productos de la industria minera y petrolera

11/2/2015 minera y petrolera

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19th February 2013Hola buenas noches segun llamada de la Prof. Norma asistirá mañana 20/02/2013 a llevar las notas

Publicado 19th February 2013 por heidy rodriguez

Asistencia Profesora

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15th February 2013¿QUÉ ES? Pequiven, La Corporación Petroquímica de Venezuela es una empresa perteneciente al Estado Venezolanola cual se dedica básicamente a la producción y comercialización de productos petroquímicos con capacidadexportadora, siendo esta la principal en el mercado nacional. Fertilizantes, productos químicos industriales y olefinas[http://es.wikipedia.org/wiki/Olefina] y resinas plásticas, son las tres principales líneas de negocios en las que se sostienela corporación. Ofreciendo a los mercados nacionales e internacionales más de 40 productos petroquímicos. Su visióninternacional del negocio y la vinculación con importantes socios en la conformación de las empresas mixtas en la queparticipa le ha permitido consolidar una importante presencia en los mercados de la región, así como de otras partesdel mundo. Además, estimula el desarrollo agrícola e industrial de las cadenas productivas y promueve el equilibrio socialcon alta sensibilidad comunitaria y ecológica. Su visión es ser una corporación capaz de transformar y desarrollar a Venezuela como una potenciapetroquímica mundial, su misión producir y comercializar con eficiencia y calidad productos químicos ypetroquímicos, en armonía con el ambiente y su entorno, garantizando la atención prioritaria a la demanda nacional,con el fin de impulsar el desarrollo económico y social y finalmente la meta de esta Corporación es impulsar eldesarrollo venezolano y ser los responsables del avance en materia petroquímica de nuestra nación.

¿CUÁNDO SE CREA PEQUIVEN? El nacimiento de esta industria en Venezuela, comienza cuando se creó el organismo denominadoPetroquímica Nacional, dependiente del Ministerio de Minas e Hidrocarburos en 1953 y que se ocupó de la mismahasta el 1° de julio de 1956, cuando se crea el Instituto Venezolano de Petroquímica (I.V.P.), originalmente la acciónde éste estuvo circunscrita al desarrollo del Complejo Petroquímico Morón, propiedad exclusiva de la Nación;posteriormente dicha acción llevó a la creación de empresas mixtas tanto en Venezuela como en otros países, dondeel capital venezolano contribuye con el capital extranjero a la instalación de plantas petroquímicas. En 1965 en el Complejo Petroquímico Morón, la manufactura de productos petroquímicos y sus respectivosvolúmenes en toneladas métricas fue de: fertilizantes 229.205, clorosoda 17.489, explosivos 985 y material parausos en minas 46.421. La industria petroquímica venezolana estaba comenzando. En 1977 se transforma el Instituto Venezolano de Petroquímica (I.V.P.) en Petroquímica de Venezuela, S.A.(PEQUIVEN), que pasa a ser una de las industrias filiales de Petróleos de Venezuela (PDVSA). Desde sutransformación PEQUIVEN ha vivido sucesivas etapas de reestructuración, consolidación y expansión en las que haampliado su campo de operaciones desarrollando un importante mercado interno y externo para sus productos. Es importante señalar que en el año 1983 por primera vez en su historia la Industria Petroquímica estatal,generó ganancias que ascendían a 27millones de bolívares, en 1988 arranca la nueva planta de Acido Sulfúrico y seamplían los servicios industriales asociados en el Complejo Petroquímico Morón. En 1990 con el propósito de adaptarse a los requerimientos del negocio petroquímico, PEQUIVEN sereorganiza en tres unidades de negocios: olefinas y plásticos, fertilizantes y productos industriales. En 1995 las ganancias netas estuvieron alrededor de los 34 mil millones de bolívares y en el año siguiente a114 mil millones de bolívares. Y finalmente en el año 2005, el Presidente de la República Bolivariana de Venezuela, Hugo Rafael Chávez,decreta la transformación de PEQUIVEN como Corporación Petroquímica de Venezuela, independiente de PDVSA yadscrita al Ministerio de Energía y Petróleo y ésta es relanzada en marzo del 2006.¿DÓNDE SE UBICA PEQUIVEN?

Los tres Complejos Petroquímicos de PEQUIVEN se ubican a lo largo de la costa norte del país.Esta situación geográfica ofrece ventajas comerciales para los Complejos El Tablazo (Estado Zulia), José(Estado Anzoátegui) y Morón (Estado Carabobo).

Moron

https://plus.google.com/106240705154547051240

http://es.wikipedia.org/wiki/Olefina

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ESTRUCTURA EMPRESARIAL DE PEQUIVEN Pequiven tiene una estructura empresarial bastante compleja compuesta por seis empresas filialesy quince empresas mixtas, cada una de las cuales esta orientada a desarrollar actividades operacionales,comerciales, y/o financieras, las cuales se mencionan a continuación:

Tres Complejos Petroquímicos.

Empresas Operacionales

José: Metor, Supermetanol, Súper octanos, Aguas Industriales de Jose y Fertinitro.

Morón: Tripoliven, Quimica Venoco

Tablazo: Polilago, Plastilago y Resilin fueron fusionadas en Polinter, Pralca, Propilven, Quimica Venosoy Produsal.

Tres Empresas Comercializadora: Copequim, Coramer e IPHL (International PetrochemicalHolding Limited).

Una empresa de investigación y desarrollo: Indesca.

Empresas Filiales Relacionadas: Palmichal, Servifertil, Clorovinilos del Zulia, Olefinas delZuli

COMPLEJO PETROQUÍMICO MORÓN

La industria Petroquímica Venezolana fue fundada en 1953 como dirección del Ministerio de Minas e Hidrocarburos(Dirección de Petroquímica Nacional). Luego de realizados los estudios preliminares, se elaboran una planificacióngeneral y se iniciaron los proyectos, al tiempo que se instalaba una pequeña planta mezcladora de fertilizantes enMorón, Estado Carabobo, la cual más adelante se convertiría en la sede del complejo Petroquímico que lleva sunombre.Ubicado en las costas del estado Carabobo, en las cercanías de la población de Morón, este Complejo inició susoperaciones en 1956, con capacidad para producir 150 MTMA de fertilizantes nitrogenados y fosfatados, la cual fueexpandida a 600 MTMA durante el período 1966196Para 1963, el parque de plantas existentes en Morón comprendía las plantas de CloroSoda, Ácido Fosforito,Superfosfatos., Amoniaco, Ácido Nítrico, Nitrato de Amonio, Urea, Mezcladora de Fertilizantes NPK y Sulfato deAmoniaco.Hasta llegar a hoy, el Complejo Morón, ha sido sucesivamente ampliado, de manera que actualmente cuenta,además de las arriba mencionadas, con plantas para el procesamiento de caucho, fibras sintéticas y plásticos, urea,ácido sulfúrico, ácido fosfórico y superfosfatos triple, en polvo y granulado

MISIONProducir y comercializar con eficiencia y calidad productos químicos y petroquímicos, en armonía con el ambiente ysu entorno, garantizando la atención prioritaria a la demanda nacional con el fin de impulsar el desarrollo económico ysocial de Venezuela.Se puede concluir que el complejo petroquímico de morón es parte de visión y misión de Pequiven debido a que sufunción principal es producir productos químicos tales como fertilizantes nitrogenados y fosforados, acido sulfúrico,acido fosfórico.Es por ello que la misma presenta los siguientes objetivos específicos:

Modernizar el complejo petroquímico para aumentar su producción e ingresos Desarrollar las empresas de producción social.

VISIONSer líder en motorizar el desarrollo agrícola e industrial del país, ser reconocida en los mercados nacionales einternaciones por la manufactura de productos químicos y petroquímicos de alta calidad y a costo competitivos, capazde trasformar a Venezuela en potencia petroquímica mundial, para impulsar su desarrollo.

DESCRIPCIÓN DE TRANSFORMACIÓN PROCESO CONCADENADO Y



PRODUCTOS FINALES.

Las instalaciones industriales del Complejo Morón están repartidas en dos grandes zonas geográficas:

Una correspondiente a las plantas de fertilizantes y productos industriales y Otra a las instalaciones deexplosivos; ambas integradas en tal forma, que le permiten la coordinación de los servicios, deadministración e intercambio de materias primas, conocido como proceso concadenado o cadenaproductiva.

Cada una de estas zonas está dividida en departamentos y estos a su vez en plantas.

PROCESO CONCADENADO:

Conjunto de unidades de transformación o intercambio vinculadas entre sí por relaciones insumoproducto. Este enfoque metodológico permite analizar todas las actividades relacionadas con el proceso,agrupándolas y enlazándolas como segmentos o eslabones de una cadena, pudiendo evaluar de estamanera su coherencia y articulación, lo que conlleva a la formulación de políticas de desarrollo integrales.

PLANTAS QUE INTEGRAN EL COMPLEJO PETROQUÍMICO MORÓN

El complejo de Morón cuenta desde sus inicios con las siguientes plantas:

1Planta de Amoníaco:

El amoníaco es la materia prima básica para la producción de fertilizantes nitrogenados y se obtiene apartir del gas natural. Este producto se utiliza para la obtención de urea, fosfato diatónico y fertilizantescomplejos NPK (Nitrógeno, Fosfato y Potasio). Inicialmente esta planta fue construida en 1.974 para laproducción de 200 mil toneladas por año con una inversión aproximada de 77 millones de bolívares.

2.Planta de Urea:

La urea es el fertilizante nitrogenado por excelencia, debido a su alto contenido de nitrógeno. Esta plantafue construida para producir 250 mil toneladas por año y su inversión en 1.974 fue de 30 millones debolívares aproximadamente. Produce tres tipos de urea: grado fertilizante, grado alimenticio y gradotécnico.

3.Planta de ácido sulfúrico:

Utiliza pirita y azufre, como materias primas, para producir ácido fosfórico, ácido nítrico y sulfato deamonio.

4.Planta de Superfosfato:

Produce superfosfato simple y triple

5.Planta de Explosivos:

Utiliza nitrato de amonio, ácido nítrico, óleum y tolueno como materias primas para obtener explosivos yagentes de voladura.

6. Planta De CloroSoda:

Utiliza una sal marina para producir cloro, soda caustica, acido clorhídrico e hipo clorita de sodio.

7.Planta Mezcladora de Fertilizantes:

Para preparar fertilizantes de formulas complejas, utilizando materias primas como sulfato.

8.Planta de Generación y Distribución de Electricidad, Vapor y Otros Servicios:

Estas obras se iniciaron con una inversión de 63 millones de bolívares y comprenden:

Planta Capacidad MTMA.

Planta CapacidadMTMA*

Variación %



Amoníaco 200 10Urea 250 12,49

FertilizantesGranulados NPK**

365 18,24

Ácido Sulfúrico 460 22,99Ácido Fosfórico 79 3,95

Óleum 16 0,80Roca Fosfática 400 19,99

Roca parcialmenteacidulada

100 5,00

Solución Amoniacal 2 0,10Sulfato de Amonio 99 4,95

Descripción de los procesos e instalaciones de la zona de Fertilizantes y Productos Industrialesdel Complejo Petroquímico Morón.

Plantas de Fertilizantes y Productos Industriales

Se encuentran agrupadas en cuatro departamentos:

1) Departamento de Fosfatados.

2) Departamento de Nitrogenados.

3) Departamento de Mezclas y Despachos.

4) Departamento de CloroSoda.

1. Departamento de Fosfatados:

Tiene como objetivo la producción de fertilizantes fosfatados al igual que la materia prima requerida paralos mismos, para lo cual cuenta con las siguientes unidades:

1. Minas de Riecito (roca fosfática).

2. Una planta de acido sulfúrico

3. Una Planta de Dilución de Acido Sulfúrico

4. Una planta Acido Fosfórico.

5. Dos Planta de Molienda de roca fosfática

6. Una planta de Superfosfato Simple y Triple.

7. Una planta de secado de Superfosfato.

Materias Primas:

Azufre

Roca Fosfática

Agua desmineralizada

Productos:

Ácido Sulfúrico 98%

Óleum 106%

Ácido Sulfúrico 65% – 75%

Fosforita molida

Ácido Fosfórico

superfosfato Simple

Superfosfato Triple.

2.Departamento de Nitrogenados:

Tiene como objetivo la producción de Amoníaco, Ácido Nítrico, Sulfato de Amonio y FertilizantesComplejos NPK.

Para la obtención de estos productos, cuenta con las siguientes instalaciones:

Amoníaco

Planta de Cracking de Gas Natural

Conversión de Monóxido de Carbono

Lavado de Dióxido de Carbono



Caustificación

Fraccionamiento de Aire

Fraccionamiento de Gas

Síntesis de Amoníaco

Servicio de Amoníaco y Carga en Bombonas

Ácido Nítrico al 56%

Ácido Nítrico al 98%

Síntesis de Urea

Sulfato de Amonio

Granulado NPK

Plantas de Amoníaco

3.DEPARTAMENTO DE MEZCLA Y DESPACHOS

Tiene la finalidad de preparación de las diferentes mezclas de fertilizantes como requeridos según lanecesidad del suelo y tipo de cultivos. Además del despacho de los diferentes fertilizantes producidos.

Está constituido por una planta mezcladora y cinco estaciones de ensacados.

4.DEPARTAMENTO DE CLOROSODA:

La primera planta de CloroSoda fue diseñada por firma alemana para la producción de cloro, sodacáustica, ácido clorhídrico, hipoclorito de sodio e hidrogeno.

La materia prima más importante de la plata de cloro soda es la sal proveniente de las Salinas de Araya.El principal proceso de producción es la electrolisis.

5.PLANTA DE EXPLOSIVO:

Las plantas de explosivos están ubicadas en el extremo sur oeste del complejo. Es un sector detopografía montañosa, como una serie de gargantas separadas por colinas. En el fondo de estasgargantas se esconden las edificaciones e instalaciones, de modo que la topografía cumple funciones deprotección natural.

La materia prima proviene de dos fuentes:

1. de las plantas de fertilizante. (Tolueno, fueloíl, glicerina, parafina, la borra de algodón).

2.de la Industria Nacional Privada (materiales de embalajes).

Las instalaciones las integran cinco plantas básicas:

Dinamitas, agentes de voladura, nitrocelulosa, TNT (trinitrotolueno) y nitroglicerina.

Productos Final:

Dinamitas gelatinosas y las amogelatinas

Explosivos a granel económico y de buen rendimiento.

EMPRESAS MIXTAS

Pequiven participa directamente en 16 empresas mixtas con socios nacionales e internacionales.

La mayoría de estas empresas operan dentro de los Complejos Petroquímicos de Pequiven. Algunas sehan establecido en otras áreas dentro y fuera del país. Tal es el caso de Monómeros Colombo –venezolanos que opera en la ciudad colombiana de Barranquilla.

1. COPEQUIM (morón Edo Falcón)

2. INDESCA (el tablazo Edo Zulia)

3. TRIPOLIVEN(morón Edo Falcón)

4. PETROCASA

5.



Ubicadas en Morón Edo Falcón

[http://usmpetrolero.files.wordpress.com/2012/07/copequin.png]

Copequim

Constituida en 1994 con el objeto de comercializar productos químicos y petroquímicos de Pequiven ysus empresas filiales, Copequim incluye entre sus actividades actuales la representación de empresasinternacionales como Exxon , Dow, Lyondell para la colocación de sus productos de Venezuela.

Productos:

METANOL: se emplea como anticongelante [http://es.wikipedia.org/wiki/Anticongelante] , disolvente[http://es.wikipedia.org/wiki/Disolvente] y combustible [http://es.wikipedia.org/wiki/Combustible] .

ORTOXILENO: Se utiliza como materia prima para la producción de anhídrido naftálico.

SODA CAUSTICA LIQUIDA: La Soda Cáustica es utilizada en la fabricación de celulosa, aluminio,jabones y detergentes, fibra sintética rayón, celofán, sales de sodio en general, colorantes y pigmentos,vidrio, productos farmacéuticos, cosméticos, en la producción de hipoclorito de sodio y de otrosproductos para tratamiento de agua. Es también utilizada en la refinación de aceites vegetales,regeneración de resinas de intercambio iónico, producción de papel, industria textil, mercerización dealgodón, tintorería, procesamiento de metales, extracción de petróleo y neutralización de efluentes.

TOLUENO: materia prima para la elaboración de poliuretano, medicamentos, colorantes, perfumes, TNT[http://es.wikipedia.org/wiki/Trinitrotolueno] y detergentes [http://es.wikipedia.org/wiki/Detergente] .

CLORO: es utilizado en la elaboración de plásticos, solventes para lavado en seco y desgrasado demetales, producción de agroquímicos y fármacos, insecticidas, colorantes y tintes. El cloro es un químicoimportante para la purificación del agua [http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Purificaci%C3%B3n_del_agua&action=edit&redlink=1] en plantas de tratamiento.

GAS: Industrial: Generación de vapor, fundición de metales, hornos de fusión, etc.

Servicios: calefacción aires acondicionados, cocción de alimentos, combustible para automóviles

CLORUROS: El cloruro más conocido es la sal marina que está presente en el agua marina con unaconcentración del aproximadamente 33,5%. Por lo tanto los océanos representan una fuenteprácticamente inagotable de cloruro.

[http://usmpetrolero.files.wordpress.com/2012/07/indesca.png]

INDESCA: Investigación y Desarrollo, C. A., (INDESCA) es una empresa mixta venezolana especializadaen brindar apoyo tecnológico e investigación aplicada a las empresas de los polímeros petroquímicos,realiza dichas actividades en forma ininterrumpida desde su fundación en 1983 y está ubicada en elComplejo Petroquímico El Tablazo en el Edo. Zulia.

[http://usmpetrolero.files.wordpress.com/2012/07/composicionaccionariatripoliven.png]

TRIPOLIVEN, C.A.

Constituida en 1972 e inició operaciones el 01 de Junio de 1977 en sus instalaciones ubicadas en Morón.Allí se llevan a cabo todas las operaciones productivas, administrativas, de servicio y apoyo para lafabricación, venta y distribución de sus productos. Esta empresa cubre la demanda nacional y exportamás del 50% de la producción a Colombia, Ecuador, Bolivia, Chile y varios países del Caribe.

La producción de Tripoliven, está integrada por:

Polifosfatos de Sodio

Ácido Fosfórico

Fertilizantes Hidrosolubles

Suplemento para Alimentación Animal.

Estos productos están destinados a:

Fabricación de poli fosfatos de uso industrial.

Fabricación de fosfatos para fertilizantes.

Fosfato para uso en alimentos para animales.

http://usmpetrolero.files.wordpress.com/2012/07/indesca.png

http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Purificaci%C3%B3n_del_agua&action=edit&redlink=1

http://es.wikipedia.org/wiki/Detergente

http://es.wikipedia.org/wiki/Combustible

http://es.wikipedia.org/wiki/Trinitrotolueno

http://es.wikipedia.org/wiki/Anticongelante

http://usmpetrolero.files.wordpress.com/2012/07/composicion-accionaria-tripoliven.png

http://usmpetrolero.files.wordpress.com/2012/07/copequin.png

http://es.wikipedia.org/wiki/Disolvente



Formulación de revestimientos protectores de metales férreos.

Limpieza y decapado de los metales.

Modificador de opacidad en la fabricación de vidrio.

También produce Fertilizantes Hidrosolubles aplicados a la agricultura y un suplemento paraalimentación animal, compuesto por cristales altamente solubles en agua e ideal para la nutrición derumiantes, cerdos y aves, bajo sistemas intensivos de producción en carne, leche y huevos.

PETROCASA:

Es una empresa mixta de Pequiven creada para la construcción de viviendas, concebida como una idea,nace como una alternativa para la sustitución de ranchos por viviendas, viviendas dignas. En estosmomentos las “Petrocasa” representan una de las mejores alternativas para nuestro país, debido a queuno de los problemas que nos aquejan es la pobreza y el símbolo de la misma es precisamente en lafigura del “rancho”.

Su materia prima es el Policloruro de Vinilo, (PVC), resina plástica producida por la corporaciónpetroquímica. Este sistema ofrece como resultado final edificaciones de alta calidad y bajo costo, pues ensus distintas fases de construcción se genera un ahorro de 50% del valor contrastado con la inversiónque requiere un a vivienda tradicional.

Las Petrocasa están orientadas y diseñadas para mejorar la calidad de vida de los más necesitados,

Tecnología de Petrocasa

La tecnología de petrocasa se formó de las experiencias de Brasil, Alemania y Austria. Sin embargo, estafue tropicalizada, desarrollada y optimizada por técnicos venezolanos, quienes redujeron la cantidad deperfiles requeridos para la construcción de la vivienda. Esta adecuación permitió que petrocasa sea unamarca registrada en Venezuela. Esta optimización del proceso realizado por técnicos de Pequiven entrabajo conjunto con el Ministerio del Poder Popular para la Ciencia y la Tecnología para darcumplimiento a los planes del Gobierno Bolivariano de Venezuela y el ministerio del Poder Popular parala Vivienda y Hábitat que tienen como finalidad contribuir a corregir el déficit que existe en el sector.

Estructura

Los paneles de PVC se acoplan entre si y se rellenan de concreto o cemento formando paredestotalmente terminadas que influyen en las instalaciones para agua, luz, teléfono y gas.

Las paredes de estas viviendas se caracterizan por tener una extraordinaria fortaleza, una bellaapariencia, durabilidad, resistencia al salubre y a la intemperie, aislamiento térmico y acústico.

La temperatura interna del sistema Petrocasa es de 4 grados centígrados en promedio inferior a latemperatura interna de una casa de construcción tradicional.

Sistema de Construcción

Este sistema se puede emplear, a parte de las viviendas en la construcción de hospitales, escuelas yedificios de hasta 5 pisos de altura. Petrocasa permite industrializar y masificar los proyectos de autoconstrucción para las comunidades organizadas, entes públicos y privados. El ahorro en el costo segenera al no ser necesario el uso de bloques, columnas, frisos ni pintura en ninguna de las partes deeste modelo habitacional.

Sistema constructivo

Para construir una casa empleando este sistema, se requieren 8 días con una cuadrilla compuesta por 8personas tal como se describe a continuación:

Día 1

Replanteo y excavación por aguas blancas, servidas, encofrado y armado de la losa de piso y colocaciónde tuberías de agua aguas blancas servidas, luz y teléfono.

Día 2

Vasado de losa de piso de concreto.



Día 3

Armado y colocación de paneles modulares de la vivienda

Día 4

Apuntamiento y llenado de los paneles de concreto

Día 5 y 6

Colocación del techo

Día 7

Terminación de instalaciones de agua, luz y teléfono

Día 8

Colocación de puertas, ventanas, piso de cerámica y remates finales que sean necesarios.

¿Cuál es la meta?

Las expectativas son muy grandes y la proyección de cara al futuro es lograr una nación llena deviviendas dignas y cambiar por completo el panorama urbano. La meta es construir cerca de 60 milviviendas del mismo tipo en lo sucesivo con la instalación de tres plantas Petrocasa a nivel nacional,como parte de la reestructuración de barrios por viviendas dignas.

PLAN DE SIEMBRA PETROLERA CORRESPONDIENTE AL COMPLEJO PETROQUIMICO MORON.

Las directrices de la política energética de Venezuela hasta el año 2030 están trazadas en el PlanSiembra Petrolera, que comprende seis grandes proyectos de desarrollo y consta de dos etapas:

Una a ejecutarse entre el período 20052012 y

La otra etapa comprendida entre 2012 y 2030.

Actuando de acuerdo con los lineamentos de las políticas de estrategias pertenecientes al plan nacionalpetroquímico, se evalúan proyectos de inversiones orientados a la ampliación y desarrollo de lascapacidades de producción de la industria petroquímica nacional y al mismo tiempo incentivar aldesarrollo de la industria química nacional de transformación final.

La modernización del complejo petroquímico de morón está contemplada dentro del plan estratégico dePequiven 2006 – 2012, para lo cual se invertirán 740 millones de dólares para el periodo 20062013.

Dentro de esta modernización del complejo petroquímico morón, se contempla:

El desarrollo de estaciones para la producción de fertilizantes.

La construcción de un nuevo tren de Amoniaco y Uría.

La construcción de una planta de Amoniaco.



La construcción de una planta de Uría.

La construcción de una planta de Acido Sulfúrico.

Expansión de la planta de Acido Fosfático.

Una planta de Polietilentereftalato (PET) en grado resina a partir de la adecuación de la planta de(BTX) Benceno Tolueno y Xileno en la refinería el palito (con una nueva línea de producción deParaxileno).

Entre otros proyectos se tiene previsto la construcción del centro nacional de tecnología petroquímica y elcentro nacional de entrenamiento petroquímico.

En el campo de vialidad se planea la construcción de una carretera nueva para el tránsito automotor,empalmada con la MoronFalcon (el plan es dejar la actual carretera que pasa justo al frente del complejopara sus movimientos internos).

La revolución Petroquímica Socialista tiene como propósito el máximo aprovechamiento de las grandesreservas de Gas Natural de Venezuela para impulsar este Sector, promover el desarrollo económico,social y transformar el modelo productivo nacional, con la finalidad de satisfacer las necesidades de lapoblación.

Esta estrategia propuesta por la Corporación Petroquímica de Venezuela S.A contempla la ejecución

De 87 proyectos en dos etapas, de 2007 a 2013 y de 2014 a 2021, concebidos para producir materiasprimas y construir el desarrollo de manufacturas aguas abajo en todo el país.

Esta revolución tiene como objetivo producir fertilizantes, productos oxigenados y polímeros a partir delgas natural, además de generar resinas plásticas, copolímeros, elastómeros y poliuretanos, a partir delas corrientes de refinación.



14th February 2013LA FAJA PETROLERA DEL ORINOCO La Faja Petrolífera del Orinoco, FPO, considerada la acumulación más grande de petróleo pesado y extrapesado que existe en el mundo, fue descubierta en 1938.UBICACION

Al norte de río Orinoco, en Venezuela, su nombre se debe a la cercanía del río pues la formación geológicade los yacimientos no está relacionada con el mismo. Se extiende sobre un área de unos 650 km de este a oeste yunos 70 km de norte a sur, para una superficie total de 55.314 km² y un área de explotación actual de 11.593 km².Estos territorios comprenden parte de los estados venezolanos de Guárico, Anzoátegui, Monagas y Delta Amacuro,desde el suroeste de la ciudad de Calabozo, en Guárico, hasta la desembocadura del río Orinoco en el océanoAtlántico. Forma parte de la cuenca sedimentaria oriental de Venezuela y por las magnitudes de los yacimientos depetróleo y gas, constituye una subcuenca por sí misma. Es considerada la acumulación más grande de petróleopesado y extra pesado que existe en el mundo.

Las reservas de petróleo original en el sitio de la Faja, según PDVSA, alcanzan hasta ahora 1,36 billones debarriles.

CRONOLOGIA DE LA FAJA PETROLERA DEL ORINOCO (FPO)

La FPO inicia su explotación en el año 1935 con la perforación del primer pozo exploratorio denominado“Canoa 1”. 1938: se perfora el primer pozo descubridor de hidrocarburos con el nombre de “Suata 1” 1961: se inicia la explotación en los campos Morichal y Jobo 1974: el Ministerio de Energía y Minas (MEM) crea la Dirección Faja Petrolífera del Orinoco 1976: el MEM crea la Dirección de Hidrocarburos No Convencionales 1978: PDVSA inicia la evaluación de la FPO

Faja Petrolera del Orinoco

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1979: la FPO es dividida en 4 bloques: Cerro Negro, Hamaca, Suata y Machete 1985: INTEVEP construye en Jobo una planta piloto para manejar el crudo de la FPO 1987: primera prueba técnica del combustible Orimulsion 1990: inicio producción del bitumen natural. Creación de BITOR 1993–1997: firman convenios de asociación estratégica (mejoramiento de crudos pesados y extra pesados) 2003: el gobierno elimina la fabricación de Orimulsion y de la empresa BITOR 2007: eliminación de las asociaciones estratégicas FPO y formación de las empresas mixtas (PDVSA –Empresas Privadas o Estatales). 2008–2009: licitación y adjudicación de bloques para la explotación de la FPO a países o empresas estatalesde estos, donde destacan Rusia y China

ZONAS O CAMPOS ANTES DE LA REAGRUPACION

Machete: ubicados en la parte sur central del estado Guárico con una extensión superficial aproximada de23610 Km2 y tiene 7 pozos. Sus límites son: al norte con el área mayor de las Mercedes, al sur con la ribera norte deRío Orinoco, al este Longitud 65°40’, límite con el campo de Zuata, y al oeste el límite arbitrario que se extiendedesde Calabozo hasta San Fernando de Apure. Zuata: El Campo Zuata Principal se encuentra ubicado en la región Central – Sur del bloque Junín, DistritoCabrutica, estado Anzoátegui, Faja Petrolífera del Orinoco (Figura 2.1). Cuenta con una superficie aproximada de299,50 Km2. El campo Zuata principal contiene un POES total de 21.864 MMBN y un GOES de 1421 MMMPCNcon unas Reservas Recuperables de Petróleo y Gas 2744 MMBN y MMMPCN. La gravedad API del yacimiento seencuentra en 9º API. La explotación se realiza en yacimientos arenosos Terciarios, localizado en la FormaciónOficina. Hamaca: El Campo Hamaca forma parte del flanco sur de la Cuenca Oriental de Venezuela al sur del estadoAnzoátegui. Ocupa la parte este central del Río Orinoco,y comprende una superficie aproximada de 11.300 km2.Limita por el norte con las áreas tradicionales de crudo pesado de PDVSA Oriente: Yopales Sur, Miga, Melones,7Ostra, Oca, Oveja, Adas, Oritupano y Oleos; al sur con el Río Orinoco, por el este con el área de Cerro Negro y aloeste con el área de Zuata. Cerro Negro: Perteneciente a la Faja Petrolífera del Orinoco al Sur de la Cuenca Oriental de Venezuela, la cual se extiendedesde el Sur –Este del Estado Anzoátegui, ocupa toda la parte Meridional del Estado Monagas y un sector del Occidente del TerritorioFederal Delta Amacuro cubriendo un área aproximada de 7.100 KmZONAS O CAMPOS REAGRUPADAS Se divide en cuatro grandes campos, cuyos nombres son Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo, y comprendeparte de los estados Guárico, Anzoátegui, Monagas y Delta Amacuro. Está dividida en 29 bloques deaproximadamente 500 kilómetros cuadrados (km2) cada uno. Su extensión es de 55 mil 314 km2 y su área deexplotación actual es de 11 mil 593 km2. Área Boyacá: ubicada al Centro Sur del Estado Guárico. Área Junín: ubicada al Sur Este del Estado Guárico y al Sur Oeste del Estado Anzoátegui. Área Ayacucho: ubicada al Sur del Estado Anzoátegui.

Área Carabobo: ubicada en la zona Centro Sur del Estado Monagas y Sur Este del Estado Anzoátegui.

Éstos, a su vez divididos en bloques: Boyacá: 6 bloques Junín: 10 bloques. Ayacucho: 7 bloques. Carabobo: 4 bloques.Para un total de 27 bloques, que albergan un POES, de 1360 MMMBLS.Distribuidos como sigue: Boyacá: 489 MMMBLS. Junín: 557 MMMBLS. Ayacucho: 87MMMBLS. Carabobo: 227 MMMBLS.

ASOCIACIONES ESTRATEGICASLa pionera de las asociaciones fue Petrozuata, aprobada por el Congreso venezolano en 1993 y donde la

empresa estadounidense Conoco participaba con 50.1 por ciento y PDVSA Petróleo y Gas con 49.9 por ciento.Petrozuata, C.A. (Petrozuata)

Compañía petrolera constituida el 25 de Marzo de 1996, comenzando operaciones comerciales el 12 deAbril de 2001.

Nuestra principal función es producir el crudo extra pesado en la Región de Zuata de la Faja del Orinoco,transportarlo hasta Jose en la costa norte de Venezuela y transformarlo en crudo sintético con un rango de entre19º a 25º API, con productos asociados de GPL, azufre, coque de petróleo y aceite de gas pesado.



Luego fue Cerro Negro, en la cual participaban la estadounidense Mobil con 41.67 por ciento, la alemana VebaOel con 16.67 por ciento y PDVSA Petróleo y Gas con 41.6 por ciento.Petrolera Cerro Negro, S.A. (Cerro Negro)

Inició actividades aguas abajo en el área de lubricantes en 1995. Las actividades de exploración en el bloqueLa Ceiba se iniciaron en 1996. En el año 1997 fue firmado el acuerdo de Asociación Estratégica Cerro Negro.Después de la fusión de las empresas Exxon y Mobil en el año 2000, la compañía ha continuado sus operaciones enel país como ExxonMobil de Venezuela.

La actividad más importante en Venezuela es la Asociación Estratégica Cerro Negro, (42% PDVSA, 42%ExxonMobil y 16% British Petroleum), la cual se inicia en 1997 con la firma del acuerdo. El proyecto se inicia en1998 y el primer crudo es exportado en diciembre de 1999. La operación comercial del mejorador instalado en Josecomenzó el tercer trimestre del 2001 con el primer cargamento de crudo sintético mejorado.

La inversión acumulada en el proyecto Cerro Negro al 2003 es de US$ 1.6 mil millones. (ExxonMobil socia en42%).

Producción 120 MBD de crudo extra pesado en Cerro Negro.16 MBD en Quaimare La Ceiba

La Operadora Cerro Negro realiza actividades de producción y procesamiento del crudo de la Faja delOrinoco, compresión de la mezcla gas‐líquido, separación y deshidratación del crudo, el cual es transportado através de 300 km de tubería hasta el mejorador ubicado en Jose para elevar la calidad del crudo de 8.5 a 16.0 API.

Otras actividades ExxonMobil cuenta con 53 estaciones de servicio de gasolina y comercializa lubricantes enel mercado local bajo las marcas Esso y Mobil.

Le siguió Sincor, constituida por la francesa Total con 47 por ciento, la noruega Statoil con 15 por ciento yPDVSA con 38 por ciento.Sincrudos de Oriente, S.A. (sincor)

Es una operadora petrolera integrada por PDVSA de Venezuela, Total de Francia y Statoil de Noruega. Suobjetivo es el mejoramiento de crudo extra pesado de 8 API, proveniente de la Faja del Orinoco, paratransformarlo en crudo liviano dulce de 30‐32 API ‐denominado Zuata Sweet‐, obteniendo en el proceso coque yazufre.

Es una empresa verticalmente integrada, que produce 200 MBD de crudo extra pesado de 8 API ‐provenientes de la Faja del Orinoco‐, y los mejora en 180 MBD de Zuata Sweet, un crudo liviano y dulce de 30‐32API. Durante el proceso de mejoramiento, se obtienen a diario 900 toneladas de azufre y 6 mil toneladas de coque,que son colocadas en los mercados internacionales.

La empresa tiene una vigencia de 35 años a partir del primer despacho de crudo sintético, El principal productode Sincor es : Zuata Sweet Petróleo Extra pesado

Por su calidad y condición ambientalmente amigable (si lo posee 0.13% de azufre), este crudo liviano y dulce, esde gran valor en los mercados internacionales.

Actualmente es comercializado en los centros refinadores de la Costa del Golfo y la Costa Este de los EstadosUnidos de América y El Caribe.

La División de Comercialización logra la aprobación de los Participantes para aumentar el contenido de residuode vacío, hasta un máximo de 30% en la mezcla del Zuata Medium.

Por último se constituyó Hamaca, otra asociación estratégica conformada por las norteamericanas Arco (que seretiró en 1999) con 30 por ciento, Phillips con 20 por ciento y Texaco con 20 por ciento; además de PDVSA con 30por ciento.Petrolera Ameriven, S.A. (Hamaca):Empresa operadora constituida para desarrollar el Proyecto Hamaca,convenido bajo la figura de Asociación Estratégica entre Petróleos de Venezuela (30%), Conoco Phillips (40%) yChevron Texaco (30%). Se proponen extraer, transportar y mejorar 190 mil barriles diarios de crudo extra pesado de8.5 grados API, el cual transformaremos en un crudo mejorado de 26 grados API, de mayor valor comercial en losmercados internacionales. Nuestras actividades están pautadas para desarrollarse en un período de 35 años, con unainversión cercana a los 4 mil millones de dólares.

[https://www.blogger.com/null] MIGRACION DE LAS ASOCIACIONES ESTRATEGICAS A EMPRESAS MIXTAS En el marco de la política de Plena Soberanía Petrolera y con la finalidad de poner fin al proceso de

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privatización de la industria petrolera venezolana, iniciado durante la década de los años 90, el 26 de febrero de2007, el Gobierno de Venezuela dictó el Decreto Nº 5.200, con rango, valor y fuerza de Ley de Migración aEmpresas Mixtas de los Convenios de Asociación de la Faja Petrolífera del Orinoco; así como de los Convenios deExploración a Riesgo y Ganancias Compartidas, de acuerdo con el cual las asociaciones, denominadas PetroleraZuata, S.A., Sincrudos de Oriente, S.A., Petrolera Cerro Negro, S.A. y Petrolera Hamaca, C.A. deben transformarseen Empresas Mixtas, en las cuales la filial CVP, o alguna otra filial que se designe, mantenga no menos de 60% departicipación accionaria, en concordancia con lo establecido en la Ley Orgánica de Hidrocarburos.Asimismo, los existentes Convenios de Asociación a Riesgo y Ganancias Compartidas en el Golfo de Paria Oeste,Golfo de Paria Este y el bloque conocido como La Ceiba; así como también, la asociación denominada OrifuelsSINOVEN, S.A. (SINOVENSA), deben ser transformadas en Empresas Mixtas, bajo el mismo esquema mencionadoanteriormente.

La nacionalización de la Faja Petrolífera del Orinoco se realizó, luego de un proceso de migración que sedesarrolló de acuerdo con un cronograma establecido previamente, y que culminó de manera exitosa, lo queincluyó la firma de memoranda de entendimiento con 11 de las 13 empresas extranjeras que operaban en la FajaPetrolífera del Orinoco y en los convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas. Finalmente, de lossocios participantes sólo dos de ellos no aceptaron los convenios de migración y se encuentran actualmente enarbitraje.Posteriormente, en Gaceta Oficial número 38.801, queda autorizada la creación de siete Empresas Mixtas quesustituyen a los anteriores negocios de este segmento de la apertura petrolera.

Tres de estas empresas, Petromonagas, Petrocedeño y Petropiar, corresponden respectivamente a lasantiguas asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco bajo las asociaciones denominadas Petrolera Cerro Negro,S.A., Sincrudos de Oriente, S.A. y Petrolera Hamaca, C.A. En estas nuevas Empresas Mixtas CVP maneja la mayoríaaccionaría en representación del Estado. En el caso de Petrolera Zuata, S.A., PDVSA pasó de un 49,9% a un 100% departicipación, con lo que se logra el control total del negocio. En cuanto a los resultados del año 2007 de las cuatro (4) empresas que operan en la Faja Petrolífera delOrinoco se alcanzó una producción de crudo extra pesado promedio de 513 MBD para una producción de crudomejorado de 456 MBD. Asimismo, lograron ingresos brutos por ventas en el orden de los 12.854 millones de dólares, siendo 12.585millones de dólares por crudo mejorado y 269 millones de dólares por ventas de subproductos. Las Empresas Mixtas que sustituyen a los Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas sonPetrolera Paria, Petrosucre y Petrolera Güiria, respectivamente, suplen a los extintos convenios llamados Golfo deParia Este, Golfo de Paria Oeste y Golfo de Paria Central. En el caso de La Ceiba, PDVSA tomó el control 100% departicipación. Esta nueva asociación entre PDVSA y sus socios privados tiene como propósito el ejercicio de las actividadesde exploración, extracción, recolección, transporte y almacenamiento de hidrocarburos, de conformidad con elartículo 9 de la Ley Orgánica vigente que rige esta materia. Petrolera Güiria, junto a las ya constituidas Petrolera Paria y Petrosucre determinará a través de susactividades de exploración y producción de crudo y gas, el crecimiento de las zonas deprimidas del Golfo de Paria yel impulso del desarrollo sustentable, económico y social de la región oriental del país, para mejorar la calidad devida de todos sus habitantes. Dentro del conjunto de Empresas Mixtas se incluyó a Petrozumano, una compañía integrada en 60% porCVP y en el 40% restante por la estatal China National Petroleum Corporation (CNPC). Esta decisión tiene como antecedente la firma de una serie de documentos bilaterales entre ambos gobiernosmediante los cuales se adjudicó en forma directa a CNPC el campo Zumano en el oriente del país. PDVSA mantieneconversaciones con CNPC para acordar la nueva estructura en la conformación de la empresa mixta.EMPRESAS MIXTAS A partir de 2007, el Gobierno de Venezuela inicia la revisión y ajuste de los negocios establecidos durante elproceso de Apertura Petrolera, tales como las Asociaciones Estratégicas, los Convenios Operativos, Exploración aRiesgo y Ganancias Compartidas. Comienza un proceso denominado Internalización de los Hidrocarburos, que consistió en eliminar lasasociaciones estratégicas y todos los negocios producto de la Apertura Petrolera, para conformar Empresas Mixtascon mayoría accionaria (60 por ciento) de PDVSA. Las Empresas Mixtas tienen como objetivo el desarrollo de actividades primarias de exploración en busca deyacimientos de hidrocarburos, su extracción en estado natural, recolección, transporte y almacenamiento inicial, asícomo la prestación de servicios de ingeniería, construcción, reconstrucción y reparación para proyectos CostaAfuera. De las anteriores Asociaciones Estratégicas de la FPO se han conformado Empresas Mixtas que, unidas a lasnuevas, suman hasta la fecha 11 empresas que producen actualmente un millón 210 mil barriles diarios de petróleo.Éstas son: Petropiar (70% PDVSA, 30% Chevron):La empresa mixta venezolana PetroPiar es la operadora de unproyecto integrado verticalmente en la faja petrolífera del Orinoco, el depósito de hidrocarburos más grande delmundo. La compañía refina petróleo extra pesado y produce crudo sintético. En 2010, su producción promedió134.000b/d de crudo sintético y 49Mp3/d de gas natural. Durante el 2012, debiera promediar 175.000b/d, con unaproducción máxima estimada en 181.000b/d. PDVSA tiene una participación de 70% en Petropiar, mientras el



grupo estadounidense Chevron tiene una participación de 30% y la institución financiera estatal china Citic Groupcontrola el 10% restante. Petrocedeño (60% PDVSA, 30,3% Total, 9,7% Statoil):Compañía petrolera que produce 200 mil barrilesdiarios de crudo extrapesado (provenientes de la Faja del Orinoco, Venezuela), y los mejora en 180mb/d de ZuataSweet, un crudo liviano y dulce. Durante este proceso de mejoramiento se obtienen a diario 900 toneladas de azufrey 6 mil toneladas de coque. Petrocedeño, ex Sincor, es controlada por PDVSA, Total y Statoil. Petromonagas (83,33% PDVSA, 16,67% TNKBP):Esta es el área Carabobo del proyecto Petromonagas,ubicado al sur del estado Anzoátegui, que fue creada como empresa mixta,la cual procesa 120 mil barriles diarios depetróleo provenientes de 98 pozos de crudo. Petrolera Sinovensa (60% PDVSA, 40% CNPC Venezuela):Sinovensa es una empresa mixta, con laparticipación accionaria de Petróleos de Venezuela (PDVSA) y la Corporación Nacional China de Petróleo, que fuecreada después de la nacionalización de la Faja Petrolífera del Orinoco, en 2007. Anteriormente, en la zona dondeestá Sinovensa, sólo se producían 30 mil barriles diarios de petróleo bajo el esquema de la orimulsión. Petromacareo (60% PDVSA, 40% Petrovietnam) y Petromiranda (60% PDVSA, 40% Consorcio PetroleroRuso):ubicadas en los bloques 2 y 6 de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO), respectivamente, producen enconjunto un promedio mínimo de 10 mil barriles diarios de crudo extrapesados,se estima producirán cada una 20mil barriles diarios (mbd) para mayo de 2013, mientras que para septiembre superarán los 40 mbd. Petroindependencia (60% PDVSA, 34% Chevron, 5% InpexMitsubishiJogmec, 1% Suelopetrol) yPetrocarabobo (60% PDVSA, 11% Repsol, 11% Petronas, 11% ONGC; 3,5% Oil India Limited; 3,5% Indian OilCorporation Limited):que operarán en el área Carabobo de la Faja Petrolífera del Orinoco, producirán 800 milbarriles diarios de petróleos en el 2016. Cada una de estas empresas van a producir 400 mil barriles diarios depetróleo con dos mejoradores que se van a construir y que estarán listos en el año 2016 para mejorar el crudo hasta40 grados API’ Petrourica (60% PDVA, 40 %CNC): PDVSA Petrourica, filial de la Corporación Venezolana del Petróleo,inició los trabajos de construcción de las primeras macollas y localizaciones del Bloque Junín 4, del cual se esperaextraer 400 mil barriles diarios (MBD) de crudo extrapesado, en el tope máximo de producción, durante lospróximos 25 años.Los movimientos de tierra se realizan desde el mes de diciembre de 2011, en un área de 20,5hectáreas aproximadamente, comprendidas en los 325 kilómetros cuadrados del Bloque, ubicado en el sureste delestado Guárico, cercano a las poblaciones de Santa María de Ipire, Altamira, El Socorro y Zuata, estado Anzoátegui. Petrojunin (60% PDVSA, 40% ENI)y Petrobicentenario (60 % PDVSA, 40% ENI):Petro Junín, del bloqueJunín 5, en el complejo José Antonio Anzoategui, que producirá 240 mil barriles diarios y Petrobicentenario, en larefinería de Anzoátegui, que generará 350 mil barriles por día. La refinería estará ubicada en el complejo JoséAntonio Anzoátegui.

Aún restan muchos bloques por desarrollar en la FPO y para ello el Ministerio de Energía y Petróleo tieneprevisto hacerlo tanto con esfuerzo propio, de PDVSA, así como con la conformación de Empresas Mixtas concompañías extranjeras, siempre con mayoría accionaria de PDVSA. Por el momento, la empresa estatal lleva a cabo el Proyecto Magna Reserva cuyo objetivo es cuantificar ycertificar las reservas de la Faja Petrolífera del Orinoco, basado en la revisión integral de toda el área de la Fajay de la aplicación de tecnologías de punta que mejoren el factor de recobro. El propósito, de acuerdo al lineamiento establecido por PDVSA es “convertir a la Faja en un eje impulsor deldesarrollo económico, social, industrial, tecnológico y sustentable del país, mediante la valorización y desarrolloóptimo de sus recursos de hidrocarburos, dentro del marco legal vigente y el plan de desarrollo de la nación”.

LA FAJA PETROLERA DEL ORINOCO EN LA ACTUALIDAD La producción de crudo de la Faja Petrólifera del Orinoco (FPO) aumentó 140% en 13 años, al pasar de500.000 barriles diarios (bd), en 1999, a 1.200.000 bd en 2012, informó este miércoles el presidente de laRepública, Hugo Chávez.

Durante una visita al bloque Carabobo, ubicado en el estado Monagas, el Jefe de Estado recordó que desde lanacionalización de la FPO, en mayo de 2007, se llevó de 37 a 150 el número macollas instaladas para aumentarextracción de crudo.

La macolla es una instalación operacional donde se agrupan un número de pozos, a fin de facilitar lostrabajos de perforación, conexión, operación y mantenimiento de los mismos.

El Jefe de Estado explicó que el petróleo que se produce en esta extensión de 55 mil kilómetros cuadrados,que comprende el sur de los estados Guárico, Anzoátegui y Monagas, se origina a 1.000 metros de profundidad, seextrae sólo con bombeo mecánico y tiene una densidad de 8 grados API.

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Ese crudo que se extrae pasa luego a un mejorador, donde obtiene una gravedad que oscila entre 32 y 42grados API.

"Es la principal riqueza material que tiene Venezuela para 200 años más, pero requerimos la independenciapara manejar la riqueza del país", señaló.

De igual modo, el mandatario se refirió al libro de Juan Pablo Pérez Alfonzo,Hundiéndonos en el excrementodel diablo (1975), en el cual se hace un análisis histórico, financiero y político del proceso de explotación depetróleo en Venezuela.

Chávez recordó que antes de la llegada de su gobierno, las transnacionales que tuvieron el control del sectorhidrocarburos se llevaron el crudo liviano y aseguraron que los recursos presentes en la FPO no eran petróleo sinobitúmen, como una estrategia para pagarlo a precio del carbón, que equivalía a un cuarto del valor del crudo.

De este modo, señaló que tal como lo refiere Pérez Alfonzo, en los primeros diez años de explotaciónpetrolera apenas le entró al fisco nacional 8% del valor sobre de ese crudo que se cotizaba a un precio muy bajo,ingresos que además no eran distribuidos en beneficio del pueblo.

"Por eso se hizo el golpe de abril y el sabotaje petrolero, pues ellos sabían que esta es la mayor reserva depetroleo para los próximos 200 años", puntualizó Chávez.

6 millones de barriles para 2019

Durante una visita a la macolla Cayaurima, en la División Carabobo(estado Monagas), el presidente Chávezreiteró que Venezuela producirá 6 millones de barriles de petróleo diarios en el año 2019.

Chávez detalló que sólo en el bloque Carabobo se esperan generar 4 millones de barriles en 2019.Asimismo,anunció que la meta prevista por Pdvsa es llegar a instalar, en los próximos 6 años, 500 macollas en toda la FajaPetrolífera del Orinoco (FPO).

Agregó que en este mismo período la estatal petrolera estima aumentar el número de pozos de los 4.000existentes a 10.500, lo que se contrasta con los 2.800 que habían antes de su nacionalización.

Líneas de producción de Pdvsa Industrial

El presidente Chávez también evaluó este miércoles el desarrollo de las líneas de producción de lasempresas que conforman la filial de Petróleos de Venezuela, Pdvsa‐Industrial.

El mandatario nacional presenció el funcionamiento de la empresa mixta de recuperación de materiasprimas, Reciclaje Cuba Venezuela, que cuenta con maquinaría China para compactar 5 toneladas de chatarraferrosa al día.

Chávez explicó que este material se dirige a las empresas de Guayana, como la Siderúrgica del OrinocoAlfredo Maneiro (Sidor), para producir láminas y cabillas que son posteriormente utilizadas para la construcción deurbanismos de la Gran Misión Vivienda Venezuela.

Por su parte, los trabajadores de Pdvsa Industrial mostraron al presidente los avances de la fábrica debovinas de acero, que son requeridas para la producción de los tubos sin costuras, y que se destinan especialmentea la industria petrolera.

También expusieron parte de la producción de la fabrica de bombillos ahorradores VietVen, ubicada en la zona deParaguná, estado Falcón, y que genera 700 focos diarios por cada línea.

