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INFRAESTRUCTURA DE PLANTA DE FRACCIONAMIENTO EN VENEZUELA

PLANTA DE FRACCIOAMIENTO ULE

El 29 de abril de 1958, la Planta de Fraccionamiento Ulé inició sus operaciones, fraccionando los líquidos del gas natural provenientes de las Plantas del Lago Tía Juana II y III. Los productos seccionados se almacenan y se despachan a través de facilidades existentes en esta instalación.

La planta de fraccionamiento ya va a cumplir 50 años de funcionamiento y recibe LGN de las plantas compresoras Tía Juana 2 y 3 del Lago de Maracaibo, para producir Gas Licuado del Petróleo (GLP), una mezcla de propano y butanos que pueden ser almacenados en bombonas a presión o llevados por gasoductos hasta las plantas de distribución”, destacó González.

Aseguró que un total de 35 a 45 gandolas salen a diario de las plantas de llenado para abastecer de gas propano a los residentes de nueve estados del occidente y centro del país.

“Las mezclas son entregadas a los mercados interno y el externo, producimos materia prima para los procesos de la industria petrolera, y sobre todo abastecemos de gas a los estados Táchira, Mérida, Trujillo, Lara, Cojedes, Barinas, Yaracuy, Zulia, y al Distrito Capital”, añadió.

González puntualizó, además, que la gasolina natural es otro de los productos que elabora el Complejo Ulé, en el municipio Simón Bolívar.

Continuó: “La producción del combustible es de unos 5.000 barriles por día. El producto es enviado y almacenado en el patio de tanques de Punta Gorda y en La Salina, para luego ser despachado para el consumo interno de la nación o para la exportación, a través de buques de Pdvsa”.

Patios

A un lado de la Planta de Fraccionamiento está dispuesto el Patio de Tanques Ulé, uno de los 11 puntos de almacenamiento de Occidente. El coloso de 30 hectáreas recibe crudo de Lagunillas Norte y Sur, Tasajeras, Taparito y Punta Gorda.

Otros datos señalan que la Planta de Fraccionamiento Ulé “posee un patio considerado uno de los principales de todo el oeste del país. El complejo, a su vez, tiene 20 tanques para una capacidad total de 2.800.000 barriles”.

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La estatal afirmó, en un informe, que la contribución del complejo “al mercado de Gas Licuado de Petróleo es de 66% para el occidente y el restante 44% se destina al centro del país”.

González explicó, a su vez, que dentro de las instalaciones se producen el “normal-butano y el iso-butano” que son enviados al Centro de Refinación Paraguaná (CRP), calificado como uno de los centros de refinación de crudo más importantes de Latinoamérica.

“Más de 7.000 barriles de butano son enviados con más de 400.000 barriles de crudo al CRP y por medio de tuberías. Una vez que llegan al complejo refinador se destila el hidrocarburo y los butanos que son empleados dentro de las instalaciones para la elaboración de otros productos derivados del petróleo”, aseguró González.

Manuel Sandrea, supervisor de mantenimiento mecánico de Ulé, añadió que el complejo y Bajo Grande, son las dos únicas infraestructuras con plantas de fraccionamiento, de distribución y patio de tanques en el Occidente, y son fundamentales para la alimentación petrolera del CRP.

William Fernández, superintendente de seguridad industrial de procesamiento de Gas Occidente, explicó que las instalaciones cumplen con todas las normas de seguridad laboral y ambiental.

De esta manera, PDVSA Gas demuestra que cuenta con un personal leal a los valores y principios que fundamentan el negocio del gas en Venezuela, siguiendo los lineamientos en materia de Seguridad Industrial, Ambiente e Higiene Ocupacional, en el marco de la Revolución Gasífera Socialista

Proyecto Interconexión Centro-Oriente-Occidente

El Proyecto ICO tiene como objetivo conectar los sistemas de transmisión de gasnatural de la región este y central de la República Bolivariana de Venezuela (Anaco, estado Anzoátegui a Barquisimeto, estado Lara) con el sistema de transmisión en el oeste del país (Ulé, estado Zulia y CRP, estado Falcón), a fin de cubrir la demanda de gas en esa zona del país, expandir la entrega de gas a otras regiones y ciudades dentro de la Nación, y a largo plazo, exportar gas hacia Colombia, Centro y Suramérica. 

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Este proyecto incluye el diseño, ingeniería, procura y construcción de un gasoducto de 300 km de longitud y 30 a 36 pulgadas de diámetro; tres plantas compresoras (Morón 54.000 Hp (*1, Los Morros 72.000 Hp y Altagracia 54.000 Hp).

La inversión estimada del Proyecto ICO es 891 millones de dólares. El saldo de las obras en progreso al 31 de diciembre de 2010 es aproximadamente de 110 millones de dólares

PIEX Zulia Oriental FalcónCon este proyecto se esperan descubrir e incorporar reservas de hidrocarburos de 1.075 MMBls de crudo y de 1.380 MMMPC de gas, para ello se estima invertir 653 millones de dólares durante el periodo 2007-2021. Se prevé la adquisición y procesamiento de 1.600 km de datos sísmicos (2D) y 8.428 km2 de datos (3D), además de la perforación de 20 pozos exploratorios en el área

PROYECTOS:

Plan Siembra Petrolera 2005-2030

El 18 de agosto de 2005 se presentó al país el Plan Siembra Petrolera (PSP) el cual está alineado con la política petrolera definida por el Estado.

