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SITUACIÓN ACTUAL DE LA ACTIVIDAD GASIFERA EN VENEZUELA
Venezuela es uno de los países poseedores de la mayor potencia gasífera del mundo. La
industria del gas natural en nuestro país ha ido superado como subproducto a la
explotación del petróleo. El impulso que ha tomado este recurso natural obedece a su
utilización en la generación de electricidad y al desarrollo de la industria petroquímica.
La explotación del gas, tiene una enorme importancia por los nuevos descubrimientos
de reservas que sitúan a Venezuela como uno de los principales remplazo energéticos a
nivel mundial, lo que permite repotenciar el negocio gasífero de forma local e
internacional
El gas natural, es considerado como el componente esencial de la matriz de energía
primaria de la nación, combustible y materia prima importante en todos los sectores de
la economía venezolana el cual tiene un rol fundamental interviniente en los Planes de
Desarrollo Nacional y Regional.
Actualmente, Venezuela cuenta con vastas reservas probadas de Gas Natural por el
orden de 147.5 BPC, ubicándonos como el octavo país del mundo con mayores reservas
probadas de Gas Natural y el primero de América Latina, constituyendo un cuadro
fuerte de oferta a largo plazo de este recurso estratégico, con una duración teórica de
más de cien años.
El gas licuado permite su transportación por tuberías (gasoductos) para uso industrial o
doméstico y para vehículos como gas natural (GNV).
Anaco es la ciudad más productora y explotadora de éste hidrocarburo a nivel nacional
se le conoce como el corazón gasífero de Venezuela y uno de los más importantes del
hemisferio. La principal empresa que explota dicho hidrocarburo es Petróleos de
Venezuela.
Empresa Venezolana PDVSA – GAS
PDVSA desarrolla las operaciones principalmente a través de sus empresas filiales;
también participa en asociación con empresas locales y extranjeras, estas últimas,
sujetas a leyes y regulaciones dispuestas para tal fin. Las operaciones correspondientes
al sector petrolero incluyen:
Exploración, producción y mejoramiento de crudo y gas natural
Refinación, transporte y mercadeo de crudo y productos refinados
Procesamiento, transporte y mercadeo de gas natural
Las reservas de petróleo y gas natural, así como las operaciones de producción y
mejoramiento se encuentran localizadas sólo en La República Bolivariana de
Venezuela. Las operaciones de exploración, refinación, transporte y mercadeo se ubican
en La República, el Caribe, Norteamérica, Suramérica, Europa y Asia.
Gas natural: es una de las varias e importantes fuentes de energía no renovable formada
por una mezcla de gases ligeros que se encuentra en yacimientos de petróleo, disuelto o
asociado con el petróleo (acumulación de plancton marino) o en depósitos de carbón.
Se define como una mezcla de hidrocarburos cuyo componente principal es el metano,
acompañado de otros hidrocarburos e impurezas como agua, dióxido de carbono,
sulfuro de hidrógeno, entre otros. Es el combustible menos dañino al ambiente, por lo
cual es denominado combustible verde y considerado como la alternativa energética del
siglo XXI, de allí su creciente utilización a escala mundial para satisfacer los
requerimientos energéticos.
Se procesa en las plantas de extracción donde se separa el gas metano de la corriente de
Líquidos de Gas Natural (LGN), siendo éstos fraccionados posteriormente y se obtiene
etano, propano, butanos, pentanos y gasolina natural.
Productos derivados: Las principales cadenas petroquímicas son las del gas natural, las
oleofinas ligeras (etileno, propileno y butenos) y la de los aromáticos. El gas de síntesis,
producido a partir del gas natural, permite la producción a gran escala de hidrógeno,
para la posterior producción de amoníaco por su reacción con nitrógeno, y de metanol
que es la materia prima en la producción de metil-terbutil-éter, entre otros compuestos.
Del etileno, se producen un gran número de derivados, como las diferentes clases de
polietileno, cloruro de vinilo, compuestos clorados, óxidos de etileno, monómeros de
estírenos entre otros que tienen aplicación en plásticos, recubrimientos, moldes, etc.
Del propileno, por ejemplo, se obtienen compuestos como alcohol isopropílico,
polipropileno y acrilonitrilo, que tienen gran aplicación en la industria de solventes,
pinturas y fibras sintéticas.
Veamos a continuación una tabla donde podemos apreciar los productos derivados a
través de los procesos del etileno.
Actividades del Negocio: Actualmente, las actividades de exploración y producción
correspondientes al negocio del gas son ejecutadas por:
·
PDVSA Petróleo
·
PDVSA Gas
·
Empresas mixtas de CVP
·
Licencias de gas en tierra otorgadas en 2001
El procesamiento del gas natural es responsabilidad exclusiva de PDVSA Gas, filial de
PDVSA que se dedica a la exploración, explotación, procesamiento, transporte,
distribución y comercialización del gas natural, LGN y gas metano.
La comercialización de sus derivados (metano, etano, LGN y GLP) es realizada
conjuntamente entre PDVSA Gas y PDVSA Gas Comunal. Ya que el liquido de gas
natural en el mercado de exportación la realiza PDVSA Petróleo, en representación de
PDVSA Gas.
Revolución Gasífera: En el año 2007, el Ejecutivo Nacional dio inicio a la Revolución
Gasífera, con la finalidad de ejecutar proyectos para mejorar la calidad de vida de la
población venezolana, asegurando el abastecimiento de gas al mercado interno, en
especial a los sectores eléctrico, petroquímico, siderúrgico y petrolero.
PDVSA Gas Comunal, S.A: En el año 2007 se constituye como una filial de PDVSA,
cuyo objeto es garantizar la demanda nacional de Gas Licuado de Petróleo (GLP)
domiciliario, comercial e industrial; así como promover y participar en el comercio
internacional de suministro de GLP, mediante un modelo de gestión que ejecuta un
servicio público, de propiedad social y estatal, que cumple con los más altos estándares
de seguridad, eficiencia y oportunidad en el abastecimiento de un combustible de
carácter estratégico.
En el período 2008-2015, PDVSA Gas Comunal ejecutará varios proyectos de
inversión, entre los que destacan: la construcción de 6 Plantas de Llenado de GLP, para
cubrir la demanda agregada, que estarán ubicadas en los estados Guárico, Miranda,
Cojedes y Bolívar. Estas plantas beneficiarán a más de 300.000 familias.
El objetivo más importante de PDVSA Gas Comunal, durante el período 20082015, es incrementar la presencia en las comunidades organizadas que presentan altos
grados de pobreza y exclusión social, promoviendo diferentes formas de distribución de
GLP, tales como estantes comunales, centros de acopio, dispensadores automáticos y
redes comunales, a objeto de transferir la distribución del gas domiciliario a estos
sectores populares mediante la creación de Empresas de Propiedad Social.
Actualmente, PDVSA Gas Comunal, C.A. y su operadora PDV Comunal, S.A.
enfocan sus estrategias para continuar atendiendo las necesidades de la población del
servicio público de distribución de GLP (en tanques estacionarios y en cilindros de 10,
18 y 43Kg), impulsando la industria, optimizando los procesos actuales y construyendo
la infraestructura requerida que garantice e incremente el 51% de la participación del
mercado adquirida en su fase de inicio, realizando las inversiones necesarias para
garantizar el suministro del combustible de forma económica y oportuna a este sector de
la economía popular.
