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El valor del gas en Venezuela

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  • La siguiente presentación tiene como finalidad mostrarles el negocio del gas en la nación, específicamente para Las Plantas de extracción de Líquidos que se encuentran en nuestro país. La Gerencia de Ingeniería del Proyecto Complejo Criogénico de Occidente realizó este resumen que incluye las plantas de extracción que actualmente se encuentran en operación y las Plantas nuevas que se encuentran dentro de la cartera de proyectos de la Filial PDVSA GAS.
  • El Gas Natural es una fuente de energía no renovable formada por una mezcla de hidrocarburos parafínicos, está compuesto principalmente por Metano en cantidades por encima de 70 % el resto de sus compuestos son: Etano, Propano, Iso Butano, Normal Butano, Pentano Hexano y más pesados, además suele contener otros gases como CO2, H2S, helio y mercaptanos. En el gas natural se pueden reportar los siguientes contaminantes: Gases Ácidos: CO2 y H2S Agua Compuestos de azufre: Sulfuro de Carbonilo (COS) Disulfuro de Carbono (CS2) Mercaptanos (RSH) Compuestos inorgánicos gaseosos: N2, He, O2 Compuestos inorgánicos sólidos: NaCl, Hg Otros: aceite de compresores, inhibidores, parafinas y asfáltenos.
  • Venezuela tiene reservas de gas probadas que representan el 80% del total de suramérica y una de las más grandes probadas a nivel mundial. Venezuela ocupa el 8vo lugar en el mundo entre los países con mayores reservas de gas natural. Teniéndose en cuenta que el 88% de las reservas mundiales lo ocupan solo 20 países, entre ellos Venezuela. Con los decubrimientos de la reserva que se encuentra en el Bloque Cardón IV del Proyecto Rafael Urdaneta y el resto de los Proyecto Costa Afuera se estima que para el año 2014 se puedan certificar 376 trillones de piés cubícos de Gas Natural lo que posisonaría a Venezuela en el 4to lugar a nivel mundial y en 1er lugar de latinoamérica de los países con mayores reservas probadas. Estos datos son tomados de la bp statistical review of world energy june 2008 revista estadística del mundo de la energía de la empresa bp (british petroleum) del año 2008
  • Durante muchos años en Venezuela no se dio el uso adecuado al gas natural. dejándose de utilizar y aprovechar los beneficios que brinda esta emergía limpia, es por eso que a partir de 1998 con la creación de pdvsa gas se cambio el rumbo y se establecieron nuevas estrategias para maximizar la utilización de este recurso en beneficio del pueblo venezolano. Además el 16 de septiembre de 2007 El Presidente Chávez realiza un anuncio en donde exhorta a impulsar los proyectos de gas y a crear nuevos proyectos con la finalidad de dar crecimiento a la nación y de incentivar la industria petroquímica
  • Aquí podemos apreciar lo que se conoce como la cadena de valor del gas donde se muestran los procesos desde el yacimiento hasta la distribución de los productos los clientes finales. El gas sale de los yacimientos como gas asociado y no asociado, luego de ser separado el crudo el gas es enviado al acondicionamiento en donde los componentes ácidos y el contenido del agua es retirado. entra al proceso de extracción en donde se separan los líquidos del Gas Natural LGN de los componentes más livianos del gas (metano-etano). los líquidos (propano y más pesados) son enviados a las plantas de fraccionamiento para separar los compuestos propano, butanos, gasolina natural y nafta. Estos productos son utilizados en el área doméstica, industrial, comercial. resaltando el uso de estos en la industria Siderúrgica y Petroquímica.
  • La infraestructura actual del Procesamiento de Gas es la siguiente.
  • Ahora revisaremos el Esquema de Procesamiento de PDVSA GAS
  • Se puede destacar porcentaje de reservas de gas asociado y no asociado ASOCIADO: Cunca del Lago de Maracaibo Distrito Norte de Monagas NO ASOCIADO: El resto Rafael urdaneta Falcón Anaco Morichal Yuca Placer
  • Aquí podemos apreciar lo que se conoce como la cadena de valor del gas donde se muestran los procesos desde el yacimiento hasta la distribución de los productos los clientes finales. El gas sale de los yacimientos como gas asociado y no asociado, luego de ser separado el crudo el gas es enviado al acondicionamiento en donde los componentes ácidos y el contenido del agua es retirado. entra al proceso de extracción en donde se separan los líquidos del Gas Natural LGN de los componentes más livianos del gas (metano-etano). los líquidos (propano y más pesados) son enviados a las plantas de fraccionamiento para separar los compuestos propano, butanos, gasolina natural y nafta. Estos productos son utilizados en el área doméstica, industrial, comercial. resaltando el uso de estos en la industria Siderúrgica y Petroquímica.