En este Plan se establecen las directrices de la política petrolera hasta el 2030, las cuales se indican a continuación:

Apalancar el desarrollo socioeconómico nacional con la finalidad de construir un nuevo modelo de desarrollo económico más justo, equilibrado y sustentable para combatir la pobreza y la exclusión social.

Impulsar el proceso de integración energética de América Latina y el Caribe.

Servir de instrumento geopolítico para propiciar la creación de un sistema pluripolar que beneficie a los países en vías de desarrollo, y a su vez, constituya un contrapeso al sistemaunipolar actual.

Defender la cohesión y articulación de la política petrolera de la OPEP.

Dentro de este contexto, y en el marco de los lineamientos del Ministerio del Poder Popular para la Energía y

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Petróleo, se inscribe la estrategia general de la empresa: buscar la máxima valorización de los recursos naturales no renovables y agotables mediante la obtención de precios justos y razonables en beneficio del pueblo soberano, con una distribución justa, eficiente y equilibrada de la riqueza petrolera para contribuir a la erradicación de la pobreza y laexclusión social.

En línea con esta estrategia, PDVSA cuenta con las siguientes iniciativas:

Búsqueda y desarrollo de crudos livianos y medianos. Desarrollo integral de la Faja Petrolífera del

Orinoco. Aceleración de la explotación del gas natural en

tierra y Costa Afuera. Integración del sistema de refinación nacional e

internacional. Creación de los distritos sociales, fomento de

Empresas de Producción Social (EPS) y desarrollo de núcleos de desarrollo endógeno.

Apalancamiento de la política social del Estado y aporte al Fondo de Desarrollo Económico y Social (FONDEN).

En el ámbito geopolítico y de comercio internacional, la estrategia internacional de PDVSA contempla:

Mantener la presencia en los mercados energéticos tradicionales.

Diversificar los mercados mediante la penetración de mercados emergentes como China e India; así como también, buscar un posicionamiento de mercado en Europa y Asia, bajo un criterio de permanencia en contraste con ser un proveedor puntual o esporádico.

Fortalecer los lazos de cooperación energética, económica y técnica con países del Medio Oriente y Europa Oriental, bajo los principios de solidaridad, justicia y complementariedad.

Ser brazo ejecutor de la estrategia geopolítica de integración energética de Latinoamérica y el Caribe.

Contribuir, a través del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo, al apuntalamiento de la OPEP como organización soberana que persigue el logro de la estabilidad del mercado petrolero internacional y la remuneración justa por sus recursos.

A través del Plan Siembra Petrolera, PDVSA proyecta su visión del desarrollo integral del país, persigue

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fortalecer las capacidades, potenciar la soberanía tecnológica e impulsar nuestro sector industrial. Paralelamente se plantea apoyar la desconcentración poblacional y dinamizar tanto la economía nacional como la local en las zonas donde se desarrollan los proyectos, con miras a construir un orden socioeconómico más justo y equilibrado.

Es importante señalar que, desde el anuncio del PSP 2006 - 2012, en agosto del año 2005 por parte del Presidente de la República, han venido sucediendo cambios en el entorno nacional, 31 regional e internacional. La demanda de energía sigue en aumento, especialmente en los países en desarrollo del sureste asiático, los precios del crudo marcador WTI han superado la barrera de los 100 dólares por barril con expectativas de que continúen con esa tendencia; además, han surgido nuevos proyectos en el marco de la integración energética regional y han variado algunas premisas sociales, operacionales y financieras.

Asimismo, durante estos dos últimos años, han surgido un sin número de experiencias y lecciones aprendidas, que muestran la necesidad de ajustar el PSP a las nuevas realidades. En ese sentido y considerando que la naturaleza de los proyectos del sector energético son de largo plazo, la Junta Directiva de Petróleos de Venezuela, S.A. ha decidido revisar y ajustar lospronósticos de demanda y precio del crudo, revisar la cartera de proyectos del Plan, y jerarquizar la cartera de proyectos considerando la demanda y oferta de recursos técnicos, financieros y de personal.

Por lo tanto, el nuevo Plan Siembra Petrolera está en elaboración y el mismo será anunciado oportunamente durante el año 2008. Adicionalmente, la Junta Directiva de Petróleos de Venezuela, S.A. decidió la concepción de un Plan Operativo de PDVSA y la creación de un Comité de Volumetría, que permitan el monitoreo y control de los proyectos y actividades necesarias para asegurar el cumplimiento de las metas establecidas en el Plan.

ALIANZA

En este período, PDVSA Gas estableció una alianza comercial con la empresa Serdeco para la facturación y cobranza del servicio de gas doméstico, con lo que se ofrece mayores facilidades para los clientes al incrementar las oficinas de atención y los puntos de pago.

