GAS (pdvsa.com)

El gas ha pasado a ocupar un importante espacio en el escenario energético mundial, con un crecimiento continuo de la demanda. Venezuela está considerada como una de las naciones más importantes como potencial suplidor de energía gasífera por sus cuantiosas reservas de gas, su ventajosa posición geográfica e importancia geopolítica, constituyendo uno de los cinco grandes polos de atracción gasífera del mundo: Rusia, Medio Oriente, Norte de África, Norteamérica y Venezuela, conjuntamente con Trinidad y Bolivia, en Suramérica.

Venezuela cuenta con 147 billones de pies cúbicos (BPC) (4,15 Billones de m3) de gas en reservas probadas, además posee recursos entre 40 y 60 BPC por confirmar. Dichas cifras representan el primer lugar de América Latina, la novena a escala mundial y la séptima respecto a los países que integran la OPEP.

De las reservas probadas de gas natural en Venezuela, el 91% corresponde a gas natural asociado. El mayor volumen de reservas del país (70%) está localizado en el Oriente, 23% corresponde al Occidente (62 BPC) y el resto a Costa Afuera 7%.

Las reservas más importantes de Gas libre se encuentran Costa Afuera, siendo las áreas mas avanzadas en exploración las correspondientes al Proyecto Mariscal Sucre en el norte de la Península de Paria y las de la Plataforma Deltana. La zona del Golfo de Venezuela tiene un potencial elevado que comenzará a ser explorado en el marco del Proyecto Rafael Urdaneta, actualmente en proceso de definición.

En Tierra existen reservas en el eje norte llanero donde ya se está explotando el Campo de Yucal Placer Norte con una producción diaria, para fines de 2004, de 60 MMPCED y se espera alcanzar una producción de 300 MMPCED. En el pie de Monte Andino se está explorando en el Bloque de Barrancas y se estima una producción de 70 MMPCED. También se dispone de reservas en proceso de exploración e inicio de explotación en la zona de la Vela de Coro, con una producción inicial de 30 MMPCED para fines de este año.

En la actualidad, la producción total de Gas es del orden de los 6300 MMPCED y parte se utiliza en reinyección para mantener el factor de recobro de los yacimientos, el resto va al mercado interno y consumos propios de la industria petrolera.

FASES DE LA INDUSTRIA DEL GAS (pdvsa.com)

1.- Producción. Consiste en llevar el gas desde los yacimientos del subsuelo hasta la superficie, a través de pozos productores. En el subsuelo, el gas se encuentra disuelto o en la capa de gas en los yacimientos de condensado –“Gas Asociado”- y en yacimientos de gas libre –“Gas No Asociado”-.

2.- Separación. Una vez en la superficie, el gas natural es sometido a un proceso de separación de líquidos (petróleo, condensado y agua) en recipientes metálicos a presión llamados separadores. Cuando se trata de gas libre, no asociado con el petróleo, este proceso no es necesario, y el gas va directamente al siguiente paso.

3.- Tratamiento. Es un paso previo a la fase de procesamiento, para eliminar las impurezas que trae el gas natural, como agua, dióxido de carbono (CO2), helio y sulfuro de hidrógeno (H2S). El agua se elimina con productos químicos que absorben la humedad. El H2S se trata y elimina en plantas de endulzamiento. Estas impurezas se recuperan y pueden ser comercializadas con otros fines.

4.- Extracción de líquidos. Este proceso es al que se somete el gas natural rico libre de impurezas, con la finalidad de separar el gas metano seco (CH4) de los llamados “Líquidos del Gas Natural”, LGN, integrados por etano, propano, butanos, pentanos (gasolina natural) y nafta residual.

5.- Compresión. Es el proceso al que se somete el Gas Metano Seco, con la finalidad de aumentarle la presión y enviarlo a sistemas de transporte y distribución para su utilización en el sector industrial y doméstico y en las operaciones de producción de la industria petrolera (inyección a los yacimientos y a los pozos que producen por Gas Lift.

6.- Fraccionamiento. Los Líquidos del Gas Natural (LGN) se envían a las plantas de fraccionamiento, donde se obtiene por separado etano, propano, butano normal e isobutano, gasolina natural y nafta residual, que se almacenan en forma refrigerada y presurizada en recipientes esféricos.

