MERCADO INTERNO –

Mercado interno de hidrocarburos.

El mercadeo interno de los hidrocarburos y sus derivados comprende el conjunto de actividades que son realizadas por PDVSA y por terceros, para satisfacer oportuna y adecuadamente la demanda interna de los hidrocarburos y sus derivados que el país requiere para su desarrollo y desenvolvimiento.

            La misión del mercado interno es satisfacer la demanda nacional de productos derivados de hidrocarburos de manera eficiente, segura y oportuna, con el mínimo impacto al ambiente y bajo plenas condiciones de seguridad.

            El mercado interno comprende las siguientes actividades:

 

 Mercadología: comprende el análisis del mercado y sus elementos.
Suministro: Comprende la procura, almacenamiento y manejo de los productos.

 

            Transporte: Comprende el movimiento de los productos derivados de hidrocarburos desde las fuentes de producción hasta los centros de distribución.

            Distribución: Comprende las actividades necesarias para llevar los productos desde los centros de distribución hasta los consumidores finales.
Servicios Comerciales: asistencia técnica y beneficios adicionales al cliente.

            Gerencia: Optimización del uso de los recursos.

El mercado está representado por los vendedores (ofertante) y consumidores (demandante) individuales que requieren y están dispuestos a comprar un producto o un servicio en una determinada área geográfica.

            Los productos derivados de hidrocarburos pueden ser:

 

            Energéticos: las gasolinas de motor, las gasolinas de aviación, el gas natural, el diesel/gasóleo, el fuel-oil, kerosene, turbocombustible, brea-coque.

           

            No energéticos: solventes, aceites básicos, aceites lubricantes y grasas lubricantes, asfaltos, parafinas, azufre, negro de humo, liga para frenos.

El petróleo crudo pasa por las refinerías para obtener los productos derivados de hidrocarburos: (gas, gasolinas, kerososene, aceites, diesel, fuel oil, asfaltos, parafinas). 

Reseña cronológica como se manejó el mercado interno hasta 1976.

 

Antes del desarrollo de la industria petrolera nacional, el mercadeo interno de los hidrocarburos y sus derivados se realizó en el país sin disponer de una producción propia de petróleo; comenzó con la importación de Kerosene como combustible para lámparas y también ciertos tipos de aceites y grasas para usos industriales básicos.

            1878: La empresa venezolana Petrolia del Táchira,  con una mínima capacidad de producción de crudos, abastecía de kerosene a la región andina, mediante la utilización de una pequeña refinería de 2,4 m3/día (15 b/d) de capacidad, alimentada por los pocos pozos abiertos en su pequeña concesión de 100 hectáreas, ubicada en la Alquitrana, Estado Táchira.

            1917: Inicia sus operaciones como importantes suplidoras para el mercado interno de kerosene, iniciándose así a una mayor escala la actividad del mercadeo interno de los derivados de hidrocarburos en el país.

            1920 y 1930: Empezaron a establecerse los garajes, que ofrecían a los automovilistas sus servicios de expendio de gasolina, aceites, grasas, cauchos, etc. Generalmente se despachaba un solo tipo de gasolina.

            1943: La industria refinera en Venezuela, establecida por las concesionarias, al comienzo fue para proveer el mercado interno y para sus propias actividades, pero la Ley de Hidrocarburos de 1943 creó la obligación legal para las compañías de refinar en el país. Esto da lugar a las refinerías que nacen como consecuencia del cumplimiento de esta obligación legal.

 

            1945: Después de la segunda guerra mundial (1945) se acentuó la competencia británica/holandesa/estadounidense por el control de las reservas y actividades petroleras en el mundo. Venezuela no escapó a esta situación y empresas como la Shell, Creole, Mene Grande y Socony controlaron las actividades petroleras en el país. Se construyeron instalaciones y se aplicaron eficientes sistemas de administración que contribuyeron al desarrollo de la gran industria petrolera nacional.

 

            1957: El suministro de hidrocarburos al mercado interno lo realizaban básicamente dos filiales de empresas transnacionales: La Creole Petroleum Corporation y la Compañía Shell de Venezuela.

 

            1957-1964: Se incorporó al mercado interno la compañía Mobil de Venezuela (1957), también filial de una transnacional.

 

            1960: la Corporación Venezolana del Petróleo (CVP) se constituyó  como empresa propiedad del Estado venezolano. La actividad de expendio era realizada por pequeños y medianos empresarios privados (expendedores, transportistas, etc.) mediante contratos de comodato, suministro y de transporte.

            1964: se promulgó el Decreto Nº 187 para fortalecer la participación de la CVP en el mercado interno, estableciéndose que debía alcanzar el 33% de participación en el mercado nacional. Venezuela continuó su política hacia la nacionalización de su industria petrolera y promulgó.

 

            1971: se promulga  la Ley que Reserva al Estado la Industria del Gas Natural.

 

            1973: mediante la Ley que Reserva al Estado la explotación del Mercado Interno de los Productos Derivados de Hidrocarburos y asignó a la CVP la misión de abastecer el 100% del mercado interno.

 

            1975: Ley orgánica que reserva al estado de la industria y el comercio de los hidrocarburos, de 1975.

 

Cronología de acontecimientos importantes. 

 

(1976-1979).

 

1976: La flota petrolera venezolana contaba apenas con 12 buques.

 

1976: Ley que Reserva al Estado la explotación del Mercado Interno de los Productos Derivados de Hidrocarburos, es de la competencia del Ejecutivo Nacional el ejercicio del control e inspección de las actividades reservadas a que se refiere el artículo primero de esa Ley, las cuales comprende el expendio de combustibles derivados de Hidrocarburos: Por cuanto la determinación de funciones públicas establecidas en el artículo 33 de la Ley Orgánica de la Administración Central atribuye al Ministerio de  Energía y Minas, competencia en lo relativo al aprovechamiento y control de los recursos energéticos.

 

1976: Cuatro empresas nacionales satisfacen el consumo interno, CVP (68%), MARAVEN (19%), LAGOVEN (11%), y LLANOVEN (2%), como resultado del proceso de racionalización de la industria petrolera se integra LLANOVEN, y la CVP conformando la empresa CORPOVEN y en este mismo año se incorporó al suministro del mercado interno MENEVEN.

 

1977-1978: Aumento de la demanda  del consumo interno de hidrocarburos a tasas elevadas.

 

1976-1978: Etapa de transición y consolidación; creación del Instituto Nacional de Adiestramiento Petrolero y petroquímico, INAPET.    

