaca Muerta”.

Se proyecta que la cuenca neuquina puede producir 1,5 millón de barriles al año.

Se trata de un proyecto novedoso desde su constitución ya que hasta ahora la industria estaba acostumbrada a trabajar de forma individual mientras que con esta obra lo harán en forma conjunta, esto les garantiza una tarifa competitiva e igual para todos los socios.

La obra se extiende desde Loma Campana a Allen en su primer tramo, unos 130 kilómetros con un Capex de 200 millones de dólares y el segundo tramo que se se inicia en Allen hasta el puerto de aguas profundas de Punta Colorada, un tramo de 440 Km con un CAPEX de 2.500 millones de dólares. La cabezara de Allen va a ser un hub hacia los dos tramos.

Además, se producirá un abaratamiento del flete que pasará a ser de entre dos o tres dólares por barril.

YPF es el principal exportador de petróleo de Argentina

A partir de la aceleración en el desarrollo de Vaca Muerta, la puesta en marcha de obras de infraestructura de transporte y la consolidación de las ventas a Chile, YPF se convirtió en la principal empresa exportadora de petróleo de Argentina.

Desde junio 2024, la compañía encabeza el ranking de envíos de crudo al exterior. Según los resultados presentados, las exportaciones de petróleo Medanito aumentaron en el tercer trimestre, promediando los 40.000 barriles día, lo que representa un crecimiento del 37% respecto al segundo trimestre y un 111% respecto al período anterior.

El volumen exportado por YPF representa un 15% de la producción total de la compañía y generó ingresos por 200 millones de dólares en el período.

El principal país de destino de exportación fue Chile, gracias a la puesta en marcha el Oleoducto Trasandino luego de 17 años de estar fuera de servicio. Las ventas a ese país se componen mayormente de crudo de Vaca Muerta, donde la compañía incrementó un 36% su producción interanual neta en el tercer trimestre.

En caso del petróleo de la Cuenca Austral, además de Chile, se suman Estados Unidos y Holanda como destinos, en este caso vía transporte marítimo.

El crecimiento de YPF de la mano del shale

En el tercer trimestre de 2024, YPF registró un fuerte incremento del 36% en la producción de petróleo en Vaca Muerta en comparación con el mismo período del año anterior.

Esta expansión posicionó la producción de shale en un promedio de 126 mil barriles por día, lo que representa un 49% de la producción total de petróleo de la compañía.

Además, implica un aumento de 11% con respecto al trimestre anterior refuerza el ritmo de crecimiento sostenido de esta fuente de hidrocarburos, consolidándose como uno de los pilares clave en la estrategia de la petrolera.

Para respaldar este crecimiento, YPF realizó inversiones por 1353 millones de dólares, de los cuales más del 70% se destinaron a actividades en el segmento upstream, principalmente a perforación y workover en áreas no convencionales como Vaca Muerta.

La compañía realiza este año una de las campañas más importantes de pozos de su historia en la ventana de petróleo, con la intención de aumentar la producción de la Cuenca Neuquina.

Este objetivo forma parte del plan 4×4, que busca posicionar a YPF como exportadora de crudo de la mano de proyectos estratégicos como los oleoductos Vaca Muerta Norte y Sur.

Quiénes son los dueños del crudo de Vaca Muerta

El tiempo del shale oil ya llegó. Comenzó la cuenta regresiva para que las obras de infraestructura brinden un alivio a la producción de Vaca Muerta. Las empresas anuncian grandes planes y los indicadores solo muestran crecimiento de cara a lo que viene.

Según el informe de la consultora Economía & Energía, que dirige Nicolás Arceo, destacó que, en septiembre, la producción total nacional de petróleo fue de 747 mil barriles por día (kbbl/día), lo que implica un crecimiento del 3% con respecto a agosto y un aumento interanual del 14,5%. Asimismo, el shale tiene una participación del 56%.

