Comercialización de Gas Natural en Venezuela

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITECNICA DE LA FUERZA ARMADA UNEFA PORTUGUESA EXTENSIÓN ACARIGUA

AUTORES MORILLO JOSÉ 17797174 GUEDEZ LUIS 19104073 GONZÁLEZ YENLISMAR 19282648 ROGER SILVA 19929512 TÉLLEZ CESAR 17796050

OCTUBRE DE 2010

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Comercialización Gas Natural

ÍNDICE Pág. Introducción………………………………………………………………………………………………………….4 Gas Natural……………………………………………………………………………………………………………4 Comercialización del Gas Natural……………………………………………………………………………5 Formas de Comercializar el Gas Natural………………………………………………………………….7 Gas Natural Vendido Como Energía………………………………………………………………………...7 Gas Natural Vendido Como Energía Más Otros Productos………………………………………..8 Método De Absorción……………………………………………………………………………………………..8 Proceso De Expansión Criogénica……………………………………………………………………………9 Otras Formas De Comercialización………………………………………………………………………...10 Líquidos del Gas Natural (LGN)……………………………………………………………………………...11 La Gasolina Natural (GN)……………………………………………………………………………………….12 Determinación del Octanaje De La Gasolina……………………………………………………………13 Gasolina Comercial……………………………………………………………………………………………….14 Parámetros Para Evaluar La Eficiencia De Un Combustible Líquido………………………..15 Gas Transformado a Liquido…………………………………………………………………………………17 Gas Licuado de Petróleo (GLP):……………………………………………………………………………..18 GLP en Refinerías………………………………………………………………………………………………….18 GLP de Gas Natural……………………………………………………………………………………………....19 GLP Doméstico……………………………………………………………………………………………………..20 GLP Comercial/Industrial……………………………………………………………………………………..21 2

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Gas Automotor………………………………………………………………………………………………..…..21 Gas Natural Para Vehículos………………………………………………………………………………..…21 Situación Actual de Venezuela en la Comercialización del Gas Natural………………..…23 Producción de Líquidos de Gas Natural…………………………………………………………………25 Comercio y Suministro (Mercado Interno en el Año 2009)…………………………………...26 Consumo de GLP Doméstico por Estados……………………………………………………………...27 Infraestructura De Transporte……………………………………………………………………………..28 Situación Actual De Venezuela Con Respecto A La Comercialización Del Gas Natural A Nivel Internacional……………………………………………………………………………………………….28 Convenios…………………………………………………………………………………………………………….29 PDVSA América……………………………………………………………………………………………….29 Región Andina………………………………………………………………………………………………...29 PDVSA Bolivia………………………………………………………………………………………………….29 Región Sur………………………………………………………………………………………………………30 PDVSA Argentina…………………………………………………………………………………………….30 PETROCARIBE…………………………………………………………………………………………………30 Convenio Federación Rusa……………………………………………………………………………….30 Convenio Japón……………………………………………………………………………………………….32 Convenio Colombia………………………………………………………………………………………….30 Proyecto……………………………………………………………………………………………………………….33 Proyecto Gas Delta Caribe Oriental…………………………………………………………………..33 Proyecto Gas Anaco…………………………………………………………………………………………34 Proyecto ICO…………………………………………………………………………………………………..35 Proyecto Mariscal Sucre………………………………………………………………………………….35 Proyecto SINORGAS………………………………………………………………………………………..36 Proyecto de Gasificación Nacional……………………………………………………………………37 Proyecto Plataforma Deltana…………………………………………………………………………..37 Proyecto Autogas……………………………………………………………………………………………38 Proyecto Rafael Urdaneta……………………………………………………………………………….39 3

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Proyecto Gas comunal…………………………………………………………………………………....40 Contrato Compra- Venta……………………………………………………………………………………….41 Contratos Firmes………………………………………………………………………………………………….42 Contratos Spot……………………………………………………………………………………………………..42 Contratos Ininterrumpibles………………………………………………………………………………….42 Precio del Gas……………………………………………………………………………………………………….43 Conclusión……………………………………………………………………………………………………………44 Bibliografía…………………………………………………………………………………………………………..45

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INTRODUCCIÓN El gas natural es un hidrocarburo que se obtiene mediante una serie de procesos que buscan obtener la mayor calidad posible del mismo. Este se halla compuesto principalmente por metano, etano y otros componentes más pesados entre los cuales se encuentran el propano y el butano siendo por ello que su maximización económica se da en los procesos que hacen posible la obtención de sus derivados que representan la materia prima en muchos de estos procesos. La importancia del gas natural como recurso energético radica principalmente en el bajo impacto ambiental que este tiene en su uso como combustible en comparación con otros hidrocarburos, y en que se trata de un recurso muy importante como materia prima para el sector industrial, doméstico y comercial lo que ha llevado a muchos países a explotar de manera significativa este recurso para satisfacer dicha demanda y fortalecer su economía. En este orden de ideas nuestro país se encuentra en una posición privilegiada al ser el octavo país del mundo y el primero de América Latina en lo que a reservas probadas de gas natural se refiere, contando con cerca de 4,2 billones de metros cúbicos. Actualmente la comercialización del gas natural a nivel mundial ha experimentado un gran desarrollo aumentando considerablemente su demanda ya que a pesar de ser bastante económico en comparación con el petróleo es un hidrocarburo mucho más limpio, seguro y por ende menos contaminante además de representar la materia prima en diversos procesos industriales y petroquímicos por lo que el objetivo de este trabajo investigativo estará centrado en caracterizar los diferentes subproductos que se obtienen de este recurso y que pueden ser comercializados tanto a nivel nacional como internacional, asimismo se ahundará en cifras específicas tanto de reservas, producción y comercio de este producto. Igualmente se definirán un conjunto de convenios y proyectos que tienen como objetivos la gasificación nacional y el desarrollo de nuestra economía. 5

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El gas natural es un componente vital del abastecimiento mundial de energía, esto por ser uno de los hidrocarburos más limpios, seguros y por ende el más utilizado conjuntamente con el petróleo. Está formado principalmente por metano, y puede incluir también etano, propano, butano y pentano. Cada uno de estos componentes tiene un valor agregado distinto en otras industrias, como por ejemplo la petroquímica. Por esta razón, es que se trata de separar lo máximo posible sus componentes con el fin de comercializarlos de forma independiente, buscando así maximizar el resultado del negocio, al que se pudiera obtener de vender el gas natural con todos sus componentes mezclados en forma de energía para su consumo final. La comercialización del gas natural a diferencia del petróleo es algo más compleja, siendo por ello que el 74% del comercio de este producto en el mundo está orientado hacia los mercados locales, un 13% hacia la exportación por gasoductos a países vecinos y el 13% restante a la exportación en mercados más lejanos vía GNL (Gas Natural Licuado) lo que hace del mismo un negocio de distancias cortas principalmente debido al alto costo de transporte frente a los líquidos ya que el costo de transporte del gas por ductos es aproximadamente cinco veces mayor que el costo de transporte de líquidos por ductos en unidades equivalentes y por lo tanto el mayor beneficio del gas se alcanza al ser orientado hacia los mercados locales y cercanos a la fuente de suministro, influye de igual manera el mercado del gas natural ya que éste está basado en la demanda más que en la producción, de esta forma, una vez que se define la demanda, a través de contratos con cláusulas que garanticen su cumplimiento, se comienza con todo el ciclo de construcción de la infraestructura necesaria para atender la demanda la cual debe ser asegurada antes de desarrollar y/o ampliar toda la infraestructura necesaria para producir el producto requerido en los distintos centros de consumo. La infraestructura necesaria para tal fin está representada principalmente por los gasoductos que comprenden: cañería, estaciones de compresión, estaciones de medición, válvulas, estaciones de control y sistemas de control para todo el proceso. 6

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Esta infraestructura requiere generalmente de una gran inversión, por ejemplo el Gasoducto Bolivia-Brasil posee 3.150 Km y en el mismo se invirtió un costo aproximado de US$ 2.000 millones. Estas vultuosas inversiones son aseguradas a través de contratos de transporte en firme, los cuales tienen la particularidad que independientemente del uso que se le dé a la infraestructura se paga por el total contratado. Para la comercialización del gas natural se debe contar con un plan de trabajo de un tiempo mínimo de dos años de plazo, dado que toda la infraestructura necesaria, sin contar la exploración y explotación de los yacimientos, requiere un mínimo de plazo para la ingeniería y construcción. Como ejemplo, se puede mencionar el caso del gasoducto GASYRG de 432 km, operado por Transierra S.A., el cual fue construido por Petrobras en tiempo récord de doce meses, plazo éste sin considerar todos los permisos legales previos a la construcción, que tomaron aproximadamente otros doce meses más. COMERCIALIZACIÓN DEL GAS NATURAL Antes de iniciar la comercialización del gas natural se debe primeramente realizar un análisis FODA (Fortalezas, Oportunidades, Debilidades y Amenazas ) que permitirá conformar o estudiar un cuadro de la situación actual del producto, permitiendo de esta manera obtener un diagnóstico preciso que permita en función de ello tomar decisiones acordes con los objetivos formulados. Es importante señalar que tanto fortalezas como debilidades son internas de la organización, en este caso PDVSA por lo que es posible actuar directamente sobre ellas, en cambio las oportunidades y las amenazas son externas, por lo que en general resulta muy difícil poder modificarlas. EJEMPLO:

