Fecha estimada completación

BASE DE RECURSOS ENERGÉTICOS DE VENEZUELA
Petróleo
Petróleo
444 MMMBls
Gas
Gas
Carbón
Carbón
443 TCF
9.141 MMTM
%
10
%
42
42
11
Hidroelectricidad
Hidroelectricidad
%
31
96 TWh
8
%
13
16
49
8
14
8
53
8
Actualización 15 – 11- 2010
71
444 MMMBls
443 TCF
96 TWh
9.255 MMTM
Probadas:
Probadas:
297
Probadas:
195
Probables:
37
Probables:
36
Probables: 2.808
Posibles:
51
Posibles:
34
Posibles:
Recursos:
43
Recursos:
178
Recursos:
1.347
4.986
0
MMMBls: Millardos de Barriles / TCF: Trillones de Pies Cúbicos (109 PC) / MMTM: Millones de Toneladas Métricas / TWh: Teravatios - hora
Fuente: Base de Recursos MPPEP cierre 31-12-2010
16
Guri
Macagua
Caruachi
Tocoma
47
15
13
13
8 **
Recursos:
**Proyectos hidro en los Andes
-2-
DESARROLLO DEL MARCO LEGAL Y FISCAL DE GAS
2006
2005
2001
1999
•Promulgación
LOHG)
• Otorgamiento de
licencias de gas en
Rafael Urdaneta
• Otorgamiento licencias de
gas
Yucal – Placer, Barrancas,
Barbacoas, Tiznado, Tinaco y
San Carlos
2007
• Inicio Campaña
exploratoria Mariscal Sucre
• Resol. 162
referida al cumplimiento de
especificaciones de
calidad que deben cumplir
los productores de gas
natural
2003
• Otorgamiento licencias de
gas en Plataforma Deltana
• Cancelación proyecto
Cristóbal Colón
2000
• Aprobación
Reglamento
LOHG
1999
2000
2001
2002
• Consolidación
PDVSA GAS
• Cambio Anaco
a explotación
por gas
• Recuperación
de operaciones
después del
“Sabotaje
Petrolero”
2001
2003
• Constitución empresas mixtas
Quiriquire Gas y Guárico Gas
• Ley de Estimulo de las actividades
petroquímicas y similares
2003
2004
• Ampliación
Fase I
Anaco-Jóse
2005
2005
2006
Revolución
Gasífera Socialista:
• Puesta en marcha
del ICO
• En servicio
gasoducto
transcaribeño
• Nacionalización
de empresas de
llenado de GLP
2007
2007
• Creación
PDVSA Gas
Comunal
• Primeros
logros de la
gasificación
nacional
2008
2008
2010
2009
• Ley
orgánica
desarrollo
de las
actividades petroquímicas
2009
• Descubrimiento de
gas en bloque
Cardón IV (PERLA
1X).
• Inicio desarrollo de
gas costa afuera
oriental del país
(Pozo Cruz de Mayo)
• Constitución
empresa mixta
Venrus
• Creación OPEGAS
• Certificación
de 8,9 TCF de
gas en el
bloque Cardón
IV
• Creación
Empresa Mixta
entre PDVSA
Gas y Chevron
• Creación de
Empresa Mixta
Bielorusa Venezolana
2010
…
•Adquisición de
ACCROVEN
•Transferencia a
PDVSA Gas de
las actividades
de Compresión
Oriente y
Occidente
2010
2009
-3-
PRODUCCIÓN DE GAS. HISTÓRICA
ETAPA I
Venteo y Quema
ETAPA II
Conservación
ETAPA III
Industrialización
1960 Creación CVP
1974 Nacionalización IPPCN
1971 Promulgación Ley Gas
1985 En servicio CCO
ETAPA IV
Revolución Gasífera
2006 -2007 Asignación Campos San
.
Tomé
2007 Consolidación Proy. Gasif.
Nacional
1990 En servicio Nurgas
1998 Creación PDVSA GAS
1999 Promulgación LOHG
1999 Creación Distrito Gas Anaco
2000 Promulgación Reglam. LOHG
2000 Creación ENAGAS
2002-2003 Paro Petrolero
8000
7000
2007 En servicio Gsdto. Antonio
Ricaurte
2008 En servicio ICO (Gasoducto
Morón-Río Seco)
2009 Producción primer pozo de
gas en Costa Afuera
Oriental.
Descubrimiento de gas
en el Bloque Cardón
IV-Rafael Urdaneta.
Constitución de la
empresa mixta VENRUS
2010 Culminada fase exploratoria
en Cardón IV, aumentando
las reservas de gas
(MMPCD)
6000
5000
4000
3000
CONSUMO
ARROJADO
2000
INYECCION
1000
0
1918
1925
1932
1939
Estimados de acuerdo a
producción de crudo
1946
1953
1960
1967
1974
1981
1988
1995
2002
2010
Datos Reales
Fuente: Elaboración propia a partir de:
1997 - 2006 PODE 2006 / Cuadro 62.
1918 - 1978 Petróleo y otros datos estadísticos, MEM.
2007 - 2010 Dirección General de E & P de Hidrocarburos. MENPET
1979 - 1992 El Gas Natural,Gerencia General de Gas / Corpoven.
1993 - 1996 Producción, distribución y entrega de gas al mercado interno, PDVSA.
Fuente: Gerencia de Planificación y Nuevos Negocios Preliminares al 31-12-2010
-4-
PROYECCIÓN MATRIZ ENERGÉTICA DE VENEZUELA 2010-2030
Comportamiento Histórico
Proyección 2030
3000
2800
2600
2.251
2400
2200
MBPED
2000
59%
1800
1.285
1600
1400
1200
1.004
1000
800
600
33%
596
54%
400
200
-Cambio patrón de consumo:
- Termoelectricidad 30% a Fuel Oil / Diesel
- Sustitución de gasolina por GNV
34%
7%
13%
0
1980
Cambio en el patrón de consumo:
- Gasificación Nacional
- Impulso consumo de GNV
- Termoelectricidad 70% a gas
- Impulso al Sector Petroquímico
2010 2011
1995
PLAN SIMÓN BOLÍVAR
GAS
2020
LIQUIDOS
2030
HIDRO
MBPED: Miles de Barriles de
Petróleo Equivalente Día
(INCLUYENDO PLAN SIEMBRA PETROLERA)
Las proyecciones para el energético gas, en este escenario, se
realizaron en base a la demanda esperada (P-50) correspondientes al
BPG 2010, que contempla los proyectos del Plan Siembra Petrolera y
los consumos propios de la industria petrolera. El gas obtiene una
participación del 33% al 59% para el periodo 2010-2030.
Fuente: Elaboración propia
-5-
RESERVAS PROBADAS DE GAS NATURAL
Costa Afuera Occidente [8,9]
8,9
Falcón [0,06]
Costa Afuera Oriente [22,3]
0,02
0,04
Maracaibo
[34,16]
19,8
2,5
Oriente [92,6]
5,9
86,7
Barinas [0,36]
Faja [36,4]
0,2
36,2
0,3
0,06
TCF
RESERVAS PROBADAS DE GAS EN VENEZUELA
Tierra
Costa Afuera
Total
No Asociado
6,6
28,7
35,3 (18%)
Asociado
157,0
2,5
159,5 (82%)
TOTAL GAS NATURAL 194,8 TCF (100%)
Reservas
TCF
Probadas
Probables
Posibles
Expectativas
195
36
34
178
Total
443
Pozo en el Dtto. Gas Anaco.
0,16
34
1 TCF= 1.000 MMMPC
Fuente: Base de Recursos MPPEP cierre 31-12-2010
-6-
RESERVAS PROBADAS DE GAS NATURAL MUNDIAL (BPC)
1.800
1.581
195
1.400
4
2
78
72
65
63
Malaysia
Egypt
Norway
Kazakhstan
Kuwait
61
Canada
85
Australia
99
China
Other S. & Cent.