PLAN ORINOCO

Dentro de los cinco ejes que conforman el Proyecto Socialista Orinoco se encuentra el desarrollo social, elcual está constituido por otros cinco programas estrechamente vinculados: Agro productivo socialista,infraestructura de servicios, cien pueblos libres de miseria, ambiente y Distrito Social Amacuro.

El programa “Agro productivo socialista” contempla un nuevo modelo productivo endógeno basado en laspotencialidades agroindustriales de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO). En él se desarrollarán tres circuitossocialistas agroindustriales: algodonero en Orinoco‐Apure, leguminosa Orinoco‐Apure y ganadería de doblepropósito; así como el sistema de pesca artesanal y el Complejo Industrial Maderero. En cuanto a la infraestructurade servicios, se desarrollará una red que garantice los servicios públicos (vialidad, electrificación, agua y desarrollohabitacional) a las poblaciones aledañas a la FPO que permitirá el equilibrio entre proyectos estructurantespetroleros y no petroleros. Por su parte, el programa “Cien pueblos libres de miseria” busca el reordenamiento

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territorial y demográfico en la FPO, con el fin de atender las necesidades más inmediatas de estas poblaciones.

El trabajo se enmarca en la Misión Villanueva y trabaja en conjunto con los consejos comunales. En elambiente se busca cumplir la política ambiental de PDVSA, mediante mecanismos de prevención, control,saneamiento y restauración de áreas afectadas por actividades económicas. Asimismo, se mejorarán lascondiciones ambientales de las comunidades de la zona. Finalmente, el Distrito Social Amacuro impulsará unaestrategia de desarrollo social sustentable en el estado Delta Amacuro, que cubra las necesidades económicas,educativas, culturales y de salud en la región oriental, la cual se caracteriza por tener la menor densidadpoblacional del país y con importantes dificultades en vías de penetración y transporte.

El desarrollo social del Proyecto está estrechamente relacionado con el eje económico, puesto que esteúltimo conforma los proyectos productivos (industrias pequeñas, medianas, grandes, de propiedad y producción ydistribución socialista), esenciales para llevar a cabo las actividades impulsadas por el cuarto eje estratégico.

PLAN SIEMBRA PETROLERA 20052030

El 18 de agosto de 2005 se presentó al país el Plan Siembra Petrolera (PSP) el cual está alineado con lapolítica petrolera definida por el Estado. En este Plan se establecen las directrices de la política petrolera hasta el2030.

Dentro de este contexto, y en el marco de los lineamientos del Ministerio del Poder Popular para la Energíay Petróleo, se inscribe la estrategia general de la empresa: buscar la máxima valorización de los recursos naturalesno 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 lapobreza y laexclusión social.

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

Desarrollo integral de la Faja Petrolífera del Orinoco.

Enmarcados en el Plan de Siembra Petrolera para el desarrollo integral de la Faja Petrolífera del Orinoco(FPO), la filial agroindustrial de Petróleos de Venezuela, PDVSA Agrícola, contempla la ejecución de 14 proyectos noasociados a la producción de hidrocarburos, para contribuir con la plena soberanía alimentaria de la zona y ladesconcentración del territorio nacional.

Esto se logrará mediante el aporte sustentable y garantizado de proteína animal y vegetal en forma de carne(bovina, avícola, porcina y piscícola) y quesos, así como de granos, casabe, hortalizas y frutas, a través de sistemassocialista integrados en cadenas de valor con productores agrícolas independientes.

La meta es lograr el desarrollo agrícola de 500 mil hectáreas en la FPO, que serán destinadas para lossiguientes fines: 220 mil para los sistemas agroforestales y el mejoramiento de la ganadería bovina; 210 mil paracultivos mecanizados (180 mil de maíz, sorgo, caraota, fríjol y 30 mil de yuca); 58 mil para plantaciones forestales(aprovechamiento industrial y fines conservacionistas); por último, 12 mil de otros cultivos (algodón, semillas,hortalizas y frutales).

Proyectos estructurantes

Del total de hectáreas que desarrollará la filial en la FPO, 150 mil (30%) se gestionará para adquirirlas comotierras propias para desarrollar proyectos estructurantes (complejos industriales, centros de servicios, sistemas deriego y cadena de frío); en el otro 70% se impulsará su crecimiento mediante asociaciones con productoresindependientes y así fomentar la producción de los rubros priorizados.

Luego que se incremente el potencial agrícola de la región mediante los planes estructurantes, se



apalancará el resto de los proyectos agro productivos que se tienen ya planteados para la Faja y así se cumplirá conel desarrollo agroindustrial de esta importante región venezolana.

La estrategia de este plan de desarrollo agrícola contempla su ejecución en tres etapas:

• Fase I: que prevé acciones inmediatas contempladas en el Plan Operativo Anual 2012.

• Fase II (20132015): cuando se implantarán los proyectos formulados en la primera fase;

• Fase III (20152019): con la consolidación de los proyectos dependientes de los servicios no petroleros(complejos de producción animal y agricultura en zonas periurbanas)

PROYECTO MAGNA RESERVA (Certificación de la FPO)

De acuerdo con el Oficio Nº 1.036 de junio de 2005, el Ministerio del Poder Popular para la Energía yPetróleo asignó a CVP el Proyecto Magna Reserva para cuantificar y certificar las reservas de la Faja Petrolífera delOrinoco.

El lineamiento estratégico establecido, persigue el propósito de convertir a la Faja Petrolífera del Orinoco enun eje impulsor del desarrollo económico, social, industrial, tecnológico y sustentable del país, mediante lavalorización y desarrollo óptimo de sus recursos de hidrocarburos, dentro del marco legal vigente y el plan dedesarrollo de la nación.

Para acometer la cuantificación y certificación de las reservas, se dividió la Faja Petrolífera del Orinoco encuatro grandes áreas: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo; y éstas, a su vez, en veintiocho (28) bloques(excluyendo el área de las Empresas Mixtas, antiguas asociaciones, y Bitor‐Sinovensa), de los cuales, dieciséis (16)bloques serán cuantificados y certificados en un esfuerzo compartido entre CVP y dieciocho (18) empresasestatales y privadas de quince (15) países distintos, que han suscrito acuerdos de entendimiento con PDVSA paradicho propósito.Se plantea llegar a certificar al menos 235 MMMBls de crudo pesado.

Es importante señalar que el Petróleo Original en Sitio (POES) cuantificado en la Faja Petrolífera del Orinoco,alcanza un volumen de 1.360 MMMBls de crudo de los cuales, el país sólo reportaba 40 MMMBls como reservasprobadas que representa escasamente 3%.

El objetivo del Proyecto Magna Reserva, que lleva a cabo CVP, es lograr cuantificar y oficializar al menos 17%del POES como reservas probadas, basado en la revisión integral de toda el área de la Faja Petrolífera del Orinoco yde la aplicación de tecnologías de punta que mejoren el factor de recobro.

Desde que comenzó el proyecto en el año 2005, hasta el cierre del año 2007, se han cuantificado yoficializado por el MENPET 20 MMMBls de crudo pesado de los 235 MMMBls que considera el proyecto; es decir,hasta el año 2007 se ha alcanzado más de un 9% de la meta total, que se estima alcanzar a finales del año 2009.

CHINA Y VENEZUELA

China es un país clave para la diversificación comercial y económica de Venezuela, para reducir su



dependencia del mercado petrolero importador estadounidense, su mayor contrincante ideológico y para reforzarlazos políticos y comerciales con otras potencias mundiales. Venezuela ofrece recursos naturales y su diplomaciacomercial se orienta a buscar nuevos e importantes socios. Venezuela ya es uno de los socios estratégicos de Chinaen América Latina. China aspira a tener un acceso privilegiado a la Faja del Orinoco.

En lo que Caracas pensó que en un momento podía ser una vinculación que fuera más allá de los económicoy comercial, esta se ha convertido en una relación pragmática en donde, al menos desde la óptica de Beijing, loideológico no tiene cabida, ni en referencia al tema de la revolución mundial ni mucho menos en cuanto al temadel pasado maoísta chino.

Venezuela se ha opuesto en los foros internacionales a la condena a China por la presunta violación de losderechos humanos en ese país, condenó el otorgamiento del Premio Nóbel de la Paz al disidente chino Liu Xiaoboen el año 2010 y ha coincidido con Beijing en temas referidos a la cooperación Sur‐Sur, el Movimiento de Países noAlineados, la búsqueda de un mundo multipolar, la expansión del uso mundial de monedas alternativas al dólar ysu sustitución como unidad de cuenta mundial. Por su parte, existe un convenio de cooperación entre el PartidoSocialista Unido de Venezuela (PSUV) y el Partido Comunista de China (PCC), a fin de desarrollar una escuela deformación de cuadros políticos en Venezuela con asesoría china.

Durante el mes de diciembre de 2010 se creó la Oficina conjunta Venezuela‐China para el Financiamiento deGran Volumen y Largo Plazo que tiene como propósito hacer un seguimiento del avance de los proyectosacordados entre ambas naciones. Esta oficina indica la dirección financiera que tiene la relación bilateral, que másallá del intercambio de productos agrícolas e industriales chinos por petróleo venezolano, y se orienta ahora agrandes proyectos financiados por este Fondo.

Previamente, en el año 2007, se constituyó el Fondo de Financiamiento Conjunto China‐Venezuela, con unmonto inicial de 6 mil millones de dólares para sustentar económicamente los proyectos de cooperación mutua. Alaño siguiente, ambas naciones acordaron duplicar el capital del fondo a 12 mil millones de dólares. Si se suman losmontos para enero de 2012 del Fondo Chino Venezolano y del Fondo de Largo Plazo con China, se tiene una cifrade 32 mil millones de dólares americanos. Se estima que habrá un financiamiento chino anual de 15.000 millonesde dólares, el monto más alto que China tiene en este tipo de financiamiento a nivel mundial, amparado por elenvío a futuro de petróleo venezolano.

Venezuela exporta petróleo y derivados y productos férreos. Venezuela importa de China maquinaria,tractores, automóviles y artículos de consumo masivo, sobre todo electrodomésticos y electrónicos. En el año 1999el intercambio estuvo en los 276 millones. Las cifras del año 2009 indican que el comercio entre los dos países llegóa un monto de 8.851 millones de dólares americanos; de los cuales, 4 mil 562 millones de dólares en exportacionesvenezolanas y 4 mil 289 millones de dólares en importaciones de Venezuela. En el año 2010, China se convirtió enun importante socio comercial de Venezuela con un intercambio comercial por el orden de los 9.118 millones dedólares (cifras provisionales). China ocupó el segundo lugar en el destino de las exportaciones venezolanas con unmonto de 6 mil millones de dólares, fundamentalmente por el envío de petróleo crudo y derivados (lasexportaciones venezolanas no petroleras a China se situaron en unos 312 millones de dólares americanos). Enmateria de importaciones, China envió bienes por un monto de 3.118 millones de dólares a Venezuela, un 11.0%del total de la importaciones de Venezuela ese año, (aunque un 10.8% menos que en el año 2009) ocupandotambién el segundo lugar del total de las exportaciones venezolanas, después de Estados Unidos, que acaparó un31% del total de las importaciones venezolanas durante ese año.

El comercio exterior entre Venezuela y China en 2011 fue de 18.000 millones de dólares. (Cifrasprovisionales). Venezuela es el quinto socio comercial de China (luego de Brasil, México, Chile y Perú) en AméricaLatina y China es el segundo socio comercial de Venezuela (después de Estados Unidos).

En septiembre de 2009 se dio a conocer un acuerdo entre ambos países para extraer a fines del año 2012 yde forma conjunta para el año 2015, un millón de barriles diarios del crudo pesado y extra‐pesado de la FajaPetrolera del Orinoco (junto con la compañía China National Petroleum Corporation (CNPC). Ahora Venezuelaexporta unos 460.000 barriles diarios de petróleo crudo y derivados a China (de los cuales China reexporta unos100.000 barriles de crudo diarios), pero esta sigue siendo una cantidad pequeña en comparación de los 1.3 billonesde barriles de petróleo y derivados que Venezuela exporta a los EE.UU. El acuerdo entre Venezuela y China es parala explotación en las áreas Junín 1,4 y 8 de la Faja Petrolífera del Orinoco. También se proyecta una participaciónchina en la industria del gas venezolana con China National Oil Off Shore (CNOOC)

China, además, construirá taladros y plataformas petroleras, ferrocarriles, redes ferroviarias y viviendas. Untotal de 117 proyectos, desarrollados en Venezuela, están siendo financiados por los fondos chinos. Petróleos deVenezuela, PDVSA construirá tres refinerías de petróleo en territorio chino y empresas petroleras chinas participanen la construcción y explotación de refinerías en la cuenca del Orinoco, con la meta de no sólo exportar a China,sino también a terceros países. Asimismo, astilleros chinos construirán para Venezuela tres superpetroleros dedoble casco para el transporte del crudo venezolano a China.

Otras iniciativas bilaterales se centran en las telecomunicaciones. La cooperación técnica abarca desde lafibra óptica a la fabricación de teléfonos móviles en Venezuela, pero el hecho más destacado ha sido la fabricación,construcción y lanzamiento en octubre de 2008 del primer satélite artificial venezolano, el Venesat I ‐ Simón



Bolívar, en virtud de un acuerdo entre ambos gobiernos suscrito en 2005. Está previsto que un segundo satélite, elVRSS sea lanzado en 2013. El funcionamiento del segundo satélite venezolano ‐el VRSS‐ se aplazó para el año queviene.

El intercambio de delegaciones militares se produce con cierta regularidad. Caracas ha comprado en Chinatres radares 3‐D JYL para el seguimiento de su espacio aéreo por un monto de 150 millones de dólares, incluyendoapoyo para esas estaciones terrestres y el adiestramiento de personal venezolano en China. También Venezuelacompró 18 cazas de fabricación china para la instrucción área, K‐8W. Venezuela compró en el año 2011, 12 avionesde transporte Shaanxi Y‐8 y está por comprar el avión caza chino más moderno, el L‐15.

China le ha dado a Venezuela unos préstamos por 32 mil millones de US $, ha gastado US $ 21,000 millonesen inversiones e intercambio comercial y US $ 40,000 en inversiones energéticas proyectadas hasta el año 2016.

PDVSA se queja de los resultados del convenio con China ya que se calcula le costaría a la empresa petrolera18.500 millones de dólares en pérdidas, por no vender esos barriles a precio de mercado. China vende en Singapur‐a precios de mercado‐ unos 100.000 barriles, generándose una doble ganancia para China no registrada porVenezuela. PDVSA le vende a precio fijo el barril exportado a China en US$ 80,05 (430.000 bb/d) como contrapartede un macro financiamiento chino.

¿Por qué no hay más exportaciones a China? La respuesta es que el mercado chino no es fácil ni rentablepara explotar por Venezuela. En primer lugar, China ha sido capaz de encontrar una mejor calidad de aceite enKazajstán. En segundo lugar, el envío de petróleo desde Venezuela a China implica costos de fletes muy altosdebido a la gran distancia entre los dos países. En esencia, China o Venezuela tendría que adquirir los llamadosVery o Ultra Large Crude Carriers (VLCC o ULCCs) superpetroleros, pero son muy costosos. Superpetroleros dearrendamiento es una opción, pero luego está el problema del Canal de Panamá. Los VLCC y ULCCs no se ajustan alCanal, obligando a un viaje a través del Estrecho de Magallanes.

De llegar un gobierno diferente a Chávez al poder en Venezuela en el año 2013, éste tendrá que negociar losalcances de los préstamos chinos que se han convertido en una pieza fundamental de los ingresos venezolanos. Enese escenario, los temas ideológicos, del mundo multipolar y sobre el enfrentamiento venezolano a Estados Unidostendrían menos importancia.


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13th February 2013UBICACIÓN GEOGRAFICA:

Ubicado en la Costa oriental del lago de Maracaibo del estado Zulia, a pocos kilómetros al norte de LosPuertos de Altagracia, este complejo tradicionalmente denominado “El Tablazo” por su ubicación en esta Zona delMunicipio Miranda, se extiende sobre un área industrial de 858 Hectáreas. Su construcción se inicio en 1968,concluyéndose la mayor parte de su infraestructura en 1973. Una expansión fue realizada entre 1987 y 1992 paraincrementar la disponibilidad de resinas plásticas en el país. El complejo ha ido creciendo, consolidándose como ungran centro industrial en el que están presentes algunos complejos que tiene una capacidad de 3,5 MMTMA deOlefinas, resinas plásticas, vinilos y Fertilizantes nitrogenados. Su construcción en 1976 aumento significativamentela expansión de las actividades petroquímicas venezolanas e impulso el aprovechamiento del gas natural comofuente básica de insumos para estas operaciones.

PLANTAS QUE CONFORMAN EL COMPLEJO EL TABLAZOEn la faja central del complejo tenemos las plantas de Gas Licuado, Olefinas I y II y Cloro Soda. Al norte de

la faja tenemos las Plantas de Urea, Amoniaco, Vinilos I y II, PVC I y II, Planta Eléctrica y empresas mixtas talecomo: POLINTER, PETROPLAS, PROPILVEN, POLILAGO, PLASTILAGO, etc.

Planta de olefinas:Fue diseñada con una capacidad de producción de 454 TMD de Etileno y hasta 280 TMD de Propileno, si sealimenta ciento por ciento con Propano. Normalmente opera con una alimentación combinada de Etano y Propanopara optimizar la utilización de estos hidrocarburos. Aunque fue construida a finales de 1974, numerosos problemashicieron que su operación inicial fuese discontinua. La planta fue puesta fuera de servicio en 1977 y durante ese añose inspeccionó y se rehabilitó nuevamente para que entrara en operación en octubre de 1979. Su factor de servicioha aumentado y ha permitido alcanzar una producción superior a la capacidad original de diseño en forma continuagracias a la instalación de un horno adicional de Pirolisis.

El Etileno es consumido totalmente en El Tablazo, por las plantas productoras de resinas plásticas(Polietileno de baja densidad, Polietileno de alta densidad y Cloruro de Polivinilo). El Propileno es utilizado en El

COMPLEJO PETROQUIMICO EL TABLAZO

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Tablazo para la manufactura de tetrámero de Propileno y los excedentes son enviados al exterior para su conversión(Maquilado) en Polipropileno, que luego Pequiven distribuye al mercado nacional. En un futuro el Propilenoproducido por las plantas de Olefinas irá a la Planta de Polipropileno.

Para el proceso de producción de Etileno y Propileno se utilizan tres secciones principales:A. Pirolisis:

Esta sección está formada por ocho hornos donde en forma separada se descomponen por altas temperaturas(Pirolisis o craqueo) el Etano y el Propano, mezclados con vapor de agua. En los hornos se producen Etileno,Propileno y otros subproductos. El efluente de los hornos pasa por tubos, donde el calor generado se utiliza paraproducir vapor de agua y los gases son enfriados. Posteriormente, por contacto directo con agua en una torre dedepuración se eliminan los sólidos y polímeros aceitosos, y se concluye el proceso de enfriamiento de los gases antesde comprimidos.

B. Compresión, lavado caustico, conversión de acetileno y secado:Los gases ya depurados se comprimen durante cuatro etapas. Los líquidos formados en las tres primera

etapas de compresión se colectan y son despojados en una torre a fin de obtener el primer subproducto del proceso:El Dripoleno, especie de gasolina rica en aromáticos y diolefinas. Luego de la tercera etapa de compresión, los gasesson tratados con soda cáustica en contracorriente para eliminarles el dióxido de carbono presente, después sonpasados por un reactor donde se hidrogenan las cantidades de acetileno igualmente presentes. Antes de entrar en lacuarta etapa de compresión, al gas se le elimina también el vapor de agua que pudiera contener; esto se lograutilizando tamices moleculares en torres de secado.

C. Fraccionamiento a baja temperatura:A la salida de la cuarta etapa de compresión el gas pasa por diferentes torres de destilación donde se somete a

procesos de refrigeración y fraccionamiento a baja temperatura para obtener los productos según las purezasrequeridas: Etileno al 99,9% molar y Propileno al 95,5% molar. Los productos de la planta de olefinas se almacenancomo líquidos a bajas temperaturas.

Planta de clorosoda:Esta planta fue puesta en marcha a finales de 1976. Tiene una capacidad instalada para producir 113 TMD de

cloruro gaseoso, 127 TMD de soda cáustica al 50% y 50TMD de ácido clorhídrico al 30%. Como subproducto, laplanta produce hasta 13 TMD de hipoclorito de sodio. El proceso utiliza como materia prima la sal común (Clorurode Sodio) de la que se consumen, aproximadamente, 200 TMD. La sal llega al complejo por vía marítima desde LasSalinas de Araya, Estado Sucre.

El proceso de producción de Cloro y de Soda Cáustica consiste en la descomposición electrolítica de lasalmuera (Solución de cloruro de sodio) en celdas que usan ánodos de titanio y cátodos de mercurio. El ácidoclorhídrico se obtiene en una unidad donde reaccionan el hidrógeno, como subproducto en la formación de la SodaCáustica, y el Cloro gaseoso que proviene fundamentalmente de la desgasificación de los tanques dealmacenamiento de Cloro líquido.

El Cloro producido está destinado casi en su totalidad a la planta de cloruro de polivinilo (PVC)conjuntamente con el Etileno de la planta de olefinas. El resto es consumido por el Instituto Nacional de ObrasSanitarias (INOS) para el tratamiento de aguas domesticas. Parte de la soda cáustica producida es usada en elcomplejo y el resto se destina al consumo nacional en las industrias textiles, papeleras, de jabón, la industriapetrolera, química y otras.

El proceso de producción se realiza en cuatro secciones principales:1. Preparación de la salmuera de alimentación: La sal se deposita en una piscina de saturación de salmuera. Esta salmuera saturada se purifica posteriormentemediante la adición de reactivos y procesos de sedimentación y filtrado.

2. Electrolisis: En el interior de cada una de las 24 celdas de descomposición se encuentran suspendidas unas parrillas metálicas detitanio que constituyen el ánodo o polo positivo y un manto de mercurio líquido que fluye sobre el piso de la celda yque constituye el cátodo o polo negativo. Mediante una reacción por electrólisis, la salmuera de descompone encloro gaseoso que va hacia el ánodo y sodio metálico que se deposita sobre el cátodo.

3. Purificación de los productos: El Cloro gaseoso obtenido se enfría y se seca en una torre de absorción. Parte del Cloro es posteriormente licuadopara ser almacenado y envasado o para ser enviado a la planta de PETROPLAS para la producción de cloruro depolivinilo.



4. Tratamiento de efluentes mercuriales: Durante la operación de la planta se producen lodos, gases y efluentes líquidos que son tratados para eliminarlescualquier contaminante que pudiera afectar la flora y la fauna del Lago de Maracaibo. Es de sumo interés paraPequiven que todos sus efluentes cumplan especificaciones aceptables, de acuerdo a las normas establecidas. Poresta razón se han construido instalaciones adicionales para recuperar el mercurio metálico de todos los efluentes. Loslodos que contienen mercurio metálico se destilan para recuperar éste de forma metálica. Los lodos residuales sellevan a un lugar apropiado donde son almacenados. Los efluentes líquidos se acondicionan en una unidad de pretratamiento ubicada en la misma planta, donde se depuran a niveles aceptables.Planta de amoníaco:

En el Complejo Zulia “El Tablazo” hay instaladas dos plantas de Amoníaco y dos de Urea que conforman el“área de Fertilizantes” del complejo, pertenecientes a la empresa mixta Venezolana de Nitrógeno C.A(NITROVEN). Pequiven tiene desde 1978 un contrato de administración con estas plantas, por lo que su operaciónestá totalmente integrada a la de las otras plantas de Pequiven en el Complejo.

El capital social de NITROVEN está compuesto de un 73% por Pequiven, un 17% por la empresa BahamasInternational Development Industries (IDI) y un 10% por el estado colombiano a través del Instituto de FomentoIndustrial (IFI) de ese país.

Tanto las plantas de Amoníaco como las de Urea del Complejo Zulia están dedicadas fundamentalmente a laexportación, y sus operaciones comenzaron a finales de 1972. Las Plantas de Amoníacos tienen una capacidad deproducción instalada de 900 TMD, cada una. Estas Plantas usan como materia prima el “Gas residual”fundamentalmente Metano, producto de la planta de procesamiento de Gas natural del Complejo.

Planta de urea:En el área de fertilizantes del Complejo Zulia se encuentran ubicadas dos Plantas gemelas de Urea capaces de

producir hasta 1.200 TMD cada una. Su producción está igualmente destinada a los mercados internacionales,aunque en los últimos años, y debido al incremento de la demanda nacional de fertilizantes, parte de la producciónha sido destinada a satisfacer el mercado interno.

Estas plantas usan como materia prima e “gas residual”, fundamentalmente metano, producto de la planta deprocesamiento de gas natural del complejo. El proceso de producción es similar al descrito para la planta deamoníaco de Morón, salvo algunas pequeñas variantes como las sección de absorción del co2, que en estas plantas sehace exclusivamente como el etano lamina (MEA).El amoníaco producido puede ser enviado directamente a lasplantas de urea para su procesamiento o se puede almacenar en tanques. En la Planta de Urea en el área defertilizantes del Complejo Zulia se encuentran ubicada dos plantas gemelas de urea, capaces de producir hasta 1.200TMD cada una.

Planta de cloruro de polivinilo:La producción del Cloruro de Polivinilo está ligada a tres fases sucesivas de manufactura, dos de las cuales se

llevan a cabo en la planta de MVC, como son la obtención del dicloruro de etileno y posteriormente el monómero deCloruro de Vinilo, y la última fase en la planta de PVC donde se obtiene la resina plástica a partir del MVC. A. esteconjunto integrado se le denomina comúnmente “Grupo Vinilos” el cual originalmente perteneció a la empresamixta Plásticos Petroquímicos C.A (PETROPLAS) en la cual el Instituto Venezolano de Petroquímica (IVP) tenía el75% del capital social y la empresa Estadounidense B.F. GOODRICH, que había aportado la tecnología le tocó el25%. En el año 1980 Pequiven adquirió la totalidad de las acciones B.F. GOODRICH y PETROPLAS pasó a seruna empresa filial de Pequiven. La presencia de B.F GOODRICH se ha mantenido a través de un convenio deasistencia técnica para el apoyo en las operaciones de las plantas. Este contrato fue terminado por Pequiven en 1987.Las Plantas fueron concluidas en 1978 pero comenzaron sus operaciones tardíamente por razones técnicas yeconómicas. La de PVC arrancó en enero de 1980 y la MVC en julio de 1981.

El PVC se obtiene mediante la polimerización del monómero de Cloruro de Vinilo (MVC), el cual a su vezse genera por careo de cloruro de etileno (EDC) obtenido por la cloración de etileno. Las materias primas son cloro yel etileno producidos en el complejo. Los volúmenes de producción según el diseño son de 150 TMD de MVC y 120TMD de resistencia de PVC las cuales son destinadas al mercado nacional. El Policloruro de Vinilo o PVC es un polímero termoplástico. Se presenta como un material blanco que comienza areblandecer alrededor de los 80°C y se descompone sobre 140°C. Cabe mencionar que es un polímero por adicióny además una resina que resulta de la polimerización del Cloruro de Vinilo o Cloro Etileno. Tiene una muy buenaresistencia eléctrica y a la llama. El átomo de Cloro enlazado a cada átomo de Carbono le confiere característicasamorfas principalmente e impiden su recristalización, la alta cohesión entre moléculas y cadenas poliméricas delPVC se deben principalmente a los momentos dipolares fuertes originados por los átomos de Cloro, los cuales a suvez dan cierto impedimento estérico es decir que repelen moléculas con igual carga, creando repulsiones



electrostáticas que reducen la flexibilidad de las cadenas poliméricas, esta dificultad en la conformación estructural,en la mayoría de las aplicaciones, hace necesario la incorporación de aditivos para ser obtenido un producto finaldeseado.

Planta de procesamiento de gas natural (glp)Esta planta de separación de líquidos del gas natural fue puesta en marcha en 1973 por la Corporación

Venezolana del Petróleo (CVP), pero desde el 1ro de junio de 1986 por la racionalización de las operadoraspetroleras filiales de PDVSA, pasó a formar parte de Maraven. Esta planta procesa 165 millones de pies cúbicosnormales diarios de gas natural (4,67 millones de metros cúbicos normales diarios) y genera materias primas paraotras plantas de El Tablazo. Los hidrocarburos líquidos separados a baja temperatura se fraccionan posteriormentepara producir diariamente 132 millones de pies cúbicos normales de “gas residual” (3,74 millones de metros cúbicosnormales), 440 toneladas métricas de gas etano, de las cuales se podrán licuar 44 toneladas; 520 toneladas métricasde propano, 3.850 barriles de butano y 2.400 barriles de gasolina natural. El “gas residual”, compuestoesencialmente por metano, se usa como materia prima para la fabricación de amoníaco y como gas para combustibleen el complejo. El etano y el propano alimentan la planta de olefinas, mientras que el butano y la gasolina natural sedestinan al mercado y se despachan por el muelle para líquidos.

Planta de reutilización de aguas servidas (ras)Su principal función es la de tratar y reutilizar las aguas residuales de la zona norte de Maracaibo, para ser

utilizadas con fines industriales y de riego, cubriendo los requerimientos de suministro de agua del complejo.

El sistema R.A.S, inaugurado en enero 2004, constituye el primero en su estilo en América Latina yrepresenta el proyecto Bandera en materia ambiental del Gobierno Nacional de la República Bolivariana deVenezuela.

PLANTA CAPACIDAD (TMA) PRODUCTO APLICACIONESCloro soda 40000

4500016500

Cloro, Soda Cáustica,Ácido Clorhídrico

PVC, Tratamiento de Agua

Procesamiento deGas Natural

165(MMPCO)15000094000

Gas Natural, Etano,Propano

Amoniaco y Gascombustible, Olefinas

Olefinas 15000032000

EtilenoPropileno

Polietileno Lineal, de alta ybaja densidad; Propileno;detergente.

Fertilizantes 297000396000

Amoniaco y Urea Fertilizantes

Cloruro dePolivinilos.

40000 Cloruro de Polivinilo Plásticos

EMPRESAS MIXTAS VINCULADAS CON EL COMPLEJO EL TABLAZO:Dentro del complejo Zulia existe un conjunto de empresas denominadas mixtas, por estar constituidas con

capital privado, nacional o extranjero en asociación con Pequiven, las cuales han permitido consolidarse de maneraimportante, logrando un mayor alcance y expansión en los mercados nacional e internacional. Por medio de lasEmpresas Mixtas se crean y desarrollan las empresas de Producción Social, que son filiales de Pequiven, con el finde fortalecer un nuevo modelo productivo, que permita conectar a la Venezuela petrolera con la pobreza,garantizando que la distribución de las riquezas del país Yy asi resuelvan los grandes problemas sociales.

Las Empresas de Producción Social (EPS) son formas asociativas de propiedad colectiva, que se dedican a laproducción de bienes y servicios, tomando en cuenta la igualdad, planificación y cooperación, para mejorar lacalidad de vida de los venezolanos, haciendo posible la distribución equitativa de los ingresos. Representan unavance en materia productiva, al aprender a participar de forma solidaria y equilibrada con el ambiente que nosrodea, y así consolidar proyectos de desarrollo endógeno.

Las Empresas Mixtas son Polinter, Propilven, Pralca que tienen como responsabilidad la producción,almacenaje, transporte, distribución y comercialización de las Olefinas y las Resinas Plásticas, tanto a nivel nacionalcomo internacional, e Indesca, que se dedica a la investigación y desarrollo tecnológico en el área de plásticos, y,las instalaciones de Pequiven que operan en el Complejo Petroquímico Ana María Campos

Aportes del sector privado para el desarrollo petroquímico:



1. Capacidad de mercadeo internacional para una óptima disposición de los productos2. Apoyo y transferencia de tecnología.3. Aportes de capital para facilitar los proyectos y aliviar la carga financiera sobre el Estado.

Poliolefinas Internacionales, C.A. (POLINTER):Es una empresa Mixta cuyo capital social está formado por la participación accionaria de Petroquímica de

Venezuela, S.A., Pequiven; Internacional Petrochemical Holding Limited, IPHL; Grupo Zuliano C.A.; Sofilago,S.A.; Grupo de empresas Mitsui y Combustión Engineering Tecnology Investmen Corporation, CETIC.

Produce polietileno de los tipos, Lineal de Baja densidad, Baja densidad convencional y alta densidad.Dichos Insumos son materia prima para la industria manufacturera de artículos del hogar, juguetes, envases,detergentes, empaques, tuberías, sacos industriales, bolsas, embalajes entre otros.

Es el resultado de la fusión, en 1999 de las empresas mixtas Polilago, Plastilago y Resilín, con lo cual seconformó la empresa productora de Polietilenos más grande de la región andina, con una capacidad global deproducir 370 MTMA. Polinter cuenta con tres plantas para la producción de polietilenos de baja densidad, linealesde baja densidad, media densidad y alta densidad, con una combinación de tecnologías única en la región.

Propileno de Venezuela, C.A. (PROPILVEN)En 1991 inicio operaciones esta empresa para producir y comercializar el polipropileno, una de las resinas

termoplásticas más recientes que compiten en algunas aplicaciones con el PVC, PEBD, PEAD. En su composiciónparticipan Pequiven, Promotora Venoso, El grupo Zuliano y Mitsui Petrochemical Industries.

Produce polipropileno de grados homopolímeros, copolímeros random y copolímeros de impacto. Laempresa fue constituida en 1985, la planta inició sus operaciones en 1991 con capacidad instalada de 70 MTMA depolipropileno, en 1996 se amplió en 20%, pasando a 84 MTMA y en el 2004 se ejecutó un nuevo proyecto, con elcual se elevó a 110 MTMA su capacidad nominal actual.

Productora de Alcoholes Hidratados, C.A. (PRALCA):Fue concebida en el año 1973 por iniciativa de Pequiven, para la producción en el país de Óxido de Etileno,

Óxido de Propileno y sus derivados. Este proyecto tomó su rumbo definitivo en 1987 con una nueva estructura ymeta definida: producción de Óxido de Etileno y Etilenglicol.

Ubicada en las cercanías del Complejo Ana María Campos, en la población de Santa Rita, en la costa orientaldel Lago de Maracaibo /Estado Zulia, es el resultado de arduos estudios e investigaciones para el desarrolloindustrial del país, concretando además la expectativa de la unión de recursos. De tres importantes sectores: empresaprivada nacional, empresa estatal y empresa privada extranjera, que ofrecen su aporte en la diversificación de laindustria nacional, abriendo caminos a productos no tradicionales.

Investigación y Desarrollo, C.A. (INDESCA)Es un Centro Socialista de Investigación y Desarrollo Tecnológico de Pequiven, especializado en brindar

apoyo tecnológico e investigación aplicada a las empresas de los polímeros petroquímicos; realiza sus actividades enforma ininterrumpida desde su fundación en 1983 y está ubicada en el Complejo Ana María Campos. Su objetivofundamental es: “Contribuir con el crecimiento de la industria nacional del plástico, a través del desarrollotecnológico de las empresas productoras y transformadoras de resinas“.

Cuenta con una infraestructura de laboratorios para la síntesis, caracterización, transformación y desarrollode polímeros, así como herramientas de diseño y simulación para el desarrollo de productos terminados.

El personal de este centro es altamente especializado, permanentemente actualizado, motivado ycomprometido al enfoque de calidad integral para la optimización de sus procesos y experiencia de 20 años paraayudarles a satisfacer las necesidades.

ESTÍRENOS DEL ZULIA C.A. (ESTIZULIA)Se constituyó el 9 de septiembre de 1970, sus acciones están distribuidas en: Pequiven 37,5% Grupo Zuliano 37,5% Dow Chemical 25,0%



Inició sus operaciones comerciales en abril de 1973, y sus plantas en El Tablazo tenían una capacidad deproducción de 15,0 MTMA. Diferentes mejoras y ampliaciones elevaron su capacidad a 36,0 MTMA para 1976 y a40,0 MTMA a partir de 1979. La empresa elabora resina de poliestireno en tres tipos: alto impacto (24,0 MTMA),expandible (4,0 MTMA) y cristal (12,0MTMA). Actualmente embiste un proyecto para duplicar su capacidad deproducción de poliestireno de alto impacto. El monómero de estireno, materia prima de esta empresa, no se produceactualmente en el país y debe ser importado; dentro de los planes de expansión de la industria petroquímica seconsidera la instalación de una planta para producirlo.

El proceso de producción consiste en la polimerización en masa o suspensión del monómero de estireno conlos agentes correspondientes, los cuales dependen del tipo de resina deseada. El poliestireno cristal y el de altoimpacto se usan en la elaboración de artefactos del hogar, tales como vasos, juguetes, envases desechables, muebles,material de empaque, bolígrafos, etc.

El expandible se usa como material de aislamiento térmico y acústico, para aliviar el peso de las estructuras ycomo material de empaque y embalaje; comúnmente se conoce bajo el nombre de “anime”

PLÁSTICOS DEL LAGO CA. (PLASTILAGO) La empresa fue constituida el 20 de octubre de 1973, distribuida accionariamente en la siguiente proporción:

Pequiven 49,00%,Grupo Zuliano 31,45%Cdf Chimie 15,00%Mitsui 4,55%

La empresa inició operaciones comerciales en enero de 1984. Su planta, ubicada en El Tablazo, es capaz deproducir hasta 60.000 TMA de polietileno de alta densidad mediante la polimerización de etileno en forma continua. El polietileno de alta densidad tiene múltiples aplicaciones según la técnica de transformación. Esta resina plásticatiene un amplio mercado compitiendo en algunas aplicaciones con el PVC, PEBD y PEAD.

Es la más reciente de las resinas termoplásticas a nivel moldeo: por inyección: artículos para el hogar, juguetes, tobos, gaveras, cestas, envases para alimentos y pailas

industriales. Soplado: envases para jugos, leche, aceite, detergentes, cosméticos, alimentos secos y húmedos y medicinas. Extrusión de película: bolsas y empaques en general. Extrusión de tuberías: tuberías para sistemas de riego, drenaje, transporte de gas y otros.

POLÍMEROS DEL LAGO C.A. (POLILAGO) Fue constituida el 21 de junio de 1971 e inició sus actividades en octubre de 1976 cuando puso en servicio su

planta de polietileno de baja densidad en El Tablazo. Actualmente POLILAGO cuenta distribución entre susaccionistas en la siguiente proporción:

Pequiven. 40,0%Grupo Zuliano 30,0%Cdf Chimie 30,0%

Las instalaciones industriales de POLILAGO en El Tablazo contaron originalmente con una capacidad instaladapara producir 50.000 TMA de la resina PEBD pero diferentes mejoras al proceso en sí y ampliaciones en algunos desus equipos han hecho que la capacidad nominal sea hoy de. 62.500 TMA.

El proceso de producción del PEBD consiste en la polimerización del etileno a altas presiones en presencia delos iniciadores de polimerización (peróxidos orgánicos). Este polietileno se usa mayormente en la elaboración desacos industriales y bolsas, así como película impermeabilizante en diversos envases, en embalajes, recubrimientosde cables, etc.

Empresas Mixtas Producto CapacidadMTMA*



Polínter Polietilenode Alta Densidad (PEAD)Polietilenode Baja Densidad (PEBD)Polietileno lineal de Alta Densidad(PELAD)y Polietileno de Alta Densidad(PEAD)

12085210

Propilven Propileno 84Pralca Óxido de Etileno, Óxido de

Propileno y sus derivados16

Indesca Investigación y desarrollotecnológico en el área de plásticos.

66

Petroquímica Venoco AlquilbencenosDodecilbencenos

11060

Produsal Sal industrial 800

CAMPO INDUSTRIAL ANA MARÍA CAMPOS (CIAMCA)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 en1976 aumentó significativamente la expansión de las actividades petroquímicas venezolanas e impulsó elaprovechamiento del gas natural como fuente básica de insumos para estas operaciones.

El objetivo principal de CIAMCA es crear una política cooperativista en el marco de las Empresas deProducción Social (EPS), para aportar valor agregado a la materia prima nacional aguas abajo, generar empleosconsolidados, dinamizar la cadena productiva, sustituir eficientemente las importaciones, promocionar lasexportaciones no tradicionales y apoyar la transformación del modelo socioproductivo de la República Bolivarianade Venezuela. Este Campo busca el desarrollo endógeno productivo integral de transformación de resinas plásticasaguas abajo dentro de la industria petroquímica nacional, que transformará la industria manufacturera del país.

El 11 de noviembre del 2006 el Presidente, Hugo Chávez Frías, inauguró en el Complejo Petroquímico ElTablazo, el Campo Industrial Ana María Campos, CIAMCA, en el que funcionaba para aquel momento en unaprimera etapa, cuatro empresas de producción social que se encargarían de transformar las olefinas, plásticos ymateria prima petroquímica, en productos terminados.

Estas cuatro empresas de producción social, cuyos miembros son cooperativistas constituidas por personalegresado de la Escuela de Polímeros, Ana María Campos. La primera cohorte, integrada por 232 alumnos, Luego denueve meses de construcción, el proyecto culmina en esta etapa con la puesta en marcha de la Fábrica deInyectadoras, Veninca, CA y la fábrica de sacos de plástico y, en diciembre de ese año , abrieron sus puertas, lafábrica de tanques para agua por rotomoldeo y la de paletas plásticas.

Este campo es un “polo de desarrollo endógeno de integración de producción, en el que entra el gas,proveniente de PDVSA y sale un producto final de consumo masivo”. Con esta iniciativa se buscaba nacionalizar laproducción en el país, generar empleos directos e indirectos, apalancar la tecnología y la educación y multiplicar, deesta manera, el valor del gas.

Los productos elaborados dentro del proyecto son resultado de un minucioso estudio de las necesidades demercado, sobre la oferta y demanda, en el país. Entre los objetivos planteados está sustituir las importaciones,aportar valor agregado a la materia prima nacional e impulsar la transformación de resina aguas abajo, dentro delnuevo modelo socio productivo de los lineamientos estratégicos del Gobierno Bolivariano. Las actividades deinvestigación y desarrollo aplicado al campo de las resinas plásticas son ejecutadas por Investigación y DesarrolloC.A. (Indesca).

Plantas, Proceso y Productos de CIAMCAEl proyecto CIAMCA, que albergaría 27 fábricas, se concretó gracias a la inversión del Estado, capital

privado, las cooperativas y Pequiven, unión que fortalece el sistema productivo de Venezuela bajo un sistema decooperación mutua para elaborar productos terminados a través de las primeras cuatro empresas que funcionarían apartir de ese momento: Inyectadoras Veninca, CA, Tanques para Agua, Rotomoldeo, CA, Sacos de Rafia, Vence Mi,SA y Paletas Plásticas, Paleplas, CA. En total, estas fábricas recibieron financiamiento de Bandes por el orden de Bs.



30 millardos. Mientras que para la construcción de los cuatro primeros galpones, Pequiven invirtió Bs. 7,2 millardos.

Estas EPS se alimentarían directamente de la materia prima que se produce en el Complejo El Tablazo, en unproceso de transformación de cuarto y quinto nivel encadenado a la producción del complejo, en donde a partir delgas, materia prima de Pequiven, se producen las olefinas y plásticos necesarias para la transformación en productosterminados. Cabe señalar, que las EPS contarían con una infraestructura de primera, facilitada por el ComplejoPetroquímico El Tablazo, acceso a los muelles para la comercialización de sus productos, servicios industriales,agua, luz, vialidad y servicios fundamentales para el correcto funcionamiento de este proyecto.

Uno de los aspectos más importantes de este proyecto de desarrollo endógeno es la participación directa delas comunidades del municipio Miranda del estado Zulia en su ejecución, pues trabajaron en la construcción de losgalpones e instalación de las fábricas: Rotomoldeos se encargó de la fabricación de resinas plásticas para el almacenamiento de agua, con unacapacidad de producción de cien mil tanques al año, teniendo un convenio para la distribución con el Ministerio delHábitat y la Vivienda. Paleplas transformaría polietileno de alta densidad en paletas plásticas, conocidas como estibas para usoindustrial del transporte de carga, cuya capacidad de producción oscila en 240 mil estibas anuales. Vence Mi fabricaría más de 4 millones de sacos de rafia al año, para el almacenamiento de Urea, resinasplásticas, alimentos y todo tipo de semillas. Veninca sería responsable de la producción de más de 160 millones de jeringas plásticas para abastecer al sectorsalud del país, a través de los diversos convenios de comercialización suscritos con el Ministerio de Salud.

Con una capacidad de producción de 120 millones de pañales anuales, ésta nueva empresa social es unavance más de la revolución petroquímica en Venezuela. El objetivo principal de esta nueva empresa socialistaestatal que inició sus operaciones desde el pasado 21 de junio de 2009, es la de ofrecer un producto final a un precioaccesible de categoría “Premium”, es decir con el mismo nivel de calidad de las marcas más reconocidas enVenezuela en donde no exista discriminación de ninguna índole con los pequeños bebés más necesitados deVenezuela.

De acuerdo a declaraciones de Wilfredo Márquez, Coordinador General de Ciamca Pañales, esta planta defabricación es de tecnología China y consta de 2 líneas: La línea de destrucción y la línea del pañal. En la línea dedestrucción sacan lo que es el empaque en bolsitas individuales de cada pañal, la parte externa del pañal y el pack ocojín, que posteriormente se van ensamblando, hasta que llega a la segunda línea (línea del pañal), en ésta, seencuentra la parte del stacker, donde se van contabilizando los pañales, hasta que pasa por la embolsadora, donde secolocan en su respectiva bolsita individual y se empaqueta. En cuanto a la materia prima, estos pañales se realizancon polietileno, polímero súper absorbente (SAP), pulpa de papel, papel absorbente, polipropileno, lycra y otroscomponentes necesarios.

PLAN SIEMBRA PETROLERA 2005/2030Consta de dos etapas: una a ejecutarse entre el período 20052012 (definido), y la otra, a llevarse adelante en

la etapa comprendida entre 20122030 (visualizado). Para el primer período del Plan Siembra Petrolera, se hanestimado inversiones por el orden de los 56.000 millones de dólares, a ser ejecutados entre 20052012. De esacantidad, 70% sería aportada por la operadora estatal venezolana y el resto por el sector privado.

Con los trabajos de reactivación de la Planta de Fertilizantes del Complejo Petroquímico El Tablazo,Pequiven incrementará la capacidad de producción de urea a 635 mil toneladas métricas anuales (MTMA), las cualescorresponden 360 MTMA al Complejo Petroquímico El Tablazo y 275 MTMA al Complejo Morón. Elcumplimiento de esta meta está enmarcada dentro del “Nuevo Mapa Estratégico” que adelanta el GobiernoBolivariano y que tiene como finalidad, acelerar la construcción del nuevo modelo productivo, rumbo a la creacióndel nuevo sistema económico del país. Adicionalmente, la producción de fertilizantes de El Tablazo está destinada asuplir la demanda generada por el Plan Nacional de Siembra que este año tiene previsto cubrir más de 2.1 millonesde hectáreas.

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

En este Plan se establecen las directrices de la política petrolera hasta el 2030, las cuales se indican acontinuación: 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 paísesen vías de desarrollo, y a su vez, constituya un contrapeso al sistema unipolar 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 yPetróleo, se inscribe la estrategia general de la empresa: buscar la máxima valorización de los recursos naturales norenovables y agotables mediante la obtención de precios justos y razonables en beneficio del pueblo soberano, conuna distribución justa, eficiente y equilibrada de la riqueza petrolera para contribuir a la erradicación de la pobreza yla exclusión social.

Nuevos Proyectos 20072013 Expansión de la planta de Polínter: Con ello se logró elevar la capacidad de la planta de Polietileno de altadensidad en 60 MTMA, Polietileno Lineal de Baja Densidad en 40 MTMA, la construcción de una planta deButeno1 de 30 MTMA, y el fortalecimiento de las plantas actuales para impulsar el desarrollo del sectortransformador del plástico y las empresas de producción social. Construcción de una Planta de Olefinas y Polietileno: Contempla una planta de etileno (1000 MTMA).Adicionalmente se plantea la construcción de dos unidades de Polietileno: una de alta densidad (PEAD de 300MTMA) y una de baja densidad (PEBD de 300 MTMA). Ampliación de la Planta de Propilven: El proyecto permitirá producir de 110 MTMA a 145 MTMA dePolipropileno. Este producto estará destinado al mercado nacional y latinoamericano. Expansión de la Planta de Policloruro de Vinilo (PVC): Este proyecto contempla el incremento en la producciónde PVC actual 120 MTMA en 170 MTMA, para cubrir el mercado nacional (Petrocasas).



2nd February 2013

MERCADO EXTERNO

Es aquel mercado que se logra gracias a las ventas y compras del extranjero. En la fórmula del PIB se podrá apreciarestas 2 variables y si el saldo de las exportaciones e importaciones es favorable al país se dirá que la balanza depagos tiene saldo positivo y se sumara a las demás variables del PIB.

El mercado externo constituye un elemento importante en la economía de un país ya que permite el ingreso dedivisas al Fisco Nacional por concepto de impuestos a las exportaciones. Nuestro país se denomina monoproductor,a pesar de que se producen y exportan otros productos sin embargo, la economía depende en gran parte de la rentapetrolera y los ingresos dependen de las fluctuaciones de precios en el mercado internacional.

INTERNACIONALIZACIÓN PETROLERA

La internacionalización es un programa estratégico de inversiones de largo plazo, encaminadas a integrarverticalmente a través de la propiedad directa de activos, las actividades de exploración y producción de petróleo dePDVSA en Venezuela con las actividades de refinación, distribución, almacenamiento y mercadeo al detal deproductos petrolíferos en algunos países que se cuentan entre los consumidores de petróleo más importantes delmundo.

CAUSAS QUE ORIGINARON LA INTERNACIONALIZACIÓN PETROLERA EN LA EPOCA DE LOS80s

En 1.929 Venezuela se convierte en el segundo mayor productor petrolero después de Estados Unidos.

En 1.939 Estalla la Segunda Guerra Mundial y nuestro país adquiere una importancia geopolítica relevante. Se hadicho que Venezuela aportó cerca del 60% de la demanda de las fuerzas aliadas, con lo que se transformó en unfactor fundamental en la derrota de los ejércitos de Hitler

Internacionalizacion Petrolera


http://mineraypetrolera.blogspot.com/2013/02/internacionalizacion-petrolera.html

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En 1.943 Standard Oil New Jersey y Shell aceptan los nuevos términos venezolanos, mediante los cuales losbeneficios de la industria petrolera se repartirían por igual (Proporción 50:50) entre el Estado y las concesionarias,multiplicando por seis los ingresos petroleros de la nación. En 1.943 se aprobó la nueva Ley de Hidrocarburos y conella se renuevan, por 40 años, las concesiones petroleras existentes. El país entra en una etapa de crecimiento febril.En un lapso asombrosamente corto alcanzamos lo que a otras naciones les había tomado siglos El ProductoTerritorial Bruto pasa a ser, uno de los de mayor crecimiento en el mundo entero. Y todo esto se venía lograndobarril a barril.