 

1979: La participación del sector privado en el mercado nacional en actividades de almacenamiento, transporte, distribución y expendio de los productos derivados de hidrocarburos queda sujeta a la firma de acuerdos comerciales entre los particulares interesados  y la CVP, y al otorgamiento del respectivo permiso por parte del Ministerio de Energía y Minas. Indudablemente que las normas estaban dirigidas a aquellas personas naturales o jurídicas que ejercían o que deseaban ejercer dichas actividades, bien como propietario, arrendatarios o concesionarios de estaciones de servicio u otros negocios vinculados por contratos de exclusividad a alguna de las empresas transnacionales o bien en el futuro con la CVP.

 

            Como consecuencia del régimen monopólico no se permitían que empresas con otras denominaciones comerciales pudieran mantenerse o ingresar al mercado interno de los hidrocarburos.

 

(1980-1986).

 

1980: Los resultados positivos de la dirección, supervisión y gerencia disiparon las dudas sobre si Venezuela podría manejar con éxito su industria de los hidrocarburos.

 

1980: Las campañas de publicidad fueron dirigidas a promover el ahorro de gasolina. Se introdujo el personaje Rumildo. Las investigaciones realizadas por empresas especializadas señalaron los más altos y positivos niveles de respuesta.

 

1981: la industria cumplió en forma satisfactoria abastecer adecuadamente al mercado nacional.

La etapa de expansión en el mercado interno comprendió la construcción del poliducto El Palito-Yagua en Carabobo.

 

Construcción de suministros alterno para el área metropolitana de Caracas, como el terminal marítimo Carenero y la planta de distribución en Guatire.

 

1983: Creación de la asociación civil “Centro de Formación y Adiestramiento Petrolero y Petroquímico” (CEPET), que sustituye a INAPET.

 

1984: Inestabilidad en los precios de los hidrocarburos.

 

 1984: mejoró la situación económica basada en la modificación en el aumento de los precios de los productos vendidos en el mercado interno.

 

1985: Se produjeron cambios drásticos para el mercado interno.

 

La explicación de este fenómeno se atribuía a la sustitución de hidrocarburos líquido por gas natural, mayor aporte de la hidroelectricidad y la contracción de la actividad económica.

 

En esta etapa se introdujeron al mercado aceites lubrificantes más efectivos y  se pusieron en servicio nuevas instalaciones de transporte, distribución y almacenamiento.

 

Se prosiguió a la contracción del suministro al área metropolitana de Caracas.

 

1985: se concluyó con 1.603 estaciones de servicio en operación.

 

1986: se efectúa una fusión de CORPOVEN  y MENEVEN, para formar una nueva empresa que conserva en nombre de CORPOVEN, quedando la actividad del mercado interno bajo la responsabilidad de las tres filiales de: CORPOVEN, MARAVEN Y LAGOVEN, todas bajo la coordinación de PDVSA. La situación económica nacional se mantuvo en un aparente estado de normalidad, con la cual era imposible seguir ocultando la situación financiera del país, el cual el debate giraba en aumentar o no los precios de los hidrocarburos y sus derivados, para sincerar su verdadero valor comercial y obtener alguna utilidad económica, la cual era responsabilidad exclusiva de  PDVSA y sus filiales, imponiéndose la tesis de que Venezuela debía disfrutar de productos baratos, en razón de sus enormes reservas de hidrocarburos, poco tiempo después este esquema fracasó. El cierre de más de 1000 estaciones de servicio y estado crítico en cuanto a imagen, seguridad y sin margen de ganancia comercial que recibían sus propietarios o concesionarios caracterizaban el mercado nacional de los hidrocarburos.

 

 (1987-1990).

1987: Se afirmó el desarrollo de la Orimulsión, nuevo combustible patentado por INTEVEP como alternativa frente al carbón.

1987: Se inició el plan de expansión petroquímica para duplicar su capacidad de producción.

1989: El precio interno de los combustibles ha sido, sobre todo en los años recientes de alta volativilidad política. El famoso caracazo de febrero el cual fue estimulado por la subida sustancial de los precios. Estas fueron algunas de las razones para buscar nuevas formas de conducir el negocio de los productos derivados de hidrocarburos en el mercado interno. Mientras  se convertía en una corporación global con inversiones y barcos comerciales en todos los países, otras empresas transnacionales no podían tener participación en nuestro país. De allí frente al fenómeno de la globalización y a la situación deplorable del mercado interno de los hidrocarburos, se impuso la necesidad de girar en otra dirección; de una política inversionista y monopolística hacia una política de apertura y de libre  participación de otros sectores.

 

1989: Como consecuencia del aumento del precio de la gasolina decretado por el gobierno nacional, estalló en Venezuela un gran descontento social.

 

(1990-1997).

1990: Anuncio del incremento no inmediato, sino gradual de las tarifas de servicios como gas doméstico entre otros.

1990: Aumento anual en el mercado nacional durante 3 años de los precios de productos derivados del petróleo, con un primer aumento promedio del 100% en el precio de la gasolina.

 

1991: se presento una  Baja en los precios de hidrocarburos.

 

1992: Estancamiento de la demanda y exceso de suministros, reducción en los precios de los hidrocarburos.

 

1993: Aprobación del convenio para la explotación de las reservas de gas costa afuera al norte de la Península de Paria, estado Sucre. Lo que significó la aplicación, por primera vez, de la fórmula de asociación contemplada en el artículo quinto de la Ley que Reserva el Estado la Industria y el Comercio de los Hidrocarburos y el adelanto de una política de apertura al capital extranjero.

 

1993: Inició operaciones el sistema SISCO, Sistema de Suministro Centro-Occidental, cuyo objeto es garantizar la confiabilidad y seguridad del suministro de combustible en esa región del país.

 

1994: Se concluyó el plan de expansión petroquímica iniciado en 1987 con el comienzo de actividades de las empresas Metor y Supermetanol en Jose (estado Anzoátegui), y la planta de Resilin en el Complejo Petroquímico Zulia – El Tablazo. Mediante la construcción de 13 nuevas plantas de productos se duplicó la capacidad de producción petroquímica.

 

1995: PDVSA aprobó la reestructuración de sus actividades en el mercado interno al crear la filial comercializadora, DELTAVEN.

 

1997: inició operaciones DELTAVEN, encargada de la comercialización en el mercado interno de los hidrocarburos líquidos con la marca PDV. 

Apertura del mercado interno de los hidrocarburos y sus derivados (Período 1997).

 

La Apertura es definida como un conjunto de políticas y estrategias de negocio que permiten la participación de capital, tecnología y gerencia privada, tanto nacional como internacional, en las principales actividades del negocio de los hidrocarburos en el mercado nacional.