America
10
112 108 103
Indonesia
Algeria
Nigeria
Venezuela
US
Saudi Arabia
Qatar
Iran
Russian Federation
0
Turkmenistan
200
213 195 187
159
United Arab Emirates
284 283 273
12
Iraq
600
400
12
Colombia
800
13
Bolivia
Venezuela
894
15
Argentina
1.000
17
Peru
1.046
Brazil
1.200
Mexico
América
6,4 BPCLatina
Trinidad & Tobago
1.600
#8
Elaboración propia a partir: Venezuela: MPPEP cierre 31-12-2010, resto de los países: BP, 2011
-7-
EXPECTATIVAS DE GAS EN TIERRA Y COSTA AFUERA
Áreas de producción actuales
Expectativas (TCF)
Gas Asociado
Gas no Asociado
Costa Afuera (en desarrollo)
Norte
Golfo
Vzla
Rafael
Urdaneta
Falcón
NE
Tupure
Carora
EyP
Occidente
Flanco
Perijanero
43
135
CINTURON GASIFERO DE VENEZUELA
Norte de
Cariaco
Golfo
Triste
Guárico
no
di
n
r A in o
No nd
co r A
an Su
l
Barrancas
F
Blanquilla
Este
Blanquilla
Oeste
Ensenada
Tuy
Cariacoa
li a l
Zuienta
Or
Maracaibo
Oeste
Tierra:
Costa Afuera:
Yucal
Placer
o
- K pin
Prede Es
ben Anaco
Gra
Monagas
Norte
Mariscal
Sucre
Golfo
de Paria
Punta
Pescador
Fachada
Atlántica
Plataforma
Deltana
EyP
Oriente
San Tome
EyP Faja
Faja Petrolífera del Orinoco
EyP
Centro Sur
Fuente: Base de Recursos MPPEP cierre 31-12-2010
-8-
ACTUALES DESARROLLOS DE GAS NATURAL COSTA AFUERA
PROYECTO
BLANQUILLA
PROYECTO RAFAEL
URDANETA
15 TCF
9 TCF
PROYECTO
MARISCAL SUCRE
CARDÓN BLOQUE III
(CHEVRON)
GOLFO DE PARIA
0,3 TCF
3 TCF
14,7 TCF
CARDÓN BLOQUE IV
(REPSOL – ENI)
PATAO
MEJILLONES
DRAGÓN
RÍO CARIBE
8,9 TCF
URUMACO BLOQUE I
PLATAFORMA
DELTANA
URUMACO BLOQUE II
CIGMA
MORUY BLOQUE II (PETROBRAS – TEIKOKU)
7,3 TCF
10 TCF
BLOQUE 4
BLOQUE 1
CASTILLETE NE
BLOQUE II (VINCCLER)
BLOQUE 2
Reservas Probadas Costa Afuera:
31,2 TCF
Expectativas Costa Afuera,
Golfo de Venezuela y Blanquilla:
37,0 TCF
BLOQUE 5
BLOQUE 3
Fuente: Base de Recursos MPPEP cierre 31-12-2010
-9-
RESERVAS DE GAS NATURAL FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO
Área Petrolera: 24.260 Km2
Reservas
TCF
Probadas
36,4
Probables
4,1
Posibles
2,8
Expectativas
1,0
Total
44,3
Fuente: Base de Recursos MPPEP cierre 31-12-2010
-10-
ÁREAS DE PRODUCCIÓN DE PDVSA GAS
DISTRITO
AREA
OPERACIONAL
(KM2)
YACIMIENTOS
TOTAL ACTIVO
POZOS
ESTACIONES
TOTAL
ACTIVO
FLUJO
DESCARGA
PLANTAS
COMPRESORAS
GAS (MMMPCN)
CRUDO (MMBN)
PROD. GAS ANUAL
PROM. (MMPCD) @
14-09-11
RESERVAS REM@ F/A 2010
ANACO
8.240,0
2.371
298
1.708
530
21
12
16
20.604
1.796
880,1
SAN TOME
2.914,9
2.357
121
1.422
167
32
8
13
5.614
1.080
37,7
SIPORORO
52,0
4
2
4
2
2
0
0
162
0
26,4
11.206,9
4.732
421
3.134
699
55
20
29
26.380
2.876
944,2
PRODUCCIÓN GAS
Nota: Pozos inactivos en proceso de caracterización
-11-
COMPRESIÓN DE GAS NATURAL
ANTECEDENTE Y DIMENSION
MAYO 2009
Occidente
Promulgación del decreto de la Ley
Orgánica que reserva al Estado bienes y
servicios conexos a las actividades
primarias de hidrocarburos
Falcón:
03 plantas
07 unidades
JUNIO 2009
Nacionalización de las instalaciones de
compresión
Maracaibo Costa Oriental
48 plantas
07 plantas
110 unidades 27 unidades
Anaco:
01 sede
16 plantas
75 unidades
ENERO 2010
Se asumen las operaciones de
compresión del campo Dación I y II,
eliminando la tercerización del servicio
prestado
San Tome
01 sede
37 plantas
106 unidades
SERVICIOS PRESTADOS
1.
2.
3.
4.
Maturín:
01 sede
01 taller
12 plantas
55unidades
Manejo de gas hacia mercado interno
Levantamiento artificial
Inyección de gas para producción de crudo
Generación eléctrica
Oriente
REGIÓN
Total Oriente
Total Occidente
TOTAL COMPRESION
9.768
(MMPCD)
5.387
2011
EYP
PLANTAS
76
58
134
12.022
10.421 11.257
5.727
2012
2013
EMPRESA MIXTA
2014
2015
PDVSA GAS
2016
MAQUINAS
271
144
415
MMPCD
3736
5196
8932
MBD
368
1004
1372
2.282
2.407
2.507
2.590
2013
2014
2015
2016
(MBD)
1.231
1.352
2011
2012
EYP FAJA
-12-
SISTEMAS DE TRANSPORTE Y GAS DOMÉSTICO ACTUAL Y FUTURO
CAPACIDAD Y
LONGITUD
SISTEMAS
TRANSPORTE
RAFAEL URDANETA
CARDÖN IV
Ballena
CRP
GOLFO
VENEZUELA
AÑO
2010
2015
2030
MMPCD
3.717
5.637
8.500
KMS.
3.988
5.850
6.417
DRAGÓN
MEJILLONES PATAO
RIO CARIBE
Majayura
Margarita
Río Seco
COLOMBIA
Morón
Maracaibo
Yaritagua
Litoral
Caracas
Maracay
Ulé
Guacara
Arichuna
Güiria
PLC
Jose
Cumaná
P. Deltana
Barbacoas
Barquisimeto
S.J Morros
Altagracia
La Toscana
ANACO
Dos Caminos
Acarigua
YUCAL PLACER
BARRANCAS
SAN TOMÉ
BLOQUE E
Casigua
Morichal
Barinas
Sta. Rita
Mamo
Sta. Inés
La Fría
San Vicente
Macapaima
Puerto Ordaz
Uverito
Pto. Nutrias
Falconero
El Piñal
EVOLUCIÓN DEL GAS DOMÉSTICO
LEYENDA
ACUMULADO AL
2011
2015
2030
Extensiones de Red
(Kms.)
1.804
4.983
25.016
Línes Internas (Kms.)
2.206
9.697
44.976
Familias
Incorporadas (No.)
82.955
380.211 1.566.104
Gasoductos Existentes
Gasoductos Futuros
Adecuación Sist. de Transporte
Eje Norte Llanero
Visualizaciones
Orinoco – Apure
Sinorgas
Visualizaciones
Gasoductos marinos
Plantas Compresoras
Existentes
Plantas Compresoras
Nuevas
Áreas de Producción de
Gas No Asociado Actuales
Nuevas Áreas de Producción
De Gas No Asociado
-13-
LÍQUIDOS DEL GAS NATURAL-CAPACIDAD DE PROCESAMIENTO ACTUAL Y FUTURA
Cap. Nominal / Operativa
Cap. Nominal / Operativa
Año 2011: 4.695/ 4.515
Año 2016: 6.345 / 6.255
OCCIDENTE
ORIENTE
CAPACIDAD DE MANEJO
(MMPCED)
1.345
595
595
Infraestructura
Nueva
Infraestructura
Existente
El Tablazo
LGN I / II
Bajo Grande
PCTJ II/ III
2011
2016
2030
3.350
5.750
5.750
V TREN
FRACCIONAMIENTO
VI TREN
JOSE
VII TREN
ULE
Jusepín
CCO
Pirital I
Lama Proceso
Soto I
San Joaquín
Santa Bárbara
RSJ
Soto II
IV Tren San Joaquín
EXTRACCCIÓN
*Se desincorporan la
plantas LGN I-II y Tía
Juana II-III al entrar en
operación el CCO
FRACCIONAMIENTO
OCCIDENTE
TIA JUANA II*
TIA JUANA III*
LAMA PROCESO
LGN I*
LGN II*
CCO*
ULE
BAJO GRANDE
CCO
Cap. Manejo
(MMPCD)
440
440
120
165
180
475
Cap. Prod.
(MBD)
LGN / C2
22
20
8
13/9
14/13
31/31
42
26
35
ORIENTE
SAN JOAQUIN
SANTA BARBARA
JUSEPIN
REF. SAN JOAQUIN
IV TREN SAN JOAQUIN
PIRITAL I
SOTO I/II
JOSE
JOSE
Cap. Manejo Cap. Prod.
(MMPCD)
(MBD)
LGN
1.400
1.200
350
400
1.000
1.000
400
68
68
26
2
50
43
30
200
150
-14-
PRODUCCIÓN Y USOS GAS NATURAL - AÑO 2010
Producción Propia:
Importación:
Total
EyP
68%
MMPCD
6.907
154
7.061
Producción
Propia
6907 MMPCD
Licencia/
Otros
6%
%
Inyección
42
Consumo
Petrolero
5.389 MMPCD
Empresas
Mixtas
8%
PDVSA GAS
18%
Consumo Interno Nacional
1.672 MMPCD
76%
%
Combustible/otros
Refin./Mejorad.
Transf. LGN
27
5
3
24%
8
6
4
7
Fuente: Gerencia de Planificación y Nuevos Negocios Preliminares al 31-12-2010
Gener. Eléctrica
Petroquímico
Siderúr. / Aluminio
Resid. / Otros
-15-
PRODUCCIÓN Y USOS DE LGN - AÑO 2010
Total: 149,6 MBD
Petrolero (Propano, Butanos,
Nafta, Gasolina) / 33,6 MBD
Petroquímica (Etano,
Propano, Butanos,
Gasolina) / 42.2 MBD
22%
23%
Exportación (Propano, Butanos,
Gasolina) / 34MBD
28%
27%
M. I.
(Propano)
39 MBD
Comercial / Industrial
10%
Automotor
1%
Residencial
89%
Fuente: Gerencia de Planificación y Nuevos Negocios Preliminares al 31-12-2010
-16-
PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL
Producción Temprana Bloque Cardón
IV (Costa Afuera), PGA Fase I SR/ZMR
y Proyecto Gas San Tomé (Chimire)
Proyecto Mariscal Sucre Fase I
Proyecto Gas Anaco Fase I SJ y
Proyecto Gas San Tomé (Güere y Boca)
Proyecto Plataforma Deltana
(Costa Afuera), Gas Anaco Fase II y Proyecto
Gas San Tomé (Elotes-Isa, Equina-Trico)
14.438
14.000
12.034
47%
12.000
MMPCD
10.267
40%
9.451
10.000
8.000
7.043
6.000
26%
7.683
35%
35%
27%
4.000
2.000
74%
73%
65%
2012
2013
65%
60%
53%
2014
2015
2016
0
2011
Gas Asociado
Gas No Asociado
Producciòn Total
Fuente: Elaboración Propia. Datos obtenidos del Modelo BPG 2010 v7
-17-
INFRAESTRUCTURA ACTUAL Y FUTURA DE GAS
RAFAEL URDANETA
CARDÖN IV
Ballena
CRP
GOLFO
VENEZUELA
DRAGÓN
MEJILLONES PATAO
RIO CARIBE
Majayura
Margarita
Río Seco
COLOMBIA
Morón
Yaritagua
Maracaibo
Ulé
6
7
5
Caracas
Maracay
Guacara
Ulé
Jose
Arichuna
S.J Morros
4
Güiria
PLC
Jose
Cumaná
P. Deltana
Barbacoas
Barquisimeto
2
8
Litoral
Acarigua
1
Altagracia
3
La Toscana
ANACO
Dos Caminos
YUCAL PLACER
BARRANCAS
6
7
SAN TOMÉ
BLOQUE E
Casigua
Morichal
Barinas
Sta. Rita
Mamo
Sta. Inés
La Fría
San Vicente
Macapaima
Puerto Ordaz
Uverito
Pto. Nutrias
Falconero
El Piñal
Gasoductos Existentes
Gasoductos Futuros
Adecuación Sist.