Producción y disponibilidad del Gas Natural
La producción de gas natural Nación para el año 2010 fue de 6.961 MMPCD, sin
embargo, 154 MMPCD de gas metano recibidos de las empresas Chevron y
ECOPETROL, a través del Gasoducto Transcaribeño Antonio Ricaurte, hacen que la
disponibilidad total de gas natural Nación se ubicó en 7.115 MMPCD.
De la disponibilidad total de gas natural Nación, el 77% (5.503 MMPCD) corresponde a
consumo propio de PDVSA y 1.612 MMPCD a ventas de gas metano para cubrir los
requerimientos del mercado local en los sectores eléctrico, siderúrgico, aluminio,
cemento, comercializadoras, doméstico y petroquímico.
El volumen de 5.503 MMPCD lo utilizó la industria petrolera de la siguiente forma:
2.958 MMPCD inyectados a los yacimientos (recuperación secundaria de crudo), 732
MMPCD como combustible propio en las actividades de transporte de crudo, y el resto
del volumen corresponde a lo transformado en LGN, venteo, mermas y pérdidas.
Compresión de gas: En Gaceta Oficial N° 39.174 de fecha 8 de mayo de 2009, se
promulgó la Ley Orgánica que Reserva al Estado Bienes y Servicios Conexos a las
Actividades Primarias de Hidrocarburos, a través de la cual el Ejecutivo Nacional
delegó en PDVSA la nacionalización de los servicios de compresión alquilada de gas en
todo el territorio nacional.
En el año 2010 se asumen las operaciones de compresión del Campo Dación I y II,
eliminando la tercerización del servicio prestado por la empresa Skanka.
Producción y venta de líquidos de Gas Natural: Los procesos de extracción y
fraccionamiento de LGN son llevados a cabo por PDVSA a escala nacional, a través de
12 plantas de extracción y tres plantas de fraccionamiento, para un total de 15 plantas,
las cuales se especifican a continuación:
Oriente: (Seis plantas de extracción)
1. Planta Santa Bárbara
2. Tren C de Santa Bárbara y Jusepín (ubicadas en el estado Monagas) y planta San
Joaquín
3. Tren C de San Joaquín
4. Refrigeración San Joaquín
5. Planta de fraccionamiento almacenaje y despacho Jose (ubicadas en el Complejo
Criogénico Jose Antonio Anzoátegui en el estado Anzoátegui), operadas por PDVSA
Gas.
Occidente: (Seis plantas de extracción)
1. El Tablazo I y II (operadas por PEQUIVEN)
2. Tía Juana II y III, Lama Proceso y Lama Líquido (operadas por PDVSA
PETROLEO)
3. Plantas de Fraccionamiento Bajo Grande y Ulé (operadas por PDVSA Gas).
La capacidad total instalada de procesamiento es de 4.855 Millones de Pies Cúbicos
Diarios y la de fraccionamiento es de 268 MBD. Adicionalmente, se dispone de 381 km
de poliductos en el oriente del país.
La capacidad efectiva de fraccionamiento de LGN es de 242 MBD.
Para el año 2010, las operaciones de extracción y procesamiento de LGN alcanzaron un
volumen de 147 MBD, mientras que las ventas se situaron en 150 MBD, de los cuales
34 MBD (23%) fueron destinados al mercado de exportación y 116 MBD (77%)
colocados en el mercado local (83 MBD vendidos a terceros y 33 MBD de ventas
interfiliales).
Las exportaciones de propano y butano se dirigieron fundamentalmente al
Caribe, Norte y Sur América, mientras que la gasolina natural se exportó principalmente
a Norteamérica y el Caribe.
Yacimientos y Reservas de Gas en Venezuela son prometedores al punto que las
estimaciones de producción se prevén aumentar en el período que abarca hasta 2012, de
6.300 millones a 11.500 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD).
Las mayores reservas de gas en Venezuela se encuentran en la zona norte y
noroeste del país, en las costas de la plataforma continental caribeña y atlántica,
ocupando una extensión de más de 500.000 kilómetros cuadrados.
En el occidente del país se cuenta con recursos gasíferos por 35 billones de pies
cúbicos y en la zona oriental asciende a 65 billones de pies cúbicos.
Venezuela cuenta hoy en día con amplias reservas probadas de gas natural ubicándose
como el octavo país del mundo con mayores reservas probadas de gas natural y el
primero en América Latina, y gracias a la importante participación del gas natural en el
mercado energético nacional es posible también ahorrar gran cantidad de petróleo. Las
reservas probadas de gas en Venezuela alcanzan los 151 Billones de Pies Cúbicos de
gas (BPC), y cuenta con un volumen de 40 billones de reservas posibles y una base de
recursos aproximada de 196 billones de BPC, para totalizar un volumen de reservas de
427 billones de pies cúbicos. Según el Ente Nacional del Gas (Enagas), adscrito al
Ministerio de Energía y Petróleo, de esta manera nuestro país pasará del octavo al tercer
lugar como país con mayores reservas de gas en el mundo y el primero en América
Latina.
El 71% de las reservas probadas de gas se encuentran en la zona oriental de nuestro
país, el 24% en la zona occidental, el 2.5% en el Norte de la península de Paria, el 2.4%
en la Plataforma Deltana y el 0.14% en la zona sur. El 90.8% de estas reservas probadas
de Gas Natural corresponden a gas asociado al petróleo y sólo el 9.2% al gas no
asociado.
Entre los planes estratégicos de PDVSA, se encuentra el Proyecto de Gas Delta
Caribe, cuyo plan contempla una actividad integral que a la par de las explotaciones de
los campos petroleros, incorpora nuevas reservas, lo cual significa una intensa actividad
exploratoria en la región costafuera de la península de Paria.
PRINCIPALES PROYECTOS NACIONALES DE PDVSA GAS
Proyecto Jose 250:
Tiene como objetivo incrementar la capacidad de procesamiento de gas asociado
generado en los campos de Anaco y el norte de Monagas, para satisfacer la demanda del
mercado doméstico y el suministro de gas inyectado a los procesos de recuperación
secundaria de los campos petroleros del norte del estado Monagas.
Este proyecto incluye la construcción y puesta en marcha del IV Tren de extracción en
la Planta de San Joaquín (1.000 Millones de Pies Cúbicos Diarios); V Tren de
fraccionamiento (50 MBD) y ampliación del Terminal Marino en el Complejo José
Antonio Anzoátegui; poliducto San Joaquín - Complejo José Antonio Anzoátegui (113
Km); Planta de Control de Punto de Rocío en Pirital; ampliación del sistema de
poliductos y proyecto etano.
La inversión total estimada en este proyecto es de 4.509 millones de dólares y se
estima que culmine en el año 2015. Al cierre del año 2009, el monto de las obras en
progreso ejecutadas es aproximadamente de 320 millones de dólares.
Gasificación Nacional:
El proyecto tiene como objetivo gasificar 23 estados de la República de Bolivariana de
Venezuela; fortaleciendo las organizaciones del poder popular y favoreciendo el
desarrollo comunitario, privilegiando dichas organizaciones (EPS, Consejos
Comunales, entre otras).
Su fecha estimada de culminación es en el cuarto trimestre del año 2016.
