El equipo de Energía 360 visitó las instalaciones del proyecto Vaca Muerta Oil Sur en la costa rionegrina y accedió a detalles sobre la ingeniería, las obras marítimas, las medidas de seguridad ambiental y el cronograma de puesta en marcha. El objetivo es comenzar a recibir petróleo el 31 de diciembre. La terminal contará con seis grandes tanques de almacenamiento, un sistema submarino de conexión con dos monoboyas y tecnología automatizada para prevenir derrames.
El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) avanza hacia una etapa decisiva en Punta Colorada, donde se construye la terminal que permitirá almacenar y exportar petróleo proveniente de Vaca Muerta. El pasado jueves, el equipo de Energía 360 recorrió por primera vez la playa de tanques, conoció las instalaciones y accedió a explicaciones técnicas sobre el funcionamiento de una de las mayores obras de infraestructura energética que se desarrollan actualmente en la Argentina.
La visita permitió dimensionar la magnitud de las estructuras y, especialmente, comprender cómo funcionará el sistema que conectará la producción petrolera de la cuenca neuquina con los grandes buques que operarán frente a la costa rionegrina.
Durante la recorrida, un técnico de VMOS respondió consultas sobre la capacidad de almacenamiento, las obras submarinas, el funcionamiento de las monoboyas, los mecanismos previstos para prevenir derrames de petróleo, el aprovechamiento del agua y las oportunidades laborales que genera el emprendimiento.
Uno de los datos centrales surgió al abordar el cronograma de puesta en funcionamiento de la terminal.
“Tenemos la fecha del 31 de diciembre como objetivo. Creemos que estamos bien rumbeados para que empiece a entrar el petróleo en esa fecha”, aseguró el representante técnico.
La precisión establece una diferencia importante entre el ingreso inicial de crudo al complejo, la puesta en funcionamiento progresiva de sus instalaciones y el comienzo efectivo de las exportaciones marítimas.
Seis tanques gigantes para almacenar 720 millones de litros de petróleo
Uno de los aspectos más impactantes de la recorrida por Punta Colorada es la dimensión de los tanques que integrarán la terminal.
El complejo contempla seis unidades de almacenamiento, cada una con una capacidad útil de 120.000 metros cúbicos de petróleo. En conjunto, permitirán almacenar 720 millones de litros de crudo, un volumen fundamental para sostener las futuras operaciones de exportación.
Durante la explicación técnica surgió una precisión sobre sus dimensiones que permite comprender mejor el diseño de las instalaciones.
“Los seis tanques de crudo son de 120.000 m³ de volumen útil. 132.000 es el volumen total. 120.000 es el volumen realmente útil del tanque”, explicó el especialista.
La diferencia responde a que no toda la capacidad física de un tanque puede utilizarse para almacenar petróleo durante su operación normal.
Pero más allá de sus dimensiones, la función de estas estructuras será regular el flujo de crudo entre el oleoducto y los buques exportadores.
El petróleo llegará de manera continua desde Vaca Muerta, mientras que las embarcaciones realizarán operaciones de carga en determinados momentos.
El técnico utilizó una comparación sencilla para explicar esta dinámica.
“La terminal a grandes rasgos es una suerte de estación de servicio masiva, a gran escala”, señaló.
Según detalló, el sistema necesita almacenar petróleo porque el caudal que ingresa por el ducto es constante, mientras que el despacho marítimo es discontinuo.
De esta manera, la playa de tanques funcionará como un punto de regulación que permitirá mantener el transporte de crudo aunque no haya un buque realizando operaciones de carga.
La ventaja de Punta Colorada: recibir los petroleros más grandes del mundo
Otra de las características estratégicas del proyecto está vinculada con la capacidad de operar buques VLCC (Very Large Crude Carriers), embarcaciones diseñadas para transportar enormes volúmenes de petróleo.
Durante la recorrida, el representante de VMOS explicó que el sistema fue concebido para abastecer petroleros de aproximadamente 250.000 metros cúbicos de capacidad, equivalentes a alrededor de 2 millones de barriles.
La posibilidad de cargar semejantes volúmenes representa una ventaja logística para las exportaciones argentinas.
A diferencia de otras terminales que enfrentan restricciones para operar con buques de estas dimensiones, Punta Colorada contará con infraestructura marítima preparada para realizar las operaciones de carga mar adentro.