de Transporte
Eje Norte Llanero
Tramo Visualizado
Orinoco – Apure
Sinorgas
Tramo Visualizado
Gasoductos marinos
Plantas Existentes
1
2
3
4
5
6
7
8
Lamar Líquido
Lamar Proceso
TJ´s II y III
Bajo Grande
Tablazo I y II
Úle
Fracc. Jose
Refrigeración
San Joaquín
9 ACCRO IV
Plantas Nuevas
10 Extracción
San Joaquín
11 ACCRO III
12 Ext. Santa
Bárbara
13 Ext. Jusepín
Áreas de Producción de
Gas No Asociado Actuales
1
2
3
4
Planta Soto I y II
Planta Pirital I y II
IV Tren San Joaquín
Fraccionamiento
V, VI, VII
5 CCO
6 PGA
7 Proyecto de Gas
San Tomé
Nuevas Áreas de Producción
de Gas No Asociado
Plantas Compresoras Nuevas
1 Jusepín 120
2 Optimización del sistema de
compresión Lagocinco
3 Moporo I
4 Moporo II
5 Negro Primero
6 Coquivacoa
7 Negra Hipólita
8 Cacique Sorocaima
Plantas Compresoras Existentes
-18-
PROYECTOS MAYORES / CRONOGRAMA
2011
Sinorgas Fase I. BarbacoaCumana-Margarita
Infraestructura San
Tomé (Güere)
Proyecto Jusepin 120
Dic 2011 (Obras
Complementarias)
2014
PGA Fase I Sta. Rosa
VII Tren Jose
PGA Fase I Zapato-Mata R
Eje Norte Llanero Fase I
Yaritagua-Acarigua-TinacoBarinas-Puerto Nutria
Infraestructura San Tomé
Nardo-Güico
Eje Orinoco/Apure I
Morichal - Falconero
Infraestructura
San Tomé Nipa
Planta Compresora
Moporo I
2012
Infraest. San Tomé -Boca
Infraestructura San Tomé
Esquina-Trico
Interconexión Centro
Occidente ICO (Plantas
Compresoras)
Planta Soto I
2015
PGA Fase II.
Sta Ana-El Toco
Infraestructura San Tomé
Elotes-Isla
2013
Infraestructura
San Tomé Chimire
Planta Soto II
2013-2017
Ampliaciones Sist.Transp.
Rehabilitación de Tubería
Eje Orinoco / Apure III
Norte Uverito-Santa Rita
Eje Norte LlaneroAlimentación Barinas
Construcción Planta
Compresora Negro Primero
(REEMPLAZO PCTJ-3)
2018
Construcción Planta
Compresora Negra Hipólita
(REEMPLAZO PCTJ-2)
2010-2016
Gasificación Nacional
2013-2016
Mariscal Sucre
PGA Fase I San Joaquin
IV Tren Planta San Joaquín
ACFJ
CCO
Sinorgas Fase I
Güiria-Cariaco
2017
VI Tren Jose
Calidad a Mercado Interno
Sinorgas Fase II
Güiria-Muscar
Construcción planta
Cacique Sorocaima- I Fase
2016
Manejo-Disposición CO2
PGA Fase II Aguasay
Optimización Sistema
Compresión Lago 5
Pirital I
Crecimiento en capacidad
de compresión Lagotreco.
Planta Coquivacoa
2019
Almacenamiento
Subterráneo de Gas
Planta Compresora
Moporo II
2020
Eje Norte Llanero Fase II
EPA-Chaguaramas-CabrutaAltagracia-Dos CaminosSan Juan de los MorrosTinaco-Morón
Cardón IV
Deltana
LEYENDA
Metano
Procesamiento
Producció
Producción
Costa Afuera
Compresió
Compresión
Eje Orinoco / Apure II
Norte Falconero-Uverito
Eje Orinoco / Apure IV
Suministro Cabruta
-19-
AUTOGAS
ALCANCE
•
•
•
Construcción de puntos de expendio de
Autogas.
Conversión de vehículos al sistema
bicombustible (gasolina-gas).
Construcción de centros de conversión.
R EA L
A C UM ULA D
O A L 2 0 10
P U N T O S D E E X P E N D IO
P LA N
2 0 11
P LA N
2 0 12
T OT A L
A C UM . A L
2 0 12
OCCIDEN METROP CENTRO
•
•
ARAGUA
CARABOBO
GUÁRICO
YARACUY
21
24
2
18
14
6
0
2
16
25
1
3
TOTAL P/E
El suministro de Autogas es GRATUITO.
La conversión de vehículos es GRATIS, ya se
dispone de centros de conversión a nivel
nacional.
Los puntos de expendio son asumidos por
PDVSA.
El precio de venta de los vehículos a nivel de
ensambladoras, no se verán afectados por la
conversión al sistema dual. PDVSA asumirá
todos los costos asociados a la conversión y
mantenimiento.
51
55
3
23
8
22
0
2
16 6
12 0
302
588
3 0 .4 2 1
110 .0 0 0
14 7 .5 7 9
2 8 8 .0 0 0
METROPOLIT.
12
0
33
45
6
3 3 .5 9 7
2 7 .7 0 4
6 0 .7 8 0
12 2 .0 8 1
MIRANDA
14
8
28
50
8
6 4 .0 18
13 7 .7 0 4
2 0 8 .3 5 9
4 10 .0 8 1
VARGAS
1
0
2
3
0
C E N T R O S D E C O N V E R S IÓ N
117
35
51
203
A D Q UIS IC IÓ N A U T O B U S E S
C ON M OT OR ES A GN V
290
300
7 10
1.3 0 0
FALCÓN
LARA
TÁCHIRA
ZULIA
12
7
4
13
4
10
0
16
2
10
0
20
18
27
4
49
1
6
0
33
A D Q UIS IC IÓ N V E H Í C U LO S
C E N T A UR O
350
500
500
1.3 5 0
A D Q UIS IC IÓ N V E H Í C U LO S
R Ú S T IC O S
2 .5 0 0
1.0 0 0
1.0 0 0
4 .5 0 0
ANZOÁTEGUI
BOLÍVAR
MONAGAS
SUCRE
11
7
4
1
25
2
4
0
19
7
3
0
55
16
11
1
10
4
4
0
151
91
V E H IC U LO S
A
C ON VER T I
R
E N S A M B LA D O R A
C EN T R OS D E
C O N V E R S IÓ N
TOTAL
ORIENTE
•
•
P/E CULMINADOS
ASPECTOS IMPORTANTES
P/E INGENIERÍA
Autogas opción que valoriza los combustibles
utilizados en el país
El gas permite una combustión más limpia,
contribuyendo así a la preservación del
ambiente.
P/E CONSTRUCCIÓN
•
•
CENTROS DE CONVERSIÓN
VENTAJAS
TOTAL
-20-
169 411 104
PDVSA GAS COMUNAL
MISIÓN
Garantizar el abastecimiento de Gas Licuado de
Petróleo (GLP) en el mercado interno, transfiriendo
el servicio de distribución a las comunidades
organizadas, satisfaciendo así
la demanda
nacional en forma segura y oportuna, bajo un
esquema de precio regulado, lo cual permitirá
mejorar la calidad de vida de la población
venezolana, todo ello bajo el marco del Plan de la
Nación “Simón Bolívar”
SITUACIÓN ACTUAL
TRANSPORTE
PRIMARIO
254 Chutos
217 Cisternas
PLANTAS DE
LLENADO
48 Plantas de
Llenado
DISTRIBUCIÓN
1.309 camiones / 7,2 MM cilindros
102 autotanques / 19.987 tanques
UBICACIÓN PLANTAS PROPIAS DE LLENADO DE CILINDROS
ALGUNAS METAS
• Construcción de siete (07) nuevas plantas de
48 PLANTAS A NIVEL NACIÓ
NACIÓN
57% DEL MERCADO INTERNO
llenado en diferentes puntos del territorio
nacional.
• Construcción
y adecuación de Centros de
Acopio, para fortalecer la Red de Distribución
Comunal.
• Control directo del 75% del Mercado Interno de
GLP (41 MBD), asociado a más de 4.500.000
familias.
• Adecuación de la infraestructura existentes de
las Plantas de GLP, Manufactura y Renovación,
para garantizar la seguridad y continuidad
operacional.
Fuente: Gerencia de Planificación y Control de Gestión. PDVSA GAS COMUNAL- PDV COMUNAL S.A
-21-
INVERSIONES EN MATERIA DE GAS. PERÍODO 2010 - 2015
TOTAL INVERSIONES EN GAS (MM$)
55.833
PRODUCCIÓN DE GAS EN TIERRA
6.617
PRODUCCIÓN DE GAS COSTA AFUERA
10.455
PROCESAMIENTO
14.418
TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN
13.465
GAS NATURAL LICUADO (GNL)
10.878
FASES
VISUALIZAR
PESO %
2
CONCEPTUALIZAR
3
DEFINIR
5
ING. BÁSICA
4
PERMISOS Y ESTUDIOS ESPECIALES
1
IMPLANTAR
85
CONTRATACIÓN
4
ING. DETALLE
8
PROCURA
34
CONSTRUCCIÓN
34
COMPLETACIÓN MECÁNICA
5
OPERAR
5
ARRANQUE
3
CIERRE
TOTAL
2
100
-22-
PROPUESTA DE SUMINISTRO DE GAS A CENTROAMÉRICA Y EL CARIBE (1/2)
LEYENDA
CENTRO AMERICA
REGIÓN NOR-ORIENTAL
Terminal (GNL o GNC)
Puntos de entrega
Gasoducto
Gasoducto Alternativo
Puntos de suministro (GNL/GNC/Gasod.)