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En materia de nuevos negocios, se concluyó el estudio de factibilidad del gasoducto entre la Guajira Colombiana y Maracaibo, proyecto que espera por la aprobación de ambos países para iniciar la negociación y desarrollo del mismo. Se realizó un estudio conjunto entre Ecopetrol, ChevronTexaco Colombia y PDVSA Gas para evaluar la construcción de un gasoducto de 200 kilómetros, a través del cual se transportarían entre 150 y 200 millones de pies cúbicos diarios de gas natural, por 7 a 10 años, y así aliviar parcialmente el déficit de gas en Occidente.

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Planta de Fraccionamiento Bajo Grande

Planta de Fraccionamiento Bajo Grande, ubicada en el municipio La Cañada de Urdaneta del estado Zulia.La construcción de esta instalación se desarrolló entre los

años 1968 y 1969 y entró en operaciones en junio de 1970, con capacidad para producir 25 mil barriles diarios de líquidos de gas natural, del cual se obtiene: propano, isobutano, normalbutano y gasolina natural.

Esta mezcla de hidrocarburos proveniente del gas natural, tiene varios componentes y usos, entre ellos: materia prima para la petroquímica, los procesos de refinación y como combustible.Además del proceso de fraccionamiento del gas

natural, en la Planta Bajo Grande se almacenan los productos provenientes de otras áreas a través del cabotaje, con el objetivo de atender el sector de las exportaciones y las alianzas que el Gobierno Bolivariano ha fortalecido con las naciones de América del Sur y las islas del Caribe, entre ellas Petrocaribe y Petroamérica.Desde la Planta de Fraccionamiento Bajo Grande se despachan por concepto de exportaciones cerca de 60 mil barriles de líquidos provenientes del gas natural anualmente.

En aras del desarrollo. La Planta de Fraccionamiento Bajo Grande es la segunda instalación gasífera en la región que se encarga de separar y extraer los líquidos, y en 2010 arriba a 40 años de funcionamiento ininterrumpidos, lapso en el que se ha modernizado los procesos y por ende la excelencia de sus productos.Según el trabajador Eurípides Velásquez aseguró: “la calidad de los combustibles que se procesan en la planta tales como el propano, el butano y la gasolina, alcanzan 99%. Igualmente afirmó que se creó una planta de isobutano y normalbutano para mejorar el uso del butano, debido a que anteriormente se almacenaba solo. También se avanzó en el envío de propano a Pequiven para el funcionamiento de la planta de olefinas, así como el despacho y distribución de gas natural a siete estados del país para su uso doméstico

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y comercial, labor que realiza conjuntamente con la Planta de Fraccionamiento Ulé, en la Costa Oriental del Lago”.

Talento humano. Para el señor Eurípides Velásquez, trabajador de PDVSA Gas desde hace 37 años, quien se desempeña en Bajo Grande como Supervisor de Planta, el avance operacional ha sido notorio con el transcurrir del tiempo, así como el gran impacto positivo que ha generado el apoyo que le ha brindado PDVSA Socialista a las comunidades desde el año 2000 con el inicio de la Revolución Bolivariana.“La Planta ha crecido el doble de lo que era antes, en la actualidad contamos con una mayor cantidad de personal de mantenimiento. Así mismo se realizan descargas de buques, anteriormente no se hacía, así como el llenado de gandolas con propano y el despacho del combustible a Pequiven que en la actualidad se efectúa. Con el inicio del Gobierno Bolivariano las comunidades aledañas a las instalaciones gasíferas se han beneficiado con diversos tipos de atenciones que aportan a la población una mejor calidad de vida”.Velásquez acotó que en cuanto al ingreso del nuevo talento humano a la industria los trabajadores siempre están dispuestos a transmitir todo el conocimiento y la experiencia que han adquirido a lo largo del tiempo en la empresa.PDVSA Gas, a través de la Planta de Fraccionamiento Bajo Grande tiene cuatro décadas llevando bienestar a las comunidades y continuará generando beneficios para el pueblo.

PDVSA garantiza gas necesario para el Sistema Eléctrico NacionalEl presidente de la República Bolivariana de Venezuela, Hugo Chávez, inauguró este jueves la planta de generación de respuesta rápida Termozulia IV del Complejo Eléctrico Rafael Urdaneta, ubicado en el sector La Cañada de Urdaneta en el estado Zulia.El comandante presidente, Hugo Chávez, expresó: “en 10 años nosotros hemos instalado en el territorio del Zulia 1000 megavatios” y anunció: “el Zulia va a exportar energía eléctrica dentro de apenas 3 años”.El ministro del Poder Popular para la Energía y Petróleo y presidente de Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA), Rafael Ramírez, señaló que en la cuarta República no se invertía en plantas termoeléctricas desde el año 1986, ya que existía una Ley para privatizar las empresas eléctricas como es el caso de CADAFE y sus filiales y con la llegada del presidente Chávez, se efectuó el plan de la Revolución Energética: “en el año 2003 comienza la inversión en la

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generación termoeléctrica en el estado Zulia, esta no es cualquier tipo de planta, es de alta tecnología orientada en la política del ahorro energético”, afirmó.