  • Aquí podemos apreciar lo que se conoce como la cadena de valor del gas donde se muestran los procesos desde el yacimiento hasta la distribución de los productos los clientes finales. El gas sale de los yacimientos como gas asociado y no asociado, luego de ser separado el crudo el gas es enviado al acondicionamiento en donde los componentes ácidos y el contenido del agua es retirado. entra al proceso de extracción en donde se separan los líquidos del Gas Natural LGN de los componentes más livianos del gas (metano-etano). los líquidos (propano y más pesados) son enviados a las plantas de fraccionamiento para separar los compuestos propano, butanos, gasolina natural y nafta. Estos productos son utilizados en el área doméstica, industrial, comercial. resaltando el uso de estos en la industria Siderúrgica y Petroquímica.
  • La infraestructura del Procesamiento de gas se divide en dos áreas de operación: Oriente y Occidente. En Occidente se encuentran las Plantas: Lama Proceso, Lamar Líquido, Planta de Extracción Tia Juana II y III, las Plantas LGN I y II y la Planta Purificadora de Etano (P.P.E). En el Oriente: Planta San Joaquín y ACCRO IV SJ Planta Santa Bárbara, ACCRO III SB y Jusepín.
  • Aquí podemos apreciar con más a detalle la ubicación de cada una de las plantas de Extracción en occidente, de igual forma se especifica el tipo de proceso que utilizan para poder recuperar los líquidos del gas natural. La recuperación de líquidos está asociada a procesos a bajas temperaturas para de esta forma poder condensar los componentes pesados presentes en el gas y así separarlos de los livianos. Las tecnologías utilizadas en occidente para los procesos de refrigeración son combinaciones de los procesos de: refrigeración por turboexpansor, válvulas Joule Thompson, Refrigeración Mecánica y absorción con gasolina pobre. La selección de cada una de estas tecnologías se realizó basándose en la necesidad recuperación de líquidos para cada planta, el año en que se construyó cada una y los clientes o disposición de los productos finales.
  • Al igual que en occidente las tecnologías utilizadas para lograr los niveles de enfriamiento en el gas dependen de los factores antes mencionados: necesidad de porcentaje de recuperación para cada planta, el año en que se construyó cada una y los clientes o disposición de los productos finales. Las tecnologías utilizadas son similares a las de occidente, realizando combinaciones de válvulas Joule Thopmson, turboexpansores y refrigeración mecánica.
  • En la lámina se muestra la infraestructura de Procesamiento de Gas en el País. Se resalta que la capacidad actual de procesamiento de gas es de 4455 MMPCED. Proveniente de las plantas en el oriente y occidente.
  • Los Proyectos Futuros de Plantas de Extracción son:
  • Entre los proyectos más relevantes de Plantas para recuperar líquidos del gas natural se encuentran: En Occidente: El Complejo Criogénico de Occidente En Oriente: IV Tren de San Joaquín que alimentará a la expansión de Jose (Jose 250) La Planta de Acondicionamiento de Gas al mercado Interno (PAGMI) que formará parte del Complejo Gran Mariscal de Ayacucho.
  • Cada tren de extracción puede manejar 475 MMPCED. Con la puesta en marcha del CCO saldrán de operación las plantas Lama Proceso, Lamar Líquido, Planta Compresora Tia Juana 2 y 3, Las Plantas de LGN 1 y 2 y La Planta Purificadora de Etano. La construcción del CCO cambiará el esquema operacional del acondicionamiento del gas en el occidente del país. Ya que aproximadamente ell 90% del gas enviado a las plantas de extracción existentes hoy en día servirá como alimentación al CCO. A continuación les explicaré como operará La Planta CCO.
