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
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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
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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