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7/23/2019 Recuperación del Sistema de Refinación y Mejoramiento de crudo en Venezuela - Foro Petrolero PLC - Antonio Mendez - Noviembre 2015

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1

Recuperación

Sistema de

Refinación y

Mejoram iento de

Crudo s venezolano

BITOR

Presentaci ón en Foro sobre Petróleo en Colegio de Ingenieros de Puerto la Cruz

Ing. Antonio Méndez Vásquez

E-mail : [email protected]

Twitter: @AMendezVasquez

Puerto La Cruz,24 Noviembre 2015



Contenido

Objetivos y Creación de valor en refinación

Situación actual del sistema de Refinación venezolano

Resultados Refinación 2011 al 2014

Problemática de almacenamiento de Coque en Jose

¿Cómo salimos de esta situación?

¿Qué hacer para recuperar a PDVSA?



3

Cadena de Valor

tiempo

Integración a lo largo de la cadena para captar el máximo valor

Ingreso Total

Ingresos Refinación / Petroquímica

Ingresos por Mercadeo

Ingresos por venta de Crudo

Aguas arriba Aguas abajo

Refinación

HC Líquidos

HC Gaseosos

I n g r e s o

$



Objetivos de una Refinería



Puerto La Cruz(187 KBD)

Mar Caribe

San Roque

(5 KBD)

Amuay

(645 KBD)

Isla

(335 KBD)

Cardón

(310 KBD)

El Palito

(140 KBD)

CaracasBajo Grande

(16 KBD)

Sistema Refinador venezolano

Capacidad Total

Venezuela 1.303 KBD



SEGURIDAD

CONFIABILIDAD

RENTABILIDAD

GENTEPROCESOS

TECNOLOGIA

Creación de Valor en Refinación

De 2003 a Octubre 2015:•

455 accidentes/ incidentes(120 de ellos incendios)

• 595 lesionados y 141 muertos

En 2014 procesados 920 vs 1.100 KBD normal(1.303 KBD capacidad)

Producción de gasolinas 270 vs 360 KBD( importando de EUA 50 KBD)

¡¡Altas Perdidas acumuladas desde 2012 a 2014!!

12.990 MM$



¿Cómo se llegó a este deterioro

de la productividad y rentabilidaddel Sistema de Refinación

PDVSA?

Situación actual Refinación Venezuela



Cifras de accidentalidad PDVSA

Según Informes Gestión Social y Ambiental 2012 a 2014

IFB: Índice de Frecuencia BrutaIFN: Índice de Frecuencia Neta

IS: Índice de Severidad

Cifras de accidentalidad PDVSA según Informes Gestión Social y Ambiental

Periodo Lesiones

totales Lesiones

incapacitantes Fatalidades

Días

perdidos/

cargados

HH exposición

(miles) IFB IFN IS

2012 3400 2345 24 186102 380202.94 8.94 6.17 489

2013 3195 2352 12 118731 437845.47 7.30 5.37 271

2014 3254 2339 13 117376 468312.70 6.95 4.99 251



0.7

0.6

0.5

0.4

0.4

0.5

0.5

0.6

0.5

0.4

0.4

0.5

0.6

0.6

0.4

1.8

1.2

1.2

1.6

1.0

0.8

0.7

0.9

1.0

0.4

0.2

0.6

0.6

0.3

0.3

0.7

4.6

4.0

5.1

6.0

6.0

6.2

5.4

5.0

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

PDVSA Vzla CITGO Ecopetrol PEMEX OGP

Índice de Frecuencia Neta (IFN)(Número de lesiones con pérdida de tiempo por cada millón HH)



35

35

38

46

43

41

43

35

27

26

25

29

32

32

25

26

159

93

350

75

13

123

0

0

24

35

16

22.6

18

87

238

396

491

433

450

489

271

251

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

PDVSA Vzla CITGO Ecopetrol PEMEX OGP

Índice de Severidad (IS)(Cantidad de Días Perdidos por cada millón HH)