RESERVAS GASÍFERAS (pdvsa.com)

Venezuela cuenta con 147 billones de pies cúbicos (BPC) (4,15 Billones de m3) de gas en reservas probadas, además posee recursos entre 40 y 60 BPC por confirmar. Estas cifras ubican a Venezuela en el primer lugar entre los países de América Latina, novena a escala mundial y séptima respecto a los países que integran la OPEP.

En América Latina, Venezuela es el país con mas reservas probadas, seguido por Bolivia y Trinidad & Tobago. Las reservas venezolanas representan el 55% de las reservas de la región.

De las reservas probadas de gas natural en Venezuela, el 91% corresponde a gas natural asociado. El mayor volumen de reservas del país (70%) está localizado en el oriente, 23% corresponde al occidente (62 BPC) y el resto a costa afuera 7%.

Las reservas más importantes de gas libre se encuentran costa afuera, siendo las áreas mas avanzadas en exploración las correspondientes al Proyecto Mariscal Sucre en el norte de la Península de Paria y las de la Plataforma Deltana, ambas en el oriente del país.

La zona del Golfo de Venezuela, en el occidente venezolano, tienen un potencial elevado que comenzará a ser explorado en el marco del Proyecto Rafael Urdaneta.

En tierra firme existen reservas de gas en el eje norte llanero donde ya se está explotando el campo Yucal Placer Norte, donde al cierre de 2004 se registró una producción diaria de 60 MMPCD y se espera alcanzar una producción de 300 MMPCD aproximadamente.

En el pie de monte andino se está explorando en el Bloque de Barrancas, donde se espera alcanzar una producción de 70 MMPCD.

Venezuela también dispone de reservas de gas en proceso de exploración e inicio de explotación en la zona de la Vela de Coro, con una producción inicial de 30 MMPCD para fines de 2005.

PROYECTOS (pdvsa.com)

Gasificación Nacional

El proyecto de Gasificación Nacional, tiene como objetivo instalar redes de distribución de gas metano a fin de suministrar gas a 3.260.000 familias a nivel nacional.

La inversión estimada es de 2.334 millones de dólares y se estima que el proyecto culmine en el año 2016.

Autogas

Este proyecto contempla la implantación a nivel nación de 350 nuevos puntos de expendio de GNV y reactivar 148 puntos en estaciones de servicios existentes.

Promover la constitución de EPS para mantenimiento y fabricación de cilindros a alta presión, con el fin de convertir 450.000 vehículos para uso de GNV, en 18 estados durante el período 2006-2009, con una inversión total de 921 millones de dólares.

Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es de aproximadamente 23 millones de dólares y 38 millones de dólares, respectivamente.

Proyecto Gas Anaco

El proyecto Gas Anaco tiene como objetivo incrementar la producción de gas para satisfacer la demanda interna.

Este proyecto incluye el diseño y construcción de facilidades para incrementar la producción diaria a 2.400 MMPCD de gas y 35 MBD de crudo liviano, con la completación de la Fase I (San Joaquín, Santa Rosa y Zapato Mata R) y alcanzar a 2.800 MMPCD y 40 MBD al completar la Fase II (Sta. Ana/El Toco, La Ceibita, Soto/Mapiri y Aguasay).

La inversión total estimada es 2.433 millones de dólares y se estima que el proyecto culmine en el año 2010. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de estas obras en progreso es aproximadamente 1.032 millones de dólares y 612 millones de dólares, respectivamente.

Proyecto Rafael Urdaneta

El estimado de inversión total para el proyecto es de 2.900 millones de dólares.

Contempla el desarrollo de las reservas de gas no asociados ubicadas en el Golfo de Venezuela, principalmente en los campos Róbalo, Merluza, Liza y Sierra, con el fin de producir unos 1.000 MMPCD que serán destinados al mercado interno y el excedente para oportunidades de negocio internacional.

El propósito del proyecto está orientado hacia la ejecución de actividades de exploración; desarrollo de la infraestructura para la producción de gas Costa Afuera, de las tuberías necesarias para el transporte del gas y los condensados, de una planta de licuación de gas, y las facilidades de embarque necesarias para manejar buques modernos de LGN.