Cabe señalar que con esta planta de generación de respuesta rápida Termozulia IV se está generando 150 megavatios para la región. La obra se realizó gracias al Gobierno Bolivariano para solventar la exigencia de energía eléctrica en el Zulia; para esto se destinó una inversión de 135 millones de dólares, recursos provenientes del Fondo de Desarrollo Nacional (FONDEN).

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PLANTA DE FRACCIONAMIENTO Y DESPACHO JOSE

Planta de fraccionamiento del complejo criogénico de oriente de jose inagurada en 19825, con aplicaciones posteriores. Ubicada en la costa del estado anzoategui entre puerto piritu y Barcelona. Actualmente tiene una capacidad para fraccionar 200 mil barriles diarios de LGN en propano, butano y mas pesados. El LGN proviene de las plantas de extracción criogénica de san joaquin, santa barbara y jusepin,todas ubicadas en el mismo estado. Y que son enviadas por un poliductos, con capacidad para transportar un volumen aproximado de 110 barriles diarios

La planta de Fraccionamiento y Despacho de Jose es una de las más grandes del mundo. Su capacidad de separación de líquidos de gas natural provenientes de las Plantas de Extracción de San Joaquín (Anaco), Santa Bárbara y Jusepín (Monagas), es de 150 mil barriles por día

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Ampliación Complejo Criogénico de Oriente (ACCRO) - Fases I y II

ACCRO I: aumento de la capacidad de fraccionamiento de LGN de 70.000 a 100.000 BPD, y de la unidad de Refrigeración de Propano, mediante la instalación de un segundo tren de refrigeración, e incremento de la capacidad de almacenamiento en 250.000 barriles para pentano, gasolina natural y normal-butano, elevándose a 1.950.000 barriles la cifra global de almacenaje. Incluye la construcción de una planta de Extracción de Líquidos en Santa Bárbara, con una capacidad de 4.090 millones de PCD.

 

ACCRO II: construcción de un tercer tren de fraccionamiento, con una capacidad de 35.000 BPD para aumentar la capacidad de fraccionamiento de LGN, y un segundo tren de procesamiento de gas natural en la planta de Extracción de Líquidos en Santa Bárbara.

Fue la primera oportunidad en la cual una empresa venezolana asumió el compromiso y riesgo total de ejecución de actividades complejas en el área de procesamiento de gas natural, cuyo alcance contempló la revisión de la ingeniería básica, ingeniería de detalles, procura nacional e internacional, construcción, asistencia en el arranque y pruebas de garantía. Proyecto desarrollado por el consorcio integrado por Technip, inelectra y D.I.T.-Harris.

Sus interconexiones se encuentran delimitadas con las zonas de

Anaco – Barquisimeto

Anaco – puerto Ordaz

Anaco – occidente

Anaco – prto la cruz

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Ahorro energetico

En la actualidad, el ahorro energético, especialmente en el sector industrial, es uno de los tópicos que se encuentra en la palestra de discusión a nivel mundial, por sus implicaciones económicas y ambientales. La Planta de Fraccionamiento y Despacho Jose, no es ajena a esta situación, por ello, decidió emprender un estudio relacionado con la eficiencia térmica de su Sistema de Recuperación de Calor. Éste, aprovecha la energía proveniente del calor residual contenido en gases de combustión, y que de otra manera sería desechada, para el calentamiento de un aceite utilizado en el proceso de fraccionamiento del gas natural. En este trabajo, se determinó, mediante simulaciones numéricas, la deficiencia del sistema mencionado, se examinó su estado estructural, tanto externo como interno y se concluyó que la disminución de su eficiencia, es producto de la pérdida de las propiedades aislantes, del material refractario que conforma los ductos. Finalmente, fue realizada una propuesta de mejoras para el mencionado sistema de recuperación, la cual implica: una sustitución del material aislante degradado en los ductos, por alguno que garantice la conservación del calor dentro de los mismos, modificaciones estructurales y la implementación de un plan de mantenimiento ajustado a las condiciones operacionales del sistema.

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INTRODUCCION

A continuación daremos una breve descripción de la planta de Fraccionamiento en Venezuela ULE, BAJO GRANDE, COMPLEJO

CRIOGENICO JOSE con el objetivo de conocer capacidad para producir, sus interconexiones nacionales e internacionales, convenios y

los procesos de separación de gas con el fin de ampliar el aprendizaje.

UNERMB FRACCIONAMIENTOCOMPLEJO PETROQUÍMICO ANA MARÍA CAMPOS (TABLAZO)

Ubicado en la costa oriental del Lago de Maracaibo del estado Zulia, este Complejo tiene una capacidad instalada de 3,5 MMTMA de Olefinas, resinas plásticas, vinilos y fertilizantes nitrogenados. Su construcción en 1976 aumentó

significativamente la expansión de las actividades petroquímicas venezolanas e impulsó el aprovechamiento del gas natural como fuente básica de insumos para estas operaciones.