Hechos/ Información adicionales



Total Accidentes en PDVSA 2003 – NOV’2015

Total 455Accidentes/ Incidentes

Elaborado por: Mery Rivero y Benigno Cordones

119

12080

4549 42

INCIDENTES

EXPL O INCENDIOS

DERRAMES

OPERACIONALES

OTROS

ACUAT/LANCHAS

GRAN TOTAL %

INCIDENTES 119 26

EXPL O INCENDIOS 120 26

DERRAMES 80 18

OPERACIONALES 45 10

OTROS 49 11

ACUAT/LANCHAS 42 9

455 100

La data fue recopilada de los eventos públicos y notoriosseñalados por prensa nacional / regional y/o por la página

web de PDVSA.



Destilación

Craqueo Catalítico

ReformaciónHDS / HDT

Alquilación

Coquificación

Factor complejidad

- -

1303

255

54385

72

158

9

MBD

Esquemas y Márgenes de RefinaciónConceptos Básicos: Petróleo, Crudo y sus DerivadosConceptos Básicos: Petróleo, Crudo y sus DerivadosConceptos Básicos: Petróleo, Crudo y sus DerivadosConceptos Básicos: Petróleo, Crudo y sus DerivadosTema 6: Sistema de refinación PDVSA

Sistema de refinación de Venezuela



•

Livianos / medianos % 90• Pesados % 10

• Destilación

• FCC

• Alquilación

•

Reformación

•

Gasolinas• Destilados

• Fuel oil

• Otros

Principales Procesos

Dieta Productos (%)

3635

28

1

MBD187

15

5

35

Refinería Puerto La Cruz

Programa Internacional de Gerencia del Negocio de los Hidrocarburos



Refinería Puerto La Cruz continuación

Plantas operando a carga limitada,

NHT

REF .NAFT.CCR



Márgenes Refinación ($/Bbl) – Históricos & Proyección

4,69

6,54

2,52

4,02

9,12

14,3513,34

12,48

10,67

(0,09)

4,52 4,564,41

0,98

4,99

7,19

4,75

(0,07)

1,61

0,22 0,71

1,28

5,12 5,335,65

0,33 0,25 0,58

2,86

4,40

(0,42)

2,12

2,803,42

3,14

(1,88)

(4,21)

3,27

5,06

1,83

3,03

6,77

11,5910,94

10,43

7,57

0,01

3,34

4,054,41

0,56

4,13

5,87

4,35

(6)

(4)

(2)

0

2

4

6

8

10

12

14

16

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Pesados Acidos Conversión Profunda

Livianos Acidos Conversión Media

Margen Refinación Venezuela - Neto Real

Operación Eficiente Refinación Venezuela

Fuente : IHS Oil & Gas Abril 2015



RESULTADOS REFINACIÓN 2001 – 2014

RESULTADOS HISTORICOS REFINACION VENEZUELA

2001 2011 2012 2013 2014 Dif 2014-

2001

Crudos Procesados, MBD 1017 991 932 952 920 -97 Insumos a procesos/mezclas, MBD 131 162 175 152 TOTAL 1122 1094 1127 1072 % Insumos proc/mezcla, MBD 13.2 17.4 18.4 16.5

RENDIMIENTOS, %Naftas/Gasolinas 35 30.5 30.2 30.9 30.3 - 4.7Jet/Destilados 40 29.7 30.8 29.9 28.9 -11.1Lubricantes/Asfaltos 6 6 6 1.5 1.5 - 4.5 Residual Alto Azufre 17 22.8 26.2 27.2 27.8 10.8

Otros (inc cons. propio/gan o perd) 2 11 6.8 10.5 11.5 9.5 TOTAL 100 100 100 100 100 0

Margen bruto, $/Bbl 5.21 1.65 1.41 Costos de Refinacion, $/Bbl -2.07 -3.53 -5.62 Margen Neto, $/BBl 3.14 -1.88 -4.21 - 4.4? - 4.6?