En 1.958 Para proteger a la industria petrolera estadounidense ante los crecientes suministros de petróleo baratoproveniente de Arabia Saudita y otros países del Medio Oriente importados por los socios de Aramco, el PresidenteDwight D. Eisenhower impone una cuota de importación. El resultado es una sobreoferta crónica fuera de losEstados Unidos, bajas continuas en los precios y creciente descontento entre los países exportadores, especialmenteen Venezuela y Arabia Saudita.

En 1.959 Para mantener la cuota de mercado luego de la imposición de cuotas de importación por parte de EstadosUnidos, British Petroleum reduce su precio de venta y con él los ingresos de los gobiernos productores. Las otrasgrandes petroleras siguen su ejemplo.

En 1.958, la política petrolera de Venezuela experimenta un cambio importante. En aquel momento creíamos que elvolumen de reservas probadas de petróleo era de 17 mil millones de barriles, y que al ritmo de producción de laépoca alcanzarían para unos 16 años. Ante esa realidad, nuestra diligencia política anuncia que las concesiones noserían renovadas, e incluso se habló de anular las otorgadas durante los últimos años de la dictadura.

Si el petróleo duraría tan poco tiempo, era lógico procurar el máximo provecho posible de tan escasas reservas, Anadie escapaba que la meta era nacionalizarlo en la primera oportunidad. Las empresas transnacionales no tardaronen reaccionar. Las inversiones en exploración se paralizaron.

En 1.960 Nuevos recortes en los precios aplicados por Standard Oil New Jersey provocan que Arabia Saudita, bajoAbdullah Tariki, y Venezuela, bajo Pérez Alfonso, a crear la Organización de Países Exportadores de Petróleo(OPEP). Otros miembros fundadores fueron Irán, Irak y Kuwait. En 1.960 Se crea la Corporación Venezolana dePetróleo, la cual jugó un importante papel en el proceso de nacionalización, como la única empresa estatal petroleraen los últimos años de la etapa concesionaria.

Las refinerías sólo generaban, productos de menor valor, pues tenía poco sentido invertir en bienes que pronto seiban a revertir a la Nación. El fin era producir más petróleo. Interés que las empresas compartían con los gobiernosde la naciente democracia, enfrentados a su vez a una difícil situación económica. Durante esos años lo másimportante era la renta que pudiese extraérsele a cada barril.

En 1.973 Ocurre lo que se conoce como el “Primer Shock Petrolero”. La OPEP aumenta el precio de venta de sucrudo marcador Arabian Light en 70%, llevándolo a 5,11 dólares el barril, y sus miembros comenzaron a reducir suproducción en apoyo a los egipcios y los sirios en su guerra con Israel. Se instrumenta el racionamiento en casi todoslos países occidentales. En el recién creado mercado spot, los precios se sitúan alrededor de los 20 dólares el barril.Para finales de año, el precio de venta del Arab Light está en 11,65 dólares el barril.

En 1.974 Las 18 naciones más industrializadas del mundo forman la Agencia Internacional de Energía (AIE), con elobjetivo de coordinar sus estrategias ante el alza de los precios por parte de la OPEP.

En 1.976 Venezuela nacionaliza las concesiones de Shell, Exxon y otros inversionistas extranjeros, fusionándolas enPetróleos de Venezuela SA (PDVSA).

En 1.973 Estalla la guerra del Yom Kipur y se produce el embargo petrolero árabe. El precio del barril de petróleo seincrementó sustancialmente. En el caso venezolano pasa de 2 a 12 US dólares. El gobierno aprovecha la inmensaafluencia de recursos y decide nacionalizar la industria petrolera. A partir del 1 de enero de 1.976 el control delpetróleo venezolano es asumido por PDVSA. Se realizan grandes inversiones para modernizar nuestras obsoletasrefinerías y modificar los patrones de refinación, con el fin de aumentar el valor del barril de petróleo procesado enlas mismas.



En 1.982 Como la oferta petrolera supera la demanda y Arabia Saudita se niega a desempeñar el papel de “proveedora turnos”, la OPEP fija sus primeras cuotas de producción. A menudo violadas y causa de eterno enfrentamientoentre sus miembros, sin embargo brindan cierta estabilidad al mercado petrolero en los siguientes cuatro años.

En 1.985 A fin de conservar su cuota de mercado, SaudiAramco introduce el precio netback”, garantizándoles a loscompradores un margen sustancial sin importar cuál sea el precio al cual vendan los productos refinados a partir delpetróleo Saudita.

En 1.986 Bajo el peso de la sobreproducción del petróleo “netback” por miembros de la OPEP, los preciosdescienden de 28 a 10 dólares el barril, causando lo que se llama el “Segundo Shock Petrolero”. PosteriormenteArabia Saudita retira su política, estabilizándose los mercados mundiales en 15 dólares el barril.

En 1.993 Ecuador, uno de los miembros más pequeños de la OPEP y el único socio latinoamericano de Venezuelaen el cartel, abandona al grupo de productores, que ahora cuenta con 11 miembros activos y uno inactivo (Irak).

En 1.996 La reciente ronda de licitaciones en Venezuela marca el ingreso de los inversionistas extranjeros al sectorpetrolero nacional por primera vez en 20 años. Este cambio en la política es parte de un plan por 60 millardos dedólares para aumentar la capacidad de la producción petrolera del país a casi 5,7 millones de b/d para el año 2.005 ygarantizar una cuota mayor en la creciente demanda internacional de petróleo

En 2.000 Segunda cumbre OPEP en Caracas, los miembros acordaron ajustar la producción para mantener el preciodel barril en una banda oscilatoria entre 22 US$ y 28 US$ el barril

HISTORIA DE LA INTERNACIONALIZACION EN VENEZUELA

El programa de internacionalización arrancó hacia finales de 1982, con el establecimiento de una empresamancomunada con Veba Oel en Alemania. Esta adquisición se realizó en las postrimerías del gobierno de LuisHerrera Campíns.

El gobierno de su sucesor, Jaime Lusinchi, ordenó la suspensión del programa en 1984, debido a que percibía sucosto como muy elevado y sus beneficios como demasiado inciertos. Sin embargo, el deterioro del mercadopetrolero a partir de 1985 dio nuevo ímpetu al programa de internacionalización. En 1986 PDVSA adquirió unaparticipación accionaria en 5 refinerías localizadas en Estados Unidos, Suecia y Bélgica, y arrendó la refinería deCurazao del gobierno de las Antillas Neerlandesas, incrementando con esto su capacidad de refinación fuera deVenezuela en casi 600 mil barriles diarios. A partir de entonces, 10 refinerías adicionales han pasado a formar partedel programa, el cual ahora abarca 19 refinerías localizadas en Estados Unidos, las Antillas Neerlandesas, las IslasVírgenes Americanas, Alemania, Suecia, Bélgica y el Reino Unido. En la actualidad, la capacidad de refinación adisposición de PDVSA fuera de Venezuela es cercana a los 2 millones de barriles diarios. La compañía tambiénposee un par de terminales de almacenamiento en el Caribe, y sus filiales en Estados Unidos y Alemania, se cuentanentre los más importantes vendedores de gasolina y otros combustibles automotores a nivel del consumidor final enesos grandes centros de consumo.

Para el fisco venezolano, la internacionalización ha resultado extraordinariamente costosa, ya que ha reducido tantolos ingresos por concepto de exportación (a través de los descuentos) como el ingreso gravable de PDVSA (a travésdel incremento en costos y su importación a Venezuela para su deducción para efectos del ISLR).

El objetivo estratégico de colocar grandes volúmenes de crudo en instalaciones controladas por PDVSA se haconseguido a costa de una fuerte disminución en los ingresos fiscales, que a final de cuentas son los que reflejan losbeneficios que la nación venezolana obtiene por permitir la explotación de un recurso natural no renovable que es desu exclusiva propiedad y dominio.

Para el accionista de la compañía (es decir, el estado venezolano), la internacionalización tampoco ha reportadobeneficios tangibles, sobre todo porque PDVSA no ha declarado dividendos sobre las ganancias de sus filiales en elexterior.

En cuanto a la compañía misma, el principal cambio derivado de la internacionalización es que PDVSA se ha



transformado en el cuarto o quinto refinador más grande del mundo. Sin embargo, la seguridad de colocación hatenido una aportación muy limitada a las utilidades de PDVSA. Los contratos de suministro con filiales en elexterior reducen la flexibilidad de la empresa, a veces severamente (ej. necesidad de adquirir crudo para cumplir concompromisos de suministro). Además, la compañía ha adquirido activos cuyo costo real es muy superior al precio alcual se podrían vender. Así mismo, ha tenido que mantener algunos contratos de suministro muy onerosos, con elagravante de que la única manera en que PDVSA ha podido limitar los daños que se derivan de dichos contratos esla de llevar a 100% su participación accionaria en activos que la propia compañía admite han tenido una rentabilidadmuy poco satisfactoria (los ejemplos más claro en este sentido son UnoVen y Lyondell). Eso sí, el programa haaumentado la capacidad de los directivos de PDVSA para resistir pasivamente las órdenes del gobierno,especialmente aquellas que conciernen al patrimonio de la empresa.

Un buen ejemplo de esto se encuentra en la manera en que PDVSA ignoró la directiva de Carlos Andrés Pérez devender 50% de CITGO. Aunque no faltaron los funcionarios petroleros que expresaran su repudio hacia esta orden ycuestionaran abiertamente la cordura del presidente (Andrés Sosa Pietri entre ellos), fueron más los que simplementedijeron que los deseos de Pérez eran imposibles de cumplir porque, en vista de la recesión en los países desarrolladosy las condiciones del mercado petrolero, nadie estaría dispuesto a pagar por CITGO el precio que Venezuela (esdecir, PDVSA) pediría por la compañía.

CRITICAS DEL GOBIERNO A LA INTERNACIONALIZACION

En 1998, el presidente Hugo Chávez hizo patente su inconformidad con el hecho de

que, hasta ese momento, no se habían repatriado a Venezuela ganancias generadas en el marco del programa deinternacionalización. El presidente giró instrucciones para que las filiales de la compañía en el exterior (especialmenteCITGO) contribuyeran en algo a aliviar la crisis fiscal por la que atravesaba el gobierno venezolano a raíz del colapsoen los precios internacionales del petróleo. De esta forma, en 1998 CITGO declaró 486 MMUSD en dividendos, cifraque excedía en 401 MMUSD a los dividendos totales declarados por esta filial durante los ocho años en los quePDVSA había sido su único accionista. En Venezuela, la opinión pública asumió, incorrectamente, que la totalidad deestos fondos ingresaría a las arcas del gobierno. En realidad, el destinatario de los dividendos fue la matriz inmediatade CITGO, PDV America, compañía que en ese mismo año fiscal declaró solamente 268 MMUSD en dividendos a sumatriz, PDV Holding Inc. No está claro en qué medida este segundo monto se redujo aún más a su paso porPROPERNYN y luego por VENEDU, ni tampoco qué fracción del dividendo originalmente declarado por CITGOingresó finalmente a Venezuela. Como se puede ver, el gobierno del presidente Chávez asumió una postura másexigente que la de sus predecesores respecto a las responsabilidades fiscales de las filiales internacionales dePDVSA. Sin embargo, aún si todos los flujos enviados a VENEDU se hubieran repatriado a Venezuela, el programa deinternacionalización de todas maneras habría supuesto un cuantioso sacrificio fiscal de parte del gobiernovenezolano, debido a la manera en que funciona el mecanismo de precios de transferencia entre PDVSA y sus filialesde refinación. Gracias a este mecanismo, las filiales de PDVSA en el exterior reciben crudo y productos a preciosinferiores a los que prevalecen en el mercado abierto. Esto incide negativamente sobre el ingreso fiscal del gobiernoporque, a raíz de un acuerdo interministerial que data de 1985, las obligaciones fiscales derivadas de la exportaciónde petróleo venezolano (regalía e impuesto sobre la renta) se calculan a partir de los precios declarados por elcontribuyente, sin que se haga ninguna distinción (como sucede en el resto del mundo) entre precios internos detransferencia y precios de mercado abierto.

COMERCIO EXTERIOR

Se define como comercio internacional o mundial, al intercambio de bienes, productos y servicios entre dos o máspaíses o regiones económicas

Intercambio de bienes y servicios entre países. Los bienes pueden definirse como productos finales, productosintermedios necesarios para la producción de finales o materias primas o productos agrícolas. El comerciointernacional permite a un país especializarse en la producción de los bienes que fabrica de forma eficiente y conmenores costos. El comercio internacional aumenta el mercado potencial de los bienes que produce determinadaeconomía, y se caracteriza las relaciones entre países, permitiendo medir fortalezas de sus respectivas encomias.



PRIMERAS PARTICIPACIONES DE PDVSA EN EL EXTERIOR

PRIMERA ADQUISICIÓN RUHR OEL

Al principio de los años 80, Petróleos de Venezuela S.A., decidió que quería depender menos de las siete hermanasque habían establecido condiciones de compra onerosas para Venezuela. Deseaba tener acceso directo a losmercados internacionales y colocar y refinar los crudos pesados venezolanos que en esa época eran difíciles devender sin conceder descuentos sustanciales en comparación con los crudos livianos.

Es así que hacia finales de 1982 surge la primera asociación o alianza entre PDVSA con Veba Öel en Alemania,compañía en la cual el gobierno alemán todavía conservaba una importante participación accionaria del 14%, de estaforma PDVSA pasaría a tener participación en cuatro refinerías, Gelsenkirchen (50%), Neustadt (12.5%), Karlsruhe(16.5%) y Schwedt (19%). Iniciando así su política de internacionalización.

La inversión en la refinería de Gelsenkirchen tuvo un costo de DM 160 millones, luego con la inversión en las otrastres refinerías, el total de la inversión subió a uno DM 500 millones.

La unión con Ruhr Öel (antes Veba Öel) fue la primera colaboración mundial entre países productores yconsumidores de petróleo, por cuanto pareció un matrimonio hecho en el cielo puesto que Alemania tenía unexcelente mercado pero no tenia petróleo y Venezuela tenia petróleo pero no tenia mercado.

Con esta asociación se procesarían hasta 100 MBD de crudos pesados venezolanos, pero para lograr esa meta, eranecesario adaptar las refinerías alemanas para procesar los crudos pesados, pero desafortunadamente lasmodificaciones se hicieron solo en parte e incluso se planifico construir una unidad de alta conversión, el llamadoVeba CombiCracker, Aunque Ruhr Öel estaba de acuerdo con gastar dinero modificando las refinerías, PDVSAtuvo problemas para aportar su parte por la oposición al solicitar la autorización del congreso.

Los crudos pesados causaron ciertos problemas al bombearlos por tuberías hasta las refinerías que están tierraadentro. El BCF 17 (Bolivar Coast Field) no presentaba dificultades pero, en cambio, el BCF 13 no se pudo bombeartal cual y la solución fue mezclarlo con crudos más livianos como el Tia Juana 24

El negocio con Ruhr Öel se concibió como un “netback” ya que el valor del crudo suministrado se calcula tomandoen cuenta el ingreso por la venta de los productos en las puertas de la refinería, menos los costos de refinación, y conajustes por la calidad del crudo suministrado por cada parte. Con fines de mejorar su “netback”, PDVSA decidióaumentar la entrega de crudos livianos y continuar suministrando solo cantidades limitadas de crudos pesados, es asicomo empieza a comprar gran parte de su entrega en el mercado spot de Roterdam y más tarde, concreta unintercambio con los rusos para ahorrar fletes, ellos proveían crudo liviano para las refinerías en Alemania y PDVSAsuministraba crudo pesado para refinar en Cuba. Cuando se termino la guerra fría a principios de los 90, Pdvsavolvió a comprar crudo liviano en el mercado de Roterdam, del mar del norte y de los rusos.

Esta adquisición se realizó bajo los augurios de un gobierno Copeyano, en las postrimerías de la administración deHerrera Campíns. La victoria de AD en las elecciones de 1983, aunada al altísimo costo de la operación y a larevelación de que los precios implícitos de los suministros de Ruhr Öel eran muy inferiores a los precios oficialesvenezolanos, llevó al gobierno de Lusinchi a ordenar la suspensión del programa.

Esta suspensión dio al traste con algunas negociaciones que ya tenían un alto grado de avance, pero no interrumpió



el programa por completo el marcado deterioro del mercado petrolero de 1985 en adelante, nuevamente colocó alprograma de internacionalización en el centro de la estrategia petrolera tanto de PDVSA como del gobiernovenezolano. Así en 1986, la compañía incorporó 6 nuevas refinerías al programa, incluyendo el arrendamiento de larefinería de Curazao, e incrementó su capacidad de refinación en el exterior en 200 millones de barriles diariosaproximadamente.

VENTA DE RUHR ÖEL

En Octubre de 2010, el gobierno nacional anuncia que acaba de vender sus acciones en la empresa alemana, RuhrOel, a la empresa estatal rusa, Rosneft. Desprenderse de cualquier activo es una práctica normal de una empresa. Elpunto a discutir es ¿porqué se compró?, ¿porqué se quiere vender?, ¿cómo se realizó la transacción? y ¿en qué va autilizarse el producto de la venta? Además, porqué no se realizó una consulta previa con profesionales del negocio,ni se informó debidamente a la población. El porqué se compraron: La internacionalización fue una estrategia de laPDVSA meritocrática con la aprobación del Ministerio de Energía y del Congreso, con el visto bueno de la CTV,Fedecámaras y de la mayoría de los partidos políticos. El objetivo era adquirir mercado contando con refinerías, parano depender de los compradores de petróleo y colocar nuestros crudos pesados y extrapesados. Además, en esemomento construir una refinería en Venezuela era más costoso que adquirir una ya operativa en el exterior y no sedisponía de los recursos financieros. La participación total o parcial de PDVSA en 16 refinerías en Estados Unidos yen Europa tuvo un costo de 3.000 millones de dólares, gran parte de ellos pagados con el suministro de petróleo,mientras que construirlas en el país tenía un costo de 7.300 millones de dólares. En el año 2001, exportamos algomás de 2 millones de barriles por día, refinándose un 48% en nuestras refinerías en el exterior. Ese año la ganancianeta del negocio de refinación en el exterior fue de 727 millones de dólares.

Porqué se vendió Ruhr Oel: Esta empresa es dueña de cuatro refinerías y PDVSA poseía el 50% de las acciones.Según declaraciones oficiales, se vendió porque en la misma no había trabajadores venezolanos, porque noprocesaba nuestro petróleo y porque no daba suficientes ganancias. Lo primero no tiene sentido, ya que nadieestablece una empresa en el exterior para darle trabajo a sus nacionales. Ciertamente se procesaba poco petróleo dePDVSA porque era mejor negocio colocar nuestra baja cuota petrolera en nuestras refinerías en Estados Unidos. Eldía que aumentemos la producción, hoy limitada por diversos factores, vamos a necesitar esas refinerías para noestar sujetos a los mercaderes del petróleo.

También es cierto que nuestras refinerías en el exterior no procesan grandes cantidades de crudo pesado yextrapesados, lo cual se explica por razones de diferencial de precio. Al tener una baja cuota de producción ynecesitar mayores ingresos la mejor opción es colocar los crudos más valiosos. Visualizando que a mediano y largoplazos el petróleo que dispondremos será mayormente pesado y extrapesados y que la declinación de la producciónde otros países obligará a incrementar nuestra producción, la venta de nuestra participación en Ruhr Oel es lesivapara Venezuela y debilita a PDVSA.

GANANCIAS EN ALEMANIA

El presidente Chávez también dijo que las refinerías de Ruhr Oel, vendidas a la rusa Rosneft por $ 1.600 millones,“no le dieron a Venezuela un centavo de dividendo en veinte años. Son negocios que hizo la Cuarta República”. Sinembargo, en septiembre de 2005 el ministro de Energía y Petróleo, Rafael Ramírez, dijo en una entrevista a ElDiario El Universal, que ese año los dividendos de Ruhr Oel serían $1.000 millones pues “ha tenido ingresossuperiores a CITGO, a pesar de que tiene la mitad de las dimensiones”.

Para el experto petrolero, Humberto Calderón Berti, la venta de tales activos en 1.600 millones de dólares queobviamente no iba a dejar de aprovechar Rosneft. La operación de venta incluye el 50% que tiene Petróleos deVenezuela en cuatro refinerías Ruhr Oel y otros activos en Alemania.

El experto petrolero explicó que cuando se entró al negocio con Ruhr Oel se pagaron 1.500 millones de dólares. Sedesembolsaron apenas 300 millones y el resto se canceló con el flujo de caja del complejo refinador. A su juicio,actualmente esa refinería no se construye por menos de 7.000 ó 8.000 millones de dólares, es decir, que “estánregalando la participación venezolana”. Estima que la participación venezolana es más del doble de los 1.600millones de dólares pactados.

OTRAS ADQUISICIONES DE ACTIVOS DE REFINACION Y ALMACENAMIENTO FUERA DEVENEZUELA



AB NYNÄS PETROL EUM

En 1986, PDVSA y Axel Johnson, se hacen socios, con un 50% cada uno, en la empresa AB Nynäs Petroleum, lacual opera refinerías en Suecia, Bélgica y el Reino Unido.

En 1989, la empresa petrolera estatal finlandesa Neste Oil adquirió del grupo Axel Johnson y del Banco[http://www.monografias.com/trabajos11/bancs/bancs.shtml] de Inversiones de Suecia, el 50 % de las acciones de AB NynäsPetroleum, convirtiéndose en socio de PDVSA en esta compañía.

Por medio de su asociación con AB Nynäs, la corporación está incrementando su participación en el mercado deasfalto de Europa Occidental. Esta compañía posee dos refinerías: una en Suecia (Nynashamn), otra en Bélgica(Antwerp), y un par en el Reino Unido, específicamente en Dundee, Escocia, y Eastham, en Inglaterra.

En promedio allí se procesan 30.000 barriles diarios de crudo.Nynäs es un líder en el mercado mundial de laespecialidad nafténicos aceites y uno de los mayores proveedores europeos de betún.

REFINERIA ISLA

La Refinería Isla es una refinería [http://es.wikipedia.org/wiki/Refiner%C3%ADa] de petróleo[http://es.wikipedia.org/wiki/Refinaci%C3%B3n_del_petr%C3%B3leo] venezolano, [http://es.wikipedia.org/wiki/Venezuela]

ubicada en Curazao [http://es.wikipedia.org/wiki/Curazao] , Antillas Neerlandesas[http://es.wikipedia.org/wiki/Antillas_Neerlandesas] . Aunque no está dentro del territorio venezolano forma parte del“circuito venezolano” dirigido por la estatal Petróleos de Venezuela[http://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leos_de_Venezuela] . Tiene una capacidad para refinar 335.000 barriles diarios depetróleo.

Esta refinería comenzó a construirse en 1916 [http://es.wikipedia.org/wiki/1916] por la Shell[http://es.wikipedia.org/wiki/Royal_Dutch_Shell] para procesar el petróleo venezolano en territorio holandés[http://es.wikipedia.org/wiki/Pa%C3%ADses_Bajos] , es terminada en 1918 [http://es.wikipedia.org/wiki/1918] y funcionaríahasta 1985 [http://es.wikipedia.org/wiki/1985] año en que el gobierno decide crear un contrato de arrendamiento el cual seadjudica PDVSA.

PDVSA ha manejado desde 1985 la refinería Isla, y la instalación es uno de los principales centros de refino,almacenamiento y distribución de la compañía en el Caribe.

Gran parte del crudo y combustible que Venezuela envía a China sale de allí. El año pasado, una corte de Curaçaoordenó a Pdvsa modernizar la envejecida instalación para que cumpla con los estándares de calidad del aire.

Producción:

Destilados: 35%

Fueloil [http://es.wikipedia.org/wiki/Fueloil] : 31%

Gasolina [http://es.wikipedia.org/wiki/Gasolina] : 18%

Naftas [http://es.wikipedia.org/wiki/%C3%89ter_de_petr%C3%B3leo] / Reformado: 10%

Otros: 6%

BONAIRE PETROLEUM CORPORATION

En 1989, PDVSA adquirió una terminal petrolera en Bonaire para incrementar la capacidad de almacenamiento en el

http://es.wikipedia.org/wiki/Royal_Dutch_Shell

http://www.monografias.com/trabajos11/bancs/bancs.shtml

http://es.wikipedia.org/wiki/1916

http://es.wikipedia.org/wiki/Curazao

http://es.wikipedia.org/wiki/Refinaci%C3%B3n_del_petr%C3%B3leo

http://es.wikipedia.org/wiki/Fueloil

http://es.wikipedia.org/wiki/Antillas_Neerlandesas

http://es.wikipedia.org/wiki/Pa%C3%ADses_Bajos

http://es.wikipedia.org/wiki/Venezuela


http://es.wikipedia.org/wiki/Gasolina


http://es.wikipedia.org/wiki/Refiner%C3%ADa

http://es.wikipedia.org/wiki/%C3%89ter_de_petr%C3%B3leo

http://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leos_de_Venezuela



Caribe. Constituyéndose de esta manera, Bonaire Petroleum Corporation en una filial de PDVSA.

BAHAMAS INTERNATIONAL LIMITED (BORCO)

En 1990, PDVSA [http://www.microsofttranslator.com/bv.aspx?

from=en&to=es&a=http%3A%2F%2Fwww.pdvsa.pdv.com%2Fenglish%2Fhome_page_en.html] , la compañía petrolera deVenezuela compro Borco a Chevron. Capacidad de almacenamiento instalada total de BORCO es 19,5 millones debarriles, distribuidos en 77 tanques de diferentes tamaños. La capacidad de almacenamiento de la operación al 31 deenero de 1998 fue tanques de 10,5 millones de barriles, 5.5 millones de barriles en servicios de crudo, 3,8 millonesde barriles de fuel oil y 1,2 millones de barriles para destilados y gasolina.

Desde 1985, funciona como un terminal de almacenamiento independiente, y se le considera como uno de lasterminales más grandes del mundo en términos de barriles gestionado, el número de buques y la capacidad detonelaje (EGA) de peso muerto de verano.

CITGO

CITGO PETROLEUM CORPORATION (Corporación petrolera Citgo) ó CITGO es una empresa refinadora depetróleo [http://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo] y comercializadora de gasolina [http://es.wikipedia.org/wiki/Gasolina] ,lubricantes [http://es.wikipedia.org/wiki/Lubricante] y petroquímicos en los Estados Unidos[http://es.wikipedia.org/wiki/Estados_Unidos] . Se trata de una de las principales empresas en dicho país, siendo la mayorfilial de la estatal venezolana [http://es.wikipedia.org/wiki/Venezuela] PDVSA [http://es.wikipedia.org/wiki/PDVSA] fuera delterritorio venezolano, fundada en 1965 [http://es.wikipedia.org/wiki/1965] por una empresa local. Fue comprada por laCorporación Southland quien vendió el 50% al Estado venezolano en 1986 [http://es.wikipedia.org/wiki/1986] y el otro50% en el año 1990 [http://es.wikipedia.org/wiki/1990] .

HISTORIA

La compañía tiene sus antecedentes a comienzo del siglo XX, cuando el inversionista petrolero Henry LathamDoherty luego de tener éxito en el campo del gas y la electricidad crea su propia organización en 1910, la CitiesService Company, con el fin de suplir gas y electricidad a pequeños servicios públicos. Comenzó adquiriendo lasproducciones de gas en el centro y suroeste del país.La compañía fue creciendo y desarrollando infraestructura entrela que se cuenta un gasoducto [http://es.wikipedia.org/wiki/Gasoducto] para explotar una docena de campos de gas. En1965, Cities Service cambia su nombre comercial a “CITGO” para sus negocios de refinación, comercialización yventa detallada de petróleo.

UBICACIÓN

Está ubicada en la ciudad Estadounidense de Houston Texas, tiene capacidad para refinar más de 1 millón de barrilesdiarios de petróleo y es dueña de unas 14.000 estaciones de servicio bajo su filial 7Eleven[http://es.wikipedia.org/wiki/7Eleven] .

También posee 9 refinerías (de las cuales 6 son con inversión mixta) y unas 55 terminales de almacenamiento ydistribución; 44 de ellas son propiedad de CITGO, y 11 en sociedad con terceros. Esto la convierte en el tercersuplidor más grande de gasolinas y en el primer lugar de puntos de venta en el país; lo que le da una importanciaestratégica para la colocación del petróleo y derivados venezolanos en el mercado más grande del mundo.

REFINACIÓN

Las refinerías de CITGO a través de diferentes técnicas transforma el petróleo crudo en productos energéticos quebien las personas necesitan. Desde la gasolina para los automóviles hasta la petroquímica para la fabricación demiles de artículos de uso diario. A medida que fabrican estos productos, las principales prioridades de CITGO son laseguridad y cuidado del medio ambiente. Continuamente hacen las inversiones necesarias para las operaciones de


http://es.wikipedia.org/wiki/Gasolina

http://es.wikipedia.org/wiki/Lubricante

http://es.wikipedia.org/wiki/Estados_Unidos

http://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo

http://www.microsofttranslator.com/bv.aspx?from=en&to=es&a=http%3A%2F%2Fwww.pdvsa.pdv.com%2Fenglish%2Fhome_page_en.html




http://es.wikipedia.org/wiki/PDVSA

http://es.wikipedia.org/wiki/7-Eleven

http://es.wikipedia.org/wiki/Gasoducto



seguridad ambiental y se encuentra entre los más seguros, ecológicos y sofisticados en la nación, también entre losmás grandes.

A través de las refinerías CITGO proporciona la energía necesaria para alimentar la economía de la nación ya operadirectamente 749.000 barriles diarios de capacidad de refinación, y en su participación en varias empresas conjuntas,tiene una capacidad de refinación efectiva de más de 1,1 millones de barriles por día.

Combustibles de Refinación

Las refinerías de CITGO producen una amplia gama de gasolinas convencionales y reformuladas para satisfacer lasnecesidades de los comerciantes y los minoristas. Estas refinerías producen 117 millones de barriles de gasolina, 61millones de barriles de destilados y 25 millones de barriles de combustible de aviación al año.

Instalaciones de CITGO de combustible:

Refinería de Lake Charles [http://translate.googleusercontent.com/translate_c?

hl=es&sl=en&u=http://www.citgo.com/AboutCITGO/Operations/LakeCharlesManufacturing.jsp&prev=/search%3Fq%3Dcitg

o%26hl%3Des%26biw%3D1020%26bih%3D574%26rlz%3D1R2ADSA_esVE332%26prmd%3Divnsm&rurl=translate.google.

co.ve&twu=1&usg=ALkJrhibEoI6vgVih180pBOSOrU4OIuzNw]

Refinería de Corpus Christi

Refinería de Lemont

PRODUCTOS DE CONSUMO

Fuels & Combustibles y gasolina

CITGO produce combustibles principales de la industria que van desde los diferentes grados de gasolina para el usodiario de la calidad del combustible diesel hasta los combustibles para motores destilados como el combustible deaviación y queroseno.

CITGO, gasolinas/ Todos los grados:

Gasolina sin plomo, sin plomo convencional con etanol, gasolina sin plomo con el etanol, reformulada sin plomocon etanol, de motor, gasolina para automóvil, combustible, gasolinas terminadas, gasolina regular sin plomo, degrado medio sin plomo, gasolina sin plomo premium, gasolina reformulada (RFG), combustibles oxigenados,aguardientes de motor, la gasolina de grado medio reformulada, gasolina premium reformulada, CBOB, RBOB,GTAB, combustión limpia, gasolina con etanol CARB.

Lubricantes y Aceites

CITGO produce lubricantes de alta calidad que protegen, automóviles, camiones de tractores y los trenes decortadoras de césped entre otros. Cuenta con más de 80 años de experiencia en la fabricación de lubricantes con unextenso inventario.

CITGO Lubricantes y aceites

Aceites para motores, para engranajes automotores, de transmisión, grasas lubricantes. Fluidos hidráulicos, fluidosde trabajos para metales, aceites para motores de gas, productos funcionales, aceites de compresores, de engranajesindustriales, para locomotoras, aceites de proceso y bases lubricantes.

PRODUCTOS COMERCIALES

CITGO fabrica y comercializa una amplia gama de combustibles, lubricantes de alta calidad

http://translate.googleusercontent.com/translate_c?hl=es&sl=en&u=http://www.citgo.com/CommercialProducts.jsp&prev=/search%3Fq%3Dcitgo%26hl%3Des%26rlz%3D1R2ADSA_esVE332%26prmd%3Divnsm&rurl=translate.google.co.ve&twu=1&usg=ALkJrhjgMMilFsGXnGowLJidWRhUZ6cC6g

http://translate.googleusercontent.com/translate_c?hl=es&sl=en&u=http://www.citgo.com/AboutCITGO/Operations/LakeCharlesManufacturing.jsp&prev=/search%3Fq%3Dcitgo%26hl%3Des%26biw%3D1020%26bih%3D574%26rlz%3D1R2ADSA_esVE332%26prmd%3Divnsm&rurl=translate.google.co.ve&twu=1&usg=ALkJrhibEoI6vgVih180pBOSOrU4OIuzNw



[http://translate.googleusercontent.com/translate_c?

hl=es&sl=en&u=http://www.citgo.com/CommercialProducts.jsp&prev=/search%3Fq%3Dcitgo%26hl%3Des%26rlz%3D1R2ADSA_esVE

332%26prmd%3Divnsm&rurl=translate.google.co.ve&twu=1&usg=ALkJrhjgMMilFsGXnGowLJidWRhUZ6cC6g] así como aceitescon alto rendimiento.

Combustibles

CITGO es uno de los proveedores más grandes del país que vende los combustibles a los distribuidores mayoristasde marca, y no directamente a los minoristas. También vende los carburantes a los distribuidores comerciales deventa al por mayor y a los usuarios finales.

Lubricantes y [http://translate.googleusercontent.com/translate_c?

hl=es&sl=en&u=http://www.citgo.com/CommercialProducts/LubricantsOils.jsp&prev=/search%3Fq%3Dcitgo%26hl%3Des%26rlz%3D1

R2ADSA_esVE332%26prmd%3Divnsm&rurl=translate.google.co.ve&twu=1&usg=ALkJrhj2hz8qG9RDKOh6TExSHvM0dwTIA]

Aceites

CITGO fabrica y comercializa una amplia gama de lubricantes de alta calidad y aceites de motor de altorendimiento.

Petroquímica

CITGO vende productos petroquímicos y solventes a granel a una variedad de fabricantes de los EE.UU. para su usoen la producción de productos derivados del petróleo.

Hidrocarburos Alifáticos

Hexano, espírits textiles, campamento de combustible 2338, heptano, especial lactolite, espírits lactol 2300, especialnaphtholite 66/3(VM & P), espírits naftol 66/3, espírits de mineral 66/3, mineral spirits 75, no exentos mineralSpirits, disolventes 142 66/3, mineral spirits 150 66/3, CITGO solvente 500, sello de aceite mineral,

Hidrocarburos Aromáticos

Benceno, Tolueno, Xileno

REFINERÍAS DE CITGO

A través de CITGO, PDVSA opera y tiene presencia en el mercado de Estados Unidos, actualmente cuenta con unaparticipación en 5 refinerías (tres de ellas son de capital netamente venezolano y las restantes con solo unporcentaje% de participación).

Entre las refinerías de capital netamente venezolano, tenemos:

Refinería de Lake Charles

Con una capacidad de refinación de 425 MBD, este es uno de los complejos más grandes de Estados Unidos, situadoen Louisiana este complejo agrupa además de ésta refinería, una planta de Aceites básicos y manufactura deParafinas.

PRODUCTOS USOS INDUSTRIALES

Gasolina Venta al por menos de combustible

Gasolina para aviones tipo jet Combustible de Aerolinea

15 ppm Diesel Venta al por menor de combustible

Benceno Petroquimica

http://translate.googleusercontent.com/translate_c?hl=es&sl=en&u=http://www.citgo.com/CommercialProducts/LubricantsOils.jsp&prev=/search%3Fq%3Dcitgo%26hl%3Des%26rlz%3D1R2ADSA_esVE332%26prmd%3Divnsm&rurl=translate.google.co.ve&twu=1&usg=ALkJrhj2hz8qG9RDKOh6TExSHvM0d-wTIA

http://translate.googleusercontent.com/translate_c?hl=es&sl=en&u=http://www.citgo.com/CommercialProducts.jsp&prev=/search%3Fq%3Dcitgo%26hl%3Des%26rlz%3D1R2ADSA_esVE332%26prmd%3Divnsm&rurl=translate.google.co.ve&twu=1&usg=ALkJrhjgMMilFsGXnGowLJidWRhUZ6cC6g



Tolueno Solventes industriales, Petroquímica

Xilenos Mixtos Petroquímica

Propileno Petroquímica

Propano Venta al por menor de combustible

Aceite de la Decantación Combustribles Industriales

AzúfreFertilizantes y productos químicosbásicos

Coque de Petróleo Combustibles Industriales

Refinería de Corpus Christi

Situada en Texas, se compone de dos plantas, las cuales consolidan en conjunto una capacidad de refinaciónaproximada de 165 MBD.


Gas Licuado de Petróleo Venta comercial al por menor

Gasolina Puntos de Venta de Combustible

Cumeno Plástico y Adhesivos

Ciclohexano Plásticos, Poliéster y Nylon

Combustible Diesel Puntos de Venta de Combustible

Suspensión de aceite Grafito de Carbono

Xileno Petroquímica, plástico, poliéster

Touleno Solvente Industrial

Azúfre Fertilizantes y productos químicos básicos

Coque de Petróleo Combustible Industrial

Refinería Lemont

Ubicada Illinois, con una capacidad de refinación de 167 MBD, es un proveedor estratégico de combustibles para eltransporte, en particular en el Medio Oeste.


Gas Licuado de Petróleo Venta comercial al por menor

Gasolina Venta al por menos de combustible

Combustible Diesel Venta al por menos de combustible

Combustible de Avión Para turbinas

Xilenos Petroquímica

Tolueno Solventes Industriales

Azúfe fundidoFertilizantes y productos químicosbásicos

Butano Combustible de cocina y camping

QuerosénCombustible de calefación eiluminacion.

Propano Puntos de venta de Combustible

Coque de Petróleo Combustibles Industriales

En conjunto, la capacidad de refinación de CITGO es de 757 MBD.



Durante el año 2011 se procesaron 659 MBD de petróleo. El porcentaje de rendimiento de productos de alto valoragregado fue de 87,6%; un aumento superior a 2% en comparación al promedio alcanzado en los últimos tres años.Este aumento se debe en parte a la entrada en operación de las unidades de manufactura de Destilados de mínimocontenido de Azufre (ULSD, por sus siglas en inglés). En Corpus Christi, la unidad fue puesta en servicio acomienzos de 2011. En Lemont, dicha unidad fue puesta en servicio a finales de 2010. La excelente operación deestas nuevas plantas cubrió las expectativas de diseño y contribuyó positivamente a la mejora del margen derefinación de ambas refinerías.

Aprovechando el período de márgenes bajos de refinación, en el primer trimestre del 2011 se completaron con éxitolas paradas programadas de las unidades de Craqueo Catalítico N° 2 y Alquilación en Corpus Christi. En LakeCharles, se completaron las paradas programadas de las unidades de Alquilación y Craqueo Catalítico “B”,igualmente en el primer trimestre de 2011. En esta última refinería, durante los meses de junio y julio, secompletaron las paradas programadas de las Unidades de Crudo “E” y de Coquificación N° 2.

Refinerías con participación de PDVSA

Refinería Chalmette

Es una empresa mixta integrada por PDVSA y ExxonMobil, con participación de 50% para cada socio. La Refineríalocalizada en la ciudad de Chalmette, Louisiana, tiene una capacidad de procesamiento de petróleo de 184 MBD. Enesta Refinería se procesa petróleo mejorado, producido por la empresa mixta Petromonagas. Asimismo, PDVSA, através de PDV Chalmette, tiene la opción de comprar hasta 50% de los productos refinados obtenidos en laRefinería. En la parte ambiental se redujeron los incidentes 30% respecto al año anterior (22 vs 35), debido a laaplicación de mejores prácticas en programas ambientales.

Durante el año 2011, esta refinería procesó 131 MBD de petróleo, un volumen menor al de años anteriores, debido aque durante todo el año la refinería operó bajo el nuevo modelo de negocio implementado a final del año 2010, en elcual las unidades de procesos menos eficientes y con altos costos de mantenimiento estuvieron paradas. Se realizó laparada programada de la Unidad de Recobro de Azufre 2 en el mes de octubre.

Saint Croix

PDVSA posee 50% de las acciones, ubicada en las Islas Vírgenes de los EE.UU., en sociedad con Hess Corporation;tiene una capacidad de refinación de 495 MBD. PDVSA tiene contratos de suministro de petróleo Mesa y Merey alargo plazo con HOVENSA. La Refinería está estratégicamente ubicada para suministrar gasolina y lubricantes a losmercados de la Costa del Golfo y todo el litoral del este de los Estados Unidos.

La Refinería opera una unidad de craqueo catalítico fluidizado (FCC) con capacidad de 150 MBD, una de las másgrandes del mundo. Además esta opera con una unidad de coquificación retardada con capacidad de 58 MBD.

Durante el año 2011, procesó 283 MBD de petróleo mientras que para el año 2010 el volumen procesado fue de 389MBD. La reducción en volumen de petróleo procesado se debió principalmente a la implementación de un nuevoesquema operacional a partir de enero, en el que se fueron desincorporando diferentes unidades de procesos pocoeficientes y costosas, hasta estabilizar la operación a menor capacidad de procesamiento. Se realizaron las paradasprogramadas de las Unidades de Reformación 3 y 4, Hidrotratamiento 6 y Recobro de Azufre 3.

Merey Sweeny LP (MSLP)

PDV Holding y ConocoPhillips poseen una unidad de coquificación retardada de 58 MBD y una unidad dedestilación de petróleo al vacío de 110 MBD, integradas dentro de una Refinería existente propiedad deConocoPhillips en Sweeny, Texas. En esta instalación, cada parte posee 50% de participación. ConocoPhillips, haentrado en acuerdos de suministro de petróleo a largo plazo con PDVSA para abastecer a la Refinería Sweeny, conpetróleo pesado ácido; este negocio comprende el suministro de 175 a 190 MBD de petróleo merey de 16 °APIdesde La República. La duración del contrato es por 20 años y se vende a precio de mercado paridad Maya. Losingresos de la empresa mixta Sweeny consisten en los honorarios pagados por ConocoPhillips a la empresa mixtabajo el acuerdo de procesamiento, más cualquier ingreso proveniente de la venta de coque a terceras partes.



A partir del año 2009, Conoco Phillips Company y Sweeny Coker Investor Sub, Inc. invocaron su derecho a adquirirlos intereses y obligaciones de PDV Texas, Inc. y PDV Sweeny Inc. en el negocio

Merey Sweeny L.P. Todas estas acciones fueron rechazadas por parte de PDVSA y, actualmente, se revisa lasituación jurídicamente.

VENTAJAS DE LA ADQUISICIÓN DE CITGO

Se tiene un seguro y estable comprador, un despacho rápido del producto y el pago garantizado.

Debido a su posición geopolítica con Estados Unidos, los costos de transporte son menores.

Estados Unidos por su posición de potencia mundial con frecuencia se ve envuelto en conflictos bélicos, loque aumenta se consumo y de los países en conflicto generando aumento del precio del petróleo lo quebeneficia los ingresos de nuestro país.

DESVENTAJAS DE LA ADQUISICIÓN DE CITGO

La cantidad de barriles que se venden a CITGO, se podría utilizar para cumplir otras obligaciones, y asípercibir mejores ganancias a corto plazo.

Las pérdidas en la venta del petróleo a CITGO ascendieron a 1 millardo de dólares anuales, ya que, paracumplir con la refinación se ha tenido que comprar petróleo en otros países y revenderlo a CITGO condescuento hasta de 4 dólares por barril. Registró pérdidas de unos 201 millones de dólares el año pasadotras reportar ganancias de 801 millones de dólares en 2008. En el primer trimestre del año 2010 perdió 128millones de dólares.

Retirar los volúmenes del suministro de Venezuela a Estados Unidos del mercado estadounidense en lasituación actual podría tener un efecto negativo inmediato sobre los precios petroleros.

VENTA DE REFINERÍAS DE CITGO

LyondellCitgo:

En 2006 PDVSA vendió su participación de 41.25% en la sociedad LyondellCITGO de Texas, que aunque fuevalorada en 2,165 millones de dólares, Venezuela terminó recibiendo 1,314 millones de dólares después dedescontar los impuestos por la venta en Estados Unidos, cancelar deudas conjuntas y reducir a 5 años el contrato desuministros de crudos pesados venezolanos que habían pactado a 25 años.

Rafael Ramírez, ministro de Energía de Venezuela y presidente de PDVSA, alegó que el Ministerio de Energía yPetróleo, al eliminarse la sociedad con Lyondell y con ello el netback que se aplica a los crudos venezolanos que sedestinaban a esta refinería, asumirá en el futuro su papel de fijar el precio de los crudos nacionales, y se trabajará enuna fórmula de precios propia, como hacen otros países. También justificó la venta en ese momento diciendo quepara obtener un rendimiento igual el precio de la operación hubieran tenido que transcurrir 20 años a precios de esemomento.

Lyondell y CITGO mantuvieron relaciones comerciales desde 1993 y durante esa trayectoria los dos socios tuvieronfuertes confrontaciones, entre ellas una demanda de Lyondell contra Pdvsa, que posteriormente ganó la empresaestadounidense, al reducir Venezuela el suministro de crudos con el argumento de que lo hacía porque la OPEPhabía reducido su cuota de producción.

Lo cierto es que estratégicamente, y financieramente, estas ventas son un error trágico, los argumentos empleadospor PDVSA y el Ministerio de Energía y Petróleo no son del todo satisfactorios. Cada uno de los problemas que hanpresentado estas refinerías en el marco de la relación CITGOPDVSA puede ser resuelto con cambios tácticoscorporativos.



Venta de las refinerías de asfalto

Paulsboro y Savannah:

En noviembre del 2007 Citgo concretó con la venta de sus dos refinerías de asfalto, Paulsboro y Savannah, enEstados Unidos, a NuStar Asphalt Refining. Cada una podía procesar 70 mil barriles diarios y 30 mil barriles diarios,respectivamente. El precio de venta se cerró en unos $450 millones más $100 millones en capital de trabajo, antes dedescontar el impuesto sobre la renta de Estados Unidos. Con esta negociación se desprende de los activos de ladivisión de asfalto en EEUU.

De acuerdo a lo que informó PDVSA, la transacción involucra la venta de los activos y el inventario de su divisiónde asfalto y responde a una estrategia establecida por la junta directiva con el objetivo a largo plazo de hacer a lacompañía “más eficiente y rentable, concentrándonos en nuestros negocios medulares”.

Además, Pdvsa comunicó que se encontraba incrementando sus despachos de crudo asfáltico a China, un país queproyecta la construcción de numerosas vías de comunicación y que tiene un conjunto de convenios medulares con elgobierno de Hugo Chávez. Por lo tanto, el mantenimiento de los activos de asfalto en EEUU dejaba de ser unaprioridad.

Otra de las ventas de Pdvsa fue el terminal Bahamas Oil Refining Company (Borco) a First Reserve Corporation porunos $900 millones en el año 2008.

ASPECTOS MÁS RELEVANTES DE PDVSACITGO EN LA DÉCADA DEL 2000.

2000 El Presidente venezolano Hugo Chávez visita refinería de CITGO en Lake Charles.

2000CITGO establece otro récord de ingresos de operaciones con 379 millones de dólares eningresos.

2001CITGO y sus comercializadores recaudan más de 1 millón de dólares para ayudar a lasvíctimas del ataque terrorista del 11 de septiembre.

2001 Se produce un incendio en la refinería de Lemont.

2001CITGO informa de un récord de 476 millones de dólares en ingresos procedentes de lasoperaciones y un récord de 317 millones de dólares en ingresos netos.

2002 Refinería de PDV Midwest en Lemont, IL se convierte en parte de CITGO.

2003 CITGO obtuvo $351 millones de ingresos netos

2004 CITGO comienza patrocinio de automovilismo venezolana Milka Duno.

2004 La sede de CITGO se trasladó a Houston, Texas.

2005 La refinería de Lake Charles se convierte en la 4ta más grande en los EEUU.

2005

El programa de aceite de calefacción de CITGO venezolana fue fundado, anunciando unanueva era de programas de desarrollo social mejorada para CITGO. CITGO distribuyó 16millones de galones de petróleo más de 14 millones de dólares en 8 Estados.

2006El programa de aceite de calefacción de CITGO contribuyó a 40 millones de galones depetróleo por más de 62 millones de dólares en 19 Estados.

2007CITGO acordó venta de un oleoducto de Estados Unidos a la compañía Explorer Pipelinecomo parte de la estrategia de reversión de mercados anunciado a mediados del 2006

2008CITGO vende 2 refinerías de asfalto y otros activos asociados con su división de asfaltoCARCO.

2009 Se produce un incendio en la refinería de Corpus Christi

2010 CITGO envía ayuda humanitaria para atender a damnificados en Venezuela.

2010 CITGO da en garantía todas sus refinerías en EEUU para garantizar la emisión de notas.



2011 CITGO culmina planta para producir Diesel de contenido ultra bajo en Azufre.

2011CITGO anuncia el inicio del programa de Combustible de Calefacción, por sexto añoconsecutivo

ACUERDO SAN JOSÉ

La vigencia de convenios que abordan el financiamiento de petróleo tiene sus primeros antecedentes en el Programade Coo peración Energética para once países de Centroamérica y el Caribe, Acuerdo de San José, creado el 3 deagosto de 1980. En el marco de este convenio, México y Venezuela suministran conjuntamente 160 mil barrilesdiarios, 80 mil cada uno, de petróleo crudo y/o productos refinados, e incluye un esquema de cooperación financieraque consiste en el establecimiento de líneas de crédito que ofrecen tanto México como Venezuela, calculadas conbase en un porcentaje que oscila entre un 20% y un 25% de la factura petrolera de cada país beneficiario, la cual espagada bajo términos establecidos por la empresa petrolera estatal mexicana PEMEX y la venezolana PDVSA, aprecios del mercado internacional y en las mismas condiciones que el petróleo vendido a otros destinos.