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Para realizar un transporte de Gas Natural la estructura podría quedar de la manera siguiente: Fortalezas: La enorme disponibilidad de este recurso natural, acompañado de una situación geográfica envidiable por el acceso a mercados tan importantes como los EE.UU y la Unión Europea. Venezuela es una enorme potencia energética en América Latina. Ubicación geopolítica del país en el mundo. Oportunidades: Explotar coherentemente los recursos energéticos y los derivados del mismo. Aumentar las exportaciones no tradicionales. Proyectos de la apertura petrolera. Debilidades: Infraestructura deficiente. Limitados aportes para con el desarrollo de la industria gasífera. Poca experiencia en la exportación de este producto. Amenazas: Exagerada dependencia del petróleo, que coloca a Venezuela en situación de vulnerabilidad frente al mercado gasífero. Luego de realizar dicho análisis y conocer o tomar en consideración todos cada uno de los aspectos anteriormente mencionados se procederá a la comercialización del gas natural, pudiendo este ser vendido a los compradores que así lo requieran.

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FORMAS DE COMERCIALIZAR EL GAS NATURAL El gas natural puede ser comercializado de las siguientes formas: 

El Gas Natural vendido como energía generalmente a distribuidoras de gas

natural para el consumo residencial y comercial o a grandes consumidores entre los que se encuentran las centrales térmicas, industrias y petroquímicas. El gas natural comercializado de esta forma generalmente es utilizado para procesos de generación de calor para los procesos internos de cada cliente, por ejemplo: En las centrales térmicas para las turbinas de gas. En las industrias para el funcionamiento de las calderas. Las petroquímicas para procesos que requieran de metano, como por ejemplo, plantas de metanol. Igualmente para la comercialización de este combustible se toman en cuenta ciertos aspectos de gran importancia como lo son: Ofrece seguridad y baja contaminación ambiental. Su temperatura de ignición es alta y el rango de inflamabilidad limitado por lo que reduce la posibilidad de un incendio o explosión accidental. Permite la inyección de odorantes químicos, cualidad que representa gran importancia ya que permite que se detectado en cualquier caso de fuga. Además el uso adecuado de este permite aumentar el rendimiento de la energía y simultáneamente reduce la contaminación ambiental, además de su alto contenido calorífico que lo hace una forma de energía limpia. En la mayor parte de los casos, en que se utiliza al gas natural, como materia prima, para la producción de energía se hace con el objeto de reducir la emisión de 9

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contaminantes de los diferentes usos energéticos y estos procesos van de la mano con el ahorro de energía Los ahorros de energía que se obtienen por aplicación de técnicas que utilizan preferentemente el gas natural dan lugar a menor consumo y por consiguiente menor contaminación. La tecnología de la combustión del gas natural ofrece numerosas ventajas medioambientales en todas sus aplicaciones, siendo por ello que tiene asegurada su utilización. Las pilas de combustible a gas natural constituyen una alternativa prometedora a la generación de energía mecánica basada en la combustión. Las pilas de combustible generan energía eléctrica y calor a partir de gas natural mediante un proceso electroquímico. Se están dedicando recursos de investigación en todo el mundo para el desarrollo de pilas de combustible. Las pilas de combustible que trabajan con gas natural aportan rendimientos más elevados en generación de energía eléctrica y emisiones muy inferiores a las que se dan en los sistemas convencionales de generación de energía eléctrica. 

Como energía más otros productos con valor agregado: A diferencia de la

forma anterior, adicionalmente a la energía se comercializa también los productos a ser extraídos de la corriente de gas natural. Para la extracción de los componentes pesados del gas natural, existen dos procesos principales de remoción de componentes pesados que se realizan con el propósito de englobar el 90% de la producción de componentes pesados, estos procesos son: Método De Absorción: Las plantas de absorción, utilizan petróleo absorbente que tiene afinidad con los componentes pesados del gas natural.

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El pasaje del gas natural por este petróleo hace que el petróleo se enriquezca con los componentes pesados del gas natural, mismos que en un proceso posterior de calor son extraídos. Este proceso permite la recuperación de aproximadamente 75% de butanos y 85-90% de pentanos y moléculas más pesadas (C5+). Si este proceso es enfriado previamente la recuperación adicional puede llegar al 90% de propano y al 40% de etanos. Proceso De Expansión Criogénica: Es utilizado para extraer los componentes más livianos del gas natural (etano). Esencialmente el proceso criogénico consiste en hacer caer la temperatura del flujo del gas natural a valores de aproximadamente 84 °C para lograr una recuperación de aproximadamente 70% de etano. Una vez que los componentes pesados son extraídos del gas natural (etano, propano y butano) necesitan ser reducidos y estabilizados en sus componentes primarios y de esta manera ser disponibles para la comercialización, este proceso se denomina fraccionamiento. El gas natural sirve como combustible para usos domésticos, industriales y para la generación de energía termoeléctrica. En el área industrial es la materia prima para el sector de la petroquímica. A partir del gas natural se obtiene, por ejemplo, el polietileno, que es la materia prima de los plásticos. En términos generales se puede asegurar que la utilidad del gas natural es múltiple, aunque una de las primeras aplicaciones fue la producción de vapor sustituyendo o complementando en instalaciones mixtas, la acción de los combustibles sólidos o líquidos. La principal utilidad industrial del gas natural se puede resumir en: Fabricación de Cerámicas. Aquí la utilización del gas natural se sustenta, en que este hidrocarburo tiene un menor contenido de contaminantes. Además el poder calorífico de los combustibles gaseosos, hace que sea posible efectuar el calentamiento

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directo al producto, lo que permite obtener un grado de combustión elevado y construir hornos más pequeños, para llevar a cabo el proceso. Industria del Vidrio: Las operaciones térmicas de la industria del vidrio se clasifican en dos grupos de naturaleza esencialmente distinta, uno de esos grupos consiste en utilizar gas natural, mismo que se realiza fundamentalmente en la creación de energía térmica, lo que le confiere una gran utilidad al gas natural, ya que está utilizando una energía limpia y de alto poder calorífico, que fácilmente se puede demostrar en su bajo impacto ambiental. Industria Textil: Se utiliza al gas natural para el acabado de las fibras, este proceso requiere mantener una presión constante del gas natural. Industria Química. Se considera que una de las materias primas básicas para la síntesis química industrial es el gas natural. Industria del Cemento: Se consume una considerable cantidad de energía térmica en el proceso de producción del cemento, la cual puede ser satisfecha por el gas natural. 

Otras formas de comercialización: En la actualidad y gracias al desarrollo

tecnológico existen formas de transportar mediante barcos, el gas natural hasta centros de consumo internacionales, que pagan un precio mayor al precio regional, igualmente está la transformación del gas natural en otros productos como son gasolina o diesel a través del proceso denominado Gas Transformado a Liquido. Otra forma de comercialización se resume a simplemente comprimirlo para su uso vehicular (Gas Natural Vehicular, GNV).

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Líquidos del Gas Natural (LGN): El proceso de líquido del gas natural consiste básicamente en transportar el gas natural a un puerto de gran calado donde existen plantas de licuefacción que se encargan de disminuir la temperatura a aproximadamente -160° C estado este en el cual el gas natural es líquido. Una vez realizado este proceso el gas natural es transportado mediante buques a los centros de consumo, donde son regasificados para aumentar su temperatura y puestos en los gasoductos y/o redes de distribución para ser consumidos directamente por el usuario final. Estos hidrocarburos bien sea por la alta presión o baja temperatura, pueden ser mantenidos en estado líquido, característica esta que permite que sean almacenados y transportados de manera fácil y eficiente, asimismo su capacidad como fuente de energía o de insumo como materia prima para la obtención de hidrocarburos más complejos hace que los Líquidos del Gas Natural (LGN) tengan una alta cotización en el mercado nacional e internacional. Se consideran que en los LGN, se encuentran presentes los compuestos etano, propano y butano, los cuales son gas en condiciones atmosféricas. También se encuentran presente el pentano, gasolina natural, residual y el pentano y compuestos más pesados (C5+), el cual es un líquido en condiciones atmosféricas, por lo que permite su transporte en forma líquida, y ser utilizado en su forma gaseosa. En el mercado internacional PDVSA- Gas cotiza mayormente el (C3); (nC4) y (iC4), gasolina natural y el (C5), mientras que en el mercado interno, la comercialización de los (LGN) está dividida en función del uso final que se le da a los mismos el cual puede ser como fuente energética/combustible, como aditivo de procesos industriales, y también como materia prima para algunos procesos industriales de gran importancia, del punto de vista económico y social.