Ruta GNL
RUTA GNC
ANTILLAS
MAYORES
CUBA
Cienfuegos
REPÚBLICA DOMINICANA
JAMAICA
Puerto Esquivel
BELICE
CIUDAD
GUATEMALA
Caucedo
HAITÍ
Puerto Principe
ST. KITTS
Puerto Basseterre
ANTIGUA
Puerto St. Jhon´s
GUATEMALA
Puerto Barrios
HONDURAS
TEGUCIGALPA
MAR CARIBE
ANTILLAS
MENORES
SANTA LUCIA
Puerto Cul de Sac Bav
SAN VINCENT
Puerto Kingstown
SAN
SALVADOR
NICARAGUA
Monkey Point
MANAGUA
BARBADOS
Needham Point
GRENADA
Grand Mal in Saint Jones
Paraguaná
PANAMÁ
Colón
Guiria
SAN JOSE
COSTA RICA
VENEZUELA
CIUDAD DE
PANAMÁ
CENTRO AMERICA
REGIÓN SUR-ORIENTAL
Macapaima
Sta. Elena de
Uairen
PLANTAS DE REGASIFICACIÓN
UBICACIÓN
CAPACIDAD
(MMTMA)
FECHA ESTIMADA
COMPLETACIÓN
ARGENTINA
4
2014
CUBA
2
2013
GUYANA
Georgetown
SURINAME
Paramaribo
-23-
PROPUESTA DE SUMINISTRO DE GAS A CENTROAMÉRICA Y EL CARIBE (2/2)
OPCIONES DE SUMINISTRO DE GAS A ARUBA
Gasoducto terrestre
Gasoducto submarino
Vía barcaza GNC
Planta de GNC
Opción 1: Gasoducto 80 Km
Opción 2: Gasoducto 50 Km +
Planta GNC + Barcaza GNC
Opción 3: Planta GNC +
Barcaza GNC
FECHA ESTIMADA DE DISPONIBILIDAD
DE GAS:
2º SEMESTRE DEL 2013
-24-
REQUERIMIENTOS DE PROFESIONALES Y TECNICOS
CARTERA DE PROYECTOS
11%
13%
12%
39%
12%
8%
8%
25%
10%
45%
25%
12%
10%
10%
20%
50%
20%
13%
50%
25%
47%
7%
7%
INGENIEROS
TSU
*
11%
29.826
28.214
27.714
TEC. ESP.
CIENCIAS SOCIALES 25.838
15.990
OBREROS/
ARTESANOS
** Fuerza labor
actual
10%
**
2011
2012
2013
2014
2015
Mecánicos:
* Ing.
Ing. Civiles:
Ing. Eléctricos/Instrum:
Ing. Químicos:
35%
5%
60%
PROMEDIO FUERZA LABOR 2012 – 2015 (%)
23
10
11
9
48
-25-
40%
30%
20%
10%
IMPACTO DEL GAS NATURAL EN EL DESARROLLO NACIONAL
Condensados
Cardón IV
•Desarrollo Petroquímico
•Exportación
Plan Simon Bolívar
(Desarrollo Nacional)
Gas Metano
Producción (MMPCD)
Temprana:
80-100
Fase I:
300
Fase II:
800
Fase III:
1200
Separación
Acondicionamiento
Tratamiento
Ampliación
Gasoducto
Ulé-Amuay
Gasificació
Gasificación
Nacional
BENEFICIOS PARA LA REGIÓN OCCIDENTAL
▲
▲
▲
▲
▲
▲
Mejorar alimentación de combustible primario para generación eléctrica
Estabilizar entregas de gas al complejo Ana María Campos
Disminuir el déficit de gas en los Estados: Falcón, Zulia, Carabobo
Liberar de combustibles líquidos para exportación
Mejorar la calidad de vida de los venezolanos
Exportar gas, una vez suplidas las necesidades del mercado interno
-26-
-26-
IMPACTO DEL GAS NATURAL EN EL DESARROLLO NACIONAL
Condensados
Gasoductos
marinos
•Desarrollo Petroquímico
•Exportación
Gas Metano
Producción (MMPCD)
PAGMI
• Mariscal Sucre
• Plataforma Deltana
• Golfo de Paria
• Punta Pescador / Delta
Somero
• Separación
• Acondicionamiento
• Tratamiento
SINORGAS
Gasificació
Gasificación
Nacional
BENEFICIOS PARA LA REGIÓN ORIENTAL
▲
▲
▲
▲
▲
Plan Simon Bolívar
(Desarrollo Nacional)
Exportació
Exportación
(GNL)
Mejorar alimentación de combustible primario para generación eléctrica
Disminuir el déficit de gas en los Estados: Sucre, Nueva Esparta, Anzoátegui, Monagas
Liberar de combustibles líquidos para exportación
Mejorar la calidad de vida de los venezolanos
Exportar gas, vía GNL, una vez suplidas las necesidades del mercado interno
-27-
-27-
FUTURO DEL GAS EN VENEZUELA
De acuerdo con el Plan de la Nación “Simón Bolívar”, la industria
del gas alcanzará su máximo potencial de desarrollo para:
•
•
•
•
•
•
Soportar crecimiento económico sustentable de la Nación
Incorporar socios estratégicos en áreas de interés para la Nación
Garantizar el suministro de Gas y LGN requerido para el consumo nacional
Ampliar y mejorar la infraestructura en toda la cadena física y de valor
Diversificar la oferta energética para la población, permitiendo mejorar la calidad de vida
Incentivar el uso eficiente del recurso
Garantizar la Suprema Felicidad Social
-28-
Proyecto de Gas Anaco (PGA)
Objetivo:
Incrementar y optimizar la capacidad de manejo de gas natural
producido por el Distrito Anaco, con la finalidad de contribuir con el
suministro de gas al mercado interno y garantizar la alimentación
a las plantas de extracción de LGN de la zona, en los próximos 20
años.
Alcance:
Contempla la ejecución de la ingeniería, procura, construcción de:
Cinco (5) Centros Operativos.
Cinco (5) Sistemas de Recolección conformado por veintiséis (26)
estaciones de recolección y sesenta y ocho (68) nuevas líneas de
Recolección, con una longitud aproximada de 365,57 km.
Una (01) Estación de Flujo.
Plataforma AIT (Sala de Control Producción Gas)
Fase I
Producción a manejar: 2.100 MMPCD de gas natural y
25,3 MBD de crudo liviano.
CAPACIDAD
Gas
Crudo
CAMPOS ASOCIADOS
(MMPCD) (MBD)
SAN JOAQUÍN, EL
874
10,08
SAN JOAQUIN
ROBLE, GUARIO
SANTA ROSA, ROSA,
748
8,52
SANTA ROSA
EL ROSAL, SANTA
ROSA NORTE
ZAPATOS, ZANJAS,
ZULUS, ZARZA,
ZAPATOS /
477
6,7
ZACARIAS, MATA,
MATA R.
MATA R, MATA 5,
MATA 10
CENTRO
OPERATIVO
VOLUMETRIA DE GAS (MMPCD)
2011
2012
2013
2014
569
CAPACIDAD
329,5 366,1 415,7 445,2 464,7
SANTA ANA /
EL TOCO
AGUASAY
VOLUMETRIA DE GAS (MMPCD)
CAMPOS ASOCIADOS
Crudo
(MBD)
SANTA ANA, EL TOCO,
SANTA ANA NORTE
330
4
256
260
305
349
353
AGUASAY ESTE, AGUASAY
NORTE, AGUASAY
CENTRAL, CARO, CARISITO
130
6
64
83
79
111
159
Avance Físico (% )
=
2012
2013
Jose
Santa
Rosa
ANACO
Zapato
Mata R
San
Joaquín
Santa Ana
El Toco
Gas
(MMPCD)
2011
Fase II: 2016
552,3
Fase II
Se incrementa el manejo de Producción a: 2.560 MMPCD
de gas natural y 35,3 MBD de crudo liviano
CENTRO
OPERATIVO
Fase I: 2012
2015
834,1 884,2 985,6 991,4 987,5
543,8 533,8 573,9
Fecha estimada completación:
2014
Aguasay
CENTROS
OPERATIVOS
FASE I / FASE II
>> FASES I EN IMPLANTACIÓN - FASE II INGENIERÍA
2015
51,16
Pág. 30
Infraestructura de Gas San Tomé
Objetivo: Construcción de la infraestructura de superficie
requerida para manejar un potencial máximo establecido en el
PDN (2008 - 2014) de 600 MMPCND de gas, 30 MBND de
petróleo, 21 MBD de agua y apalancar el desarrollo social del área
con el fin de impulsar el progreso endógeno en el sur del Estado
Anzoátegui.
Alcance: Contempla la ejecución de las fases de visualización,
Fecha estimada completación:
Período 2011 al 2018
conceptualización, definición, implantación y puesta en servicio de
la siguiente infraestructura:
• Recolección y Centralización de Producción
Construcción y Adecuación de 34 Estaciones de Flujo, 7
Estaciones de Descarga, 3 Plantas de Tratamiento e Inyección de
Agua, construcción de 143 Km del sistema de Recolección de Gas
en baja Presión, construcción de 168 Km de Líneas de flujo y
Oleoductos.
• Compresión
Construcción de 8 Plantas Compresoras divididas de la siguiente
forma:
¾ 2 Plantas Compresoras con capacidad para 120
MMPCND / 24 MBHP.
¾ 3 Plantas Compresoras con capacidad para 290
MMPCND / 58 MBHP.
¾ 3 Plantas Compresoras con capacidad para 130
MMPCND / 26 MBHP.
• Transmisión hacia Procesamiento
Construcción de 205 Km. del Sistema de Transmisión de Gas en
Alta Presión.