Margen Neto "Optimo", $/Bbl 3.24 2.23 6.48 6.75 7.3 % Captura margen Öptimo" 97 NEG NEG NEG NEG

Perdida vs Optimo, MM$/año 37 -1487 -3637 -3870 -4000 17



Conclusiones Gestión Refinación

• PDVSA tiene índices de siniestralidad muy por encima de empresas similares

• En 2014 el índice de severidad del CRP alcanzó 689 días perdidos/ millón de HH

• Reducción continua de corrida de crudo, alejándose progresivamente de lacorrida optima

• Reducción creciente de la calidad del paquete de productos, con mayorproducción de residuales y “otros” (productos fuera de especificación?) y

menor de gasolinas y destilados, cuyo volumen ya no cubre el mercado interno• Disminución creciente del margen de refinación en un entorno de márgenes

crecientes por el comportamiento del mercado internacional, aumentandocontinuamente las perdidas del parque refinador

• 12.990 MM$ de pérdidas acumuladas estimadas en período 2011 – 2014

• La Gestión de la “PDVSA roja rojita” se ha alejado de las buenas prácticascentradas en seguridad, confiabilidad operacional y rentabilidad

• Respuesta de PDVSA ante estos pobres resultados:

¡ cada vez menos atención e información !

18



Problemática del aumento dealmacenamiento de Coque en Jose

Problemática del Coque en Jose



Mejorador de Crudo

Complejo Industrial similar a una Refinería, pero cuyoobjetivo es procesar Crudos Extrapesados para generarCrudo Sintético, o Crudo Mejorado, que pueda serprocesado en forma apropiada en una Refineríaconvencional

Objetivos del Mejoramiento:• Aumentar gravedad API

• Reducir viscosidad para hacerlo transportable

• No se manufacturan productos terminados

• Generar un Crudo Sintético Refinable :o Mayor contenido de Naftas y Destilados.

o Menor contenido de Residuales y Contaminantes

o Reducción del contenido de Asfaltenos y Carbón



MEJORADORES EN CONDOMINIO JOSE(COMPLEJO INDUSTRIAL JOSÉ ANTONIO ANZOÁTEGUI)

P E T R O M O N A G A S

P

P



Mejoramiento de Crudos Pesados

Producción de Crudos Mejorados en Venezuela



Problemática del coque de Jose

Antecedentes: - En Jose existen cuatro mejoradores de crudo P/XP,construidos por las Asociaciones Estratégicasdesarrolladas en la apertura petrolera de los 90’s

- Capacidad para mejorar 610 MBD de crudo X/P de 9API a entre 16-32 API, según el nivel de inversiónincorporada

- Inicio de exportaciones de coque fue en el 2001, conla entrada en funcionamiento de los terminales de

manejo de sólidos de las entonces Petrozuata (hoyPetroanzoátegui) y Sincor, (hoy PetroCedeño)

- Venezuela se convertiría en un seguro exportador deeste rubro, llegando a transar en el mercadointernacional hasta 16.000 ton/día de coque




¿Qué pasó después de 2007?

- Reducción de % accionario de trasnacionales a un

40% máximo- Control operacional y administrativo pasa a PDVSA

- Fin de meritocracia, despido de cuadros gerenciales exPdvsa, rebaja de sueldos!

- Ineficiencia, ausencia de planificación, indicios decorrupción rampante




¿Qué pasó después de 2007?Ineficiencias:

- Rebaja en presupuestos de mantenimiento

- Alargamiento de periodo de reposición de repuestos(de días a meses)

- Deterioro funcionalidad y vida útil de instalaciones yequipos.