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Un proyecto de LGN concentra la mayor inversión en la planta de licuefacción, si consideramos una planta de licuefacción de una capacidad de 3,6 MMtn/año de LNG, procesando 16 MMm3/día, la inversión estimada sería de aproximadamente US$ 1.500 millones. Esta inversión no considera la inversión del gasoducto que deberá ser construido hasta el puerto donde debe situarse la planta de licuefacción. La recuperación de los (LGN) se puede realizar a partir de etano, luego sería recuperación de los líquidos del gas natural con etano y compuestos más pesados, como también puede ser sin etano, propano y compuestos más pesados, sin embargo la riqueza líquida o los (GPM), se calculan por lo general a partir del propano, ya que es más común recuperar en estado líquido, únicamente al propano y compuestos más pesados, para ello se utiliza el término (C3+), aunque las plantas de extracción de líquidos del gas natural están diseñadas para recuperar también el etano líquido. Los componentes del (C3+), se extraen de la mezcla de gas natural, para formar el Gas Licuado (GL), que es lo mismo que el Gas licuado de Petróleo (GLP) y también se recupera la gasolina blanca, la cual tiene múltiples usos de carácter industrial. Se debe de tener siempre en cuenta, que es de mucha importancia conocer el (GPM) de una mezcla de gas natural, ya que el precio de la mezcla estará en función de los (GPM), que tenga, ya que mientras mayor sea los GPM, mayor serán los líquidos recuperados. Entre los principales productos que se obtienen de los LGN tenemos: La Gasolina Natural (GN): Es un producto de bajo peso específico, separado del gas húmedo en forma de vapor; condensado. La gasolina natural se obtiene por absorción con carbón vegetal, compresión y absorción en un aceite mineral del cual se puede llegar a recuperar 700 litros de gasolina natural, por cada 1000 metros cúbicos de gas natural procesados (700 L/1000 m3). 14

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La GN es en general un compuesto constituido por una mezcla de hidrocarburos de composición desde el pentano hasta el heptano y compuestos más pesados (C7+), estos permanecen en estado líquido a presión y temperatura atmosférica. En general se puede señalar que la gasolina natural es una mezcla de hidrocarburos líquidos conformada por compuestos que contienen entre cinco y nueve carbonos, se produce a través de varios procesos de destilación fraccionada del petróleo, la condensación o la adsorción de gas natural, la descomposición térmica o catalítica del petróleo o sus fracciones, la hidrogenación del gasógeno o carbón, o a través de la polimerización de hidrocarburos de bajo peso molecular. Algunos gases naturales contienen un porcentaje de gasolina natural que puede recuperarse mediante condensación y adsorción. El proceso más habitual para la extracción de este componente consiste en hacer pasar el gas extraído del pozo a través de una serie de torres que contienen un aceite ligero denominado aceite de paja. El aceite absorbe la gasolina, que se destila posteriormente. Otros procesos implican la adsorción de la gasolina con alúmina activada, carbono activado o gel de sílice. La gasolina natural es una buena fuente de materia prima para la petroquímica, ya que se utiliza en la producción de Isobutano e Isopentano que son materias primas para el proceso de alquilación, también puede ser utilizada en otros procesos industriales, además de su utilización como combustible. Determinación del Octanaje de la Gasolina: El significado del octanaje en una gasolina se remonta hasta hace más de 50 años atrás, cuando se descubrió que, de todos los compuestos que forman la gasolina, como el heptano normal es el que provoca la peor detonación. Por lo tanto se le asignó un valor de cero en la escala correspondiente. Luego se determinó que el compuesto que detonaba menos era de ocho átomos de carbono, formando una cadena ramificada llamada Isooctano, a este compuesto se le dio un valor de 100, y así nacieron los índices de octano u octanajes de las gasolinas. 15

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La determinación de los octanajes en forma práctica de las gasolinas, se realizan con unos aparatos especiales para medir las detonaciones que provocan, las gasolinas utilizadas como combustible, luego ese resultado se compara con mezclas de heptano e Isooctano hasta encontrar aquella mezcla que produzca un efecto semejante, por ejemplo si una gasolina tiene características detonantes parecidas a las de una mezcla conformada por un 90% de Isooctano y 10% de heptano normal, entonces se le asigna a esa mezcla un índice de octano de 90. Gasolina Comercial: La gasolina que se compra en las gasolineras se hace mezclando gasolina natural con diferentes porcentajes de gasolina proveniente de los procesos de polimerización, alquilación, isomerización, reformación y desintegración, a estas mezclas se les determina su octanaje, y se les agrega una serie de aditivos antes de venderlas al público. En la actualidad se pueden hacer mezclas de gasolinas con índices de octano de hasta de 110, lo cual se logra agregando a la mezcla de gasolina un compuesto llamado antidetonantes. El compuesto de este tipo más común es el Tetraetilo de Plomo (TEP), el cual impide que la gasolina explote dentro de los cilindros del motor con demasiada rapidez. Además permite usar en las mezclas mayor cantidad de gasolina de menor calidad, como es la gasolina natural (40-60 octanos), y alcanzar de todos modos los octanajes requeridos por las gasolinas comerciales, por lo tanto su utilidad tiene una gran gama. Las principales características

de un combustible líquido son: poder calorífico,

densidad específica, viscosidad, punto de inflamación, punto de enturbamiento y congelación, contenido de azufre, entre otros. Todos estos parámetros hay que tenerlos bien en cuenta para evaluar la eficiencia del combustible líquido. Densidad Específica o Relativa: Esta fue la escala que se utilizó para catalogar los combustibles líquidos. Los combustibles se comercializan en volumen, por ello es

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importante saber la densidad que tienen a temperatura ambiente. La escala más comúnmente utilizada es la escala en grado API a 15C. La densidad específica de los combustibles líquidos varían, pero los más ligeros serán los que tengan menor contenido en átomos de carbono. De este modo, las gasolinas serán las que tengan menor densidad específica. Es importante conocer la densidad específica y la temperatura a la que se midió, porque los combustibles líquidos, se comercializan midiendo su volumen, el cual va a variar con la temperatura a la cual se está realizando la medición, de tal forma que en caso que sea necesario una conversión a otro sistema de unidades, se pueda realizar el cambio utilizando los factores de conversión. Viscosidad: Puede ser absoluta o dinámica, o bien relativa o cinemática. Este parámetro mide la resistencia interna que presenta un fluido al desplazamiento de sus moléculas, dicha resistencia viene del rozamiento de unas moléculas con otras y como la fluidez es inversamente proporcional a la viscosidad la medida de esta es importante porque dará una idea de la fluidez del combustible lo que permite apreciar la posibilidad del bombeo de un producto en una canalización y de este modo permite saber si se puede tener un suministro regular del fluido en estudio. Luego es de gran importancia tener claramente establecidos los valores de la viscosidad. Para medir la viscosidad en combustibles líquidos se emplean viscosímetro de vidrio. Es muy importante decir la temperatura a la cual se ha evaluado la viscosidad, en diferentes sistemas de unidades, y en todas ha resultado con una buena precisión y exactitud. Existen diversas escalas para expresar la viscosidad de un producto petrolífero y existen también ecuaciones de correlación entre ellas. El hecho de que un combustible o un líquido en general tengan la viscosidad muy alta quiere decir que es poco fluido, 17

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luego debe de tener un alto valor de viscosidad, y por lo tanto debe de tener problemas de desplazamiento. Punto de Inflamación: Se define como la mínima temperatura a la cual los vapores originados en el calentamiento a una cierta velocidad de una muestra de combustible se inflaman cuando se ponen en contacto con una llama piloto de una forma determinada. Esto en lo que se refiere a un combustible líquido. El punto de inflamación da una idea de la cantidad de compuestos volátiles o muy volátiles que puede tener un combustible. Teniendo en cuenta el punto de inflamación se puede estimar cuales van a ser las condiciones de almacenamiento de ese combustible. Punto de Enturbiamiento y Congelación: El punto de enturbiamiento sólo se aplica a los gasóleos, y es la temperatura mínima a la que sometiendo el combustible a un enfriamiento controlado se forman en el seno del mismo los primeros cristales de parafina, los componentes más pesados son los que cristalizan y solidifican antes de el punto más alto de congelación ya que esto va a dificultar el fluir del combustible. Esta característica se suele sustituir hoy en día por el punto de obstrucción. Punto de Congelación: La diferencia con el punto de enturbiamiento está en el termómetro utilizado. En el punto de enturbiamiento el termómetro toca el fondo del tubo de ensayo; en la prueba del punto de congelación, no se toca el fondo del tubo de ensayo, ya que aquí se mide la temperatura a la cual se ha solidificado toda la muestra. En el de enturbiamiento se observa cuando solidifican los primeros cristales. Contenido de Azufre: El azufre que se encuentra en un combustible líquido deriva del crudo de petróleo del que procede el combustible y a veces puede derivar