Las condiciones financieras en que se otorgan estos préstamos para financiar proyectos de desarrollo por entre el 20y 25 % del precio de venta del petróleo, son establecidas, en el caso de Venezuela, por BANDES (Banco deDesarrollo Económico y Social), la entidad administradora de los recursos, y avaladas por su Asamblea General.Estas condiciones financieras toman como referencia las establecidas por otras entidades financieras internacionalesy entes multilaterales como el BID. En la actualidad, este Programa de Cooperación constituye la principal fuente definanciamiento de las exportaciones no tradicionales, a través de la ejecución de proyectos en los cuales han tenidoparticipación directa más de 110 empresas venezolanas, mediante la incorporación de bienes y servicios nacionalesen los mercados de estos países.

En el caso de México, los financiamientos se otorgan a través del Banco Centroamericano de Integración Económica(BCIE), del Banco Nacional de Comercio Exterior, S.N.C. (BANCOMEXT), así como otras institucionesfinancieras que en el futuro pudieran ser seleccionadas por el gobierno de México para la intermediación de losrecursos del Acuerdo de San José. Mediante este mecanismo se financian tanto exportaciones de productosmexicanos a los países participantes, como exportaciones de los países participantes hacia México.

Es decir, el financiamiento ofrecido en el marco del Acuerdo de San José está destinado a financiar proyectos dedesarrollo económico a corto y largo plazo en los países participantes, así como el intercambio comercial de bienes yservicios a través de empresas venezolanas y mexicanas.

Desde su creación, este acuerdo ha sido renovado anualmente. La última renovación tuvo lugar en agosto de 2005.Durante los últimos años, hay dos hechos importantes que destacar: la reincorporación de Haití a este programa en elaño 2000, luego de haber sido excluido en 1991 cuando la Organización de Estados Americanos determinó unembargo y el planteamiento del gobierno venezolano durante 1999 de ampliar el Acuerdo de San José e incluir aCuba y otros pequeños países de las Antillas. Sin embargo, esa iniciativa no prosperó.

Es en este contexto que surge el Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas y el de Cuba en el año 2000.Otroaspecto importante de destacar con relación al Acuerdo de San José, es la reciente propuesta del gobierno deMéxico, que plantea modernizar dicho Acuerdo, debido a que es “inoperante en la situación actual. Méxicoconsidera necesario darle una visión nueva, actual y confía en que Venezuela tendrá el mismo interés, pues se hanmantenido contactos en ese sentido.” La propuesta fue anunciada, finalmente, después de la cumbre presidencial delas Américas en Mar del Plata, oportunidad en la que el gobierno mexicano anunció que apoyaría a los paísescentroamericanos.

ACUERDO DE CARACAS

El 19 de octubre de 2000, los Jefes de Estado y de gobierno de diez países de Centroamérica y el Caribe suscribieronel Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas. Su conformación se desarrollará en varias etapas, pues elgobierno venezolano ha anunciado su disposición a ampliar la cobertura del acuerdo a todos aquellos países que losoliciten y que a su juicio reúnan las características suficientes como para ser beneficiarios del mismo.

En la primera etapa, fueron diez los países que suscribieron los acuerdos bilaterales con Venezuela: Belice, CostaRica, El Salvador, Guatemala, Haití, Honduras, Jamaica, Nicaragua, Panamá y República Dominicana.



Los diez acuerdos varían fundamentalmente por los volúmenes de crudo que recibirán los países en función de lascaracterísticas, de la estructura energética y de consumo de cada país.

La mayoría de los países firmantes dependen casi exclusivamente de sus exportaciones de productos agrícolas, cuyosprecios se encuentran deprimidos, tienen altas tasas de desempleo o elevadas deudas externas.

En el Acuerdo se establece la venta de crudo o productos refinados, sobre la base de un pago con quince años deplazo para la amortización de capital, un período de gracia para el pago de capital de hasta un año y una tasa deinterés anual de 2%.

SUMINISTRO DIARIO DE CRUDO EN EL ACUERDO DE CARACAS

PAISES CANTIDAD DE BARRILES

R. Dominicana 20.000 barriles

Guatemala 10.000 barriles

Costa Rica 8.000 barriles

Panamá 8.000 barriles

El Salvador 8.000 barriles

Jamaica 7.400 barriles

Haití 6.500 barriles

Honduras 5.000 barriles

Nicaragua 4.900 barriles

Barbados 1.600 barriles

Belice 600 barriles

Se ha determinado que el Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas funcionará en paralelo al de San José. Através de éste último, Venezuela y México suministran, desde 1980, otros 160.000 barriles diarios a la misma regióna precios preferenciales, a cambio de facilidades crediticias para el intercambio comercial.

Según el gobierno venezolano, el nuevo acuerdo energético, no fue diseñado para liquidar. El Pacto de San José,sino para complementarlo. Se ha señalado, sin embargo, que con el tiempo, el Acuerdo de San José se ha vueltobastante rígido, pues no facilita su modificación para incorporar a otros países.

El gobierno de Venezuela considera, además, que no debe condicionarse a los países suscriptores del convenio, elempleo de bienes y servicios venezolanos”.

El Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas establece que su aplicación será exclusiva para los entes públicosavalados por los gobiernos de Venezuela y el país con el cual se suscriba. Establece, también, que la facturación delas ventas realizadas a los entes públicos designados por el país suscriptor, se hará sobre la base de preciosreferenciados al mercado internacional.

Asimismo, que los pagos de intereses y de amortización de capital de las deudas contraídas por los paísesbeneficiarios, podrán realizarse mediante mecanismos de compensación comercial, siempre y cuando sea solicitadopor el gobierno de Venezuela.

Los volúmenes de las ventas financiadas por Venezuela deben corresponder al consumo interno del paísbeneficiario. En el acuerdo se establece que, sólo a los efectos del financiamiento, la sumatoria de los volúmenesasignados tanto en el Programa de Cooperación Energética para Países de Centroamérica y del Caribe, como en elAcuerdo de Cooperación Energética de Caracas, no podrá exceder del consumo interno de los países beneficiarios.Los acuerdos son renovados anualmente.



Sólo Nicaragua y Honduras, como naciones altamente endeudadas que tramitan la condonación de 80% de suspasivos externos, pidieron leves modificaciones a los textos de sus convenios bilaterales. En vez de un año de gracia,ambos países recibirán año y medio con este beneficio.

Igualmente, sus convenios establecen que el financiamiento se amortizará por completo cuando se cumplan 15 años,mientras que los textos de los demás acuerdos indican un plazo de “hasta 15 años para su amortización”.

A diferencia del Acuerdo de San José, que no da facilidades financieras especiales para la cancelación de la facturapetrolera, el Acuerdo de Cooperación Energético de Caracas, establece que Venezuela tiene previsto venderles a lospaíses centroamericanos y caribeños 78.500 barriles diarios de petróleo adicionales a los que suministra mediante elAcuerdo de San José, a través de planes de financiamiento a 15 años, plazo con un año de gracia para el pago delprincipal y una tasa de interés del 2% anual. No ofrece precios preferenciales sino los mismos que establece elmercado.

A excepción del Acuerdo de San José, en todos los casos los hidrocarburos provistos por Venezuela contemplan elfinanciamiento de una porción de la factura a 90 días en condiciones regulares PDVSA recibe el pago de susdespachos en 30 días y el resto a largo plazo con uno o dos años de gracia que aplican también para el flete y uninterés anual de entre 1 y 2%. A estas facilidades se suma la posibilidad de intercambiar en forma directa petróleo yderivados por bienes y servicios producidos en las naciones receptoras.

Al Acuerdo Energético de Caracas se sumó el Convenio Integral de Cooperación suscrito con Cuba en el mismoaño.

PETROAMÉRICA

El Gobierno de la República Bolivariana de Venezuela, impulsa la iniciativa de Petroamérica, una propuesta deintegración energética de los pueblos del continente, enmarcada en la Alternativa Bolivariana para la América(ALBA) y fundamentada en los principios de solidaridad y complementariedad de los países en el uso justo ydemocrático de los recursos en el desarrollo de sus pueblos.

Se trata de una iniciativa que tiene sustento en la complementariedad económica y la reducción de los efectosnegativos que tienen los costos de energía –originados no sólo por el incremento de la demanda mundial, sino porfactores especulativos y geopolíticos– en los países de la región.

Los acuerdos enmarcados en Petroamérica plantean la integración de las empresas energéticas estatales de AméricaLatina y del Caribe para la instrumentación de acuerdos y realizar inversiones conjuntas en la exploración,explotación y comercialización del petróleo y gas natural.

Desde esta perspectiva se asigna una importancia estratégica al sector energético, con una política de Estado, quetrace los objetivos principales, evalúe las necesidades de largo plazo y coordine a los diferentes participantes. Escreciente la opinión respecto a que la cuestión energética no puede manejarse sólo con criterios comerciales y deeficiencia empresarial, sino que debe ser el fruto de una política meso y macroeconómica, que incluya, porsupuesto, al sector privado, pero alineándolo con las necesidades del país.

En Petroamérica confluyen tres iniciativas subregionales de integración energética, que son PETROSUR, donde seagrupan Argentina, Brasil, Venezuela y Uruguay; PETROCARIBE, acuerdo suscrito por 14 países de la regióncaribeña; y PETROANDINA, propuesta que involucra a los países que conforman la Comunidad Andina deNaciones (Bolivia, Ecuador, Colombia, Perú y Venezuela). Asimismo, la política de integración energética deVenezuela, abarca convenios bilaterales con países del continente.

PETROCARIBE



PETROCARIBE es una iniciativa de cooperación energética destinada a brindar facilidades financieras y garantizarel suministro directo hacia los países del área, con el fin de reducir la intermediación en el mercado dehidrocarburos. La iniciativa apunta a resolver las asimetrías en el acceso a los recursos energéticos, por la vía de unnuevo esquema de intercambio entre los países de la región caribeña, la mayoría de ellos consumidores de energía ysin el control estatal del suministro de dichos recursos.

Busca asegurar la coordinación y articulación de las políticas de energía, incluyendo petróleo y sus derivados, gas yelectricidad. Asimismo, impulsar programas de ahorro de energía mediante su uso eficiente y aprovechamiento defuentes alternas, tales como la energía eólica, solar y otras. Se propone gestionar créditos e intercambiar tecnologíaspara que los países beneficiados desarrollen programas y sistemas altamente eficientes de consumo energético, asícomo actividades que les permitan reducir su consumo de petróleo y constituir empresas mixtas para el desarrollo deinfraestructura energética.

PETROSUR

Los antecedentes de PETROSUR se remontan a la Declaración de la I Reunión de Ministros de Energía de Américadel Sur en la Isla Margarita, en octubre del 2004, Entonces, se acordó realizar acciones concretas para laconformación de PETROSUR. La declaración fue firmada por Argentina Bolivia, Brasil y Venezuela.

OBJETIVOS PRINCIPALES DE LA INICIATIVA PETROSUR

Intercambiar y desarrollar tecnológicas y optimizar recursos en el campo de energía.

Aprovechamiento de los recursos energéticos para solventar las asimetrías económicas y sociales entre los puebloslatinoamericanos;

Minimizar los costos de transacción en los intercambios de energía entre los países miembros;

Asegurar la valorización justa y razonable de los recursos energéticos, sobre todo, de aquellos no renovables yagotables;

Coordinación de las políticas públicas en materia de energía de los países miembros y la determinación de losmedios necesarios para salvaguardar sus intereses, individual y colectivamente.

PETROANDINA

La iniciativa de integración energética PETROANDINA fue puesta en consideración en oportunidad del XVIConsejo Presidencial Andino realizado en julio de 2005 en Lima, como plataforma común o “alianza estratégica” deentes estatales petroleros y energéticos de los cinco países de la CAN (Bolivia, Colombia, Ecuador, Perú yVenezuela). El objetivo consiste en impulsar la interconexión eléctrica y gasífera, la provisión mutua de recursosenergéticos y la inversión conjunta en proyectos”.



En dicha Cumbre presidencial, los presidentes de los países andinos suscribieron el documento: “Acta Presidencialde Lima. Democracia, desarrollo y cohesión Social”, en el cual consideraron la conveniencia de formular una agendaenergética andina en el contexto de la integración sudamericana.

Teniendo en cuenta los distintos acuerdos binacionales existentes y el potencial energético representado por losyacimientos de petróleo, carbón y gas, así como de fuentes hídricas, eólicas, solares y otras existentes en los paísesandinos.

En el marco de estas consideraciones, los estados miembros también reafirmaron el interés de fortalecer laintegración regional impulsando los proyectos de interconexión energética en América del Sur, teniendo en cuentalos acuerdos vigentes de los países y los esquemas comerciales existentes. Sin embargo, a pesar que las normativassubregionales andinas abordan aspectos importantes de la integración energética, especialmente en el sectoreléctrico, la propuesta.

Petroandina, en términos planteados por Venezuela, no ha registrado avances importantes en esta subregión.

Publicado 2nd February 2013 por heidy rodriguez


31st January 2013REFINACIÓN

La refinación es el proceso que se encarga de la transformación de los hidrocarburos[http://www.monografias.com/trabajos10/petro/petro.shtml#hidro] en productos derivados.

Las refinerías de petróleo funcionan veinticuatro horas al día para convertir crudo en derivados útiles. Elpetróleo se separa en varias fracciones empleadas para diferentes fines. Algunas fracciones tienen que someterse atratamientos térmicos y químicos para convertirlas en productos finales como gasolina o grasas.

En los primeros tiempos, la refinación se contentaba con separar los productos preexistentes en el crudo,sirviéndose de su diferencia de volatilidad. Fue entonces cuando se aprendió a romperlas en partes más pequeñasllamadas “de cracking”, para aumentar el rendimiento en esencia, advirtiéndose que ellas y los gases subproductosde su fabricación tenían propiedades “reactivas”.

Para qué sirve una Refinería:

Como sabemos, el petróleo es una mezcla de hidrocarburos, estos son combustibles, pero el petróleo crudocomo tal debe pasar por varios procesos de refinación para emplearse como combustible.

Las refinerías deben contemplar la demanda de productos que requiere el mercado y acomodar los crudos alperfil de dicha demanda. Esto requiere en la mayoría de los casos, que las refinerías, a demás de separar el crudo endistintas fracciones, transformen esas fracciones de poco consumo, en otras que tienen mayor tipo de demanda. Todoesto se logra en una refinería moderna con suficiente elasticidad de acomodarse a las variaciones de las demandas.

Objetivos:

Primeramente el objetivo fundamental de una refinería era producir la mayor cantidad de motonaftautilizando la menor cantidad posible de petróleo.

Dentro de los objetivos de las refinerías surgió uno muy importante, eliminar las emanaciones de compuestosde azufre a la atmosfera, además se tuvo que eliminar el agregado de compuestos de plomo a las naftas para mejorarsu número de octanos. Ante estas circunstancias las refinerías fueron presionadas no por el volumen de producciónde nafta, si no más bien, por la exigencia de la calidad y la necesidad de reducir la contaminación ambiental.

En las últimas décadas del siglo XX, y como nunca antes había sucedido, las refinerías debieron invertir grandes sumas, para reducir la contaminación y mejorar la calidad de nafta y también la de gasoil. Así, la resoluciónde estos problemas pasó a ser el nuevo objetivo de la refinación del petróleo.

Inicio de la Refinación

A principios del pasado siglo, los franceses de Alsacia refinaron el petróleo de Pechelbronn, calentándolo enuna gran “cafetera”. Así, por ebullición, los productos más volátiles se iban primero y a medida que la temperaturasubía, le llegaba el turno a los productos cada vez más ligeros. El residuo era brea de petróleo o de alquitrán. Así

Refinacion PetroleraRe

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mismo, calcinándolo, se le podría transformar en coque, excelente materia prima para los hornos metalúrgicos de laépoca.

Evolución histórica de la Refinación en Venezuela

Antes de la Nacionalización:

En Venezuela, la refinación se inicio en 1882 cuando la empresa venezolana Petrolia del Táchira erigió en susitio de producción y operaciones en la Alquitrana, cerca de rubio Estado Táchira, un pequeño Alambique de 15Barriles diarios de capacidad para producir querosene y suplir las poblaciones vecinas en la cordillera Andina. Sinembargo, puede afirmarse que en términos comerciales fue en 1917 con la instalación de la refinería San Lorenzopor la Caribbean Petroleum Company, antecesora de la Compañía Royal Dutch Shell. Significativo es el hecho deque La empresa Petrolia del Táchira haya mantenido sus actividades de refinación hasta 1934 para este año el paíshabía alcanzado los 22.466 b/d.

En el Periodo de 19001910 las empresa Vals de Travers y new York & Bermúdez Company se establecieronen Pedernales, Delta Amacuro, y Guanoco, estado Sucre, respectivamente, para extraer asfalto de los Rezumaderosexistente en estos sitios. Para tales fines, ambas empresas constituyeron modestas platas procesadoras de asfalto queaunque no representaron ni siquiera la tecnología de refinación de la época, tienen el merito de haber contribuidotempranamente al procesamiento rudimentarios de hidrocarburos del país.

Al descubrirse el campo Mene Grande en 1914, e iniciarse en firme la explotación petrolera (19171939), lasempresas concesionarias empezaron a construir pequeñas refinerías para satisfacer primeramente los requerimientosde combustible para sus propias operaciones en la mayoría de los casos y muy pocas planas para suplir ciertoporcentaje del consumo nacional. Para 1939 la refinación en el país llego a 40.000b/d, cuya composiciónaproximada se especifica en el siguiente cuadro. (Cuadro 1)

El Articulado y Reglamento de la ley de hidrocarburos de 1943 fueron instrumentos nacionalesfundamentales para todas las actividades Petroleras Venezolanas y particularmente establecieron las bases para elfuturo progreso y expansión de la refinación de hidrocarburos del país.

Durante los años de desarrollo de la industria venezolana de los hidrocarburos 19141942, la refinación decrudos y la manufactura de producto en el país representaron volúmenes y metas muy modestas. A partir de lapromulgación de la Ley de Hidrocarburos de 1943. Los resultados logrados durante 19431975 fueron halagadores.

Después de la Nacionalización:

A partir de la nacionalización, el 1 de Enero de 1976, la empresa estatal petróleos de Venezuela S.A, se abocó ala racionalización de las actividades de refinación en el país, lo cual requirió el cierre de algunas refinerías(Tucupita, Caripito y Morón) y la creación de 4 filiales operadoras (Lagoven, Maraven, Corpoven y Meneven).Adicionalmente, se iniciaron estudios para cambiar el patrón de refinación en las mayores refinerías del país: ElPalito, Amuay, Cardón y Puerto la Cruz. Todo ello para aumentar la flexibilidad operacional y procesar una mayorcantidad de crudos pesados para abastecer, sin restricciones, el mercado interno y para obtener divisas a través de laexportación de productos de demanda mundial.

La refinería El Palito modernizó sus instalaciones, incorporando unidades de destilación al vacío, desintegracióncatalítica, alquilación, tratamiento y recuperación de azufre. Adicionalmente, se modernizaron las instalaciones detratamiento de efluentes industriales, así como las de generación y distribución de vapor y electricidad. Estas nuevasinstalaciones fueron puestas en servicio en enero de 1982.

Otra importante expansión fue la modificación conocida como proyecto MPRA, (Modificación del patrón de laRefinería de Amuay), de Lagoven, el cual requirió cuatro nuevas plantas. Mediante estas instalaciones se logróaumentar el rendimiento de productos de mayor valor comercial a expensas del residual, apoyando así el esfuerzo dediversificación de mercados; adicionalmente, estas instalaciones procesan crudos pesados que permiten de estaforma liberar un volumen similar de crudos livianos y medianos, disponibles para exportación. Las nuevasinstalaciones comenzaron a funcionar en 1982.

En la refinería Cardón, de Maraven, se llevó a cabo la remodelación de la unidad de desintegración catalíticapara obtener mayor cantidad de gasolina de alto octanaje.

Las refinerías Puerto la Cruz y El Chaure se integraron en 1984 y junto con la de San Roque fueron manejadaspor Meneven, luego paso a Corpoven.

En mayo de 1986 se efectuó una segunda etapa de racionalización de la industria petrolera nacional,integrándose Corpoven y Meneven en una sola filial llamada Corpoven, para ese año Venezuela contó con sienterefinerías en el país y ocho en el extranjero. Como parte de esta integración, la refinería Bajo Grande pasó a seroperada por Maraven, hasta mayo 1987.

En la Refinería de Amuay se completó el proyecto de hidrogenación selectiva de Butadieno de alto octanaje paramezclas de gasolinas para la década de los 90.



Posteriormente Petróleos de Venezuela y sus filiales han expandido sus operaciones en el país y en el exterior, demanera que Venezuela para esta década ganó prestigio en tecnología y en el comercio petrolero.

Cronología de la Refinación en Venezuela

1917:

La caribbenPetroleumcompany construyó en San Lorenzo, estado Zulia, una refinería de 2.000 b/d decapacidad.

1925:

La Lago Petroleum construyó en el área La Rosa/Salinas /Cabimas9, estado Zulia, una refinería de 1.700 b/d decapacidad.

1929:

Se construyó en La Arriaga, en Maracaibo estado Zulia, una pequeña refinería de 2.500 b/d de capacidad.

Se construyó en Cabimas, estado Zulia, una planta de 1.800 b/d de capacidad.

19291931:

Se construyó en las áreas de Casigua, El Calvario y La Rivera, estado Zulia, tres pequeñas refinerías cuyacapacidad combinada fue de 700b/d.

1938:

Se construyó en Caripito, estado Monagas, una refinería cuy capacidad inicial fue de26.000 b/d.

1939:

Se construyó en oficina, estado Anzoátegui, una pequeña refinería de 900 b/d de capacidad.

Se construyó en Guario, estado Anzoátegui, una pequeña refinería de 100 b/d de capacidad.

1947:

Shell inicio en Cardón, estado Facón, operaciones de su gran refinería

La Texas Petroleum Company inicio operaciones de su refinería en Tucupita, Delta Amacuro, de 10.000 b/dde capacidad.

1950:

La Venezuela Gulf Refining Company arrancó su refinería con capacidad inicial de 30.000 b/d ubicada enPuerto La Cruz, estado Anzoátegui.

Se inauguró refinería de capacidad inicial de 30.000 b/d, ubicada en El Chaure, estado Anzoátegui.

Inauguración Amuay en el estado Falcón, convirtiéndose en la más importante del país.

1952:

Se construyó y se inició operaciones en el campo San Roque, en el estado Anzoátegui con 2.100 b/d decapacidad para producir parafina.

1958:

Comenzó operaciones la refinería del Instituto Venezolano de Petroquímica, con capacidad de 2.500b/d, ubicadaen Morón estado Carabobo. La refinería fue luego traspasada en 1964 a Corporación Venezolana de Petróleo(CVP).

1960:

La Mobil construyó su refinería en El palito, estado Carabobo, con una capacidad inicial de 55.000 b/d.

1967:

La CVP y la compañía Shell de Venezuela firmaron un contrato de tres meses para suministrar gasolina a lasestaciones de servicio de la primera.

Arrancó una pequeña refinería, de capacidad de 5000 b/d, en el campo de Sinco, Barinas.

CVP logró acuerdo con La Creole, La Shell, La Mene Grande, La Texas, la Mobil, y La Phillips, para abastecerde gasolina las estaciones de la CVP.

1968:

Es inaugurada la expansión de la refinería de la CVP en Morón, estado Carabobo.



1969:

La Shell inauguro en la refinería Cardón, estado Facón, su complejo de desulfurización, primero en suclase en Venezuela.

1974:

La CVP y la Shell firmaron un contrato sobre investigación para la desmetalización de los crudos pesadosvenezolanos.

1978:

Se inició trabajos para el cambio de patrón en la refinería de Amuay de Maraven en el estado Facón y en ladel Palito de Corpoven en el estado Carabobo.

1981:

A fin de año concluyó el proyecto de cambio de patrón de refinación en la refinería el Palito de Corpoven,estado Carabobo.

1984:

El 13 de Noviembre ocurrió un extenso y voraz incendio en el complejo hidrodesulfurador de la refinería deAmuay de Lagoven. Sin embargo, 15 días después del siniestro comenzaron a funcionar cuatro plantas dedestilación.

1985:

En Abril reanudaron operaciones, de la primera de la segunda planta de hidrógeno, quedando restablecida laproducción de gasolina sin plomo, y combustible residual de bajo azufre.

PDVSA tomó en arrendamiento por 5 Años la refinería de Curazao manejada por la nueva filial Isla.

1986:

Intevep (Instituto de Tecnología Venezolana para el Petróleo) recibió en estados Unidos la primera patentepara la conversión de mejoramiento de crudo pesado.

El Ejecutivo nacional autorizó a Petróleos de Venezuela a comprar el 50% de la Citgo de Tulsa, Oklahoma,importante refinadora y distribuidora de productos en los Estados Unidos.

1988:

Se completo la primera fase de proyecto de integración AmuayCardón que permitirá el intercambio deproductos entre ambas refinerías.

1989:

Mediante la remodelación de una unidad de destilación al vacío, Maraven, redujo la producción de residuales.

1990:

Petróleos de Venezuela adquirió la totalidad de las acciones de Citgo.

La refinería de Amuay de Lagoven celebro 40 años de operaciones ininterrumpidas.

En la Refinería El Palito, de Corpoven, fue inaugurado el complejo de instalaciones de BTX.

1991:

Inaugurado en el complejo de Jose, estado Anzoátegui, de corcoven la planta de MTBE.

Se hizo la interconexión de las refinerías de Amuay y Cardón por tres poliductos.

Corpoven completo los proyectos de ampliación de la unidad de Craqueo Catalítico en la refinería El Palito.

1994:

Los 743 dias de operaciones ininterrumpidas logradas por el Flexicoquizador de la refinería de Amuay.

Amuay estrenó su nueva planta de Coquización retardada.

En la refinería Cardón de Maraven, comenzaron a funcionar las plantas MTBE (metilterbutiléter) y el deTAME (ter.amilmetiléter).

Petróleos de Venezuela firmó un nuevo contrato de arrendamiento en la Refinería, Isla de Curazao.

1995:

Lagoven inauguró una nueva unidad Recuperadora de Azufre en su Refinería de Amuay.

1996:

Maraven inauguró el 14 de Marzo las plantas e instalaciones conexo de su proyecto PARC.



PROCESOS DE REFINACIÓN DEL PETRÓLEO EN EXISTENTE EN VENEZUELA.

La refinación es el proceso de purificación de una sustancia química obtenida muchas veces a partir de u[https://www.blogger.com/null] n recurso natural. Por ejemplo, el petróleo arderá generalmente en su estado natural,pero no puede ser utilizado directamente en los motores de combustión, debido a la presencia de residuos y lageneración de subproductos.

La refinación de líquidos se logra a menudo a través de la destilación o fraccionamiento, también se pueden refinarpor extracción con un solvente que disuelva la sustancia de interés o bien las impurezas.

El petróleo extraído de los yacimientos a través de los pozos, se le denomina Crudo. En esta forma no puedeutilizarse. Como ya sabemos el petróleo es una mezcla de hidrocarburos y para transformarlo en los productos quederivan de él, hay que aplicarle un conjunto de procesos, a los cuales se le da el nombre de Refinación. Estosprocesos se realizan en complejos industriales, llamados refinerías y se dividen en 3 grupos:

• Separación

• Conversión

• Purificación

• Separación: Se realiza la separación del petróleo en fracciones de diferentes puntos de ebullición, quefrecuentemente están en los yacimientos del petróleo.

1. Destilación atmosférica: Se lleva a cabo en una columna de destilación cerca de la presión atmosférica. El

petróleo crudo se calienta a 350400 ° C Y el vapor y el líquido se canalizan en la columna de destilación. Losproductos del proceso son: gas combustible, gasolina de destilación directa, naftas ligera y pesada, combustóleos ycrudo reducido.

2. Destilación al vacío: En este proceso se alimenta el crudo reducido de la destilación atmosférica y su función es

la de separar aún más estas fracciones realizando una destilación al vacío con puntos de ebullición de 450 º C Ysuperiores. Los productos obtenidos son los siguientes: gasóleos ligero y pesado, aceites lubricantes, asfalto ocombustóleo pesado.

3. Refinación con Disolvente: los productos que salen de la torre de vacío (destilados, lubricantes livianos,medios y pesados) y de la torre desaslfaltadora (residuo desasfaltado) pueden ser tratados con disolvente

4. Desparafinación con Disolvente: desde los tiempos de extracción rudimentaria del aceite y/o grasa de las lutitasbituminosas se han empleado métodos diferentes para desparafinar los destilados del petróleo. Muchos de estosmétodos son mecánicos: exprimidoras; exudación; asentamiento por enfriamiento, o centrifugación. Los másmodernos utilizan disolventes que mezclados con los destilados de petróleo y posteriormente sometidos aenfriamiento permiten la cristalización de la cera y su separación por filtración.

• Conversión: Son aquellos mediantes los cuales se cambia la estructura molecular de los hidrocarburos,originalmente presentes en el crudo y sus derivados.

5. Viscorreducción: Consiste en transformar el residuo pesado de una torre de destilación[http://es.wikipedia.org/wiki/Destilaci%C3%B3n] de petróleo [http://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo] en compuestos másligeros, a través de la disminución de la viscosidad [http://es.wikipedia.org/wiki/Viscosidad] .

6. Craqueo Térmico: Es un proceso químico [http://es.wikipedia.org/wiki/Proceso_qu%C3%ADmico] por el cual sequiebran moléculas [http://es.wikipedia.org/wiki/Mol%C3%A9cula] de un compuesto [http://es.wikipedia.org/wiki/Compuesto]complejo produciendo así compuestos más simples. En este proceso, la materia prima se somete a una degradación

química, por medio de calor controlado entre 850900 °C .

7. Craqueo catalítico: Se utiliza para convertir fracciones pesadas de hidrocarburos obtenida por destilación alvacío en una mezcla de productos más útiles, tales como la gasolina y el aceite combustible ligero. En este

proceso, la materia prima se somete a una degradación química, por medio de calor controlado entre 450500 ° C yla presión, en presencia de un catalizador que es una sustancia que promueve la reacción química sin que ellamisma sea cambiada.

8. Alquilación: Es la unión química de propileno y butileno moléculas de luz con isobutano para formar moléculasmás grandes de cadena ramificada (isoparafinas) que hacen la gasolina de alto octanaje. El líquido resultante seneutraliza y se separa en una serie de columnas de destilación.

http://es.wikipedia.org/wiki/Destilaci%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Mol%C3%A9cula


http://es.wikipedia.org/wiki/Proceso_qu%C3%ADmico


http://es.wikipedia.org/wiki/Viscosidad

http://es.wikipedia.org/wiki/Compuesto



9. Isomerización: Consiste en la mezcla de butano normal con un poco hidrógeno y cloro y se dejará reaccionar enpresencia de un catalizador para formar isobutano, más una pequeña cantidad de butano normal y algunos gases másligeros. Los productos se separan en un fraccionador. Los gases más ligeros se utilizan como combustible derefinería y el butano reciclados como alimento.

10. Coquización: Este proceso consiste en calentar carbón en ausencia de aire para eliminar los compuestosvolátiles del coque, el resultante es un material de carbono, poroso y duro que se utiliza para reducir el hierro en loshornos. Los productos en este proceso son: gas combustible, nafta, gasóleos ligeros y pesados y coque.

11. Polimerización: En este proceso son aprovechados los polipropilenos que se producen en la desintegracióncatalítica haciéndolos reaccionar entre sí y en presencia de un catalizador con base en el ácido fosfórico o de sílice.En este proceso se producen la gasolina de polimerización de alto octano y gas licuado del petróleo.

12. Reforma: Es un proceso que utiliza calor, presión y un catalizador para provocar reacciones químicas que setransformen en naftas de alto octanaje de gasolina y materias primas petroquímicas. Las naftas son mezclas dehidrocarburos que contienen muchas parafinas y naftenos. Los productos de la unidad son: gasolina reforma da dealto octano, hidrógeno, gas combustible y residuos ligeros como los propanos y butanos.

13. Hidrocraqueo: Es un proceso que puede aumentar el rendimiento de los componentes de la gasolina, además deser utilizado para producir destilados ligeros. Hidrocraqueo es de craqueo catalítico en presencia de hidrógeno. Losácidos grasos saturados de hidrógeno extra, o hidrogena, los enlaces químicos de los hidrocarburos craqueados ycrea isómeros con las características deseadas.

• Purificación: Se utilizan para eliminar las impurezas y las fracciones indeseadas contenidas en el crudo.

14. Hidrotratamiento: Es una manera de eliminar muchos de los contaminantes de muchos de los productosintermedios o finales. En el proceso de tratamiento con hidrógeno, la materia prima entra se mezcla con hidrógeno

y se calienta a 300 – 380 ºC. El aceite combinado con el hidrógeno entra entonces en un reactor cargado con uncatalizador que promueve varias reacciones.

15. Hidrodesulfuración: En esta unidad se purifica la corriente alimentada eliminándole básicamente loscompuestos de azufre; también se eliminan nitrógeno, oxígeno y metales pesados. Todo esto es con objeto deproteger los catalizadores empleados en otros procesos de la refinería. Los flujos de entrada que se manejan en esteproceso son hidrocarburos. Los productos del proceso son: gasolina desulfurizada, naftas ligera y pesadadesulfurizada, o combustóleos desulfurizados o combustóleos catalíticos desulfurizados

16. Desasfaltación: A medida que se obtienen los productos por los diferentes procesos, muchos de estos requierentratamiento adicional para remover impurezas o para aprovechar ciertos hidrocarburos. Para estos casos se empleansolventes.

17. Exudación de Parafina: aquellos residuos blandos, medio y parafina cruda dura que salen del filtro rotatorio dedesceración, se pueden purificar más utilizando una planta de exudación. Los productos que salen de esta planta(aceite exudado, exudaciones blanda, media y parafina exudada dura) son tratados mas adelante con acido y arcilla ypasados por filtros y exprimidoras.

18. Tratamiento con AcidoArcilla: En el tratamiento acidoarcilla, el acido sulfúrico actúa como un removedor dematerial asfaltico y resinoso, y la arcilla sirve para absorber esos materiales. La purificación y tratamiento final de lacarga se efectúa en un agitador que contiene más arcilla y cal, y en el exprimidor, tipo prensa.

19. Extracción de Azufre: Es otro proceso de purificación, la extracción de azufre del petróleo y de sus derivados,del gas natural y gases producidos en la refinería representa un importante porcentaje del azufre que se consume enel mundo. El azufre se utiliza en procesos y preparación de compuestos para muchas otras industrias; química,metalúrgica, caucho sintético, agricultura, pulpa y papel, farmacéutica y explosivos. En construcción de vías se haexperimentado para utilizarlo como recubrimiento de carreteras.

PRINCIPALES REFINERÍAS DE VENEZUELA

Cardón (Estado Falcón)

El Palito (Estado Carabobo)

Bajo Grande (Estado Zulia)

Amuay (Estado Falcón)

San Roque (Estado Anzoátegui)



El Chaure (Estado Anzoátegui)

Puerto La Cruz (Estado Anzoátegui)

Complejo Petrolero, Petroquímico e Industrial José Antonio Anzoátegui

REFINERIA CARDÓN

En el año 1945 la compañía Shell hace un convenio con el pueblo Punta de cardón – Estado Falcón, el cualconsistía en utilizar la arena de la playa para la construcción de la refinería, y la compañía le solucionaría elproblema del agua y la electricidad y el 07 de Mayo de 1949 se inaugura la Refinería Cardón con 8 plantas.

La Refinería Cardón está ubicada en el suroeste de la península de Paraguaná, estado Falcón, sobre unasuperficie de 1254 hectáreas. Hoy en día, la refinería de Cardón es la segunda del país en capacidad deprocesamiento y la más diversificada, ya que elabora más de 250 productos.

Maraven fue creada por decreto presidencial para tomar control de todos los activos, patrimonio yoperaciones que poseía la empresa Shell de Venezuela para diciembre de 1974. De estos, entre los másemblemáticos destacan las Refinerías "Cardón" en el Estado Falcón y "San Lorenzo" en el Estado Zulia, elpozo Zumaque I, primer pozo productor a escala industrial en Venezuela.

Descripción de las unidades de procesos que realiza:

1. Destilación atmosférica.2. Reductoras de viscosidad.3. Desintegración catalítica.4. Alquilación e isomerización.

Productos que se obtienen.

Los productos que se obtienen de los procesos mencionados anteriormente son: gases no condensables,propano, que emplea en la planta de lubricantes, normalbutano e isobutano, naftas, utilizadas en mezclas degasolinas, kerosene, la mayor parte se trata con soda o se hidrata para luego venderse como turbokerosene, losgasóleos atmosféricos, residuo atmosférico, gases, gasolinas de bajo octanaje, gasóleos usados para diluente deresidual de bajo y alto azufre, gases incondensables, que se incorporan al sistema de gas combustible,propano/propileno y butano/butileno, gasolinas catalíticas, tratadas para incorporarlas a mezclas de gasolina, aceitecíclico liviano, que puede usarse como componente del diesel, las olefinas, que puede fraccionarse en gasolina deaviación y una porción pesada que se puede usar como solvente de insecticidas. También se produce una pequeñacantidad de gas que pasa al sistema de gas combustible.

Fuentes de suministro de crudos y otros insumos

La refinería Cardón recibe los crudos livianos desde la costa oriental del lago de Maracaibo por un oleoductocon capacidad de 330 MBDO. El gas natural es enviado a Cardón a través de un gasoducto desde Puerto Miranda.

A través del propanoducto AmuayCardón se recibe propano u otros gases licuados no procesables enAmuay.

El resto de los insumos para Cardón, inclusive especialmente crudos pesados, residuos atmosféricos,destilados de vacío y butanos, es traído por barcos hasta los muelles de la refinería.

Proyecto de Adecuación de la Refinería Cardón (PARC)

El Proyecto de Adecuación de la Refinería Cardón – PARC , nace impulsado por dos frentes: uno a nivelnacional y otro a nivel internacional. En lo que respecta al sector nacional, las razones del proyecto son el aumentode las proporciones de crudo pesado venezolano en la dieta de alimentación de la Refinería y la obtención deproductos de alto valor agregado de estos crudos pesados. En el frente internacional, la fuerza motriz es la calidad delos productos, para poder cumplir con las normas de protección ambiental, tanto de Estados Unidos como de Europa.

La misión del Proyecto es la ejecución exitosa del diseño, construcción y arranque de las instalaciones, deuna manera segura y con un mínimo impacto sobre el ambiente, a fin de asegurar el mejoramiento de la rentabilidadde la empresa y su participación en el mercado mundial por medio de: mejores procesos de conversión,especificación mejorada de productos, reducción de residuos de bajo grado y procesamiento de crudos más pesados.Para alcanzar esto, el Proyecto se gerenció y ejecutó en el marco de diez objetivos:

1. Salud, seguridad y protección ambiental

2. Calidad total de acuerdo con los objetivos definidos del Proyecto

3. Cumplir con las leyes y regulaciones ambientales vigentes



4. Minimizar la inversión de capital y riesgos

5. Completar el Proyecto de acuerdo a los programas definidos de gastos

6. Alcanzar los objetivos de diseño utilizando tecnologías probadas

7. Arrancar las nuevas unidades de acuerdo con la programación del proyecto

8. Optimizar el uso de los recursos venezolanos en cuanto sean económicamente viables

9. Incrementar la capacidad técnica de las empresas venezolanas, y

10. Fomentar las buenas relaciones

Uno de los primeros pasos en la definición del alcance del proyecto fue identificar las nuevas instalacionesque se iban a adicionar a la Refinería. Las nuevas instalaciones alcanzaron once nuevas plantas, que para simplificarel proceso de ejecución, se estructuraron en cuatro paquetes a los que se identificó con las letras A, B, C y D. Elpaquete A incluía las plantas de Cosificación Retardada, Hidrotratamiento de Nafta, Reformación Catalítica eIsomerización. El Paquete B constaba de las plantas de Hidrocraqueo Moderado, Hidrotratamiento de Destilados,Producción de Hidrógeno, Recuperación de Azufre, Tratamiento de Aminas y Despojamiento de Agua ácida. ElPaquete C contribuiría con las plantas de Hidrocraqueo, Destilación e Hidrotratamiento (HDH), y finalmente elPaquete D que incluiría los servicios industriales, sistemas offsite e infraestructura.

Finalmente el PARC se inició en enero de 1992 como un Proyecto que representaba una inversión de unos de3.000 millones de dólares. En ese momento se firman los contratos para iniciar las actividades con las empresascontratistas para los Paquetes A, B, D y servicios gerenciales. Con la empresa Fluor Daniel se firma una carta deintención para el Paquete C.

Del alcance original del PARC, durante 1992 a los siete meses de iniciado el Proyecto, hubo que eliminar 5unidades de procesos por problemas de índole financiero que fueron diferidas para futuras realizaciones. Esteredimensionamiento redujo la inversión total del Proyecto en 600 millones de dólares, eliminando las plantascorrespondientes al Paquete C que incluía una Unidad Experimental de Hidroconversión de Intevep, y también unaPlanta de Hidrógeno y una de Isomerización.

Además, se decidió privatizar el servicio de suministro eléctrico. Esta decisión marcó un hito en la IndustriaPetrolera Nacional. Nunca antes se había confiado el suministro eléctrico a un tercero. Para privatizar el servicio serealizó una licitación internacional bajo la modalidad de diseñar, procurar, construir, operar, mantener y serpropietario, siendo ganada por GENEVAPCA (filial de C.A. La Electricidad de Caracas). Para mediados de 1995esta decisión ha sido un gran éxito, la planta está siendo construida, va en tiempo y para el segundo trimestre de1995 ya estaba suministrando 10 megavatios.

REFINERÍA EL PALITO

La Refinería el palito está en la región central del país, zona Punta de Chávez, cercana a la población de ElPalito, estado Carabobo, próxima a los centros industriales del país. Por su ubicación estratégica, es el centroprincipal de producción de combustibles requeridos para satisfacer la demanda de los estados centrales y deloccidente del país.


1. Destilación atmosférica2. Reformación catalítica y planta de solvente3. Destilación al vacio4. Desintegración catalítica5. Alquilación

Productos que se obtienen

Los productos que se obtienen de los procesos mencionados anteriormente son: nafta pesada, kerosene, que se puedeusar como combustible de aviación, kerosene iluminante y como componente de residual de alto azufre, gasóleosatmosféricos, nafta reformada, gas que se envía a la desintegración catalítica para recuperación de livianos o alsistema de gas combustible, gasóleos livianos y pesados, gases no condensables, olefinas, nafta catalítica, aceitecíclico liviano y aceite sucio, alquilato, butano y propano.

Fuentes de suministro de crudos y otros insumos

Los crudos que se procesan en la Refinería El Palito vienen de Barinas, por un oleoducto de 340 km delongitud y de 50 cm de diámetro, el más largo del país cuya capacidad es de 100000 barriles por día calendario(BDC) de crudo. También recibe crudos por tanqueros, desde los terminales de punta de palma y de la Refinería



Bajo Grande, ubicadas en el área del lago de Maracaibo, 40000 b/d de crudo y residual atmosférico.

REFINERÍA BAJO GRANDE

Es una planta industrial destinada a la refinación del petróleo, mediante un proceso adecuado, se obtienendiversos combustibles fósiles capaces de ser utilizados en motores de combustión: gasolina, gasóleo, entre otros.Además, y como parte natural del proceso, se obtienen diversos productos tales como aceites minerales y asfaltos.

Ubicación geográfica.

Municipio San Francisco, sector Bajo Grande, Vía la cañada, Km 16.

Capacidad instalada.

La refinería inicio con una capacidad de 10.000 barriles diario y actualmente cuenta con una capacidad de115.000 barriles diario.

Métodos de producción.

El método de producción de la industria bajo grande es continuo, masa o producción lineal. En este métodoel trabajo requerido para producir una parte o producto es dividido en operaciones individuales, las cuales sonusualmente arregladas en una secuencia, en una línea. Cada parte viaja, de una máquina a la próxima máquina parala próxima operación, y así sucesivamente a través de todo el ciclo requerido de operaciones.

LA REFINERÍA AMUAY

Esta refinería se funda en 1950 y es operada por la compañía Lagoven S.A, está ubicada al oeste de lapenínsula de Paraguaná, estado falcón, en la costa norte de Venezuela a 7 Km de la ciudad de punto fijo. Dispone deun puerto natural que da al golfo de Venezuela.

Es el centro refinador de mayor capacidad en Venezuela y uno de los más importantes del mundo. Elpetróleo procesado en la refinería proviene de los campos de producción de Lagoven, en la fabulosa cuenca del lagode Maracaibo.

La capacidad de bombeo de petróleo a los tanques de almacenaje de la refinería es de 900. 000 barriles pordía, los cuales tienen una capacidad de cuatro millones de barriles de crudo.

Aproximadamente el 75% del crudo que llega a Amuay es procesado en la refinería, lo que representa unacarga total de 680. 000 B/D,.


1. Destilación

2. Fraccionamiento de nafta

3. Reformación Catalítica

4. Desulfuración de Residuales.

Productos que se obtienen.

Los principales productos obtenidos de las unidades anteriores son: tres tipos de gasolinas para automóviles,dos de combustible para turbinas, kerosén, varsol, aceites de calefacción, aceite diesel para automotores, asfaltos,aceites industriales, aceites lubricantes para motores, solventes, combustibles residuales (alto y bajo azufre) y azufre.

Proyecto de refinación de la Refinería de Amuay (AR)

El nuevo patrón de refinación de la Refinería de Amuay (AR): La Refinería de Amuay fue modificada (1982)para lograr disminuciones en las cargas de crudos livianos y medianos, aumento en el procesamiento de crudospesados y extrapesado, con el consiguiente aumento en la producción de gasolinas y reducción de productos,representados por combustibles residuales de bajo y alto contenido de azufre.

Se crearon cuatro plantas (Flexicoking, Desintegración Catalítica, Isomerización y Alquilación) y estasfueron dispuestas en el circuito de plantas existentes para obtener el nuevo patrón de refinación en la Refinería deAmuay.

Los procesos seleccionados

Cuando es necesario cambiar el patrón de refinación y se ha decidido cuáles son los cambios y qué tipo deplantas deben construirse, el interesado recurre a firmas especializadas y solicita cotizaciones sobre los procesos y/oconstrucción de plantas que satisfagan sus requerimientos. Es oportuno mencionar que tanto los procesos como los



diseños y construcción de plantas están generalmente amparados por el derecho internacional que rige a la ciencia[http://www.monografias.com/trabajos10/fciencia/fciencia.shtml] y a la tecnología en materia de descubrimiento, invencióny/o registro de marcas [http://www.monografias.com/trabajos16/marca/marca.shtml] de fábricas. Y en el caso particular delos procesos de refinación, la situación es más exigente por lo tan especializado de la materia, por la experiencia ygarantías que deben avalar a los procesos, por el reducido número de empresas que investigan y dedican esfuerzos aesta rama, y por las inversiones [http://www.monografias.com/trabajos12/cntbtres/cntbtres.shtml] y recursos requeridos paratales fines.

Proceso Flexicoking (Exxon)

La aplicación general se basa en el manejo de cualquier carga de hidrocarburos que pueda ser bombeada,inclusive arena bituminosa. Es particularmente adaptable para remover el alto contenido de metales y/o carbón quequedan en los residuos de la carga tratada a temperaturas de 565 °C o más en plantas al vacío. Los productoslíquidos logrados pueden ser mejorados mediante la hidrogenación. El coque bruto obtenido puede ser gasificado.Luego de removerle el sulfuro de hidrógeno, el gas puede ser utilizado en los hornos de procesamiento, inclusive losde las plantas de hidrógeno. Además del coque producido, las otras fracciones más livianas producidas pueden serprocesadas en equipos convencionales de tratamiento.

Proceso Desintegración Catalítica (Exxon)

La unidad de desintegración catalítica instalada en Amuay convierte los destilados livianos en naftas, y sucapacidad es de 74.300 b/d. El requerimiento típico de servicios para este tipo de unidad, por barril de carga, escomo sigue: Electricidad (para soplador de aire), kwh 47 Vapor requerido, kilos 727 Vapor producido, kilos 2380Agua para enfriamiento (aumento de 17 °C), litros 151227 Catalizador, gramos 4568 Cuando se toma en cuenta lacapacidad diaria de cada planta y los insumos (servicios) requeridos para mantener funcionando los procesos seaprecia que los gastos [http://www.monografias.com/trabajos10/rega/rega.shtml#ga] de la refinería son bastantes.

Proceso de Isomerización “Butamer”(Universal Oil Products)

Este proceso permite, mediante reacción catalítica, transformar butano normal en su isómero, isobutano. Elisobutano se requiere como insumo para producir componentes de gasolina de muy alto octanaje en el proceso dealquilación.

Proceso de Alquilación (Universal Oil Products)

El proceso se emplea para la combinación de isobutano con olefinas tales como propileno o butileno paraproducir componentes para la gasolina de alto octanaje. El isobutano logrado mediante el proceso de isomerizaciónse emplea como carga para su alquilación con propileno, butileno, amilenos u olefinas de alto punto de ebullición.La carga entra en íntimo contacto con el catalizador que lo constituye el ácido fluorhídrico. El efluente pasa por unrecipiente de asentamiento. La parte ácida, o sea el ácido fluorhídrico, es bombeada al reactor. El producto que salepor la parte superior del recipiente de asentamiento, se despoja de isobutano y componentes más livianos en ladespojadora y lo que sale del fondo de ésta es alquilato para gasolina de motor. La producción diaria de alquilatos enAmuay es de unos 14.200 barriles.

Inversiones

La modificación del patrón de refinación de la Refinería de Amuay requirió una inversión estimada en Bs.5.300 millones, cantidad que incluye capital y gastos, infraestructura y capacitación[http://www.monografias.com/trabajos/adpreclu/adpreclu.shtml] de personal. Un 68 % de la inversión fue destinada apartidas para atender desembolsos en Venezuela que incluyeron: materiales, contratos de construcción y servicios,ingeniería, transporte, sueldos y salarios [http://www.monografias.com/trabajos11/salartp/salartp.shtml] y otros gastos afines.Además del aporte técnico propio, la participación técnica de las empresas nacionales y extranjeras colaboradoras.

