comercialización de gas natural en venezuela
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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
UNEFA Comercialización Gas Natural
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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
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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
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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.
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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.
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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
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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).
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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.
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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,
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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.
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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
UNEFA Comercialización Gas Natural
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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.
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23
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.
UNEFA Comercialización Gas Natural
25
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
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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;
UNEFA Comercialización Gas Natural
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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.
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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.
UNEFA Comercialización Gas Natural
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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.
UNEFA Comercialización Gas Natural
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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.
UNEFA Comercialización Gas Natural
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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.
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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
UNEFA Comercialización Gas Natural
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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
UNEFA Comercialización Gas Natural
40
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
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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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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.