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de algún proceso al que ha sido sometido en el fraccionamiento, interesa que el contenido en azufre sea el menor posible, ya que la legislación marca unos límites. Los problemas que puede provocar el contenido de azufre en un combustible líquido son corrosiones en los equipos en los que se quema dicho combustible en equipos auxiliares, etc. En nuestro país los LGN son el producto intermedio del procesamiento del gas, ya que luego éste es fraccionado o separado en sus componentes individuales y gasolina natural, luego de haber realizado la separación el producto es utilizado en la industria petroquímica, en la fabricación de componentes de alto octanaje para gasolinas, y como combustible de uso industrial y comercial, en este caso se obtienen una serie de ventajas al compararlo con otro combustible fósil, sobre en el terreno del impacto ambiental, ya que la utilización del (LGN), no afecta el medio ambiente, o por lo menos se puede establecer un manejo adecuado de los mismos, para evitar que haya un fuerte y brusco impacto ambiental. Igualmente en nuestro país los LGN son utilizados en la industria petroquímica, en la fabricación de componentes de alto octanaje para gasolinas, y como combustible de uso industrial y comercial. La infraestructura, existente permite a nuestro país realizar un tratamiento de gas natural de 2.660 MMPCND, en la actualidad se cuenta con: Tres Plantas de Fraccionamiento (Jose, Ulé y Bajo Río Grande). Tres Plantas de Extracción (San Joaquín, Santa Bárbara y Jusepín). Tres Muelles de Embarque (José, La Salina Y Bajo Grande). GAS TRANSFORMADO A LÍQUIDO: Esta transformación, es una de las vías de exportación de gas que ha incrementado sus oportunidades con el tiempo, debido a las mejoras tecnológicas asociadas a estos procesos y a la alta valorización de los líquidos en general, los cuales cumplen con las cada vez más exigentes especificaciones ambientales internacionales. 19

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Actualmente PDVSA-Gas está analizando las condiciones técnicas y económicas requeridas para un proyecto de Gas Transformado a Líquido en el Oriente Venezolano, que consiste en una planta que produciría alrededor de quince mil barriles por día de productos, esto con la finalidad de alcanzar otros mercados que con el gas natural no se podría alcanzar por su complejidad logística. Gas Licuado de Petróleo (GLP): Esta es una mezcla de hidrocarburos livianos constituidos principalmente por propano (C3), butano (C4) y compuestos derivados de estos, en proporciones variables y que en condiciones normales es gaseosa pero que al comprimirla pasa al estado líquida, los componentes del GLP, aunque a temperatura y presión ambientales son gases, son fáciles de condensar y por ello se les asigna ese nombre. Puede producirse en plantas de procesamiento de gas natural o en refinerías especialmente en plantas de ruptura catalítica, en el caso de encontrarse asociados al gas natural. GLP en Refinerías Se inicia cuando el petróleo crudo procedente de los pozos petroleros llega a una refinación primaria, donde se obtienen diferentes destilados entre los cuales se encuentran gas húmedo, naftas o gasolinas, queroseno, gasóleos atmosféricos o diesel, y gasóleos de vacío. Los gasóleos de vacío son la materia prima para la producción de gasolinas en los procesos de craqueo catalítico. El proceso se inicia cuando estos se llevan a una planta de destilación fraccionada catalítica y, mediante un reactor primario a base de un catalizador a alta temperatura, se obtienen el Gas Licuado de Petróleo, gasolinas y otros productos más pesados, mezcla esta que luego se separa en trenes de destilación.

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GLP de Gas Natural El gas natural de propano y butano puede ser extraído por procesos consistentes en la reducción de la temperatura del gas hasta que estos componentes y otros más pesados se condensen ,dichos procesos usan refrigeración o turboexpansores para lograr temperaturas menores de -40 ºC necesarias para recuperar el propano. Subsecuentemente estos líquidos son sometidos a un proceso de purificación usando trenes de destilación para producir propano y butano líquido o directamente GLP. El GLP se caracteriza por tener un poder calorífico alto y una densidad mayor que la del aire y se considera como materia prima para la petroquímica, con la composición indicada, o compuesta predominantemente de propileno o butilenos. Con esta mezcla hay que tener ciertos cuidados, ya que este producto en estado gaseoso puede causar asfixia simple y deprimir el sistema nervioso central mientras que en estado líquido puede provocar quemaduras provocadas por congelamiento e irritación de la piel, igualmente puede contener también compuestos de azufre, como mercaptanos, el cual se le adiciona como odorizante para identificar escapes y por ello se debe tener ciertas precauciones ya que el azufre puede ser tóxico, es por ello que para el diseño de las instalaciones destinadas al transporte y manejo de este tipo de gas se aplican ciertas normas y reglamentaciones las cuales son expedidas por los ministerios de Minas y Energía y del Medio Ambiente y demás autoridades competentes, principalmente en lo que respecta a la vigilancia de las válvulas, conexiones y accesorios de tanques, cisternas y cilindros que se utilizan para almacenar este producto, ya que estos son los puntos de mayor riesgo de escape. Asimismo, el sitio donde se ubiquen los recipientes y las instalaciones que conduzcan este producto debe tener suficiente ventilación para evitar concentración de vapores explosivos en caso de algún escape ya que podría ser muy peligroso debido a que dichos vapores tienden a concentrarse en las zonas bajas donde hay mayor riesgo de 21

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encontrar puntos de ignición tales como interruptores eléctricos, pilotos de estufas de gas, tomas de corriente eléctrica, lámparas y puntos calientes. Los usos del GLP pueden subdividirse en: GLP Doméstico: Este es comercializado tanto a granel como en bombonas y su precio está sujeto a marco regulado. Puede utilizarse en forma doméstica para la cocción de alimentos o calentamiento de agua. GLP Comercial/Industrial: Este es una mezcla, que se utiliza como fuente de energía, es comercializado a granel y su precio es determinado por la libre competencia. Su uso industrial es como combustible en hornos, secadores y calderas de diferentes tipos de industrias. También en motores de combustión interna y en turbinas de gas para generación de energía eléctrica. GLP Automotor: Es comercializado a granel y su precio de venta esta referenciado al precio de la gasolina de 87 octanos. Este es uno de los combustibles que hay que tratar de comercializar en muchos países, ya que evita la contaminación ambiental. GAS NATURAL PARA VEHÍCULOS (GNV): Este compuesto es el mismo gas que se distribuye en forma directa a través de redes, de transporte y distribución de gas existentes en las principales ciudades y zonas industriales del país, es un tipo de gas limpio sin químicos ni aditivos que protege y prolonga la vida del motor de los vehículos, ya que es puro, además protege el ambiente ya que no tiene ningún tipo de contaminante. El gas natural vehicular (GNV) o gas natural comprimido (GNC) está compuesto prácticamente de metano, y se puede comprimir en cilindros de acero a una presión de 2845 (lpca), manteniendo su estado gaseoso. 22

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Al GNV se le podría denominar también Gas Natural Comprimido (GNC), el cual resulta en la actualidad el combustible ecológico de más alta pureza ya que no contiene aditivos, no se producen depósitos carbonosos en las cámaras de combustión, ni tampoco se produce el proceso de corrosión. La mezcla con el aire resulta perfecta a todos los niveles de temperatura y la combustión es total. Las características del aceite del motor se mantienen por más tiempo, y esto aporta mayores beneficios a la vida útil del motor. La utilización del GNV, tiene también una serie de ventajas ecológicas, ya que si se compara con la gasolina, la emisión de monóxido de carbono (C0) disminuye en un 95%, mientras que la emisión de hidrocarburos tiene una disminución de 80%. También la emisión de óxidos de nitrógeno (N0) es disminuida en un 30%. El uso de la gasolina implica que una cierta cantidad de la misma se evapora del tanque de combustible, contribuyendo con casi la mitad de la contaminación por hidrocarburos asociado con el uso de vehículos que funcionan con gasolina. La existencia de gasoductos evita la necesidad del transporte peligroso de gasolina por barco o camión. El costo del gas natural, es también bastante más bajo que la gasolina, luego el uso del GNV disminuye el costo por combustible. Se considera que (1m3) de gas natural equivale en consumo a 1,13 litros de gasolina por ello con lo que se ahorra usando gas natural en lugar de gasolina, se puede amortizar en unos pocos meses el costo de instalación del equipo, para el uso de GNV, en lugar de gasolina. Tampoco existe la posibilidad que haya un pronto agotamiento del GNV, ya que se estima que las reservar mundiales de gas natural exceden a las de petróleo en un 22%.