 

La apertura del Mercado Interno se inicia como tal en 1994, cuando fue desregulada la distribución y mercadeo de lubricantes. Tiempo después, se autoriza el uso de emblemas comerciales distintos a los de PDVSA en las estaciones de servicio, con la resolución 438 del Ministerio de Energía y Minas del 19 de noviembre de 1997.

 

El 11 de septiembre de 1998 fue publicada la Ley Orgánica de Apertura del Mercado Interno de la gasolina y otros combustibles derivados.

 

El mercado nacional de lubricantes a finales de 1998 era de: PDV 70%, Texaco 10%, Shell 8%, MOBIL 6%, VENOCO 4% y otras compañías 2%.

 

El mercado nacional de combustibles automotores a finales de 1998 era de PDV (DELTAVEN) 45%, Shell 12%, Trebol 10%, Mobil 6%, Texaco 5%, BP 5%, Llanopetrol 2%, Corporación de Combustibles Monagas 2% y sin marca 13%.

 

El Gas Natural, empiezan a incorporar empresas para la extracción de líquidos, estimándose que en un futuro también lo hagan en la extracción de etano, construcción, operación de gasoductos nuevos y existentes.

 

            Con la Apertura se transfieren, del sector público al sector privado, fundamentalmente al capital transnacional, importantes y crecientes actividades de la industria de los hidrocarburos en el país, actividades que desde la ley de nacionalización habían estado reservadas al Estado venezolano.

 

            Además, se avanza hacia una profundización y consolidación de la autonomía de PDVSA y sus filiales respecto al Estado. Se autonomiza crecientemente el “poder petrolero” de cualquier forma de control ejercido sobre él por la sociedad y el Estado.

 

             En los últimos años hemos visto como se han venido transformando por completo las ESTACIONES DE SERVICIO, comúnmente denominadas bombas de gasolina, desde la infraestructura hasta en los servicios. También hemos podido observar la llegada de nuevas marcas en el mercado de los derivados del petróleo, como son  Shell, Mobil, Texaco, BP, entre otras. Todos estos cambios se deben fundamentalmente a la apertura petrolera, que  permitió que las empresas transnacionales dedicadas al negocio petrolero pudieran invertir en el país.

 

            Ante esta situación, la marca comercial PDV requiere de una perspectiva estratégica, asegurándose una solidez y estabilidad para el futuro, ya que las consecuencias de una estratégica inadecuada sería la pérdida del mercado, por eso se debió diseñar una estrategia de identidad de la marca.

 

  

¿Cómo PDVSA manejó el control de los hidrocarburos?

 

            La empresa actúa bajo los lineamientos trazados en los Planes de Desarrollo Nacional y de acuerdo con las políticas, directrices, planes y estrategias para el sector de los hidrocarburos, dictadas por el Ministerio de Energía y Petróleo. Luego de la promulgación del Decreto Presidencial Nº 1.385, se creó la Fundación para la Investigación de Hidrocarburos y Petroquímica, lo cual abrió el camino a lo que hoy constituye el Centro de Investigación Científica y Apoyo Tecnológico de la industria petrolera nacional, que se constituyó como empresa mercantil, filial de Petróleos de Venezuela, lo cual permitió adoptar políticas y actividades administrativas alineadas con la Corporación.

 

                En 1997 Cambio en la estructura funcional de PDVSA, integradas ahora en PDVSA Petróleo y Gas: PDVSA Exploración y Producción; PDVSA Manufactura y Mercadeo; y PDVSA Servicios. La organización PDVSA Petróleo y Gas sustituye a las tres filiales operadoras: CORPOVEN, LAGOVEN y MARAVEN.

 

En la Constitución de 1999 está contemplado que la empresa mantenga el monopolio exclusivo de los hidrocarburos que se encuentren en el subsuelo venezolano (petróleo y gas natural, entre otros).

 

Hasta 1999, PDVSA -a través de sus empresas filiales- tenía el monopolio de la venta, mercadeo y transporte de todo producto y derivado petrolero. Ese año, en el marco de la entonces llamada “apertura petrolera”, se permitió que otras empresas como Shell, BP o Texaco entraran a comercializar dichos productos aunque ajustados a ciertas limitaciones, como el control por decreto del precio de venta de la gasolina, control que aún continúa -independientemente del precio internacional de mercado- resultando en un precio de 0,097 bolívares fuertes (equivalente a 0,045 dólares) y 0,07 bolívares fuertes (0,032 USD) por litro de gasolina de 95 y 91 octanos, respectivamente, siendo el producto más barato expendido en Venezuela y uno de los precios más bajos -sino el más bajo- para mercadeo de la gasolina en el mundo. En 2005, dejó de producir para su mercado interno la gasolina con tetraetilo de plomo, a fin de cumplir con exigencias ambientales modernas.

 

DELTAVEN S.A.

           

            DELTAVEN S.A. es la filial de Petróleos de Venezuela (PDVSA) que comercializa combustibles, lubricantes, asfaltos, solventes, grasas y otros derivados de los hidrocarburos bajo la marca PDV, además de un conjunto de servicios técnicos y asesoría dirigidos a satisfacer las necesidades del mercado interno.

 

DELTAVEN fue creada en 1976 para asumir el control de las operaciones que hasta ese año desempeñó la empresa concesionaria Texaco en Venezuela, principalmente la operación de la refinería de Tucupita, en el estado Delta Amacuro. Dicha refinería fue cerrada, dando así cumplimiento a un plan de racionalización de recursos diseñado por la casa matriz PDVSA, a finales de 1976. Al año siguiente, la Corporación Venezolana del Petróleo absorbió todos los activos de DELTAVEN, que suspendió sus actividades comerciales hasta 1997. Ese año, se produjo una fusión de las compañías estatales CORPOVEN, LAGOVEN y MARAVEN, quienes comercializaban combustibles, lubricantes y otros productos derivados de manera independiente. DELTAVEN asume el control de todos los activos pertenecientes a esas tres empresas, así como la red de distribución que manejaban las mismas.

 

            Luego de la fusión de CORPOVEN, MARAVEN y LAGOVEN, esta filial de PDVSA es hoy en día la empresa líder en el mercado venezolano de los hidrocarburos, y con importantes proyecciones hacia fuera de nuestras fronteras.

           

DELTAVEN mercadea los productos y servicios  asociados de la marca PDV mediante una red de distribución y de negocio de alto valor agregado gerenciada con criterios de excelencia que aseguran la preferencia de los consumidores y el máximo rendimiento de su accionista.