P R OYEC T OS
G UE R E
B OC A
C H IM IE R E
N IP A
E LO T E S
E S Q UIN A T R IC O
NARDO
G UIC O
GA S (M M P C D )
6 0 ,0 0
8 0 ,0 0
10 0 ,0 0
8 0 ,0 0
5 5 ,0 0
6 0 ,0 0
5 5 ,0 0
6 0 ,0 0
Avance Físico (% ) =
C R UD O ( M B D )
0 ,6 2
3 ,0 0
2 ,5 0
6 ,9 8
2 ,2 6
2 ,0 0
3 ,5 8
5 ,8 0
>> IMPLANTACIÓN: Proyecto Guere
>> DEFINICIÓN / IMPLANTACIÓN : Proyecto Boca
>> EN CONCEPTUALIZACIÓN / DEFINICIÓN: Proyectos Chimire y Nipa
>> EN CONCEPTUALIZACIÓN: Proyectos Elotes, Esquina Trico, Nardo y Guico
10,92
Pág. 31
Infraestructura Compresión Oriente
Objetivo:
Mantener la infraestructura del sistema de Compresión
de Gas con el objeto de incrementar la confiabilidad o
disponibilidad del parque de compresión garantizando
la producción de crudo y gas alineados a los objetivos
estratégicos de la nación, en el área del oriente del
país.
Fecha estimada completación:
Período 2011 al 2016
Alcance:
Desarrollar a lo largo de los proyectos todas las fases,
cumpliendo
con
normas
y
procedimientos
establecidos, hasta cumplir con el arranque y puesta
en marcha, bajo los estándares de calidad requeridos.
Entre los proyectos podemos mencionar los
siguientes:
Reemplazo Motores de equipos de compresión por obsolescencia
Incremento de Capacidad de Compresion Campo Jusepin Jus-120
Sustitución de Paneles de Control de Motores Caterpillar
Optimizacion del sistema Fire & Gas
Galpon para Mantenimiento Flota Vehicular
Instalación de Sistemas de Monitoreo de Corrosión
Optimizacion de sistemas de supervision de procesos en planta.
Banco de Prueba de eficiencia de Motores a Gas.
Reemplazo Motocompresores
* Global cartera, Proyectos en ejecución y sin ejecución actual.
Avance Físico (% ) =
EN IMPLANTACIÓN
32,19 *
Pág. 32
Mantenimiento Mayor Compresión Oriente
Objetivo:
Mantener las condiciones operacionales de los
sistemas de procesos y compresión de los equipos
instalados en las plantas
Fecha estimada completación:
Período 2011 al 2016
Alcance:
Infraestructura de proceso y sistemas de
compresión instalados en las plantas de gas del
oriente del país.
Con la ejecución de este proyecto
de
mantenimiento mayor se disminuyen los paros en
las plantas de compresión de gas, evitando de esta
manera la posibilidad de una falla en los equipos
principales de Compresión.
MATURIN:
01 SEDE
01 TALLER
12 PLANTAS
55UNIDADES
Anaco
ANACO:
01 SEDE
16 PLANTAS
75 UNIDADES
SAN TOME
01 SEDE
37 PLANTAS
106 UNIDADES
EN IMPLANTACIÓN
* Global, Proyectos en ejecución.
Avance Físico (% ) =
18,27 *
Pág. 33
Infraestructura Compresión Occidente
Objetivo:
Mantener la infraestructura de los sistemas de compresión
de gas, con el objeto de incrementar la confiabilidad y
disponibilidad de los equipos que soporta la producción de
crudo y gas, alineados a los objetivos estratégicos de
producción, en el área del occidente del país.
Fecha estimada completación:
Período 2011 al 2016
Alcance:
Infraestructura de proceso y sistemas de compresión
instalados en las plantas de gas de tierra y lago del
occidente del país.
Áreas Operativas
Tía Juana Mediano / Rosa Mediano
Mara / Mara Liv./ La Paz
Lagunillas Lago
Petrosiven
Petrowuayuu
Lago 1
Urdaneta
Bachaquero
Lagomar
Lago Medio
Ceutatreco
Tía Juana Liviano
Lago 5
Petroquiriquire
* Global, Proyectos en ejecución.
Avance Físico (% ) =
12,00 *
EN IMPLANTACIÓN
Pág. 34
Mantenimiento Mayor Compresión Occidente
Objetivo:
Mantener las condiciones operacionales
de los
sistemas de procesos y comprensión de los equipos
instalados en las plantas de tierra y lago
Fecha estimada completación:
Período 2011 al 2016
Alcance:
Ejecución de mantenimientos preventivo nivel IV y V
en los sistemas de proceso y compresión instalados
en las plantas de gas de occidente.
Áreas Operativas
Con la ejecución de este proyecto de mantenimiento
mayor se evitaran los paros en las plantas de
compresión de gas.
Tía Juana Mediano / Rosa Mediano
Mara / Mara Liv./ La Paz
Lagunillas Lago
Petrosiven
Petrowuayuu
Lago 1
Urdaneta
Bachaquero
Lagomar
Lago Medio
Ceutatreco
Tía Juana Liviano
Lago 5
Petroquiriquire
* Global, Proyectos en ejecución.
EN IMPLANTACIÓN
Avance Físico (% ) =
41,31 *
Pág. 35
IV Tren de Extracción San Joaquín
Objetivo:
Construir las instalaciones de procesos y servicios
que permitan el incremento de la capacidad de
procesamiento de la planta de extracción San
Joaquín en 1.000 MMPCD, con un 98% de recobro
de C3+, cumpliendo con las especificaciones del
LGN y gas residual, contribuyendo al desarrollo
potencial de la industria petrolera, petroquímica y
social del país.
Fecha estimada completación:
Período 2011 al 2015
Plantas
IV TREN
Alcance:
PGA-Centros
Operativos
(N) En Ejecución (E) Existente
Comprende la ingeniería, procura, construcción y
puesta en marcha de las siguientes instalaciones:
IV tren de extracción profunda de LGN, con una
capacidad de 1000 MMPCD con 98% de recobro
de C3+ y una producción de 50 MBD, el cual
contemplará:
02 trenes de deshidratación con tamices
moleculares con capacidad de 1000
MMPCD.
Un sistema de enfriamiento con cajas frías y
turboexpansores.
Una planta de compresión con cuatro (4)
turbocompresores de 106.000 HP (ISO).
Nueva infraestructura administrativa, operacional
y de servicio de la planta.
Nueva vialidad de acceso a la planta.
Apalancamiento de proyectos de infraestructura
social en las áreas de influencia
Avance Físico (% ) =
Jose (E)
V Tren (N)
C.O. Santa Rosa (N)
C.O. Zapato Mata R (N)
ACCRO SJ (E)
Refrigeración
San Joaquín (E)
San Joaquín (E)
C.O. San Joaquín (N)
IV Tren San Joaquín
1.000 MMPCD
GPM = 2,3
LGN = 50 MBD
>> EN IMPLANTACIÓN
36,7
Pág. 36
Aumento de Capacidad de Fraccionamiento Jose (ACFJ)
Objetivo:
Contempla el aumento de la capacidad de
fraccionamiento de LGN en Jose hasta 250 MBD, la
infraestructura para transporte, almacenamiento y
despacho de productos y los servicios industriales
requeridos.
Fecha estimada completación:
Período 2011 al 2015
Alcance:
Construcción y puesta en marcha de las siguientes
instalaciones:
Nuevo poliducto San Joaquín - Jose 26” x 110 Km.,
para el manejo de 209 MBD de LGN.
V tren de fraccionamiento LGN (50 MBD), y un tren de
refrigeración para Propano, Iso-Butano, y NormalButano.
Aumento de la capacidad de almacenamiento de:
02 Tanques de propano refrigerado 500 MBbl.
01 Tanque de N-butano refrigerado 150 MBbl.
01 Tanque de Iso-butano refrigerado150 MBbl.
02 Esferas de pentano 60 MBbl.
01 Tanque atmosférico (gasolina) 150 MBbl.
01 Tanque atmosférico (Nafta) 150 MBbl.
01 Esfera 20 MBbl. productos fuera de especificación.
01 Esfera 20 MBbl. (LGN).
01 Esfera 20 MBbl. Iso-butano.
01 Esfera 20 MBbl. Normal-butano.
01 Esfera 20 MBbl. Propano.
Ampliación Terminal Marino Jose
Servicios Industriales.
Apalancamiento de Proyectos de Desarrollo Social.
ACFJ
Nuevo
Poliducto
Plantas
(N) En Ejecución (E) Existente
Ampliación
Terminal Marino
Jose (E)
V Tren fraccionamiento
50 MBD
Incremento de
capacidad almacenaje
Soto I (N)
ACCRO SJ (E)
Refrigeración
San Joaquín (E)
200 MMPCD
GPM=2,7
LGN = 15 MBD
San Joaquín (E)
IV Tren
San Joaquín (N)
1.000 MMPCD
GPM = 2,3
LGN = 50 MBD
Soto II (N)
200 MMPCD
GPM=2,7
LGN = 15 MBD
>> V TREN: IMPLANTACIÓN
POLIDUCTO: IMPLANTACIÓN
ALMACENAJE: IMPLANTACIÓN
Avance Físico (% )
21,9
ADEC. MUELLE: IMPLANTACIÓN
Pág. 37
Pirital I
Objetivo:
Construir una planta de extracción profunda con
recobro de Etano, para la extracción de líquidos del
gas natural (LGN), con una capacidad de
procesamiento de 1000 MMPCD y las facilidades de
transporte requeridas en Pirital, Estado Monagas; así
como la infraestructura, desarrollo endógeno y
comunitario en las áreas de influencia de la futura
planta.
Fecha estimada completación:
Período 2011 al 2015
Alcance:
Comprende el desarrollo de la ingeniería, procura,
construcción y puesta en marcha de:
01 Tren de Extracción Profunda de LGN con una
capacidad de 1.000 MMPCD y los servicios
industriales requeridos.
01 Poliducto.
Facilidades para el manejo del gas de alimentación
y descarga.
Infraestructura administrativa, operacional y de
servicio (Edificios administrativos, Comedor,
almacenes de materiales, Caseta de Vigilancia,
Edificio de bomberos, Edificación para la GN,
Clínica industrial, Taller de mantenimiento,
Laboratorio, Almacén de químicos, Galpón de
desechos tóxicos).