  • Las corrientes de Gas Rico provenientes del Sur y del Norte del Lago de Maracaibo entran en los separadores Slug Catchers en donde los condensados formados a través de las líneas de transferencia son separados de la corriente de gas luego las dos corrientes de gas se unen y entran al separador de entrada el cual retiene las posibles trazas de condensados que pudo arrastrar el gas desde los slug catchers. El gas pasa por unos filtros coalescedores para retener partículas sólidas. En este punto el gas se separa en dos corrientes y entra a dos trenes de endulzamiento con un proceso de amina en donde el contenido de CO2 y H2S es retirado del gas. Luego el gas entra a la sección de deshidratación que trabaja con tamices moleculares, el gas pasa por los filtros de polvillo y el desmercurizador antes de pasar a la nunidad de extracciön profunda. El flujo de gas de entrada, se divide en tres corrientes e intercambia calor en los equipos 130-E01, 130-E03 y 130-E04A/B. Estas tres (3) corrientes de gas enfriadas son mezcladas y enviadas al Separador Frío 130-V01 El líquido removido del separador frío es controlado por nivel, y se envía como alimentación al 5° plato de la columna Desmetanizadora. El vapor del Separador Frío es dividido en dos corrientes una es expandida en el Turbo-Expansor 130-KT01, a la presión de operación de la columna Desmetanizadora. Existe un desvío del expansor para la operación de la válvula de control de presión (JT). Desde el Separador Frío, la otra corriente es enviada bajo control de flujo a ser enfriada y condensada con la corriente del tope de la Desmetanizadora en el 130-E01. La corriente condensada es alimentada como reflujo secundario a la Desmetanizadora, por debajo de la primera sección empacada del tope. Gas tomado en la descarga de los compresores 060-K01A/B/C, es enfriado y condensado también con la corriente del tope de la Desmetanizadora en el 130-E01 para servir de reflujo primario al Desmetanizadora 130-C01. Este flujo es alimentado a la Desmetanizadora, por arriba de la sección empacada del tope a -156 °F. El flujo de gas producto del tope de la columna Desmetanizadora (gas residual es usado para enfriar el gas de entrada y para condensar las corrientes de vapor tomada del tope del separador frío y el gas recirculado de 060-K01A/BC, que se retorna como reflujos a la columna Desmetanizadora. El flujo de gas residual caliente se comprime mediante el compresor 130-K01, accionado por el expansor 130-KT01. El gas residual se envía hacia la succión de los compresores de recompresión 060-K01A/BC. El LGN producto del fondo de la columna Desmetanizadora y acumulado en el Tanque de Compensación de Alimentación 130-V02, es enviado por las bombas 130-P01 A/B y alimentado a la columna Desetanizadora, donde se separa el etano por el tope y los liquidos del Gas Natural (propano y mas pesados) por el fondo.
  • Este proyecto se prevé realizar en dos fases una fase inicial de extracción con una columna desmetanizadora y en una segunda fase se construirá una columna desetanizadora para producir etano que alimentará la futura planta de Olefinas en JOSE. La producción de LGN de esta planta será enviada a la Planta de Fraccionamiento JOSE
  • La Planta de Acondicionamiento de Gas al Mercado Interno va a pertenecer al Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho.
  • La proyección que se estima a futuro para el procsamiento de gas es de 6020 MMPECD lo que genera un aumento de 1565 MMPECD en comparación con la capacidad actual de 4455, esto se logra debido a la construcción de nuevas plantas que van de la mano con los proyectos que se encuentran en el Plan de Negocios de la Nación.
  • Aquí podemos apreciar lo que se conoce como la cadena de valor del gas donde se muestran los procesos desde el yacimiento hasta la distribución de los productos los clientes finales. El gas sale de los yacimientos como gas asociado y no asociado, luego de ser separado el crudo el gas es enviado al acondicionamiento en donde los componentes ácidos y el contenido del agua es retirado. entra al proceso de extracción en donde se separan los líquidos del Gas Natural LGN de los componentes más livianos del gas (metano-etano). los líquidos (propano y más pesados) son enviados a las plantas de fraccionamiento para separar los compuestos propano, butanos, gasolina natural y nafta. Estos productos son utilizados en el área doméstica, industrial, comercial. resaltando el uso de estos en la industria Siderúrgica y Petroquímica.
  • O
  • Aquí podemos apreciar lo que se conoce como la cadena de valor del gas donde se muestran los procesos desde el yacimiento hasta la distribución de los productos los clientes finales. El gas sale de los yacimientos como gas asociado y no asociado, luego de ser separado el crudo el gas es enviado al acondicionamiento en donde los componentes ácidos y el contenido del agua es retirado. entra al proceso de extracción en donde se separan los líquidos del Gas Natural LGN de los componentes más livianos del gas (metano-etano). los líquidos (propano y más pesados) son enviados a las plantas de fraccionamiento para separar los compuestos propano, butanos, gasolina natural y nafta. Estos productos son utilizados en el área doméstica, industrial, comercial. resaltando el uso de estos en la industria Siderúrgica y Petroquímica.
  • Gracias por su atención.
  • Transcript

    • 1. GENERALIDADES GAS NATURAL El gas natural es una fuente de energía no renovable formada por una mezcla de hidrocarburos parafínicos, está compuesto principalmente por metano en cantidades por encima de 70 % el resto de sus compuestos son: Etano, Propano, Iso Butano, Normal Butano, Pentano Hexano y más pesados, además suele contener otros gases como CO2, H2S, helio y mercaptanos.CONTAMINANTES DEL GAS NATURALEn el gas natural se pueden reportar los siguientes contaminantes:• Gases Ácidos: CO2 y H2S• Agua• Compuestos de azufre: Sulfuro de Carbonilo (COS) Disulfuro de Carbono (CS2) Mercaptanos (RSH)• Compuestos inorgánicos gaseosos: N2, He, O2• Compuestos inorgánicos sólidos: NaCl, Hg• Otros: aceite de compresores, inhibidores, parafinas y asfáltenos.