LÍNEAS DE PRODUCCIÓN

En el Complejo, a partir del Gas Natural y la Sal, se desarrollan tres líneas de productos de naturaleza eminentemente estratégica para la región y el país, cuyos usos y aplicaciones están asociados con la vida diaria de toda la población.

Las instalaciones de Pequiven y sus empresas mixtas que operan en el Complejo El Tablazo son las siguientes:

Instalaciones de Pequiven ProductoCapacidad

MTMA*

LGN IEtano Propano

169 163

LGN IIEtano Propano

264 214

Olefinas I Etileno 250Olefinas II Etileno 386Etano Etano 270Amoníaco Amoníaco 300Urea Urea 360Cloro Soda Cloro 130EDC-MVC II MVC 130

Policloruro de Vinilo II (PVC)PVC 120

*MTMA: Miles de toneladas métricas anuales

Otras instalaciones y servicios:

Cloro y Soda Fertilizantes PlásticosInsumos para la purificación del agua y múltiple usos industriales Desarrollo agrícola.

Soberanía Agroalimentaria

Elaboración de resinas plásticas en sus más variadas formas

Cloro Soda Caústica Hipoclorito de Sodio Ácido Clorhídrico

Urea Amoníaco

Polietilenos Polipropileno Policloruro de Vinilo Poliestireno Óxido de Etileno (Producido fuera del complejo) Etilenglicol

Empresas Mixtas ProductoCapacidad

MTMA*

Polínter

Polietileno de Alta Densidad (PEAD)

Polietileno de Baja Densidad (PEBD)

Polietileno lineal de Alta Densidad (PELAD) y Polietileno de Alta Densidad (PEAD)

120

85

210

Propilven Propileno 84Pralca OE 16Indesca EG 66

Petroquímica VenocoAlquilbencenos Dodecilbencenos

110 60

Produsal Sal industrial 800

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Líneas de ProducciónEn el Complejo a partir del Gas natural y la Sal, se desarrollan tres líneas de productos de naturaleza eminentemente estratégica para la región y el país, cuyos usos y aplicaciones están asociados con la vida diaria de  toda la población.

Cloro y SodaInsumos para la purificación del agua y múltiples  usos industriales

Cloro Soda Caústica Hipoclorito de Sodio Ácido Clorhídrico

FertilizantesDesarrollo agrícola Soberanía Agroalimentaria

Urea Amoníaco

PlásticosElaboración de resinas pláticas en sus más variadas formas

Polietilenos Polipropileno Policloruro de Vinilo Poliestireno Óxido de Etileno (Producto fuera del complejo) Etilenglico

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PDVSA GAS AUMENTA CAPACIDAD DE SUMINISTRO A EL TABLAZO

Maracaibo.- La Gerencia del Gasoducto Transoceánico, Tramo Antonio Ricaurte, ejecutó los trabajos correspondientes a la reubicación de la tubería que va desde la estación Ramón Laguna hacia el Complejo Petroquímico Ana María Campos, ubicado en la costa oriental del Lago de Maracaibo, en el estado Zulia.

Las labores emprendidas por la filial de PDVSA se realizaron con la finalidad de aumentar la capacidad de transporte desde el sistema transoceánico hacia la planta de fertilizante del Complejo Petroquímico Ana María Campos, con el objetivo de garantizar el suministro de 50 millones de pies cúbicos de gas diarios, necesarios para producir 90 toneladas métricas por día de Úrea, componente para la producción de los fertilizantes que elabora PEQUIVEN, indispensables para la prosperidad de los cultivos y la producción de alimentos.

La jornada de corte y empalme del gasoducto la ejecutaron 65 profesionales, quienes tuvieron la responsabilidad de ejecutar el tendido, soldadura, revestimiento y control de calidad para avalar la seguridad del sistema.

Revolución PetroquímicaEste sistema de gasoductos inicialmente constaba de 26 kilómetros de tubería de 12 pulgadas de diámetro. Las acciones de la industria gasífera permitieron ampliar con tecnología moderna el corredor, a través de un tendido sublacustre de 2 kilómetros de longitud con tuberías de las especificaciones antes mencionadas, que elevarán los volúmenes de gas para el consumo agroindustrial requerido para nuestro país.

La acción que adelanta la Industria contribuye con  el desarrollo del sector agrario y la independencia agroalimentaria, proyectando a Venezuela como el mayor

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suplidor de fertilizantes en América Latina.

Con la puesta en marcha de ambiciosos proyectos de desarrollo energético, la nueva PDVSA Gas continúa impulsando el crecimiento científico, tecnológico.

PRODUCTORA DE ALCOHOLES HIDRATADOS (PRALCA)

PRALCA fue concebida en el año 1973 por iniciativa del entonces Instituto Venezolano de Petroquímica (IVP), hoy PEQUIVEN, para la producción en el país de Oxido de Etileno, Oxido de Propileno y sus derivados. Este proyecto toma su rumbo definitivo en 1987 con una nueva estructura y meta definida: producción de Oxido de Etileno y Etilenglicol.

