En noviembre comienza la obra del Duplicar Norte, que permitirá destrabar la evacuación de áreas clave

En una decisión que ratifica la estrategia de expansión sostenida para el petróleo no convencional, la principal transportista de crudo del país confirmó el inicio de las primeras obras del proyecto "Duplicar Norte" para comienzos de noviembre.

Esta iniciativa que forma parte del sistema de Oleoductos del Valle (Oldelval), tiene una inversión inicial estimada en los US$ 380 millones, y representa la respuesta directa al crecimiento productivo en el Hub Norte de Vaca Muerta, una zona que requiere una infraestructura de evacuación proporcional a su potencial.

El proyecto contempla la construcción de un nuevo oleoducto de 207 kilómetros de extensión y 24 pulgadas de diámetro, que tendrá la misión de reforzar el flujo de petróleo desde la zona de Rincón de los Sauces–Puesto Hernández hasta la estación de bombeo central en Allen, Río Negro.

El anuncio se oficializó a mediados de septiembre luego de la firma de acuerdos bajo la modalidad ship or pay con las principales operadoras de la cuenca que se verán beneficiadas por la traza, como Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol y Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), garantizando la viabilidad financiera de proyecto.

Se destaca que la decisión de avanzar con el Duplicar Norte se toma inmediatamente después de la culminación del proyecto Duplicar+, en el sistema de transporte principal de Oldelval, que implicó una inversión superior a los U$S 1.400 millones.

Duplicar+ permitió a la compañía aumentar su oferta de capacidad de transporte desde la Cuenca Neuquina hacia el Océano Atlántico, donde se encuentra la terminal también ampliada de Otamérica en Puerto Rosales, de 225.000 a 540.000 barriles diarios en su etapa inicial, destrabando el cuello de botella que limitaba la producción.

El Duplicar Norte, por lo tanto, no es una obra aislada, sino una extensión planificada y necesaria de aquel desarrollo. Con la producción actual de Vaca Muerta rondando ya los 600.000 barriles diarios, el sistema ya no cuenta con el margen de capacidad necesario, tal como se expuso en el reciente Encuentro de CEOs de la Argentina Oil & Gas Expo 2025.

El nuevo proyecto busca anticiparse al siguiente salto de producción, garantizando que el upstream pueda seguir invirtiendo sin temor a quedarse sin capacidad de traslado. La primera fase de las obras en noviembre será fundamentalmente logística y preparatoria. Los trabajos se concentrarán inicialmente en la recepción y acopio de cañerías.

Se trata de tubos de acero con costura de 24 pulgadas para los 207 kilómetros del ducto que comenzarán a ser recibidos y distribuidos en puntos estratégicos a lo largo de la traza, preparándolo para el tendido. También se avanzará inicialmente en el movimiento de suelos y obras civiles, para lo cual se realizarán las primeras adecuaciones del terreno, despeje y nivelación en la traza, así como la preparación de los accesos, se explicó.

A la par, se iniciará el montaje de los obradores y dependencias necesarias para albergar y dar soporte logístico a los equipos de trabajadores que participarán en la construcción del ducto a lo largo de la estepa patagónica.

Crecimiento progresivo

En términos de capacidad, el nuevo oleoducto operará bajo un esquema de crecimiento progresivo, con una denominada fase 1 de puesta en marcha temprana, por la cual se prevé que esté operativo para diciembre de 2026, con una capacidad de 220.000 barriles diarios (bpd).

La fase intermedia ampliará la capacidad a 300.000 bpd, y alcanzará su máximo en una última etapa para la cual el ducto está diseñado para alcanzar un techo de 500.000 bpd mediante la incorporación de estaciones de bombeo adicionales.

La habilitación definitiva del proyecto está programada para el primer trimestre de 2027. El plan de expansión no solo se enfoca en el volumen, sino también en la eficiencia operativa del sistema de transporte de petróleo.

Para esto existe un consenso sectorial sobre la conveniencia de centralizar el midstream bajo un único operador, y esta visión apunta a evitar la duplicación de estructuras y optimizar los costos, ya que muchos ductos comparten trazas o las estaciones de bombeo están cercanas.

Además, la unificación del manejo es crucial para la gestión de la calidad del crudo. Al tener la Cuenca Neuquina distintos tipos de petróleo, la capacidad de un único gestor para "mudar todas las moléculas" de manera coordinada permite asegurar la calidad adecuada para el destino final, ya sea el Atlántico (principalmente exportación a Estados Unidos y Europa) o el Pacífico, facilitando la competitividad del crudo argentino en ambos mercados.

Integración con el sistema central

La integración logística del Duplicar Norte con el sistema troncal, y su futura interconexión con el Vaca Muerta Oil Sur (VMS), permitirá transferencias fluidas de petróleo en el nodo clave de Allen. Esta sinergia asegura una estructura de exportación redundante y robusta, esencial para que la Argentina pueda capitalizar su potencial de divisas en la próxima década.

El Proyecto Duplicar+ fue la primera gran respuesta de infraestructura al crecimiento exponencial de Vaca Muerta, demandando una inversión superior a los US$ 1.400 millones. El objetivo principal fue repotenciar y ampliar el oleoducto troncal que conecta la Cuenca Neuquina con la terminal de exportación en Puerto Rosales.

La obra se ejecutó a lo largo de 525 kilómetros e incluyó el reemplazo de tramos de cañería, la repotenciación de estaciones de bombeo y la adición de nuevas instalaciones para acompañar la creciente producción.

Su finalización supuso un salto para la industria petrolera, ya que con Duplicar+ en pleno funcionamiento, la capacidad de evacuación de crudo desde la cuenca hacia el Atlántico se incrementó de 225.000 a 540.000 barriles diarios, lo que liberó un histórico cuello de botella logístico que permitirá el crecimiento de producción hasta fines de 2026.

Es entonces, cuando el proyecto se articula con las obas en marcha del Vaca Muerta Oil Sur, que con una inversión de U$S 3.000 millones ampliará esa capacidad, progresivamente, desde los 180.000 barriles desde fines del año próximo hasta los 550.000 barriles, con posibilidad de incrementar a 720.000 diarios si la demanda lo requiere.