    • 2. El gas natural es una mezcla de gases cuya composición es variable aunquepredomina mayoritariamente el metano y que se extrae directamente enformaciones geológicas. El gas natural se origina a partir de restos orgánicosenterrados con otros sedimentos a grandes profundidades, por tanto sometido aaltas presiones y temperaturas, por lo que forma parte de los combustibles fósiles. Composición del gas natural Metano CH4 70-90% Etano C2H6 Propano C3H8 0-20% Butano C4H10 Dióxido de Carbono CO2 0-8% Oxígeno O2 0-0,2% Nitrógeno N2 0-5% Sulfato de Hidrógeno H2S 0-5% A, He, Ne, Otros gases Xe trazas
    • 3. Niveles de emisiones de distintos combustibles fósiles. Contaminantes Gas Petróleo Carbón (libras/Mbtu) Natural Dióxido de carbono (CO2) 117.000 164.000 208.000 Monóxido de carbono (CO) 40 33 208 Óxidos de nitrógeno (NOx) 92 448 457 Dióxido de azufre (SO2) 1 1.122 2.591 Otras partículas 7 84 2.744 Mercurio 0,000 0,007 0,016 Fuente: Agencia Internacional de la Energía, “Natural Gas Issues and Trends”, 1998
    • 4. • Constitución de la República Bolivariana  de Venezuela
    • 5. • Ley Orgánica que reserva al estado bienes   Publicada en Gaceta Oficial de la  República Bolivariana de Venezuela,  número 39.173, de fecha 7 de mayo de  2009 
    • 6. • Ley Orgánica de Hidrocarburos   Gaceta Oficial No. 37,323 - 13 de Nov  2001• Reserva de Exportación o Importación  de Productos Derivados de    Hidrocarburos a Favor de  las Empresas del Estado Decreto No. 1,648 - G.O. - 24 de Abril de  2002
    • 7. • Resolución No. 335 Comercio Fronterizo  de Hidrocarburos No. 37,853 - 08 DE Enero de 2004• Resolución No. 236 Exportación de  Combustibles No. 35,816 - 31 DE Octubre de 1995• Creación de la Comisión Interministerial para la  Fijación de las Regalías Decreto No. 2,335 - No. 37,734 - 17 DE Julio de  2003
    • 8. • Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos No. 36,793 - 23 de Septiembre de 1999• Reglamento de la Ley de Hidrocarburos Gaseosos G.O. Extraordinaria No. 5,471 - 5 de Junio de 2000• Reglas para el Cumplimiento de la Ley Orgánica de  Hidrocarburos Gaseosos – ENAGAS No. 37,505 - 14 de Agosto de 2002• Resolución Mediante la cual se delega en el ENAGAS la  Instrucción de Expendientes Administrativos por casos  de Infracción de la LOHG
    • 9. • Petroquímica• Ley de Estímulo al Desarrollo de  las Actividades Petroquímicas,  Carboquímica y SimilaresIMILARES No. 36,537 - 11 de Noviembre de 1998
    • 10. RESERVAS PROBADAS DE GAS NATURAL A NIVEL MUNDIAL a 1577 Rusi 982 Irán r 904 Qata 253 udita Arab ia Sa 215 Venezuela ocupa el 8vo lugar en el os Unid t os Á ra bes os 211 mundo entre los países conE mira Unid dos Esta Nige ria 187 mayores Reservas de Gas Natural 181 a zuel Vene 160 lia Arge 112 Iraq 106 a nesi Indo 105 ega Noru 94 n nista Tu rkme 89 ralia Aust 87 sia Mala 73 to Egip 67 Kaza khst an 67 Venezuela estima pasar al 4to lugar a Chin luego de certificar 376 Trillones de pies 62 n kista Uzbe 58 cúbicos de Gas para el año 2014 dá Cana Fuente: Reporte Anual 2008. BP Statistical Review
    • 11. EVOLUCIÓN DEL GAS NATURAL EN VENEZUELA PRODUCCIÓN HISTÓRICA DE GAS ETAPA I: ETAPA II: ETAPA III: Venteo y quema Conservación Industrialización 2000(MMPCED) 1971 1999 Reglamento Ley 1990 LOHG/ LOHG / 1965 Nurgas Distrito ENAGAS7000 Gto. Gas Gas Morón Anaco Bqto. 1974 2002-20036000 1985 16 SEPTIEMBRE1960 CVP Nacio- naliz. CCO Paro Petrolero 19985000 2007 PDVSA GAS 2007 Revolución4000 REVOLUCIÓN del Gas3000 DEL GAS MERCADO ARROJADO INTERNO20001000 INYECCIÓN 0 1918 1923 1928 1933 1938 1943 1948 1953 1958 1963 1968 1973 1978 1983 1988 1993 1998 2003 2008