En el detalle de producción total nacional se establece que la producción convencional alcanzó los 328 kbbl/día, lo que implica una caída interanual del 5,6%. En tanto, la producción no convencional fue de 419 kbbl/día, lo que significa un crecimiento interanual del 37,3%.

En cuanto al desarrollo de infraestructura, el número de pozos completados en septiembre alcanzó los 55, superando el promedio mensual de 47 pozos terminados en lo que va de 2024. Además, se pusieron en producción 41 nuevos pozos en septiembre, superando el promedio de 28 pozos nuevos por mes. Este crecimiento refleja el continuo interés y las inversiones en la exploración y explotación de shale oil en la región.

El despegue del shale oil

La producción de petróleo en Vaca Muerta sigue en ascenso, impulsada por un grupo de áreas y empresas líderes que dominan el sector. En septiembre de 2024, el 69% de la producción total de shale oil provino de las cinco áreas principales: Loma Campana, La Calera, Bajada del Palo, La Amarga Chica y Bandurria Sur.

Loma Campana lidera con una producción de 87 kbbl/día, seguida de cerca por La Amarga Chica con 68 kbbl/día. Otras áreas relevantes incluyen Bajada del Palo (Oeste y Este) con 62 kbbl/día, Bandurria Sur con 53 kbbl/día y La Calera con 21 kbbl/día.

Los líderes de la producción

Los principales operadores han mostrado un desempeño sólido en los últimos meses, con algunas variaciones en el crecimiento interanual y mensual. YPF mantiene el liderazgo en producción de petróleo total con 360,6 kbbl/día, mostrando un crecimiento mensual del 2,5% y un aumento del 13,1% en comparación con el año anterior.

En el ámbito específico de shale oil, YPF también ocupa el primer lugar, con una producción de 228,1 kbbl/día, lo que representa un incremento mensual del 2,7% y un aumento interanual notable del 28,6%.

Otros operadores clave en la producción de shale oil incluyen a Pan American Energy (PAE), que alcanzó una producción total de 107,3 kbbl/día, lo que representa un crecimiento del 2,8% en comparación con agosto y un incremento interanual del 4,8%. En el ámbito específico del shale oil, PAE registró 23 kbbl/día, con un aumento mensual del 8,6% y un crecimiento interanual del 34,7%.

El papel de Vaca Muerta

Vista, por su parte, tuvo un desempeño destacado con una producción total de 67,9 kbbl/día, lo que implica un aumento mensual del 12,2% y un incremento interanual del 47,7%. En shale oil, la empresa registró una producción de 67,8 kbbl/día, mostrando un crecimiento del 12,3% respecto al mes anterior y del 49,9% en comparación con el año pasado.

Shell alcanzó una producción total de 33,1 kbbl/día, aunque experimentó una leve baja del 0,6% en comparación con agosto. Sin embargo, su producción total en shale oil creció un 23,6% en términos interanuales.

Asimismo, Pluspetrol registró una producción total de 41,3 kbbl/día, con un crecimiento mensual del 5,8% y un aumento interanual del 35,4%. En shale oil, la empresa alcanzó los 21,3 kbbl/día, reflejando un aumento mensual del 12,5% y un significativo crecimiento interanual del 153,4%, lo que la posiciona como la compañía con el mayor incremento interanual en esta categoría.

TotalEnergies quiere poner primera en el petróleo de Vaca Muerta

“Fénix no va a ser ni el primero ni va a ser el último de los proyectos que tenemos en la Argentina, ni en el offshore”. Así, Nicolas Palmieri, gerente de Estrategia de TotalEnergies, brindaba un adelanto de los planes de la compañía francesa en el país.

En el marco del webinar “Desafíos de infraestructura para el sector energético”, organizado por la Universidad Austral, el directivo manifestó que la empresa se encuentra estudiando diferentes pozos que se pueden conectar a algunas de las plataformas existentes en la Cuenca Austral.