Gasoducto Transcaribeño Antonio Ricaurte

El proyecto Tubería de Gas Transcaribeño Antonio Ricaurte, se inició durante el año 2006 para el intercambio gasífero entre Venezuela y Colombia, y contempla seguir la ruta Puerto de Ballena, en Colombia, hasta la Costa Oriental del Lago de Maracaibo, en Venezuela. Tendrá un costo aproximado de 473 millones de dólares con una longitud aproximada de 225 kilómetros.

Durante los primeros cuatro años transportará gas desde Colombia hasta Venezuela, y posteriormente, desde Venezuela hacia Colombia. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente 461 millones de dólares y 114 millones de dólares, respectivamente.

Proyecto Delta Caribe Oriental

El proyecto consiste en la construcción de la infraestructura requerida para incorporar, el mercado interno y el gas proveniente de los desarrollos de Costa Afuera del Oriente del país.

Abarca las siguientes instalaciones: 563 km de tuberías marinas; urbanismo, vialidad y servicios en el complejo industrial CIGMA; muelle de construcción y servicios; plantas de adecuación y procesamiento de gas; generación de energía eléctrica (900 MW Güiria y 450 MW en Cumaná); redes de transmisión y distribución eléctrica, y planta de licuefacción de 4,7 millones de toneladas metricas por año (MMT/A) con almacenamiento y muelle.

La inversión estimada es de 371 millones de dólares y se estima que el proyecto culmine en el año 2012. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente 170 millones de dólares y 33 millones de dólares, respectivamente.

Complejo Criogénico de Occidente

El proyecto Complejo Criogénico de Occidente (CCO), tiene como objetivo optimizar el

esquema de procesamiento del gas natural en la región occidental del país.

Este proyecto incluye el diseño y construcción de la infraestructura necesaria para procesar 950 MMPCD de Gas y producir 62 MBD de Etano para PEQUIVEN. Contempla la construcción de un nuevo tren de fraccionamiento en Ulé, Municipio Simón Bolívar, Edo. Zulia, así como la instalación de redes de tuberías y facilidades para interconectar al CCO con las instalaciones existentes.

La inversión estimada es de 926 millones de dólares y se estima que el proyecto culmine en el año 2011. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente 197 millones de dólares y 108 millones de dólares, respectivamente.

Acondicionamiento de Gas y Líquidos Anaco (AGLA)

El proyecto AGLA, consiste en desarrollar la infraestructura requerida para el acondicionamiento de 815 MMPCD de gas en Anaco. El costo total estimado del proyecto es de 242 millones de dólares y se estima que el proyecto culmine en el año 2010.

Proyecto Interconexión Centro Occidente (ICO)

El proyecto ICO, tiene como objetivo conectar los sistemas de transmisión de gas natural de la región central y este de Venezuela (Anaco, Estado Anzoátegui - Barquisimeto, Estado Lara) con el sistema de transmisión en el oeste del país (Ulé, Estado Zulia - Amuay, Estado Falcón).

Esto con la finalidad 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" y 36" de diámetro; tres (03) Plantas Compresoras (Morón, Los Morros y Altagracia) para interconectar el Sistema Anaco-Barquisimeto con el Sistema Ulé-Amuay y 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 es 530 millones de dólares y se tiene planificado que a mediados de 2008 se complete la construcción del gasoducto junto con la planta recompresora en Morón. Para el año 2009, estarán listas las dos restantes plantas recompresoras, con lo cual se lograría la máxima capacidad del gasoducto que es de 520 MMPCD. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de estas obras en progreso es aproximadamente 436 millones de dólares y 242 millones de dólares, respectivamente.

Proyecto Jose 250

El proyecto Jose 250, tiene como objetivo incrementar la capacidad de procesamiento de gas asociado generado en los campos de Anaco y el Norte de Monagas, para satisfacer la demanda del mercado doméstico y el suministro de gas inyectado a los procesos de recuperación secundaria de los campos petroleros del norte del Estado Monagas.

Este proyecto incluye la construcción y puesta en marcha del IV Tren de extracción en la Planta de San Joaquín (1.000 MMPCD); V Tren de fraccionamiento en Jose (50 MBD); ampliación del Terminal Marino Jose; poliducto San Joaquín – Jose (113 km.); Planta de Control de Punto de Rocío, en Pirital; ampliación del sistema de poliductos y proyecto etano.

La inversión total estimada en este proyecto es de 664 millones de dólares y se estima que el proyecto culmine en el año 2009. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente 77 millones de dólares y 21 millones de dólares, respectivamente.