    • 12. Cadena de valor del Gas Natural Producción Transporte Distribución ComercializaciónExploración /  Compresión Perforación /  Distribución de los  Mercado Interno Transporte por gasoducto productos del Gas  Extracción Mercado Externo Separación de derivados:  NaturalTratamiento del gas:  la realiza el productor o el  Usuarios     - Gas asociado:  separación de gas y  transportista Residenciales petróleo Exportación  Comercios     - Gas no asociado:  GNL: licuefacción –  PyMEs separación de propano  transporte – regasificación Plantas eléctricas  y butano en planta Estaciones de Almacenamiento GNV Almacenamiento
    • 13. PROCESOS DE LA INDUSTRIA DEL GAS EN VENEZUELA Producción Procesamiento Transporte y DistribuciónPozo Industrial / Combustible Doméstico Gas Petroquímico COMERCIO INTERNO Y EXTERNO Metano Materia prima Yacimiento AcondicionamientoGas No Asociado y Compresión EXTRACCIÓN Insumo Siderurgia Gas Comercial / Natural Propano Doméstico Butano Refinería /Pozo Petroquímica Líquidos del Gas Natural Mercado Interno Gasolina Natural Refinería Crudo Nafta Diluyente crudos YacimientoGas Asociado Propano Exportación Butano Gasolina Natural FRACCIONAMIENTO
    • 14. RECURSOS DE GAS EN VENEZUELA PUERTO RICO Area de exploración de Costa Afuera M A R C A R I B E ALTO DE SABA ISLA DE AVES GOLFO DE VENEZUELA FACHADA CARIBE FALCÓN NE Reservas de probadas : 150 BPC FACHADA ATLANTICA PLATAFORMA DELTANA Potencial: 196 BPC (50 % Costa Afuera) Producción de Gas: 6.300 MMPCD Pronóstico 2010: 11.500 MMPCD GUYANA COLOMBIA SURINAMMás de 500,000 km² Costa Afuera BRASIL
    • 15. RESERVAS PROBADAS DE GAS NATURAL EN VENEZUELA Falcón Blanquilla Mariscal Sucre Carupano, Rafael Bq, Pc Urdaneta Golfo de Paria Fase A Fase B Distrito Norte San Tomé Lago Plataforma Yucal Placer Deltana Anaco Morichal Barrancas Empresas Mixtas COSTA AFUERA Reservas de Gas 15% Probadas Venezuela (BPC) 181TIERRA FIRME: 153,4 TIERRA FIRMECOSTA AFUERA: 27,6 85%
    • 16. PROCESOS DE LA INDUSTRIA DEL GAS EN VENEZUELA Producción Procesamiento Transporte y DistribuciónPozo Industrial / Combustible Doméstico Gas Petroquímico COMERCIO INTERNO Y EXTERNO Metano Materia prima Yacimiento AcondicionamientoGas No Asociado y Compresión EXTRACCIÓN Insumo Siderurgia Gas Comercial / Natural Propano Doméstico Butano Refinería /Pozo Petroquímica Líquidos del Gas Natural Mercado Interno Gasolina Natural Refinería Crudo Nafta Diluyente crudos YacimientoGas Asociado Propano Exportación Butano Gasolina Natural FRACCIONAMIENTO
    • 17. COMPRESI ON DE GAS OCCI DENTE
    • 18. MARA SIBUCARA MARACAIBOLA PAZ LA CONCEPCION CABIMAS TIA JUANA LAGUNILLAS LAGOMAR TIA JUANA BACHAQUERO XIV LAGOMEDIO BACHAQUERO MENE GRAND CENTRO SUR LAGO UNIGAS V E CEUTA LAGOCINCO BARUA MOTATA N
    • 19. LAGOCINCO LAMARGAS LAMARGEN. LAMARLIQUIDO
    • 20. TIA JUANA
    • 21. PLANTA LAMA PLATAFORMAS LAMA PROCESO DE VENTEO LAMA GENERACION LAMA 2 LAMA 4LAMA 3 LAMA 1 CASITA RAISER LAMA 1 OFICINAS PG / TALLERES CONTROL PRINCIPAL RAISER LAMA 3