Las obras de construcción y erección de plantas exigieron 20 millones de horas/hombre y participaron en esteesfuerzo un total de 450 profesionales y técnicos y unos 6.000 artesanos y obreros, sin incluir el personal de lanómina [http://www.monografias.com/trabajos/costeofabri/costeofabri.shtml] normal de la refinería. Una obra de estamagnitud y alcance requiere, además, la previsión de ampliación de servicios en los renglones de vivienda, agua,fuerza y luz [http://www.monografias.com/trabajos5/natlu/natlu.shtml] eléctrica, gas, teléfono[http://www.monografias.com/trabajos/eltelefono/eltelefono.shtml] , asistencia médica y los otros que complementan losrequerimientos de la calidad de vida moderna en los centros petroleros. Aspecto de especial atención[http://www.monografias.com/trabajos14/deficitsuperavit/deficitsuperavit.shtml] dentro de todo el esquema de modificación delpatrón de refinación fue la preparación del personal venezolano: profesionales, técnicos y obreros especializadospara encargarse del arranque, funcionamiento y mantenimiento de las plantas y nuevas instalaciones. Esto se hizomediante la participación directa, en Venezuela y en el exterior, del personal seleccionado que trabajó en todas lasfases del proyecto.

http://www.monografias.com/trabajos11/salartp/salartp.shtml

http://www.monografias.com/trabajos12/cntbtres/cntbtres.shtml

http://www.monografias.com/trabajos/adpreclu/adpreclu.shtml

http://www.monografias.com/trabajos10/fciencia/fciencia.shtml

http://www.monografias.com/trabajos10/rega/rega.shtml#ga

http://www.monografias.com/trabajos/eltelefono/eltelefono.shtml

http://www.monografias.com/trabajos/costeofabri/costeofabri.shtml

http://www.monografias.com/trabajos16/marca/marca.shtml

http://www.monografias.com/trabajos5/natlu/natlu.shtml

http://www.monografias.com/trabajos14/deficitsuperavit/deficitsuperavit.shtml



REFINERÍA SAN ROQUE

El 23 de septiembre de 1952 inicia sus operaciones con la producción del primer bloque de parafina, bajoconcesión otorgada a la Phillips Petroleum Company para procesar el crudo proveniente del campo homónimo

La Refinería San Roque, ubicada en la población de Santa Ana en el estado Anzoátegui, actualmente procesa5.800 barriles diarios de crudos parafinosos, es la única refinería del país productora de parafinas y produce cercade 60 toneladas de parafina macrocristalina cada día, lo que representa 57% de las ventas de este producto en elpaís, atiende alrededor de 99 compradores, en su mayoría se dedican principalmente a la fabricación de velas y otro4% a la producción de fósforos, cera para pisos y vehículos.

A partir de la nacionalización del petróleo en 1976, la empresa se denominó Roqueven, y luego de un procesode reestructuración pasó a ser filial de Meneven, iniciando una fase de ampliaciones y mejoras en los años 1980,1982y 1984 que originaron un incremento de la producción en 22%. Posteriormente, estuvo bajo la administración deCorpoven en 1986 y finalmente formó parte del Complejo Refinador de Oriente. A partir del año 2000 y hasta 2005,comenzó el proceso de automatización que permitió aumentar la eficiencia y seguridad de los procesos de producciónde esta planta.REFINERÍA PUERTO LA CRUZ

Comienza su construcción en 1948, fue fundada en 1950 en el oriente del país situada al este de la ciudad depuerto la cruz operada por la compañía Meneven S.A, a partir de 1986 se integra a la compañía Corpoven.

En la actualidad la refinería Puerto La Cruz es uno de los centros de procesamientos de crudo másimportantes de PDVSA e integra un circuito de manufactura del petróleo extraído en los campos de los estadosMonagas y Anzoátegui.

Geográficamente, esta planta abarca tres áreas operacionales: Puerto La Cruz, El Chaure y San Roque,ubicadas en el norte y centro del estado de Anzoátegui , con una capacidad total de procesamiento de crudos de 200mil barriles por día, de los cuales se obtienen 73 mil barriles de gasolina y nafta, 12 mil barriles de kerosenejet, 43 milbarriles de gasoil y 73 mil barriles de residual, insumos y requeridos para la mezcla de combustibles comercializadosen los mercados interno y de exportación.

El manejo de estos ingentes volúmenes de producción requiere de 129 tanques de almacenamiento concapacidad para 13,5 millones de barriles de crudo y productos, que son despachados a otras partes del país y alextranjero por la Terminal Marino de Guaraguao, el cual admite en sus siete muelles un promedio de 55 buquesmensuales, que pueden transportar 20,2 millones de barriles mensuales.

Para la distribución de combustibles al circuito de estaciones de servicio de los estados de Nueva Esparta,Sucre, Monagas, Delta Amacuro, Bolívar, Guárico y Anzoátegui, la refinería porteña cuenta con el Sistema deSuministro de Oriente (SISOR).COMPLEJO PETROLERO, PETROQUIMICO E INDUSTRIAL JOSE ANTONIO ANZOATEGUI

Es uno de los más grandes e importantes complejos petroquímicos en Latinoamérica y en el mundo, porsus dimensiones, variedad industrial y servicios prestados.

Ubicación:

Se localiza en un área de seguridad de unas 47.000 hectáreas, ubicado en el Estado Anzoátegui,específicamente en la costa norte entre las poblaciones Puerto Píritu y Barcelona, en la jurisdicción compartida entrelos municipios Simón Bolívar y Fernando de Peñalver.

Año de Construcción

El Complejo Petroquímico G/D José Antonio Anzoátegui se inauguró el 14 de agosto de 1990, con el fin deimpulsar el desarrollo de la petroquímica en el Oriente del país.

Plantas que lo Conforman

Las plantas que se encuentran ubicadas en el Complejo Petroquímico José Antonio Anzoátegui son lassiguientes:

Planta de Amoníaco

Planta de Úrea

Planta de Metanol

Planta de Metilterbutiléter

Productos que se obtienen

Los productos obtenidos en las diferentes plantas son: Amoníaco, Úrea, Metanol y Metilterbutiléter.Dichas plantas provienen de las empresas mixtas que se muestran a continuación:



FERTINITRO (Fertilizantes Nitrogenados de Venezuela, Fertinitro, C.E.C): Producefertilizantes mediante la operación y mantenimiento de dos plantas de Amoníaco con capacidad deproducción máxima diaria de de 1200 MTMA cada una y dos plantas de Urea con capacidad de producciónde máxima diaria de 1450 MTMA cada una

M E T O R ( M e t a n o l O r i e n t e ) : La planta tiene capacidad instalada para producir 1600MTMA de Metanol. Este producto es insumo para la manufactura de MTBE y TAME. También es materia primapara producir resinas y otros compuestos químicos, además es producto final utilizado como solvente ycombustible.

SUPERMETANOL: Tiene capacidad de producir 720 MTMA de Metanol, el cual es utilizado comocombustible, principalmente al juntarlo con la gasolina.

SUPEROCTANOS: Se produce Metilterbutiléter (MTBE) aditivo que mejorará el octanaje de lagasolina y así minimizar el impacto ambiental. Tiene capacidad para producir 600 MTMA de MTBE. La producciónde esta planta está orientada al mercado de exportación. (Cuadro 2)

PROYECTO VALCOR.

El proyecto de Valorización de Corrientes (VALCOR) nace en el primer trimestre del año 2000, como unarespuesta a la necesidad de mejorar el paquete de productos e incrementar el margen de la refinería de Puerto laCruz, éste proyecto contempla la incorporación de nuevas unidades de procesos, y a la vez maximizar elaprovechamiento de las instalaciones existentes de servicios industriales y áreas externas.

El Proyecto de VALCOR tiene como objetos primordiales, acondicionar las instalaciones de la refinería, paraproducir gasolina sin plomo en el oriente del país, producir diesel de bajo contenido de azufre para el mercadointernacional, mejorar la calidad del aire y no contaminar el ambiente.

La renovación de la instalación permitirá prolongar su vida útil al menos por otros 20 años. Se construiránunidades de procesamiento y otras unidades secundarias como parte del proyecto. Las principales adiciones seránuna planta de hidrotratamiento de nafta, un reformador catalítico, una unidad de hidrodesulfurización de diesel, asícomo unidades de recuperación de azufre, instalaciones de tratamiento de gas y mejoras a la planta de gas de larefinería. Utilizando estas nuevas mejoras con los mismos niveles de procesamiento, la refinería podrá eliminar loscontaminantes presentes en la gasolina y destilados, aumentar el octanaje de la gasolina, purificar los gases y reciclarel agua residual.

Estas nuevas adiciones serán conectadas a la infraestructura existente de la refinería, ya que PDVSA utilizarála combinación de las instalaciones nuevas y existentes para mejorar su capacidad de conversión a objeto de generarproductos nuevos y mejorados, y minimizar la inversión necesaria para construir nuevas estructuras, PDVSAutilizará 17 hectáreas de terrenos de la refinería para levantar las plantas, por lo que no será necesario realizar nuevasampliaciones, así como para captar nuevos mercados potenciales y, más allá, elaborar productos de valor agregado.A medida que más y más países adoptan normas sobre combustibles más limpios, la demanda de gasolina con plomova disminuyendo en América Latina. Venezuela para la fecha espera que la gasolina sin plomo reemplacecompletamente a la gasolina con plomo para 2008, a medida que se vayan adaptando los vehículos más viejos.Desde el año 2000, todos los nuevos vehículos vendidos en el país obligatoriamente deben funcionar concombustibles sin plomo. De hecho ya para agosto del año 2005 fue eliminado el uso de la gasolina con plomo en elpaís, desde entonces solo se vende gasolina sin plomo de 91 y 95 octanos en todas las estaciones de servicio.

Mercados nuevos y viejos

Una vez que la modernización haya culminado, la refinería tendrá una capacidad de producción de gasolinasin plomo y de diesel de bajo contenido de azufre. El objetivo futuro de PDVSA es utilizar la producción de gasolinasin plomo de la refinería exclusivamente para su mercado interno. Se proyecta que la refinería podrá satisfacer lademanda de gas natural del Oriente del país. Sin embargo, en el ínterin y mientras la demanda es todavía débil, lagasolina sin plomo será exportada a Estados Unidos, por otro lado el nuevo combustible diesel, entonces mejorado,se destinará a la exportación, principalmente a mercados latinoamericanos y caribeños.

Financiamiento

El 4 de septiembre de 2000, el Banco Japonés para la Cooperación Internacional (JBIC) anunció oficialmenteque otorgaría a PDVSA una línea de crédito por $500 millones, a ser utilizada en la renovación de la refinería de



Puerto La Cruz. Fueron Construidas las nuevas unidades y se hicieron las conexiones de la nueva planta con las queya existían, el crédito utilizado fue de $385 millones, en total se invirtieron $580 millones ya que PDVSA, invirtiósus recursos propios, el préstamo tuvo términos muy favorables para la república a un plazo de 12 años, con 3 años ymedio de gracia, es decir durante esos primeros tres años y medio sólo se harán pagos de intereses, y en los ochoaños y medio restantes se pagarán el capital e intereses.

El Proyecto VALCOR se ha tomado muy en cuenta el impacto ambiental. PDVSA está maximizando sugeneración de productos de mayor calidad, al tiempo que minimiza su impacto sobre el medio ambiente. Losproductos nuevos y mejorados, que serán producidos para el consumo interno y externo, son mucho menoscontaminantes que los producidos anteriormente en Puerto La Cruz. Cabe observar aquí que el financiamiento fueotorgado a condición de que PDVSA se apegara a las estrictas normas ambientales internacionales, de manera queatender el impacto ambiental es, con más razón, una prioridad clave para PDVSA en el proyecto VALCOR.

Las perspectivas

El Proyecto VALCOR es notable por el hecho de que tiene la mirada puesta en un futuro de cinco a 10 años,pero también contempla el panorama dentro de los siguientes 20 años. PDVSA se siente muy orgullosa del ProyectoVALCOR por su eficiencia y previsión, tanto así que ha manifestado que el proyecto debería ser un ejemplo a seremulado en otros lugares. PDVSA ha señalado los siguientes aspectos como los principales éxitos del ProyectoVALCOR:

Ética y eficiencia como norteJusta y balanceada participación nacionalArmonía con los planes del accionistaMetas de calidad, seguridad, tiempo y costoProcedimientos y normativas internasLiderado por gente motivadaOrientado a sustentar a la Refinería PLC

Petróleos de Venezuela, S.A. tiene motivos bien fundados para ufanarse de que el Proyecto VALCOR debe sertomado como ejemplo a seguir en proyectos similares. Es lógico, está bien planificado, es eficiente y, si se ejecutacorrectamente, será un rotundo éxito para el equipo gerencial de PDVSA, y además le dará a la refinería de PuertoLa Cruz una prórroga de su vida útil y una importancia renovada en la industria petrolera venezolana.

REESTRUCTURA DE PDVSA.

Hasta el 31 de diciembre de 1997, PDVSA realizó sus operaciones en Venezuela a través de tres filialesoperadoras principales, Corpoven, S.A., Lagoven, S.A. y Maraven, S.A. En 1997, PDVSA estableció una nuevaestructura operativa basada en unidades de negocios. Desde entonces, PDVSA ha trabajado en un proceso detransformación de sus operaciones con la finalidad de mejorar su productividad, modernizar sus procesosadministrativos y mejorar su retorno de capital. El proceso de transformación conllevó a la fusión de Lagoven, S.A yMaraven, S.A. en Corpoven S.A. (las antiguas operadoras) el 1 de enero de 1998 y el cambio del nombre de lasociedad resultante a PDVSA Petróleo y Gas, S.A. (“PDVSA P&G”) . En mayo de 2001, el nombre de PDVSAP&G fue modificado a “PDVSA Petróleo S.A.” y, para finales del año 2002, ciertos activos gaseosos no asociadosfueron transferidos a PDVSA Gas S.A.

PDVSA Exploración y Producción:

Esta división es la responsable por el desarrollo de petróleo, gas, carbón y manufactura de orimulsión. Estácompuesta por las siguientes unidades de negocio: PDVSA Exploración, PDVSA Producción, PDVSA Faja,BITOR, CARBOZULIA Y CVP

PDVSA Manufactura y Mercadeo:

Esta división está a cargo de la refinación de crudos, así como manufactura de productos y su comercializaciónen el mercado nacional e internacional. Además se encarga de la comercialización de gas natural y cumple funcionesde transporte marítimo. Esta organización está constituida por PDVSA Refinación y Comercio, PDV Marina,Intevep y PDVSA Gas.

PDVSA Servicios.

Esta División es responsable por el servicio de suministro integrado, especializado y competitivo a toda lacorporación. Su área de gestión incluye una amplia gama de especialidades entre las cuales destacan el suministro debienes y materiales, servicios técnicos, consultoría y asesoría profesional, informática e ingeniería, entre otras.



CENTRO DE REFINACIÓN PARAGUANÁ.

En la división PDVSA Manufactura y Mercadeo, integrada por todos los sistemas de refinación de Venezuela, incluyendo lasoperaciones de la refinería de la isla de Curazao, se da el primer paso concretado en el contexto de transformación de la corporaciónque constituye la creación del Centro Refinador Paraguaná, producto de la integración de las refinerías de Amuay, Cardón.Desde Octubre de 1995, se adelantó la interacción entre estos centro refinadores mediante los proyectos Interconexión AmuayCardón I y II para el intercambio de olefinas, naftas y gasóleos, a fin de aprovechar las capacidades excedentes de procesamiento deambas refinerías. Con ello garantizar:

1. Los ingresos fiscales al estado, así como las divisas que sean para el buen desenvolvimiento de la economía nacional, porconcepto de manufactura de productos de mayor valor comercial a partir de otros de menor valor.

2. Flexibilizar la transferencia de fluidos en períodos de paradas de planta o en situaciones de contingencia operacional.3. Fomentar la investigación y el avance tecnológico, y contribuir con las actividades de desarrollo de los restantes sectores

productivos de la nación.4. Asegurar un abastecimiento permanente y adecuado de hidrocarburos líquidos y gas natural, productos petroquímicos y

fertilizantes para satisfacción del mercado.

Producto de la absorción de las Filiales LAGOVEN y MARAVEN por la filial de CORPOVEN, la fusión fue aprobada porel Ministerio de Energía y Minas el 11 de Septiembre de 1997 y a partir del 1º de Enero de 1998 El CRP inicia sus operaciones conla integración de Amuay, Cardón y Bajo Grande. (Figura 2)

Ubicación.Está ubicada en el extremo noroeste de la Península de Paraguaná, Estado. Falcón en la Costa Norte de Venezuela y a unos

10 Km. de la ciudad de Punto Fijo.

Misión Transformar el petróleo y otros insumos en productos de alto valor y calidad de manera segura, confiable, rentable asatisfacción de nuestros clientes, en armonía con la comunidad y el ambiente, con un personal capacitado y motivado.

Visión Ser conocido como el centro de refinación marcador por la calidad de sus productos, rentabilidad, seguridad y excelencia desu gente.

Política de Calidad. Elaborar y suministrar en forma consistente, productos refinados con el mayor valor comercial posible, asícomo servicios asociados a la actividad que satisfagan los requerimientos de nuestros clientes en calidad, volumen ytiempo, con una alta productividad y un costo óptimo propiciando la seguridad, el desarrollo del personal y laconservación del medio ambiente. Capacidad de Producción Abarca el 71% de la capacidad de producción venezolana, eso equivale a unos 1.3 MDBD, y a nivel mundialsu capacidad total es de 33%, equivalente a unos 3.3 MDBD. Para el año 2005 llegó a cubrir el 45 % del consumointerno.

Avances y logros

El Centro de Refinación Paraguaná (CRP) inició a mediados de 2004 la exportación de 252 mil barriles decombustibles sin componentes oxigenados, base RBOB, (Reformulated Blendstock for Oxygenate Blending),mezcla que al agregársele etanol, produce gasolina ecológica como una manera de adecuarse a las últimasregulaciones que en materia ambiental rigen el mercado de los hidrocarburos norteamericanos.

Ese logro alcanzado gracias al trabajo en equipo de las diferentes gerencias Operativas de la CRP, es untriunfo para PDVSA y para el país, pues significa la garantía de que Venezuela puede y podrá mantenerse comoproveedor Premium de combustibles para el mundo.

Para el año 2009 según informe anual del PDVSA, el complejo refinador, estaba adecuando la refinaría, paracumplir con las futuras especificaciones del mercado europeo de Diesel, así como, la disminución en la producciónresidual e incremento de la producción en las especialidades tipo olefinas y aromáticos.

En la actualidad

El CRP ha acumulado fallas que ha afectado la capacidad de procesamiento de crudos, tras una cadena deexplosiones, cortes eléctricos y rupturas de líneas.

6 de enero: explotó el horno F301 en Cardón, lo que causó su paralización y afectó la producción de naftas ygasolinas de alto octanaje para exportación. Con el evento se taponaron 6 tubos con material de hidrocarburos,impactando la producción de bases lubricantes, y la planta de hidroprocesos.

9 de enero: se reportó la salida de funcionamiento de una de las plantas tras la rotura de un tubo interno del horno F



100 en Amuay.

20 de enero: aproximadamente a las 6:50 am, la rotura de una línea de flujo de crudo provocó un impacto contra unalínea de vapor, causando un incendio que paralizó la Unidad de Destilación1.

9 de marzo: según comunicado de PDVSA, se produjo una falla en una línea de aire en la refinería Cardón, que fuereparada.

15 de marzo: se reportó una fuerte explosión, registrada a las 5:45 de la madrugada en la refinería de Amuay, en launidad de hidroprocesos número 4.

Ya para estas fechas, el CRP solo estaba operando a 63% de su capacidad, debido a las continuas fallas yaccidentes.

25 de agosto: aproximadamente a las1.25 am se genero una explosión de dos esferas de gas de olefinas en larefinería de Amuay que causó la muerte de más de 40 personas, dejó un centenar de heridos y unas 1.600 viviendasafectadas. Grandes columnas de humo negro y llamas de baja intensidad se observaban varias horas después de laexplosión, que se inició en una esfera de olefinas y se propagó a nueve tanques de combustible. El suceso, que fuecalificado por las autoridades como “fortuito” y “tremendo”, afectó principalmente un destacamento de seguridad dela Guardia Nacional. Este accidente es el punto más álgido en la serie de numerosos incidentes operacionales que hasufrido PDVSA en los últimos años.

13 de octubre: en Bajo Grande, un rayo rozó un tanque de venteo, lo que generó un incendio

25 de octubre: en Cardón, un mechurrio se incendió por acumulación de gases y la planta de alquilación fugó ácidofluorhídrico

20 de noviembre: las 12:40 pm, fue detectada y controlada una fuga de coque en una tubería de salida de la plantaFlexicoquer (FKAY), ubicada en Amuay

La situación comprometida de las refinerías venezolanas está obligando a incrementar de manera aceleradalas importaciones de componentes para la elaboración de gasolina. Analistas señalan que lo que básicamente comprael país al exterior es Metil Terbutil Eter (Mtbe) y otros productos químicos que se emplean para aumentar el octanajede las gasolinas y concluir su elaboración. Esta fue, inclusive, la respuesta que dio el propio presidente de Pdvsa,Rafael Ramírez, en la Asamblea Nacional, en torno al alza sostenida de las importaciones de combustibles por partedel país.

Las refinerías operan a media máquina, y a raíz de ello ha crecido el volumen de compras de componentes yproductos para mezclar con los combustibles locales; sin embargo, no se puede descartar que se esté trayendocombustibles terminados, debido al déficit que existe para cubrir el consumo interno.

PLAN DE SIEMBRA 20062012

El plan a mediano plazo de PDVSA, estima inversiones por un total de $77.000 millones, incluyendo unainversión directa del sector privado de alrededor de $20.000 millones, durante un período de siete años (20062012)con el objetivo de alcanzar una producción promedio de 5,8 mmbpd en el 2012 y expandir su capacidad deproducción de gas y capacidad de refinación, flota de transporte, infraestructura de manejo y almacenamiento parafinales del año 2012. El siguiente cuadro contiene un resumen de las inversiones para 2006 y de las previstas para elperíodo 2007 – 2012 (Cuadro 3)

Refinación. La estrategia de refinación de PDVSA está concentrada en ampliar y mejorar su capacidad aguasabajo. En Venezuela PDVSA va a construir cuatro refinerías: Cabruta (400 mbpd), Batalla de Santa Inés (50 mbpd),Caripito (50 mbpd) y Estado Zulia (50 mbpd). Asimismo, PDVSA agregará capacidad de conversión profunda a lasrefinerías de Puerto La Cruz, CRP (Amuay y Cardón) y El Palito a los fines de mejorar su rendimiento mediante laobtención de productos con mayor valor en el mercado. En las refinerías de PDVSA en los Estados Unidos deAmérica, Europa y el Caribe, PDVSA continuará invirtiendo para satisfacer los requerimientos de calidad de dichosmercados. Asimismo, PDVSA prevé invertir en las refinerías de KingstonJamaica y CienfuegosCuba. PDVSAtambién está analizando la construcción de una refinería en el noreste de Brasil en asociación con Petrobras, asícomo desarrollar un proyecto de conversión profunda en la refinería La Teja en Uruguay. Con las antedichasinversiones PDVSA buscará producir productos refinados con un alto margen de comercialización.

La estrategia aguas abajo de PDVSA está enfocada a la expansión y mejoramiento de sus operaciones derefinación en Venezuela, el Caribe, Estados Unidos de América y Europa, para permitir el incremento de suproducción de productos refinados y mejorar su portafolio de productos hacia refinados de alto margen. PDVSAtambién ha incrementado los grados de complejidad de su capacidad de refinación en Venezuela y ha realizadoinversiones extensivas para convertir sus activos de refinación en el mundo de la capacidad simple de conversión ala capacidad profunda de conversión. Las capacidades de conversión profundas en las refinerías venezolanas de



PDVSA le ha permitido a la empresa mejorar rendimientos al permitir la producción de un mayor porcentaje deproductos de alto valor. Dichas capacidades han conducido a un incremento en los rendimientos de gasolina ydestilados de un 35% en 1976 a 66% en el 2005, y ha permitido reducir la producción de fuel oil residual, desde un60% a un 22% durante el mismo período, resultando en un portafolio mejorado de productos de exportación .Lacapacidad neta de refinación ha aumentado de 2.362 mbpd en 1991 a 3.098 mbpd para el 31 de diciembre de 2006.

El plan actualizado de expansión de refinerías de PDVSA que se explica en su Informe Anual 2010 tambiéndestina más de $16 millardos desde 2011 hasta finales de 2016 para modernizar y actualizar tecnológicamente suscuatro refinerías existentes

Estas refinerías son la de Amuay de 945.000 b/d y Cardón de 310.000 b/d ubicadas en la Península deParaguaná, estado Falcón, la refinería Puerto La Cruz de 187.000 b/d en Anzoátegui, y la refinería El Palito de140.000 b/d en el estado Carabobo.

Reestructuración Complejo Refinador Paraguaná

Proyecto de Reconversión Profunda

Proyecto de Conversión Profunda es una iniciativa que permitirá que los crudos pesados y extra pesados,provenientes de la Faja Petrolífera de Orinoco, sean tratados para convertirlos en productos más livianos y de mayorcalidad. La refinería será reconvertida para usar tecnología de refinación HDH Plus. Tal iniciativa busca cubrir lademanda interna y exportar combustibles que cumplan con las regulaciones internacionales.

Otro de los proyectos que se llevan adelante en la península de Paraguaná es la instalación de una planta dehidrotratamiento de nafta catalítica (HNAY), adecuación del complejo de lubricantes (Cardón), una estacióndesalinizadora, el complejo termoeléctrico Josefa Camejo y el parque eólico. Además la industria, junto conPequiven y un consorcio brasileño (Brasquen), elabora el proyecto Propilsur: una planta de propileno que seráinstalada en la península de Paraguaná, a la cual el CRP despacharía materia prima.

PDVSA reanudó las operaciones de la unidad de craqueo catalítico de la refinería Amuay, luego de concluirtrabajos de mantenimiento que se extendieron por más de dos meses. Este es el complejo catalítico más grande quetiene el país, una de nuestras principales unidades de producción de gasolina, cuya anterior parada se habíaproducido hace cinco años. Cumplió su ciclo de manera exitosa y se le hizo la reparación correspondiente contecnología y mano de obra venezolana. Participaron en los trabajos cerca de 6.500 personas, entre artesanos eingenieros venezolanos.

Adecuación Profunda

Además del CRP, los planes previstos de modernización de las refinerías contemplan la expansión de larefinería de Puerto La Cruz mediante la construcción de la unidad de conversión profunda que está en ejecucióncon una inversión aproximada de 5.300 millones de dólares, Se está efectuando un movimiento de tierra de más de 5millones de metros cúbicos.

La tecnología utilizada para este proceso será completamente venezolana, la HDH Plus, una técnica dehidrogenación catalítica de reconversión profunda, desarrollada desde 1984 por el Instituto de TecnologíaVenezolana para el Petróleo (Intevep) lo cual permite pasar de procesar un crudo de 30 grados API, a procesarcrudos de 22 grados API (más pesados).Por medio de un proceso de hidroconversión, la HDH Plus transforma crudopesado y residual de refinería en productos más livianos y de alta calidad, tales como diésel, nafta y gasóleos sinmetales y con bajo contenido de azufre y nitrógeno.

ALIANZAS ESTRATÉGICAS

Refinería Camilo Cienfuegos (Cuba)

El 10 de abril de 2006, se constituyó la empresa mixta PDV Cupet, S.A., con la finalidad de realizaractividades de compra, almacenamiento, refinación y comercialización de hidrocarburos y sus derivados, la cual fueconstituida por Comercial Cupet, S.A. (51%) y PDVSA Cuba, S.A. (49%). A partir del año 2009 se convirtió en laempresa mixta Cuvenpetrol, S.A. Esta asociación tiene como objetivo estratégico desarrollar un polo energético enla República de Cuba mediante el aumento de la capacidad de refinación para la obtención de productos terminadosde alta calidad, utilizando esquemas de conversión profunda y generando insumos para el desarrollo de la IndustriaPetroquímica.

La Refinería Cienfuegos tiene una capacidad de refinación de 65 MBD y se encuentra en proyecto laampliación a 150 MBD, usando tecnologías de coquificación retardada e hidrocraqueo de gasóleos, con la finalidadde añadir valor a los productos mediante esquemas de conversión profunda. Producirá combustibles para el mercadolocal y de exportación.



Durante el año 2010 se procesaron 55 MBD de crudo mientras que para el año 2009 fue de 57 MBD, loscuales fueron suministrados completamente por PDVSA.

Durante el mes de noviembre se llevó a cabo la parada programada de la unidad de reformación pararegeneración del catalizador y en el mes de diciembre la Refinería detuvo operaciones por parada de oportunidad demantenimiento al haberse cumplido con la meta de procesamiento anual.

Asimismo durante el año 2010 se finalizó la Ingeniería Conceptual y se encuentra en desarrollo la IngenieríaBásica del Proyecto de Expansión de la Refinería Cienfuegos. Por último, se proyecta el arranque de la expansión dela Refinería Camilo Cienfuegos pasando de 65 a 150 MBD, con la finalidad de añadir valor a los productos medianteesquemas de conversión profunda, garantizando su viabilidad económica, se estima su culminación y puesta enmarcha en el año 2014, con una inversión estimada de 2.389 millones de dólares.

En el Caribe (Jamaica)

En el marco del acuerdo de Petrocaribe, el 14 agosto del año 2006 se firmó el acuerdo de asociación entrePDV Caribe S.A. y la Corporación de Petróleo de Jamaica (PCJ), el cual se cristaliza el 30 enero de 2008 con laconstitución de empresa mixta Petrojam Ltd. (PCJ 51%, PDV Caribe 49%).La Refinería de Jamaica está ubicada enel Puerto de Kingston, y desde 1993 ha operado de manera rentable en un mercado no regulado y competitivo.

La Refinería tiene una capacidad instalada de 35 MBD y se encuentra en desarrollo un proyecto para laampliación de la capacidad a 50 MBD de destilación, mediante una adaptación para conversión profunda queincluye la construcción de una nueva unidad de Destilación de Vacío de 32 MBD y una unidad de coquificaciónretardada de 15 MBD.

Los productos finales son: GLP, gasolina (sin plomo 87 y 90 octanos), jet A1, diesel, heavy fuel oil (2,2% y3% S) y asfalto, siendo algunos de éstos exportados a países de la región caribeña.

Durante el año 2010 el procesamiento promedio de crudo de la Refinería de Jamaica se ubicó en 23,1 MBDmientras que para el año 2009 fue de 23,8 MBD.

Actualmente, la dieta de la Refinería es 100% crudo venezolano. La utilización de la Refinería en destilaciónpara este período fue de 65,9%.

República Dominicana (Dominicana de Petróleos)

En resolución de la Junta Directiva de PDVSA del 07 de Diciembre de 2010 se acuerda instruir a PDV Caribe,S.A., para la adquisición de 49% del capital social de REFIDOMSA y autorizar la constitución de la empresa mixtaRefinería Dominicana de Petróleo PDV, S.A. (REFIDOMSA PDV, S.A.) con participación accionaria de 51% por elGobierno Dominicano y 49% por PDV Caribe, S.A. La Refinería Dominicana de Petróleo está ubicada en el Puertode Haina, República Dominicana. REFIDOMSA suple aproximadamente el 70% del mercado local dominicano decombustibles, lo que representa entre 100 MBD a 104 MBD. REFIDOMSA opera como empresa refinadora y comoterminal de importación. La Refinería tiene una capacidad de procesamiento de 34 MBD y es alimentada con crudosmayoritariamente venezolanos y en menor proporción crudos mexicanos.

Está constituida por cuatro unidades de procesos principales: Destilación Atmosférica, Hidrotratamiento,Reformación Catalítica y Tratamiento de GLP en las cuales el crudo procesado es convertido en GLP, Gasolina,Diesel, Jet A1 y Residual. El resto del volumen requerido para cubrir la demanda que maneja REFIDOMSA esimportado de Venezuela y Colombia.

Nicaragua

Construcción de una Refinería denominada Complejo Industrial El Supremo Sueño de Bolívar (150 MBD), afin de satisfacer la demanda interna de 27 MBD de la República de Nicaragua y obtener excedentes para laexportación hacia el mercado Centroamericano, además de producir las corrientes básicas (olefinas) que alimentaránun Complejo Petroquímico. Dicha Refinería se proyecta llevar a cabo en dos fases: la primera etapa para el año2015, con una inversión total de PDVSA de 1.767 millones de dólares y la segunda se encuentra en previsualización, con una inversión de 1.050 millones de dólares.

Ecuador

Complejo Refinador del Pacífico Eloy Alfaro Delgado de 300 MBD de capacidad, con la que se esperasatisfacer la demanda interna de combustibles y petroquímicos básicos de la República del Ecuador y exportar losexcedentes disponibles a mercados estratégicos. El proyecto que tiene fecha de arranque en el año 2015 se encuentraen la fase de Ingeniería Conceptual, y su inversión, producto de una participación de 49%, es de 5.779 millones dedólares. En la actualidad este convenio presenta problemas, en la Asamblea de Ecuador, diputados denunciaron queVenezuela no está aportando su cuota económica en dicho convenio.



China

Se contempla la construcción de tres nuevas Refinerías, con una participación PDVSA de 40% en cada una.En la ciudad de Jieyang, la Refinería Nanhai con una capacidad 400 MBD; con la cual se procura la maximizacióndel rendimiento de productos de alta valorización, principalmente diesel, gasolinas y bases petroquímicas, parasatisfacer mercado de combustibles chinos. Se espera iniciar operaciones en el año 2014, su inversión será 3.320millones de dólares. Refinería Weihai con una capacidad de 200 MBD, la cual contempla la construcción defacilidades de muelle y patio de almacenamiento. La Refinería estará integrada con petroquímica y adoptarátecnología de avanzada para cumplir con estándares de calidad EURO IV, su fecha de arranque se estima en el año2016 y la inversión de 1.600 millones de dólares.

Refinería de Shangai

Con una capacidad de 200 MBD, que adoptará tecnologías de avanzada, cumpliendo con estándares de calidadEURO IV. Con una inversión para PDVSA de 1.600 millones de dólares, tiene fecha para su operatividad en el año2019.

Siria

Refinería de 140 MBD, proyecto visualizado a través de la Asociación de Venezuela–Siria–Irán, con unaparticipación de 33% de PDVSA, adicionalmente, se contará con la participación de Malasia, el monto de lainversión será de 1.556 millones de dólares y se estima su arranque en el año 2014.

Vietnam

La expansión de la Refinería Dzung Quat; el proyecto consistirá en el incremento de la capacidad de laRefinería de 140 a 210 MBD y en la revisión de su configuración actual para permitir incluir en la dieta la mayorcantidad posible de crudo pesado diluido, producido en Venezuela. Se estima

LAS REFINERÍAS DE VENEZUELA EN EL EXTERIORPetróleos de Venezuela (PDVSA), además de sus refinerías en suelo venezolano, posee otras refinerías en el

extranjero, bajo convenios y alianzas estratégicas, estas son las siguientes:

Estados Unidos

Corpus Cristi ( Texas)

Lemont (Illinois)

Sweny (Virginia)

Lake Charles (Lousiana)

Europa

Gelsenkirchen

Nuestadt

Karlsruhe

Schwedt

Nynashamn

GothenBurg

Dundee

En el Caribe

St. Croix

Publicado 31st January 2013 por heidy rodriguez


31st January 2013 PDVSA

http://mineraypetrolera.blogspot.com/2013/01/pdvsa.html


http://mineraypetrolera.blogspot.com/2013/01/pdvsa.html



República Bolivariana de Venezuela

Ministerio del Poder Popular para la Educación

Facultad de Ciencias Económicas y Sociales

Escuela de Administración y Contaduría

Cátedra: Economía Minera y Petrolera.

Quinto Semestre, Sección: “A”.

Profesora: Norma Garay.

Turno: Nocturno.

Integrantes:

Barros Marycarmen, C.I. 21.290.950 Dominguez Luis, C.I. 20.799.972

Peñalver Jose, C.I. 17.981.015 Pilligua Diego, C.I. 18.713.051

Zambrano Diana, C.I. 19.087.299

Responsable:Barros Marycarmen.

Caracas, 23 de Enero del 2013

ÍNDICE

Portada................................................................................................................................................ Pág. 1.

Introducción........................................................................................................................................ Pág. 4.

¿Qué es PDVSA?................................................................................................................................. Pág. 5.

¿Cuándo se creó PDVSA?................................................................................................................... Pág. 5.

¿Con qué objetivo se creó PDVSA?.................................................................................................... Pág. 5.

Funciones de PDVSA.......................................................................................................................... Pág. 5.

ETAPAS

1.975 – 1.983..................................................................................................................................... Pág. 6.

1.983 – 1.984..................................................................................................................................... Pág. 8

1.984 – 1.986..................................................................................................................................... Pág. 8.

1.986 – 1.990..................................................................................................................................... Pág. 9.

1.990 – 1.992..................................................................................................................................... Pág. 10.

1.992 – 1.994..................................................................................................................................... Pág. 11.

1.994 – 1.999..................................................................................................................................... Pág. 12.

Organigrama de PDVSA 1.998.......................................................................................................... Pág. 14.

1.999 – 2.000..................................................................................................................................... Pág. 15.

2.002 Paro Petrolero......................................................................................................................... Pág. 16.

Consecuencias económicas del paro Petrolero................................................................................ Pág. 16.

Consecuencias en PDVSA del paro Petrolero................................................................................... Pág. 17.

Bitácora del Sabotaje Petrolero 2.002 – 2.003................................................................................ Pág. 18.

Reestructuración de PDVSA............................................................................................................ Pág. 20.

Organigrama de PDVSA 2.003......................................................................................................... Pág. 21.



PDVSA Manufactura y Mercadeo................................................................................................... Pág. 22.

Plan de Siembra Petrolera Integral................................................................................................. Pág. 22.

Nuevas refinerías del Plan de Siembra Petrolera............................................................................ Pág. 23.

Alianzas estratégicas..................................................................................................................... Pág. 23.

PDVSA La Estancia Ccs................................................................................................................... Pág. 23.

Situación de PDVSA 2.003 – 2.012................................................................................................ Pág. 24.

Conclusión..................................................................................................................................... Pág. 25.

Anexos........................................................................................................................................... Pág. 26.

Bibliografía.................................................................................................................................... Pág. 29.

INTRODUCCIÓN

PDVSA o Petróleos de Venezuela, Sociedad Anónima es una empresa estatal Venezolana que se dedicaa la explotación, producción, refinación, mercadeo, y transporte del petróleo Venezolano. Fue creadapor decreto gubernamental para ejercer tales actividades luego de la nacionalización de la industriapetrolera

Venezuela ocupa el primer lugar como productor de petróleo mundial en los próximos 80 años. Lasproyecciones a futuro de consumo [http://www.monografias.com/trabajos35/consumoinversion/consumoinversion.shtml] estimadas por los organismos y personas expuestos en el trabajo[http://www.monografias.com/trabajos/fintrabajo/fintrabajo.shtml] , el mercado petrolero seguirá creciendo aun ritmo promedio que asegura un extenso mercado de colocación para los productos petroleros ypetroquímicos de Venezuela.

Según los informes consultados en relación con los índices de crecimiento y desarrollo económico de lospaíses en vía de desarrollo, existe un gran mercado petrolero alternativo para Venezuela.

http://www.monografias.com/trabajos/fintrabajo/fintrabajo.shtml

http://www.monografias.com/trabajos35/consumo-inversion/consumo-inversion.shtml



¿Qué es PDVSA?

PDVSA o Petróleos de Venezuela, Sociedad Anónima es una empresa estatal Venezolana que se dedica a laexplotación, producción, refinación, mercadeo, y transporte del petróleo Venezolano.

¿Cuando se creó PDVSA?

Petróleos de Venezuela, S.A. y sus filiales (PDVSA) es una corporación propiedad de la República Bolivariana deVenezuela, creada por el Estado venezolano en el año 1975, en cumplimiento de la Ley Orgánica que Reserva alEstado, la Industria y el Comercio de Hidrocarburos (Ley de Nacionalización). Dio inicio a sus operaciones el 1de Enero de 1.976. Sus operaciones son supervisadas y controladas por el Ministerio del Poder Popular para laEnergía y Petróleo (MENPET).

PDVSA fue catalogada en 2.005 como la 3era empresa petrolera a Nivel Mundial y clasificada por la revistainternacional FORTUNE como la empresa número 35 entre las 5oo más grande del Mundo.

¿Con qué objetivo fue creada PDVSA?

PDVSA fue creada por decreto gubernamental para ejercer actividades luego de la nacionalización de laindustria petrolera, como objetivo estratégico por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo,como fortalecimiento en el ente rector de la política petrolera.

Funciones de PDVSA:

Las principales funciones de PDVSA incluyen planificar, coordinar, supervisar y controlar las actividades de susempresas tanto en Venezuela como en el exterior; adicionalmente, sus actividades también incluyen lapromoción o participación en aquellas, dirigidas a fomentar el desarrollo integral, orgánico y sostenible delpaís, incluyendo las de carácter agrícola e industrial, elaboración o transformación de bienes y sucomercialización, y prestación de servicios, para lograr una adecuada vinculación de los recursos provenientesde los hidrocarburos con la economía venezolana.

Etapas:

Período 1.975 – 1.983: Rafael Alfonzo Ravard

Antecedentes:

El gobierno tomo para sí la facultad de fijar unilateralmente los precios del Petróleo mediante la reformatributaria de 1.970, con la cual se remplazo el sistema de precio de refinaría por valores de exportación.

Promulgada la ley de bienes afectos de reversión en la concesiones de hidrocarburos (30 julio 1971).

Promulgar la ley que reserva al estado la industria del gas natural (26 agosto 1971).

Promulgada la ley de reserva al estado la explotación del mercado interno de los productos derivados de loshidrocarburos ( 21 junio 1973)

Período:

El estado venezolano desea manejar el negocio y obtener la mayor renta posible.



Promulgada la ley de reserva al estado la industria y el comercio de hidrocarburos ( 29 agosto 1975).

Se crea petróleo de Venezuela s.a. (30 agosto 1975).

Se hizo registro mercantil de petróleo de Venezuela el 15 septiembre 1.975.

Nacionalización de la industria petrolera (1 enero 1.976).

Iniciaron operaciones las 14 sociedades anónimas que sustituyeron a los 22 compañías concesionales: Amoven,Bariven, Boscanven, CVP, Deltaven, Guariven, Lagoven, Llanoven, Maraven, Meneven, Palmaven, Rocoven,Taloven, Vistaven (Enero 1.976).

Comenzó sus actividades en 1.976 el instituto tecnológico venezolano de petróleos. Intevep su antecesor fue elInvepet.

En la jerga petrolera corriente se comienza a utilizar las siglas IPN para denominar a la industria petroleranacional.

La flota petrolera venezolana contaba apenas con 12 buques 1976.

Comenzaron actividades las oficinas de petróleo de Venezuela en: Nueva York, Houston, y Londres.

Se inicio el proceso de racionalización de la industria. Las 14 operadoras petroleras se redujeron a 7 grupos, enuna primera etapa de coordinación: CVP ( Boscanven), Deltaven, Lagoven (Amaven), Llanoven, Bariven,Maraven, Roquiven, Meneven (Taloven , Vistaven, y Guariven), Palmaven (Diciembre 1.976).

En 1.977 se puso en marcha el proyecto de modificación del patrón de refinación de la refinaría de Amuay(MPRA) de Lagoven.

En el periodo de 1.977 – 1.978 se elaboro el primer ejercicio de la planificación a largo plazo de la industriacuyo objetivo era elevar el potencial de producción.

Durante el periodo de 1.974 – 1.978 se triplico el monto de la deuda pública. Venezuela enfrento seriosproblemas en materias de deuda pública externa.

Se integraron las 5 compañías coordinadoras en 4 filiales operadoras: Corpoven (Llanoven, CVP), Lagoven,Maraven, y Meneven (Enero 1.979).

El ministerio de energía y minas y la industria petrolera y petroquímica nacional elaboraron el informe"programa integral de evaluación y estudios de planificación para el desarrollo de la faja del Orinoco" el áreageneral fue dividida en 4 grandes bloques: Cerro Negro, Hamaca (Pao, Suata, Machete) Gorrin y fueronasignados a Lagoven, Meneven, Maraven, y Corpoven, respetivamente (1.979).

Se creó la empresa Bariven (1.980).

México y Venezuela afirmaron agosto de 1.980 el programa de cooperación energética de Centro América y elCaribe, llamado acuerdo de san José.

Lagoven descubre el primer campo de condesados en la plataforma Pariana de la cuenca de Margarita con elpozo exploratorio Río Caribe (1.981).

Durante 1.979 al 1.982 la industria petrolera tubo equilibrio financiero sector público y la reservainternacionales del país.

En los años ochenta se acentuó desmesuradamente el endeudamiento del país, el crecimiento de la burocraciapública y la falta de buena administración de los ingresos nacionales.

Pequiven logro rebajar las pérdidas que venía arrastrando y por primera vez en sus 5 años de existencia fuepositivo el flujo de caja (1.982).

Nuevamente se afecto el sistema financiero nacional, esta vez por la intervención del banco de los trabajadoresde Venezuela, BTV, a finales de 1.982.

La primera fase del programa de cambios de patrón de refinación, 1.977 – 1.982 concluyo con la terminacióndel proyecto EL PAEZ, de la refinería El Palito (Corpoven), MPRA de Amuay (Lagoven). Dicho programatransformo radicalmente en rendimiento de la refinaría del país.

En 1.983 el ejecutivo nacional aprobó una modificación al cronograma de vencimiento de los bonos de deudapública, lo cual beneficio el flujo de caja de sociedad.

El 18 febrero de 1.983, popularmente llamado "El Viernes Negro" se produjo la crisis cambiaria que llevo a laimplantación del sistema administrado de precios y el régimen de cambios diferenciales recadi. Que setrasformo en fuente de corrupción jamás conocida antes en Venezuela.

La OPEP decidió en Londres restablecer oficialmente el tope de la producción en 17 millones 500 mil barrilesdiarios. Cuota de Venezuela: 1 millón 675 mil barriles diarios (Marzo 1.983).

En 1.983 se inicio a un costo de Bs. 170 millones, la expansión de plantas de lubricantes de la refinaría deAmuay para incrementar la producción en 700 barriles diarios y satisfacer el mercado interno hasta finales dela década.

Creación de la asociación civil "Centro de formación y adiestramiento petrolera y petroquímica" (CEPET).

Se sustituye a INAPEP.

IMPORTANTE:



En 1977 se inició el programa de renovación y ampliación de la flota petrolera con cuatro barcos (la flotapetrolera venezolana contaba apenas con 12 buques en 1976) y se puso en marcha el Proyecto demodificación del patrón de Refinación de la Refinería de Amuay (MPRA), de Lagoven. En 1977 se produjola primera reorganización, reduciendo las filiales operativas de 14 a 7, en una primera etapa decoordinación: Más tarde ese mismo año se redujeron las filiales a cinco (5). En 1978, a cuatro (4) y en1986, a tres (3): Lagoven, Maraven y Corpoven. En julio de 1997 se aprobó una nueva reestructuraciónque eliminó esas filiales y creó tres grandes empresas[http://www.monografias.com/trabajos11/empre/empre.shtml] funcionales de negocios[http://www.monografias.com/trabajos15/plannegocio/plannegocio.shtml] que integraran la corporación:PDVSA Petróleo y Gas [http://www.monografias.com/trabajos10/gase/gase.shtml] ; PDVSA Exploración yProducción; PDVSA Manufactura [http://www.monografias.com/trabajos14/manufactesbelta/manufactesbelta.shtml] y Mercadeo [http://www.monografias.com/trabajos13/mepla/mepla.shtml] y PDVSA Servicios,responsables de ejecutar la actividad operativa. Éstas entran en acción[http://www.monografias.com/trabajos35/categoriaaccion/categoriaaccion.shtml] desde el 1° de enero de1998.

Periodo de 1.983 – 1.984: Humberto Calderon Verti

Aprobada Ley de reforma parcial a la ley de banco Central de Venezuela que establece que en la formulaciónanual del presupuesto nacional de divisas del sector público se incorporaran sin modificaciones lasestimaciones de gastos en divisas que haya aprobado la asamblea de petróleo en Venezuela.

Consolidación del proceso de recuperación operacional y financiera de la petroquímica venezolana. Porprimera vez, en 1.983, Pequiven obtuvo ganancias de Bs. 27.4 Millones.

Culminación de la evaluación geológica global de la faja del Orinoco‐ en 1.984 hubo un aumento de precio enlas exportaciones y un pequeño repunte en el volumen exportado.

Objetivos primarios: 1ero internacionalización de la industria, y 2do Garantía del suministro continuó y segurode hidrocarburos al mercado interno.

Periodo de 1.984 – 1.986: Brigido Natera

Inestabilidad e incertidumbre en el mercado petrolero internacional.

Concluyó el programa de renovación y expansión de la flota petrolera (1.984), con la adquisición de 13 barcoscon un total de 519 mil toneladas de peso muerto.

Se implanto el plan nacional de contingencia (PNC) contra derrames de hidrocarburos.

Inestabilidad en los precios de hidrocarburos.

Por convenios de arrendamientos entre Venezuela y las Antillas neerlandesas, el complejo de refinación y laterminal de embarques en la Isla de Curazao fueron asignados a la refinería Isla, S.A. nueva filial de PDVSA(1.985).

El convenio entre PDVSA y VEBAOEL fue ampliado para cubrir la totalidad de las operaciones de refinación ypetroquímica Primaria en Alemania bajo la propiedad de VEBAOEL, en idénticos términos del contrato original(1.986).

En 1986 Carbozulia se convirtió en filial de petróleos de Venezuela.

PDVSA adquirió el 50% de CITGO.

PDVSA adquirió el 50% de AB NYAS Petroleum, filial del grupo Axel Jhonson, de Suecia (Junio de 1.986) queincluye la participación en 3 refinerías: 2 en Suecia y 1 en Bélgica.

Consolidación de la industria petrolera Venezolana, reestructuración de la industria de 4 a 3 compañíasoperadoras: Corpoven, Lagoven, y Maraven (Junio de 1.986).

Objetivos primarios:

1. intensificar la estrategia de internacionalización.

2. Garantía del suministro continuo y seguro de hidrocarburos.

3. Mercado interno apoyo a la utilización y consumo de productos, equipos, y servicios de Origen Nacional.

4. Consolidación del concepto y práctica de protección integral.

5. Exploración en búsqueda de crudos livianos, medianos, condensados y gas no asociados

6. Maximizar ingresos y divisas.

Período de 1.986 – 1.990: Juan Chacin Guzman.

Se lanzo por los medios de comunicación, la campaña institucional "Cuidar es Querer" que enfatiza laimportancia del mantenimiento como acción y necesidad para garantizar la continuidad y eficiencia de losservicios obtenidos de los bienes materiales (1.987).