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SITUACIÓN ACTUAL DE VENEZUELA CON RESPECTO A LA COMERCIALIZACIÓN DEL GAS NATURAL Desde hace décadas, el motor de la economía venezolana ha sido el petróleo, despreciando el potencial de recursos gasíferos. Esto en cierto modo es lógico si se toma en consideración que el mercado del crudo se ha desarrollado con anterioridad y que la demanda de este producto por parte de las economías industrializadas en la segunda mitad del siglo XX ha sido espectacular, hasta tal punto que se ha creado una dependencia muy fuerte hacia este recurso. Además, en el caso de Venezuela, una gran proporción de las reservas probadas de gas se caracterizan por estar asociadas al petróleo, por lo que gran parte de la producción de gas se inyecta o se ventea. Sin embargo, si bien es justificable que la industria venezolana del gas natural se ha desarrollado más tardíamente que la del petróleo, no parece probable que un país con un nivel de reservas probadas tan extraordinario no explote al máximo las grandes posibilidades que le brinda este recurso, pese a esto nuestro país no cuenta con una red de gasoductos interiores que proporcione gas a todas las regiones del país, ni con una red de distribución adecuada que suministre gas a todas las industrias que lo necesitan en aquellas regiones donde sí hay gas a pesar que el consumo interno de gas natural se encuentra entre los más elevados de la región. Por otro lado, Venezuela exporta productos derivados del gas natural, principalmente propano, gasolina natural y butano, pero por otra parte no exporta gas natural vía gasoductos o licuado (GNL) a pesar de que serían diversos los beneficios que obtendría el país con la exportación vía gasoductos o GNL , entre los que se podrían mencionar; los beneficios económicos derivados de la actividad, el avance en el proceso de integración energética regional, el impacto social positivo, el posicionamiento del país como un referente internacional en el mercado del gas, etc.

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Sin embargo en los últimos años, se ha buscado gasificar la República aprovechando las grandes reservas que se tienen de este hidrocarburo. Dichas reservas alcanzaron en 2009 un total de 187 MMMMPC de reservas probadas remanentes, cifra que posicionará al país en el séptimo lugar de los países con mayores reservas probadas remanentes de gas natural, que actualmente ocupa Nigeria con 184 MMMMPCN. Actualmente, las actividades de exploración y producción correspondientes al negocio del gas son ejecutadas por PDVSA Petróleo, PDVSA Gas, diversas empresas mixtas de la Corporación Venezolana de Petróleo y licencias de gas. En tierra otorgadas en 2001; el procesamiento del gas natural es responsabilidad exclusiva de PDVSA Gas y la comercialización de sus derivados (metano, etano y LGN) es realizada entre PDVSA Gas y PDVSA Gas Comunal; esta última, se encarga de GLP a los sectores doméstico y comercial. La comercialización de LGN en el mercado de exportación la realiza la gerencia de Comercio y suministro de PDVSA Petróleo, en representación de PDVSA Gas. Durante el año 2009, la producción de gas natural en la República Bolivariana de Venezuela se ubicó en 6.990 MMPCD, de los cuales 4.809 MMPCD (69%) los produjo PDVSA Petróleo; 1.228 MMPCD, (18%) por PDVSA Gas (1.189 MMPCD Producción Gas Anaco y 39 Producción Gas San Tomé); 565 MMPCD (8%) por CVP y 388 MMPCD (5%) de las licencias de gas (Quiriquire Gas / Gas Guárico) que maneja directamente el MENPET. Durante ese mismo año, la República Bolivariana de Venezuela continuó recibiendo un promedio de 180 MMPCD de gas metano de las empresas Chevron y ECOPETROL, a través del Gasoducto Transcaribeño Antonio Ricaurte; razón por la cual la disponibilidad total de gas natural a nivel nación se ubicó en 7.170 MMPCD, de los cuales 4.981 MMPCD (69%) corresponde a consumo propio PDVSA y 2.189 MMPCD 25

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(31%), correspondiente a ventas de gas metano para cubrir los requerimientos del mercado

local

en

los

sectores

eléctrico,

siderúrgico,

aluminio,

cemento,

comercializadoras, doméstico y petroquímico. El volumen de 4.981 MMPCD utilizado por la industria petrolera, fue distribuido de la siguiente forma: 2.964 MMPCD (60%) inyectados a los yacimientos con fines de recuperación secundaria de crudo. 787 MMPCD (16%) se utilizó como combustible propio en las actividades de transporte de crudo, y el resto del volumen corresponde a lo transformado en LGN, venteo, mermas y pérdidas. Producción de Líquidos de Gas Natural (LGN) En lo concerniente a las operaciones de procesamiento y extracción de LGN, para el año 2009 se alcanzó un volumen de 158 MBD. Para la extracción y fraccionamiento de LGN, PDVSA cuenta en el área de Oriente con 6 plantas de extracción operadas por PDVSA Gas: Jusepín, San Joaquín, Santa Bárbara, Refrigeración San Joaquín, ACCRO III y ACCRO IV; y la Planta de Fraccionamiento Jose. En el área de Occidente se disponen de 6 plantas de extracción: El Tablazo I y II, las cuales son operadas por Pequiven; Tía Juana I y II, Lama Proceso y Lamar Líquido, las cuales son operadas por PDVSA Petróleo. En cuanto a las plantas de fraccionamiento en occidente se encuentran: Bajo Grande y Ulé, operadas por PDVSA Gas. La capacidad total de procesamiento se ubica en 4.895

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MMPCD y la de fraccionamiento en 282 MBD. Adicionalmente, se dispone de 381 Km de poliductos. COMERCIO Y SUMINISTRO Mercado Interno en el Año 2009 La venta promedio nivel nacional durante el año 2009 alcanzó un volumen de 518 MBD y para el mismo período del año 2008 se obtuvo un volumen de ventas de 499 MBD. Durante el año 2009 el consumo de gasolinas para automóviles aumentó en 3 MBD (1%) con respecto al año anterior. Este incremento se debe, principalmente, a la incorporación de nuevos vehículos al parque automotor del país, vendidos durante el año 2009. Las ventas de LGN se situaron en 163 MBD para el cierre del año 2009, de los cuales 50 MBD (31%) fueron destinados al mercado de exportación y 113 MBD (69%) fueron colocados en el mercado local entre estos se encuentran 81 MBD vendidos a terceros y 31 MBD de ventas interfiliales, sin embargo es importante mencionar que las ventas se redujeron en 158 millones de dólares (6%), pasando de 2.804 millones de dólares a 2.646 millones de dólares, debido principalmente a la disminución de los precios de gas metano en el mercado local los cuales disminuyeron de 9,43 US$/Bl a 7,03 US$/Bl para los períodos de doce meses terminados el 31 de diciembre de 2008 y 2009, respectivamente.

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CONSUMO DE GLP DOMËSTICO POR ESTADOS Actualmente en nuestro país el 29,1% de los estados tienen o tendrán a corto plazo suministro de gas doméstico por medio de redes de tuberías, entre estos estados se encuentran: Monagas. Falcón. Anzoátegui. Sucre. Nueva Esparta. Zulia. Barquisimeto. Para satisfacer las demandas futuras de líquidos y gas al mercado interno, se desarrollan proyectos que permitirán disponer de nuevos volúmenes y mejorar la confiabilidad operacional de la infraestructura existente, fortaleciendo la red de distribución para el desarrollo nacional. En la actualidad se procesa crudo mediano, obteniendo productos que son suministrados al mercado doméstico y residual se destina a la exportación. Infraestructura de Transporte En materia de sistemas de transporte de gas metano para satisfacer los requerimientos de los sectores domésticos, comercial e industrial, se cuenta con una infraestructura de transmisión y distribución 15 de las 24 entidades federales de la República Bolivariana de Venezuela. Dicha infraestructura está integrada por 4.432 Km de tuberías de diferentes diámetros (desde 8 a 36 pulgadas), los principales sistemas son: Anaco-Barquisimeto; 28

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Anaco-Jose/Anaco-Puerto La Cruz; Anaco-Puerto Ordaz; Ulé-Amuay; Interconexión Centro Oriente-Occidente (ICO); Costa-Oeste y gasoducto Transcaribeño Antonio Ricaurte. SITUACIÓN ACTUAL DE VENEZUELA CON RESPECTO A LA COMERCIALIZACIÓN DEL GAS NATURAL A NIVEL INTERNACIONAL Durante el año 2009, las exportaciones de gas y productos alcanzaron 2.682 MBD, lo que representa una disminución de 215 MBD con respecto al año 2008, en el que se exportaron 2.897 MBD, como consecuencia, principalmente, de la reducción de los niveles de producción de crudo para adecuarse a los compromisos de recorte acordados en la OPEP. Del total de productos refinados y LGN generados en la República Bolivariana de Venezuela, 129 MBD (19%) se vendieron a los países de Norteamérica; 44 MBD (7%) al Caribe; 7 MBD (1%) a Centroamérica; 60 MBD (9%) a Suramérica; 98 MBD (15%) a Europa; 303 MBD (45%) a Asia; 10 MBD (2%) a África y 12 MBD (2%) a localidades no registradas por tratarse de naves en tránsito. Las ventas de LGN se situaron en 163 MBD para el cierre del año 2009, de los cuales 50 MBD (31%) fueron destinados al mercado de exportación, dichas exportaciones se distribuyeron de la siguiente manera: el propano y el butano se dirigieron fundamentalmente a Centroamérica, el Caribe y Suramérica, mientras que la gasolina natural se exportó principalmente a Norteamérica. La estrategia es incrementar la presencia en el Caribe como parte de la política internacional del Estado, que se instrumenta a través de PETROCARIBE.