Palmieri también recordó que TotalEnergies posee 5 bloques por toda la ventana de fluidos en la Cuenca Neuquina. “El 90% de nuestra producción en la Argentina es gasífera, pero no quiere decir que sea siempre así el caso, nosotros estamos totalmente orientados en la transición energética y tenemos objetivos muy fuertes con eso”, consideró.

En este sentido, el directivo aseguró que la compañía francesa se encuentra analizando la posibilidad de incursionar en el shale oil. “Creemos que el crudo de Vaca Muerta se puede producir con muy bajas emisiones, así que tenemos ganas de empezar a desarrollar el shale oil, pisar más fuerte ahí”, afirmó.

La impronta de TotalEnergies

La compañía está presente en Argentina desde 1978.  En 1989 puso en producción Hydra, el primer yacimiento offshore de la compañía en el país que todavía está en producción. Cinco años más tarde comenzó a operar en Aguada Pichana y en San Roque. Hoy es responsable del 25% de la producción gas nacional.

El último hito fue la puesta en producción de Fénix. El proyecto establece la perforación de tres pozos, que aportará 10 millones de metros cúbicos por día al sistema nacional. Es un proyecto que entre estudio, construcción, perforación y completación, demandó más de 4 años de trabajo, 700 millones de dólares estimados de inversión, más de 3.000 personas involucradas y 1,5 millones de horas trabajadas.

La compañía posee seis plataformas en operación, incluida Fénix, con 14 pozos horizontales. Además, cuenta con 35 pozos onshore que están activos y se encuentra operando 17 millones de metros cúbicos.

El objetivo de bajar las emisiones

Una de las características de TotalEnergies es que fija sus proyectos en las emisiones de carbono. Fénix está en 9.000 toneladas de CO2 equivalente, por lo que es una iniciativa considerada limpia para la transición energética.

Palmieri recordó que Tierra del Fuego no está conectado a la red nacional de energía eléctrica y para continuar con su hoja de ruta de bajas emisiones, la compañía decidió instalar un parque eólico alrededor de sus plantas.

Esto le va a permitir dos cosas: una es reducir el fuel gas que se utiliza en los compresores y la otra es bajar las emisiones. “Vamos a inyectarlos al sistema y, a su vez, nos va a ayudar a bajar la huella de carbono un poco en línea con la estrategia a nivel mundial de toda la energía”, aseveró.

La producción de shale oil de YPF aumentó un 36%

YPF experimentó un destacado desempeño en el tercer trimestre de 2024, reportando un aumento en la producción de shale oil, que alcanzó los 126.000 barriles diarios. Esta cifra supone un avance del 36% respecto al mismo trimestre del año anterior y un 11% frente al trimestre previo, consolidando el crecimiento sostenido en su producción no convencional.

Gracias a este incremento, el shale oil ahora representa el 49% del total de la producción de crudo de la compañía. Esto supone un salto en comparación con el 46% del segundo trimestre de este año y el 39% registrado en el tercer trimestre de 2023, reflejando la apuesta firme de YPF en el desarrollo del crudo no convencional.

Las exportaciones de petróleo Medanito, provenientes de la Cuenca Neuquina, también mostraron un crecimiento notable. Este trimestre, las exportaciones aumentaron un 111% en relación con el mismo período de 2023 y un 37% respecto al trimestre anterior. En promedio, se exportaron 39,000 barriles diarios, lo que equivale al 15% de la producción total de petróleo de YPF.

YPF destinó un total de 1,353 millones de dólares en inversiones durante este período, con un fuerte enfoque en el segmento Upstream. Más del 70% de los recursos se canalizaron hacia actividades de perforación y workover en proyectos shale, como parte de su estrategia de expansión.

La producción impulsa el EBITDA

A nivel financiero, YPF reportó un EBITDA ajustado de 1,366 millones de dólares, cifra que experimentó un crecimiento significativo debido a factores como el incremento estacional en las ventas de gas y el aumento en la producción de shale. También contribuyó la mejora en los precios locales de los combustibles, aunque este resultado se vio ligeramente afectado por mayores costos en términos reales y una menor producción convencional, debido en parte a condiciones climáticas en la Patagonia.