Apalancamiento de proyectos de infraestructura
social en las áreas de influencia.
Pirital I
Plantas
Nuevo
Poliducto
(N) En Ejecución (E) Existente
VI Tren (N)
V Tren (N)
Jose (E)
Jusepín (E)
ACCRO
Santa Bárbara (E)
ACCRO SJ (E)
Refrigeración
San Joaquín (E)
Sta. Bárbara
(E)
Pirital I
1.000 MMPCD
GPM = 1,6
LGN = 42 MBD
Soto I (N)
San Joaquín (E)
Soto II (N)
IV Tren. San Joaquín (N)
Avance Físico (% ) =
6,8
>> PLANTA DE EXTRACCIÓN / POLIDUCTO: EN DEFINICIÓN
Pág. 38
Calidad de Gas al Mercado Interno
Objetivo:
Construir una planta de endulzamiento y los servicios
industriales asociados a la misma que permita cumplir
con las especificaciones de calidad del gas natural que
entra a los sistemas de transporte y distribución que
surte al mercado interno, emanadas por el MPPEP, en
resol. Nº 162, Gaceta Oficial 38.771 de fecha
18.09.2007.
Fecha estimada completación:
Período 2011 al 2015
Alcance:
Comprende la ingeniería, procura, construcción y puesta
en marcha de las siguientes instalaciones:
04 Trenes de Endulzamiento de Gas Natural
Remoción de CO2 (Capacidad 550 MMPCED c/u).
Planta de Oxido Reducción (Redox).
Trenes Compresión / Deshidratación del Dióxido de
Carbono (CO2) con capacidad de manejo de (200
MMPCD).
Plantas
IV TREN
(N) En Ejecución (E) Existente
Jose (E)
Remoción del H2S presente en la corriente de
Dióxido de Carbono (CO2).
Sistema
de
Generación
Eléctrica
(Planta
Generadora, Sub. Estación, Línea de Transmisión).
Múltiple de Gas Rico.
Servicios Industriales inherentes a la infraestructura
de Endulzamiento y Manejo del Dióxido de Carbono
(CO2).
ACCRO SJ (E)
Refrigeración
San Joaquín (E)
San Joaquín (E)
IV Tren
San Joaquín (N)
1.000 MMPCD
GPM = 2,3
LGN = 86 MBD
Apalancamiento de Proyectos de Infraestructura
Social en las áreas de influencia.
Avance Físico (% ) =
7,3
2200 MMPCD
(Acondic. -CO2, H2S-)
98% Recuperación
>> EN DEFINICIÓN
Pág. 39
Complejo Criogénico de Occidente (CCO)
Objetivo:
Construir una planta criogénica con capacidad de
procesamiento de 950 MMPCD de gas, con un factor
de recobro de 98%, para reemplazar las instalaciones
de extracción existentes que presentan más de 20
años de operación.
Fecha estimada completación:
Período 2011 al 2015
Alcance:
Ingeniería, procura, construcción y puesta en
marcha de dos (2) trenes de extracción con
capacidad de producir 475 MMPCD de Gas c/u,
para procesar hasta 70 MBD de LGN, los cuales
serán distribuidos en las instalaciones de
procesamiento, y 62 MBD de etano para
PEQUIVEN.
Plantas
(N) En Ejecución (E) Existente
CCO
Plantas a desincorporar con la
entrada del CCO
Complejo
Petroquímico
LGN I/II
310 MMPCD
Ingeniería, procura y construcción de un nuevo tren
de fraccionamiento con capacidad para procesar 35
MBD de LGN.
Ingeniería, procura y construcción de redes de
tuberías que alimentaran al Complejo y distribuir los
productos: metano, etano, propano, butano,
pentano y gasolina natural a los clientes en
occidente.
Amuay
PPE (E)
65 MMPCD
TJ 2/3 (E)
830 MMPCD
Gas Rico
Area Norte
Potenciar el desarrollo económico - social del área
de influencia del CCO a través de proyectos
agrícolas y sociales.
24,6
Ulé –
PRLS
(E)
Lama (E)
120 MMPCD
La Pica
Lago 1
Gas Rico
Area Norte
Avance Físico (% ) =
Nuevos Trenes
de Extracción
950 MMPCD
Nuevo Tren de
Fraccionamiento
35 MBD
GPM=2,7
LGN = 70 MBD
Etano = 62 MBD
Lamar Liquido
120 MMPCD (E)
>> IMPLANTACIÓN
>> REDES TIERRA LAGO FASE IMPLANTACIÓN
Pág. 40
Soto I
Objetivo:
Cumplir con los requerimientos del mercado interno
contemplados en el incremento de la capacidad de
compresión y disponibilidad de gas a venta planteado
por producción gas Anaco y San Tomé
Cumplir los requerimientos de calidad para el gas
residual entregado a ventas y recuperar los líquidos
del gas natural (LGN) y aumentar la flexibilidad
operacional.
Alcance:
Fecha estimada completación:
Período 2011 al 2012
Plantas
Soto I
(N) En Ejecución (E) Existente
Jose (E)
Comprende la ingeniería, procura y construcción para
una planta modular de extracción profunda, con
capacidad para procesar 200 MMPCD de gas rico y
producir 15 MBD de LGN. El alcance del proyecto se
divide en sub proyectos:
V Tren (N)
Módulo de procesamiento de Gas (200 MMPCD)
Poliducto de 10” Soto - San Joaquin 35 Km.
Infraestructura eléctrica.
Se contempla la inversión del 10% del costo total
del Proyecto para Desarrollo Social de las
comunidades y centros poblados ubicados en las
áreas adyacentes a la Planta Soto (Mare - Mare,
Mapiricurito, Sombrerito, Las Potocas y
Barbonero).
Soto II Nuevo Tren
ACCRO SJ (E)
200 MMPCD
GPM=2,7
LGN = 15 MBD
Refrigeración
San Joaquín (E)
San Joaquín (E)
IV Tren
San Joaquín (N)
Soto II (N)
1.000 MMPCD
GPM = 2,3
LGN = 50 MBD
>> INGENIERÍA BÁSICA
Avance Físico (% ) =
35,2
Pág. 41
Soto II
Objetivo:
Cumplir con los requerimientos del mercado interno
contemplados en el incremento de la capacidad de
compresión y disponibilidad de gas a venta planteado
por producción gas Anaco y San Tomé
Cumplir los requerimientos de calidad para el gas
residual entregado a ventas y recuperar los líquidos
del gas natural (LGN) y aumentar la flexibilidad
operacional.
Alcance:
Comprende la ingeniería, procura y construcción para
una planta modular de extracción profunda, con
capacidad para procesar 200 MMPCD de gas rico y
producir 15 MBD de LGN. El alcance del proyecto se
divide en sub - proyectos:
Fecha estimada completación:
Período 2011 al 2013
IV TREN
Plantas
(N) En Ejecución (E) Existente
Jose (E)
V Tren (N)
Módulo de procesamiento de Gas (200 MMPCD)
Sistemas auxiliares
ACCRO SJ (E)
Facilidades de entrada y salida de gas
Se contempla la inversión del 10% del costo total
del Proyecto para el Desarrollo Social de las
comunidades y centros poblados ubicados en las
áreas adyacentes a la Planta Soto II
Soto I (N)
Refrigeración
San Joaquín (E)
Soto II Nuevo Tren
San Joaquín (E)
IV Tren
San Joaquín
(N)
200 MMPCD
GPM=2,7
LGN = 15 MBD
>> INGENIERÍA CONCEPTUAL / DEFINICIÓN
Avance Físico (% ) =
9,8
Pág. 42
VI Tren de Fraccionamiento Jose
Objetivo:
Incrementar en 50 MBD la capacidad de
fraccionamiento de LGN, dentro de las áreas
disponibles de la Planta de Fraccionamiento y
Despacho Jose, de tal forma de elevar la
capacidad nominal de esta planta hasta 300
MBD.
Fecha estimada completación:
Período 2012 al 2016
Plantas
VI TREN
(N) En Ejecución (E) Existente
Alcance:
Construcción y puesta en marcha de las
siguientes instalaciones:
Tren de fraccionamiento, con capacidad
para procesar 50 MBD de LGN
Sistema de refrigeración.
Servicios
industriales
asociados al
proceso y las facilidades de entrada y
recepción de LGN.
Apalancamiento
de
Proyectos
de
Infraestructura de desarrollo endógeno en
las áreas de influencia del Proyecto.
VI Tren
Fraccionamiento
50 MBD
V Tren (N)
Jose (E)
Jusepín (E)
Pirital II (N)
Pirital I (N)
ACCRO
Santa Bárbara (E)
Sta. Bárbara
(E)
1.000 MMPCD
GPM = 1,6
LGN = 42 MBD
ACCRO SJ (E)
Soto I (N)
Refrigeración
San Joaquín (E)
Soto II (N)
San Joaquín (E)
IV Tren. San Joaquín (N)
>> EN DEFINICIÓN
Avance Físico (% ) =
7
Pág. 43
Pirital II
Objetivo:
Cumplir
con
las
necesidades
de
acondicionamiento de los
volúmenes de
inyección de gas del norte de Monagas bajo los
esquemas de explotación y extracción de LGN en
el oriente del País.
Fecha estimada completación:
Período 2013 al 2017
VII TREN
Plantas
(N) En Ejecución (E) Existente
Alcance:
Construcción y puesta
siguientes instalaciones:
en marcha de las
VII Tren (N)
VI Tren (N)
V Tren (N)
Planta de procesamiento de gas con una
capacidad de 1.000 MMPCD, con sus
correspondientes facilidades de entrada y
servicios industriales y no industriales, para
recobrar 20 MBD de líquidos de gas natural
(LGN). realizar la infraestructura, desarrollo
endógeno y comunitario en las áreas de
influencia del proyecto.
Apalancamiento
de
Proyectos
de
Infraestructura de desarrollo endógeno en las
áreas de influencia del Proyecto.