Proyecto Gas Anaco (Acondicionamiento de Gas y Líquidos Anaco (AGLA))
El Proyecto AGLA consiste en desarrollar la infraestructura para el acondicionamiento
de los volúmenes de gas natural producidos en los campos San Joaquín, Guario y el
Roble; para garantizar la integridad mecánica de la infraestructura del centro operativo
San Joaquín del PGA; así como la segregación de las corrientes de gas del Distrito
Anaco para la alimentación de las plantas de procesamiento de LGN: Extracción San
Joaquín (SJE), ACCRO, Refrigeración San Joaquín (RSJ) y IV Tren San Joaquín.
Proyecto Delta Caribe Oriental
El Proyecto AGLA consiste en desarrollar la infraestructura para el acondicionamiento
de los volúmenes de gas natural producidos en los campos San Joaquín, Guario y el
Roble; para garantizar la integridad mecánica de la infraestructura del centro operativo
San Joaquín del PGA; así como la segregación de las corrientes de gas del Distrito
Anaco para la alimentación de las plantas de procesamiento de LGN: Extracción San
Joaquín (SJE), ACCRO, Refrigeración San Joaquín (RSJ) y IV Tren San Joaquín.
Esta infraestructura requerida para incorporar al mercado interno el gas proveniente de
los desarrollos de gas costa afuera, en el oriente del país. Abarca las siguientes
instalaciones: 563 Km de tuberías marinas; urbanismo, vialidad y servicios en el
complejo industrial Gran Mariscal de Ayacucho (CIGMA); muelle de construcción y
servicios; plantas de adecuación y procesamiento de gas; generación de energía eléctrica
(900 MW en Güiria y 450 MW en Cumaná, estado Sucre); redes de transmisión y
distribución eléctrica, y plantas de licuefacción.
En el año 2008, se firmó el acuerdo marco para la constitución de las empresas mixtas
para los trenes de licuefacción 1 y 2, con una capacidad de 4,7 millones de toneladas por
año (MMTA) GNL cada uno.
En septiembre de 2008, se suscribieron Memoranda de Entendimiento (MDE) entre
PDVSA y otras empresas, para desarrollar un programa exploratorio en los bloques
costa afuera de Blanquilla y Tortuga, orientados al descubrimiento y cuantificación de
reservas adicionales de gas natural no asociado. las cuales están orientadas a la
constitución de una empresa mixta para la construcción y operación de un proyecto
integrado de producción de gas natural no asociado y licuefacción en el Tren-3 de GNL
del Proyecto Gas Delta Caribe Oriental.
Para el año 2009 arribaron a la República los primeros equipos y materiales (válvulas,
hornos, compresores, enfriadores, bombas, transmisores y medidores de nivel,
esterilizadores y accesorios de tuberías), para la instalación de la Planta de
Acondicionamiento de Gas al Mercado Interno (PAGMI) dentro del Complejo
Industrial Gran Mariscal de Ayacucho (CIGMA).
El proyecto tiene un presupuesto aprobado de 8.811 millones de dólares para ejecutarse
en el período comprendido entre los años 2008 y 2014. El saldo de las obras en progreso
al 31 de diciembre de 2009 es aproximadamente 817 millones de dólares.
El costo total estimado del proyecto es de 287 millones de dólares, y se estima que
culmine en el año 2012. El monto ejecutado de las obras en progreso, al cierre del año
2009 es de aproximadamente 17 millones de dólares.
El proyecto desarrollará el gas costa afuera en las áreas de la Plataforma Deltana,
en la fachada atlántica y en las costas ubicadas al norte del estado Sucre, en el oriente de
nuestro país. Con este proyecto se persigue superar el déficit de gas que presenta
actualmente el mercado interno, calculado en 1.500 MMPCD. En el golfo de Paria
contamos con yacimientos de gas natural no asociado de gran potencialidad, en esta
región se desarrolla el proyecto Corocoro. Las empresas Conoco Phillips, ENI y
PDVSA mantienen licencias para la producción de crudo bajo la figura de exploración a
riesgo y ganancias compartidas.
Proyecto Autogas:
Este proyecto tiene como objetivo liberar combustible (gasolina) del mercado interno a
través de la construcción de puntos de expendio de gas natural vehicular (GNV) y
conversión de vehículos del sistema dual (gasolina-Gas) a escala Nacional. Que
permitan el cambio el patrón de consumo de combustible líquidos a gaseosos.
Contempla la implantación a escala nacional de 457 nuevos puntos de expendio
de GNV y reactivar 141 puntos en estaciones de servicio existentes. Construcción de 40
centros de conversión en instalaciones de PDVSA para ser operados por EPS y la
contratación de 138 centros de conversión y la adquisición de 25 centros móviles, con el
fin de convertir 410.000 vehículos para uso de GNV en 14 estados hasta el año 2012,
incluyendo el aporte de las ensambladoras y comercializadoras, de acuerdo con la
resolución 191, publicada en Gaceta Oficial N° 38.967.
Por las carreteras venezolanas transitan 64.818 automóviles que funcionaban con
gasolina y ahora utilizan gas natural vehicular (GNV). Esta cifra devela que sólo el
1.07% del parque automotor consume el combustible alternativo, mientras que más de 5
millones de carros usan el carburante líquido.
Gracias al surgimiento del Programa Autogas, un porcentaje de vehículos del país
tiene instalado el sistema que les permite andar con GNV. Este proyecto, impulsado por
el Gobierno desde el año 2006, ha fomentado el uso de una energía menos contaminante
y segura.
El costo de los equipos para efectuar la conversión y el pago de la mano de obra ha
sido asumido por Petróleos de Venezuela (PDVSA). La modificación de los vehículos
se realiza gratuitamente tanto para el sector privado como público.
Entre el año 2007 y 2011, las empresas privadas y personas particulares han entregado
18 mil 36 automóviles para su conversión. Otras 16.361 unidades pertenecientes al
Estado han empezado a utilizar el GNV para movilizarse y a 30.421 unidades en las
ensambladoras se les instaló el sistema de Autogas antes de su comercialización.
Para la adaptación de las unidades, PDVSA se asoció con talleres medianos y
pequeños para abrir 97 Centros de Conversión en 13 estados del país. La empresa
propició la apertura de otros 10 puntos en instalaciones militares, gubernamentales y
petroleras.
Además, para garantizar el suministro de combustible se abrieron 166 estaciones de
servicios Autogas, las cuales están distribuidas en los estados Bolívar, Monagas,
Anzoátegui, Aragua, Guárico, Carabobo, Yaracuy, Lara, Falcón, Zulia, Vargas, Miranda
y Caracas.
De los vehículos que actualmente funcionan con gasolina y gas, 5 mil 65 se
encuentran en el Área Metropolitana y pueden acudir a las 54 estaciones de servicio
habilitadas para proporcionar el gas de manera gratuita a los usuarios de esta
jurisdicción que representan 7% del total nacional.
Según informó la Gerencia General del proyecto Autogas, esta iniciativa
gubernamental se está expandiendo, por lo cual están impulsando la construcción de
otras 145 estaciones de servicio para automóviles a gas.
Para atender la demanda del combustible que se suministra de manera gratuita en el
área metropolitana, se están construyendo 12 estaciones de servicio en el Distrito
Capital, 15 en el estado Miranda y una en Vargas, estado recién incorporado al
Programa Autogas.