    • 22. DIMENSIONES CARDON CADAFE AMUAY TIERRA PTA. MARA 16" 8" # LINEAS : 22 20" 20" 20" COMEJEN 20" STA CRUZ PTO. MIRANDA PAG-LINE Km. TUBERIA: 402MALUCO 20" 20" PTO. 16" 16" TIGUADARE-2 90% ENTERRADAS CABALLO TABLAZO 16" 14" SIBUCARA MULTIPLES : 68 8" TABACO 20" 16" 8" 14" P.E.R.L. LAGO LA CONCEPCION CAUJARITO 16" 16" LOM-I 8" 16" # LINEAS : 350 LOM-2 BAJO GRANDE P.E.R.U 12" H-7 16" 20" Km. TUBERIA :1125 GLP CABIMAS 20" 4 POLIDUCTOS ULE 16" 16" 4”(2), 6”,8” TJ-3 10” TJ-1 C. OJEDA12" LA PICA 10" 16" TJ-5 10" 10” USOS 16" P.E.L.M. 12" 16" 10" 10" LAGUNILLAS • PLANTAS LGN / GLP / 12" 16" TJ-2 LAGO-1 14"16" 16" 4" P.E.P.V. • FACILIDADES PROD. . GAS DOMESTICO LAMA 16" 16" 14" 8" BA-1 BACHAQUERO • PTAS. ELECTRICAS LAMALIQ. EM-4 BA-145 SAN LORENZOMENE GRANDE • DOMESTICO MG-7/9 MGBA-6 12"12" ENELCO GAS DOMESTICO TOP-3 UNIGAS 8" 8" 4" EST. K-15 10"LAMAR 10" EL BOQUETE 12" 18" 8" EF-13/4 6" 6" 6" MOTATAN I CEUTAGAS 6" 4" 6" MOTATAN II 4" LAMARGAS TOMOPORO 6" 4" BARUA-V 30" LAMARLIQ. MOTATAN III TOM-5X TOM-2X SUR DEL LAGO
    • 23. PROCESOS DE LA INDUSTRIA DEL GAS EN VENEZUELA Producción Procesamiento Transporte y DistribuciónPozo Industrial / Combustible Doméstico Gas Petroquímico COMERCIO INTERNO Y EXTERNO Metano Materia prima Yacimiento AcondicionamientoGas No Asociado y Compresión EXTRACCIÓN Insumo Siderurgia Gas Comercial / Natural Propano Doméstico Butano Refinería /Pozo Petroquímica Líquidos del Gas Natural Mercado Interno Gasolina Natural Refinería Crudo Nafta Diluyente crudos YacimientoGas Asociado Propano Exportación Butano Gasolina Natural FRACCIONAMIENTO
    • 24. INFRAESTRUCTURA ACTUAL DE PROCESAMIENTO DE GAS MONAGAS Plantas Extracción ZULIA  Santa Bárbara  Accro III - SBPlantas Extracción  Jusepín Lama Proceso Tía Juana II/III LGN I/II PPE ANZOÁTEGUI Plantas Extracción  San Joaquín  Accro IV - SJ
    • 25. ESQUEMA OPERACIONAL OCCIDENTE LGN II PPE- RECUPERACIÓN CON REFRIGERACIÓN TURBOEXPANSORES MECÁNICA VÁLVULA JT LGN I RECUPERACIÓN CON TURBOEXPANSORES Bajo Grande PCTJ-3LAMA PROCESOS REFRIGERACIÓN MECÁNICARECUPERACIÓN CON ABSORCIÓN GASOLINA POBRETURBOEXPANSORES PRLS Ulé LAMARLÍQUIDO REFRIGERACIÓN MECÁNICA PCTJ – 2 REFRIGERACIÓN MECÁNICA ABSORCIÓN GASOLINA POBRE
    • 26. ESQUEMA OPERACIONAL ORIENTE Jose JUSEPÍN REFRIGERACIÓN MECÁNICA TURBOEXPANSORESSAN JOAQUIN VÁLVULA JTTURBOEXPANSORES VÁLVULA JT SANTA BÁRBARA TURBOEXPANSORES VÁLVULA JT REFRIGERACIÓN MECÁNICA ACCRO SB ACCRO SJ TURBOEXPANSORES TURBOEXPANSORES VÁLVULA JT VÁLVULA JT
    • 27. INFRAESTRUCTURA DE PROCESAMIENTO DE GAS LGN I / II PPE Bajo Grande Ulé Jusepín TJ 2/ 3 JoseLama Proceso Santa Bárbara Accro SB Lamar Líquido San Joaquín Accro SJ CAPACIDAD DE PROCESAMIENTO ACTUAL (MMPCED) TRENES CAP. (Extracc.) (MMPCED) TRENES CAP. (Extracc.) (MMPCED)Tía Juana II 02 440Tía Juana III 02 440 San Joaquín 02 1000LamarLíquido 01 160 Accroven SJ 01 400Lama Procesos 01 120 Sta. Bárbara 02 800Tablazo I 01 165 Accroven SB 01 400Tablazo II 01 180 Jusepín 01 350PPE 01 67
    • 28. INFRAESTRUCTURA FUTURA DE PROCESAMIENTO DE GAS SUCRE Plantas Futuras  PAGMI ZULIAPlantas Futuras CCO ANZOÁTEGUI Plantas Futuras  IV Tren San Joaquín
    • 29. PROYECTO: CCO (COMPLEJO CRIOGÉNICO DE OCCIDENTE) TECNOLOGÍA DE EXTRACCIÓN REFRIGERACIÓN MECÁNICA TURBOEXPANSORES VÁLVULA JT SISTEMA DE SISTEMATRANSMISIÓN TABLAZO I / II ULE-AMUAY RU Y RL TIA JUANA II / III LA PICA GAS RICO LAMA PROCESO Trenes de ExtracciónÁREA NORTE LAGO 1 Trenes de Fraccionamiento LAMAR LÍQUIDO Cap. de Procesamiento MMPCED GAS RICO ÁREA SUR Recuperación de Etano % Producción de Etano MBD Producción de LGN MBD