 

            Sus productos, elaborados con tecnología de punta, políticas de  conservación del ambiente en armonía, un personal con alta capacitación técnica y gerencial, son demandados en los sectores industrial, aeronáutico, automotor y marino de América Latina y el Caribe.

 

            Además de tener un papel estelar en la seguridad energética del mercado nacional, DELTAVEN encara importantes funciones en el área de desarrollo social, apoyando proyectos que contribuyen a mejorar el bienestar de todos los venezolanos.

 

A continuación conozca las diferentes expresiones de los negocios de esta filial de PDVSA:

 

Estaciones de Servicio para el Parque Automotor.

 

            El símbolo más visible de DELTAVEN es la Red de Estaciones de Servicio PDV establecidas a lo ancho y largo de Venezuela, lo que la ubica como la red más amplia del mercado.

 

            Precisamente, el estreno de la marca PDV en el mercado nacional, se remonta a 1997, año en el que también se inauguraron estas modernas estaciones  que surten de gasolina sin plomo al parque automotor.

 

            Además de combustible, las Estaciones de Servicio PDV ofrecen lubricantes PDV así como Centros de Lubricación donde personal capacitado asesora a los automovilistas. 

 

            Allí también encontrará las siempre útiles Tiendas de Conveniencia “En la Vía”, modernos y cómodos establecimientos en donde el conductor encuentra una vasta gama de alimentos, bebidas y productos de consumo que contribuyen a su rutina diaria y a viajar con más comodidad de una a otra ciudad.

 

Planta Envasadora de Lubricantes Terminados de Cardón.

 

            DELTAVEN posee la Planta Envasadora de Lubricantes Terminados PDV en el Complejo Refinador de Paraguaná (Punta Cardón, estado Falcón). Esta Unidad de Negocios es la encargada de la elaboración, envasado y despacho de los diferentes tipos de lubricantes.

 

            La Planta distribuye lubricantes al mercado venezolano a través de flota terrestre y al Caribe a través de transporte marítimo. Afton Chemical, productor de aditivos para lubricantes,  es el principal aliado en la elaboración de lubricantes PDV.

 

Los productos PDV son utilizados en sistemas de engranaje, maquinaria pesada, calentadores, motores de transporte aéreo, marítimo, aeronáutico y automotor. Entre los principales productos de la marca PDV se incluyen los combustibles, lubricantes, asfalto, parafina, solventes y azufre

Ley orgánica de apertura del mercado interno de la gasolina y otros combustibles derivados de los hidrocarburos para uso de vehículos automotores (1998).

 

Artículo 1.- Esta Ley tiene por objeto regular el proceso de apertura del mercado interno de la gasolina y otros combustibles derivados de los hidrocarburos para uso en vehículos automotores y crear las condiciones para una adecuada participación de la empresa privada en el mismo. El referido mercado queda abierto a la libre competencia en los términos expresados en esta Ley y en las leyes especiales de la materia. 

 

Artículo 2.- A los efectos de esta Ley el mercado interno a que se refiere el artículo 1 de esta Ley se iniciará a partir del suministro de dichos productos en las plantas de llenado, y el precio en dichas plantas será fijado por el Ejecutivo Nacional.  

 

Artículo 3.- Las actividades que se realizarán en el mercado interno de la gasolina y otros derivados de los hidrocarburos para uso en vehículos automotores, son: el transporte, el almacenamiento, la distribución y el expendio de dichos productos en territorio nacional, incluida su importación.

 

Parágrafo Único: El Ejecutivo Nacional establecerá mediante Decreto los precios de la gasolina y otros combustibles derivados de los hidrocarburos que se expendan en el mercado interno, objeto de esta Ley. 

 

Artículo 4.- Las personas naturales o jurídicas que ejerzan las actividades a que se refiere el artículo 3 de esta Ley, podrán realizar más de una actividad a las que se refiere dicho artículo, siempre que exista la separación jurídica y contable entre ellas.

 

Artículo 5.- Las personas naturales o jurídicas que actualmente ejerzan las actividades a que se refiere el artículo 3 de esta Ley, en igualdad de condiciones, tendrán derecho preferente ante terceras personas para continuar ejerciéndolas. En caso de la industria petrolera nacional o cualquier otra persona decida ofrecer en venta los bienes inmuebles destinados al ejercicio de las actividades a que se refiere el artículo 3, las personas que actualmente las ejerzan, en igualdad de condiciones tendrán derecho preferente a adquirirlas. 

 

Parágrafo Único: En toda transmisión de derechos sobre expendios de combustibles a los que se refiere esta Ley, se reconocerá y pagará el valor del fondo de comercio perteneciente a los concesionarios.  

 

Artículo 6.- Quien realice la actividad de expendio y su establecimiento no tenga signo distinto de carácter comercial, o no tanga un acuerdo con un distribuidor para comercializar combustible, tiene derecho a poder comprar y el acceso necesario para eso, por ante cualquier distribuidor, siempre y cuando cumpla con las previsiones de esta Ley. 

 

Artículo 7.- Las actividades que conforman el mercado interno de la gasolina y otros combustibles derivados de los hidrocarburos para el uso en vehículos automotores, estarán sujetas al control e inspección del Ejecutivo Nacional y para iniciarlas deberán haber cumplido con las formalidades y requisitos y haber recibido las autorizaciones pautadas por el ordenamiento jurídico en todo lo relativo a las exigencias técnicas de seguridad de las operaciones y labores, protección del ambiente y garantía de suministro continuo. 

 

Artículo 8.- La construcción, modificación, ampliación, demolición o desmantelamiento de establecimientos, instalaciones o equipos; destinados a la explotación del mercado interno de la gasolina, y otros combustibles derivados de los hidrocarburos para uso en vehículos automotores, deberán ser previamente autorizadas por el Ministerio de Energía y minas, mediante el permiso correspondiente. Se requerirán igualmente los permisos municipales, ambientales y cualesquiera otros que sean procedentes. 

 

 

Reestructuración de PDVSA 1998.

 

En julio de 1997 se aprobó una nueva reestructuración de  PDVSA eliminando las filiales (LAGOVEN, MARAVEN y CORPOVEN), por DELTAVEN que sería la encargada de la producción de los derivados de Hidrocarburos para el mercado interno y la aprobación de una ley que abrió la libre competencia en el mercado nacional, es decir, se mantenía varias filiales integradas verticalmente para competir entre sí, por áreas de producción y comercialización y por tanto las filiales MARAVEN, CORPOVEN Y LAGOVEN que operaban con cierta autonomía, fueron sustituidas para crear PDVSA Petróleos Y Gas  que heredó el capital social de estas tres empresa la cual está constituidas por tres compañías operativas que son  PDVSA Exploración y Producción; PDVSA Manufactura y Mercadeo y PDVSA Servicios, responsables de ejecutar la actividad operativa. Estas entraron en operación el 1ero de enero de 1998.