El técnico destacó que la principal ventaja será la reducción del costo de transporte por barril.
“Acá llevamos mucho más crudo, entonces se te abarata el costo de transporte muchísimo”, explicó al comparar el proyecto con la infraestructura exportadora existente en Bahía Blanca.
Este aspecto es especialmente relevante para la competitividad del petróleo argentino, porque permite distribuir los costos operativos y del viaje marítimo entre una mayor cantidad de barriles.
Cómo llegará el petróleo desde los tanques hasta los buques en alta mar
Uno de los aspectos más interesantes de la visita fue conocer el funcionamiento de la infraestructura que conectará la terminal terrestre con las dos monoboyas ubicadas mar adentro.
El sistema contempla una cañería de 38 pulgadas de diámetro que transportará el crudo desde las instalaciones de Punta Colorada hacia el lecho marino, donde se realizará la distribución hacia los puntos de carga.
En el extremo de esta infraestructura se instalarán estructuras submarinas conocidas como PLEM (Pipeline End Manifold), que funcionan como colectores y distribuidores de petróleo.
Estas piezas incorporan un conjunto de cañerías y válvulas que permiten dirigir el flujo hacia las monoboyas y aislar sectores del sistema cuando resulta necesario.
Durante la explicación, el técnico destacó las dimensiones de uno de estos componentes, fabricado en el exterior.
Señalando una imagen satelital dijo “Esto que es un rectangulito, es gigantesco, es una pieza gigante que… vino de allá del Golfo Pérsico… es el arreglo de cañerías para hacer la derivación hacia la monoboya que está arriba”, describió.
El sistema permitirá administrar las operaciones marítimas desde los puntos de conexión submarinos.
Según explicó el técnico de VMOS, las válvulas instaladas en los PLEM posibilitarán cerrar o habilitar determinados tramos y derivar el flujo de acuerdo con las necesidades operativas.
Desde estas estructuras submarinas, el petróleo llegará mediante mangueras hasta las monoboyas flotantes.
Cuando un buque petrolero arribe a la terminal marítima, se amarrará a una de ellas y conectará sus sistemas de carga mediante mangueras especiales.
El crudo será bombeado desde tierra, atravesará el sistema submarino y finalmente ingresará a los tanques del buque.
Las dos monoboyas destinadas al VMOS arribaron el pasado 5 de octubre al Puerto de San Antonio Este, procedentes de Emiratos Árabes Unidos, tal como informó oportunamente Energía 360.
Su instalación frente a Punta Colorada será una de las etapas fundamentales para completar el sistema exportador.
Un oleoducto protegido con hormigón y una obra especial debajo de la costa
La instalación de la cañería submarina constituye uno de los desafíos de ingeniería más importantes del proyecto.
El conducto de 38 pulgadas contará con un revestimiento externo de hormigón que proporciona protección física y contribuye a su estabilidad sobre el fondo marino.
“El caño es de 38 pulgadas que está revestido en hormigón. Todo eso es justamente para evitar el impacto de objetos al caño y es una medida de protección más”, explicó el técnico.
Pero la protección no depende únicamente de ese recubrimiento.
Durante la colocación, equipos especializados de buzos inspeccionan las condiciones del fondo marino y verifican cómo queda apoyada la cañería.
Debido a que determinados sectores presentan superficies rocosas e irregulares, pueden quedar espacios libres entre el conducto y el lecho.
Para resolverlo, se construyen apoyos de hormigón que proporcionan estabilidad y evitan movimientos que podrían comprometer su integridad estructural.
“En los lugares donde queda ese espacio libre se hace toda una obra con hormigón abajo para que el caño siempre quede apoyado… así no tiene movimientos y aseguramos la vida útil”, explicó.
En las proximidades de la costa se aplica una solución constructiva diferente.
VMOS utiliza la tecnología de perforación horizontal dirigida, conocida como cruce dirigido, para instalar la cañería por debajo del terreno y evitar una excavación abierta en el sector costero.
El procedimiento contempla una perforación de 54 pulgadas de diámetro, dentro de la cual se instalará posteriormente la tubería petrolera.
Según explicó el especialista, el conducto alcanzará profundidades del orden de los 30 metros en el sector del cruce, una solución diseñada para protegerlo frente a las condiciones del entorno marino.