Proyecto Mariscal Sucre

El proyecto Mariscal Sucre de Gas Natural Licuado, tiene como objetivo el desarrollo y explotación de las reservas de gas no asociado Costa Afuera; así como también, la 41 construcción de una planta de Gas Natura Liquado (GNL), que contempla una producción de gas de 1.200 millones de pies cúbicos natural diarios (MMPCD) y el procesamiento de 4,7 millones de toneladas métricas por año (MMT/A) de GNL; 300 MMPCD de gas metano que estará dirigido a satisfacer la demanda del mercado interno y el resto será exportado.

La inversión requerida para el desarrollo de los campos Costa Afuera, la planta de GNL y la infraestructura asociada se estima en 2.700 millones de dólares. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente 136 millones de dólares y 32 millones de dólares, respectivamente.

Sistema Nor-Oriental de Gas

El proyecto Sistema Nor-Oriental de gas, tiene como objetivo la construcción de la infraestructura que permita incorporar al mercado interno el gas proveniente de los desarrollos Costa Afuera del oriente del país. La inversión estimada es de 1.066 millones de dólares y se estima que el proyecto culmine en el año 2010.

Proyecto Plataforma Deltana

El proyecto de gas de la Plataforma Deltana, contempla la participación de ChevronTexaco, Statoil, y Total en los bloques 2, 3 y 4, respectivamente, para culminar la exploración.

Una vez completada la fase exploratoria y determinada la comercialidad de las reservas encontradas, PDVSA participará en el futuro desarrollo del área, cuya inversión total se estima en 3.810 millones de dólares, incluyendo la participación de PDVSA. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es de aproximadamente 161 millones de dólares y 157 millones de dólares, respectivamente.

RESEÑA HISTÓRICA (pdvsa.com)

1953: El Ministerio de Minas e Hidrocarburos crea la Dirección de Petroquímica Nacional, para contribuir a impulsar el desarrollo económico, mediante la industrialización del gas natural.

1970: Se concluye el gasoducto Anaco – Pto. Ordaz, con una longitud de 228 km. Este gasoducto suplirá de gas natural a la Orinoco Mining CO., Siderúrgica del Orinoco y otras industrias instaladas en la zona industrial de Puerto Ordaz. Comienza la Construcción del gasoducto Central del Lago.

1974: Es inaugurado en el Complejo Petroquímico de El Tablazo, Estado Zulia, la planta de procesamiento de gas (GLP) con una capacidad de procesamiento de 165 MMPCD.

1975: Se construyó parte del gasoducto Morón – Barquisimeto, lo que constituye la primera esta en la ampliación de este importante gasoducto. El 29 de agosto de 1975, en acto solemne efectuado en el Salón Elíptico del Capitolio Federal, el Presidente de la República de la época, puso el “Cúmplase” a la Ley Orgánica que reserva al Estado la Industria y el Comercio de los Hidrocarburos.

1982: Se iniciaron las obras de construcción del Complejo Criogénico de Oriente, compuesto por una Planta de Extracción en San Joaquín, Poliducto de 96 km (16”) y una Planta de Fraccionamiento en Jose, Estado Anzoátegui. Cuenta, además con un poliducto de 8” y 56 km entre Jose y la Refinería de Pto. La Cruz.

1983: Se termina la construcción del gasoducto Quiriquire – Maturín, con una longitud de 49.1 km (diámetro 20”) y capacidad de 200 MMPCD. Suministrará gas a la zona industrial de Maturín, La Toscana y Jusepín.

1985: Inicia actividades el Complejo Criogénico de Oriente. La Planta de Extractora de San Joaquín tiene una capacidad de 23 MMPCD de gas y la Planta Fraccionadora de 70000 BPD.

1986: Se reestructura la Gerencia General de Gas incorporando dentro de sus funciones la operación del Complejo Criogénico de Oriente y transfiriendo a Lagoven y Maraven las actividades de gas a venta realizadas hasta la fecha por Corpoven en el Occidente del país.

1992: En las Plantas de Extracción San Joaquín y Fraccionamiento Jose se elevó la capacidad de procesamiento de 800 a 1000 MMPCD y de 70 a 100 Mil Barriles diarios respectivamente. Durante el año se incorporaron a la red nacional de gasoductos 10 estaciones de medición con el propósito de optimar los procesos de transmisión y distribución de gas.