- Abandono de reemplazos programado de partes- Canibalización de equipos

Reducción de niveles de calidad de SHA




La crisis se acentúa:- Finalizada la reparación y reanudados los envíos de

coque al mercado internacional, material acumuladoen el nuevo patio siguió incrementándose

- Causas:- Perdida de calidad gerencial- Pésimo mantenimiento

- Deficiencias en procura

- Deseo de sacar provecho económico de la situación

- Violación de las normas operativas

- Burocracia, corrupción

- De 2009 a 2012, montaña de coque crece hasta 6millones de Toneladas, a pesar de que mejoradoressolo operaron al 66% de su capacidad




La crisis se acentúa:- Min Ambiente emitió recomendaciones para almacenaje

a cielo abierto que no se están respetando:

Máxima altura pila = 15 m (vs 30 m hoy)

Área del patio = 9 Ha (hoy 21 Ha coque + 7 Ha azufre)

- Pila continuó igual durante 2012 - 2013- Nuevo incidente en Terminal sólidos Petroanzoátegui

(Dic 2013) Daños en correa de patio a muelle (F/S por 3 meses)

Acumulación adicional de coque: ¿10 MMTM?

¿Formación de nueva montaña?

- Indicios de corrupción en contratación de camiones paraapilamiento de coque en patios internos



Montaña de coque vista desde la autopista, al fondo los patios internos




¿Qué se debe hacer? A corto/mediano plazo:

- Retomar filosofía gerencial de máxima eficiencia operacional ygarantizar una operación en condiciones seguras

- Independizar el manejo del coque para eliminar focos de corrupción

- Asegurar contratos de exportación de coque por encima de laproducción máxima de los mejoradores, a fin de llevar el inventario asus niveles de diseño en un tiempo prudencial (máximo 24 meses)

- Revisar partidas presupuestarias destinadas a inversión ymantenimiento preventivo y correctivo

- Adecuar / optimizar sistemas para alcanzar su máxima capacidadoperativa

- Optimizar uso de los terminales de embarque, minimizando tiempos

muertos y de carga- Evaluar opción de puesta en servicio muelle de gabarras para disponer

de un tercer punto de embarque de sólidos

- Maximizar sinergias entre las diferentes empresas mixtas

- Evaluar expansión capacidad muelle Petroanzoategui con nuevo

terminal en cara este




Problemática del Coque de Jose

¿Qué se debe hacer? A mediano/largo plazo

- Impulsar el uso de coque como combustible para generacióneléctrica y en cementeras

- ¿Coque valorado a costo de oportunidad?

- Revisión de tarifas eléctricas

- Retomar estudios previos para construcción en el país una planta

de calcinación de coque para la industria del aluminio y siderúrgica

- Impulsar I&D en usos alternos del coque: recuperación de metales,

producción de grafeno, otros



¿Como salimos de esta situación?

Para superar la crisis que afecta al sector petrolero, y en particular a la seguridad y confiabilidad del Sistema deRefinación y los Mejoradores , se requiere RETOMAR ELMODELO DE EMPRESA EFICIENTE Y ORIENTADA ALA MEJORA CONTINUA DE SU GESTIÓN , centrada enel negocio de los hidrocarburos y con el equilibrioeconómico necesario para lograr su desarrollo y la creaciónde valor a sus accionistas (los ciudadanos venezolanos)

ESTA FUE LA RAZÓN DE SER QUE CARACTERIZÓ APETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. EN SU PRIMEROSVEINTICINCO AÑOS DE EXISTENCIA



! Los venezolanos nos merecemos un mejordestino: comencemos a construirlo el 6D !!