El técnico señaló que, de permanecer simplemente apoyada en un sector cercano a la costa, la cañería podría quedar expuesta a esfuerzos y diferencias de presión capaces de comprometer su estabilidad.
Por eso, la ingeniería contempla su enterramiento y protección. La decisión también responde a criterios ambientales.
“Si se hacía con la metodología tradicional el impacto ambiental iba a ser enorme, tener que hacer como una suerte de escollera y avanzar sobre el mar para hacer la excavación”, explicó.
El cruce dirigido permite reducir la intervención directa sobre la franja costera, aunque, como ocurre con toda obra de estas características, requiere controles técnicos y ambientales durante su ejecución.
Qué pasaría si se produce una pérdida de petróleo en el mar
Uno de los momentos más relevantes de la recorrida surgió cuando se consultó al técnico sobre los mecanismos previstos para actuar ante un eventual derrame de petróleo.
La pregunta apuntó específicamente a las medidas de protección ambiental del sistema marítimo, donde el crudo circulará por el conducto submarino hasta alcanzar las monoboyas.
La respuesta permitió conocer que la terminal contará con diferentes barreras de seguridad, tanto físicas como automatizadas, destinadas a detectar anomalías, interrumpir el bombeo y contener eventuales incidentes.
El primer mecanismo será un sistema de control de presión conectado mediante fibra óptica con los distintos componentes de la infraestructura.
“La obra marina tiene todo un sistema de automatismos en las cuales si hay una más mínima pérdida de presión en el ducto, inmediatamente la válvula que va a estar acá en la planta se cierra”, explicó.
El dispositivo tendrá comunicación con los PLEM y las monoboyas, permitiendo supervisar las condiciones de operación.
“Esa válvula va a estar conectada con fibra óptica a los PLEMs y a las monoboyas. Entonces, lo que hace eso es medir la presión que tiene todo el ducto. Si hay una mínima variación de presión, esa válvula se cierra y se deja de bombear crudo al mar”, detalló.
El objetivo es que una anomalía compatible con una eventual fuga active los mecanismos de protección sin depender exclusivamente de la intervención de un operador.
El representante de VMOS insistió en que los sistemas automatizados constituyen la primera barrera de seguridad.
“El control humano… es una segunda barrera. Ya el sistema tiene que estar todo automatizado para que si hay la más mínima pérdida de presión, se corte todo”, reiteró.
A esto se suman las válvulas de bloqueo instaladas en los colectores submarinos, que permiten aislar sectores de la infraestructura.
Los PLEM tendrán mecanismos automáticos de cierre para interrumpir el flujo de petróleo ante determinadas condiciones de contingencia.
La automatización busca reducir el tiempo de respuesta frente a una eventual falla, una variable fundamental cuando se transportan grandes volúmenes de hidrocarburos.
Sin embargo, estos sistemas no eliminan por completo la posibilidad de pérdidas, por lo que también se necesitan procedimientos de emergencia y equipos preparados para intervenir.
Remolcadores y barreras de contención para las operaciones marítimas
La prevención de contingencias no se limitará al funcionamiento del oleoducto submarino.
Durante las operaciones de carga, los grandes petroleros contarán con asistencia marítima y procedimientos específicos para responder ante eventuales incidentes.
El técnico explicó que los remolcadores y embarcaciones auxiliares que participen de las maniobras deberán contar con equipamiento de contingencia, incluidas barreras destinadas a contener hidrocarburos en el agua.
“Cuando viene un buque… hay todo un sistema de remolcadores y de ayudas a ese buque que tienen todos un plan de contingencia en el cual tienen las barreras y demás si detectan que hay una pérdida de crudo”, señaló.
Estas barreras forman parte de los recursos utilizados para limitar la dispersión superficial del petróleo ante un derrame.
Su efectividad dependerá de las condiciones meteorológicas y marítimas, las características del incidente y la rapidez de despliegue de los equipos de respuesta.
La combinación de controles automáticos, válvulas de aislamiento y recursos de intervención constituye el esquema preventivo y de respuesta descripto por VMOS para sus operaciones offshore.