 

Esta reestructuración estuvo enmarcada dentro de los siguientes objetivos:

 

  1. Ubicarse a mediados de la siguiente década como una de las primeras corporaciones de energía a nivel nacional.

 

  1. Reconfigurar el papel de la casa matriz y consolidar la estructura operativa a través de un plan integral que conllevara a tener en el año 1998 una organización caracterizada por dos macro operadoras y tres holding operativos.

 

  1. Mantenerse a la vanguardia en cuanto a costos y operaciones de un mercado competitivo.

 

  1. Aumentar su participación en el marcado mundial del petróleo.

 

  1. Desarrollar una política corporativa de protección integral que abarcara las áreas de ambiente, seguridad e higiene industrial.

 

 

¿Cómo afectó el paro petrolero del 2002 en estaciones de servicios?

 

Esto trajo graves repercusiones sobre la población. Una vez que las dispensadoras de gasolina se quedaron vacías, fue común ver largas colas en las gasolineras, que los medios de comunicación privado mostraban constantemente para dar a entender que el paro era un éxito, cosa que negaba el gobierno.

 

El problema también fue crítico en las barriadas populares, donde se depende de bombonas de gas para cocinar. Era común ver en muchos lugares del interior del país a personas cocinando con leña, muebles viejos y con otros materiales inflamables.

 

Paulatinamente, en enero de 2003, el gobierno logró recuperar el control de PDVSA gracias al apoyo de empleados que no se unieron al paro, y de simpatizantes que se reunían en los alrededores de refinerías y llenaderos (sitios donde las gandolas se abastecían para llevar combustible a las gasolineras), ofreciéndose de voluntarios para ayudar a reactivar la empresa

 

 

Nuevo abanderamiento en las estaciones PDV.

 

El 23 de octubre de 2008 el Ministerio de Energía y Petróleo publicó una resolución en la que anunciaba el cambio de la estaciones de servicios, en esta norma se instruía a PDVSA  efectuar el desmontaje de la denominación comercial y proceder al abanderamiento de todas las estaciones.

 

El 23 septiembre de 2008 la Asamblea Nacional (AN) aprobó la normativa que reserva al Estado, “por razones de conveniencia social”, la distribución de combustibles. Desde ese momento las mayoristas de carburantes como British Petroleum (BP), Texaco, Trébol, Llanopetrol, Betapetrol y Petrólea tuvieron que abandonar el negocio.

 

Petróleos de Venezuela a través de DELTAVEN se encarga de realizar el suministro de gasolina a las estaciones, dado a que la ley de reordenamiento de mercado de combustibles señala que el estado se reserva la actividad de intermediación que realizan los mayoristas privados.

 

Del total de estaciones de servicio cerca de 900 gasolineras, recibían combustibles de empresas privadas, ahora todas las gasolineras y estaciones de servicios son marca PDV.

 

En el 2008 DELTAVEN inició el suministro de combustible a 876 estaciones de servicio independientes que fueron suplidas por otros mayoristas de combustible, indica el informe de gestión de PDVSA. En octubre se constituyó  PDVSA Empresa Nacional de Transporte con el objetivo de asumir la actividad de intermediación para el suministro de combustibles líquidos.

 

Desde finales de 2008 el Estado venezolano, a través de la empresa DELTAVEN, filial de Petróleos de Venezuela, controla el 100% del negocio del mercadeo de combustibles y la red de estaciones de servicio a nivel nacional, utilizando la marca comercial “PDV”. Anteriormente, existían empresas privadas que participaban en la comercialización de combustibles, la mayoría de las cuales eran venezolanas. De acuerdo con la cuota de participación del mercado para aquella fecha, 55% correspondía a las compañías privadas, repartidas de la siguiente forma:

 

Trébol Gas 17%.

Llanopetrol 9%.

BP 7%.

Texaco 5%.

Mobil 5%.

CCM (Corporación de Combustibles de Monagas) 4%.

Petrocanarias 4%.

Corporación La Petrólea 2%.

Betapetrol 1%.

 

En Agosto de 2009 a casi un año de aprobada la Ley de Reordenamiento del Mercado Interno de los Combustibles Líquidos, los afectados por esta legislación indican que en las empresas gandoleras se reportan cerca de 200 despidos, y que se agravó la distribución. Hay fines de semana en los que muchas estaciones de servicio que se quedan sin gasolina de 95 octanos­, y se cuentan establecimientos que demandan 3 gandolas diarias pero sólo reciben 2, sobre todo en Caracas y en los estados centrales del país.

 

Hasta el momento, de los objetivos que se propusieron con esta legislación, sólo se ha concretado la eliminación de la presencia de privados en la venta al mayor, actividad que fue asumida en su totalidad por la filial de PDVSA, encargada de la comercialización de combustibles.

 

Durante este año tampoco se ha logrado incrementar el número de gasolineras y más bien se registra un déficit de 700 estaciones de servicio con respecto a los casi 2.500 establecimientos que se contaban en el país en 1976, cuando se concretó la nacionalización del petróleo. En la actualidad, están en funcionamiento 1.865 estaciones de servicio en el país, de las cuales 784 directamente están a cargo de PDVSA; y se considera que son necesarios 3.000 establecimientos.

 

También hay retraso en la instalación de expendios de gas natural vehicular porque sólo 141 gasolineras expenden GNV y el plan en su primera fase pretende llegar a 457 establecimientos antes de 2012, lo que representa la cuarta parte del total de estos comercios.

 

En lo que se refiere a la absorción de las empresas transportistas, de una lista inicial de 90 empresas que PDVSA se propuso absorber, sólo se tomaron unas 20, pero en la distribución de combustible intervienen 420 compañías sobre las que pesa la indefinición en lo que se refiere a su relación con la filial de la petrolera encargada de la actividad.

 

Sin embargo, este modelo mixto no muestra avance debido a que las empresas afectadas desconocen los resultados hechos por empresas auditoras en cuanto al avalúo, y tampoco existe claridad sobre la fecha y monto de indemnización.

 

Ahora el suministro de combustibles está en manos de DELTAVEN, una filial de Petróleos de Venezuela (PDVSA), que se encarga de distribuir los productos PDV, la marca comercial de la empresa estatal. Aunque las firmas privadas ya no tienen participación en el mercado, las estaciones de servicio continúan portando sus logos y colores.

 

.Mercado interno actualmente.