En comparación con el año anterior, el EBITDA ajustado creció un 47%, impulsado por el alza en los precios locales de combustibles y la expansión en la producción shale, así como por los mayores niveles de procesamiento en las refinerías. No obstante, estos factores positivos fueron moderados por el impacto de los costos más altos en moneda local y una baja en la producción convencional.

Con esta trayectoria de crecimiento en producción y exportaciones, junto con una estrategia de inversión focalizada, YPF reafirma su posición de liderazgo en el sector energético argentino y avanza en su meta de fortalecer la producción no convencional para los próximos años.

Los proyectos estratégicos

YPF también avanzó en sus proyectos estratégicos durante este trimestre. En el Proyecto Andes, la compañía firmó nueve acuerdos de compraventa que abarcan 25 áreas convencionales. Además, YPF obtuvo la aprobación del traspaso del clúster El Trébol – Escalante en Chubut.

Por otro lado, el proyecto de construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur ha alcanzado un avance del 50% en su primer tramo, que se extiende desde Vaca Muerta hasta Allen (130 km). Este primer segmento ha requerido una inversión de aproximadamente 200 millones de dólares.

La segunda fase del proyecto contempla un oleoducto para exportación que unirá Allen con Punta Colorada (440 km), además de tanques de almacenamiento y monoboyas para operaciones con buques VLCCs, y representará una inversión total cercana a los 2,500 millones de dólares.

Se espera que la construcción de esta segunda etapa comience en los próximos meses, posicionando a YPF como un actor clave en la infraestructura energética de la región.

Qué yacimientos superan los 50 mil barriles diarios en Vaca Muerta

La producción de petróleo de Vaca Muerta sigue creciendo y otorga nuevos récords en Neuquén. Los proyectos de infraestructura avanzan para darle una respuesta a los cuellos de botella para que el shale pueda liberarse de todas sus cadenas. Los datos de la Secretaría de Energía de la Nación exhiben una muestra del potencial de los yacimientos la roca madre.

Según el informe de la consultora Economía & Energía, que dirige Nicolás Arceo, en el noveno mes del año, la producción de shale oil llegó a los 418,9 mil barriles de petróleo (kbbl)/día, lo que marca un aumento de 113,9% ya que en el mismo mes del año pasado alcanzó los 305 kbbl/día.

El crecimiento de la producción de petróleo no convencional se debe al avance de las obras de infraestructura vinculadas a la Cuenca Neuquina. Con el mercado local abastecido, los nuevos oleoductos permitirán que toda la producción excedente vaya directamente a exportaciones.

Yacimientos top

Los datos del informe de Economía & Energía también evidenciaron que cuatro yacimientos superaron los 50 mil barriles día en Vaca Muerta. Se trata de Loma Campana, La Amarga Chica, Bajada del Palo Oeste y Bandurria Sur.

Loma Campana, el mítico bloque que estableció el inicio de la aventura del shale argentino, es quien marca el camino de la producción no convencional en el país.

El área operada por YPF registró 86,6 kbbl/día en septiembre de este año, lo que establece un crecimiento interanual del 12,9% ya que en el mismo mes del año pasado alcanzó los 73,7 kbbl/día. Con este nivel de producción, Loma Campana es lejos el bloque más productivo de shale oil.

El segundo lugar fue para La Amarga Chica. El área es uno de los más perforados en lo que va del año y en septiembre llegó a una producción de 68,2 kbbl/día. Esto implica un crecimiento interanual de 8,4%, ya que en septiembre de 2023 registró 59,8 kbbl/día.