El tanque auxiliar que protegerá las instalaciones ante un cierre repentino
Otro detalle técnico que surgió durante la recorrida fue la existencia de un tanque auxiliar conocido como slop, destinado a recibir excedentes de crudo ante determinadas situaciones operativas.
Su función será especialmente importante cuando se produzcan cierres imprevistos en el sistema de carga marítima.
El técnico explicó que estas situaciones pueden originar un fenómeno hidráulico conocido como golpe de ariete.
Se trata de una variación brusca de presión que puede producirse cuando un fluido en movimiento es detenido o su velocidad cambia repentinamente dentro de una cañería.
En una instalación que bombea grandes volúmenes de petróleo, este fenómeno requiere medidas específicas de protección.
“Si hay un cierre repentino en el barco, vos tenés un fenómeno que se llama golpe de ariete, que eso es un volumen que te presiona, esa onda vuelve y vos la tenés que atajar”, explicó el especialista.
Para administrar este tipo de contingencias, el complejo contará con un tanque auxiliar preparado para recibir excedentes del sistema.
“Tenemos el tanque de slop, que es el tanque auxiliar… este tanque en realidad funciona vacío y es solamente para recibir los excedentes en caso de que haya una contingencia en el ducto marino”, indicó.
De esta manera, el tanque integrará el sistema de protección hidráulica de las instalaciones, contribuyendo a manejar situaciones anormales de operación.
Seguridad en tierra: recintos impermeabilizados y sistemas contra el sobrellenado
Las medidas preventivas también comprenden los seis grandes tanques de almacenamiento.
Cada una de estas estructuras se encuentra dentro de un recinto de contención impermeabilizado, diseñado para retener petróleo ante una eventual pérdida.
Según explicó el técnico, los recintos cuentan con capacidad para contener un volumen equivalente al 110% de la capacidad del tanque correspondiente.
El objetivo es impedir que un derrame se extienda hacia el terreno circundante.
Mostrando una imagen aérea de los tanques y señalando al lado de uno estos, dónde veíamos una especie de pileta dijo: “Cada uno de estos rectángulos (uno por tanque)… tienen el 110% de la capacidad del tanque y al estar impermeabilizados, si un tanque llegara a perder, el crudo va a quedar ahí”, aseguró el especialista.
Además, el sistema contempla dispositivos automáticos para controlar el nivel de llenado de las estructuras y evitar desbordes.
Un aspecto particular es que la última barrera de protección no dependerá exclusivamente de componentes electrónicos.
El técnico describió un mecanismo de actuación física que interrumpe el proceso cuando se alcanza una condición crítica de llenado.
“El último es un brazo mecánico en el cual vos no confías en la electricidad. O sea, tiene que ser bien de ferretero, digamos, de que si toca hay que cortar todo porque el tanque se llena”, explicó.
El principio consiste en incorporar una protección independiente de los sistemas eléctricos y de instrumentación habituales.
De esta manera, la seguridad de la terminal se apoyará en una combinación de sensores, automatismos, dispositivos mecánicos, válvulas de bloqueo y estructuras de contención.
El agua, un recurso escaso que exige soluciones especiales
Otro aspecto destacado de la explicación técnica estuvo relacionado con el uso del agua durante la construcción y las pruebas de las instalaciones.
La disponibilidad del recurso constituye una preocupación particularmente importante en esta región de la costa rionegrina.
El especialista explicó que determinados componentes necesitan ser ensayados con agua dulce no potable para preservar la integridad de las estructuras metálicas, debido al mayor potencial corrosivo del agua salada.
Frente a esta necesidad, se implementan esquemas de reutilización del recurso entre distintas tareas de prueba.
“Es como una reutilización de agua, o sea, no es que estamos usando el recurso porque es extremadamente escaso el agua acá”, manifestó.
En cuanto a las pruebas hidráulicas de los grandes tanques de crudo, detalló que se utiliza agua de mar, bombeada mediante una embarcación.
El procedimiento permite llenar las estructuras, verificar su comportamiento y comprobar que los asentamientos se mantengan dentro de los parámetros previstos por la ingeniería.
Una vez completados los ensayos, el agua es sometida a un tratamiento antes de su devolución al ambiente marino.
La explicación permitió conocer dos estrategias diferentes: el uso y la reutilización de agua dulce no potable cuando las condiciones técnicas lo requieren, y el aprovechamiento de agua marina para las pruebas de los tanques de almacenamiento.