Proyecto Gas San Tomé
El Proyecto Gas San Tomé consiste en la construcción de la infraestructura de
superficie requerida para manejar un potencial máximo establecido de 600 MMPCND
de gas, 30 MBD de petróleo y 21 MBD de agua, así como apalancar el desarrollo social
del área con el fin de impulsar el progreso endógeno en el sur del Estado Anzoátegui.
Este proyecto Contempla lo siguiente:
Construcción y adecuación de estaciones de flujo, estaciones de descarga, una planta de
tratamiento e inyección de agua y plantas compresoras.
Construcción de 143 km del sistema de recolección de gas en baja presión, 168 km de
líneas de flujo, 205 km oleoductos y sistema de transmisión de gas en alta presión.
El costo total estimado del proyecto es de 1.400 millones de dólares, y se estima que
culmine en el segundo trimestre del 2016.
El monto ejecutado de las obras en progreso, al cierre del año 2010 es de
aproximadamente 121 millones de dólares.
En el año 2010:
Culminada la construcción del Sistema de Transmisión Güere–Santa Ana
Culminada la interconexión del pozo G-27 al gasoducto Güere–Santa Ana, para la
incorporación temprana de 12,20 pies³ de gas a procesamiento y 170 barriles de crudo
Fabricados seis motores a gas, cinco compresores y dos enfriadores
Alineación y paquetizado de paquetes 1 y 2
Realizadas pruebas de funcionamiento mecánico a los primeros cuatro motores
Ensamblado y probado mecánicamente el primer paquete motocompresor (K-1)
Complejo Criogénico de Occidente
El proyecto Complejo Criogénico Occidente (CCO) tiene como objetivo optimizar el
esquema de procesamiento del gas natural en la región occidental del país.
Este proyecto incluye el diseño y construcción de la infraestructura necesaria para
procesar 950 MMPCD de gas con un factor de recobro de etano de 98%, como
reemplazo de las instalaciones de extracción existentes que presentan más de 20 años en
operación.
Contempla la construcción y puesta en operación de la siguiente infraestructura:
Dos trenes de extracción con capacidad para procesar 950 MMPCD de gas natural,
producir 62 MBD de etano y hasta 70 MBD de LGN.
Un tren de fraccionamiento de LGN con capacidad para procesar 35 MBD que permitirá
incrementar la capacidad instalada en Occidente.
Redes de tuberías para alimentar con gas al CCO y distribuir a los diferentes clientes de
la región los productos procesados en el complejo. Se estima el tendido de 12.011 km
de redes de tuberías en tierra y 78 km en lago.
La inversión estimada es de 2.659 millones de dólares y se estima que el proyecto
culmine en el tercer trimestre del año 2015.
El monto ejecutado de las obras en progreso, al 31 de diciembre de 2010, es de
aproximadamente 374 millones de dólares.
En el año 2010 se aprobó por parte del Comité de Planificación y Finanzas la estrategia
de financiamiento externo propuesta para el CCO y se suscribió una Carta Mandato
entre PDVSA y el banco financista BNP Paribas, donde se acuerdan términos y
condiciones para el otorgamiento del crédito.
Calidad de Gas al Mercado Interno
El proyecto tiene como objetivo construir las instalaciones de procesos y servicios
requeridas para cumplir con las especificaciones de Calidad del Gas al Mercado Interno,
conformada por los sistemas de endulzamiento, planta de óxido-reducción (REDOX),
generación eléctrica, múltiple de gas rico y los servicios industriales asociados a la
misma, que permita dar fiel cumplimiento a las Resolución Nº 162, Gaceta Oficial Nº
38.771 de fecha 18 de septiembre de 2007 emanadas por el MENPET, para la
transmisión y distribución de gas al mercado interno.
La inversión total estimada en este proyecto es de 2.744 millones de dólares y se estima
que culmine en el año 2015.
Durante el año 2010, se culminó la visualización y conceptualización del proyecto y
ejecución la ingeniería básica.
SOTO I
El proyecto tiene como objetivos:
La instalación de una planta modular de extracción Profunda de LGN y los Servicios
Auxiliares del Módulo I y II, con capacidad para procesar 200 MMPCD de gas y
producir 15 MBD de LGN.
La construcción de un poliducto de 10 pulgadas para transportar LGN desde Soto hasta
San Joaquín.
La infraestructura que garantice la autosuficiencia eléctrica de la planta y que aporte al
servicio eléctrico nacional, garantizando con su operación el aprovechamiento de las
corrientes de gas provenientes del área Mayor de Oficina (AMO) y Distrito San Tomé
para cumplir con mercado interno y el suministro de Propano y futura producción de
Etano a la empresa petroquímica.
El proyecto contempla la ejecución de:
Módulo de Procesamiento de Gas (200 MMPCED)
Poliducto de 10 pulgadas Soto - San Joaquín 35 km
Infraestructura Eléctrica - Subestación SOTO Norte
El costo estimado del proyecto es de 400 millones de dólares.
El saldo de las obras en progreso al 31 de diciembre de 2010 es aproximadamente 99
millones de dólares.
IV Tren San Joaquín
El proyecto tiene como objetivo construir las instalaciones de procesos y servicios de
una planta de extracción de LGN que permita el incremento de la capacidad de
procesamiento en el área de Anaco en 1.000 MMPCD, generando 50 MBD de LGN y
890 MMPCD de gas residual a los sistemas de transporte de gas al mercado interno, de
esta forma contribuir al desarrollo potencial de la industria petrolera, petroquímica y
social del país.
El proyecto tiene como fecha pronóstico de culminación el segundo trimestre del 2015.
Contempla la ejecución de:
V Tren de extracción profunda de LGN, con una capacidad de 1000 MMPCD.
Nueva infraestructura administrativa, operacional, vialidad y de servicio de la planta de
extracción San Joaquín.
El costo estimado es de 1.521 millones de dólares.
El saldo de las obras en progreso al 31 de diciembre de 2010 es aproximadamente 392
millones de dólares.
Durante el año 2010 se ejecutaron las siguientes actividades:
Culminación de la procura y obras civiles de la instalación temprana del turbogenerador
del IV Tren de Extracción San Joaquín, en cumplimiento con la autosuficiencia
energética de la planta
Culminación de fabricación de las torres de proceso del IV Tren de Extracción San
Joaquín: Separador de baja temperatura, torre absorbedora y torre demetanizadora
Culminación de la ingeniería del Sistema de Tratamiento de Gas.
Pirital I
El proyecto tiene como objetivo ejecutar la construcción y puesta en marcha de una
planta de extracción profunda con recobro de etano para la extracción de LGN, con una
capacidad de procesamiento de 1.000 MMPCD de Gas Natural y las facilidades de
transporte requeridas en Pirital, estado Monagas.
Se estima su finalización en el primer trimestre del año 2015.
El proyecto contempla la ejecución de:
Un tren de extracción profunda de LGN con una capacidad de 1.000 MMPCD con 98%
de recobro de C2+
Facilidades para el recobro de etano
Servicios industriales requeridos
Un poliducto
Un etanoducto
Facilidades para el manejo del gas de alimentación y descarga
Infraestructura administrativa, operacional y de servicio
La inversión estimada del Proyecto Pirital es 1.681 millones de dólares.
El saldo de las obras en progreso al 31 de diciembre de 2010 es aproximadamente de 14
millones de dólares.