Jose (E)
Jusepín (E)
ACCRO
Santa Bárbara (E)
Pirital I (E)
Sta. Bárbara
(E)
Pirital II
1.000 MMPCD
GPM = 1,6
LGN = 20 MBD
ACCRO SJ (E)
Soto I (N)
Refrigeración
San Joaquín (E)
Soto II (N)
San Joaquín (E)
IV Tren. San Joaquín (N)
>> EN PRE-VISUALIZACIÓN
Avance Físico (% ) =
0
Pág. 44
VII Tren de Fraccionamiento Jose
Objetivo:
Fecha estimada completación:
Aumentar la capacidad de fraccionamiento de
LGN en 50 MBD, a fin de incrementar la
capacidad de la planta de fraccionamiento y
Despacho Jose hasta 350 MBD.
Período 2013 al 2017
VII TREN
Alcance:
Construcción y puesta en marcha de las
siguientes instalaciones:
Plantas
VI Tren (N)
(N) En Ejecución (E) Existente
VII Tren
Fraccionamiento
50 MBD
V Tren (N)
Jose (E)
01 tren de fraccionamiento, con
capacidad para procesar 50 MBD de
LGN
Jusepín (E)
Pirital II (N)
1.000 MMPCD
GPM = 1,6
LGN = 20 MBD
Sistema de refrigeración
Servicios industriales asociados al
proceso y las facilidades de entrada y
recepción de LGN.
ACCRO
Santa Bárbara (E)
Sta. Bárbara
(E)
ACCRO SJ (E)
Pirital I (N)
Soto I (N)
Refrigeración
San Joaquín (E)
Soto II (N)
San Joaquín (E)
1.000 MMPCD
GPM = 1,6
LGN = 42 MBD
IV Tren. San Joaquín (N)
>> EN PRE-VISUALIZACIÓN
Avance Físico (% ) =
0
Pág. 45
Manejo y Disposición de Dióxido de Carbono (CO2)
Objetivo:
Fecha estimada completación:
Manejar y disponer el CO2 producido por
PDVSA
Gas
en
el
proceso
de
acondicionamiento de gas para el mercado
interno en las plantas Extracción San Joaquín,
Soto I-II y CCO, considerando como base las
normas nacionales e internacionales en el área
de emisión, producción, manejo y su disposición
y experiencias internacionales previas.
Período 2011 al 2015
En cuanto al manejo de CO2 se visualizan los
siguientes destinos:
Inyección de CO2 para Recuperación
Secundario de Hidrocarburos.
Almacenamiento del CO2 en campos de
gas o petróleo agotados.
Inyección de CO2 en acuíferos profundos
con alta salinidad.
Una vez definido el manejo será diseñada la
planta de acondicionamiento de CO2.
>> EN VISUALIZACIÓN
Avance Físico (% ) =
1
Pág. 46
Continuidad Operacional LGN
Objetivo:
Desarrollar los procesos de ingeniería, procura y construcción a
los fines de garantizar la continuidad operacional de las
instalaciones de procesamiento LGN.
Alcance:
Fecha estimada completación:
Período 2011 al 2030
Adecuación y mejoras de la infraestructura para mantener las
condiciones operativas del negocio de LGN.
Entre los cuales se encuentras los siguientes proyectos:
1.
Adecuación de la Facilidad de Entrada y Salida Extracción
San Joaquín
2.
Adecuación Planta Refrigeración San Joaquín
3.
Aumento Capacidad Almacenaje de GLP en la Refinería
El Palito y en las Plantas de Distribución Yagua y
Barquisimeto.
4.
Optimización Despacho de Gasolina Natural Terminal
Marino Jose
5.
Construcción de Tanques y Esferas Patio Almacenaje
Jose
6.
Mantenimiento Mayor de Estructura del Muelle Terminal
Marino Planta de Fraccionamiento Jose
7.
Nuevo Edificio Comedor y Edificio. Administrativo de la
Planta de Jose
8.
Recuperación Arrastre de C3+ en Torre de Recuperación
de Planta Santa Bárbara
9.
Adecuación Sistema Contra Incendio Bajo Grande
10. Adecuación Sistema de Alivio Área 300 Bajo Grande
Pág. 47
Interconexión Centro Oriente Occidente (ICO)
Objetivo:
Contribuir con el suministro adicional de 450 MMPCD de gas a la
región occidental desde el oriente del país, para suplir la
demanda insatisfecha de los sectores eléctrico y petroquímico,
garantizando a su vez el suministro de gas al Complejo
Refinador Paraguaná (CRP) y a las operaciones de producción
de petróleo en el Lago de Maracaibo.
El proyecto permitirá liberar para exportación combustibles
líquidos, actualmente consumidos en las plantas de generación
eléctrica y en el CRP; así como, garantizar, en el mediano plazo,
la exportación de gas hacia Colombia.
Alcance puesto en servicio:
:
300 Km. de gasoducto de 30" y 36" de diámetro, para
conectar los sistemas Anaco-Barquisimeto y Ulé - Amuay.
Puesto en servicio primer tramo 2005, tramo completo 2008.
Planta Compresora de Morón (54.000 Hp.), puesta en servicio
2009.
Entrega de obras sociales en el área de Río Seco
Fecha estimada completación:
Período 2011 al 2012
84,2
=
Avance Físico (% )
Planta nueva en funcionamiento
Nuevas plantas compresoras
Gasoductos existentes
Nuevo gasoducto 300 km 30” y
36” Ø, 450 MMPCD. En Operación
Alcance en ejecución::
02 plantas compresoras: Los Morros (72.000 Hp.) y Altagracia
(54.000 Hp.).
Incremento de la presión de operación (Up-Rating) del
gasoducto NURGAS de N-50 a N-70 para trabajar a 1000
Psig.
Instalación de red de fibra óptica como plataforma de
comunicación voz y datos
entre Centro y Occidente
(quedando interconectadas las dos Refinerías CRP y El
Palito).
Construcción de obras de infraestructura social (escuelas,
ambulatorios, carreteras, acueductos, etc.)
Morón
Altagracia
Los Morros
>> EN IMPLANTACIÓN
Pág. 48
Gasoducto Nor - Oriental G/J José Francisco Bermúdez
(SINORGAS)
Objetivo:
Construir una Infraestructura de transporte de gas necesaria para
manejar los volúmenes ha producirse en los desarrollos ubicados
Costa Afuera en la región Nororiental del país, desde Güiria
hasta los centros de consumo en los Estados Sucre, Nueva
Esparta y Norte de Anzoátegui y Monagas, así como, satisfacer
la demanda de gas en el área de Mercado Interno, Refinación,
Sector Industrial y Doméstico.
Alcance:
Fecha estimada completación:
Fase I: 2012
Fase II: 2015
39,3
=
Avance Físico (% )
Ejecución de las fases de visualización, conceptualización,
definición, implantación y puesta en servicio de la siguiente
infraestructura: 731 Km de gasoducto, 28 estaciones de válvulas
y 3 plantas compresoras con un total de 100.000 HP, para
transportar 2.000 MMPCD de gas Costa Afuera desde Guiria
hasta los centros de consumo en el eje Carúpano - Cariaco Margarita - Cumaná - Puerto La Cruz - Jose y disponer de
facilidades para incorporar al Mercado Interno volúmenes de gas
vía Norte de Monagas. Así como, la instalación del cable de fibra
óptica a lo largo del tendido de la tubería en tramos terrestre y
submarino. El proyecto consta de 02 Etapas y se describe como
sigue:
Etapa 1:
Gasoducto Güiria-Cariaco-Barbacoa (333 Km. 36” y 16
estaciones)
Gasoducto Provisor-Puerto La Cruz (8 Km. 26”, 01
estación)
Gasoducto Cariaco-Margarita (91 Km. 16”, 4 estaciones)
Gasoducto El Pilar-Carúpano (22 Km. 8”, 01 estación)
Gasoducto Carúpano-Río Caribe (18 Km. 6”, 01 estación)
Etapa 2:
Gasoducto Güiria-Muscar (259 Km. 36”, 7 estaciones)
03 Plantas Compresoras (100.000 Hp.)
>> EN CONSTRUCCIÓN: TRAMOS BARBACOA-PLC/PROV-CUMANÁ/CARIACOARAYA/ARAYA-MARG
>> EN INICIO DE LICITACIÓN: TRAMO GÜIRIA- EL PILAR - CARIACO
>> EN CONCEPTUALIZACIÓN: TRAMO GÜIRIA - MUSCAR/ MUSCAR-MACAPAIMA
Pág. 49
Gasoducto Eje Norte Llanero
Objetivo:
Aumentar la capacidad de transporte del sistema AnacoBarquisimeto, en la región Eje Norte Llanero previsto en el Plan
Siembra Petrolera, supliendo parte de la demanda de gas de la
región Centro - Occidente, Sur, y Nor-occidental del país en
combinación con los gasoductos existentes y sus ampliaciones, el
proyecto ICO y el futuro gasoducto Orinoco Apure. La capacidad
total del gasoducto es de 1000 MMPCD.
Fecha estimada completación:
Fase I: 2011 - 2017
Fase II: 2014 - 2020
2,6
=
Avance Físico (% )
Alcance:
Ingeniería, Procura y Construcción de aprox. 1.498 Km. de
gasoducto y las plantas compresoras necesarias para cumplir con
el objetivo indicado. La estrategia de ejecución comprende dos
fases:
FASE I: Construir un nuevo gasoducto de 601 Km de longitud
Ø 26”, para transportar gas metano desde Yaritagua hasta
Barinas-Táchira (Yaritagua-Acarigua-Barinas, Barinas-Táchira)
para satisfacer la demanda de gas existente y futura,
especialmente de los Complejos Industriales de Santa Inés
(refinación) y Petroquímico de Puerto Nutrias, GNV,
Gasificación Nacional y aportar gas al occidente del país.