Hasta 2.200 trabajadores y el desafío del empleo local
La visita también permitió abordar uno de los aspectos más importantes del proyecto para Río Negro: su impacto sobre el empleo y la formación de trabajadores.
De acuerdo con los datos aportados durante la recorrida, en el momento de máxima actividad se desempeñaron aproximadamente 2.200 personas en el conjunto del proyecto, de las cuales unas 1.600 correspondieron a la terminal de Punta Colorada.
El técnico destacó especialmente los procesos de capacitación que permitieron incorporar trabajadores locales a tareas especializadas.
“Tenemos el caso de contratistas que empezaron con muy poca mano de obra local, pero todo un trabajo de capacitación y realmente tenemos muy buenos resultados de gente que está soldando tanques”, explicó.
La experiencia cobra relevancia en el marco de la normativa provincial 80/20, que establece condiciones de participación de mano de obra rionegrina en las actividades alcanzadas por el régimen.
Sin embargo, durante la exposición no se informó un porcentaje actualizado de cumplimiento de esa proporción para el conjunto de las contratistas.
El representante de VMOS también destacó que la demanda de trabajadores no necesariamente concluirá cuando termine la construcción.
Una vez que la terminal entre en operaciones, se necesitarán empresas contratistas para mantenimiento, servicios y tareas técnicas específicas.
“Todas estas plantas… la necesidad de contratistas mucho más chicas que hay una vez que ya está todo operativo es muy grande”, explicó.
En ese sentido, consideró que la capacitación y especialización de trabajadores locales será una herramienta para aprovechar las oportunidades que se generen durante la etapa operativa.
Diciembre, la primera meta de un proyecto que seguirá creciendo
El cronograma expuesto por el técnico contempla tres etapas de ampliación de la capacidad de transporte del sistema.
La primera tiene como objetivo alcanzar los 180.000 barriles diarios hacia diciembre de 2026.
Posteriormente, VMOS proyecta incrementar esa capacidad hasta 390.000 barriles diarios durante 2027, para alcanzar finalmente los 550.000 barriles diarios hacia fines del mismo año, según las metas explicadas durante la visita.
Estos valores corresponden a la capacidad de transporte prevista para cada fase y no implican necesariamente que esos volúmenes se exporten desde el primer día de funcionamiento.
El tramo principal del oleoducto comprende 437 kilómetros entre Allen y Punta Colorada, mientras que la conexión desde Añelo hasta Allen corresponde al sistema Vaca Muerta Oil Centro, de aproximadamente 128 kilómetros.
La combinación de ambos sistemas permitirá vincular la producción de la cuenca neuquina con la terminal marítima de exportación sobre el Golfo San Matías.
De conocer el proyecto a recorrerlo: la experiencia de Energía 360
Energía 360 viene siguiendo el desarrollo de VMOS desde sus primeras etapas, informando sobre la construcción del oleoducto, el montaje de los tanques, la llegada de las monoboyas, las obras marítimas y el impacto productivo que tendrá la infraestructura sobre Río Negro.
La recorrida de este jueves representó una nueva oportunidad para observar directamente las instalaciones y conocer de quienes participan en el proyecto y cómo se prepara su funcionamiento.
Más allá de las dimensiones de los tanques o de la complejidad de las obras, la visita permitió comprender que la terminal de Punta Colorada no será simplemente un lugar de almacenamiento de petróleo.
Será el punto donde confluirán el transporte terrestre, la regulación de grandes volúmenes de crudo, los sistemas automatizados de seguridad y la operación marítima necesaria para concretar exportaciones a gran escala.
También permitió conocer las medidas previstas para reducir riesgos ambientales, desde la protección física del ducto submarino hasta los mecanismos automáticos de cierre, los recintos impermeabilizados y los equipos de respuesta ante eventuales derrames.
El desafío inmediato será completar las instalaciones, superar las pruebas técnicas y avanzar con una puesta en marcha segura.
Con el 31 de diciembre como objetivo para comenzar a recibir petróleo, Punta Colorada se acerca a una etapa decisiva: transformar una de las mayores obras de infraestructura energética del país en un sistema operativo que conecte el petróleo de Vaca Muerta con los mercados internacionales desde la costa rionegrina.
