REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA EDUCACIÓN SUPERIOR
UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL “SIMÓN RODRÍGUEZ”
BARCELONA ESTADO ANZOÁTEGUI
EMPRESA GASÍFERA DE VENEZUELA
PDVSA GAS
SITUACIÓN ACTUAL
SITUACIÓN ACTUAL
Facilitador: Participantes:
MARIA PARRA YETZI CARPAVIRE C.I.N° 14.432.694
JENIREE RODRIGUEZ C.I.N°
19.674.018
ROSHELYN ORENSE C.I.N°
15.050.655
MILAGROS ROJAS C.I.N°
8.250.706
CÁTEDRA:
GESTIÓN
DE TECNOLOGÍA
Barcelona,
19 de Mayo de 2.013
La corporación petrolera estatal venezolana es el motor fundamental del
desarrollo económico y social del país. Petróleos de Venezuela, S.A. y sus
filiales (PDVSA) es una corporación propiedad de la República Bolivariana de
Venezuela, creada por el Estado venezolano en el año 1975, en cumplimiento de
la Ley Orgánica que Reserva al Estado, la Industria y el Comercio de
Hidrocarburos (Ley de Nacionalización). Sus operaciones son supervisadas y
controladas por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo
(MENPET).
La Constitución Bolivariana aprobada mediante referéndum popular
en diciembre de 1999, y la aprobación del Decreto N° 1.510 con Rango y Fuerza
de Ley Orgánica de Hidrocarburos, de fecha 2 de noviembre del año 2001,
configuró un nuevo marco jurídico que revirtió el proceso de privatización
gradual a la cual se le expuso en los años noventa y permitió retomar el
control de sus recursos energéticos para beneficiar al pueblo venezolano.
Las principales funciones de PDVSA incluyen planificar, coordinar,
supervisar y controlar las actividades de sus empresas tanto en Venezuela como
en el exterior; adicionalmente, sus actividades también incluyen la promoción o
participación en aquellas, dirigidas a fomentar el desarrollo integral,
orgánico y sostenible del país, incluyendo las de carácter agrícola e
industrial, elaboración o transformación de bienes y su comercialización, y
prestación de servicios, para lograr una adecuada vinculación de los recursos
provenientes de los hidrocarburos con la economía venezolana.
Esta empresa nacional es subordinada al Estado venezolano y está
profundamente comprometida con el auténtico dueño del petróleo: “EL PUEBLO VENEZOLANO”. Nacida luego del
triunfo sobre el sabotaje petrolero, la nueva PDVSA está en manos del pueblo,
profundizando de este modo el ejercicio de nuestra plena soberanía petrolera.
La empresa y su enlace con el Estado venezolano, permitirá una conexión
estrecha con las líneas maestras del actual proyecto nacional del país, bajo el
papel rector del Ministerio del Poder Popular para Energía y Petróleo.
PDVSA se encarga de la exploración, producción y mejoramiento de crudo y gas natural, refinación, almacenamiento, manufactura, transporte y mercado de los hidrocarburos, de manera eficiente, rentable, segura, transparente y comprometida con la protección ambiental.
Fue creada en 1975, luego de la promulgación de la Ley de Reserva al Estado de la Industria y el Comercio de los Hidrocarburos.
PDVSA se encarga de la exploración, producción y mejoramiento de crudo y gas natural, refinación, almacenamiento, manufactura, transporte y mercado de los hidrocarburos, de manera eficiente, rentable, segura, transparente y comprometida con la protección ambiental.
Fue creada en 1975, luego de la promulgación de la Ley de Reserva al Estado de la Industria y el Comercio de los Hidrocarburos.
Entre sus objetivos más importantes destacan el rescate del uso soberano
de los recursos naturales, la promoción del desarrollo endógeno y de la mejora
de la calidad de vida del pueblo venezolano, propietario de la riqueza del
subsuelo nacional.
PDVSA apoya directamente a casi todas
las Misiones Sociales y programas de desarrollo que el Gobierno Bolivariano
está impulsando actualmente en el país. A continuación usted encontrará
información sobre estas iniciativas, entres estas están:
FONDESPA representa una alternativa
propuesta por el presidente de la República Bolivariana de Venezuela, Hugo
Chávez Frías, para colocar recursos petroleros al servicio del país y construir
un nuevo modelo económico que deje atrás situaciones de desigualdad sin precedentes,
en un país con tanto potencial y con tanta riqueza.
PDVAL Es una empresa del Estado,
filial de Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), que abarca todo el territorio
nacional e incluye una extensa cadena de distribución de alimentos a precios
regulados en Gaceta Oficial. Y su principal objetivo es ofrecer a la población
venezolana productos de la cesta básica e insumos básicos para el hogar a
precios regulados en diferentes puntos de venta habilitados en todo el
territorio nacional.
Así como estos proyectos que ejecuta la nueva PDVSA la del pueblo
venezolano, está Intevep, CVP, Deltaven, Palmaven, PDV Marina, PDVSA Gas, PDVSA
Gas Comunal, Bariven, PDVSA Agrícola, PDVSA América, PDVSA Industrial, PDVSA
Servicios Filiales y Afiliadas Internacionales Sector industrial.
SITUACIÓN ACTUAL DE LA ACTIVIDAD GASFERA EN VENEZUELA
Venezuela es
uno de los países poseedores de la mayor potencia gasífera del mundo. La industria del gas natural en nuestro país presenta un proceso en franco crecimiento, ésta ha ido superándose del estado de abandono en el que se encontraba como subproducto de 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 exploración y la explotación del gas,
ya sea de manera asociada a los yacimientos petrolíferos o de forma
independiente, tiene una enorme importancia por los nuevos descubrimientos de reservas
que sitúan a Venezuela como uno de los principales suplidores energéticos a nivel mundial, lo que
permite repotenciar el negocio gasífero de forma local e internacionalmente.
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.
La comercialización de LGN 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 2008-2015,
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
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.
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))
Proyecto
Delta Caribe Oriental
|
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.
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.
|
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.
|
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
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
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)
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
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.
MMM: Mil millones
MMPCD: Millones de pies cúbicos diarios o día
MPCD. Miles pies cúbicos diarios o día
BIBLIOGRAFÍA
es.wikipedia.org/wiki/Anaco
ri.biblioteca.udo.edu.ve/.../Impacto%20Socioeconomico%20del%20com...
www.monografias.com ›
Economia
www.pdvsa.com/
Excelente trabajo, los felicito!
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