Interconexión Centro Oriente-Occidente
El Proyecto de Interconexión Centro Occidente (ICO) tiene como objetivo conectar los
sistemas de transmisión de gas natural de la región este y central de la República
Bolivariana de Venezuela (Anaco, estado Anzoátegui a Barquisimeto, estado Lara) con
el sistema de transmisión en el oeste del país (Ulé, estado Zulia y CRP, estado Falcón),
a fin de cubrir la demanda de gas en esa zona del país, expandir la entrega de gas a otras
regiones y ciudades dentro de la Nación, y a largo plazo, exportar gas hacia Colombia,
Centro y Suramérica.
Este proyecto incluye el diseño, ingeniería, procura y construcción de un gasoducto de
300 km de longitud y 30 a 36 pulgadas de diámetro; tres plantas compresoras (Morón
54.000 Hp, Los Morros 72.000 Hp y Altagracia 54.000 Hp).
La inversión estimada del Proyecto ICO es 891 millones de dólares.
El saldo de las obras en progreso al 31 de diciembre de 2010 es aproximadamente de
110 millones de dólares.
En el año 2010, ejecutaron las siguientes actividades:
Firmada el acta de inicio de obra, en marzo de 2010, con la empresa Zaramella & Pavan
Construction Company, S.A. (Z&P), para la completación mecánica y puesta en
servicio de Planta Compresora Altagracia
Ejecutado el proceso de contratación para la completación mecánica y puesta en
servicio de Planta Los Morros.
Jusepín 120:
El proyecto tiene como propósito minimizar la emisión de gases del Complejo Jusepín
con la instalación de cuatro motocompresores nuevos con manejo de 30 MMPCD de
Gas, cada uno, mejorando la flexibilidad operacional para disminuir el cierre de
producción por mantenimientos programados.
El costo total estimado del proyecto es de 169 millones de dólares, y se estima que
culmine en el mes de Abril del 2011.
El monto ejecutado de las obras en progreso, al cierre del año 2010 es de
aproximadamente 43 millones de dólares.
En el año 2010 el proyecto logró la incorporación de 120 MMPCED de gas,
minimizando el impacto ambiental por la quema de 89 MMPCED de gas e
incrementando la producción en 8 MBD de crudo asociados a 31 MMPCED de gas que
se encontraban cerrados.
Proyecto Mariscal Sucre
El Proyecto Mariscal Sucre consiste en:
La perforación de 36 pozos
La construcción de dos plataformas de producción
La instalación de los sistemas de producción submarina, línea de recolección y sistema
de exportación
La construcción de las siguientes instalaciones para incorporar al mercado interno el gas
proveniente de los desarrollos Costa Afuera en el Oriente del país.
563 km de tuberías marinas
Urbanismo
Vialidad
Muelle de construcción y servicios en el Complejo Industrial Gran Mariscal de
Ayacucho (CIGMA)
Plantas de adecuación y procesamiento de gas PAGMI
Generación de energía eléctrica (900 MW en Güiria y 450 MW en Cumaná, estado
Sucre)
Redes de transmisión y distribución eléctrica
El proyecto contempla adicionalmente la construcción de la sede de Macarapana, Puerto
de Hierro y proyectos sociales.
El proyecto se despliega en el estado Sucre y zona marítima al norte del mismo,
puntualmente en las ciudades: Cumaná (área administrativa), Carúpano (Centro de
adiestramiento y base de operación) y Güiria (Base de operaciones).
El proyecto tendrá una inversión aproximada de 9.735 millones de dólares para
ejecutarse en el período comprendido entre los años 2008 y 2016.
El saldo de las obras en progreso al 31 de diciembre de 2010 es aproximadamente 2.879
millones de dólares.
Plataforma Deltana
El Proyecto Plataforma Deltana está inmerso dentro del Proyecto Delta Caribe Oriental
y comprende el desarrollo de exploración y explotación de gas no asociado Costa
Afuera en un área de 9.441 km², en los cuales existe una serie de reservas de
hidrocarburos que se extienden a través de la Línea de Delimitación entre la República
Bolivariana de Venezuela y la República de Trinidad y Tobago.
En este sentido están en desarrollo una serie de proyectos de unificación de yacimientos
con este país vecino, con la finalidad de manejar y administrar de manera efectiva y
eficiente la exploración y explotación en zonas, en las cuales, existen tales yacimientos
compartidos, conforme a lo establecido en el Tratado Marco sobre la Unificación de
Yacimientos de Hidrocarburos que se extienden a través de la Línea de Delimitación
entre la República de Trinidad y Tobago, firmado el 20 de marzo de 2007.
Los proyectos asociados a los 5 Bloques en los cuales se dividió el área son:
Bloque 1
Proyecto de Unificación de Yacimientos Compartidos entre la República Bolivariana de
Venezuela y Trinidad y Tobago (Campos Kapok-Dorado)
El Proyecto tiene como finalidad monetizar las reservas de gas natural no asociado de
los yacimientos del bloque 1 de Costa Afuera Oriental, a través del desarrollo de la
infraestructura necesaria para perforar y producir el gas, así como instalar una planta de
gas natural licuado flotante en sitio, a fin de contribuir con el suministro de gas metano
para exportación.
El Proyecto comenzó en el año 2007 con el proceso de unificación de yacimientos con
Trinidad y Tobago.
A la fecha se continúa a la espera por negociación entre la República Bolivariana de
Venezuela y la República de Trinidad y Tobago.
Bloque 2
Proyecto de Unificación de Yacimientos Compartidos entre la República Bolivariana de
Venezuela y Trinidad y Tobago (Campos Lorán-Manatee)
El objetivo es llevar a cabo la explotación de los yacimientos de gas no asociado de los
bloques 2 y 3 de Plataforma Deltana, para su envío a la Planta de GNL I que estará
ubicada en Güiria, con el propósito de suplir al mercado interno y a la Planta de GNL
para su posterior exportación.
Lo anterior está alineado con el objetivo de apalancar el crecimiento y desarrollo de la
economía regional y nacional promoviendo la participación nacional.
Es importante resaltar que el bloque 3 no requiere de proyecto de unificación de
yacimientos ya que los mismos se encuentran del lado de Venezuela.
Bloque 3
El bloque 3 de Plataforma Deltana no requiere unificación por no tener yacimientos
compartidos con Trinidad y Tobago, es decir, que los mismos se encuentran del lado de
Venezuela.
A la fecha en este bloque no se han descubierto reservas comerciales ni se han definido
campos.
Bloque 4
Proyecto de Unificación de Yacimientos entre la República Bolivariana de Venezuela y
Trinidad y Tobago (Campo Cocuina - Manakin)
Este proyecto tiene como objetivo llevar a cabo la explotación del bloque 4 de la
Plataforma Deltana para completar los volúmenes del bloque 2 y ser enviados a la futura
Planta de GNL I.
El saldo de las obras en progreso, al 31 de diciembre de 2010 es aproximadamente 249
millones de dólares.
Proyecto Rafael Urdaneta.
Por último tenemos el proyecto Rafael Urdaneta, ubicado al noreste del estado Falcón
en el golfo de Venezuela. Estos yacimientos tienen un potencial de explotación de 26
BPC de gas natural no asociado y siete millones de barriles de hidrocarburos líquidos.