PRALCA es el resultado de arduos estudios e investigaciones para el desarrollo industrial del país, concretando además la expectativa de la unión De recursos de tres importantes sectores: la empresa privada nacional, la empresa estatal y la empresa privada extranjera, que ofrecen su aporte en la diversificación de la industria nacional, abriendo caminos a productos no tradicionales.

El suministro de etileno (C2H4) desde el complejo Ana María Campos hasta Pralca es por tubería sublacustre, su consumo es de 5000 a 6500 K/H.

La tubería que lo trae hasta las instalaciones de pralca viene por debajo del lecho del lago de Maracaibo, parte desde la plantas olefinas en Pequiven y llega a la zona de servicios de pralca

El etileno es materia prima para pralca, aca lo oxidan en reactor y producen oxido de etileno y glicoles, que es lo que finalmente vende pralca a EEUU, mercado común europeo, países del alba y del caribe, centroamerica y ahora están haciendo convenios para llegar hasta argentina y uruguay atraves del mercosur.

El etileno lo oxidan con oxigeno que viene desde la planta maratón de Aga-Gas por medio de tubería sublacustre.

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Reseña histórica de la producción del gas en Venezuela

1953: El Ministerio de Minas e Hidrocarburos crea la Dirección de Petroquímica Nacional, para contribuir a impulsar el desarrollo económico, mediante la industrialización del gas natural.

1970: Se concluye el gasoducto Anaco – Pto. Ordaz, con una longitud de 228 km.   Este gasoducto suplirá de gas natural a la Orinoco Mining CO.,  Siderúrgica del Orinoco y otras industrias instaladas en la zona industrial de Puerto Ordaz. Comienza la Construcción del gasoducto Central del Lago.

1974: Es inaugurado en el Complejo Petroquímico de El Tablazo, Estado Zulia, la planta de procesamiento de gas (GLP) con una capacidad de procesamiento de 165 MMPCD.

1975: Se construyó parte del gasoducto  Morón – Barquisimeto, lo que constituye la primera esta en la ampliación de este importante gasoducto. El 29 de agosto de 1975, en acto solemne efectuado en el Salón Elíptico del Capitolio Federal, el Presidente de la República de la época, puso el “Cúmplase”  a la  Ley Orgánica que reserva al Estado la Industria y el Comercio de los Hidrocarburos. 

1982: Se iniciaron las obras de construcción del Complejo Criogénico de Oriente, compuesto por una Planta de Extracción en San Joaquín, Poliducto de 96 km (16”) y una Planta de Fraccionamiento en Jose, Estado Anzoátegui.  Cuenta, además con un poliducto de  8” y 56 km entre Jose y la Refinería de Pto.  La Cruz.

1983: Se termina la construcción del gasoducto Quiriquire – Maturín, con una longitud de 49.1 km (diámetro 20”) y capacidad de 200 MMPCD.  Suministrará gas a la zona industrial de Maturín, La Toscana y Jusepín.

1985: Inicia actividades el Complejo Criogénico  de Oriente.  La Planta de Extractora de San Joaquín  tiene una capacidad de 23 MMPCD de gas y la Planta Fraccionadora de 70000 BPD.

1986: Se reestructura la Gerencia  General de Gas  incorporando dentro de sus funciones la operación del Complejo Criogénico  de Oriente y transfiriendo  a Lagoven y Maraven las actividades de gas a venta realizadas hasta la fecha por Corpoven  en el Occidente del país.  

1992:   En las Plantas de Extracción San Joaquín y Fraccionamiento Jose se elevó la capacidad de procesamiento

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de 800 a 1000 MMPCD y de 70 a 100 Mil Barriles diarios respectivamente.   Durante el año se incorporaron a la red nacional de gasoductos 10 estaciones  de medición con el propósito de optimar los procesos de transmisión y distribución de gas. 

1993: Las reservas probadas remanentes de gas asociado se colocaron en 85 billones 568 mil millones de pies cúbicos,  11,6% por encima de las de 1992.   Se culminó la primera fase de la ampliación del Complejo Criogénico de Oriente (ACCRO) que incrementa la capacidad de procesamiento a 1000 MMPCD y 100 mil barriles diarios de LGN, con un financiamiento externo de 442 MM$ y una inversión total de 46758 MMBs.

1997: En el segundo semestre de 1997, PDVSA inicia un proceso de transformación mediante el cual se estima crear valor y se emprende una reestructuración organizacional con impacto en la  gerencia de los procesos del negocio.

1998: El 1ero.de enero inicia operaciones PDVSA GAS, empresa filial de Petróleos de Venezuela integrada a la División de Manufactura y Mercadeo.   Su responsabilidad es impulsar el negocio del gas natural en el país, para lo cual desarrolla las actividades de procesamiento, transporte, y distribución con otras empresas para la colocación y ventas de los mismos, lográndose la integración armónica de las culturas, y equipos de trabajo entre Oriente y Occidente.