1993: Las reservas probadas remanentes de gas asociado se colocaron en 85 billones 568 mil millones de pies cúbicos, 11,6% por encima de las de 1992. Se culminó la primera fase de la ampliación del Complejo Criogénico de Oriente (ACCRO) que incrementa la capacidad de procesamiento a 1000 MMPCD y 100 mil barriles diarios de LGN, con un financiamiento externo de 442 MM$ y una inversión total de 46758 MMBs.

1997: En el segundo semestre de 1997, PDVSA inicia un proceso de transformación mediante el cual se estima crear valor y se emprende una reestructuración organizacional con impacto en la gerencia de los procesos del negocio.

1998: El 1ero. de enero inicia operaciones PDVSA GAS, empresa filial de Petróleos de Venezuela integrada a la División de Manufactura y Mercadeo. Su responsabilidad es impulsar el negocio del gas natural en el país, para lo cual desarrolla las actividades de procesamiento, transporte, y distribución con otras empresas para la colocación y ventas de los mismos, lográndose la integración armónica de las culturas, y equipos de trabajo entre Oriente y Occidente.

1999: Se promulga la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos, la cual define el marco legal requerido para sustentar el negocio en toda la cadena de valor. Asimismo se obtuvo la aprobación por parte del MEM de los campos del Area de Anaco, a ser desarrollados por gas, convirtiendo a Anaco en el distrito gasífero de Venezuela

2000: Se continuó con la incorporación del Marco Legal de la industria del gas a través de la aprobación el 31 de mayo de 2000 del Reglamento de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos (RLOHG), y la elaboración, conjuntamente con el MEM, de la propuesta de organización del Ente Regulatorio de Gas.

2001: En este año se destaca la consolidación de PDVSA GAS, S.A como empresa verticalmente integrada habiéndose concretado la transferencia de personal, activos y campos operativos del Distrito Anaco y Bloque E Sur del Lago. Se definió el portafolio de negocios alineado con el Plan Nacional de Gas y se fortalecieron las relaciones con las filiales de PDVSA, Petróleo, para la concreción de acuerdos de servicios.

El paro-sabotaje

2002: La situación de conflicto generada a partir del 02 de diciembre de 2002 por un numeroso grupo de trabajadores de la industria petrolera generó el cierre de pozos de petróleo y por consiguiente la producción del gas asociado, esta situación coadyuvó a restringir el suministro de gas natural o metano de nuestros sistemas de redes y del gas licuado de petróleo (GLP) o Propano a las plantas de llenado de las bombonas para el sector residencial y comercial / industrial que utiliza este tipo de envases.

Estos acontecimientos originaron importantes pérdidas para PDVSA Gas y por ende para Venezuela. El llamado “paro petrolero” trajo como consecuencia la afectación de dos grandes áreas de PDVSA GAS, como son la Operacional – Comercial y la Administrativa.

En la primera ocurrió una disminución significativa en la disponibilidad de gas metano y de GLP doméstico y comercial debido al bajo aporte de gas asociado por el cierre de la producción petrolera a consecuencia de altos inventarios de crudo, también problemas operacionales en la Planta de Extracción San Joaquín, que redujeron su capacidad en 50%, con la consiguiente disminución e los volúmenes procesados de gas y LGN, esta situación, a su vez, limitó las entregas de gas metano al mercado interno.

Estos hechos desencadenaron el incumplimiento de los compromisos contractuales con los clientes, debido al poco gas disponible se distribuyó con carácter prioritario a los sectores domésticos, eléctrico y empresas básicas de Guayana.

Por su parte, en el área administrativa se suspendieron los servicios de telecomunicaciones, servidores, correo, soporte en sitio, SAP y demás sistemas financieros, operacionales, comerciales y de apoyo administrativo. Asimismo, se encontraban paralizados los procesos de facturación y cobranzas, lo que impidió la recuperación del valor de las ventas de Gas metano y LGN.

En la segunda semana de diciembre, comenzó la afectación del El Palito, Bajo Grande y Ulé por la paralización del Centro Refinador Paraguaná y de la Refinería El Palito, afectando el suministro de GLP en bombonas para las comunidades y colectividad en general. La tercera semana fue el período más crítico y los despachos de las gandolas se efectuaron desde Jose para todo el país.