Carbozulia inicio la exportación de carbón de los yacimientos del Guasare en el Occidente del país 1.987.

Cesaron las actividades de refinación en la refinería Bajo Grande, Edo. Zulia, al cerrar las plantas 2 y 3 queprocesaban crudo Boscan y Lago Medio respectivamente (1.987).

http://www.monografias.com/trabajos13/mepla/mepla.shtml

http://www.monografias.com/trabajos35/categoria-accion/categoria-accion.shtml

http://www.monografias.com/trabajos14/manufact-esbelta/manufact-esbelta.shtml

http://www.monografias.com/trabajos10/gase/gase.shtml

http://www.monografias.com/trabajos11/empre/empre.shtml

http://www.monografias.com/trabajos15/plan-negocio/plan-negocio.shtml



Se afirmo el desarrollo de la orimulsión el nuevo combustible patentado por INTEVEP como alternativa frenteal carbón.

Las reservas probadas colocan a Venezuela en los primeros lugares entre los países con mayor cantidad dehidrocarburos en el mundo.

Se inicio el plan de expansión petroquímica para duplicar su capacidad de producción (1.987).

La industria petrolera nacional cuenta con 17 refinerías: 7 ubicadas en Venezuela, 9 en el exterior conempresas internacionales en las cuales tiene participacion accionaria, y la refinería Isla de Curazao arrendadapor PDVSA.

Se constituyo una nueva empresa Bitumenes Orinoco, S.A Bitor (1.988) para comercializar la Orimulsión.

Palmaven, filial de Pequiven, fue convertida en filial de Petróleos de Venezuela para dar apoyo al agro (1.988).

El CEPET cambia su nombre a Centro de Formación y Adiestramiento de Petróleos de Venezuela, S.A y susfiliales (1.988).

El 27 de febrero de 1.989, como consecuencia del aumento de precio de la gasolina decretado por el gobiernonacional estallo en Venezuela un gran descontento social.

Periodo 1.990 ‐ 1992: Andrés Sosa Pietri.

Se constituyo PDV Europe para los negocios en ese continente en 1.990 se completo el sistema Nurgas nuestranueva red de gas, que enlaza el oriente con el centro occidente del país de un producto.

El 2 de agosto de 1.990, Irak invadió y ocupó el estado de Kuwait.

En 1.990 se reactivo la planta 2 de la refinería bajo grande para procesar nuevamente el crudo Boscan para lamanufactura de asfalta de penetración y sus otros derivados.

Se integraron las operación de: Citgo, Petroleum CORP, y Champlin refinig, INC.

El 17 de enero de 1.991 se inicio la guerra del golfo, 5 días mas tarde los soldados Irakies incendiaron los pozospetroleros y las instalaciones extractoras en Kuwai.

Baja en los precios de hidrocarburos.

Interconectadas en 1.991 las refinarías de Amuay y Cardón para obtener mayor flexibilidad operacional.

Por tercera vez y en forma consecutiva (1.991 Pequiven obtuvo el casco de oro, máximo galardón que otorgaPDVSA como reconocimiento a la mejor actuación en seguridad industrial.

Golpe de estado fallido el 4 de Febrero de 1.992.

Inició operaciones el proyecto de sistema de suministros Los Andes, Sumandes, que cuenta con una planta desuministros en El vigía, Estado Mérida. Interconectada por un poliducto de plantas de San Lorenzo y BajoGrande, Estado Zulia.

Período de 1.992 ‐ 1.994: Gustavo Roseen

Período de recesión económica en el país.

Consolidación financiera de PDVSA.

En 1.993 en Venezuela se redujo en 1% el producto interno bruto (PIB), la inflación acuso 46 %. Inestabilidadpolítica e incertidumbre.

El presidente Carlos Andrés Pérez fue removido por el congreso en mayo de 1.993 y dio paso a gobierno detransición.

No obstante la inestabilidad política, en 1.993 PDVSA cubrió sus necesidades operativas y de la inversión derecursos propios utilidad neta de Bs. 164 mil 760 millones.

Reducción del valor fiscal de exportación de 18 a 16% (1.993).

Restructuración de la deuda de la empresa en condición alta mente favorables (1.993).

Reactivación de campos inactivos con participación de empresas privadas.

En 1.994 la crisis del sistema financiero complico la situación fiscal del gobierno nacional y acentuó la caída dela inversión tanto privada como pública. Tuvo significativos impactos inflacionarios la inyección de dinerodestino a auxilios financieros, presionando las reservas internacionales y conduciendo a una depreciación de lamoneda.

Objetivos primarios:

1.‐ Reforzar la autosuficiencia de la empresa.

2.‐ Incrementar el potencial de crudos medianos y pesados.

3.‐ Aumentar la producción de crudo pesados en los niveles adecuados a sus rendimientos económicos y a lasexigencias del mercado.



4.‐ Alcanzar la máxima utilización del gas natural en el mercado interno con márgenes económicos razonables.

5.‐ Racionalización de costos.

6.‐ Reducir el monto de deuda de la empresa.

7.‐ Insistencia en eliminación del valor fiscal de exportación ante el gobierno nacional.

Período de 1.994 ‐ 1.999: Luis Giusti

Consolidada la estrategia de apertura a la participación del capital privado.

Mejores cifras en capacidad de producción en los últimos 20 Años, 2 millones 975 mil barriles diarios (1994).

En 1.994 Pequiven obtuvo la ganancia neta más alta, de su historia: Bs 11 mil 314 Millones.

Se concluyo el plan de expansión petroquímica iniciado en 1.987.

Se transformo el Cepet, en centro internacional de educación y desarrollo (CIED), Filial de PDVSA (1.995)

En 1.995 la industria petroquímica venezolana registro altas cifras de producción, incluyendo las empresasmixtas, llegaron a cuatro millones 56 mil toneladas métricas, y las ganancias netas sin precedentes a Bs 34 mil447 millones.

PDVSA aprobó la reestructuración de sus actividades en el mercado interno al crear la filial comercializadoraDeltaven (1.995).

El 1 de enero de 1.996, inicio operaciones la empresa mixta Informática negocio y tecnología (Intesa) paraprestar los servicios de tecnología de información, a PDVSA y sus Filiales.

El proyecto de Adecuación de la refinería cardón (parc) el de mayor envergadura de la corporación en el áreade refinación, y uno de los mayores del mundo en su tipo inicio sus operaciones el 14 de marzo de 1.996.

La corporación obtuvo en los indicadores de accidentes industriales las cifras más bajas en su historia (1.996).

El 1 de Enero, de 1.997 inicio operaciones Deltaven encargada de la comercialización en el mercado interno delos hidrocarburos líquidos, con la marca PDV.

En el Año de 1.997, se creó el centro de refinación paraguana con una capacidad de procesamiento de crudo,de 940 mil barriles diarios, que lo convierte en el más grande del mundo.

PDVSA incremento su participación accionaria en la refinería de LYONDELL‐CITGO refining en estados unidos.

El ministerio de energía y minas aprobó la resolución mediante la cual, se estableció el marco legal, quepermite la entrada en el mercado nacional y otras marcas de comercialización de combustible en estaciones deservicio.

PDVSA cuenta con 16 refinerías en el exterior, 7 en estados unidos y el resto en Europa.

Fuerte aumento de la demanda petrolera mundial. La producción mundial de crudo aumento a una taza aunmayor siendo este incremento superior en los miembros de la OPEP debido a la entrada de Irak en el mercado.

Miembros de la OPEP, consideran reportes de producción.

Disminución de los Ingresos petroleros, por diminución del precio del Barril.

Se obtuvo el nivel más alto de refinación (1 millón 56 mil barriles diarios) en toda la historia de la corporación.

En 1998 Se creó PDVSA Gas, empresa comercializadora de gas natural y sus productos.

Cambio de régimen laboral para las nominas mayores de los ejecutivos de PDVSA y se elimino la retroactividadde las prestaciones sociales.

Objetivos Primarios:

1. Apertura a la participación del sector privado nacional e internacional en el negocio de loshidrocarburos.

2. Aumentar la flexibilidad del sistema de refinación para manejar un volumen mayor de crudo pesado ydisminuir la producción de residuales.

3. Aumentar producción y exportación de la Orimulsión.4. Incrementar la participación de inversionistas privados en el sector petroquímico.5. Promover el desarrollo del sector productivo nacional a través de la creciente adquisición de Bienes y

servicios.6. Desarrollo integral de sus trabajadores.7. Resguardo del personal, las instalaciones, el ambiente, y las comunidades en las áreas de influencia de

las operaciones.8. Reconfigurar el papel de la casa Motriz y consolidar una nueva estructura operativa basada en

unidades de negocios.9. Identidad corporativa única desarrollar los crudos extra pesados de la faja del Orinoco a través de las

asociaciones estratégicas y del negocio del combustible orimulsión.10. Concentración de las actividades propias del negocio. Desarrollo del gas natural y la petroquímica.



PDVSA (Organigrama 1.998):

Período de 1.999 ‐ 2000: Roberto Mandini (Febrero 99 Agosto 99)

Héctor Ciavaldini (Septiembre 99 Octubre 2000)

Guaicaipuro Lameda (Octubre 2000).

Acuerdo con la OPEP, para la adecuación de las Cuotas de producción.

Mejoras de los precios de los Hidrocarburos y la demanda energética mundial, producto de los acuerdos deproducción de la OPEP y de la recuperación económica. Principalmente de los países asiáticos.

Aprobación de la ley orgánica de Hidrocarburos gaseosos.

En el oriente del país inicio operaciones una unidad completamente automatizada para la perforación depozos, primero en su tipo en América y que permitiría Minimizar el riesgo en los labores de los operadores yreducir el área de superficie necesaria para trabajar.

Por primera vez en el país se instalo con éxito el programa de perforación de pozos, Bajo balance realtecnología que se utiliza en yacimientos de baja presión en el lago de Maracaibo y que permite duplicar laproducción en pozos de baja presión.

En cuanto a tecnología de información se implanto el primer centro avanzado de visualización de yacimientos(CAVY) mediante el cual se aplica la realidad virtual para interpretación de yacimientos y la conformación de 44comunidades de conocimientos.

La marca PDV consolido su posición en el mercado nacional PDV fue la primera en ofrecer al país la gasolina sinplomo auto limpiante. (Octubre de 1999).

El 1 de Julio del 2000, se creó la empresa fertilizantes y servicios para el Agro. S.A.

Durante el Año 2000. Los precios del crudo venezolano continuaron subiendo, luego de la recuperaciónexperimentada en 1999, alcanzando un promedio de $25,21 por barril en el periodo.

Objetivos Primarios:

1. Atender el crecimiento Gradual de la demanda petrolera.2. Racionalización de costos e inversiones propias de PDVSA.3. Mayor exportación de productos refinados.4. Mayor énfasis en el desarrollo del negocio de gas natural.5. Participación del sector privado en todas las fases del negocio de gas no asociado y a partir de la

transmisión para el gas asociado.6. Fortalecimiento del sector Químico. Máxima participación posible de terceros7. Máximo apoyo posible al sector privado nacional esfuerzo de productividad compartida8. Ajustar y simplificar la estructura organizacional.9. Optimizar la Eficiencia de la fuerza laboral.10. Visualizar nuevas áreas de exploración para incrementar aceleradamente la base de recursos de

hidrocarburos del país.

2.002 Paro Petrolero:En Venezuela, se conoce como Paro Petrolero de 2002‐2003, a la mayor huelga patronal de la historialatinoamericana. Son sucesos cuya interpretación y estudio continúan cargados de la extrema polarizaciónpolítica que ha imperado en Venezuela, casi durante todos los 13 años de gobierno del presidente HugoRafael Chávez Frías.

Desde el punto de vista oficialista, esta huelga, también calificada como sabotaje petrolero, fue un paro



patronal, con el objetivo de derrocar al gobierno de Chávez, promovida desde el exterior por EEUU, einternamente por sus "lacayos" de la central patronal Fedecámaras[http://es.wikipedia.org/wiki/Fedec%C3%A1maras] , secundado por la directiva y trabajadores de la nóminamayor de la empresa Petróleos de Venezuela [http://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leos_de_Venezuela] (PDVSA), los partidos de oposición aglutinados en la coalición Coordinadora Democrática[http://es.wikipedia.org/wiki/Coordinadora_Democr%C3%A1tica] , la máxima central sindical deVenezuela Confederación de trabajadores de Venezuela[http://es.wikipedia.org/wiki/Confederaci%C3%B3n_de_trabajadores_de_Venezuela] (CTV), diversasorganizaciones civiles como Súmate [http://es.wikipedia.org/wiki/S%C3%BAmate] e incluso medios decomunicación [http://es.wikipedia.org/wiki/Medios_de_comunicaci%C3%B3n] privados de prensa, radio ytelevisión.

Desde el punto de vista no oficialista, fue una huelga general causada con los conflictos laborales entre elgobierno de Chávez y los empleados petroleros que estaban opuestos a su política de sustituir laasignación de cargos de un sistema de meritocracia (por meritos laborales), a un sistema de exclusivossimpatizantes del gobierno de Chávez. A la huelga petrolera se sumaron posteriormente en solidaridad,las máximas centrales de patronos Fedecámaras [http://es.wikipedia.org/wiki/Fedec%C3%A1maras] y detrabajadores (CTV), quienes dejando a un lado sus diferencias, que convocaron a una huelga generalexigiendo inicialmente, la paralización de un paquete de leyes impopulares y de un referéndum a lagestión de Chávez, pero posteriormente la exigencia se concentró en la renuncia del presidente Chávez.

La huelga petrolera y general, pese a su histórica duración, finalmente no cumplió ninguno de losobjetivos que se planteó. En el área petrolera Chávez ordenó un despido general de todos lostrabajadores petroleros directos o indirectos, que participaron en la huelga. Para sobrevivir la paralizaciónde la principal industria nacional, el gobierno puso a la empresa, a nivel administrativo, en manos desimpatizantes suyos. A nivel operativo contrato a personal internacional para que dirigiera las refineríasvenezolanas. Y a nivel del área de transporte marítimo, Chávez ordenó el arresto y desembarco forzado detodos los marinos mercantes en huelga, iniciándoles causas judiciales por sabotaje y traición a la patria.Estas causas fueron declaradas contra los otros huelguistas.

Las demandas de FEDECAMARAS y CTV, tampoco fueron satisfechas. Chávez dejo en claro que con lasempresas y trabajadores del país paralizados, recurriría a indefinidos préstamos internacionales(poniendo como garantía las enormes reservas petroleras del país), y que fractura y polarización políticade la sociedad, lejos de perjudicarle, le permitía agrupar a sus simpatizantes y excluir a sus opositores.

La huelga fue levantada en enero de 2003, dejando a la sociedad venezolana mas fracturada que nunca.Las demandas a los huelguistas no prosperaron, y aun hoy el estado se niega a pagar despedidos. Más de32 mil trabajadores directos o indirectos, fueron despedidos sin arreglo.

Consecuencias económicas del Paro Petrolero:

Las consecuencias fueron nefastas para la población y el país. Hubo escasez de alimentos y gasolina durante ydespués del paro. Muchas empresas pequeñas y medianas quebraron debido a que dependían de las empresasque agrupaban Fedecámaras para realizar sus actividades. Los índices de desempleo[http://es.wikipedia.org/wiki/Desempleo] y comercio informal aumentaron enormemente.

Debido a que el paro fue impuesto desde las cúpulas de las cámaras de empresarios, muchas empresas quepertenecían a dichas centrales debieron cerrar en contra de su voluntad. Los dueños de grandes centroscomerciales como el Centro Sambil [http://es.wikipedia.org/wiki/Centro_comercial_Sambil] , el más grande deVenezuela, impidieron que los pequeños comerciantes abrieran sus negocios y tiendas. Los distribuidores demercancía también se sumaron al paro e impidieron que la misma llegara a los comerciantes. Esto los afectóenormemente debido a la importancia de la temporada decembrina para las ventas, lo que influyó en queaumentara el contrabando desde Colombia de productos básicos de todo tipo.

En el aspecto macroeconómico las consecuencias también fueron muy negativas: la inflación se disparó, aligual que el desempleo [http://es.wikipedia.org/wiki/Desempleo] y cayó el Producto Interno Bruto[http://es.wikipedia.org/wiki/Producto_Interno_Bruto] (PIB).

Poco antes de la finalización del paro, el presidente Chávez denunció que los empresarios estaban sacando delpaís grandes cantidades de divisas con el fin de devaluar la moneda venezolana[http://es.wikipedia.org/wiki/Bol%C3%ADvar_(moneda)] ; para impedirlo, decretó un mecanismo de control decambio administrado por un nuevo ente del gobierno, la Comisión de Administración de Divisas[http://es.wikipedia.org/wiki/CADIVI] (CADIVI [http://es.wikipedia.org/wiki/CADIVI] ), que se mantiene hasta laactualidad.

Por su parte, el gobierno creó la Misión Mercal [http://es.wikipedia.org/wiki/Misi%C3%B3n_Mercal] unprograma social encargado de la venta, distribución y almacenaje de alimentos y productos a bajos precioscomo una previsión para contrarrestar hipotéticos paros de esta magnitud si se dieran en un futuro.

Consecuencias en PDVSA del Paro Petrolero:

Más 15 mil empleados de la industria estatal petrolera que participaron en el paro fueron desincorporados dela nómina, a pesar de los pedidos y exigencias constantes de la oposición para su reenganche.

De esa manera, el gobierno logró ganar la lucha por el control de PDVSA. La estatal pasó a ser un ente bajo elcontrol y la tutela del Ministerio de Energía y Petróleo, y fue completamente reestructurada.

Sus sedes ubicadas en Caracas (donde trabajaban la mayoría de los gerentes y nomina mayor desincorporados)fueron consideradas excesivas; la sede de Los Chaguaramos fue cedida a la Universidad Bolivariana deVenezuela [http://es.wikipedia.org/wiki/Universidad_Bolivariana_de_Venezuela] y la sede de Chuao,emblemática para la oposición, fue cedida a la Universidad Nacional Experimental de las FuerzasArmadas [http://es.wikipedia.org/wiki/Universidad_Nacional_Experimental_de_las_Fuerzas_Armadas] (UNEFA).La sede de La Campiña fue parcialmente cedida al Ministerio de Energía y Petróleo (como estaba previsto enlos planes de construcción de El Complejo desde la década del '70); otras sedes en el interior también fueroncedidas a entes educativos públicos.

La reestructuración de PDVSA le permitió apoyar y financiar directamente varias misiones educativas y sociales

http://es.wikipedia.org/wiki/Fedec%C3%A1maras

http://es.wikipedia.org/wiki/Misi%C3%B3n_Mercal

http://es.wikipedia.org/wiki/Desempleo

http://es.wikipedia.org/wiki/Confederaci%C3%B3n_de_trabajadores_de_Venezuela

http://es.wikipedia.org/wiki/Desempleo

http://es.wikipedia.org/wiki/Fedec%C3%A1maras

http://es.wikipedia.org/wiki/Centro_comercial_Sambil

http://es.wikipedia.org/wiki/CADIVI

http://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leos_de_Venezuela

http://es.wikipedia.org/wiki/Medios_de_comunicaci%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/CADIVI

http://es.wikipedia.org/wiki/S%C3%BAmate

http://es.wikipedia.org/wiki/Bol%C3%ADvar_(moneda)

http://es.wikipedia.org/wiki/Universidad_Nacional_Experimental_de_las_Fuerzas_Armadas

http://es.wikipedia.org/wiki/Coordinadora_Democr%C3%A1tica

http://es.wikipedia.org/wiki/Producto_Interno_Bruto

http://es.wikipedia.org/wiki/Universidad_Bolivariana_de_Venezuela



que el gobierno llevaba adelante, entre ellas la "Misión Sucre[http://es.wikipedia.org/wiki/Misi%C3%B3n_Sucre] ", que brinda educación superior a los jóvenes que nopudieron ingresar a las universidades. Igualmente, la petrolera se aperturó más para incluir a cooperativas yPYM Es entre las empresas a las cuales contrataba para sus servicios, y está preparándose para iniciar lamigración de sus sistemas hacia Software Libre [http://es.wikipedia.org/wiki/Software_Libre] , según loacordado en un decreto presidencial reciente.

Las ganancias que el Estado recibe de PDVSA se incrementaron como resultado de la reestructuración, en unprincipio la oposición alega bajas ganancias, por la supuesta inoperancia de los nuevos trabajadores, lo cualparece confirmar las quejas sobre los manejos que hacía la meritocracia petrolera. Sin embargo, estasganancias también son criticadas por la oposición, quienes afirman que el país no ha mejorado a pesar de lasenormes entradas monetarias.

Bitácora del sabotaje petrolero: Diciembre 2002 ‐ Abril de 2003

Año 2002:

2 de diciembre: Se inicia una paralización ilegal de la industria petrolera convocada por fuerzas de laoposición al gobierno de Chávez.

4 de diciembre: El tanquero de PDV Marina Pilín León es fondeado en el Lago de Maracaibo por sutripulación, en apoyo y adherencia a la convocatoria opositora. Primera manifestación visible de laparticipación de amplios sectores de la industria petrolera en ese paro.

9 de diciembre: En alocución por Venezolana de Televisión (canal estatal de TV), el presidente de PDVSA,Alí Rodríguez Araque, llamó a todos los trabajadores, empleados y gerentes a reincorporarse plenamentea sus labores. Llamó también al pueblo venezolano a concentrarse a las puertas de las más importantesinstalaciones de la industria en el país para garantizar la continuidad de las actividades de la empresa yevitar actos de sabotaje.

19 de diciembre: La Sala constitucional del Tribunal Supremo de Justicia ordenó el restablecimiento de laactividad económica e industrial de PDVSA.

21 de diciembre: Con una nueva tripulación, el tanquero Pilín León fue movilizado y llevado al puerto BajoGrande en la costa occidental del Lago Maracaibo para descargar sus tanques llenos de combustible.

25 de diciembre: Por abandono del trabajo son despedidos un primer grupo de gerentes de PDVSA. En lassemanas siguientes seguirían siendo anunciados despidos de gerentes, empleados y trabajadores quehabían participado en el paro‐sabotaje hasta alcanzar la cifra de 18 756 despidos.

Año 2003:

9 de enero: Desde Barinas y Apure se reinicia bombeo de crudo hacia la refinería El Palito.

10 de enero: Implementados mecanismos de atención a las áreas de automatización, informática ytelecomunicaciones dentro de la industria petrolera para contrarrestar los daños causados por el paro‐sabotaje.

11 de enero: PDVSA recupera su sistema de gestión de datos.

12 de enero: La OPEP reitera su apoyo al pueblo y al gobierno de Venezuela por la difícil situación queatraviesa como consecuencia del paro petrolero.

13 de enero: PDVSA controla sabotaje informático al superar el bloqueo de claves de acceso e impidiendoel funcionamiento remoto de sistemas estratégicos que venía realizando la empresa Intesa. El presidentede PDVSA apela a la cláusula de situación de “Fuerza mayor” en los contratos con sus clientes, comomedida para salvaguardar los intereses de la empresa estatal petrolera.

16 de enero: PDV Marina controla el 80% de los buques petroleros. PDVSA controla los 39 centros decómputo de la empresa en el país que habían sido paralizados por la empresa Intesa.

http://es.wikipedia.org/wiki/Misi%C3%B3n_Sucre

http://es.wikipedia.org/wiki/Software_Libre



20 de enero: Se enciende la Unidad de Destilación Atmosférica. Avanzan las labores de prearranque delComplejo Refinador de Paraguaná (CRP).

25 de enero: Se normalizan los embarques a Citgo.

30 de enero: PDV Marina controla el 94% de su flota. Se reinician los embarques automatizados desde elTerminal Jose.

1 de febrero: PDVSA produce 1,5 MMb/d. Al cierre de 2003 la producción había decaído a 25 mil barrilesdiarios.

3 de febrero: Con el anuncio de la Coordinadora Democrática (organización de la oposición venezolana)de “flexibilizar” el paro, las actividades no petroleras que continuaban paradas retornaron a sus laboresnormales.

12 de febrero: El Ministro de Energía y Minas anunciaba que “Hemos tenido una recuperación récordmundial. Hemos comenzado a exportar alrededor de 700 mil b/d y recuperado la producción diaria de unmillón 917 mil barriles”.

20 de febrero: El Complejo Criogénico de Oriente regresa a su normal funcionamiento.

21 de febrero: Se alcanza restauración plena del sistema informático de PDVSA.

6 de marzo: Es activado el pozo Chaguaramal 6X, en Monagas, con una producción de 1230 b/d depetróleo liviano y 1 millón de pies cúbicos de gas. Cuenta con reservas de 456 millones de barriles depetróleo liviano y 870 millones de pies cúbicos de gas.

7 de marzo: El presidente Chávez designa nueva Junta Directiva de PDVSA, ratificando a Alí RodríguezAraque en la presidencia y nombrando a Aires Barreto, como vicepresidente, a Félix Rodríguez, Luis Maríny Dester Rodríguez como directores internos y a Luis Vierma, Rafael Rosales y Nelson Núñez comodirectores externos.

10 de marzo: Se alcanza plena operatividad en el Complejo industrial de Jose.

24 de marzo: En el edificio sede de PDVSA en La Campiña, Caracas, es develada una placa de honor a loshombres y mujeres que ayudaron al rescate de la industria.

31 de marzo: Es levantada la “Fuerza Mayor” que había sido declarada por PDVSA el 13 de enero.

11 de abril: Iván Hernández, gerente del Complejo Refinador de Paraguaná anuncia que se ha alcanzado lacompleta normalidad en el Complejo. Alí Rodríguez Araque, presidente de PDVSA, anuncia la celebracióndel I Encuentro mundial de solidaridad con la Revolución Bolivariana, y afirma que PDVSA ya alcanza unaproducción de 3 millones 200 mil barriles diarios.

Reestructuración de PDVSA:

Entre los años 2.002 [http://es.wikipedia.org/wiki/2002] y 2.003 [http://es.wikipedia.org/wiki/2003] la empresapetrolera venezolana fue objeto de una fuerte reestructuración, ocasionada en buena medida por lasituación política interna enfrentada por Venezuela durante esos años. Durante el mes de diciembre de2.002 [http://es.wikipedia.org/wiki/Diciembre_de_2002] , parte de los trabajadores de PDVSA acataronun paro general [http://es.wikipedia.org/wiki/Paro_petrolero_de_20022003] empresarial indefinido,convocado por partidos de oposición ‐aglutinados en la llamada Coordinadora Democrática[http://es.wikipedia.org/wiki/Coordinadora_Democr%C3%A1tica] , la empresa privada ‐representada por laPatronal Fedecámaras [http://es.wikipedia.org/wiki/Fedec%C3%A1maras_(Venezuela)] ‐ y varios sectores dela sociedad civil, para exigir la renuncia de Hugo Chávez [http://es.wikipedia.org/wiki/Hugo_Ch%C3%A1vez] a la presidencia de Venezuela. Como consecuencia de ello, la producción de crudo, así como lasactividades de refinación y comercialización cayeron en más de 90%. Las pérdidas monetarias (estimadas)de la nación producidas por dicha suspensión de actividades, ascienden a más de 10.000 millones dedólares, mientras que aproximadamente unas 18.000 personas (unas 2/3 partes de la fuerza laboral de laempresa) fueron despedidas por abandonar sus puestos de trabajo y plegarse al paro. Una vez finalizadoel paro, PDVSA tardó aproximadamente año y medio en retomar condiciones de operación normales.

Durante los años 2.004 y 2.005 se han dado otro tipo de cambios en la empresa, orientándola comoimpulsora de programas sociales y educativos para la población venezolana. En este sentido, PDVSA apoyaahora directamente las actividades que desarrolla el gobierno venezolano en el mejoramiento de lascondiciones de vida de la población. Existen, sin embargo, fuertes críticas a las recientes actividades de laindustria y a su manejo frente al panorama energético mundial (creación de Petrocaribe[http://es.wikipedia.org/wiki/Petrocaribe] y PetroSur, ásperas relaciones diplomáticas con los Estados Unidosy utilización del petróleo como instrumento político y de negociación por parte del gobierno venezolano).

http://es.wikipedia.org/wiki/Coordinadora_Democr%C3%A1tica

http://es.wikipedia.org/wiki/Paro_petrolero_de_2002-2003

http://es.wikipedia.org/wiki/Petrocaribe

http://es.wikipedia.org/wiki/Diciembre_de_2002

http://es.wikipedia.org/wiki/Fedec%C3%A1maras_(Venezuela)

http://es.wikipedia.org/wiki/Hugo_Ch%C3%A1vez





A pesar de esto, PDVSA publicó en agosto de 2.005 [http://es.wikipedia.org/wiki/Agosto_de_2005] su "Plande Actividades 2.005 – 2.010", en el cual se plantea un muy ambicioso proyecto de crecimiento en todoslos esquemas de trabajo y negocios: Certificación de reservas petrolíferas, obtención de una mayor cuotade producción dentro de la Organización de Países Exportadores de Petróleo[http://es.wikipedia.org/wiki/Organizaci%C3%B3n_de_Pa%C3%ADses_Exportadores_de_Petr%C3%B3leo] (OPEP), incremento de producción de crudos livianos y pesados, construcción de refinerías dentro y fuerade Venezuela, interconexión energética en América Latina y el Caribe, ingreso en nuevos mercados decombustibles (Asia [http://es.wikipedia.org/wiki/Asia] ).

En mayo de 2009, el gobierno promulgó una ley para que la petrolera asuma el control de 39 empresasque prestan servicios a la compañía pues, según la legislación, el Estado se reserva todos los derechossobre los bienes y servicios de la actividad primaria de hidrocarburos.

PDVSA (Organigrama 2.003):

PDVSA Manufactura y Mercadeo:

Esta división está a cargo de la refinación de crudos, así como manufactura de productos y su comercializaciónen el mercado nacional e internacional. Además se encarga de la comercialización del gas natural y cumplefunciones de transporte marítimo. Esta organización está constituida por PDVSA Refinación y Comercio, PDVMarina, Intevep y PDVSA Gas.

Plan de Siembra Petrolera Integral:

En Agosto de 2.005 el presidente de la República anunció al país el plan estratégico de Petróleos de Venezuela,el cual se denomina Plan de Siembra Petrolera, para ser desarrollado desde 2.005 hasta 2.030. A continuaciónel resumen del plan, presentado por el ministro de Energía y Petróleo, Rafael Ramírez, y altos ejecutivos dePDVSA, en una jornada especial realizada en Caracas.

Las directrices de la política energética de Venezuela hasta el año 2.030 están trazados en el Plan de SiembraPetrolera, que comprende seis grandes proyectos de desarrollo y consta de dos etapas: Una a ejecutarse entreel período: 2.005‐2.012, y la otra a llevarse adelante en la etapa comprendida entre 2.012 y 2.030. Para laprimera etapa se han estimado inversiones por el orden de los 56.000millones de Dólares. De esa cantidad,70% será aportada por la operadora estatal Venezolana y el resto por el sector privado.

El Plan Siembra Petrolera 2.005‐2.012 comprende seis ejes fundamentales:

1.‐ Magna Reserva: Destinado a la cuantificación y certificación de las reservas que posee Venezuela en la fajapetrolífera del Orinoco. Venezuela tiene, sin contar con la faja, 77.000 millones de barriles de petróleo dereservas probadas, (Posteriormente, el MEP aumentó ésta cifra a 80.547 millones de barriles) mientras que enla vasta zona del Orinoco se estiman 235.000 millones de barriles adicionales.

2.‐ Proyecto Orinoco: Encargado del desarrollo de la faja petrolífera del Orinoco. Se han seleccionado 27bloques, que se explotarán con esfuerzo propio y el de empresas privadas y estatales.

3.‐ Proyecto Delta Caribe: El gas se incorporará a la oferta energética del País. Éste proyecto persigue eldesarrollo del gas costa afuera en las áreas de Plataforma Delta, en la fachada atlántica Venezolana; en lasaguas ubicadas al norte del estado Sucre, al Oriente de Venezuela, y en las inmediaciones de la península deParaguaná, al noroccidente del País.

http://es.wikipedia.org/wiki/Asia

http://es.wikipedia.org/wiki/Organizaci%C3%B3n_de_Pa%C3%ADses_Exportadores_de_Petr%C3%B3leo

http://es.wikipedia.org/wiki/Agosto_de_2005



4.‐ Refinación: Tiene como objetivo aumentar la capacidad de refinación en Venezuela. El Plan SiembraPetrolera contempla la creación de nuevos centro refinadores: Cabruta (Con capacidad de 400.000 barrilesdiarios de crudos extra pesados), Batalla de Santa Inés (50.000 barriles diarios), y Caripito (50.000 barrilesdiarios, destinados a la producción de asfalto). Con estas tres nuevas refinerías y la potenciación de las existentes se incrementará en 700.000 barriles diarios la capacidad de procesamiento de PDVSA en sueloVenezolano.

5.‐ Infraestructura: Se habilitarán más llenaderos y poliductos para garantizar a todo el territorio Nacional elsuministro de combustible. También incluye la construcción del gasoducto transguajiro para interconectarVenezuela y Colombia.

6.‐ Integración: El Petróleo es la herramienta de integración de los pueblos del continente. Venezuela supliráde forma directa volúmenes de crudo y productos al Caribe a través de Petrocaribe, que también prevé laampliación de la capacidad de refinación en esa Zona. Además se suscribió Petrosur, con lo que avanza laplanificación de proyectos. Con Brasil se anunció recientemente la construcción de una nueva refinería que sehará de manera conjunta con la empresa Petrobras.

Nuevas refinerías plan de siembra petrolera:

Refinación en América latina y el Caribe:

1.‐ Refinería la teja (Uruguay)

2.‐ Refinería san José Ignacio Abreu e lima (Brasil)

3.‐ Refinería Petrobicentenario (Italia).

Alianzas estratégicas con:

Refinería Camilo Cienfuegos (Cuba).

En el Caribe (Jamaica).

República Dominicana (Dominicana de petróleos).

Nicaragua.

Ecuador.

China.

Refinería de Shanghái.

Siria.

Vietnam.

PDVSA La Estancia (Ccs).

PDVSA La Estancia es el brazo social y cultural de Petróleos de Venezuela S.A., destinado a la valoración,restauración, promoción y difusión del acervo histórico y artístico del país. Sus acciones se fundamentan en losprincipios del Plan Siembra Petrolera y del Gobierno Bolivariano; tienen como propósito apoyar programas dedesarrollo social y afianzar la identidad de las venezolanas y venezolanos.

Situación de PDVSA 2.003 – 2.012:

Comportamiento de PDVSA 2003‐2012 Es muy complejo:

La situación a finales del 2011, tomando en cuenta los números oficiales que publican PDVSA y el M.E. (discrepan de la OPEP y laAIE), se ubica en 2.8 millones de b/d y un nivel de exportaciones de 2.2 millones de b/d y las exportaciones petroleras cayeron27%.

Accidentes en PDVSA Desde 2003 ‐ 2008: 393 accidentes, 77 trabajadores muertos y 267 heridos. Desde 2009, 15.500 derrames yen 2011, 4019 mientras. Por ejemplo: En Petrobas sólo 57. En 2012, el desastre del CRP fue por falta de mantenimiento según RJGRisk Engineering y la compañía de reaseguros QBE.

En el recordado Plan Siembra la meta de producción para 2012 era de 5,8 millones b/d, pero recientemente la cambiaron a 4,46millones de b/d para el año 2015. 3°.‐ Anteriormente, el presupuesto nacional se hacía en base a Ingresos Petroleros y otros. Desdehace varios años el Gobierno ha obligado a PDVSA a salir de su función primordial, financiando planes sociales que no eran sufunción, en manos del Presidente, violando la Ley de Presupuesto, robando a gobernaciones y alcaldías un gran porcentaje. 4°.‐ Según la Agencia Internacional de Energía ONU, Venezuela ha importado desde Enero 2012, mensualmente, un promedio UNMILLÓN de barriles de gasolina y 800.000 barriles de Fuel‐Oil y en junio 1.000 b/d de lubricantes y 2.000 b/d de coque.

Publicado 31st January 2013 por heidy rodriguez





24th January 2013

Explotación Petrolera

Nos referimos a explotación petrolera como el conjunto de procesos para laextracción del petróleo mediante la perforación del subsuelo. Actualmenteimplementando tecnología de avanzada, maximizando el potencial de lospozos posterior a los procesos de exploración, investigación geológica y localización.

La extracción, producción o explotación del petróleo se hace de acuerdo con lascaracterísticas propias de cada yacimiento.

Antecedentes de la explotación petrolera en Venezuela

Se dice que Venezuela fue primero un país petrolero y luego minero pues muchoantes de que los españoles llegaran, ya los indígenas conocían el petróleo con elnombre de Mene, el cual tomaban del suelo y con él impermeabilizaban las canoas.

Hay registros que indican que para finales de 1700 Alejandro Humboldt pudo avistaren la península de Araya un manantial de petróleo y ya para el año 1839 se crea unacomisión al mando de José María Vargas para que investigue las propiedades de esteproducto. Al conocer que existía cierto valor comercial de este producto la Real Coronadecreta que el subsuelo le pertenece a la nación mediante el decreto del primer códigode minas

Para mediados del siglo XIX el gobierno no estaba preparado para asumir laindustria petrolera, pero las concesiones fueron el instrumento que permitió acompañías nacionales y trasnacionales la exploración, explotación y comercializaciónde este producto.

La primera concesión otorgada para la explotación de petróleo fue dada por elestado soberano del Zulia a un Americano, el Sr. Camilo Ferrand permitiéndole extraery comercializar petróleo y Nafta. El contrato fue revocado al año siguiente porincumplimiento. El primer particular venezolano que recibe una de estas concesionesfue el Sr Manuel Antonio Pulido para extraer petróleo del subsuelo por 50 años de sufinca La Alquitrana quien en conjunto con varios socios y un capital de 100.000 bscrean Petrolia del Táchira, la cual extraía con métodos sumamente rudimentariosutilizando baldes para extraer escasamente 15 barriles diarios de las calicatasexcavadas, los que servían para cubrir la demanda de kerosene para el alumbradopúblico del pueblo tachirense y algunas localidades vecinas.

La importancia de la Petrolia radica en que fue una industria fundada porvenezolanos que desplego todas las actividades de la industria petrolera, tanto aguasarriba, como aguas abajo. Más adelante se comenzó la explotación de asfalto el cualrepresentaba ingresos muy superiores a los obtenidos por el kerosene.

Aun cuando en este momento no se conocía el valor estratégico y comercial quetendrán en el futuro los hidrocarburos, las grandes potencias comienzan a poner susojos en nuestra nación. Ante esto Cipriano Castro promulga la ley de minas queconstituyo la primera base legal para las concesiones petroleras que permitía eltraspaso de concesiones y derecho de explotación por 50 años con beneficiosimpositivos de 2 bs por hectárea de la superficie de la concesión al estado venezolano.

Para finales de la primera década de los noventa, el gobierno de Juan VicenteGómez restablece los derechos concesionarios a la NY&BC y los apoderados de unaempresa trasnacional inglesa (The Venezuelan Develoment C.o. reciben una concesiónpor 27 millones de hectáreas que incluían los Edos. Sucre, Delta Amacuro, Monagas,Anzoátegui, Carabobo, Zulia, Falcón, Táchira, Mérida, Trujillo, Lara y Yaracuyconcesión que fue cancelada en 1911 y para 1912 fue otorgada a Max Valladaresquien la traspasa al día siguiente a Caribean Petroleum, empresa subsidiaria deGeneral Asphalt. Este mismo año Caribean Petroleum paso a estar en manos deRoyald Dutch Shell .Se puede decir que para esta época la explotación de este recursoestaba en manos de Royal Dutch Shell, una empresa estadounidense y holandesa y deLa Standard Oil de Estados Unidos.

A finales de 1912 Royal Ducth toma posesión de la Caribbean Petroleum al añosiguiente estos descubren el primer campo petrolero en Venezuela llamado Guanocomediante la exitosa perforación del pozo Barbabui I luego de continuar explorando estamisma compañía explota también con éxito el pozo Zumaque I ubicado en la CostaOriental de Lago en Maracaibo del cual se extraen 200 b/d y permite el descubrimientode Mene grande el primer Campo petrolero de interés Mundial.

Fue en 1922 cuando Royal Dutch descubre gracias al reventón del pozo Barroso elimportante potencial petrolero del país, ya que para ese momento el país producía6000b/d, y de este pozo brotaron sin cesar por 9 días 100.000 b/d.

Explotacion Petrolera en Venezuela

http://mineraypetrolera.blogspot.com/2013/01/explotacion-petrolera-en-venezuela.html

http://mineraypetrolera.blogspot.com/2013/01/explotacion-petrolera-en-venezuela.html



Para 1928 ya Venezuela estaba produciendo más de 290.000 b/d y con el tiempolos niveles de crecimiento fueron considerablemente significativos tanto que para 1970alcanza los 3.780.000 b/d ubicando a Venezuela como el primer exportador de petróleoa nivel mundial en el periodo ubicado entre 1928 y 1970.

En la década de los sesenta se comienzan los preparativos para la nacionalizacióndel petróleo estableciendo la política de no más concesiones, con la intención de que elestado se involucre más en producción del petróleo se crea la corporación venezolanade petróleo (CVP).

A finales de 1975 se crea PDVSA, para que una vez que entre en vigencia la ley denacionalización del petróleo, fuese el gobierno nacional a través de esta empresa elencargado de ejercer el control [http://www.monografias.com/trabajos14/control/control.shtml] absoluto de todo lo relacionado con la exploración, explotación, refinación ycomercialización del petróleo [http://www.monografias.com/trabajos35/petroleo/petroleo.shtml] venezolano.

Periodo PosNacionalización

El periodo de posnacionalización comprende el lapso transcurrido desde el momentode la nacionalización de la industria petrolera desde el 1 de enero de 1976, enadelante.

Las actividades de perforación se incrementan con la exploración de nuevas áreas costa afuera y en la Faja Petrolíferas del Orinoco, y la reactivación de la perforación depozos de desarrollo en los yacimientos tradicionales. Así, para 1982 se llegaron aterminar 1.156 pozos (225 pozos exploratorios y 931 pozos de desarrollo).

Uno de los aspectos más importantes de este periodo lo constituyo el fortalecimiento dela capacidad de perforación con taladros propios. Las filiales operadoras adquirieron 73nuevos taladros, mediante lo cual han logrado grandes ahorros para la industria, alreducir su dependencia de los taladros contratados.

La actividad exploratoria que se llevo a cabo costa afuera durante 1978 se efectuóen la Ensenada de La Vela, estado Falcón, donde se perforaron 14 pozos aprofundidades entre 2.370 y 3.650 m. Adicionalmente, 1979, se comenzó la exploraciónde las nuevas áreas de la plataforma continental que incluyo las cuencas de Carúpano(20 pozos), del Golfo de Paria (4 pozos), del Delta costa fuera (12 pozos). Estasactividades concluyeron en septiembre de 1983 después de un total de 72 pozos, delos cuales se probaron 70 luego de alcanzar el objetivo programado. Algunos de estospozos alcanzaron profundidades de hasta 5.800 m.

La actividad exploratoria más resaltante en tierra se desarrollo en la Faja Petrolífera delOrinoco y cubrió un área de unos 55 [http://www.blogger.com/null] .314 Km2. Entre losaños 19801983 se perforaron en la Faja 667 pozos exploratorios, en su mayoría aprofundidades entre 900 m y 1.500 m. Este esfuerzo hizo posible cuantificar lasreservas de la Faja Petrolíferas del Orinoco, estimadas en 1,2 millones de millones debarriles de petróleo en sitio.

19861990, Se lograron importantes reservas de crudo liviano y mediano al noreste delpaís. En Monagas, el campo El Furrial acuso 528 millones de barriles de reservasprobadas, con pozos que produjeron entre 5 mil y 6 mil barriles diarios.

APERTURA PETROLERA

Así se denomina todo el proceso, mediante el cual capitales nacionales einternacionales de entes privados, participan en un conjunto de actividades económicascon hidrocarburos, previamente delimitadas y normadas por disposiciones legales, através de los contratos de Asociación Estratégica en la exploración a riesgo yproducción de hidrocarburos bajo el esquema de la participación de PDSA en lasganancias compartidas del 50% cada uno, empresa privada y empresa del estado.

Se estima que las denominadas asociaciones estratégicas produjeron en 1997 unos400 mil barriles diarios, para el año 2000 producirían unos 800 mil b/d y para el 2006,1.400 b/d.

En total se asignaron 24 lotes de explotación y exploración petrolera a las empresas decapital privado extranjero y nacional, lo cual ha significado el desarrollo de un potencialde producción cada vez más creciente y que se estima que en el 2005, se pudieseestar produciendo cerca de 6.500 barriles diarios de petróleo.

Trampa Petrolífera

http://www.blogger.com/null

http://www.monografias.com/trabajos14/control/control.shtml

http://www.monografias.com/trabajos35/petroleo/petroleo.shtml



Una trampa petrolífera o trampa de petróleo es una estructura geológica que hace posible la acumulación yconcentración del petróleo [http://es.wikipedia.org/wiki/Petróleo] , manteniéndolo atrapado y sin posibilidad de escapar delos poros de una roca permeable [http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Roca_permeable&action=edit&redlink=1] subterránea. El petróleo así acumulado constituye un yacimiento petrolífero[http://es.wikipedia.org/wiki/Yacimiento_petrolífero] y la roca cuyos poros lo contienen se denomina roca almacén[http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Roca_almacén&action=edit&redlink=1] .

Tipos de Trampas Petrolíferas

Trampa por Estratigráfica: se produce por un aumento de la permeabilidad[http://es.wikipedia.org/wiki/Permeabilidad] de la roca almacén o bien un acuñamiento de ésta. En ambos casoslos hidrocarburos fluyen hacia la parte superior del estrato [http://es.wikipedia.org/wiki/Estrato] .

Trampa por Estructural: la causa es tectónica [http://es.wikipedia.org/wiki/Tectónica] . Puede ser una falla[http://es.wikipedia.org/wiki/Falla] que ponga en contacto una roca impermeable con otra porosa, produciendo unescalón en donde se acumula el petróleo, o más frecuentemente por un pliegue anticlinal[http://es.wikipedia.org/wiki/Anticlinal] , que forma un recipiente invertido en el que queda atrapado el petróleo ensu lenta huida hacia la superficie. También son trampas de tipo estructural las acumulaciones de petróleo quese pueden producir en un domo salino [http://es.wikipedia.org/wiki/Diapiro] .

Trampas por Domos Salinos: Algunas veces la creación de estructuras parecidas a los anticlinales ograndes montañas enterradas, no se debe a los movimientos de la corteza terrestre, si no a la acción degrandes masas de sal que originarias de partes muy profundas dentro de la tierra, ascienden con gran fuerzay al hacerlo, perforan y deforman las capas sedimentarias superiores, creando así condiciones favorablespara el atrapamiento del petróleo.

Trampas mixtas: Están formadas por la combinación de trampas estratigráficas y trampas estructurales.Suponen el 6% de las trampas petrolíferas.

Metodos de la Explotacion Petrolera.

Método Tradicional:

El sistema a percusión:

La industria petrolera comenzó en 1859 utilizando el método de perforación a percusión, llamado también “acable”. Se identificó con estos dos nombres porque para desmenuzar las formaciones se utilizó una barra deconfiguración, diámetro y peso adecuado, sobre la cual se enrosca una sección adicional metálica fuerte para darlemás peso, rigidez y estabilidad. Por encima de esta pieza se enrosca un percutor eslabonado para hacer efectivo elmomento de impacto (altura x peso) de la barra contra la roca. Al tope del percutor va conectado el cable deperforación. Las herramientas se hacen subir una cierta distancia para luego dejarlas caer libremente y violentamentesobre el fondo del hoyo. Esta acción repetitiva desmenuza la roca y ahonda el hoyo.

Equipo de perforación:

Los siguientes son los principales elementos que forman parte del equipo de perforación:

Torre de perforación: Es la estructura de metal que soporta todo el peso del equipo y sostiene las poleas[http://www.monografias.com/trabajos10/ejes/ejes.shtml] que bajan y suben el trépano.

Trépano: Es la herramienta que realiza la perforación y la apertura del pozo. Es de acero[http://www.monografias.com/trabajos10/hidra/hidra.shtml#fa] con bordes cortantes y puede pesar hasta 1500 Kg.

Barra maestra: Está unida al trépano y aumenta su peso.

Poleas: Son las que permiten levantar el peso de la "sarta" con poco esfuerzo.

Balancín: Imprime un movimiento [http://www.monografias.com/trabajos15/kinesiologiabiomecanica/kinesiologiabiomecanica.shtml] alternativo de ascenso y descenso a la barra maestra.

Motor: Es la unidad que imprime toda la fuerza motriz necesaria en el equipo.

Cuchara: Es la herramienta con la que se extrae todo el material disgregado.

Proceso para su producción

Se utiliza un trépano pesado, unido a una barra maestra que aumenta su peso, que se sostiene con un cable deacero conectado a un balancín, el cual le imprime un movimiento alternativo de ascenso y descenso, al ser accionadopor un motor.

Periódicamente se retira el trépano para extraer los materiales o detritos, con una herramienta llamada cuchara.

http://es.wikipedia.org/wiki/Falla

http://es.wikipedia.org/wiki/Yacimiento_petrol%C3%ADfero

http://es.wikipedia.org/wiki/Estrato

http://es.wikipedia.org/wiki/Tect%C3%B3nica


http://www.monografias.com/trabajos10/hidra/hidra.shtml#fa

http://es.wikipedia.org/wiki/Anticlinal

http://es.wikipedia.org/wiki/Diapiro

http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Roca_almac%C3%A9n&action=edit&redlink=1

http://es.wikipedia.org/wiki/Permeabilidad

http://www.monografias.com/trabajos10/ejes/ejes.shtml

http://www.monografias.com/trabajos15/kinesiologia-biomecanica/kinesiologia-biomecanica.shtml

http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Roca_permeable&action=edit&redlink=1



Por su lentitud, actualmente ha caído en desuso, empleándose únicamente para pozos poco profundos.

Método de Rotación:

Consiste en un sistema de tubos acoplados unos a continuación de otros que, impulsados por un motor, vangirando y perforando hacia abajo. En el extremo se halla una broca o trépano con dientes que rompen la roca,cuchillas que la separan y diamantes que la perforan, dependiendo del tipo de terreno. Además, existe un sistema depolea móvil del que se suspende el conjunto de los tubos que impide que todo el peso de los pozos tengaprofundidades de miles de metros.