1999:Se promulga la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos, la cual define el marco legal requerido para sustentar el negocio en toda la cadena de valor. Asimismo se obtuvo la aprobación por parte del MEM de los campos del Area de Anaco, a ser desarrollados por gas, convirtiendo a Anaco en el distrito gasífero de Venezuela

2000:   Se continuó con la incorporación del Marco Legal de la industria del gas a través de la aprobación el 31 de mayo de 2000 del Reglamento de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos (RLOHG), y la elaboración, conjuntamente con el MEM, de la propuesta de organización del Ente Regulatorio de Gas.

2001: En este año se destaca la consolidación de PDVSA GAS, S.A como empresa verticalmente integrada habiéndose concretado la transferencia de personal, activos y campos operativos del Distrito Anaco y Bloque E Sur del Lago. Se definió el portafolio de negocios alineado con el Plan Nacional de Gas y se fortalecieron las relaciones con las

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filiales de PDVSA, Petróleo, para la concreción de acuerdos de servicios.

El paro-sabotaje2002:  La situación de conflicto generada a partir del 02 de diciembre de 2002 por un numeroso grupo de trabajadores de la industria petrolera generó el cierre de pozos de petróleo y por consiguiente la producción del gas asociado, esta situación coadyuvó a restringir el suministro de gas natural o metano de nuestros sistemas de redes y del gas licuado de petróleo (GLP) o Propano a las plantas de llenado de las bombonas para el sector residencial y comercial / industrial que utiliza este tipo de envases. 

Estos acontecimientos originaron importantes pérdidas para PDVSA Gas y por ende para Venezuela. El llamado “paro petrolero”  trajo como consecuencia la afectación de dos grandes áreas de PDVSA GAS, como son la Operacional – Comercial y la Administrativa. 

En la primera ocurrió una disminución significativa en la disponibilidad de gas metano y de GLP doméstico y comercial debido al bajo aporte de gas asociado por el cierre de la producción petrolera a consecuencia de altos inventarios de crudo, también  problemas operacionales en la Planta de Extracción San Joaquín, que redujeron su capacidad en 50%, con la consiguiente disminución e los volúmenes procesados de gas y LGN, esta situación, a su vez, limitó las entregas de gas metano al mercado interno. 

Estos hechos desencadenaron el incumplimiento de los compromisos contractuales con los clientes, debido al poco gas disponible se distribuyó con carácter prioritario a los sectores domésticos, eléctrico y empresas básicas de Guayana.

Por su parte, en el área administrativa se suspendieron los servicios de telecomunicaciones, servidores, correo, soporte en sitio, SAP y demás sistemas financieros, operacionales, comerciales y de apoyo administrativo.  Asimismo, se encontraban paralizados los procesos de facturación y cobranzas, lo que impidió la recuperación del  valor de las ventas de Gas metano y LGN.  

En la segunda semana de diciembre, comenzó la afectación del El Palito, Bajo Grande y Ulé por la paralización del Centro Refinador Paraguaná y de la Refinería El Palito, afectando el suministro de GLP en bombonas para las comunidades y colectividad en general.  La tercera semana fue el período más crítico y los despachos de las gandolas se efectuaron desde Jose para todo el país.

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En la cuarta semana del mes de diciembre, comenzó a reestablecerse lentamente el suministro, al incorporarse Guatire y El Guamache (Isla de Margarita). Como consecuencia de esta situación,  la Producción de Gas bajó a 856 millones de pies cúbicos diarios; las entregas de Gas Metano al sistema de ventas se ubicaron en 1.065 millones de pies cúbicos diarios; mientras que la  Producción y Ventas de LGN descendieron  a  43 y 57 mil  barriles diarios, respectivamente.

La recuperación2003: En enero se estabilizaron 5 fuentes de suministro de GLP: Jose, Guatire, Bajo Grande, Puerto La Cruz y El Guamache.  Sin embargo,  no estaba normalizado el suministro desde Ulé, Cardón y El Palito.

Para el logro de ese objetivo se definieron  una serie de acciones entre las que se destacan: Implantación de una organización transitoria que permitiera acometer las tareas más prioritarias y establecer un sentido de dirección para el personal;  incorporación de personal temporal para reforzar las áreas más débiles y  establecimiento de planes de trabajo y de contingencias para darle continuidad a las actividades neurálgicas del negocio, como son: Control Operacional, Facturación y Cobranzas, Finanzas,  Telecomunicaciones e Informática y Asuntos Públicos.

Producto de esas acciones y del gran esfuerzo realizado por todo el personal, a la fecha, PDVSA Gas logró recuperar sus niveles operativos; con una producción de gas ubicada en 1.379 millones de pies cúbicos promedio año y una producción de LGN que alcanza la cifra de 126 mil barriles diarios; mientras que las entregas de Gas Metano  al sistema de ventas lograron un nivel de 1.344 millones de pies cúbicos diarios.

Debido al  paro - sabotaje de diciembre de 2002 se paralizó el proceso de pago de los grandes clientes de la industria (fallas en el sistema de cobranza y facturación), sobre todo en el sector siderúrgico, ferrominero y petroquímico, para crear congestionamiento y problemas en la facturación.