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CONVENIOS PDVSA AMÉRICA, S.A. En el año 2006, PDVSA creó en la filial PDVSA América, dando impulso y seguimiento a la ejecución de los convenios bilaterales y multilaterales suscritos con otras naciones suramericanas y caribeñas, las actividades desarrolladas se centran en fortalecer el papel de PDVSA como proveedor confiable de hidrocarburos, en ese sentido, se adelantan proyectos en materia de suministro y transferencia de tecnología; mejoramiento de las capacidades para la exploración y producción de petróleo y gas; creación de infraestructura de generación eléctrica, petroquímica, refinación, almacenamiento, suministro y distribución de productos. A continuación se presentan los principales logros alcanzados por las filiales de PDVSA América, S.A., durante el año 2009 en cada uno de los bloques subregionales: REGION ANDINA En esta región, conformada por Bolivia, Ecuador, Panamá y Colombia, PDV Andina, S.A., filial de PDVSA América S.A., ejecuta su misión a través de las filiales PDVSA Bolivia, S.A. y PDVSA Ecuador, S.A., cuyas oficinas están ubicadas en La Paz y Quito, respectivamente. PDVSA Bolivia, S.A. A través de la empresa mixta YPFB-Petroandina Sociedad Anónima Mixta (SAM), constituida entre Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) 51% y PDVSA Bolivia 49%, se suscribieron contratos para la exploración y explotación de petróleo y gas en bloques ubicados al norte del departamento de La Paz y al sur del territorio boliviano. 30

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REGION SUR En esta región conformada por Brasil, Argentina, Uruguay y Paraguay; PDV Sur, S.A., filial de PDVSA América, ejecuta su misión a través de las filiales PDVSA Do Brasil, Ltda., PDVSA Argentina, S.A., PDVSA Uruguay, S.A., y PDVSA Paraguay, S.A., creada durante el año 2009, cuyas oficinas están ubicadas en Río de Janeiro, Buenos Aires, Montevideo y Asunción, respectivamente. PDVSA Argentina, S.A. En la República Bolivariana de Venezuela, la empresa petrolera estatal argentina, ENARSA, participa junto a PDVSA en el desarrollo, construcción y operación del Tren de licuefacción de gas natural para el procesamiento de 4,7 MMT, en el CIGMA. Igualmente, se realizan los estudios para la construcción de un gasoducto desde el Bloque 2 de la Plataforma Deltana, ubicado en el estado Delta Amacuro, hasta la ciudad de Güiria, en el estado Sucre. Este gasoducto permitirá el transporte y procesamiento de gas natural para transformarlo en GNL y su comercialización en el mercado internacional. PETROCARIBE PETROCARIBE se inició el 29 de junio de 2005, mediante un acuerdo multilateral suscrito entre 14 naciones de la región, en la ciudad de Puerto La Cruz, como una iniciativa de cooperación energética propuesta por el Gobierno Nacional con el fin de resolver las asimetrías en el acceso a los recursos energéticos por la vía de un nuevo esquema de intercambio comercial favorable, equitativo y justo entre los países de la región caribeña, la mayoría de ellos consumidores de energía y sin el control estatal del suministro de los recursos.

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PETROCARIBE está concebido como una alianza capaz de asegurar la coordinación y articulación de las políticas de energía, incluyendo petróleo y sus derivados, gas, electricidad, uso eficiente de la misma, cooperación tecnológica, capacitación, desarrollo de infraestructura energética, así como el aprovechamiento de fuentes alternas, como la energía eólica, solar y otras. Al cierre del año 2009, la iniciativa estaba integrada por 18 naciones: Antigua y Barbuda, Bahamas, Belice, Cuba, Dominica, Granada, Guatemala, Guyana, Haití, Honduras, Jamaica, Nicaragua, República Dominicana, San Cristóbal y Nieves, Santa Lucía, San Vicente y Las Granadinas, Surinam y la República Bolivariana de Venezuela. CONVENIO CON LA FEDERACIÓN DE RUSIA (24/01/2007) Venezuela y Rusia firmaron un convenio por 15 millones de dólares para el desarrollo del sector del gas nuestro país, este fue suscrito por el director de la empresa rusa VNIIGAZ, Román Samsonov, y el presidente de PDVSA Gas. La empresa rusa se comprometió a ofrecer a la estatal venezolana asesoría, diagnóstico,

medición

de

todos

los

sistemas

actuales

y

posteriormente

acompañamiento de la ejecución de los proyectos gasíferos para generar un plan de aseguramiento de calidad en el área. El convenio con la empresa rusa permitirá incrementar el volumen de gas en el mercado interno y mejorar la actual infraestructura de transporte y distribución del combustible. El acuerdo bilateral establece además la transferencia a PDVSA Gas de la experiencia de VNIIGAZ en materia de producción, transporte y distribución de gas, así como en las áreas ecológicas, producción de gas costa afuera, sistemas, tecnología y demanda interna, agregó la información oficial.

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CONVENIO CON JAPÓN Japón y Venezuela conservan actualmente un convenio, donde diversas empresas Japonesas entre estas Mitsubishi e Inpex tendrán participación en el proyecto Mariscal Sucre, que contempla la producción de mil 200 millones de pies cúbicos diarios de gas natural. Esta producción se obtendrá de los yacimientos costa afuera en el oriente venezolano, para satisfacer la demanda del mercado interno nacional y la alimentación de la planta de licuefacción del gas natural del proyecto denominado Delta del Caribe Oriental. CONVENIO CON ARGENTINA Se tiene un convenio con la República de Argentina que contempla la construcción de una planta de regasificación en Argentina, destinada a procesar el gas natural proveniente de Venezuela; y continuando con el programa Gas Natural Vehicular (GNV), Petróleos de Venezuela (PDVSA), y la compañía argentina Gas Natural Comprimido (GNC), formarán una empresa mixta de fabricación de compresores y surtidores.

CONVENIO CON COLOMBIA Venezuela y Colombia tienen un convenio bilateral desde el año 2008 donde se contempla que el gasoducto Trans-Caribeño (también conocido como gasoducto Trans-Oceánico) transporta gas entre Venezuela y Colombia., la tubería de 64 cm de diámetro (25 pulgadas) tiene una extensión de 225 km entre Punta Ballenas, en la Guajira colombiana y la costa oriental del Lago de Maracaibo, en Venezuela.

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Dicho Gasoducto inicialmente transportaba diariamente 150 millones de pies cúbicos de gas hacia Venezuela, sin embargo este transporta un nivel actual de 300 millones de pies cúbicos. Las exportaciones de Colombia provienen del campo Ballenas en la Guajira, conjuntamente por Ecopetrol y Chevrón. PDVSA invirtió US$467 millones en la construcción del gasoducto. El gas proveniente de Colombia es utilizado primordialmente en los campos de petróleo de la región de Maracaibo. Se lo inyecta para aumentar la presión y elevar la producción de los localizados campos. Venezuela también consume gas natural en su industria petroquímica. PROYECTOS PROYECTO GAS DELTA CARIBE ORIENTAL Consiste en la construcción de la infraestructura requerida para incorporar al mercado interno el gas proveniente de los desarrollos de gas costa afuera, en el oriente del país. Abarca las siguientes instalaciones: 563 Km de tuberías marinas; urbanismo, vialidad y servicios en el complejo industrial Gran Mariscal de Ayacucho (CIGMA); muelle de construcción y servicios; plantas de adecuación y procesamiento de gas; generación de energía eléctrica (900 MW en Güiria y 450 MW en Cumaná, estado Sucre); redes de transmisión y distribución eléctrica, y plantas de licuefacción. En el año 2008, se firmó el acuerdo marco para la constitución de las empresas mixtas para los trenes de licuefacción 1 y 2, con una capacidad de 4,7 millones de toneladas por año (MMTA) GNL cada uno.