De los 29 bloques que forman parte de este desarrollo, 18 están ubicados en el golfo de
Venezuela y 11 en Falcón noreste, abarcando un área aproximada de 30.000 km
cuadrados. A mediados de 2001, comenzó una producción incipiente de gas no asociado
en el centro del país, la misma ha ido incrementándose a medida que se avanza en
nuevos descubrimientos y se incorporan empresas interesadas en el desarrollo y
extracción de los hidrocarburos en nuestro país.
Este proyecto está orientado hacia la ejecución de actividades de exploración en el
Golfo de Venezuela, principalmente en los campos Róbalo, Merluza, Liza y Sierra, con
el fin de producir 1.000 MMPCD de gas que serán destinados al mercado interno y el
excedente para oportunidades de negocio internacional.
Adicionalmente, este proyecto contempla el desarrollo de infraestructura para la
producción de gas Costa Afuera, las tuberías necesarias para el transporte del gas y los
condensados, una planta de licuación de gas y las facilidades de embarque necesarias
para manejar buques modernos de LGN.
En este proyecto se realizó un importante hallazgo de gas natural con la perforación del
Pozo Perla 1X ubicado en el bloque Cardón IV, al norte del estado Falcón, a través de
las empresas licenciatarias REPSOL de España y ENI de Italia.
Dicho descubrimiento abarca alrededor de 8 billones de pies cúbicos de Gas Original En
Sitio (GOES), lo cual representa un hecho histórico en nuestro país.
Otro aspecto importante a destacar es la profundidad de agua del área donde se
encuentra el yacimiento, de aproximadamente 60 metros, así como la cercanía del pozo
con facilidades de infraestructura y distribución como el Centro de Refinación
Paraguaná (CRP), en el estado Falcón, lo cual significa que el desarrollo de este campo
podrá realizarse en un corto período de tiempo.
CONVENIOS INTERNACIONALES
Recientemente el Presidente Hugo Chávez ordenó la creación de la Refinería Santa Inés
en el Estado Barinas, así como el desarrollo del eje andino llanero. Por esta razón es
estratégico acercar los diversos ramales de gas ya desarrollados tanto en el Zulia,
Barinas y las posibilidades reales de crudo en Apure y ponerlos a mirar hacia el Táchira.
Veamos la importancia del gas en la región y de porque debe potenciarse hacia el
estado Táchira.
El Convenio de Cooperación Energética de interconexión gasífera entre la República
Bolivariana de Venezuela y la República de Colombia, mejor conocido como el
Gasoducto Transcaribeño, Tramo “Antonio Ricaurte”, nace en Maracaibo, Venezuela,
llegando hasta Puerto Ballenas en Colombia, con una longitud de 224,4 km, un tramo de
88,5 km está en Colombia y 139,9 km en Venezuela, todo a un costo de 335 millones de
dólares; el proyecto generó 2.717 empleos directos y 8.151 indirectos, comenzando a
producir, diariamente, unos 150 millones de Pies Cúbicos. Su capacidad máxima diaria
es de 500 mil millones de pies cúbicos (MMPCD) y está completamente terminado. El
proyecto goza de corredores viales y marítimos hacia Panamá, lo que le dará salida y
posicionamiento prontamente a Venezuela hacia el Océano Pacifico.
Este Gasoducto está acompañado de tres importante proyectos: Gran Gasoducto
Transoceánico, el cual arranca desde el estado Sucre (Venezuela), pasando por las islas
del Caribe hasta llegar a Cuba.
El Gran Gasoducto del Sur lleva desarrollado hasta ahora la Fase I correspondiente al
tramo con Brasil, originándose en Güiria (Venezuela) y llegando hasta Ipojuca (Brasil),
con una longitud de 6.420 km y una capacidad de 1.750 MMPCD, para conectarse,
igualmente, con el gran Gasoducto Trasandino, que va hacia los países del Arco
Andino. Este último nace en Cabruta llegando hasta Ecuador con un total de 1.870 km y
una capacidad de 700 MMPCD.
Este acuerdo fue suscrito entre Colombia, Panamá y Venezuela el 08 de julio del año
2006, por las empresas estatales Ecopetrol, Ministerio de Comercio e Industria de
Panamá y PDVSA.
El nuevo posicionamiento consistió en que la propiedad, operación, administración y
mantenimiento, están bajo el resguardo de PDVSA-GAS, impactando la compra y
venta del producto bajo el principio de simetría entre ambos países. Colombia vende a
Venezuela desde el 2007 al 2011 la cantidad de 150 Millones de Pies Cúbicos Diarios
por espacio de 4 años, mientras que Venezuela hará lo mismo en idénticas cantidades,
desde el 2012 hasta el 2028.
La fase tres consistirá en la conexión de un nuevo ramal desde el Golfo de
Venezuela, alimentado desde el Complejo Refinador Paraguaná (CRP), estado Falcón
(Venezuela), que es la instalación más gigantesca del Planeta en este tipo.
Entre los aspectos del nuevo posicionamiento territorial, geográfico, geopolítico,
geoestratégico y de seguridad y defensa, Venezuela marca el rumbo, está el hecho de
que logra, entre otras cosas, que el 10% del total de la inversión sea destinado a
proyectos de Desarrollo Endógeno.
Todos los materiales utilizados en la construcción de este mega-proyecto contienen
acero 100% venezolano. Destaca además proyectos en salud, educación, vivienda y
agricultura, potencializando los sectores públicos y privados de ambos países,
disminuyendo la contaminación ambiental.
En general este proyecto implicó mejorar las relaciones diplomáticas, rotas después del
año 2009 con el ex presidente Álvaro Uribe de Colombia.
Todas estas asperezas fueron superadas mediante los avances de las comisiones
binacionales en la Declaración de Miraflores, entre los Presidentes Santos y Chávez el
02 de noviembre del año 2011.
Las fases del nuevo gasoducto transoceánico se definieron con la incorporación de 23
km de tramos sublacustre, lo cual permite la aceleración de proyectos endógenos entre
ambos países y da un nuevo posicionamiento a Venezuela en el marco de la nueva
seguridad y defensa frente al avance militar de la globalización en lo que respecta a
alcanzar nuevos mercados una vez que se permitan llenar buques en el terminal de
Panamá.
Este sería uno de los aspectos más sorprendentes del proyecto, pues Venezuela a
pesar de su grandiosa ubicación geoconcentrica en el mar territorial Atlántico o el
conocido Mar Caribe, ahora centra su estrategia en la geodiplomacia del crudo,
posicionándose frente a nuevos mercados desde los cuales no tenía salida hacia el
Océano Pacifico.
Frente a la construcción del rompecabezas energético mundial está la potencialidad
del Gas Natural como factor integrador de bloque dentro del ALBA-TCP, siendo la
primera reserva de América y la octava a nivel planetario, contándose con las mayores
densidades de este producto en Bolivia y Venezuela.
Este nuevo posicionamiento a partir de las materias primas integrantes de la cesta
energética ha permitido a la región dar importantes pasos en las alianzas necesarias para
una nueva zona que abra sus expectativas frente a un nuevo desarrollo.
Los nuevos convenios han logrado la creación del Banco del Alba-TCP, avanzando
en lo concerniente al Sistema Único de Compensación Regional (Sucre), una moneda
virtual que busca acortar la dependencia frente al dólar y el Euro.