Equipo de perforación:

Los principales elementos que conforman un equipo de perforación, y sus funciones[http://www.monografias.com/trabajos7/mafu/mafu.shtml] , son los siguientes:

Torre de perforación: Es una estructura metálica en la que se concentra prácticamente todo el trabajo[http://www.monografias.com/trabajos/fintrabajo/fintrabajo.shtml] de perforación. Su altura oscila entre los treinta y cincuentametros, y es capaz de soportar hasta 50 toneladas.

Tubería de perforación (tubing): Son los tubos de acero que se van uniendo a medida que avanza la perforación.

Trépano: Son los que perforan el subsuelo y permiten la apertura del pozo. Son huecos y suelen estar formados portres ruedas cónicas con diente de acero endurecido.

Aparejos: Es la unidad que enrolla y desenrolla el cable de acero con el cual se baja y se levanta la "sarta" deperforación y soporta el peso de la misma.

Sistemas de lodos: Es el que prepara, almacena, bombea, inyecta y circula permanentemente un lodo de inyecciónque cumple varios objetivos [http://www.monografias.com/trabajos16/objetivoseducacion/objetivoseducacion.shtml] : lubrica altrépano, sostiene las paredes del pozo y saca a la superficie el material sólido que se va perforando. El lodo estaformado por una suspensión acuosa de una arcilla especial, la bentonita

Proceso para su producción:

Consiste en un sistema de tubos acoplados unos a continuación de otros que, impulsados por un motor, vangirando y perforando hacia abajo. En el extremo se halla una broca o trépano con dientes que rompen la roca,cuchillas que la separan y diamantes que la perforan, dependiendo del tipo de terreno. Además, existe un sistema depolea móvil del que se suspende el conjunto de los tubos que impide que todo el peso de los tubos recaiga sobre

Bombeo del petróleo

Éste método se usa en caso de que no exista presión subterránea en el yacimiento el cual, mediante unpermanente balanceo, acciona una bomba de balancín (cabeza de caballo) cuyo lento movimiento alternativo estransmitido por un juego de tubos al pistón situado en el fondo del pozo. Llegado a la superficie, el petróleo brutopasa a una estación de limpiado. El petróleo extraído generalmente viene acompañado de sedimentos, agua y gasnatural, por lo que deben construirse previamente las facilidades de producción, separación y almacenamiento.

Inyección de agua

Para aumentar la rentabilidad de un yacimiento se suele utilizar un sistema de inyección de agua mediante pozos paralelos. Mientras que de un pozo se extrae petróleo, en otro realizado cerca del anterior se inyectaagua en la bolsa, lo que provoca que la presión no baje y el petróleo siga siendo empujado a la superficie, y de unamanera más rentable que las bombas.

Este sistema permite aumentar la posibilidad de explotación de un pozo hasta, aproximadamente, un 33% de sucapacidad. Dependiendo de las características del terreno, esta eficiencia llega al 60%.

Inyección de vapor

En yacimientos con petróleo muy viscoso (con textura de cera) se utiliza la inyección de vapor, en lugar de agua, loque permite conseguir dos efectos:

1.) Por un lado, se aumenta, igual que con el agua, la presión de la bolsa de crudo para que siga ascendiendolibremente.

2.) Por otro, el vapor reduce la viscosidad del crudo, con lo se hace más sencilla su extracción, ya que fluye másdeprisa.

Extracción en el mar

El avance en las técnicas de perforación ha permitido que se puedan desarrollar pozos desde plataformas

http://www.monografias.com/trabajos/fintrabajo/fintrabajo.shtml

http://www.monografias.com/trabajos16/objetivos-educacion/objetivos-educacion.shtml

http://www.monografias.com/trabajos7/mafu/mafu.shtml



situadas en el mar (offshore), en aguas de una profundidad de varios cientos de metros.

En ellos, para facilitar la extracción de la roca perforada se hace circular constantemente lodo a través del tubo deperforación y un sistema de toberas en la propia broca.

En la exploración de los recursos petroleros costeros se utilizan plataformas flotantes y barcos para perforarpozos, y la tecnología para hacerlo está limitada a una profundidad máxima de unos 450metros. Con ello, se hanconseguido perforar pozos de 6.400 metros de profundidad desde el nivel del mar, lo que ha permitido acceder a unaparte importante de las reservas mundiales de petróleo.

Métodos Avanzados

Sistema Rotativo Direccional

Petróleos de Venezuela S.A. a través del Distrito Maracaibo, en el estado Zulia, al Occidente del País, implementoel Sistema Rotativo Direccional o Rotary SteerableSystem (RSS), una avanzada tecnología que permite la rotacióncontinua de la columna de perforación, mientras se controla la dirección de la mecha, lo que ayuda a garantizar laconstrucción de un pozo perfecto.

Los sistemas rotativos direccionales abren nuevos horizontes en la planificación de los pozos, en el manejo de losyacimientos e incluso en el desarrollo de los campos petroleros. En Venezuela, el pozo UD 756, del Campo UrdanetaOeste, al noroeste en la cuenca del Lago de Maracaibo, fue el primero en el país donde se perforaron 2.000 pies desección lateral, utilizando el RSS. Actualmente, este pozo se encuentra en la fase de competición gracias a laherramienta de perforación que garantizo un hoyo en calibre, perfectamente liso.

El Sistema Rotativo Direccional permite optimar la perforación de pozos y acortar el proceso pues, lo queanteriormente se demoraba 40 días, con la tecnología RSS tomó unos 15 días, lo que representa un ahorrosignificativo para la empresa. Es importante destacar que la perforación del pozo UD 756, con este novedosomecanismo, fue producto de un arduo trabajo en conjunto, producto de la coordinación de los equipos deespecialistas en geología, yacimiento y perforación de la Unidad de Explotación Urdaneta Lago.

Las principales ventajas de este sistema respecto a los demás son las siguientes:

Se tienen mejor transferencia de peso al trépano, lo que aumenta la velocidad de penetración.

Mejora la limpieza del pozo porque mantiene en mayor movimiento el fluido y los recortes de perforación,permitiendo que fluya fuera del pozo en vez de acumularse formando un colchón de recortes, lo cual puedellevar a un aprisionamiento mecánico.

Reduce el riesgo por aprisionamiento diferencial ya que la columna de perforación se mantiene en continuomovimiento.

Mejora el control direccional en tres dimensiones.

Mejora la colección de datos con los registros eléctricos debido a una mejor calidad de pozo, reduce el riesgoen la bajada de revestimiento al no tener micro quiebres.

Esta amplia variedad de ventajas ha convertido a los sistemas rotativos direccionales en una parte esencial demuchos programas de perforación.

Participación Actual de las Transnacionales como Empresas Mixtas

El 1 de enero de 2006 llegó a su fin una de las figuras más perjudiciales de la apertura petrolera: el negocio de losConvenios Operativos. A partir de esa fecha histórica y gracias a la iniciativa del Gobierno Bolivariano, expresada enlos lineamientos dados por el Ministerio de Energía y Petróleo de la República Bolivariana de Venezuela a suoperadora Petróleos de Venezuela (PDVSA), se abrió paso al esquema de las Empresas Mixtas, alternativa previstaen la Ley Orgánica de Hidrocarburos (LOH).

Bajo el esquema de Convenios Operativos, 22 contratistas nacionales y extranjeras realizaron labores de exploracióny producción de petróleo, convirtiéndose además en una fuente de costos crecientes para PDVSA y en un sector pocotransparente para el Fisco nacional.

Con el objetivo de corregir esta situación y de estimular la conversión de estos convenios en Empresas Mixtas, elMinisterio de Energía y Petróleo emitió el 12 de abril de 2005 un instructivo, con efecto retroactivo desde del 1° deenero, que limitó los pagos a los Convenios Operativos, con efecto inmediato y en cualquier circunstancia a 66,67%.

También se modificó el proceso de pago a las contratistas de los Convenios Operativos. En lugar de cancelar 100%de la factura en dólares, se decidió pagar 50% de la misma, y en bolívares, la moneda oficial de Venezuela. Talesmedidas tuvieron un carácter obligatorio, Su objetivo fue lograr que las compañías operadoras de los ConveniosOperativos salieran de la situación de ilegalidad en la que estaban y se ajustaran a las condiciones del marco jurídicovigente.



Pero aun cuando los Convenios Operativos no hubiesen ocasionado ese tipo de distorsiones económicas yfinancieras, igualmente hubiesen continuado siendo ilegales. Ésta es una de las razones por las cuales seconformaron Comités Ejecutivos Transitorios para cada uno de los Convenios Operativos, compuestos por cincointegrantes: tres designados por PDVSA y dos por las contratistas, instancias que se encargaron de preparar losplanes de negocio de la fase inicial de cada Empresa Mixta, del diseño de las estrategias operativas, de establecer losprogramas de trabajo y de prepararse para tomar el control de todos estos negocios a partir del 1 de enero de 2006.

En este proceso, fijado para un plazo de seis meses, se decidió no permitir la migración a ninguna compañía quepresentara un estado de mora con el Servicio Nacional Integrado de Administración Tributaria (SENIAT). Y, adiferencia de lo sucedido hace dos décadas atrás, las acciones se consultaron de manera transparente con laAsamblea Nacional, institución que participará directamente en la discusión y análisis de cada una de las EmpresasMixtas a conformar. En el proceso de migración de las contratistas a Empresas Mixtas se previó que el Estadoalcanzara como mínimo 51% de participación, de acuerdo con la LOH. Sin embargo, esta condición no fueconsiderada como un techo sino que, por el contrario, se trataba de un piso. Por eso no fue descartada la posibilidadde que la participación accionaria estatal llegara, en algunos casos, a 60% o, aún más, a la devolución a PDVSA delcampo. Las Empresas Mixtas contarán con la siguiente estructura:

Una junta directiva, con tres directores de PDVSA, dos directores de la empresa asociada y distintos gerentes yalgunos puestos estratégicos reservados tanto para PDVSA como a los socios. Serán organizaciones totalmenteautónomas que declararán sus ganancias a los accionistas, que deberán declarar y pagar impuestos, que estaránsometidas a las leyes laborales, y que van a tratar de crecer en sus áreas de operaciones.

A las operadoras se les ofrece cambiar preservando el valor estimado, con una duración que iría más allá del acuerdopróximo a vencer y con continuidad de las inversiones para no dejar que disminuya la producción petrolera y conmiras a crecer.

Éstas son compañías que desde el principio serán rentables porque van a estar generando flujos de caja positivospara poder hacer inversiones y operaciones.

Pero en la ruta hacia a la conformación de las Empresas Mixtas, PDVSA ha elaborado un acuerdo de transición, en elque se establece una serie de condiciones previas que permitan avanzar hacia la figura contractual antes citada.

POZOS DE EXPLOTACIÓN DE PETRÓLEO EN VENEZUELA ACTUALMENTE.

Las cuencas petrolíferas son zonas de hundimiento, lechos de antiguos lagos y mares que han sido geológicamentefavorables a la formación y acumulación de hidrocarburos; en ellas se han encontrado, y se sigue hoy día hallando,grandes yacimientos de éste ansiado recurso energético. Las cuencas sedimentarias, actualmente, son áreas derelieve [http://www.monografias.com/trabajos14/geomorfologia/geomorfologia.shtml] plano que antes estuvieron cubiertas pormares poco profundos, las cuales tienen su origen como resultado del levantamiento de las grandes montañas, comoresultado de procesos [http://www.monografias.com/trabajos14/administprocesos/administprocesos.shtml#PROCE] orogénicos,las cuales durante sus levantamientos son responsables del desprendimiento de sedimentos que se van depositandoen las zonas mas bajas o de hundimientos de la corteza terrestre a manera de capas que en año geológicos comoresultado de la descomposición de organismos en los pequeños lagos, al morir se van combinando con el carbono yel hidrogeno [http://www.monografias.com/trabajos34/hidrogeno/hidrogeno.shtml] , el cual queda atrapado por las capas derocas [http://www.monografias.com/trabajos/geologia/geologia.shtml] sedimentarias que se van depositando continuamenteen donde se produce la formación del petróleo. En Venezuela este proceso de acumulación y sedimentación, queduró mucho tiempo [http://www.monografias.com/trabajos901/evolucionhistoricaconcepcionestiempo/evolucionhistoricaconcepcionestiempo.shtml] , nos indica que la formación del petróleo es muy lenta y que sólo es posible localizarlo enformaciones geológicas que van desde el Cámbrico hasta el Plioceno. Lo cual quiere decir que el petróleo másreciente tiene por lo menos diez millones de años, lo cual nos permite afirmar que el petróleo está asociado a rocasde tipo sedimentario y que por, lo tanto, su localización se da en cuencas sedimentarias. A través de millones deaños los restos de animales marinos junto con grandes masas de sedimentos se depositan en los fondos marinos ydan lugar a las formaciones de petróleo. Las principales cuencas petrolíferas de nuestro país y pozos explotadosactualmente son:

Cuenca ZuliaFalcón: Esta ubicada en la parte noroccidental del país. Limita al norte con la zona limítrofe de laguajira, al sureste con la cordillera de los andes y el tramo central de la cordillera de la costa; al noroeste con el marCaribe; y al oeste con la Sierra de Perija. Es el más importante, pues es aquí donde se concentra el mayor volumende producción y reservas de hidrocarburos. En Falcón su capacidad de producción es de 1,7 millones de barrilesdiarios de crudo.

Los pozos que están siendo explotados actualmente son:

En Zulia: Lagunillas, Tía Juana, Barraquero, La Paz, Lama, Cabimas, Mene Grande, Las Manuelas, Boscan,Concepción.

http://www.monografias.com/trabajos/geologia/geologia.shtml

http://www.monografias.com/trabajos14/administ-procesos/administ-procesos.shtml#PROCE

http://www.monografias.com/trabajos34/hidrogeno/hidrogeno.shtml

http://www.monografias.com/trabajos14/geomorfologia/geomorfologia.shtml

http://www.monografias.com/trabajos901/evolucion-historica-concepciones-tiempo/evolucion-historica-concepciones-tiempo.shtml



En Falcón: Mene media, Hombra pintado, Mene Mauroa, Tiguaje.

Cuenca BarinasApure: Tiene una extensión de 87.000 km2, integrada por los estados Apure, Barinas y Portuguesa.Limita al noreste con los andes venezolanos; al sureste con escudo guayanés; al sureste con el arco de baúl; y alsuroeste con los llanos orientales de Colombia. cuenta con 350 pozos activos y una capacidad de producción de 166millones de barriles diarios.


Hato Viejo, Maporal, Silvan, Páez, Sinco, Silvestre

Cuenca oriental: Ocupa los estados Anzoátegui, Monagas, Guárico, Sucre y Delta Amacuro, se extiende 153000km2 desde el Arco de El Baúl, al oeste, hasta el golfo de paria y el océano atlántico, al este. Es la más extensa y laimportante porque en ella se encuentra La Faja Petrolífera Del Orinoco.


En Anzoátegui: Oficina, Guara, Santa rosa, Nipa, Merey, Dacion, Leona, Yoaples

En Monagas: Lobo, Acema, Pilón, Quiriquire, Oritupano, Morichal.

En Guárico: Budare, Las mercedes, Gabán, Ruiz, Barzo.

En delta Amacuro: Tucupita, Perdenales

Faja petrolífera del Orinoco

Se encuentra localizada al norte del río Orinoco ocupando la zona sur da la cuenca oriental de Venezuela conaproximadamente 50.000km2. Esta faja posee grandes reservas de crudo pesado y extra pesado, una de las áreaspetroleras mas potencial del mundo con una reserva aproximada de 700.000 millones de barriles de crudo, de loscuales actualmente solo se podrán extraer 100.000 con la tecnología actual, pues en el mundo debe ir evolucionandola tecnología para obtener nuevos y mejores métodos que faciliten y mejoren la extracción del mineral.

Cuenca TuyCariaco: se extiende desde Barlovento, en el estado Miranda, hasta el Golfo de Cariaco en Sucre, estácubierta en su mayor parte por el Mar Caribe y tiene una extensión de 14.000 Km

Publicado 24th January 2013 por heidy rodriguez


23rd January 2013EXPLORACION PETROLERA

Exploración es el término utilizado en la industria petrolera para designar la búsqueda de petróleo o gas. El objeto del proceso de Exploración es maximizar el valor económico a largo plazo de las reservas de hidrocarburos gaseosos y no gaseosos en el suelo patrio, garantizando la seguridadde sus instalaciones y su personal, en armonía con los venezolanos y el medio ambiente. Uno de los procesos vitales de la industria petrolera es la exploración, pues de él depende el hallazgo de hidrocarburos (gaseosos y no gaseosos) en el subsuelo.

La Exploración, es el primer eslabón de la cadena, es decir, nos ubicamos aguas arriba del negocio, por lo cual se convierte en la base fundamental para que exista PDVSA. La misión primordial de la Exploración, consiste en la incorporación de recursos de hidrocarburos, de acuerdo a loslineamientos de la corporación para asegurar la continuidad del negocio.

La estrategia adoptada por PDVSA para mejorar nuestro desempeño, en el corto y mediano plazos en este proceso de la industria petrolera nacional, ha sido la de adoptar las mejores prácticas en términos de esquemas de negocios, procesos, productividad, medio ambiente y seguridadindustrial en las operaciones.

Hay una amplia y profunda relación entre la Exploración y las diferentes organizaciones de Producción, como por ejemplo, la perforación, estudios integrados, ingeniería y construcción, reservas, entre otras. Esta es una relación bidireccional (clienteproveedor) que debe ser altamente dinámica yefectiva para que se logren los objetivos comunes de Exploración y Producción.

Además, gracias a innovaciones en áreas técnicas y tecnológicas se han fortalecido y revitalizado las actividades de exploración, con la meta de lograr que PDVSA se convierta en la empresa petrolera más exitosa del siglo XXI.

En la industria petrolera cuando se habla del término exploración se refiere a la búsqueda de nuevosyacimientos de hidrocarburos. El petróleo puede estar en el mismo lugar donde se formó (en la "roca madre") ohaberse filtrado hacia otros lugares (reservorios) por entre los poros y/o fracturas de las capas subterráneas.

Por eso, para que se den las condiciones de un depósito o yacimiento de petróleo, es necesario que losmantos de roca sedimentaria estén sellados por rocas impermeables (generalmente arcillosas) que impidan su paso.Esto es lo que se llama una "trampa", porque el petróleo queda ahí atrapado.

En términos geológicos, las capas subterráneas se llaman "formaciones" y están debidamente identificadas

La Exploracion Petrolera

http://mineraypetrolera.blogspot.com/2013/01/la-exploracion-petrolera_23.html

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por edad, nombre y tipo del material rocoso del cual se formaron. Esto ayuda a identificar los mantos que contienenlas ansiadas rocas sedimentarias. La ciencia [http://www.monografias.com/trabajos10/fciencia/fciencia.shtml] de laexploración consiste básicamente en identificar y localizar esos lugares, lo cual se basa en investigaciones[http://www.monografias.com/trabajos11/norma/norma.shtml] de tipo geológico.

Uno de los primeros pasos en la búsqueda del petróleo es la obtención de fotografías o imágenes[http://www.monografias.com/trabajos3/color/color.shtml] por satélite, avión o radar de una superficie determinada. Estopermite elaborar mapas [http://www.monografias.com/trabajos11/cartuno/cartuno.shtml] geológicos en los que se identificancaracterísticas de un área determinada, tales como vegetación [http://www.monografias.com/trabajos30/vegetacionhidrografia/vegetacionhidrografia.shtml] , topografía, corrientes de agua, tipo de roca, fallas geológicas, anomalíastérmicas... Esta información [http://www.monografias.com/trabajos7/sisinf/sisinf.shtml] da una idea de aquellas zonas quetienen condiciones propicias para la presencia de mantos sedimentarios en el subsuelo.

También se utilizan sistemas [http://www.monografias.com/trabajos11/teosis/teosis.shtml] magnéticos ygravimétricos desde aviones provistos de magnetómetros y gravímetros, con lo cual se recoge información quepermite diferenciar los tipos de roca del subsuelo.

Asimismo los geólogos inspeccionan personalmente el área seleccionada y toman muestras de las rocas de lasuperficie para su análisis. En este trabajo de campo también utilizan aparatos gravimétricos de superficie quepermiten medir la densidad de las rocas que hay en el subsuelo.

Con estos estudios se tiene una primera aproximación de la capacidad de generación de hidrocarburos y de lacalidad de rocas almacenadoras que pueda haber en un lugar.

Pero el paso más importante en la exploración es la sísmica. Es lo que permite conocer con mayor exactitud lapresencia de trampas en el subsuelo. En Colombia se han adquirido cientos de miles de kilómetros de registro[http://www.monografias.com/trabajos7/regi/regi.shtml] sísmico.

La sísmica consiste en crear temblores artificiales mediante pequeñas explosiones subterráneas, para lo cualse colocan explosivos especiales en excavaciones de poca profundidad, normalmente entre 10 y 30 pies. En lasuperficie se cubre un área determinada con aparatos de alta sensibilidad llamados "geófonos", los cuales van unidosentre sí por cables y conectados a una estación receptora.

La explosión genera ondas [http://www.monografias.com/trabajos5/elso/elso.shtml#ondas] sísmicas que atraviesanlas distintas capas subterráneas y regresan a la superficie. Los geófonos las captan y las envían a la estaciónreceptora, donde, mediante equipos especiales de cómputo, se va dibujando el interior de la tierra. Es algo así comosacar un electrocardiograma

Toda la información obtenida a lo largo del proceso exploratorio es objeto de interpretación[http://www.monografias.com/trabajos37/interpretacion/interpretacion.shtml] en los centros geológicos y geofísicos delas empresas [http://www.monografias.com/trabajos11/empre/empre.shtml] petroleras. Allí es donde se establece qué áreaspueden contener mantos con depósitos de hidrocarburos, cuál es su potencial contenido de hidrocarburos y dónde sedeben perforar los pozos exploratorios para confirmarlo. De aquí sale lo que se llama "prospectos" petroleros.

PRINCIPALES METODOS DE EXPLORACION

GEOFISICA Y GEOLOGICA

Se le designa geofísica al estudio de la Tierra utilizando mediciones físicas en o sobre la superficie. Aunque nosiempre es fácil establecer una frontera significativa entre geología y geofísica, la diferencia radica principalmente enel tipo de data con el cual se inicia. La geología engloba el estudio de la Tierra mediante observaciones directas enrocas, ya sea por exhibición en la superficie o desde pozos, así como la deducción de su estructura, composición ohistoria a través del análisis de esas observaciones. La geofísica, por otro lado, involucra el estudio de aquellas partesde la Tierra ocultas a la visión directa mediante la medición de sus propiedades físicas, empleando los instrumentos

http://www.monografias.com/trabajos7/regi/regi.shtml

http://www.monografias.com/trabajos37/interpretacion/interpretacion.shtml

http://www.monografias.com/trabajos10/fciencia/fciencia.shtml

http://www.monografias.com/trabajos11/teosis/teosis.shtml

http://www.monografias.com/trabajos5/elso/elso.shtml#ondas

http://www.monografias.com/trabajos30/vegetacion-hidrografia/vegetacion-hidrografia.shtml

http://www.monografias.com/trabajos3/color/color.shtml

http://www.monografias.com/trabajos11/empre/empre.shtml

http://www.monografias.com/trabajos7/sisinf/sisinf.shtml

http://www.monografias.com/trabajos11/cartuno/cartuno.shtml

http://www.monografias.com/trabajos11/norma/norma.shtml



apropiados, usualmente sobre o encima de la superficie. También considera la interpretación de las mediciones a losfines de obtener información útil en cuanto a la estructura y composición de zonas ocultas. La diferencia entre las dosramas de las Ciencias de la Tierra no está muy clara. Los registros de pozos, por ejemplo, son ampliamente utilizadosen estudios geológicos, aun cuando ellos presenten los resultados a partir de observaciones puramenteexperimentales. El término “geofísica de pozos” es ampliamente usado para designar dichas mediciones. En unsentido más amplio, la geofísica proporciona las herramientas para estudiar la estructura y composición del interior dela Tierra.

En la geología [http://es.wikipedia.org/wiki/Geolog%C3%ADa] del petróleo, se combinan diversos métodos o técnicasexploratorias para seleccionar las mejores oportunidades o los llamados “plays” (definidos por Oscar PintosRodríguez como un conjunto de prospecciones no perforadas y de yacimientos conocidos de petróleo, que enprincipio, se creen comparten un almacén común, un sello regional y un sistema de carga de petróleo) paraencontrar hidrocarburos [http://es.wikipedia.org/wiki/Hidrocarburos] (petróleo [http://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo]

y gas [http://es.wikipedia.org/wiki/Gas] ). Además, se busca que las rocas almacenadoras tengan buena porosidad ypermeabilidad para permitir la acumulación y flujo de los fluidos y gases. Las rocas sello que sirven de trampas tienenla particularidad de ser impermeables y sirven para evitar el paso de los hidrocarburos a otras formaciones. Lasestructuras ideales para la acumulación del petróleo son los llamados anticlinales [http://es.wikipedia.org/wiki/Anticlinal] ,aunque es común encontrar acumulaciones en otro tipo de estructuras como fallas geológicas y en zonasrelativamente planas en depósitos estratigráficos con estructuras muy leves.

El geólogo trabaja directamente con su material de estudio mientras que el geofísico lo hace indirectamente.El geólogo para realizar su trabajo requiere la observación y medición directa de las rocas y sedimentos. Para ellotoma muestras de roca en afloramientos en superficie o de perforaciones, mide la dirección e inclinación de losestratos en el campo, cartografía las fallas geológicas y otras estructuras que observa en la superficie terrestre,analiza los fósiles que contienen las rocas ya sea directamente o al microscopio, analiza el contenido de minerales,fluidos, granos y cristales de las rocas. En todas estas actividades el geólogo realiza observaciones y medicionesdirectas. El problema es cuando las rocas no son medibles directamente por encontrarse en el subsuelo. Unaalternativa consiste en realizar perforaciones o excavaciones para tomar muestras. Esta es una actividad normal peromuy costosa si hay que examinar grandes áreas de terreno. Las perforaciones y excavaciones aunque proporcionaninformación directa del subsuelo tienen algunos inconvenientes, como son el alto costo, el proporcionar informaciónpuntual y las grandes dificultades para ser realizados en ciertos lugares como pantanos, laderas de montaña conmucha pendiente y bosque cerrado. Por ejemplo, localizar yacimientos de hidrocarburos sería casi imposible si sólose dispusiera de los datos geológicos de superficie, porque estos yacimientos suelen encontrarse entre 1000 y 3000metros de profundidad y las características geológicas de los estratos a esa profundidad no se manifiestan en lasuperficie a corta distancia del yacimiento. Es decir, en general, no hay ningún indicio en la superficie de la existenciade un yacimiento de hidrocarburos en el subsuelo. Por otra parte, realizar perforaciones al azar para encontrarlossería económicamente irrealizable. Se requiere conocer donde y a qué profundidad.

Para estudiar grandes volúmenes del subsuelo se utiliza la prospección geofísica. Algunos métodos deprospección geofísica son posibles realizarlos en avión, por lo que se cubren grandes áreas de territorio en pocotiempo. En síntesis, el geofísico estudia el subsuelo sin necesidad de realizar perforaciones masivas. Sólo que, comono tiene acceso directo a las rocas, debe realizar mediciones geológicas de forma indirecta. Para ello se midenpropiedades tales como los tiempos de viaje de las ondas sísmicas a través del subsuelo, las propiedades deconducción de electricidad, el campo magnético, el campo gravitatorio, la conducción térmica. Todas estaspropiedades se miden en la superficie de la Tierra (o eventualmente en pozos) y proporcionan información de lasrocas en el subsuelo. La ventaja: es más económico y rápido que la perforación. El inconveniente: es una mediciónindirecta.

Al geólogo le interesa conocer la litología de las rocas, su porosidad, el contenido de fluidos, su disposición enel subsuelo, su edad, los fósiles que contienen. Pero la Prospección Geofísica sólo mide tiempos de viaje de ondassísmicas, propiedades eléctricas, magnetométricas, gravimétricas, etc. El que la Prospección Geofísica resulte deutilidad en determinado lugar depende, entre otras cosas, de que exista una relación entre las propiedadesgeológicas del subsuelo y las propiedades físicas medidas en superficie. Eso significa que las mediciones geofísicasno son de utilidad inmediata para Geología. Debe primero efectuarse un trabajo de acondicionamiento de los datos o"procesamiento" y luego un trabajo de traducción de propiedades físicas a propiedades geológicas o "interpretación".

GEOLOGÍA EN LA EXPLORACIÓN PETROLERA

La secuencia exploratoria se inicia con el estudio de la información disponible del área que comprende:información geológica de las formaciones y estructuras presentes, la paleontología[http://es.wikipedia.org/wiki/Paleontolog%C3%ADa] , la paleoecología [http://es.wikipedia.org/wiki/Paleoecolog%C3%ADa] , elestudio de mapas geológicos y geomorfológicos [http://es.wikipedia.org/wiki/Geomorfolog%C3%ADa] , estudio de losmétodos geofísicos que se hayan empleado en el área como métodos potenciales (gravimetría[http://es.wikipedia.org/wiki/Gravimetr%C3%ADa] , magnetometría [http://es.wikipedia.org/wiki/Magnet%C3%B3metro] ,sondeos eléctricos o magneto telúricos [http://es.wikipedia.org/w/index.php?

title=Magneto_tel%C3%BAricos&action=edit&redlink=1] ), sismografía [http://es.wikipedia.org/wiki/Sism%C3%B3grafo] y los

http://es.wikipedia.org/wiki/Magnet%C3%B3metro

http://es.wikipedia.org/wiki/Gas

http://es.wikipedia.org/wiki/Anticlinal

http://es.wikipedia.org/wiki/Geomorfolog%C3%ADa

http://es.wikipedia.org/wiki/Paleontolog%C3%ADa


http://es.wikipedia.org/wiki/Sism%C3%B3grafo

http://es.wikipedia.org/wiki/Geolog%C3%ADa

http://es.wikipedia.org/wiki/Gravimetr%C3%ADa

http://es.wikipedia.org/wiki/Hidrocarburos

http://es.wikipedia.org/wiki/Paleoecolog%C3%ADa

http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Magneto_tel%C3%BAricos&action=edit&redlink=1



resultados de las perforaciones exploratorias realizadas en el área.

En los análisis de la información geológica del área se observa el potencial de las rocas presentes en la zona deestudio para producir, almacenar y servir de trampas [http://es.wikipedia.org/wiki/Trampa_petrol%C3%ADfera] a loshidrocarburos. Las rocas productoras son rocas que contienen material orgánico atrapado y que ha producidohidrocarburos por procesos de alta temperatura y presión dentro de la tierra.

La Exploración Geológica comprende:- Exploración aérea.- Métodos Indirectos: Afloramientos, mediciones de direcciones o rumbos en las inclinaciones.- Métodos Directos: perforación de pozos, examen de los fósiles que contienen la roca.- Análisis de suelos para determinar su edad geológica.

Cuando hay probabilidades de que en el subsuelo existan acumulaciones de petróleo o gas natural, se sigue unaserie de pasos con el objeto de ubicar el sitio con mayores posibilidades de comprobarlas y posteriormente deextraerlas. El principal trabajo del geólogo consiste en descubrir las condiciones bajo las cuales se acumulan el gas yel petróleo; para ello recurre a los Métodos Geológicos de Exploración, que le permiten estudiar las rocassuperficiales buscando indicaciones directas como menes o manaderos de petróleo, asfalta y gas; y aplicar lageología de superficie a fin de verificar la existencia de rocas asociadas al origen y almacenamiento de hidrocarburos.De la misma manera, le facilitan la interpretación de la existencia de trampas en el suelo mediante la observación ymedición de sus efectos en el terreno. Con este propósito también se utilizan las fotografías aéreas.

Figura 1. Geólogos realizando estudios de superficie.

Los estudios de geología de superficie requieren un levantamiento topográfico previo con el cual se obtiene unmapa de relieve. Sobre este mapa, los geólogos grafican los datos adquiridos y a partir de éstos interpretan elsubsuelo y sus posibilidades petrolíferas.

Reconocimiento Geológico Cuencas Sedimentarias

La primera tarea en la exploración petrolera es definir la existencia de una cuenca sedimentaria. Esta labor serealiza a través de trabajos de geología regional primordialmente con base en la recolección y el estudio de muestrasy datos de campo. Su análisis e interpretación geológica es ejecutada con el auxilio de fotografías aéreas y/osatelitales, permitiendo inferir la existencia o no de estas cuencas. El conjunto de esta información es procesada paradeterminar y delimitar áreas de interés, que en forma posterior serán reevaluadas para decidir cuáles deben sersujetas a otros estudios de mayor detalle y profundidad.

Geología de Superficie y de Subsuelo

Definida la existencia de una cuenca, se realiza el estudio de superficie. Este estudio se enfoca especialmente en los afloramientos de roca, llamadas comúnmente anticlinales, y en los posibles entrampamientos enla llanura. Los estudios de subsuelo, se implementan con la ayuda de datos recolectados en los trabajos de geofísica,sedimentología, paleontología, palinología, geoquímica y otros. Además de estos trabajos, la fase de estudio oprospección geológica se refuerza con estudios de gravimetría (anomalías de campo gravitatorio), magnetometría(anomalías magnéticas) y la sísmica (reflexión y refracción de ondas).

La mejor forma de reducir el riesgo de inversión en la exploración de petróleo y gas consiste en determinar lapresencia, tipos y volúmenes de hidrocarburos en una estructura prospectiva antes de iniciar las operaciones deperforación. La interpretación sísmica permite delinear las estructuras cerradas e identificar trampas subterráneaspotenciales pero no pronostica en forma confiable el contenido de las trampas. El hecho de perforar en unaestructura cerrada, incluso cerca de un campo productivo de petróleo y gas, no garantiza el hallazgo de fluidossimilares. Para ser redituable, la actividad exploratoria requiere una metodología que permita pronosticar laprobabilidad de éxito dados los datos disponibles y las incertidumbres asociadas.

MÉTODOS GEOFÍSICOS PARA PROSPECCIÓN Y EXPLORACIÓN PETROLERA

Las rocas del subsuelo, las estructuras, los fluidos, los minerales, la temperatura, la radioactividad y otrascaracterísticas geológicas pueden ser estudiadas mediante la determinación indirecta (en la superficie o en pozos) dealgunas propiedades físicas que se miden con instrumentos y sus resultados, interpretados con procedimientosmatemáticos adecuados. Los métodos geofísicos de investigación del subsuelo son conjuntos de técnicasinstrumentales de operación de campo y de interpretación de resultados. El objetivo que se persigue con su empleoes el de predecir la estructura geológica del subsuelo, ya sea para la exploración de sustancias de importanciaeconómica (minerales sólidos y fluidos) o para la definición de situaciones que interesan a los proyectos de ingeniería.

Las propiedades físicas de las rocas que usualmente se miden en geofísica son: densidad, susceptibilidadmagnética, eléctricas (actividad electroquímica / electrocinética, conductividad, capacidad dieléctrica), elasticidad,radioactividad, temperatura. Para cada una de ellas han sido desarrolladas técnicas de medición, procesamiento de

http://es.wikipedia.org/wiki/Trampa_petrol%C3%ADfera



datos e interpretación. En exploración de petróleo los objetivos típicos regionales determinan que sean más utilizadoslos métodos de gran cobertura (aéreos) y aquellos que dependen de la estructura del subsuelo.

Los estudios geofísicos, aunque a veces propensos a grandes ambigüedades o incertidumbres deinterpretación, proporcionan medios relativamente rápidos y rentables para obtener información de lo que estádistribuido arealmente en la geología del subsuelo.

En la exploración de los recursos del subsuelo, los métodos geofísicos son capaces de detectar y delinear losrasgos o características locales de interés potencial que no pudiesen ser descubiertos por algún programa realista deperforación.

Los estudios geofísicos no pueden prescindir de la necesidad de la perforación, pero, si se aplicancorrectamente, pueden optimizar los programas de exploración al maximizar la tasa de la superficie del suelo yminimizar el requerimiento de perforación. La importancia de la exploración geofísica como medio de obtenerinformación geológica del subsuelo es tan grande que los principios básicos y objetivos de los métodos y susprincipales campos de aplicación deberían ser apreciados por cualquier practicante de las Ciencias de la Tierra.

En términos de la cantidad de recursos de capital expendidos anualmente, los métodos sísmicos son lastécnicas que revelan mayor importancia por su uso sistemático y generalizado en la exploración de hidrocarburos.Los métodos sísmicos son particularmente adecuados a la investigación de las secuencias de capas sedimentarias encuencas que son objetivos principales para petróleo o gas.

METODOS GEOFISICOS UTILIZADOS EN LA BÚSQUEDA O LOCALIZACIÓN DE YACIMIENTOS DE PETRÓLEO

Las técnicas geofísicas más empleadas en los trabajos de exploración son los métodos sísmicos, lospotenciales (gravimétricos y magnéticos), eléctricos y electromagnéticos. Algunos de estos métodos son usados casiíntegramente en la búsqueda de petróleo y gas. Otros son usados primeramente en exploración minera. Laprospección sísmica, magnética y gravimétrica son las principales herramientas para la exploración de hidrocarburos.Otros países, sin embargo, emplean ampliamente los métodos electromagnéticos en la consecución de este mismoobjetivo:

METODOS POTENCIALES

Son útiles porque no necesitan fuente (la Tierra misma la proporciona), y generalmente (aunque esto havenido cambiando con los años), son usados para estudios en escala regional. Estos son:

METODOS GRAVIMETRICOS

Estudian las pequeñas alteraciones de la gravedad, producidas por la vecindad de grandes masas de rocasdensas. El método gravimétrico fue aplicado inicialmente en la prospección petrolífera en los Estados Unidos y en elgolfo de México con el objetivo de localizar domos de sales, que potencialmente albergan petróleo; luego se buscaronestructuras anticlinales. Este método aprovecha las diferencias de la gravedad en distintos sectores. Por medio de un instrumento especialllamado gravímetro se pueden registrar las variaciones de la aceleración de la gravedad en distintos puntos de lacorteza terrestre. Se determina la aceleración de la gravedad (g) en puntos del terreno explorando lugares distantes1.000 ó 5.000 metros entre sí. Los valores obtenidos se ubican en un mapa y se unen los puntos donde g es igualobteniéndose líneas isogravimétricas que revelan la posible estructura profunda. Así, la existencia de curvasisogravimétricas cerradas, señala la existencia de un anticlinal de extensión semejante al área que abarca esa curva.El valor g varía de acuerdo al achatamiento terrestre, fuerza centrífuga, altitud y densidad de la corteza terrestre. Poreso el gravímetro señala la presencia de masas densas de la corteza constituidas por anticlinales que han sidolevantados por plegamientos y se hallan más próximos a la superficie de la Tierra.

En la prospección geofísica, lo que realmente interesa es poder definir contrastes de inhomogeneidades ydensidades en la parte de la Tierra que se está investigando. La diferencia entre el valor de la gravedad corregida y elvalor teórico de la gravedad en la estación se denomina anomalía gravitatoria. El mapa de anomalías de Bouguermuestra la suma de todos los efectos debidos a todas las masas presentes tanto en profundidad como en superficie.Una vez separadas las distintas anomalías, se tratan de definirlas en términos de posibles anticlinales, sinclinales,domos, masas de mayor o menor densidad que las rocas circundantes. En prospección petrolífera se trata dedeterminar el tamaño y la profundidad de las trampas. En prospección minera se trata de determinar la masa y laprofundidad de una masa que produce una determinada anomalía.

Figura 2. Mapa de anomalías de Bouguer. Tomado de Gomes y Sandoval, 2008.

METODOS MAGNETICOS La magnetometría es como la gravimetría un método geofísico relativamente simple en su aplicación. Elcampo magnético de la tierra afecta también yacimientos que contienen magnetita (Fe). Estos yacimientos producenun campo magnético inducido, es decir su propio campo magnético. Un magnetómetro mide simplemente las



anomalías magnéticas en la superficie terrestre, las cuales podrían ser producto de un yacimiento. Para estosmétodos se usan magnetómetros muy sensibles, que a veces suelen transportarse en aviones, a fin de disminuir losefectos de masas férreas superficiales.

EL METODO MAGNETICO

Es el método geofísico de prospección más antiguo aplicable en la prospección petrolífera, en lasexploraciones mineras y de artefactos arqueológicos. En la prospección petrolífera el método magnético entregainformaciones acerca de la profundidad de las rocas pertenecientes al basamento. A partir de estos conocimientos sepuede localizar y definir la extensión de las cuencas sedimentarias ubicadas encima del basamento, queposiblemente contienen reservas de petróleo. Registra las variaciones locales del campo magnético y según esto,puede determinarse la distribución de las rocas que contienen diferentes propiedades magnéticas.

Según P.J. Gunn, autor de “Application of Aeromagnetic Surveys to Sedimentary Basin Studies”, 1997, losdatos aeromagnéticos de alta sensibilidad son una herramienta valiosa en estudios de cuencas sedimentarias. P.J.Gunn, en su estudio, afirma que las anomalías magnéticas pueden ser el resultado de filtraciones de hidrocarburos, ylos efectos de esta magnetización pueden detectarse como una serie de anomalías irregulares de alta frecuencia. Los minerales magnéticos, magnetita o pirrotita, pueden formarse y la hematita puede ser disuelta o reemplazada. Enconsecuencia, la filtración de hidrocarburos puede resultar en una anomalía positiva o negativa, o en que no existaanomalía, dependiendo de la magnetización de la roca previa a la filtración. Mientras que las filtraciones dehidrocarburos pueden migrar verticalmente y formar minerales magnéticos directamente sobre fuentes dehidrocarburos, el flujo lateral de aguas subterráneas puede crear minerales magnéticos a ser depositados lejos de lasacumulaciones de hidrocarburos de las cuales se originaron las filtraciones.

MÉTODOS ELÉCTRICOS

En la exploración petrolera, estos métodos tienen su principal uso en la corrida de registros de pozos. Una vezque el pozo esta perforado, se procede a correr las herramientas de registro eléctrico dentro del pozo. Estasherramientas producen un pedazo de papel llamado “registro eléctrico” el cual muestra una descripción general demuchos tipos de registros, incluyendo el SP (Potencial Espontáneo), Resistividad, GammaRay, Caliper, Neutrón oDensidad, Porosidad. Si el registro eléctrico indica que el pozo contiene petróleo o gas, el geólogo ordena que el pozoesta completado. Los registros eléctricos nos proporcionan estimaciones indirectas de la calidad de roca, porosidad ysaturación de fluidos (agua, petróleo o gas). En cuanto a las pruebas de formación, éstas son útiles para estimarparámetros tales como presión de la formación, permeabilidad, daño de la formación, y para definir la productividadde un pozo. Los registros eléctricos son realizados con electrodos que se bajan a distintas profundidades de un pozode exploración, para determinar la conductibilidad eléctrica de las distintas capas y sus probabilidades de contenerpetróleo.

REGISTROS DE RESISTIVIDAD

Miden la resistividad de la roca, incluyendo el fluido que está dentro de ella. Las herramientas de resistividadmiden la resistividad de las formaciones a una corriente eléctrica aplicada. Las formaciones de arcilla y arena conmayor salinidad tendrán baja resistividad, mientras que las arenas con agua dulce tendrán mayores valores deresistividad. Las rocas muy compactadas y formaciones secas tienen los más altos valores de resistividad.

Figura 3 .A la izquierda, registro de Potencial Espontáneo.A la derecha, Registro de Resistividad.

REGISTROS DE POTENCIAL ESPONTÁNEO (SP)

Es un registro de la diferencia de potencial entre el potencial eléctrico de un electrodo móvil en el pozo y elpotencial eléctrico de electrodo fijo en la superficie en función de la profundidad. Enfrente de lutitas, la curva de SPpor lo general, define una línea más o menos recta en el registro, que se llama línea base de lutitas. Enfrente deformaciones permeables, la línea muestra deflexiones con respecto a la línea base de lutitas; en las capas gruesasestas deflexiones tienden a alcanzar una deflexión esencialmente constante, definiendo así una línea de arenas. Éstacurva de potencial espontáneo es muy útil, ya que permite detectar capas permeables, correlación de capas,determinar la resistividad del agua de formación y una estimación aproximada del contenido de arcillas.

REGISTROS DE IMAGENES DE POZOS BASADOS EN MEDICIONES DE MICRORRESISTIVIDAD Se miden cambios en la resistividad tan diminutos que puede generarse una imagen de las paredes del pozo.

Figura 4. Generación de imágenes de microrresistividad.

MÉTODOS SÍSMICOS

Consisten en hacer estallar cargas de dinamita en pozos de poca profundidad, normalmente entre 10 y 30pies, registrando las ondas reflejadas en las napas profundas por medio de sismógrafos combinados con máquinas



fotográficas. En la superficie se cubre un área determinada con dichos aparatos de alta sensibilidad llamados también"geófonos", los cuales van unidos entre sí por cables y conectados a una estación receptora. Las ondas producidaspor la explosión atraviesan las capas subterráneas y regresan a la superficie. Los geófonos las captan y las envían ala estación receptora, donde mediante equipos especiales de cómputo, se va dibujando en interior de la tierra. Sepuede medir el tiempo transcurrido entre el momento de la explosión y la llegada de las ondas reflejadas, pudiéndosedeterminar así la posición de los estratos y su profundidad, describiendo la ubicación de los anticlinales favorablespara la acumulación del petróleo. Toda la información obtenida a lo largo del proceso exploratorio es objeto deinterpretación en los centrosgeológicos y geofísicos de las empresas petroleras. Allí es donde se establece qué áreas pueden contener mantoscon depósitos de hidrocarburos, cuál es su potencial contenido de hidrocarburos y dónde se deben perforar los pozosexploratorios para confirmarlo. De aquí sale lo que se llama "prospectos" petroleros. Los métodos sísmicos puedenclasificarse según su uso, desde lo mas básico hasta lo más complejo, en: Interpretación Estructural – InterpretaciónEstratigráfica – Facies Sísmicas – Caracterización Sísmica del Yacimiento (atributos especiales post y pre apilados) –Análisis de Presiones Anormales – Análisis de Fracturamiento (geomecánicos).

SISMOLOGIA DE REFLEXION

Ésta consiste en crear de manera artificial una onda sísmica mediante una explosión. La onda acústica esrefractada (desviada) por determinado tipo de rocas, mientras que otras la reflejan (devuelven). A través de losgeófonos colocados en la superficie, se registran las señales emitidas por las ondas. Con estos datos los expertosinterpretan la relación velocidad del sonidotiempoprofundidad de las formaciones para, según las características ypropiedades de las rocas, elaborar los mapas del subsuelo.

Los adelantos técnicos han permitido el perfeccionamiento de este método a tal punto que ha llegado a ser el máseficaz en la interpretación del subsuelo.

Hoy en día ya no se realizan explosiones con dinamita, ya que las detonaciones dañan la fauna terrestre, y en el casode los levantamientos sísmicos en el mar, se ocasiona la muerte de muchos peces.

INTERPRETACIÓN ESTRUCTURAL

Representación del modelo 3D de fallas y topes de formaciones. De acuerdo a Eaton, D.W. et al, en su Abstract: “3DSeismic Exploration”, 1997, la exploración sísmica tridimensional (3D) es capaz de proporcionar la imagen máscompleta del subsuelo basados en una técnica geofísica de superficie. La esencia del método es la implementación deárea de las fuentes y los receptores en una red de 2D, seguido por el procesamiento y la interpretación de la densidadde la muestra resultante datos volumétricos. En condiciones favorables, los datos de sísmica 3D proporcionarán alexplorador una poderosa herramienta para la representación del volumen y la visualización del subsuelo. En lasaplicaciones de petróleo y gas, la exploración sísmica 3D es una tecnología madura que ha influido profundamente entodos los aspectos de la exploración y el desarrollo La popularidad de los métodos de sísmica 3D para la exploración dehidrocarburos se puede atribuir a la simple economía: su uso se ha reducido significativamente los costos de exploraciónal reducir el número de pozos secos perforados (Greenlee et al, 1994; Nestvold, 1996).

Figura 5. Interpretación estructural en 3D

INTERPRETACIÓN ESTRATIGRÁFICA

Según Alonso et. al, en su estudio “Estratigrafía Sísmica de Alta Resolución en Márgenes ContinentalesPasivos: Factores de Control durante el Cuaternario”, 1989, la estratigrafía sísmica es la disciplina que pretende lainterpretación y modelización estratigráfica de las facies sedimentarias (conjunto de sedimentos que pueden serdefinidos y separados por otros por su geometría, litología y estructura sedimentaria y fósiles asociados) y su historiageológica a partir de los datos de sísmica de reflexión y en relación con cambios globales y al nivel de cuenca.Permite forjar un modelo más detallado de cómo se depositaron las formaciones: distribuciones de arenas, calizas,lutitas y su relación al nivel medio del mar para la época.

ANÁLISIS DE FACIES SÍSMICAS

Consiste en la descripción e interpretación del ambiente de depósito a partir de las características sísmicas delas reflexiones que constituyen la secuencia. Estas características incluyen: configuración, continuidad, amplitud,frecuencia, velocidad de intervalo y geometría. En resumen, se analiza la forma de la traza sísmica y obtieneinformación.



CARACTERIZACIÓN SÍSMICA

Se hacen varios análisis de valores de amplitud, cambios en la fase, frecuencias, cálculos y análisismatemáticos para, determinar con base a la Sísmica (y con amarre en los pozos) cuáles zonas pueden estarsaturadas de hidrocarburo y, de ser posible, qué tan saturadas. También permite monitorear los yacimientos que sonexplotados para una mejor gerencia de la producción.

ANÁLISIS DE PRESIONES ANORMALES

Permite observar cambios en las presiones en el subsuelo para evitar posibles reventones durante laperforación. A veces también son buscados para hacer análisis de posibles trampas no localizadas en el yacimiento.

ANÁLISIS DE FRACTURAMIENTO

Se hacen análisis sobre como varían las amplitudes, fases, frecuencias y atributos calculados a partir de losanteriores, con respecto a la dirección del rayo (o perturbación acústica) que penetra el subsuelo para generar lasísmica, y se determina desde la dirección hasta la densidad de las fracturas existentes en el área cubierta por elvolumen sísmico.

Recientemente, se han ideado métodos muy modernos y rápidos, basados en:

La radioactividad de las capas, que es mucho mayor en las capas areniscas que pueden contener petróleo. El uso de la televisión para control de las perforaciones. La absorción de neutrones o modificación de su velocidad, producida por los yacimientos, que se practica

para determinar su extensión.

Todos los datos reunidos, proporcionan una posibilidad de existencia del yacimiento, que autoriza a realizar lagran inversión de capital requerida por la perforación de un pozo. Estos datos se concretan en la ejecución de planosestructurales, determinando la ubicación más favorable para la perforación, y permitiendo el cálculo de las posiblesreservas petrolíferas.