Superar los 50 mil barriles

El podio fue completado por Bajada del Palo Oeste. La nave insignia de Vista es uno de los arietes del shale oil y quedó demostrado en el noveno mes del año al registrar 53,9 kbbl/día. Esto implica crecimiento interanual de 20% ya que en el mismo mes del año pasado llegó a 33,9 kbbl/día

Muy cerca se posicionó Bandurria Sur 53. El tercer ariete de YPF llegó a 53,9 kbbl/día en el noveno mes del año superando en un 15,8 % a los 37,2 kbbl/dia que se establecieron en septiembre de 2023.

La Calera cierra el registro del top five del no convencional. El bloque operado por Pluspetrol llegó a 21,3 kbbl/día en septiembre y se prepara para despegar. Esta producción fue un aumento interanual de 15,7%.

En tanto, el resto de los bloques contabilizaron 135,9 kbbl/día en septiembre de 2024.

YPF avanza en las tareas de nivelación y preparación del terreno para el Vaca Muerta Sur

Las obras en las inmediaciones a la Estación de Bombeo Allen marcarán el inicio del segundo tramo del oleoducto Vaca Muerta Sur, una obra impulsada por YPF que conectará la formación no convencional Vaca Muerta con la costa rionegrina para la exportación de petróleo.

En este marco, inspectores de la Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro supervisaron esta semana los preparativos de esta obra clave para el desarrollo energético nacional.

El oleoducto Vaca Muerta Sur se compone de dos tramos principales que suman más de 600 kilómetros de extensión. El primer tramo, que está casi listo, abarca aproximadamente 130 kilómetros y conecta el área Loma Campana, en la provincia de Neuquén, con la Estación de Bombeo Allen, en Río Negro.

El segundo tramo, cuya preparación comenzó recientemente, se extenderá desde Allen hasta Punta Colorada cubriendo cerca de 470 kilómetros adicionales. En esa zona se levantará una terminal portuaria de exportación que consolidará a Río Negro como un punto estratégico para la salida de petróleo argentino hacia los mercados internacionales.

Actualmente, los equipos de YPF realizan tareas de nivelación y preparación del terreno en la barda norte del Alto Valle para recibir los caños del ducto que llegará a la costa atlántica.

El trabajo de YPF

Amelia Lapuente, ingeniera química de la Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro, explicó que “la gente de YPF está preparando el terreno con máquinas viales para poder recibir la cañería, que después será montada hacia la terminal marítima”.

A la par de estos movimientos, continúa la construcción del primer tramo del oleoducto, lo que garantizará la conexión directa desde Neuquén hacia Río Negro en la red de transporte. Este avance tiene un impacto significativo en la capacidad logística y permitirá optimizar el flujo de crudo hacia los mercados internacionales.

Inspectores de la Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro están desempeñando un rol activo en la fiscalización de la obra, gracias a las recientes modificaciones en la legislación provincial que habilitan la participación concurrente de la provincia en el control de infraestructura de transporte.

“A partir de este proyecto, estamos cambiando el paradigma de la fiscalización en Río Negro, enfocándonos no sólo en la producción de hidrocarburos sino también en su transporte. Para nosotros es muy importante porque ahora vamos a participar en la exportación de hidrocarburos que se producen en el país”, subrayó Lapuente.

La tarea de fiscalización es exhaustiva e inicia desde la fase de planificación, con el equipo técnico provincial revisando toda la información de ingeniería antes de iniciar la construcción. “Estamos fiscalizando y controlando también la construcción de los ductos, lo cual es un gran avance, ya que antes, en proyectos de transporte nacional, la provincia no tenía capacidad de intervenir”, agregó Lapuente.

Qué áreas explicaron el nuevo récord petrolero de Neuquén

En septiembre último, la provincia de Neuquén registró un nuevo récord histórico en la producción de petróleo, al alcanzar los 446.890 barriles por día, esto es un 3,77 % más que agosto, el mayor volumen registrado en la historia de producción de la provincia. Esto se debe al desempeño de cuatro áreas claves que tienen una fuerte presencia en el shale oil.