El Golfo de Venezuela tiene reservas de Gas, tanto en su parte oriental como
occidental del Golfo de Paria, trabajando mar adentro en los conocidos proyectos Gran
Mariscal Sucre, Rafael Urdaneta y la Plataforma Deltana, en alianza con las empresas
Enip y Repsol, encontrando las nuevas reservas de ocho Trillones de Pies Cúbicos
(TCF) de Gas y extrayendo diariamente, del Pozo Perla 1 X, entre 600 y 800 millones
de Pies Cúbicos, impulsando así una nueva Zona Económica Exclusiva, explotada sólo
por Venezuela.
INTEGRACIÓN ENERGÉTICA
El Gobierno de la República Bolivariana de Venezuela, impulsa la iniciativa de
petroamérica una propuesta de integración energética de los pueblos del continente,
enmarcada en la Alternativa Bolivariana para la América (ALBA) y fundamentada en
los principios de solidaridad y complementariedad de los países en el uso justo y
democrático de los recursos en el desarrollo de sus pueblos.
Petroamérica está concebida como un habilitador geopolítico orientado hacia el
establecimiento de mecanismos de cooperación e integración, utilizando los recursos
energéticos de las regiones del caribe, Centroamérica y Suramérica, como base para el
mejoramiento socio-económico de los pueblos del continente.
El desarrollo de esta iniciativa de integración energética pasa por:
Redefinir las relaciones existentes entre los países sobre la base de sus recursos y
potencialidades.
Aprovechar la complementariedad económica, social y cultural para disminuir las
asimetrías en la región.
Minimizar los efectos negativos que sobre los países de la región tienen los costos de la
energía, originados por factores especulativos y geopolíticos.
Fortalecer otras iniciativas regionales como Mercosur, CAN, Alba y Comunidad
Suramericana de Naciones.
El espíritu de la propuesta venezolana se resume en las palabras del presidente de la
República Bolivariana de Venezuela, Hugo Chávez Frías, durante la firma del Acuerdo
de Cooperación Energética con la República Dominicana en el marco de una visita a ese
país
“Venezuela tiene en su territorio la primera reserva de petróleo del mundo y la primera
reserva de gas de todo nuestro Continente, desde allá desde el Polo Norte, desde Alaska
hasta la Tierra del Fuego como se dice, tenemos la primera reserva de gas aquí mismo
en el Caribe, queremos compartirla con el Norte, con el Sur, con el Este y con el Oeste y
en prioridad con nuestros pueblos vecinos, nuestros pueblos hermanos. No nos parece
nada justo que teniendo nosotros tanto gas, tanto petróleo, haya apagones frecuentes en
Dominicana, el Norte de Brasil no tenga energía para el desarrollo, Colombia no tenga
energía suficiente en los pueblos de la frontera, o en el Sur y en el Oeste; Haití no tenga
ni siquiera para las plantas eléctricas que le dan energía a los hospitales; Grenada y
todos estos hermanos países, no es justo, Venezuela ha recuperado su profunda raíz
bolivariana y queremos más que decirlo demostrarlo, uniéndonos de verdad para ser
libres”.
Esta nueva instancia se convertirá en un motor destinado a garantizar el acceso de
nuestros países al disfrute de sus propios recursos naturales energéticos no renovables,
reduciendo las asimetrías económico–sociales que lo obstaculizan; y a defender la
utilización por nuestros pueblos de los recursos naturales energéticos, como motor
fundamental para la creación de sociedades más justas, solidarias y eficientes en la
lucha contra la pobreza.
En Petroamérica confluyen tres iniciativas subregionales de integración energética, que
son Petrosur, donde se agrupan Argentina, Brasil, Venezuela y Uruguay; Petrocaribe,
cuyo nacimiento fue suscrito por 14 países de la región caribeña; y Petroandina,
propuesta a los países que conforman la Comunidad Andina de Naciones (Bolivia,
Ecuador, Colombia, Perú y Venezuela)
Todas estas iniciativas se levantan sobre la necesidad que existe en nuestros países de
satisfacer sus requerimientos de energía, mediante la colaboración mutua y la
complementariedad de nuestras potencialidades humanas y materiales como países
soberanos; en este sentido, buscan vencer los factores especulativos y geopolíticos que
causan distorsiones en los mercados energéticos y que tienen un impacto debilitador en
las economías de la región. Igualmente proponen el uso soberano de los recursos
energéticos como motor de desarrollo endógeno e integración de los pueblos de
América Latina y El Caribe para reducir las asimetrías económicas y sociales existentes
en nuestros pueblos.
Áreas de cooperación
Petroamérica y sus homólogas subregionales avanzan sobre una plataforma que incluye
negociaciones directas entre los Estados, declaraciones y desarrollo de iniciativas
conjuntas por regiones, suscripción de convenios integrales de cooperación,
identificación de áreas de cooperación y acuerdos bilaterales entre empresas y/o entes
de los Estados, y establecimiento de sociedades y/o acuerdos de cooperación
específicos en materias como:
Suministro de crudo y productos
Intercambio de bienes, servicios, desarrollo de infraestructura, financiamiento
Diseño, construcción y operación conjunta de refinerías, facilidades de almacenamiento
y terminales
Comercialización conjunta de crudos, productos, GLP, asfaltos y lubricantes
Transporte y logística
Exploración y explotación conjunta de petróleo y gas
Procesamiento y comercialización de gas
Petroquímica
Tecnología / adiestramiento
Combustibles ecológicos
Políticas públicas
En otro nivel de integración, los acuerdos enmarcados en Petroamérica plantean la
integración de las empresas energéticas estatales de América Latina y del Caribe para
operacionalizar los acuerdos y realizar inversiones conjuntas en la exploración,
explotación y comercialización del petróleo y gas natural.
Petrosur es un habilitador político y comercial promovido por la República Bolivariana
de Venezuela, dirigido a establecer mecanismos de cooperación e integración sobre la
base de la complementariedad y haciendo un uso justo y democrático de los recursos
energéticos para el mejoramiento socioeconómico de sus pueblos.
Esta iniciativa reconoce la importancia de fomentar cooperación y alianzas estratégicas
entre las compañías petroleras estatales de Brasil, Argentina, Uruguay y Venezuela:
Petróleos Brasileiros (Petrobras), Energía Argentina S.A. (Enarsa); Administración
Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland (ANCAP) y Petróleos de Venezuela S.A.
(PDVSA) para que desarrollen de manera integral negocios en toda la cadena de los
hidrocarburos.
Con Petrosur se busca minimizar los efectos negativos que sobre los países de la región
tienen los costos de la energía originados por factores especulativos y geopolíticos,
mediante la disminución de los costos de las transacciones (eliminando la
intermediación), el acceso a financiamiento preferencial y el aprovechamiento de las
sinergias comerciales para solventar las asimetrías económicas y sociales de la región.
Investigación y Desarrollo En Gas (INTEVEP)
Intevep es el brazo tecnológico de Petróleos de Venezuela, una filial de investigación
cuya orientación estratégica es generar soluciones tecnológicas integrales, con especial
énfasis en las actividades de Exploración, Producción, Refinación e Industrialización.
De igual manera, es responsabilidad de Intevep, el resguardo del acervo tecnológico de
PDVSA.