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La participación de socios en los trenes se menciona a continuación: Tren 1: PDVSA 60%, GALP Energía 15%, Qatar Petroleum International 10%, Chevron 10% y Mitsubishi-Mitsui 5%. Tren 2: PDVSA 60%, GALP Energía 15%, Energía Argentina S.A. (ENARSA) 10%, ITOCHU 10% y Mitsubishi-Mitsui 5%. PROYECTO GAS ANACO (PGA) Este proyecto tiene como objetivo la construcción de seis (6) centros operativos con capacidad de recolectar, comprimir y transferir una producción de 2.800 MMPCND de gas y 39 MBD de crudo liviano, con el fin de manejar en forma confiable y segura la producción de gas y crudo de los campos San Joaquín, Santa Rosa y Zapato Mata R, como parte de la Fase I; y Santa Ana, Aguasay y La Ceibita / Soto-Mapiri, como parte de la Fase II. Además, se contempla la construcción de la infraestructura para interconectar los centros operativos del proyecto y la sala de control de producción Gas Anaco, con la finalidad de hacer monitoreo, manejo de alarmas, tendencia histórica de variables, simulaciones de producción, pruebas de pozos y manejo de activos, para garantizar la toma oportuna y eficiente de decisiones por parte de la Gerencia de Manejo de Gas y Operaciones de Producción. La inversión total estimada es de 4.426 millones de dólares y se estima que el proyecto culmine en el año 2016. El saldo de las obras en progreso al 31 de diciembre de 2009 es aproximadamente 1.812 millones de dólares.

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INTERCONEXIÓN CENTRO ORIENTE-OCCIDENTE (ICO) El Proyecto ICO tiene como objetivo conectar los sistemas de transmisión de gas natural de la región este y central de la República Bolivariana de Venezuela (Anaco, estado Anzoátegui a Barquisimeto, estado Lara) con el sistema de transmisión en el oeste del país (Ulé, estado Zulia a Amuay, estado Falcón), a fin de cubrir la demanda de gas en el occidente del país, expandir la entrega de gas a otras regiones y ciudades dentro de la Nación y, promover el desarrollo industrial y comercial en las áreas cercanas a la construcción de este sistema de transmisión. Este proyecto incluye el diseño, ingeniería, procura y construcción de un gasoducto de 300 Km de longitud y 30 a 36 pulgadas de diámetro; tres plantas compresoras (Morón 54.000 Hp, Los Morros 72.000 Hp y Altagracia 54.000 Hp) para interconectar el Sistema Anaco-Barquisimeto con el Sistema Ulé-Amuay, garantizar el suministro de gas al Centro de Refinación Paraguaná (CRP) y, a largo plazo, exportar gas hacia Colombia, Centro y Suramérica. La inversión estimada del Proyecto ICO es 884 millones de dólares. El saldo de las obras en progreso al 31 de diciembre de 2009 es aproximadamente es de 87 millones de dólares. PROYECTO MARISCAL SUCRE El proyecto tiene como objetivo desarrollar, en armonía con el ambiente, 70% de las reservas de gas no asociado y líquidos condensados de los campos Dragón, Patao, Mejillones y Río Caribe, ubicados en el norte de Paria, para producir hasta 1.200 MMPCD de gas y 18 MBD de condensado.

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El proyecto está ubicado al norte de la Península de Paria y cuenta con un área aproximada de 4.750 Km², con profundidades del agua que varía entre los 90 Mt al oeste y 150 Mt al este. La producción será utilizada para suplir prioritariamente el mercado interno y apoyar los proyectos de conversión a gas de la totalidad de las centrales termoeléctricas del país, el proyecto GNV y el Plan Nacional de Gas Doméstico. El proyecto tendrá una inversión aproximada de 10.849 millones de dólares para ejecutarse en el período comprendido entre los años 2008 y 2016. El saldo de las obras en progreso al 31 de diciembre de 2009 es aproximadamente 1.015 millones de dólares. SISTEMA NOR ORIENTAL DE GAS (SINORGAS) El proyecto tiene como objetivo la construcción de una Infraestructura de transporte de gas necesaria para manejar los volúmenes de gas a producirse en los desarrollos costa afuera en la región nororiental del país, desde Güiria, hasta los centros de consumo en los estados Sucre, Nueva Esparta y norte de los estados Anzoátegui y Monagas, así como satisfacer la demanda de gas en el área de mercado interno en refinación, sector industrial y doméstico. El proyecto se inició en el año 2004 y se tiene planificada su culminación para el año 2014. El costo estimado del Proyecto SINORGAS es de 2.162 millones de dólares. El saldo de las obras en progreso al 31 de diciembre de 2009 es aproximadamente 669 millones de dólares. El sistema se distribuirá en 6 tramos: Barbacoa – Provisor – Puerto La Cruz; Provisor – Cumaná; Araya – Coche – Margarita; Güiria – El Pilar; El Pilar – Cariaco; y Cariaco – Cumaná, ubicados entre los estados Sucre, Anzoátegui y Nueva Esparta. 37

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En su primera etapa el Sinorgas manejará unos 950 millones de pies cúbicos de gas al día, desde costa afuera hacia el mercado interno; adicionalmente, la consolidación del proyecto permitirá la electrificación y gasificación de los pueblos en su zona de influencia. GASIFICACIÓN NACIONAL El proyecto tiene como objetivo gasificar 23 estados de la República de Bolivariana de Venezuela mediante la instalación de redes de tubería pead (polietileno de alta densidad) y líneas internas de acero galvanizado; además de aumentar el nivel de calidad de vida de la población, dándole prioridad a las comunidades de menores recursos, garantizando así el suministro continuo de este combustible, generando empleos, estableciendo una economía del servicio y tarifas sociales por la construcción de redes de distribución de gas metano, a fin de satisfacer la demanda de estos servicios a los sectores doméstico y comercial, a través de la instalación de 48.900 Km. de infraestructura de redes de distribución, para beneficiar a 3.260.000 familias. Su fecha estimada de culminación es en el cuarto trimestre del año 2016. El saldo de las obras en progreso al 31 de diciembre de 2009 es aproximadamente 499 millones de dólares. PLATAFORMA DELTANA El Proyecto Plataforma Deltana está inmerso dentro del proyecto Delta Caribe Oriental y comprende el desarrollo de exploración y explotación de gas no asociado Costa Afuera en un área de 9.441 Km2. Este proyecto incluye cuantificar un volumen de reservas entre 6 y 10 BPC. Se prevé una producción de gas de 1.000 MMPCND, dirigida a satisfacer la demanda del 38

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mercado interno y otra parte para la explotación; adicionalmente, incluye la infraestructura de transporte (gasoducto) hasta el Complejo Industrial Gran Mariscal Ayacucho (CIGMA). La Plataforma Deltana posee expectativas por el orden de los 38 BPC de gas. Su ubicación es la extensión de la cuenca oriental de la República Bolivariana de Venezuela Se encuentra al Sureste de Trinidad y al Noreste del Delta Amacuro. Durante el año 2009 se completaron los estudios de Ingeniería Conceptual, así como estudios de Geología y Geofísica. El saldo de las obras en progreso al 31 de diciembre de 2009 es aproximadamente 249 millones de dólares. PROYECTO AUTOGAS Este proyecto tiene como objetivo liberar combustible (gasolinas) del mercado interno, a través de la construcción de puntos de expendio de gas natural vehicular (GNV) y conversión de vehículos al sistema dual (gasolina-gas) a nivel nacional, que permitan el cambio en el patrón de consumo de combustibles líquidos a gaseosos. Contempla la implantación a nivel nacional de 457 nuevos puntos de expendio de GNV y reactivar 141 puntos en estaciones de servicio existentes. Construcción de 20 centros de conversión en instalaciones de PDVSA para ser operados por EPS y la contratación de 183 centros de conversión, con el fin de convertir 465.881 vehículos para uso de GNV en 12 estados durante el período 2006-2012, incluyendo el aporte de las ensambladoras y comercializadoras. A la fecha se ha completado la instalación de 5 puntos de expendio y la reactivación de otros 133 en estaciones de servicio. Para la conversión de vehículos se cuenta con 130