La suba interanual fue del 33 % y la variación acumulada en estos primeros nueve meses de 2024, alcanzó el 23,88%, impulsada por el desarrollo de Vaca Muerta.

De acuerdo a las cifras brindadas por el ministerio de Energía y Recursos Naturales, el incremento con relación a agosto se debe en gran medida al aumento en la producción de las áreas Bajada del Palo Oeste, La Calera, Bajada del Palo Este y Loma Campana.

Por otro lado, la producción de gas en septiembre fue de 103,71 millones de metros cúbicos por día, con una caída del 5,4 % respecto del mes anterior. Igualmente cabe destacar que, en comparación con septiembre del año 2023, se produjo un 7,1% más. Además, la producción acumulada entre enero y septiembre es un 12,7 % mayor que la registrada para el mismo periodo de 2023.

La caída respecto a agosto se debe principalmente a la disminución en la producción de las áreas Fortín de Piedra, Aguada de la Arena, El Mangrullo, Río Neuquén y Rincón del Mangrullo.

En cuanto a la producción no convencional, en el mes de septiembre, la de petróleo fue de 94,29 % (421.379bbl/d), y la de gas fue del 88,31 % (91,58 m³ /día).

El 70% de la obra del proyecto Duplicar ya fue completada

El Proyecto Duplicar de Oldelval, la obra de infraestructura más importante del país para el transporte de crudo avanza a paso firme. Con una inversión de 1.200 millones de dólares, la ampliación del oleoducto que conecta la Cuenca Neuquina con el océano Atlántico ya alcanzó el 70% de avance.

Con la puesta en marcha del Proyecto Duplicar, Argentina podrá potenciar las exportaciones de petróleo de la cuenca neuquina y asegurar el crecimiento sostenido de la región, otorgar previsión a las compañías productoras, y generar importantes ingresos al país.

El objetivo principal de Duplicar es aumentar la capacidad de transporte de crudo, llevando los 36.000 metros cúbicos diarios actuales a 86.000 metros cúbicos diarios, es decir, un incremento de 50.000 metros cúbicos por día. Este salto en capacidad permitirá exportar hasta 310.000 barriles diarios de petróleo, lo que representará ingresos anuales cercanos a los 8.000 millones de dólares.

El proyecto incluye la ampliación de 525 kilómetros de ducto, con la instalación de 455 kilómetros de nuevas tuberías de 24 pulgadas desde la Estación de Bombeo Allen, en Río Negro, hasta Puerto Rosales, en Buenos Aires. También contempla el reemplazo de 70 kilómetros de ducto de 30 pulgadas en la zona de Bahía Blanca y la repotenciación de cuatro estaciones de bombeo.

Un avance clave

El pasado 8 de agosto, Oldelval celebró un hito importante con la finalización de la etapa de soldadura del nuevo oleoducto. En esta fase, que marcó un significativo avance en la obra, se completó la vinculación total de los 525 kilómetros del oleoducto.

Esta etapa implicó la ejecución de más de 3.200.000 pulgadas de soldadura, con un promedio de 60 soldadores trabajando durante 400 días, y un total acumulado de 192.000 horas dedicadas a la soldadura. Tras este logro, las tareas de construcción avanzan a una nueva fase que incluye el montaje de válvulas, la ejecución de cruces especiales y las pruebas hidráulicas, cumpliendo con los plazos establecidos.

Con el 70% de la obra ya completada, Oldelval se encamina a consumar los objetivos planteados: el salto en la capacidad de transporte en unos 50.000 barriles diarios para diciembre de 2024 y la puesta en marcha del proyecto en los primeros meses de 2025. Con Duplicar en pleno funcionamiento, Argentina estará en condiciones de exportar más petróleo, lo que contribuirá al desarrollo económico y la generación de divisas.