En la cuarta semana del mes de diciembre, comenzó a reestablecerse lentamente el suministro, al incorporarse Guatire y El Guamache (Isla de Margarita). Como consecuencia de esta situación, la Producción de Gas bajó a 856 millones de pies cúbicos diarios; las entregas de Gas Metano al sistema de ventas se ubicaron en 1.065 millones de pies cúbicos diarios; mientras que la Producción y Ventas de LGN descendieron a 43 y 57 mil barriles diarios, respectivamente.

La recuperación

2003: En enero se estabilizaron 5 fuentes de suministro de GLP: Jose, Guatire, Bajo Grande, Puerto La Cruz y El Guamache. Sin embargo, no estaba normalizado el suministro desde Ulé, Cardón y El Palito.

Para el logro de ese objetivo se definieron una serie de acciones entre las que se destacan: Implantación de una organización transitoria que permitiera acometer las tareas más prioritarias y establecer un sentido de dirección para el personal; incorporación de personal temporal para reforzar las áreas más débiles y establecimiento de planes de trabajo y de contingencias para darle continuidad a las actividades neurálgicas del negocio, como son: Control Operacional, Facturación y Cobranzas, Finanzas, Telecomunicaciones e Informática y Asuntos Públicos.

Producto de esas acciones y del gran esfuerzo realizado por todo el personal, a la fecha, PDVSA Gas logró recuperar sus niveles operativos; con una producción de gas ubicada en 1.379

millones de pies cúbicos promedio año y una producción de LGN que alcanza la cifra de 126 mil barriles diarios; mientras que las entregas de Gas Metano al sistema de ventas lograron un nivel de 1.344 millones de pies cúbicos diarios.

Debido al paro - sabotaje de diciembre de 2002 se paralizó el proceso de pago de los grandes clientes de la industria (fallas en el sistema de cobranza y facturación), sobre todo en el sector siderúrgico, ferrominero y petroquímico, para crear congestionamiento y problemas en la facturación.

PDVSA GAS estaba para esta fecha funcionando en un 98 % todos los procesos. Abasteciéndose plenamente el consumo interno, recibiendo del sector producción 1700 MMPCD completando el 100% de la demanda del mercado interno.

Se registró récord de venta de gas en los sistemas que manejan Anaco – Barquisimeto, Anaco – Pto. Ordaz y Anaco – Pto. La Cruz (Jose), con un valor de 1696 MMPCSD (millones de pies cúbicos/ día), en el mes de abril superando el récord anterior de 1690, establecido en diciembre de 2001.

2004: La Nueva PDVSA GAS firmó la buena pro de la Fase I del proyecto ICO (Interconexión Centro Occidente) para el inicio de la construcción del tramo Quero – Río Seco.

En abril, nuevamente se superó récord de ventas de Gas metano en el mercado interno, al elevar de 1.797 MMPCD a 1.799 MMPCD (millones de pies cúbicos/día), en relación al obtenido el mes de marzo de este año.

PDVSA GAS inició la construcción de la fase temprana del Proyecto de Interconexión Centro Occidente (ICO), que consta de un gasoducto de 70 kilómetros de tubería de 36“ de diámetro.

2005: Por resolución de la Junta Directiva de Petróleos de Venezuela S. A., se acordó la Integración de los Negocios de Gas, a nivel nacional, con base en un plan de acción: La integración a PDVSA GAS del Distrito de producción Anaco y de los procesos de Extracción y Fraccionamiento LGN Oriente y la integración de los procesos de Producción de Gas Libre (Bloque E Sur del Lago) y de Extracción y Fraccionamiento y LGN de Occidente y de las operaciones de transporte y distribución de gas de Occidente.

Para facilitar el proceso de integración, Exploración y Producción, Refinación y PDVSA GAS conformarán un equipo de trabajo multidisciplinario con la finalidad de garantizar un clima organizacional que permita lograr la fusión de manera armónica.

De esta manera, PDVSA GAS como empresa integral en todos sus procesos; se expande y participa en función del Desarrollo Endógeno y de las Líneas Generales del Plan de Desarrollo Económico y Social de la Nación 2001 – 2007, con la finalidad de profundizar de manera eficiente los planes de Negocio de la Corporación y específicamente los nuevos desarrollos de GAS, a nivel nacional, dando de esta manera el Salto Hacia delante propuesto por el Gobierno Bolivariano.