Fecha Estimada Completación

Transcript

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