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centros de conversión contratados y operativos, de los cuales 4 son propiedad de PDVSA, y 5 centros de conversión móviles adicionales que se encuentran 100% fabricados. Desde el inicio del proyecto se han logrado convertir 19.185 vehículos al uso dual de combustibles (gas-gasolina), de los cuales 14.161 corresponden al año 2009. El saldo de las obras en progreso al 31 de diciembre de 2009 es aproximadamente 318 millones de dólares. PROYECTO RAFAEL URDANETA El propósito de este proyecto está orientado hacia la ejecución de actividades de exploración en el Golfo de Venezuela, principalmente en los campos Róbalo, Merluza, Liza y Sierra, con el fin de producir 1.000 MMPCD de gas, que serán destinados al mercado interno y el excedente, para oportunidades de negocio internacional, adicionalmente, este proyecto contempla el desarrollo de infraestructura para la producción de gas costa afuera, las tuberías necesarias para el transporte del gas y los condensados, una planta de licuación de gas y las facilidades de embarque necesarias para manejar buques modernos de LGN. El área destinada a exploración fue dividida en 29 bloques, de los cuales se otorgaron licencias exploratorias a ChevronTexaco para el Bloque Cardón III, Repsol YPF y ENI para el Bloque Cardón IV, Gazprom en los Bloques Urumaco I y II, Petrobras y Teikoku en el Bloque Moruy y Petropars en el Bloque Cardón II. Se estima una inversión total de 1.960 millones de dólares hasta el año 2015. En este proyecto se realizó un importante hallazgo de gas natural con la perforación del Pozo Perla1X ubicado en el Bloque Cardón IV, al norte del estado Falcón, a través de las empresas licenciatarias REPSOL de España y ENI de Italia; dicho

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descubrimiento abarca alrededor de 8 billones de pies cúbicos de Gas Original En Sitio (GOES), lo cual representa un hecho histórico en nuestro país. PDVSA Gas Comunal En el año 2007 se constituye PDVSA Gas Comunal, S.A. como una filial de PDVSA, cuyo objeto es garantizar la demanda nacional de Gas Licuado de Petróleo (GLP) domiciliario, comercial e industrial; así como promover y participar en el comercio internacional de suministro de GLP, mediante un modelo de gestión que ejecuta un servicio público, de propiedad social y estatal, que cumple con los más altos estándares de seguridad, eficiencia y oportunidad en el abastecimiento de un combustible de carácter estratégico. En el período 2008-2015, PDVSA Gas Comunal ejecutará varios proyectos de inversión, entre los que destacan: la construcción de 6 Plantas de Llenado de GLP, para cubrir la demanda agregada, que estarán ubicadas en los estados Guárico, Miranda, Cojedes y Bolívar. Como se ha notado el 95% de los proyectos gasíferos están destinados a satisfacer la demanda nacional, dejando una muy poca cantidad para la demanda internacional a pesar de las grandes reservas con que cuenta el país, esto se debe a ciertos aspectos que se deberían tomar en consideración, para lograr el fortalecimiento de la industria gasífera nacional, algunos de los aspectos que se podrían considerar son: Establecerse las ventajas comparativas de nuestro país, en relación a sus fortalezas productivas, apoyadas en condiciones de ubicación geográfica, desarrollo demográfico, tecnológico, vialidad y medios de transporte.

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Mayores exigencias gerenciales tanto por parte del Estado como de las asociaciones industriales en la planificación estratégica, en relación con las evaluaciones del entorno. El crecimiento y fortalecimiento del comportamiento del venezolano, en el marco de una competencia seria, constante, actitud preactiva, y evaluadora de los tratados y acuerdos internacionales. Planear estrategias de gestión de competitividad venezolana donde se podría contemplar: 

Ayudar a empresas menos eficientes a autogestionarse.



Ayudar al mismo gobierno a superar en déficit de desinformación.



Participar en proyectos de infraestructura.



Cambios en los procesos, productos y servicios gracias a la tecnología de

información. 

Emulación de socios comerciales más avanzados. CONTRATOS DE COMPRA – VENTA DEL GAS NATURAL

Son aquellos que permiten la distribución del Gas Natural a los diferentes centros de consumo que así lo requieran, estos generalmente se realizan para obtener una calidad definida de gas natural que busca en todo momento resguardar al comprador, dado que una baja calidad podría afectar las instalaciones del mismo (centrales térmicas, quemadores de calderas, etc.) Generalmente se trata de asegurar un gas libre de impurezas (Dióxido de carbono, sulfuros, etc.). La importancia de los contratos de compra-venta de gas natural radica en que a diferencia del petróleo y del carbón, en los que la producción puede ser realizada independientemente de los contratos celebrados, debido a que existe un mercado 42

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internacional que permite la venta de esta producción casi instantánea, la inversión en producción de gas natural no puede ser realizada sin inversiones a largo plazo, razón por la cual los contratos de compra-venta de gas natural son de gran importancia para el negocio y son el punto inicial en el desarrollo de todo el mercado de gas natural. Existen distintos tipos de contratos dependiendo de la necesidad y el riesgo, estos son los contratos firmes, contratos spot y contratos interrumpibles. Los contratos firmes, adicionalmente a las cláusulas standard (plazo, garantías y precio), aseguran una obligación de entrega de gas natural por parte del productor al comprador y una obligación mínima de cantidad de gas natural que el comprador debe retirar o pagar de forma tal que el productor pueda recuperar la inversión realizada para el suministro al comprador. Estos contratos, ya sea por parte del comprador y/o del productor, pueden ser presentados a entidades bancarias con el fin de obtener los financiamientos necesarios para el desarrollo de la oferta y la demanda (pozos, gasoductos, plantas e industrias). A diferencia de los contratos en firme los contratos spot o interrumpibles no aseguran la entrega de una cantidad de gas natural por parte del productor, ni la compra por parte del comprador. Los contratos spot generalmente se realizan en base diaria, motivado por la falta de oferta o por un aumento intempestivo de la demanda. Los contratos interrumpibles son iguales a los contratos spot, es decir no aseguran la entrega de una cantidad de gas natural por parte del productor, ni la compra por parte del Comprador, pero con un plazo definido (generalmente un año, dependiendo de la oferta) y a un precio de ejercicio predeterminado.

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EL PRECIO DEL GAS En el país, la utilidad del gas ha ido ganando clientes, además de su uso en la propia industria para aumentar la extracción adicional de petróleo mediante la inyección a los yacimientos y como fuente de energía en las operaciones. La utilización del gas natural, tanto aquí en Venezuela como en el resto del mundo, está aumentando y su precio se está equiparando respecto al del petróleo, de acuerdo al poder calorífico. La equivalencia se expresa en $ por cada mil pies cúbicos o millón de BTU de gas en comparación con el precio del barril de petróleo. Se ha mencionado que el poder calorífico del gas está entre 900 y 1.250 BTU por pie cúbico, cifras equivalentes a 8.000 y 11.115 kilocalorías por metro cúbico, respectivamente. Aproximadamente, una libra de petróleo crudo representa de 15.350 a 22.500 BTU. El poder calorífico exacto de una muestra de gas o de crudo se hace en el laboratorio.

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CONCLUSIÓN Actualmente el mercado del gal natural se encuentra en franco crecimiento tanto a nivel nacional como internacional, sin embargo en el caso específico de nuestro país aún falta acoplar ciertos aspectos para convertirlo en una potencia de distribución de este producto, principalmente nos hacen falta la tecnología e infraestructura para alcanzar este objetivo, siendo por ello que es de suma importancia mantener buenas relaciones comerciales con países potencias en estos aspectos para lograr la maximización tanto de la producción, procesamiento, distribución del gas natural. Partiendo de ese aspecto nuestro País ha desarrollado una serie de convenios que buscan elevar nuestros niveles de producción, procesamiento, distribución y transporte de hidrocarburos, sin embargo para llegar a ese desarrollo es importante elevar nuestras capacidades de exportadores de rubros ya que como se pudo notar Venezuela a pesar de poseer una de las más grandes reservas de hidrocarburos gasíferos aun exporta gas natural aspecto este algo contraproducente y que deja mucho que desear de la industria petrolera nacional, además es importante acotar que gran parte de dichos convenios por un lado buscar elevar los niveles de suministro de gas pero por otro lado también hay que señalar que gran parte de esa producción está destinada a satisfacer el mercado local dejando muy poca producción para exportar aspecto este que de mantenerse no beneficiaría a gran escala la economía nacional. Como último punto se puede señalar que para evitar que lo antes mencionado suceda se deberían buscar mecanismos que ayuden a crecer y fortalecer el sector petrolero y gasífero nacional.

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UNEFA


BIBLIOGRAFÍA Informe anual de PDVSA 2009

Curso Gasotécnia. Universidad de Oriente. Núcleo Monagas Escuela de Ingeniería de Petróleo. Maturín / Monagas / Venezuela. Dr. Fernando Pino Morales Escuela de Ingeniería de Petróleo UDO_ Monagas. Guía Gasotécnia Universidad Nacional Experimental De La Fuerza Armada (UNEFA) Ing. Alfredo Rodríguez. Enciclopedia Pozo Ilustrado. http://www.oilproduction.net. http://www.postgrado.usb.ve.

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Comercialización de Gas Natural en Venezuela

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