 

Actualmente, Venezuela tiene en el precio de las energías (gasolina, diesel, gas, GLP y electricidad) que consume su población el más alto de los subsidios. Tan solo el precio de la gasolina es el más bajo a nivel mundial.

El subsidio de la gasolina es mayor que la suma de lo presupuestado en el 2012 para educación y salud.

Muy pocos países pueden darse “el lujo” de subsidiar el precio de las energías que consumen. Generalmente lo hacen países que son autosuficientes energéticamente sobre todo, si es en hidrocarburos. Aquellos que importan sus necesidades energéticas son muy comedidos y estrictos en la aplicación de estos subsidios, que generalmente van dirigidos a la población de menores recursos, sobre todo en el uso de la electricidad, y que en la práctica resulta todo lo contrario.

En el caso de los servicios que no pueden intercambiarse internacionalmente con facilidad (bienes no transables),  el gas natural, el precio de referencia es el costo de producción.

 

 

 

 

 

Para el año 2011, el consumo de gasolina y diesel en Venezuela fue de310 mil barriles  diarios (MBD) y 188MBD, respectivamente. Es de destacar, que ambos combustibles han sido objeto de importación para cubrir dicha demanda, motivado a que las refinerías venezolanas no están produciendo.

 

El precio al consumidor final de gas natural está compuesto por el precio del gas aboca de pozo (precio del bien), la tarifa de transporte y la tarifa de distribución .Por ser el gas un bien no transable, el precio de comparación para determinar el monto del subsidio es el costo de producción, que en el caso del gas es el denominado “precio a boca de pozo”.

 

En otras palabras, el precio a boca de pozo debe cubrir las inversiones, los gastos y una rentabilidad razonable para el inversionista por las actividades realizadas desde la exploración, y hacer disponible volúmenes de gas desde el yacimiento hasta nivel de superficie. En tal sentido, cualquier valor por debajo del precio aboca de pozo es considerado como subsidio.

 

Venezuela presenta un alto subsidio en el precio de los energéticos: gasolina, diesel, GLP, gas natural y electricidad.

 

            El monto estimado del subsidio para el 2011 totaliza 29015 millones de dólares, lo cual representa el 9.67 % del PIB que se situó en 300000millones de dólares.

 

            El subsidio de la gasolina representa el 45.4 % del total de los subsidios.

 

            Es perentorio la revisión de los precios y tarifas de los energéticos en el mercado interno, a fin de utilizar los ingresos obtenidos por el ajuste en necesidades básicas de la población como educación y salud.

REFINACIÓN PETROLERA – EQUIPO 3

INTRODUCCIÓN

          La refinación es el proceso que se encarga de la transformación de los hidrocarburos en productos derivados. La refinación comprende una serie de procesos de separación, transformación y purificación, mediante los cuales el petróleo crudo es convertido en productos útiles con innumerables usos, que van desde la simple combustión en una lámpara hasta la fabricación de productos intermedios, que a su vez, son la materia prima para la obtención de otros productos industriales.

          La función de una refinería es transformar el petróleo en productos derivados que satisfagan la demanda en calidad y cantidad. Cabe destacar que tal demanda es variable con el tiempo, tanto en el volumen total de derivados como en su estructura por productos.

          La refinación es de importancia estratégica para Venezuela. Los ingresos generados por la venta de productos refinados son mayores significativamente en comparación con los ingresos por la venta de crudo.

          Por este motivo, el desarrollo técnico y tecnológico de las refinerías, las inversiones en investigaciones, el mantenimiento, el funcionamiento en general de las plantas y lo concerniente al mercado y a la demanda de productos derivados, deben ser vigilados muy de cerca por quienes están en la posición de manejo la industria petrolera y tienen que ser conocidos por los venezolanos, ya que la industria petrolera representa la base de la economía.

 

REFINACIÓN

Concepto:

          La refinación según Gómez (2000) “es el proceso que se encarga de la transformación de los hidrocarburos en productos derivados” (p. 172). Esta comprende una serie de procesos de separación, transformación y purificación, mediante los cuales el petróleo crudo es convertido en productos útiles con innumerables usos, que van desde la simple combustión en una lámpara hasta la fabricación de productos intermedios, que a su vez, son la materia prima para la obtención de otros productos industriales (p. 173).

          La función de una refinería es transformar el petróleo en productos derivados que satisfagan la demanda en calidad y cantidad. Cabe destacar que tal demanda es variable con el tiempo, tanto en el volumen total de derivados como en su estructura por productos.

          El principio básico en la refinación del crudo según lo expone Dávila (2001), radica en los procesos de destilación y de conversión, donde se calienta el petróleo en hornos de proceso y se hace pasar por torres de separación o fraccionamiento y plantas de conversión.  En las distintas unidades se separan los productos de acuerdo a las exigencias del mercado. La primera etapa en el refinado del petróleo crudo consiste en separarlo en partes, o fracciones, según la masa molecular. El crudo se calienta en una caldera y se hace pasar a la columna de fraccionamiento, donde la temperatura disminuye con la altura.

 

 

¿Qué es una refinería?:

 

          Una refinería es una planta industrial destinada a la refinación de petróleo la cual, mediante un proceso adecuado, obtiene diversos combustibles fósiles capaces de ser utilizados en motores de combustión: gasolina, gasóleo, etc. Adicionalmente y como parte natural del proceso obtiene diversos productos, tales como: aceites minerales y asfaltos.

 

 

Cronología de la refinación desde 1878 hasta 1976:

1878:  La primera experiencia petrolera íntegramente venezolana la realizaron hombres del estado Táchira: Manuel Antonio Pulido, José Antonio Baldó, Ramón María Maldonado, Carlos González Bona, José Gregorio Villafañe y Pedro Rafael Rincones, quienes crearon privadamente y con un capital de 100.000 bolívares, el 12 de octubre de 1878, la empresa La Petrolia del Táchira, casi cuarenta años después de las apreciaciones del doctor Vargas sobre los recursos petrolíferos del país.

 

1882: La empresa venezolana Petrolia del Táchira construyó en La Alquitrana, cerca de Rubio estado Táchira un alambique de 15 barriles/día (b/d) de capacidad para destilar petróleo producido de sus pozos.

 

1900: La Val de Travers Asphalt Company construyó una pequeña planta para tratamiento de asfalto en el área de Pedernales, Delta Amacuro. La Uvalde Asphalt Paving Co. construyó una pequeña planta para tratamiento de asfalto en Carrasquero, estado Zulia.

 

1910: La New York & Bermúdez Company construyó en Guanoco, estado Sucre, una pequeña planta para tratamiento de asfalto.