Impacto del Proyecto Duplicar

El avance del Proyecto Duplicar no solo tiene un importante impacto para el sector energético, sino también en las comunidades locales por donde atraviesa la traza del oleoducto. A lo largo de los 525 kilómetros de obra, que involucraron a más de 2.300 trabajadores y 619 conductores, se generó un notable dinamismo en las economías locales. El movimiento constante de personas y equipos impulsó el surgimiento de nuevos emprendimientos y servicios, como comercios, alojamientos y proveedores de insumos, que aprovechan el flujo de la obra para generar ingresos y oportunidades de negocio.

Las localidades cercanas a la obra del proyecto han experimentado un aumento de actividad impulsado por la presencia de Oldelval y sus contratistas, quienes han dinamizado la economía local mediante la contratación de mano de obra y la demanda de servicios. Este efecto multiplicador ha beneficiado a múltiples sectores, consolidando a Duplicar como una obra transformadora no solo para la industria energética, sino también para las comunidades que forman parte de su traza.

A nivel sectorial, la industria hidrocarburífera y los desarrollos en Vaca Muerta también se verán beneficiadas por el Proyecto Duplicar. Con su puesta en marcha el año que viene, las compañías productoras tendrán mayor previsibilidad para sus inversiones y podrán exportar un mayor volumen de su producción a mercados internacionales.

Oldelval avanza a paso firme hacia el aumento de la capacidad de transporte del shale oil

Oleoductos del Valle S.A (Oldelval) alcanzó un hito significativo en el Proyecto Duplicar al finalizar la soldadura de los tubos del nuevo oleoducto. Este avance marca un paso fundamental hacia el incremento de la capacidad de transporte de crudo, previsto para diciembre de este año.

Con la finalización de esta etapa, el ducto ha sido construido en su totalidad a lo largo de los 525 kilómetros existentes entre la Estación de Bombeo Allen, en Río Negro y Puerto Rosales, en Buenos Aires.

La tarea de Oldelval

La construcción del ducto implicó más de 3.200.000 pulgadas soldadas, con un promedio de 60 soldadores trabajando durante 400 días, acumulando un total de 192000 horas dedicadas a la soldadura.

Se utilizaron diferentes métodos de soldadura por arco con electrodo revestido (SMAW), Soldadura por arco sumergido (SAW) y Semiautomático combinando robustez, fiabilidad y velocidad de producción siendo parte además una planta de Doble Junta que agiliza el trabajo en línea. Estos procesos se llevaron a cabo bajo estrictos procedimientos operativos y estándares de seguridad, lo que permite dar confiabilidad e integridad al proyecto.

El Proyecto Duplicar no solo es una obra de infraestructura vital para el país, sino que también enfrenta desafíos técnicos significativos. La recepción de la cañería en un contexto complicado para las importaciones y las diversas condiciones del terreno, que va desde áreas rocosas hasta zonas anegadas y cruces de cauces de agua, fueron algunos de los obstáculos superados.

Además, se implementaron técnicas avanzadas de perforación direccional horizontal (HDD) para realizar cruces especiales, minimizando el impacto ambiental y garantizando la integridad de la infraestructura.

Con la finalización de esta etapa clave, Oldelval se prepara para avanzar hacia las siguientes fases de construcción, que incluyen el montaje de válvulas, la construcción de obras civiles y las pruebas hidráulicas.

Sobre el Proyecto Duplicar

El Proyecto Duplicar de Oldelval es una importante obra de infraestructura de transporte que, con su puesta en marcha, impulsará el desarrollo sostenible de la Cuenca Neuquina y de Vaca Muerta y permitirá aumentar las exportaciones de crudo del país.

Tiene como objetivo aumentar de forma permanente la capacidad de transporte desde la Cuenca Neuquina hacia el Atlántico para acompañar el crecimiento de producción de Vaca Muerta. Llevará de 36.000 m3/día de crudo a 86.000 m3/día, es decir, 50.000 m3/día barriles de petróleo adicionales por día.

Con la obra en funcionamiento, se podrán exportar 310.000 barriles por día, otorgar previsión a las compañías productoras, y generar ingresos significativos para la Argentina.