Fase Ι (En concept./ Básica/Detalle -Acelerado-)
Fase Ι (En concept./ Básica/Detalle)
Fase ΙΙ (En conceptualización)
Fase II A (Altagracia-Chaguaramas- Dos
Caminos-San Juan Morros-Tinaco-Guacara
y Tinaco-Acarigua 697 km)
Yaritagua
Guacara
Fase I (Yaritagua – TáchiraPuerto Nutrias 601 Km)
Los Morros
Altagracia
Tinaco
FASE II: Construir un nuevo gasoducto de 897 Km de longitud
Ø 36”; 30” ; 26” para transportar gas metano desde Los MorrosDos Caminos-Tinaco-Morón, Altagracia-Chaguaramas-Dos
Caminos, Epa-Chaguaramas-Cabruta. Asimismo contempla la
instalación de tres (3) Planas Compresoras: Anaco,
Chaguaramas y Morón, a fin de contribuir en la atención de la
demanda de gas existente y futura especialmente de los
complejos industriales y refinadores, GNV, Gasificación
Nacional y aportar gas al occidente del país.
Dos Caminos
Acarigua
Chaguaramas
La Veguita
Sta. Inés
Puerto Nutrias
Táchira
Sta. Rita
Fase IIB (Chaguaramas –
Sta. Rita 200 Km)
>> FASE I: EN CONCEPTUALIZACIÓN
>> FASE II: EN SINERGIA CON LAZO NURGAS Y PSO
Pág. 50
Gasoducto Eje Orinoco - Apure
Fecha estimada completación:
Objetivo:
Transportar los volúmenes de gas metano requeridos
para el desarrollo del Proyecto Socialista Orinoco (PSO),
en especial para cubrir la demanda de los mejoradores
de crudo de la Faja del Orinoco, mediante el desarrollo de
un gasoducto de 550 km de 36” y 75 Km de 26”.
Fase I: 2012 - 2014
Fase II: 2012 – 2015
Fase III: 2015 – 2017
Fase IV: 2017 - 2020
Alcance:
Contempla la ejecución de las fases de visualización,
conceptualización, definición, implantación y puesta en
0,87
=
Avance Físico (% )
servicio de la siguiente infraestructura:
ETAPA I
Tramo Morichal - Falconero: (86 Km. de Ø 36” y 22
Km. Ø 26”), para suplir la demanda de gas metano de
los mejoradores Carabobo I-II-III.
ETAPA II
Norte de Falconero - Uverito: (125 Km. x Ø 36” y 53
Km. x Ø 26”), para suplir la demanda de gas metano
de los mejoradores Junín I-II-III-IV.
ETAPA III
Norte Uverito - Santa Rita: (166 Km. x Ф36”), para
suplir la demanda de gas metano de a refinería de
Cabruta.
ETAPA IV
Lazo Morichal - Norte Falconero: (86 Km. de Ø 36”)
ETAPA V
Norte Uverito - EVA 90: (90 Km. de Ø 36”), lazo para
suplir el gas metano al mejorador Boyacá.
Guiria
Orocual
Anaco
Muscar
Soto
Etapa IV
Etapa
V
Morichal
Macapaima
Etapa III
Pto.Ordaz
Etapa II
Etapa I
>> EN VISUALIZACIÓN
Pág. 51
Ampliación de los Sistemas de Transporte
Objetivo:
Fecha estimada de completación:
Ampliaciones a los sistemas de transporte
existentes, con la finalidad de aumentar la
capacidad de transporte, conjuntamente con los
proyectos presentados en este plan, de gas de
3.717 MMPCD en el 2010 a 5.637 MMPCD en el
2016.
•
•
•
•
Anaco - Jose:
Anaco - Puerto Ordaz:
Anaco - Barquisimeto:
Úle - Amuay:
2011 - 2013
2011 - 2013
2011 - 2015
2011 - 2015
Alcance:
Tramos en construcción
La construcción de la infraestructura necesaria
para la ampliación de la red de gasoductos en
879 km adicionales según:
Anaco - Jose: 51 km / 1.470 MMPCD;
Anaco - Puerto Ordaz: 102 km / 1.210 MMPCD;
Anaco - Barquisimeto: 509 km / 1.555 MMPCD;
Úle - Amuay: 217 km / 520 MMPCD
Ampliac. Sist. Bajo
Grande- Ulé- Amuay
(26’’ x 217 km)
Altagracia-Arichuna
(30” x 83 km)
Lazo Caiza-Figueroa
(26” x 27 km)
Lazo MorónBarquisimeto
(20” x 143 km)
Lazo Los Morros La Encrucijada
(20’’ x 36 Km.)
Ampliación Anaco
Jose (36’’x 51 km)
Lazo EPA - Soto
(36” x 29 km)
EPA – N50
(36” x 220
km)
West Lejos-Morichal
(36’’x33,5 km)
Morichal-Mamo
(36’’x 39 km)
Avance Físico (% ) =
46,10
>> EN IMPLANTACIÓN
Pág. 52
Almacenamiento Sub-terráneo de Gas Metano (ASG)
Objetivo:
Fecha estimada completación:
Desarrollar la infraestructura necesaria para la
creación de los sistemas ASG que garanticen el
suministro seguro y estable de este energético
al mercado nacional e internacional, así como
para evitar impactos en la producción de crudo,
quema y venteo de gas por paradas no
programadas en las plantas consumidoras de
gas.
Período 2016 al 2019
Permitirá la operación normal en las distintas
fases de la cadena del gas y cumpliendo
además con las estrategias del Estado
Venezolano de seguridad energética.
Pozos Agotados
de Hidrocarburos
Almacenamiento
Acuífero
Almacenamiento
en Domos Salinos
Cavidad Porosa
Gas
Natural
Domo
Salino
Gas
Natural
Cuerpo Acuífero
>> EN VISUALIZACIÓN
Avance Físico (% ) =
0
Pág. 53
Rehabilitación de Tuberías
Objetivo:
Fecha estimada completación:
El proyecto tiene como objetivo optimizar los sistemas
de transporte y distribución de gas metano, mediante la
construcción de reemplazos y nuevas infraestructuras
de Transporte de Gas Metano, a nivel nacional (de
diferentes diámetros), para un total de 768 Km.;
ubicados entre Oriente, Centro y Centro Occidente con
la finalidad de incrementar la flexibilidad operacional,
elevar la capacidad de transporte y garantizar el
suministro
a
nivel
Nacional,
además
del
apalancamiento del desarrollo social en las zonas
aledañas donde se ejecutara el proyecto.
Período 2011 al 2016
Área de Rehabilitación
Alcance:
Litoral
Morón
Ingeniería, procura y construcción de 768 Km., entre
reemplazos y construcción de nuevos tramos de
gasoductos y estaciones de diversos diámetros;
412,7 Km. de tubería (Prioridad 1) y 355,3 Km.
(Prioridad 2) distribuidas a nivel Nacional , en las
Regiones:
ORIENTE
Km
168,7
CENTRO
325,55
CENTRO-OCCIDENTE
273,85
Avance Físico (% ) =
19,07
Maracay
Barquisimeto
Figueroa
PLC
Jose
Arichuna
Valencia
Altagracia
Yaritagua
Barbacoas
S.J. Morros
>> EN IMPLANTACIÓN
Pág. 54
Continuidad Operacional T y D
Objetivo:
Garantizar la continuidad del transporte y distribución
de gas metano, a través de la implantación de
estrategias constructivas en pro de la solución de
áreas críticas que pudieran impactar las operaciones,
afectar el medio ambiente, terceros y proyectos
asociados con los sistemas de transporte y distribución
de gas metano a los fines de satisfacer las
necesidades del mercado interno y cumplir con los
contratos de suministro y servicio firmado con los
clientes.
Alcance:
Región
Occidente
Región
Centro
Occidente
Región
Centro
Centro
Oriente
Construcción y puesta en marcha de la infraestructura
de T y D que permitirá satisfacer las necesidades de
gas del país.
>> ETAPA DE IMPLANTACION
Avance Físico (% ) =
36,35
Fecha estimada completación:
Período 2011 al 2030
Pág. 55
Gasificación Nacional
Objetivo:
Ampliar la cobertura del servicio de gas, mediante la
instalación de redes de tubería PEAD (polietileno de
alta densidad) y líneas internas de acero galvanizado;
para aumentar el nivel de calidad de vida de la
población, en especial a las comunidades de
menores recursos, garantizando así el suministro
continuo de este combustible, en paralelo generar
empleo, establecer una economía del servicio y
tarifas justas y razonables.
COBERTURA TERRITORIAL
REGIÓN
Alcance:
Desarrollar las actividades de ingeniería, procura y
construcción de 9.189 Kms. redes de distribución de
baja presión, a fin de satisfacer la demanda de estos
servicios, a los sectores doméstico y comercial,
donde se beneficiaran en una 1ra. Fase a 706.842
familias. Así mismo, con el esfuerzo de la
organización popular se prevé la construcción de las
líneas internas a los inmuebles.
OCCIDENTE
CENTRO
GRAN CARACAS
Avance a Marzo 2011:
REDES
CONSTRUIDAS (KM)
LÍNEAS
CONSTRUIDAS (KM)
FAMILIAS
BENEFICIADAS
1.305,90
1.072,37
38.895
ORIENTE
LLANERA
Avance Físico (% ) =
5,50
ESTADO
PERIODO
FAMILIAS A
BENEFICIAR
REDES (Km)
FALCON
(2006-2016)
34.838
452,89
LARA
(2006-2016)
47.190
613,47
ZULIA
(2011-2016)
49.964
649,53
ARAGUA
(2011-2016)
31.691
411,98
CARABOBO
(2011-2016)
50.296
653,85
YARACUY
(2011-2015)
6.784
88,19
DISTRITO CAPITAL
(2006-2016)
71.140
924,82
MIRANDA
(2006-2016)
60.665
788,65
VARGAS
(2015-2016)
2.478
32,21
ANZOATEGUI
(2006-2016)
104.768
1.361,98
BOLIVAR
(2011-2016)
54.350
706,55
MONAGAS
(2006-2016)
37.005
481,07
NUEVA ESPARTA
(2013-2016)
19.000
247,00
SUCRE
(2011-2016)
40.000
520,00
BARINAS
(2008-2016)
56.173
730,25
GUARICO
(2012-2016)
40.500
526,50
706.842
9.189
TOTAL
Pág. 56