 

1917: La Caribbean Petroleum Company construyó en San Lorenzo, estado Zulia, una refinería de 2.000 b/d de capacidad. Subsiguientes expansiones aumentaron su capacidad: 1926, 10.000 b/d; 1938, 38.000 barriles diarios.

 

1925: La Lago Petroleum construyó en el área La Rosa/La Salina (Cabimas), estado Zulia, una refinería de 1.700 b/d de capacidad. Posteriores ampliaciones aumentaron su capacidad: 1938, 10.000 b/d; 1941, 20.000 b/d.

 

1929: La West India Oil Company construyó en La Arriaga (Maracaibo), estado Zulia, una pequeña refinería de 2.500 b/d de capacidad. La Venezuelan Gulf Oil Company construyó en Cabimas, estado Zulia, una planta de 1.800 b/d de capacidad.

 

1929/31: La Colon Development Company construyó en las áreas de Casigua, El Calvario y La Rivera, estado Zulia, tres pequeñas refinerías cuya capacidad combinada fue de 700 b/d.      

 

1938: La Standard Oil Company of Venezuela construyó en Caripito, estado Monagas, una refinería cuya capacidad inicial fue de 26.000 b/d. Expansiones: 1957: 60.000 b/d; 1961: 70.000 b/d. 

 

1939: La Mene Grande Oil Company construyó en Oficina, estado Anzoátegui, una pequeña refinería de 900 b/d de capacidad.  La Socony-Vacuum Oil Company construyó en Guario, estado Anzoátegui, una pequeña refinería de 100 b/d de capacidad.       

 

1947: La Texas Petroleum Company inició operaciones de su refinería en Tucupita, Delta Amacuro, de 10.000 b/d de capacidad. 

 

1949: La Royal Dutch Shell inició en el estado Falcón las operaciones de la Refinería Cardón con capacidad  para procesar 30.000 b/d.

 

1950: La Venezuelan Gulf Refining Co. arrancó su refinería con capacidad inicial de 30.000 b/d ubicada en Puerto La Cruz, estado Anzoátegui. Subsecuentes ampliaciones aumentaron su capacidad.

1952: La Phillips Petroleum Company construyó e inició operaciones de su refinería de 2.100 b/d de capacidad para producir parafina en su campo San Roque, estado Anzoátegui. Ampliada luego a 4.500 b/d y a 5.300 b/d.

 

1956: La Richmond (luego Chevron) puso en funcionamiento la Refinería Bajo Grande, en el estado Zulia, con una capacidad de 15.000 b/d. Posteriormente  fue ampliada para procesar 57.000 b/d para luego ser cerrada parcialmente en mayo de 1987,  siendo operada en ese momento por Maraven. Actualmente procesa 16 MBD.   

 

1958: Comenzó operaciones la refinería del Instituto Venezolano de Petroquímica, con capacidad de 2.500 b/d, ubicada en Morón, estado Carabobo. La refinería fue luego traspasada (1964) a Corporación Venezolana de Petróleo (CVP) y ampliada a 25.000 b/d.     

 

1960: La Mobil Oil Company construyó su refinería en El Palito, estado Carabobo, con una capacidad inicial de 55.000 b/d, que luego amplió a 80.000 b/d y más tarde a 106.000 b/d. Por primera vez, el volumen anual de crudos procesados por las refinerías venezolanas llegó a 859.195 b/d (136.612 m3/d).

 

1965: El volumen de crudos procesados por las refinerías venezolanas llegó durante el año a 1.033.859 b/d (164.384 m3/d).

 

1967: La Sinclair Oil Co. arrancó en su campo Sinco, estado Barinas, una pequeña refinería de 5.000 b/d de capacidad (800 m3/d). CVP logró acuerdos con la Creole Petroleum Corporation, la Shell, la Mene Grande, la Texas, la Mobil y la Phillips, para abastecer de gasolinas a las estaciones de la CVP.         

 

1968: Es inaugurada la expansión de la refinería de la CVP (18.500 b/d, 2.950 m3/d), en Morón, estado Carabobo La CVP y el Instituto Venezolano de Petroquímica (IVP) solicitaron ofertas para la construcción de una refinería de 157.000 b/d (25.000 m3/d) en el Zulia. En la compañía mixta las dos empresas controlarían, por lo menos, 51 % del capital. CVP abastecería la refinería con crudos pesados y dispondría de la mitad de las gasolinas producidas.          

 

1970: La Creole vendió a El Salvador el primer cargamento de azufre elemental procedente de la Refinería de Amuay, estado Falcón.     

 

1974: La CVP y la Shell firmaron un contrato sobre investigación de los crudos pesados venezolanos.         

 

1975: El 31 de Diciembre, quedan extinguidas totalmente las concesiones petroleras vigentes en el país.

 

1976: EL 1 de Enero se pone en vigencia la Ley que reserva al Estado la Industria y Comercio de los hidrocarburos.        

 

 

¿Cómo se encontraba la industria petrolera en la fase de refinación a finales del 75?

         

          Se podría decir que a finales del 75, la fase de refinación de la industria petrolera se encontraba en unas condiciones decadentes, con unas empresas transnacionales que no les convenía refinar petróleo, más bien les convenía exportar crudo para procesarlos en su refinería y así obtener su mayor utilidad posible. Además de esto no invertían en tecnología para lo poco que refinaban ya que tenían conocimiento de que saldrían de Venezuela en poco tiempo. En resumen Venezuela heredo una industria petrolera con equipos viejos, tecnología obsoleta y en mal estado.

 

Nuevos lineamientos a partir de la nacionalización del Petróleo con respecto a la Refinación 1976-1986:

 

          La planificación de la modernización de las refinerías venezolanas comenzó en 1976, sostiene Vásquez (2007) que durante la etapa de 1976-1988 estos estudios y los trabajos de modificación y modernización de las plantas consumieron mucho del período. La capacidad de refinación y los niveles de procesamiento se mantuvieron esencialmente estáticos, en 1.450.000 barriles por día y alrededor de 92% de utilización de las plantas. Sin embargo, se comenzó a experimentar una mejora en los rendimientos, de forma tal que la producción de combustibles residuales de alto contenido de azufre, los productos de menor valor en los mercados, fue declinando, al pasar de 451.000 barriles por día a unos 327.000 barriles por día en 1981, mientras que los productos más valiosos comenzaron a subir ligeramente.