Un método alternativo de investigación de la geología del subsuelo es, sin duda, la perforación de pozos, peroestos son costosos y proporcionan información solamente en lugares discretos.

Tabla 1. Fenómenos físicos medidos en los Métodos Geofísicos de Exploración.Métodos Petrofísicos Modernos

La rama de la geofísica que se dedica a la descripción y medida directa y/o analógica de las propiedadesfísicas de las rocas, incluyendo los efectos que puedan producir los fluidos contenidos en ellas o en sus alrededoresse denomina, en el campo de la industria, “Petrofísica” y es considerada una ciencia.

Existe una gran variedad de instrumentos que propician que la realización de perfiles o registros de pozos sepueda hacer lo mismo en pozos desnudos o entubados por completo, ya que hoy en día no sólo existen los registroseléctricos sino también de tipo nuclear.

Los datos fundamentales para las operaciones petroleras obtenidos por los expertos petrofísicos son lossiguientes:

Control de profundidad del pozo Verificación de velocidades de reflexión de los estratos Determinación del espesor de un estrato Medición del potencial espontáneo y resistividad de las rocas y fluidos Deducción de valores de porosidad, saturación y permeabilidad de las rocas Deducción de la presencia de fluidos en las rocas: gas, petróleo, agua Perfil del diámetro del hoyo



Registros de temperatura

Registros de la efectividad de la cementación de revestidores (temperatura) Registros de buzamiento Registros de presiones Toma de muestras de formación (roca) Toma de muestras de fondo (fluido) Registros de densidad (roca) Detección de fallas Detección de discordancias Detección de fracturas Correlaciones pozo a pozo, local y regional (litología) Control de dirección y profundidad desviada y vertical del pozo (perforación direccional u horizontal).

A medida que la ciencia y la técnica avanzan, se crean nuevos métodos que permiten la optimización de losestudios que se realizan en la búsqueda del preciado oro negro, tanto en la tierra como en el mar.

Sin embargo, a pesar de la existencia de ciencias muy modernas como la geoquímica, la cual analizamuestras de suelo con el fin de detectar la presencia de hidrocarburos, y a pesar de otras innovadoras técnicas comola exploración aérea y espacial, que utiliza la aerofotogeología para generar mapas que facilitan la selección de áreasque podrían ser objeto de estudios más minuciosos; es un hecho, que la existencia de petróleo siempre será unmisterio hasta el momento exacto de la perforación del pozo.

EXPLORACION COSTA AFUERA

Es evidente que trabajar en el mar implica adaptarse a un elemento distinto al que estamos acostumbrados adesenvolvernos los seres humanos… pero a pesar de ello, el hombre con su ingenio ha desarrollado las técnicas quepermiten utilizar en el mar el mismo método tan conocido en tierra firme, el de prospección geofísica; para ello seutiliza el sismógrafo. Existen otros instrumentos también adaptados al nuevo medio y estos son los hidrófonos enlugar de los geófonos.

La etapa relativa al procesamiento de los datos y la interpretación de los mismos, se realiza a través decomputadores instalados en el propio barco, y vía satélite se envía la información hacia los centros de mayorcapacidad de resolución.

RESERVAS PETROLERAS

A mediados de enero de 2011 y de acuerdo con un comunicado oficial emitido por Rafael Ramírez Carreño[http://es.wikipedia.org/wiki/Rafael_Ram%C3%ADrez_Carre%C3%B1o] , Ministro de Energía de Venezuela[http://es.wikipedia.org/wiki/Venezuela] , se informó que las reservas certificadas de petróleo[http://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo] en ese país ascienden a 297.000 millones de barriles

[http://es.wikipedia.org/wiki/Barril_(unidad)] ,1 [http://es.wikipedia.org/wiki/Reservas_de_petr%C3%B3leo_en_Venezuela#cite_note0] lo cual colocaría a Venezuela como el país con las mayores reservas de petróleo a nivel mundial incluso porencima de Arabia Saudita [http://es.wikipedia.org/wiki/Reservas_de_petr%C3%B3leo_en_Arabia_Saudita] aunque el 75% de


http://es.wikipedia.org/wiki/Reservas_de_petr%C3%B3leo_en_Venezuela#cite_note-0

http://es.wikipedia.org/wiki/Barril_(unidad)

http://es.wikipedia.org/wiki/Rafael_Ram%C3%ADrez_Carre%C3%B1o


http://es.wikipedia.org/wiki/Reservas_de_petr%C3%B3leo_en_Arabia_Saudita



ellas correspondería a crudo extrapesado [http://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo_crudo_pesado] . Previamente, enoctubre de 2007, el Ministerio de Energía y Petróleo venezolano comunicó que sus reservas probadas de petróleo sehabían elevado a 100.000 millones de barriles (16×10^9 m³), tras la certificación de 12.400 millones de barriles

(2×10^9 m³) adicionales de reservas probadas.2

[http://es.wikipedia.org/wiki/Reservas_de_petr%C3%B3leo_en_Venezuela#cite_notebloomberg1] Luego, en febrero de 2008,

dicha cantidad se había elevado a 172.000 millones de barriles (27×10^9 m³).3

[http://es.wikipedia.org/wiki/Reservas_de_petr%C3%B3leo_en_Venezuela#cite_note2]

Además de los tradicionalmente explotados yacimientos de petróleo crudo ligero[http://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo_crudo_ligero] convencional al occidente del país, Venezuela tiene grandesdepósitos de petróleo crudo pesado [http://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo_crudo_pesado] y extrapesado anteriormente clasificados como bitumen [http://es.wikipedia.org/wiki/Bitumen] en la llamada Faja del Orinoco[http://es.wikipedia.org/wiki/Faja_del_Orinoco] , de un tamaño y extensión similar al yacimiento de arenas de alquitrán deAthabasca [http://es.wikipedia.org/wiki/Arenas_de_alquitr%C3%A1n_de_Athabasca] en Canadá[http://es.wikipedia.org/wiki/Canad%C3%A1] . El petróleo extrapesado de la Faja del Orinoco, aun cuando menos viscosoque el de Athabasca lo que significa que puede ser extraído por medios más convencionales, está sin embargoenterrado a mayor profundidad lo que significa que no puede ser extraído por minería superficial[http://es.wikipedia.org/wiki/Mina_a_cielo_abierto] , como ocurre con el canadiense. Las estimaciones de las reservasrecuperables en la Faja del Orinoco entre 100.000 y 270.000 millones de barriles. En 2009, la USGS

[http://es.wikipedia.org/wiki/USGS] actualizó esta cifra a 513.000 millones de barriles (8.16×10^10 m³).4

[http://es.wikipedia.org/wiki/Reservas_de_petr%C3%B3leo_en_Venezuela#cite_noteUSGS_Venezuela3]

En 2006, Venezuela contaba con exportaciones netas de petróleo de 2,2 millones de barriles por día (350×10³m³/dia), ubicándose de esta manera como el sexto exportador más grande del mundo y el más grande del hemisferiooccidental [http://es.wikipedia.org/wiki/Hemisferio_occidental] , aunque en los últimos años la producción de petróleo havenido disminuyendo, principalmente debido al agotamiento de los yacimientos petrolíferos existentes. Puesto quemuchos de sus campos petroleros sufren de las tasas de disminución en la producción de al menos 25% por año,analistas del sector estiman que Venezuela debe invertir cerca de USD [http://es.wikipedia.org/wiki/USD] 3.000 millonescada año sólo para mantener dicho nivel de producción. Como resultado de la inconsistencia en las cifras decontabilidad del país, el nivel real de la producción de petróleo en Venezuela es difícil de determinar, pero la mayoríade los analistas del sector estiman que produce alrededor de 2,8 millones de barriles por día (450×10³ m³/día) de

petróleo en 2006.5 [http://es.wikipedia.org/wiki/Reservas_de_petr%C3%B3leo_en_Venezuela#cite_noteEIA_Venezuela4] Estosignificaría una vida útil de 88 años de producción al ritmo actual.

El desarrollo de la industria petrolera venezolana se vio afectada por disturbios políticos en los últimos años. Afinales de 2002 casi la mitad de los trabajadores de la empresa petrolera estatal PDVSA[http://es.wikipedia.org/wiki/PDVSA] se declararon en huelga [http://es.wikipedia.org/wiki/Paro_petrolero_de_20022003] ,resultando en el despido de 18.000 de ellos. En opinión de muchos analistas del sector esto afectó la capacidad de laempresa estatal para mantener sus yacimientos petrolíferos y ha contribuido a la disminución de la producción y a ladivulgación de datos poco fiables. El petróleo crudo que Venezuela tiene, es muy pesado para los estándaresinternacionales, y como resultado gran parte de este debe ser procesado por refinerías especializadas nacionales einternacionales. Venezuela sigue siendo uno de los mayores proveedores de petróleo a Estados Unidos[http://es.wikipedia.org/wiki/Estados_Unidos] , enviando alrededor de 1,4 millones de barriles diarios (220×10^3 m3/d).También tiene una importante presencia en el circuito de refinación de petróleo en esa nación, donde además espropietaria de la cadena gasolinera.

Tipos de Reservas

Reservas Probadas

Las reservas probadas son las cantidades de petróleo que, por análisis de datos de geología e ingeniería,pueden ser estimadas con "razonable certeza" que serán recuperables comercialmente, a partir de una fecha dada,de reservorios conocidos y bajo las actuales condiciones económicas, métodos de operación y regulaciones. Lasreservas probadas pueden ser subdivididas en desarrolladas y no desarrolladas.

Si se emplea el método determinístico, el término "razonable certeza" quiere decir que se considera un altogrado de confidencia que las cantidades serán recuperadas. Si se emplea el método probabilístico, debe existir almenos un 90 % de probabilidad que las cantidades a ser recuperadas serán iguales o excederán al estimado.

El establecimiento de condiciones económicas actuales, debe incluir precios históricos del petróleo y loscostos asociados y pueden involucrar un promedio para determinado período que debe ser consistente con elpropósito del estimado de reservas, obligaciones contractuales, procedimientos corporativos y regulacionesrequeridos en el reporte de reservas.

En general, las reservas son consideradas probadas si la producción comercial futura del reservorio estasoportada pruebas de formación o producción actuales. En este contexto, el término probado se refiere a las actualescantidades de reservas de petróleo y no a la productividad de un pozo o reservorio. En ciertos casos, las reservasprobadas pueden ser asignadas sobre la base de registros de pozos y/o análisis de núcleos que indican que el

http://es.wikipedia.org/wiki/Reservas_de_petr%C3%B3leo_en_Venezuela#cite_note-USGS_Venezuela-3

http://es.wikipedia.org/wiki/Mina_a_cielo_abierto

http://es.wikipedia.org/wiki/PDVSA

http://es.wikipedia.org/wiki/USD

http://es.wikipedia.org/wiki/Canad%C3%A1

http://es.wikipedia.org/wiki/Bitumen

http://es.wikipedia.org/wiki/Hemisferio_occidental

http://es.wikipedia.org/wiki/Arenas_de_alquitr%C3%A1n_de_Athabasca

http://es.wikipedia.org/wiki/Reservas_de_petr%C3%B3leo_en_Venezuela#cite_note-EIA_Venezuela-4

http://es.wikipedia.org/wiki/Reservas_de_petr%C3%B3leo_en_Venezuela#cite_note-2

http://es.wikipedia.org/wiki/Estados_Unidos

http://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo_crudo_ligero

http://es.wikipedia.org/wiki/Paro_petrolero_de_2002-2003

http://es.wikipedia.org/wiki/USGS

http://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo_crudo_pesado

http://es.wikipedia.org/wiki/Reservas_de_petr%C3%B3leo_en_Venezuela#cite_note-bloomberg-1

http://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo_crudo_pesado

http://es.wikipedia.org/wiki/Faja_del_Orinoco



reservorio contiene hidrocarburos y es análogo a reservorios en la misma área, donde están produciendo o handemostrado que son factibles de ser producidos sobre la base de pruebas de formación.

El área de un reservorio considerado con reservas probadas incluye:

El área delimitada por la perforación y definida por los contactos de fluidos.

El área no perforada del reservorio, que puede razonablemente ser considerada como productivacomercialmente sobre la base de datos disponibles de geología e ingeniería.

En la ausencia de datos sobre contacto de fluidos, la ocurrencia de hidrocarburos en el nivel mas inferior (LKO lowest known occurrence) controla los límites probados a menos que existan datos definitivos de geología,ingeniería y de comportamiento productivo que indique lo contrario.

Las reservas pueden ser clasificadas como probadas si las facilidades para procesar y transportar las reservashacia un mercado, están en operación a la fecha del estimado o existe una razonable expectativa que talesfacilidades serán instaladas.

Las reservas en áreas no desarrolladas, pueden ser clasificadas como probadas no desarrolladas, sicumplen:

Las ubicaciones son offsets directos a pozos que han mostrado producción comercial en la formación objetivo.Que es razonablemente cierto que tales ubicaciones están dentro del límite productivo conocido como probadopara la formación objetivo.

Las ubicaciones están acorde con la regulación existente referida e espaciamiento.

Es razonablemente cierto que las ubicaciones serán desarrolladas. Las reservas para otras ubicaciones sonclasificadas como probadas no desarrolladas solo cuando la interpretación de los datos de geología e ingenieríade los pozos cercanos indican con razonable certeza que la formación objetivo es lateralmente continua ycontiene petróleo comercialmente recuperable para ubicaciones diferentes a los offsets directos.

Las reservas que se consideran a ser producidas a través de la aplicación de métodos establecidos derecuperación mejorada, son incluidos en la clasificación de probadas cuando:

La prueba exitosa de un proyecto piloto o respuesta favorable de un programa instalado en el mismo o en unreservorio análogo con similares propiedades de roca y fluido, proporcionan soporte para el análisis sobre el cualestá basado el proyecto.

Es razonablemente cierto que el proyecto será ejecutado.

Las reservas a ser recuperadas por métodos de recuperación mejorada que tienen todavía que ser establecidosa través de aplicaciones comerciales exitosas, son incluidos en la clasificación de probadas solo:

Después de una favorable respuesta de producción de otro reservorio similar que es:

Un piloto representativo.

Un programa instalado donde la respuesta proporciona soporte para el análisis sobre el cual esta basado elproyecto, y ss razonablemente cierto que el proyecto será ejecutado.

Reservas no probadas

Las reservas no probadas están basadas en datos de geología y/o ingeniería, similares a los usados en elestimado de las reservas probadas; pero incertidumbre técnicas, contractuales, económicas o de regulación hacenque estas reservas no sean clasificadas como probadas. Las reservas no probadas pueden ser subclasificadas comoprobables y posibles.

Las reservas no probadas pueden ser estimadas asumiendo condiciones económicas futuras diferentes a lasvigentes a la fecha del estimado. El efecto de posibles mejoras futuras en las condiciones económicas y desarrollotecnológico puede ser expresado por una clasificación apropiada de las cantidades de reservas en probables yposibles.

[https://www.blogger.com/null] Reservas probables




Las reservas probables son las reservas no probadas que el análisis de datos de geología e ingenieríasugieren que son menos ciertas que las probadas. En este contexto, cuando se usen métodos probabilísticos, debeexistir al menos una probabilidad de 50 % de que la cantidad a ser recuperada será igual o excederá a la suma delestimado de reservas probadas mas las probables.

En general, las reservas probables pueden incluir:

Reservas que se anticipaban como probadas por perforación de un normal stepout, pero el control del subsueloes inadecuado para clasificar estas reservas como probadas.

Reservas en formaciones que parecen ser productivas y están basadas en características de perfiles eléctricospero faltan datos de núcleos o pruebas definitivas y que no son análogos a reservorios en producción oreservorios probados existentes en el área.

Reservas incrementales que se atribuyen a perforación de interubicaciones (infill) que podrían ser clasificadoscomo probadas si es que el espaciamiento reducido hubiera sido aprobado a la fecha del estimado.Reservas que se atribuyen a un método de recuperación mejorada que ha sido establecido por una repetidaaplicación comercial exitosa.

Un proyecto o piloto que esta planeado pero no en operación.

Las características de reservorio, fluido y roca aparecen como favorables para una aplicación comercial.

Reservas en un área donde la formación parece estar separada del área probada por fallamiento y lainterpretación geológica indica que el área objetivo esta estructuralmente mas alta que el área probada.

Reservas atribuibles a un futuro reacondicionamiento, tratamiento, retratamiento, cambio de equipo u otroprocedimiento mecánico, donde tal procedimiento no ha sido probado exitosamente en pozos que muestransimilar comportamiento en reservorios análogos.

Reservas incrementales en reservorios probados donde una interpretación alternativa de los datos decomportamiento o volumétricos indican reservas mayores a las que fueron clasificadas como probadas.

Reservas posibles

Las reservas posibles son las reservas no probadas que el análisis de los datos de geología e ingenieríasugieren que son menos ciertas a ser recuperadas que las reservas probables. En este contexto, cuando se utilicenmétodos probabilísticos, debe existir al menos una probabilidad de 10 % de que las cantidades a ser recuperadasserían iguales o excederían la suma de las reservas probadas mas probables y mas posibles.

En general, las reservas posibles pueden incluir:

Reservas que, basadas en interpretaciones geológicas, podrían existir mas allá del área clasificada comoprobable.

Reservas en formaciones que parecen contener petróleo basados en análisis de núcleos y registros, peropueden no ser productivas a tasas comerciales.

Reservas incrementales atribuidas a perforación infill que están sujetas a incertidumbre técnica.

Reservas atribuidas a métodos de recuperación mejorada cuando.

Las características de reservorio, roca y fluido son tales que existe una razonable duda que el proyecto serácomercial, y

Reservas en un área donde la formación parece estar separada del área probada por fallamiento y lainterpretación geológica indica que el área objetivo esta estructuralmente mas baja que el área probada.

Categorías de Reservas por Status

Las categorías de reservas por status, define a los pozos y reservorios por su status de producción y



desarrollo.

Desarrolladas:

Las reservas desarrolladas se espera sean recuperadas de pozos existentes incluyendo reservas detrás delcasing (behind pipe). Las reservas por recuperación mejorada son consideradas desarrolladas solo después que elequipo necesario ha sido instalado o cuando los costos por hacer son relativamente menores. Las reservasdesarrolladas pueden ser subcategorizadas como en producción y en noproducción.

En producción:

Las reservas subcategorizadas como "En producción" se espera sean recuperadas de intervaloscompletados que están abiertos y produciendo en la fecha del estimado. Las reservas por recuperación mejorada sonconsideradas "En producción" solo después que el proyecto de recuperación mejorada esta en operación.

En noproducción:

Las reservas subcategorizadas cono "En noproducción" incluyen las taponadas o cerradas y detrás delcasing (behindpipe). Las reservas de intervalos taponados o cerrados se espera sean recuperados de intervalos decompletación que están abiertos a la fecha del estimado pero que no han iniciado a producir, pozos que fueroncerrados por condiciones de mercado o conexiones a oleoductos, o pozos no capaces de producir por razonesmecánicas. Las reservas detrás del casing (behindpipe) se espera sean recuperadas de zonas en pozos existentes,que requerirán trabajos de completación adicional o futura recompletación antes de iniciar a producir.

Reservas no desarrolladas:

Las reservas no desarrolladas se espera sean recuperadas: de pozos nuevos sobre áreas no perforadas, dela profundización de los pozos existentes a un reservorio diferente, o donde se requiera un relativo alto gasto para recompletar un pozo existente o instalar facilidades de transporte o producción para proyectos de recuperación primariao mejorada.

PROYECTO MAGNA RESERVA

Proyecto Magna Reserva (Certificación de la Faja Petrolífera del Orinoco FPO)

De acuerdo con el Oficio Nº 1.036 de junio de 2005, el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleoasignó a la Corporación Venezolana de Petróleo (CVP) el Proyecto Magna Reserva para cuantificar y certificar lasreservas de la Faja Petrolífera del Orinoco.

El lineamiento estratégico establecido, persigue el propósito de convertir a la Faja Petrolífera del Orinoco enun eje impulsor del desarrollo económico, social, industrial, tecnológico y sustentable del país, mediante lavalorización y desarrollo óptimo de sus recursos de hidrocarburos, dentro del marco legal vigente y el plan dedesarrollo de la nación. Este análisis económico, a su vez permitirá determinar las características de los futurosnegocios. A diferencia de los proyectos autorizados durante la “Apertura Petrolera [http://162.122.5.212/index.php?tpl=interface.sp/design/readmenu.tpl.html&newsid_obj_id=111&newsid_temas=13] ”, los nuevos desarrollos estarán ajustadosa las condiciones establecidas en la Ley Orgánica de Hidrocarburos [http://162.122.5.212/index.php?

tpl=interface.sp/design/readmenu.tpl.html&newsid_obj_id=164&newsid_temas=6] , es decir, en cada uno de ellos estágarantizada la participación mayoritaria del Estado venezolano.

Para acometer la cuantificación y certificación de las reservas, se dividió la Faja Petrolífera del Orinoco encuatro grandes áreas:

Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo; y éstas, a su vez, en veintiocho (28) bloques (excluyendo el área de lasEmpresas Mixtas, antiguas asociaciones, y BitorSinovens sociedad formada por Pdvsa y China National PetroleumCorporation CNPC), de los cuales, dieciséis (16) bloques serán cuantificados y certificados en un esfuerzocompartido entre CVP y dieciocho (18) empresas estatales y privadas de quince (15) países distintos, que hansuscrito acuerdos de entendimiento con PDVSA para dicho propósito. Se planteo en un principio llegar a certificar al

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menos 235 millardos de barriles (MMMBls) de crudo pesado.

Es importante señalar que el Petróleo Original en Sitio (POES), es decir, el volumen inicial u original del petróleoexistente en las acumulaciones naturales, cuantificado en la Faja Petrolífera del Orinoco, alcanza un volumen de1.360 millardos de barriles (MMMBls) de crudo de los cuales, el país sólo reportaba 40 MMMBls como reservasprobadas que representa escasamente 3%.

El objetivo del Proyecto Magna Reserva, que lleva a cabo CVP, es lograr cuantificar y oficializar al menos 17%del POES como reservas probadas, basado en la revisión integral de toda el área de la Faja Petrolífera del Orinoco yde la aplicación de tecnologías de punta que mejoren el factor de recobro, el recobro es el porcentaje de petróleo ogas en sitio en un yacimiento que en última instancia puede ser retirado mediante técnicas primarias o secundarias.

Desde que comenzó el proyecto en el año 2005, hasta el cierre del año 2007, se cuantificaron y oficializaronpor el MENPET 20 MMMBls de crudo pesado de los 235 MMMBls que consideraba el proyecto hasta la fecha; esdecir, hasta el año 2007 alcanzo más de un 9% de la meta total, la cual en un principio se estimaba alcanzar en elaño 2009.

Las valoraciones y estimaciones del Proyecto Magna Reserva fueron ajustadas recientemente dentro del PlanSiembra Petrolera 20052030 e incluye una fase inicial de certificación de reservas que contempla la meta dealcanzar 316 mil millones de barriles de crudo certificados, tomando en cuenta un factor de recobro de 20%,dependiendo de la tecnología se podría recuperar un porcentaje mayor de este petróleo. Por ejemplo, el Servicio deGeología de los Estados Unidos establece que con un factor de recobro del 43% se podrían obtener 585 mil millonesde barriles de petróleo.

En 2011, Petróleos de Venezuela, S.A. incorporó 2 mil 159 millones de barriles de nuevas Reservas Probadasde Petróleo, ubicando a Venezuela en el primer lugar entre los países con las mayores reservas de crudo del mundo,las cuales al 31 de diciembre de 2011 ascienden a 297 mil 571 millones de barriles, certificadas por empresasinternacionales e incluidas en los libros de Reservas del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo.

Publicado 23rd January 2013 por heidy rodriguez


23rd January 2013

ANTECEDENTES Y CAUSAS OPEP

La historia de la OPEP se remontan al año 1949, cuando una delegación oficial de Venezuela visito Arabia Saudita, Irán, Egipto, Irak, Kuwait y Siria, con el fin de intercambiar puntos devistas con los gobiernos de esos países sobre la cuestión petrolera y de estrechar lazos, que condujeron al intercambio regular de informaciones, sobre el particular.

Un año antes Juan Pablo Pérez Alfonso en 1948, ministro de energía venezolano, ganó una de las primeras batallas contra las petroleras, al cuestionar los antiguos contratos deconcesión en su país, ya que el estado solo recibía un 10% de los ingresos provenientes del petróleo. Después de arduas negociaciones, Pérez Alfonso logro conseguir, un aumentoconsiderable de las regalías petroleras, logrando el famoso 5050 (fifty fifty).

En 1951, siguiendo el ejemplo de Venezuela, Irán fue el primer país que se lanzó contra la Anglo Iranian Company (actual BP), en el que el primer ministro de Iran, MohammadMossadeq, nacionalizó dicha compañía, pero este logro duro muy poco, ya que los gobiernos de Estados Unidos e Inglaterra participaron del golpe de estado que sufrió Irán, derrocando aMossadeq y en 1953 se crea un consorcio donde empresas americanas, inglesas y francesas tomaban el control del petróleo en Irán. Por lo que el intento de nacionalización de Mossadeqfracasó.

En 1956, Gamal Abdel Nasser, presidente de Egipto, proclamó la nacionalización del canal de Suez, que hasta ese momento estaba controlado por ingleses y franceses, este canal eraestratégico ya que en aquel entonces era la vía para transportar el petróleo a Europa. La nacionalización del canal de Suez, fue un momento decisivo en la lucha de los nacionalistas árabespara tener el control de su petróleo. Esta nacionalización hizo desaparecer la sensación de

fracaso de los países árabes con la caída de Mossadeq y se dieron cuenta que podían luchar contra las grandes potencias petroleras del mundo.

Este hecho abrió el camino a las nacionalizaciones en los años 50 y 60 en países como Siria, Egipto y Argelia, todo esto antes de las grandes nacionalizaciones en los años 70 en lospaíses del Golfo y el norte de África.

Ya con algunos países que tenían el control de sus recursos, en los años subsiguientes se efectuaron algunas reuniones esporádicas e informales entre los países productores depetróleo del medio Oriente y Venezuela, pero no viene a ser sino hasta Abril de1959, en ocasión de la reunión del 1er Congreso Petrolero Árabe, patrocinado por la liga Árabe, celebrada en ElCairo, cuando expertos petroleros de los países productores de petróleo comienzan seriamente a intercambiar y analizar temas técnicos de interés común,En dicha reunión, participaron, Juan Pablo Pérez Alfonzo, representante de Venezuela, con los representantes de Irán, República Árabe Unida, Arabia Saudita, Kuwait, y la Liga Árabe. Estosconsultados se denominaron "El Pacto de Caballeros". En vista de la potente utilidad de las consultas informales que se realizaron en esta oportunidad, las personas mencionadas, se

OPEP

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comprometieron a llevar a sus respectivos gobiernos, la idea de constituir tan pronto como fuera posible una Comisión Petrolera de Consulta en el seno de la cual se podían discutirproblemas comunes para llegar a conclusiones concurrentes.

Se estimó que la comisión consultiva debía reunirse por lo menos una vez al año, además de las reuniones que, por solicitud de uno o más de los gobiernos en cuestión, se creyesenconvenientes celebrar debido a las circunstancias especiales que la motivaron.

Los problemas que fueron discutidos y sobre los cuales se llegó a un acuerdo general fueron los siguientes:

A. Mejoramiento de la participación de los países productores de petróleo sobre una base razonable equitativa. El consenso de opinión fue el de que los gobiernos en cuestióndebieran orientarse hacia la fórmula 60 40 para ponerse en paridad y con la tendencia de los nuevos contratos en otros países. Se sugirió que los impuestos, preferentemente el de la renta,debían ser tratado como elementos separados de las participaciones, aun cuando la fórmula final de participación, habría de considerar la suma total de los varios elementos que la forman.

B. Conveniencia de llegar a la integración de la industria petrolera. Se sugirió, que esta integración podría asegurar mercados estables a los partes productores, evitándose latransferencia de ganancias, de una fase de las operaciones a otra, afectándose las entradas petroleras del gobierno.

C. Conveniencia, de aumentar la capacidad de refinación de los países productores, de establecer una industria petrolera para incrementar al máximo los beneficios que se deriven delos recursos petroleros y asegurar al máximo la utilización o preservación del gas natural.

D. Establecimiento de Compañías Nacionales de Petróleo que funcionaran al lado de las Compañías Privadas Existentes.

E. Necesidad de establecer en cada país, organismos para coordinar desde el punto de vista nacional, la conservación, producción y explotación del petróleo.

DEFINICIÓN Y OBJETIVO DE LA OPEP

Organization of the Petroleum Exporting Countries (OPEC) que traducido al español es La organización de países exportadores de Petróleo (OPEP) es una organizaciónintergubernamental permanente, creada en la conferencia de Bagdad del 10 al 14 de septiembre en 1960, con el fin de estabilizar el mercado internacional de los hidrocarburos, conducir alos países productores de petróleo a obtener un razonable retorno de las inversiones y asegurar el suministro continuo y estable de crudo para los países consumidores. La OPEP produceel 40% del crudo mundial y el 14% del gas natural

Primera Conferencia de la OPEP en Bagdad.

El 10 de Septiembre de 1960 la OPEP surge como respuesta de algunos países exportadores de petróleo que querían agruparse, porque estaban preocupados al vender un recursonatural no renovable a un precio muy bajo. Esto lo hacían en un mercado que estaba controlado por grandes empresas petroleras de EEUU y Europa (denominadas antiguamente las 7hermanas, tales como la Esso, Mobil, Royal Dutch Shell, Chevron, British Petroleum, Texaco y Gulf Oil Corporation.

Países Miembros de la OPEP y su Sede

Inicialmente integrada por cinco países (Arabia Saudita, Irak, Irán, Kuwait y Venezuela). Años más tarde se sumaron a la Organización otros nueve miembros: Qatar (1961); Indonesia(1962), suspendido como miembro desde enero de 2009, Libia (1962); Emiratos Árabes Unidos (1967); Argelia (1969); Nigeria (1971); Ecuador (1973)suspendido desde diciembre de 1992 aOctubre de 1997; Angola (2007) y Gabón (19751994).

Actualmente forman parte de la misma los siguientes países:

PAIS LOCALIZACION AÑO DEINGRESO

Angola África 2007

Arabia Saudita * Medio Oriente 1960

Argelia África 1969

Ecuador Sur América 1973

Emiratos Árabes Unidos Medio Oriente 1967

Irán * Medio Oriente 1960

Irak * Medio Oriente 1960

Kuwait * Medio Oriente 1960

Libia África 1962

Nigeria África 1971

Qatar Medio Oriente 1961



Venezuela * Sur América 1960

Boletín de* Miembros Fundadores Fuente OPEPOtros países importantes en su producción de petróleo no son integrantes de la OPEP como Canadá, México, Noruega, EE.UU., Rusia y Omán.

Sede de la OPEP

La OPEP tuvo sus oficinas centrales en Ginebra, Suiza, en mayo de 1961, se convocó a la primera reunión de gobernadores de la organización.

En abril de 1965, la conferencia de la OPEP negoció con éxito el traslado la sede a Viena, con el Gobierno de Austria. El traslado se concretó el 1° Septiembre de 1965, después de lafirma de un acuerdo entre el Dr. Bruno Kreisky, Ministro de relaciones exteriores de Austria, y el secretario general de la OPEP en ese momento, Sr. Ashraf Luffi.

Después de su ratificación por los gobiernos signatarios la OPEP se registró ante las Naciones Unidas el 6 de noviembre de 1962. Fue oficialmente reconocida como una organizacióninternacional por el Consejo Económico y Social de las Naciones Unidas el 30 de junio de 1965. Resolución de las Naciones Unidas No.6363.

[http://www.google.co.ve/imgres?q=sede+opec&um=1&hl=es419&safe=off&tbo=d&biw=1440&bih=731&tbm=isch&tbnid=8PGGmlZhU7pysM:&imgrefurl=http://diarioelamanecer.com/tag/featured/page/2/&docid=TQb5PYyH9b3MAM&imgurl=http://diarioelamanecer.com/wpcontent/uploads/2012/12/opec280x150.jpg&w=280&h=150&ei=5TveUMjnNuuN0QGs5IHoBQ&zoom=1&iact=hc&vpx=270&vpy=439&dur=523&hovh=120&hovw=224&tx=167&ty=71&sig=101195480173068825693&page=2&tbnh=120&tbnw=218&start=27&ndsp=34&ved=1t:429,r:28,s:0,i:171]

OBJETIVOS DE LA OPEP

Los principales objetivos de la OPEP son:

Coordinar y unificar las políticas petroleras de los países miembros y determinar los medios más idóneos para salvaguardar sus intereses individuales y colectivos.

Buscar las mejores vías y medios para asegurar la estabilización de los precios en los mercados internacionales, con miras a eliminar las fluctuaciones perjudiciales e innecesarias.

Proveer a las naciones consumidoras un suministro de petróleo, eficiente, económico y regular, además de garantizar un retorno justo de capital para las inversiones de la industriapetrolera.

Fijar cuotas de exportación a los países miembros de la organización.

Los logros más evidentes de la O.P.E.P fueron, la obtención de unos precios más justos para los miembros, que culminó con un aumento de esos precios en 1.973 y el cambio deactitud de los países desarrollados, en cuanto al excesivo consumo de petróleo, para ese entonces, se fabricaban carros con motores muy grandes, que consumían un litro de gasolina cada2 ó 3 kilómetros, el derroche de combustible era evidente especialmente en los Estados unidos. La actitud de la población europea, siempre fue diferente por ser países con muy pocopetróleo no se malgastaba tanto.

Las limitaciones de la OPEP, se deben a la actitud de algunos de los países miembros, que en ocasiones, vendieron petróleo a bajo precio, por encima de las cuotas que teníanasignadas.

La política declarada por los miembros de la OPEP, es mantener el costo del crudo en determinada banda de precios. Para hacerlo, los países controlan la cantidad de petróleo queexportan y evitan inundaciones o sequías del hidrocarburo en el mercado internacional. Pero, aunque los miembros de la organización exportan más de la mitad del crudo que se consumeen el mundo, el mercado petrolero es particularmente difícil de equilibrar, como lo han demostrado las bruscas oscilaciones registradas en las décadas que siguieron a la creación de laOPEP.

ESTRUCTURA ORGANIZATIVA INICIAL

El poder autónomo de la OPEP se expresa en la capacidad de alcanzar sus metas; conforme a los estatutos (aprobados en Caracas el 21/01/1961).

1. La Conferencia:

La Conferencia es la autoridad máxima y tiene facultad para delinear la actuación de la organización en las materias de su competencia y decidir por su cuenta sobre los asuntos queno estén explícitamente adjudicados a otro órgano. El presidente de la Conferencia, electo anualmente, actúa como presidente de la OPEP. La organización se pone en evidencia en losórganos directivos y administrativos, a saber, la asamblea de los países miembros llamada «Conferencia», que fija la política y determina las acciones a seguir; nombra al Secretario Generaly su Adjunto por el término de 3 años; se reúne 2 veces al año ordinariamente, o en sesiones extraordinarias. Cada país tiene un voto y las decisiones se toman de conformidad a la mayoríaindicada en los estatutos.

2. Comités Ministeriales:

Son grupos, constituidos por los Ministros, que de manera AdHoc, analizan y sugieren a la Conferencia sobre los asuntos que de manera coyuntural o estructural afectan al mercadoy a la Organización.

3. Junta de Gobernadores:

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La Junta de Gobernadores, se encuentra conformada por la Conferencia. Cada país miembro de la OPEP está representado por un Gobernador en la Junta, que se mantiene en el cargodurante dos años. Entre las funciones más importantes de la Junta se encuentran el dirigir el manejo de los asuntos de la organización y la implementación de las decisiones de laConferencia, así como también, nombrar al Auditor de la Organización que ejercerá durante un año, preparar el presupuesto, enviar reportes y sugerencias a la Conferencia, además deredactar sus providencias y preparar su agenda.

4. La Comisión Económica:

Es un Organismo especializado que opera en el marco del Secretariado, con el fin de ayudar a la Organización en el fomento de la estabilidad internacional en el precio del petróleo aniveles equitativos. La Comisión está integrada por una Junta de comisión y el personal, consistente por el ex Secretario los Países Miembros y una Comisión Coordinadora.

5. El Secretariado:

Lleva a cabo las funciones ejecutivas de la Organización, conforme con las disposiciones del Estatuto y bajo la dirección de la Junta. Está constituida por el Secretario General y elpersonal que sea necesario.

Es responsable de la aplicación de todas las resoluciones de la Conferencia, así como las decisiones del Comités Ministerial. Lleva a cabo la investigación y las conclusiones loscuales constituyen los insumos en la toma de decisiones.

ORGANIGRAMA INICIAL OPEP

ASPECTOS RELEVANTES

POR DECADAS 1.960 – 2.012

La década de 1960:

Luego de la creación de la OPEP por cinco países productores de petróleo, en Bagdad (septiembre de 1960) se produjo en un momento de transición en el panorama económico ypolítico internacional, con una amplia descolonización y el nacimiento de muchos nuevos Estados independientes en el mundo en desarrollo. El mercado internacional del petróleo estabadominada por las "Siete Hermanas" Empresas multinacionales y fue en gran parte independientes de los de la antigua Unión Soviética(CPE). La OPEP ha desarrollado su visión colectiva, establecer sus objetivos y estableció su Secretaría, primero en Ginebra y luego, en 1965, en Viena. Se adoptó una "Declaración dePolítica Petrolera” en los Países Miembros en 1968, que hizo hincapié en el derecho inalienable de todos los países a ejercer la soberanía permanente sobre sus recursos naturales, eninterés de su desarrollo nacional. Membresía creció a diez en 1969.

La década de 1970:

La Conferencia

La Junta deGobernadores

Comisión deEconomía

Secretariado

Comités Ministeriales



OPEP subió a la prominencia internacional durante esta década, ya que sus países miembros tomaron el control de sus industrias petroleras nacionales y adquirió una voz importanteen la fijación de precios del crudo en los mercados mundiales. El período de 1970 a 1980 fue el de mayor importancia para la OPEP, en el que se logró estabilizar e incrementar los preciosdel petróleo. Así, por ejemplo, el precio se incrementó de US$ 1.80 por barril en 1971 a US$ 5.12 en 1973, precio que posteriormente se disparó por los conflictos bélicos entre Siria y Egiptocontra Israel, la posterior revolución en Irán y la guerra IrakIrán. Otra de las reacciones a las cotizaciones altas del petróleo de parte de la comunidad internacional fue la creación, en 1974,de la Internacional Energy Agency (IEA), la cual nació teniendo como una de sus finalidades el promover el uso de energías alternativas y la eficiencia energética para reducir la dependenciadel petróleo como fuente de energía. Ello permitiría crear reservas de crudo en poder de los consumidores y presionar diplomática y psicológicamente a los productores.

Estos conflictos desencadenaron la crisis de 1979, en la cual el precio del petróleo llegó a los US$ 35 por barril.

Con las altas cotizaciones se creó un adecuado escenario para la exploración. Así, zonas como el mar del norte en Europa o Rusia se volvieron atractivas para los inversionistas.

En dos ocasiones, los precios del petróleo aumentaron abruptamente en un mercado volátil, provocada por el embargo del petróleo árabe en 1973 y el estallido de la revolución iraníen 1979. La OPEP ha ampliado su mandato con la primera Cumbre de Jefes de Estado y de Gobierno en Argel en 1975, que abordó la difícil situación de los países más pobres y pidió unanueva era de cooperación en las relaciones internacionales, en aras del desarrollo económico mundial y la estabilidad. Esto condujo a la creación del Fondo de la OPEP para el DesarrolloInternacional en 1976. Los países miembros se embarcaron en ambiciosos planes de desarrollo socioeconómico. Membresía creció a 13 en 1975.

La década de 1980:

Después de alcanzar niveles récord a principios de la década, los precios comenzaron a debilitarse, antes de estrellarse en el año 1986, en respuesta a un exceso de las grandespetroleras y el cambio de los consumidores fuera de este hidrocarburo. Participación de la OPEP en el mercado de aceite más pequeña cayó pesadamente y su ingreso total de petróleo cayópor debajo de un tercio de los picos anteriores, causando graves dificultades económicas para muchos países miembros. grado de influencia en los precios. Sumado a ello, los años ochenta fueron un período de precios del petróleo muy bajos (alrededor de US$ 10 por barril), por lo que la OPEP intentóestabilizar el precio a través de las reducciones en los volúmenes de producción de sus países miembros, sin mucho éxito. Así, el resultado final fue la reducción en participación de laproducción mundial, de 48% en 1978 a niveles de 30% en 1986, lo que implicó una importante pérdida de mercado.

Los precios subieron en la parte final de la década, pero a alrededor de la mitad de los niveles de la primera parte, y la participación de la OPEP en la producción mundial crecienterecién comenzó a recuperarse. Esto fue apoyado por la OPEP la introducción de un techo de producción del grupo dividido entre los países miembros y una canasta de referencia para losprecios, así como avances significativos en el diálogo OPEP / noOPEP y la cooperación, considerada como esencial para la estabilidad del mercado y los precios razonables.

La década de 1990:

Los precios se movieron menos dramáticamente que en los años 1970 y 1980, y oportuna acción OPEP redujo el impacto en el mercado de Oriente Medio hostilidades en 199091. en los años noventa, el precio del petróleo se encontraba estable en alrededor de US$ 20 por barril, cuando en 1997 se generó una sobre oferta de petróleo en el mundo debido a que laOPEP decidió ampliar el límite de producción de sus países miembros previamente a la crisis asiática (que implicó una reducción de la demanda de petróleo en el mundo). Así, el precio delpetróleo llegó a cotizaciones nuevamente de US$/barril 10.

Pero la volatilidad excesiva y debilidad general de los precios dominó la década, y el sudeste asiático recesión económica y el invierno templado del hemisferio norte en 199899 violos precios de nuevo a los niveles de 1986. Sin embargo, una recuperación sólida seguida en un mercado petrolero más integrado, que se ajuste al mundo postsoviético, una mayorregionalismo, la globalización, la revolución de las comunicaciones y otras tendencias de alta tecnología. Las relaciones entre los productores y consumidores, tuvieron continuos avancesgracias al dialogo dado por los países de la OPEP / noOPEP. A medida que los patrocinados por las Naciones Unidas, negociaron sobre el cambio climático, cobró impulso después de laCumbre de la Tierra de 1992, la OPEP buscó justicia, equilibrio y realismo en el tratamiento del suministro de petróleo. Un país dejó la OPEP, mientras que otro fuera suspendido.

La década de 2000:

Un aditivo interesante e innovador fue el mecanismo de banda de precios OPEP, que ayudaron a fortalecer y estabilizar los precios del crudo en los primeros años de la década. Pero,una combinación de las fuerzas del mercado, la especulación y otros factores que transformaron la situación en 2004, elevando los precios y el aumento de la volatilidad en el mercado delcrudo bien abastecido. El petróleo se utiliza cada vez más como una clase de activos. Los precios se dispararon a niveles récord a mediados de 2008, antes de caer en la emergente crisisfinanciera mundial y la recesión económica. OPEP llegó a ser prominente en el apoyo al sector petrolero, como parte de los esfuerzos globales para hacer frente a la crisis económica.Segunda y Tercera Cumbres de la OPEP en Caracas y Riyadh en 2000 y 2007 estableció estabilidad de los mercados energéticos, el desarrollo sostenible y el medio ambiente como trestemas centrales, y se adoptó una amplia estrategia a largo plazo en 2005. Un país fue adherido a la OPEP, otro reactivado su condición de Miembro y un tercero fue suspendido.

LA OPEP EN LA ACTUALIDAD

Las cifras actuales respecto a la OPEP indican su importancia, ya que representa:

51% de las exportaciones mundiales de petróleo,

Más del 43% de la producción (30.6 millones de barriles por día).

78.4% de las reservas probadas de petróleo del mundo.

En base a lo indicado, debe señalarse que si bien la OPEP puede influenciar el precio del petróleo, las variaciones de dicha cotización en el mundo ahora tienen determinantesadicionales como:

Acumulación de inventarios en los países desarrollados que les permite manejar problemas de desabastecimiento de petróleo. El desarrollo de los mercados financieros y la aparición del mercado de futuros (y con él, el incremento de la especulación en el mercado bursátil del petróleo).



Las crisis climáticas que afectan la producción de las refinerías sobre todo en EEUU.

La falta de inversiones en el sector de refinación a nivel mundial, con lo cual se ha reducido la oferta de combustibles y derivados.

La reducción de la capacidad instalada de producción de los países productores.

Las tensiones geopolíticas en Medio Oriente, que implican un riesgo en la producción de petróleo.

Las variaciones en la demanda de los países desarrollados (OECD2), registrándose importantes incrementos en los últimos años.

El crecimiento de los países en desarrollo como China e India durante los últimos años, etc.

Estos nuevos factores también explican la volatilidad del precio del petróleo y con mayor intensidad el incremento del mismo durante los últimos años. Sin embargo, no debemos dejarde considerar que la OPEP además de los importantes volúmenes de reservas cuenta con dos variables importantes en esta industria: el bajo costo de producción de sus países miembrosy la calidad del petróleo que poseen.

OBJETIVOS DE PRECIOS DE OPEP

PERIODOS DESCRIPCIÓN DOLARES

19601973: objetivo implícito por debajo de 5 dólares por barril

19741979: objetivo implícito de entre 5 y 12 dólares por barril

19791985: objetivo implícito por encima de 30 dólares por barril

19861990: objetivo explícito de 18 dólares por barril

19912000: objetivo explícito de 21 dólares por barril

20002005: objetivo explícito banda de precios

de

22 a 28 dólares por barril



2009actual: objetivo implícito por encima de los 60 dólares por barril.

CONFERENCIA OPEP 12 DE DICIEMBRE 2012

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La Opep prolonga el mandato del secretario general, y mantiene producción

La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) decidió el miércoles en Viena prolongar un año el mandato de su secretario general, el libio Abdalá El Badri, anunció elministro saudita, Alí al Naimi.

“Prolongamos por un año al secretario general”, en el cargo desde 2007, declaró Al Naimi a la prensa una vez finalizada la reunión de la OPEP. Los 12 Estados miembros no fueroncapaces de ponerse de acuerdo sobre uno de los tres candidatos iraquí, saudí e iraní a la sucesión del libio, cuyo mandato expiraba a fines de este año.

Todo queda como está

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La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) decidió este miércoles mantener en 30 millones de barriles diarios su techo oficial de producción, vigente desde diciembrede 2011, anunció el ministro saudita, Alí al Naimi.

“La mantendremos (la producción). Todo se queda como está”, declaró en Viena tras una reunión del cártel el ministro de Arabia Saudita, el mayor productor y miembro más influyentedel cártel.

El ministro confirmó así lo adelantado por algunos de sus homólogos antes de la reunión, así como las expectativas del mercado que apostaban por mantener la cuota actual.

El nivel real de producción de la OPEP, que extrae el 35% del crudo mundial, es sin embargo superior a la cuota oficial.

Según la Agencia Internacional de la Energía (AIE), que representa los intereses de los grandes países consumidores, el cártel integrado por 12 países extraía en noviembre 31,22 mbd,

Más temprano

Los ministros de la OPEP iniciaron la mañana de este miércoles en Viena una reunión centrada en la producción y la elección de un nuevo secretario general, en un clima de aparenteconsenso sobre la posibilidad de mantener sin cambios el actual techo productivo, Mantendremos el mismo nivel de producción”, dijo poco antes de iniciarse la reunión el ministro libio delPetróleo, Abdel Bari al Arusi.

“Pensamos que en este momento no se ve una necesidad de una medida de ajuste”, dijo por su lado el ministro ecuatoriano de Recursos No Renovables, Wilson Pástor. El funcionarioañadió a la AFP que ha hablado “con algunos miembros, y los miembros comparten el criterio de mantener la cuota en 30 millones” de barriles diarios. “Estoy viendo que hay consenso”,insistió.

“Pareciera” que hay consenso, dijo el gobernador venezolano ante la OPEP Bernard Mommer, interrogado sobre si habrá un acuerdo para mantener el nivel oficial de producción delcártel, en 30 mbd desde diciembre de 2011. Al preguntársele si la posición de Caracas será mantener ese tope, el funcionario asintió.

“El mercado está suficientemente abastecido” y “producimos lo que el mercado necesita”, comentó el ministro emiratí de Energía, Mohamed ben Dhaen al Hamili, diciendo estar“satisfecho” con los precios actuales, en torno a 110 dólares el barril de Brent.

“El mercado está equilibrado. Creo que se mantendrá el nivel acordado el año pasado”, añadió el ministro angoleño, José Maria Botelho de Vasconcelos.

El nivel real de producción de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), que no impone cuotas individuales a cada Estado, es sin embargo superior a la cuotaoficial.

Según la Agencia Internacional de la Energía (AIE), que representa los intereses de los grandes países consumidores, el cártel integrado por 12 países extraía en noviembre 31,22 mbd.La producción iraní, castigada por las sanciones internacionales y el embargo de la Unión Europea, se derrumbó un 25% en el último año, lo que Arabia Saudita, el mayor productor,compensó aumentando su bombeo.

Los ministros tienen también que decidir este miércoles quién será el próximo secretario general, ya que el mandato del actual, el libio Abdalá el Badri, expira a fin de año.

“Creo que Arabia Saudita” tiene buenas posibilidades con su candidato el ex gobernador ante la OPEP Majid Moneef, dijo el ministro libio Al Arusi.

“Los candidatos saudí e iraquí (el ex ministro del Petróleo Thamir Ghadban) están muy bien calificados” para obtener el cargo, dijo por su lado el ministro emiratí Mohamed ben Daenal Hamili.

El tercer candidato, el ex ministro del Petróleo iraní Gholam Hosein Nozari, parecía a priori peor posicionado para obtener el apoyo unánime necesario.

“Vamos a ver si deciden en esta reunión y esperemos que sí lo hagan por el interés de la organización”, dijo por su lado Wilson Pástor, después de que en junio se postergara alencuentro de este miércoles la elección del secretario general.

El ministro venezolano de Petróleo y Energía, Rafael Ramírez, no asistió a la cumbre que la OPEP celebró el miércoles en Viena, debido a sus “ocupaciones” en Caracas y a las elecciones regionales que se celebraron eldomingo 16/12/2012 en Venezuela, informaron fuentes oficiales.

En lugar de Ramírez, asistió a la reunión el gobernador de Venezuela ante la OPEP,

Bernard Mommer.

Publicado 23rd January 2013 por heidy rodriguez



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