PDVSA GAS estaba para esta fecha funcionando en un 98 %  todos los procesos. Abasteciéndose  plenamente el consumo interno, recibiendo del sector producción 1700 MMPCD completando el 100% de la demanda del mercado interno. 

Se registró récord de venta de gas en los sistemas que

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manejan Anaco – Barquisimeto, Anaco –  Pto. Ordaz y  Anaco – Pto. La Cruz (Jose), con un valor de 1696 MMPCSD (millones de pies cúbicos/ día), en el mes de abril superando el récord anterior de 1690, establecido en diciembre de 2001.

2004: La Nueva PDVSA GAS firmó la buena pro de la Fase I del proyecto ICO (Interconexión Centro Occidente) para el inicio de la construcción del tramo Quero – Río Seco.  

En abril, nuevamente se superó récord de ventas de Gas metano en el mercado interno, al elevar de 1.797 MMPCD a 1.799 MMPCD (millones de pies cúbicos/día), en relación al obtenido el mes de marzo de este año. 

PDVSA GAS inició la construcción de la fase temprana del Proyecto de Interconexión Centro Occidente (ICO), que consta de un gasoducto de 70 kilómetros de tubería de 36“  de diámetro.

2005:  Por resolución de la Junta Directiva de Petróleos de Venezuela S. A., se acordó la Integración de los Negocios de Gas, a nivel nacional, con base en un plan de acción:  La integración a PDVSA GAS del Distrito de producción Anaco y de los procesos de Extracción y Fraccionamiento LGN Oriente y la integración de los procesos de Producción de Gas Libre (Bloque E Sur del Lago) y de Extracción y Fraccionamiento y LGN de Occidente y de las operaciones de transporte y distribución de gas de Occidente.

Para facilitar el proceso de integración, Exploración y Producción, Refinación y  PDVSA GAS conformarán un equipo de trabajo multidisciplinario con la finalidad de garantizar un clima organizacional que permita lograr la fusión de manera armónica.

De esta manera, PDVSA GAS como empresa integral en todos sus procesos; se expande y participa en función del Desarrollo Endógeno y de las Líneas Generales del Plan de Desarrollo Económico y Social de la Nación 2001 – 2007, con la finalidad de profundizar de manera eficiente los planes de Negocio de la Corporación y específicamente los nuevos desarrollos de GAS, a nivel nacional, dando de esta manera el Salto Hacia delante propuesto por el Gobierno Bolivariano.

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Convenios de Venezuela en materia de gas

Venezuela y Trinidad y Tobago firman acuerdos de cooperación para la explotación de gas es con estos países con los que se tiene un estimado de producción muy beneficiosos para ambas partes pero más para ellos “En el Campo Logran Manatí, tenemos certificado una reserva de 10 trillones cúbicos de gas (10TCF) y hemos determinado la proporción que une los dos lados, del lado venezolano existen 7,3 trillones cúbicos la oportunidad de disponer de los volúmenes de gas natural que tiene de su lado en la plataforma Deltana, lo que le facilita seguir enviado gas al Complejo Gasífero Gran Mariscal de Ayacucho (Cigma)para la construcción del criogénico de Josué el más grande de Venezuela y eventualmente para los proyectos nacionales de exportación de gas a todos los países que lo quieran comprar de gas (TCF) y del lado trinitario 2,7 TFC el proyecto de la construcción de una planta de fraccionamiento en este caso rusos. Nos han vendido 13 turbinas a gas y diesel que llegan a 350 megavatios Venezuela, en este caso los convenios son cambio de producción por equipos de energía y con este convenio con Colombia en un proyecto muy ambicioso donde se plena hacer un gasoducto desde Venezuela pasando por Colombia llegando a panamá y ecuador con dirección al norte y Asia el sur con dirección Asia Brasil asta llegar a argentina eso sería tendría una distancia de más de 8 mil kilómetros el Ministerio de Minas y Energía de la República de Colombia, para la extensión del gasoducto Antonio Ricaurte hacia la República de Panamá y Ecuador. Venezuela (Pdvsa) firmó con las argentinas Gas Technology y GNC Galileo un acuerdo para conformar dos empresas mixtas productoras de equipos para gas de vehículos y estaciones de servicio de gas natural vehicular en Venezuela y Vietnam también apuesta a desarrollar proyectos en la Faja, específicamente en el bloque Junín 2.es el primer campo que se puso en marcha en

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esa zona Con Suráfrica se acordó el desarrollo de campos petroleros de forma conjunta y el desarrollo de la tecnología de gas licuado de petróleo (GLP) para producir diesel. Brasil se firmó seis que abarcan áreas como la comercialización de crudos y productos, la explotación y procesamiento de petróleo y gas y la construcción y administración conjunta de la refinería Abreu de Lima, en Pernambuco.

El mecanismo propone una escala de financiamiento de entre 5% y 50% de la factura petrolera, tomando como referencia el precio de los hidrocarburos (mientras más alto es el precio del crudo, más alto es el porcentaje a financiar). Además, se extiende el período de gracia de uno a dos años y prevé una extensión del período de pago de 17 a 25 años.

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