Intevep también desarrolla tecnologías propias en áreas con oportunidades diferenciales,
impulsa la cooperación e integración con el sector técnico-científico e industrial de
Venezuela y asegura, al mismo tiempo, la correcta gestión ambiental en las operaciones
de PDVSA.
Para dar respuesta a las necesidades de PDVSA y para afianzar el ejercicio de la
soberanía nacional sobre los hidrocarburos, Intevep focaliza su esfuerzo en tres áreas
medulares: Crudos Pesados y Extrapesados de la Faja Petrolífera del Orinoco, Gas
Costa Afuera y Nuevos Desarrollos Cercanos a Campos Tradicionales en Áreas
Tradicionales. De igual manera, concentra gran parte de sus recursos en mejorar el
factor de recobro y en actividades de recuperación mejorada.
En cada una de estas áreas se realizan actividades de: investigación estratégica,
investigación y desarrollo, ingeniería y asistencia técnica especializada, las cuales están
integradas a los negocios de PDVSA en cuanto a transferencia y aplicación de
tecnologías que permitan cubrir integralmente, las diferentes fases de los negocios
petrolero y gas: exploración, producción, manufactura, transporte y mercadeo.
La Cartera de Intevep en el año 2010 estuvo comprendida por 121 proyectos. A
continuación se muestran los logros en el área de investigación y desarrollo de Gas.
Con el fin de generar tecnología de punta a ser utilizada en los desarrollos gasíferos
Costa Afuera, se llevó a cabo la visualización del diseño y construcción de un vehículo
de operación remota a ser utilizado en la operación, mantenimiento e inspección de las
instalaciones submarinas del Proyecto Mariscal Sucre, determinándose su factibilidad
técnica y permitiendo sentar las bases para el desarrollo de la ingeniería conceptual de la
construcción del robot (clase de trabajo).
Se culminó la prueba de Campo en El Furrial con el inhibidor de incrustaciones a base
de sábila (Aloe Vera) grado industrial (INTAVTM) lográndose prevenir la formación de
estos depósitos en las tuberías con una menor dosis del producto, comparado con uno
comercial utilizado actualmente en las operaciones.
Se concluyó la fabricación de cuatro separadores, desarrollados por INTEVEP, de
mezclas multifásicas de hidrocarburos (gas-líquido) SCV CYCINT™, requeridos en la
planta compresora RECAT ubicada en Anaco. El uso de estos separadores permitirá el
manejo de 240 MMPCD de gas natural en dicha planta.
Se realizó la caracterización de los componentes de la vinaza (subproducto líquido de la
destilación del mosto en la fermentación del etanol) para optimizar su uso como agente
secuestrante en sinergia con otros insumos en el tratamiento de contaminantes como
H2S y CO2 presentes en el gas natural. Dicha caracterización permitirá elevar su
utilidad y reducir los costos de tratamiento del metano, además de reducir la generación
de pasivos ambientales en la industria.
Glosario de términos
Gas Asociado:
Es el hidrocarburo gaseoso que ocurre como gas libre en un yacimiento a condiciones
iníciales, en contacto con petróleo crudo comercialmente explotable.
Gas no Asociado o libre:
Es el producto único o con una proporción baja de hidrocarburos líquidos (propano
hasta heptano) que se encuentra en el yacimiento.
Gas Licuado del Petróleo (GLP):
Es la mezcla de gases licuados presentes en el gas natural, o disueltos en el petróleo.
Los componentes del GLP, aunque a temperatura y presión ambientales son gases, son
fáciles de licuar, de ahí su nombre. En la práctica, se puede decir que los GLP son una
mezcla de propano y butano.
El Gas Natural Licuado (GNL)
Es gas natural que ha sido procesado para ser transportado en forma líquida. Es la mejor
alternativa para monetizar reservas en sitios apartados, donde no es económico llevar el
gas al mercado directamente ya sea por gasoducto o por generación de electricidad.
http://pdvsagasyetzicarpavire.blogspot.com/2013/05/republica-bolivariana-devenezuela.html
Historia del gas natural (parte II)
junio 7, 20092846
En Venezuela la primera producción de gas natural, como un producto asociado al
petróleo se registra en el año 1918. más tarde, el reventón del pozo Los Barroso, en el
estado Zulia, el 14 de diciembre de 1922, significó un hito no solo para la industria
petrolera nacional sino también para la aparición del gas como fuerza impulsora del
crudo, con un enorme potencial energético.
A comienzos de 1932, se iniciaron los planes para inyectar modestos volúmenes de gas
propiciando mayor recuperación de petróleo a los yacimientos en la planta de
reinyección de Quiriquire, en el estado Monagas.
Hasta 1940, prácticamente todo el gas producido fue vertido a la atmósfera, tal y como
lo expresan citas puntuales, pues no había justificación económica para su uso así como
tampoco se tenían los criterios de conservación del medio ambiente de hoy.
Desde 1940 hasta los comienzos de la década de los años 1970, se caracterizó por el
comienzo e incremento significativo de la inyección y utilización del gas.
En 1943, luego de largas sesiones de negocios con las compañías petroleras
norteamericanas que tenían concesiones en Venezuela, el presidente Isaías Medina
Angarita, promulgó la Ley de Hidrocarburos que unificó 10 leyes del país, declarando
todos los aspectos de la exploración, explotación de yacimientos, manufactura,
transporte y almacenamiento de hidrocarburos de utilidad pública y dispuso legislación
de los mismos en todo el territorio nacional. Esto significó recaudar más altos impuestos
y regalías mínimas del 16 2/3% que le dieron al gobierno una participación de 50-50 de
todo el negocio petrolero.
https://www.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/historia-del-gas-natural-parte-ii.html
Importancia del Gas Natural
El gas natural es visto en la actualidad como una de las principales y más relevantes
fuentes de energía, utilizadas por todo el planeta tanto para uso doméstico como para
uso industrial o comercial. El gas natural es un recurso natural no renovable, lo cual nos
habla ya de por sí de una futura instancia de agotamiento en la que el ser humano deberá
recurrir a nuevas formas de energía basadas en recursos renovables. El gas natural es
producido u obtenido de yacimientos por numerosos países entre los cuales
encontramos a Estados Unidos, Rusia, Canadá, Inglaterra, México, Argentina,
Venezuela, Australia, China, India, Alemania y Egipto entre los más importantes
productores. Debido al tipo de vida actual, el gas natural es de una importancia inmensa
ya que se vincula con un sinfín de actividades que necesitan de su presencia.
Se considera que, en comparación con otras fuentes de energía como el petróleo o el
carbón, el gas es un tipo de energía mucho menos dañina para el medio ambiente ya que
no genera cantidades de dióxido de carbono semejantes a las que producen los dos tipos
de energía mencionados. Además, el gas es también un recurso mucho más accesible en
términos económicos que, por ejemplo, el petróleo y esto hace que su consumo pueda
ser industrial (sectores que generan el mayor uso de gas) pero también doméstico.
Gran parte de las cocinas familiares u hogareñas funcionan a gas, así como también
algunos métodos de calefacción. De este modo, el gas natural que llega a los hogares a
través de garrafas o de sistemas más avanzados de transmisión del gas es necesario para
dos cuestiones fundamentales que tienen que ver con la calidad de vida: la posibilidad
de consumir alimentos cocinados y la posibilidad de generar ambientes cálidos que
puedan hacer frente a bajas temperaturas.
https://www.importancia.org/gas-natural.php