    • 30. DIAGRAMA DEL PROCESO - PROYECTO PLANTA CCO Acondicionamiento Gas Natural 110- FIL02 A/B 120-AC01 010-V01 110-E01A/B Slug Catcher Norte 010-FIL01A/B/C 110-V04 120-V01 110-V03 Desmercurizador950 MMPCEDGas Natural 010-V03 120-C01 Separador Sección 110-V01 A/B/C/D Principal Endulzamiento Tamices Moleculares 110- FIL01 A/B 010-V02 con Aminas Slug Catcher Sur Filtros Polvillos Deshidratación Gas Natural Compresión Gas Residual Compresión Etano Propano Metano Etano a IsoButano PEQUIVEN 060-K01A/B/C M 040-K01A/B/C 430-C01 130-E01 Desisobutanizadora 130-C01 140-C01 130-K01 130-KT01 Desmetanizadora Desetanizadora 410-C01 Despropanizadora 430-E02 Caja Fría 130-V01 130-E02 420-C01 130-E03 140-E02 N-Butano Desbutanizadora 130-E05A/B 130-E04A/B 410-E03 130-V02 Pentano 130-P01A/B 420-E02 Gasolina Natural Extracción Criogénica y Desetanización de LGN Fraccionamiento
    • 31. PROYECTO: IV TREN SAN JOAQUÍN TECNOLOGÍA DE EXTRACCIÓN REFRIGERACIÓN MECÁNICA TURBOEXPANSORES VÁLVULA JTFraccionamiento Jose Tren de Extracción Cap. de Procesamiento MMPCED Recuperación de Etano % Producción de LGN MBD
    • 32. PROYECTO: PAGMI (PLANTA DE ACONDICIONAMIENTO DE GAS AL MERCADO INTERNO) TECNOLOGÍA DE EXTRACCIÓN TURBOEXPANSORES VÁLVULA JT CIGMA Jusepín Güiria Tren de Extracción Cap. de Procesamiento MMPCED Recuperación de Etano % UBICACIÓN: Ubicada en el Complejo Industrial Gran Producción de LGN MBDMariscal de Ayacucho (CIGMA), Península de Paria, Estado Sucre
    • 33. INFRAESTRUCTURA DE PROCESAMIENTO DE GAS PAGMI Bajo Grande Ulé Jose Jusepín Jose Lama Proceso CCO Santa Bárbara Accro SB San Joaquín Accro SJ IV Tren San Joaquín CAPACIDAD DE PROCESAMIENTO FUTURA (MMPCED) TRENES CAP. (Extracc.) (MMPCED) TRENES CAP. (Extracc.) (MMPCED)Lama Procesos 01 120CCO 02 950 San Joaquín 02 1000 Accroven SJ 01 400 Sta. Bárbara 02 800Planta Planta Accroven SB 01 400Extrac. Fracc. Jusepín 01 350 IV Tren SJ 01 1000 Actuales PAGMI 01 1000 Futuras
    • 34. Esquema Básico de Producción Occidente PRODUCCIÓN PROCESAMIENTO DEL GAS DISTRIBUCIÓN DEL GAS GAS GAS POBRE NATURALCOMPONENTE % MOLNitrógeno 0,23 SECTOR ELÉCTRICOCO2 4,81Me tano 73,97 CRP (AMUAY)Etano 10,54Propano 6,43i-Butano 1,00 GAS DOMÉSMICOn-Butano LGN 1,66i-Pe ntano 0,42 SECTOR INDUSTRIALn-Pe ntano 0,33 Gas Natural PETROQUIMICA PROCESAMIENTO GAS PETROLEO Etano (Pequiven) 324 REFINACIÓN Y EXPORTACIÓN LGN (Fraccionamiento) Mas de 13.000
    • 35. PDVSA E&P Sector Industrial Sector Eléctrico Sector Doméstico Complejo Sistema dePlantas Compresoras PEQUIVEN Refinador Generación GNV / Doméstico Plantas de Vapor El Tablazo Paraguaná Electricidad Gas Residual Petroquímica Petroquí EL TABLAZO CCO Etano (62 MBPD)950 MMPECD Gas Rico Propano (15 MBPD) Productos Puros Fraccionamiento Fraccionamiento Embarques Llenadero Bajo Grande Ulé PRLS/BG (Bombonas)
    • 36. PROCESOS DE LA INDUSTRIA DEL GAS EN VENEZUELA Producción Procesamiento Transporte y DistribuciónPozo Industrial / Combustible Doméstico Gas Petroquímico COMERCIO INTERNO Y EXTERNO Metano Materia prima Yacimiento AcondicionamientoGas No Asociado y Compresión EXTRACCIÓN Insumo Siderurgia Gas Comercial / Natural Propano Doméstico Butano Refinería /Pozo Petroquímica Líquidos del Gas Natural Mercado Interno Gasolina Natural Refinería Crudo Nafta Diluyente crudos YacimientoGas Asociado Propano Exportación Butano Gasolina Natural FRACCIONAMIENTO