Consultor Ejecutivo de Refinación, Coordinador Comité Manufactura COENER y de FONDESIBO

Gerente de Desarrollo de Negocios, PROESCA, filial de PDVSAGerente de Planificación Nacional de Asuntos Públicos, MaravenGerente de Operaciones y Suministro, PDV Europa, La Haya, Holanda

Analista Mayor de Evaluación de Proyectos y Planificación , Interven

Ing. de Proyectos, Coordinación de Manufactura, PDVSAIng. de Proyectos, Gerencia Planificación de Manufactura, MaravenOPTecnólogo de Destilación y Conversión Térmica, Maraven DR, FalcónIng. Control de Gestión y Auditorías, Maraven DR, FalcónIng. Tecnología de Producción, Maraven DOP, Lagunillas, ZuliaIng. Compañía Shell de Venezuela, Lagunillas, ZuliaProfesor Análisis Matemático V en LUZ – Núcleo Cabimas

Miembro del Colegio de Ingenieros de Venezuela (CIV-63212) y de laSociedad Venezolana de Ingenieros Químicos (SVIQ)

Ing. Antonio Méndez Vásquez

Ingeniero Químico UCV – LUZ 1974



Javier Larrañaga

Láminas de respaldo

A id t I id t 2003 ' 2014



106

66

3327 18

INCIDENTES

EXPL O INCENDIOS

OPERACIONALES

OTROS

DERRAMES

Accidentes e Incidentes 2003 - nov' 2014En Refinerías del país

TOTAL %INCIDENTES 106 42EXPL OINCENDIOS 66 26OPERACIONALES 33 13OTROS 27 11DERRAMES 18 7

250 100

Lesionados y fallecidos por año PDVSA



2003

2004

2005

20062007

20082009

20102011

20122013

20142015

0

50

100

150

200

250

12

24

8

41

5

49

8

16

11

55

11

17

6

27

3

1911

26

4

245

64

13 0

39

5

24

5

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

20151 Lesionados

2 Fallecidos

TOTAL 595 Lesionadosy 141 Fallecidos

Lesionados y fallecidos por año PDVSADesde 2003 hasta nov 2015

AÑO LESIONADOS FALLECIDOS2003 24 8

2004 41 5

2005 49 8

2006 16 11

2007 55 112008 17 6

2009 27 3

2010 19 11

2011 26 4

2012 245 64

2013 13 0

2014 39 5

2015 24 5595 141




SEGURIDAD

CONFIABILIDAD

RENTABILIDAD

GENTEPROCESOS

TECNOLOGIA

¿Qué hacer para recuperar a PDVSA?

Crear Valor rescatando

Modelo de Excelencia Operacional

centrado en buenas prácticas

gerenciales y operacionales



Identificar mejoras a implantar en los procesos basadas

en las mejores practicas internacionales de Refinación,

identificando riesgos operativos y la definición de

estrategias para mitigar los mismos.

Comentariosde la Gerencia

Recomendación

Riesgo

Observación / Hallazgo

M B A MEDIO ALTO BAJO

Riesgos operativos / Evaluación de impactos

Auditoría Técnico Operacional



Bases de Creación de Valor

APLICARTECNOLOGÍAS

(¨BEST PRACTICES¨)

GENTE(Formar, Tecnificar

y Certificar al personal)

PROCESOS(Forma de trabajar-ENT/Sistema de Medición)

S id d Hi i A bi t



Seguridad, Higiene y Ambiente

Que no ocurran dañosa Personas / Instalaciones

y/o Ambiente

Diagnostico denecesidades

Adaptación yDesarrollo de

Normas y Proced.

Adiestramiento yConcientización

(Comportamiento Seguro)

Gerencia deSeguridad de los

Procesos

Planes deContingencia

Seguimiento yControl

42

C fi bilid d O i l



CONFIABILIDAD HUMANA •Involucramiento•Sentirse Dueño

•Interfases•Competencias/Conocimiento

MANTENIBILIDAD

DE EQUIPOS •Confiabilidad incorporada

desde fase de Diseño•Multiusos

•Reducción del TPPR•. Métodos/ procedimientos

Reparación.CONFIABILIDADDE EQUIPOS

Estrategia de Mantenimiento•Efectividad del Mantenimiento

•Extensión del TPEF•Diseño/Selección aprop.equipo

CONFIABILIDADDEL PROCESO

•Operación dentro delas condiciones de diseño•Comprensión del proceso

y aplicación proced.

CONFIABILIDAD

OPERACIONAL

Confiabilidad Operacional

Mejora Continua de la Rentabilidad



Mejora Continua de la Rentabilidad

I

Implantación de Gerencia del Margen, Gerencia de Costosy Mejora Continua de satisfacción de Clientes

Compromiso de accionar con Responsabilidad Social Empresarial

-Ingresos Operac.

Egresos Operac.

Ganancias yPérdidas

Maximizar Ingresosy Optimizar los

costos de operación

Margende

Refinación

Prop. Ptas. y Equip.

Activo Circulante

Pasivo Circulante+

- BalanceGeneral

Optimizar el uso delcapital empleado mediante:

*Adecuacion y Modernizacionde Plantas e Instalaciones

* Desincorporaciónde activos improductivos.

*Reducción de los nivelesde inventarios de materiales

Capital

Empleado

+

-

44

Accidentes e incidentes 2003 - nov' 2014



106

66

3327 18

INCIDENTES

EXPL O INCENDIOS

OPERACIONALES

OTROS

DERRAMES

Accidentes e incidentes 2003 nov 2014En el CRP

TOTAL %

INCIDENTES 53 35EXPL OINCENDIOS 47 31OPERACIONALES 21 14OTROS 20 13DERRAMES 12 8

153 100





46

•

Liviano / medianos• Pesados

• Factor de complejidad

• % Utilización

• Destilación• HDS• FCC• Alquilación• Coquización

• Gasolinas

• Destilados

• Fuel oíl

• Asfalto

• Otros


Dieta Productos ( % )

31

46

14

5

4

MBD645258108

2198

73 %27 %

9.5

81

p yp yp yp y

Centro de Refinación Paraguaná / Amuay

Centro de Refinación Paraguaná/ Amuay



47

CRUDO DESTILACIÓN ATMOSFERICA

FRACC. DENAFTAS

DESTILACIÓN AL VACIO

CRAQUEOCATALITICO

FLEXICOQUIZACIONY

COQUIZACIONRETARDADA

LUBRICANTES

ISOM.BUTANO ALQUILACIÓN

HIDRO-TRATAMIENTO

DEST. MED.

MEZCLADOR

MEZCLADOR

• Glp• Gasolina• Solventes

• Turbocombustible• Kerosen

• Aceite decalefacción

• Residuales

• Azufre

• Lubricantes

• Asfalto

•

Coque

SERVICIOSINDUSTRIALES

TAME

HIDROTRATAMIENTODEST. PESADOS

Centro de Refinación Paraguaná / Amuay,

continuación

Plantas operando a carga limitada, Plantas fuera de operación,




• Livianos / medianos 85 %• Pesados 15 %

• Factor de complejidad 13,9

• % Utilización 94

• Destilación• HDS• FCC• Alquilación• Reformación• Coquización

•

Gasolinas• Destilados

• Fuel oil

• Lubricantes

• Otros


Dieta Productos (%)

3839

14

1

8

MBD3101277725

4560

Centro de Refinación Paraguaná / Cardón

Cent ro de Refin ación Paraguaná/ Cardón



49

CRUDO DESTILACIÓN ATMOSFERICA


SERVICIOSINDUSTRIALES

REFORMADOR

• Gas

• GLP

CRAQUEOCATALITICO

HIDRO-

TRATAMIENTODEST. PESADOS

ALQUILACIÓN

MTBE

TAMEHIDRO-

TRATAMIENTO

DEST. LIV.

PDALUBRICANTES

COQUIZACIONRETARDADA

HIDRO-TRATAMIENTO

• Diesel

• Gasolina• Turbo-combust.