    • 37. Intermedios Resinas plásticas • PolietilenoQuímicos orgánicos • Polipropileno básicos • Oxido de etileno • PVC • Vinilos • Poliestireno • Etileno • • PET • Propileno Formaldehído • Anhídrido Ftálico Fertilizantes • Metanol • Acido Acético • Urea • Aromáticos • Sulfato de Amonio • Soluc. UAN Químicos Detergentes intermedios inorgánicos • DDB / LAB básicos • Tripolifosfato • Sulfonatos Otros de uso final • Amoníaco • Negro de humo • Cloro / Soda • Etoxilados • Solventes caústica • Látex • Acido nítrico • Colorantes Fibras intermedias • Pinturas • Acido sulfúrico • • Etilenglicol Detergentes • Acido clorhídrico • Aceites blancos • CO2/H2 • Chips de poliéster • Sulfato de aluminio • Chips de nylonProducción ActualPosible DESARROLLO ENDOGENO
    • 38. FERTILIZANTES AMONIACO UREA OLEFINAS PROPILVEN POLIPROPILENO POLINT POLIETILENOS ER PVC OXIDO DE ETILENO PV GLICOLES C PRAL CACLORO SODA SODA CLORO HCL HIPOCLORITO 5000 25.000 125.000
    • 39. PROCESOS DE LA INDUSTRIA DEL GAS EN VENEZUELA Producción Procesamiento Transporte y DistribuciónPozo Industrial / Combustible Doméstico Gas Petroquímico COMERCIO INTERNO Y EXTERNO Metano Materia prima Yacimiento AcondicionamientoGas No Asociado y Compresión EXTRACCIÓN Insumo Siderurgia Gas Comercial / Natural Propano Doméstico Butano Refinería /Pozo Petroquímica Líquidos del Gas Natural Mercado Interno Gasolina Natural Refinería Crudo Nafta Diluyente crudos YacimientoGas Asociado Propano Exportación Butano Gasolina Natural FRACCIONAMIENTO
    • 40. Gas VISION SISTEMA DE TRANSPORTE FUTURO Mariscal Sucre Golfo Anaco Venezuela 1.200 MMPCD Gasoducto Proyecto ICO 2.794 MMPCD Sistemas de Gasoductos Colombo - Venezolano CRP La Vela (En Progreso Costa Afuera-Tierra Gasoducto Fase II) Exportación GNL Ballenas Barbacoas-Margarita Ampliación Norte Anaco-Barquisimeto Paria Río Seco MargaritaColombia Planta Litoral Ampliación Coche Liquefacción Maracaibo Sistema Morón Anaco-Jose/PLC Zulia Ulé-Amuay Cumaná Güiria Maracay Caracas Yaritagua PLC Arichuna Jose 1.400 MMPCD Ulé Barquisimeto. Valencia PD San Altagracia Barbacoas LAGO Carlos S.J Morros Pedernales Sombrero ANACO Acarigua YP NM Santa Yucal Placer Bárbara SAN Anaco CARLOS MORICHAL Guanare 200 MMPCD COPA Soto Dación Barrancas GUARICO MONAGAS Calabozo OCC. MACOYA Morichal F/S SUR Casigua Valle de Barrancas Barinas 100 MMPCD La Pascua OCN / Mamo AMERIVEN Puerto Ordaz La Fría Sistema de Transporte Chaguaramas Sincor/ Eje Norte Llanero Ampliación BARRANCAS Petrozuata Planta Compresora Existente Cabruta Anaco-POZ Nueva PlantaPiñal El Compresora Gasoducto Existente Gasoducto Venezuela-Brasil Gasoducto Nuevo Gasoductos en visualización Fuente de Gas Actual 5.694 MMPCD Fuente de Gas Futura
    • 41. GASODUCTO DEL SUR Gasoducto Venezuela-Brasil-Argentina Gasoducto Punto de Conexión conRío grande – Porto Alegre el Gasoducto existente Bolivia-Brasil o con futuras ampliaciones (Penápolis) Fase I Fase II Fase III
    • 42. Por el engaño se nos ha dominado más que por lafuerza; y por el vicio se nos ha degradado más bienque por la superstición. La esclavitud es la hija delas tinieblas; un Pueblo ignorante es un instrumentociego de su propia destrucción… 

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