• Kerosén

•

Lubricante

• Coque

• Residual

HIDRODEMET

Cent ro de Refin ación Paraguaná / Cardón,

cont inuación

Plantas operando a carga limitada, Plantas fuera de operación,




• Liviano / medianos,% 100

• Pesados,% 0

• Factor de complejidad 8.6

• % utilización 99

• Destilación

• FCC

• Alquilación

• Reformación

•

Gasolinas 47• Destilados 29

• Fuel oil 22

• Otros 2


Dieta Productos (%)

MBD

140

54

22

9

Refinería El Pal i to


R fi í El P lit ti i



51

Crudo

•Residual

•Diesel

•Solventes•BTX

•Gasolina

Isobutano

Gasóleo de vacío

Gasolina natural

DESTILACIÓN ATMOSFERICA


REFORMADOR BTX

SOLVENTES

CRAQUEOCATALITICO

ALQUILACIÓN

OXIGENADOS

Refin ería El Palito , con tin uacion

Plantas en proceso de arranque

Si t R fi ió PDVSA Di i b 2002



Capacidad USA / Caribe 1395 MBD Capacidad Europa 251 MBD

COSTA DEL GOLFO MBD

LAKE CHARLES 320

CORPUS CHRISTI 150

LYONDELL (42%) 110

SWEENY (*) 165

CHALMETTE(50%) 98

COSTA ESTE / CARIBE MBD

SAINT CROIX (50%) (*) 273PAULSBORO 84

SAVANAH 28

EUROPA MBD

NYNAS (50%) 35

RHUR OEL (50%) 216

CARIBE MBD

ISLA 335

MEDIO OESTE MBD

LEMONT 167

ALMACENAMIENTO: BOPEC - BORCO – COT

( 39 MMBLS )

Amuay 645MBD

Cardón 310MBD

ElPalito

140MBD

Pto. LaCruz187 MBD

BajoGrande

16 MBD SanRoque

*Ennegociación

Capacidad (MMBD)

Venezuela 1.3Internacional 2.0Total 3.3

Capacidad Caribe 335 MBD

Sistema Refinación PDVSA Diciembre 2002

Desmantelamiento Progresivo de activos



gInternacionales de Refinación

(actualizar con ventas Saint Croix, Chalmette y Sweeny)

2006: Venta de 41,5% de participación en Lyondell (265 MBD) - 1315 MM$

IMPACTO: Pérdida capacidad para procesar 109 MBD de crudos P/XP

2007: Venta refinerías / instalaciones despacho de Citgo Asphalt - 450 MM$

IMPACTO: Pérdida capacidad colocación 112 MBD crudos P/XP enmercado Premium

2008: Venta de 50% activos de Ruhr Oel en Alemania (216 MBD) - 1500 MM$

IMPACTO: Perdida de márgenes de refinación/petroquímicos/mercadeo

de 216 MBD de crudos / productos en Europa2008?: Desabanderamiento de + 6000 estaciones de servicio con logo CITGO

2012: Venta de instalaciones de almacenaje en el Caribe (BORCO)

Sistema Refinación PDVSA Agos to 2014



Capacidad USA / Caribe 1278 MBD Capacidad Europa 35 MBD

COSTA DEL GOLFOMBDLAKE CHARLES 425

CORPUS CHRISTI 150

SWEENY (*) 165

CHALMETTE(50%) 98

COSTA ESTE/ CARIBE MBD

SAINT CROIX (50%) (*) 273

EUROPA MBD

NYNAS (50%) 35

MEDIO OESTE MBD

LEMONT 167

Amuay

645 MBDCardón 310 MBD

El Palito 140 MBD

Pto. La Cruz187 MBD

Bajo Grande 16 MBD

San Roque

*En negociación

Capacidad (MMBD)Venezuela 1.3

Internacional 1.7Total 3.0En negociación 0.44

Capacidad Caribe 401 MBD

CARIBE MBD

ISLA 335

Cuba 32

Jamaica 17

R. Dominicana 17

Refinerías de Caribeprocesan crudos Livianos y

manufacturan

Sistema Refinación PDVSA Agos to 2014(actu alizar a Octub re 2015)

recuperación del sistema de refinación y mejoramiento de crudo en venezuela - foro petrolero plc -...

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