          El total de exportaciones bajó, durante esta etapa, de 2.156.000 barriles por día en 1976 a 1.800.000 barriles por día en 1981. Sin embargo, esta baja fue compensada por un mayor valor del paquete de exportación. Un aspecto negativo fue el incremento del consumo en el mercado doméstico, el cuál pasó de 244.000 barriles diarios en 1976 a 369.000 barriles diarios en 1981, con precios altamente subsidiados. Para empeorar esta situación muchos de los volúmenes consumidos localmente eran los de mayor valor, gasolinas y destilados. Esta es una situación que se iría a perpetuar y a empeorar, convirtiéndose en uno de los errores estratégicos y políticos más graves de todos los gobiernos que hemos tenido.

 

 

 

 


 

Proceso de Refinamiento:

 

 

          Cada proceso tiene sus características y equipos para producir determinado número de productos. La refinería como apunta Torres (2007), puede contar con un seleccionado número de procesos para satisfacer la variedad de productos requeridos por la clientela. De cada planta salen productos terminados o productos semielaborados que para impartirles sus características y calidad finales son procesados en otras plantas (p. 193).  Los procesos son los siguientes:

          1. Destilación Atmosférica y Destilación al Vacío: Los procesos de destilación atmosférica y destilación al vacío son clásicos en la refinación. La diferencia entre el proceso atmosférico y el de al vacío es que este último permite obtener más altas temperaturas a muy bajas presiones y lograr la refinación de fracciones más pesadas. La carga que entra a la torre de destilación atmosférica se somete previamente a temperatura de unos 350 °C en un horno especial.

          El calentamiento del crudo, como se observó en el análisis hecho por el profesor Silliman, permite que, por orden del punto de ebullición de cada fracción o producto, se desprendan de las cargas, y a medida que se condensan en la torre salen de ésta por tuberías laterales apropiadamente dispuestas desde el tope hasta el fondo. La torre lleva en su interior bandejas circulares que tienen bonetes que facilitan la condensación y recolección de las fracciones. Además, al salir los productos de la torre pasan por otras torres o recipientes auxiliares para continuar los procesos.

          Cuando la temperatura de ebullición de ciertos hidrocarburos es superior a 375 °C se recurre a la destilación al vacío o a una combinación de vacío y vapor. La carga con que se alimenta el proceso al vacío proviene del fondo de la torre de destilación atmosférica.

          2. Desasfaltación: A medida que se obtienen los productos por los diferentes procesos, muchos de ellos requieren tratamiento adicional para removerles impurezas o para aprovechar ciertos hidrocarburos. Para estos casos se emplean solventes. Muchos de estos tipos de procesos están protegidos por el registro comercial de marca o patente de invención. La desasfaltación con propano se utiliza para extraer aceites pesados del asfalto para utilizarlos como lubricantes o como carga a otros procesos. Este proceso se lleva a cabo en una torre de extracción líquido-líquido.

          3. Refinación con Disolvente: Los productos que salen de la torre de vacío (destilados, lubricantes livianos, medios y pesados) y de la torre desasfaltadora (residuo desasfaltado) pueden ser tratados con disolvente.

          4. Reforma: La reforma es un proceso que utiliza calor, presión y un catalizador (por lo general contiene platino) para provocar reacciones químicas con naftas actualizar el alto octanaje de la gasolina y como materia prima petroquímica. Las naftas son mezclas de hidrocarburos que contienen muchas parafinas y naftenos. Esta materia prima nafta proviene de la destilación de petróleo crudo o de procesos de craqueo catalítico, pero también proviene de craqueo térmico y los procesos de hidrocraqueo. La reforma convierte una parte de estos compuestos a isoparafinas y aromáticos, que se utilizan para mezclar la gasolina de octanaje más alto.

          5. Desceración o Desparafinación con Disolvente: Desde los tiempos de extracción rudimentaria del aceite y/o grasa de las lutitas bituminosas se han empleado métodos diferentes para descerar o desparafinar los destilados del petróleo. Muchos de estos métodos son mecánicos: exprimidoras (prensa); exudación (con vapor); asentamiento por enfriamiento, o centrífugación. Los más modernos utilizan disolventes que mezclados con los destilados de petróleo y posteriormente sometidos a enfriamiento permiten la cristalización de la cera y su separación por filtración.

          6. Exudación de Parafina: En la secuencia de procesos que se viene explicando, aquellos residuos blandos, medio y parafina cruda dura que salen del filtro rotatorio de desceración, se pueden purificar más utilizando una planta de exudación. Los productos que salen de esta planta (aceite exudado, exudaciones blanda, media y parafina exudada dura) son tratados más adelante con ácido y arcilla y pasados por filtros y exprimidoras (prensa).

          7. Proceso Térmico Continuo (Thremofor) con utilización de Arcilla: Varios procesos de crepitación catalítica (descomposición térmica molecular) tienen uso en los grandes complejos refineros. De igual manera, los procesos para desulfuración de gasolinas. Casi todos estos procesos tienen sus características propias y aspectos específicos de funcionamiento. El proceso que muestra la figura a continuación tiene por objeto producir lubricantes de ciertas características y es alimentado por los productos semielaborados que salen de las plantas de procesos con disolventes (refinación y desparafinación).

          8. Tratamiento con ácido-arcilla: A medida que ha progresado la ciencia y la tecnología de la refinación, ha cobrado importancia el uso de substancias químicas (ácidos) para contribuir al tratamiento de los crudos y derivados.   Entre los ácidos son varios los que se utilizan en los procesos: ácido sulfúrico, ácido clorhídrico, ácido fluorhídrico, ácido fosfórico. La utilización de ácidos trae el aspecto de corrosión de los equipos y para que éstos sean más durables y funcionen mejor hay que recurrir al uso de metales y aleaciones apropiadas para su fabricación, y durante las operaciones la implantación de un programa muy estricto de mantenimiento. En el tratamiento ácido-arcilla, el ácido sulfúrico actúa como un removedor de material asfáltico y resinoso, y la arcilla sirve para absorber esos materiales. La purificación y tratamiento final de la carga se efectúa en un agitador que contiene más arcilla y cal, y en el exprimidor, tipo prensa. La carga que alimenta a esta etapa de la refinación proviene de las plantas de destilación al vacío, desparafinación con disolvente y de exudación de parafinas.

          9. Craqueo (Agrietamiento): En el refino de petróleo los procesos de craqueo descomponen las moléculas de hidrocarburos más pesados (alto punto de ebullición) en productos más ligeros como la gasolina y el gasóleo. Estos procesos incluyen craqueo catalítico, craqueo térmico y de hidrocraqueo.

          10. Oxidación de asfalto: Las emanaciones o rezumaderos petrolíferos (menes) fueron los primeros productores de asfalto, un asfalto burdo. Por contacto prolongado con la atmósfera, el petróleo emanado se oxidaba y la gente lo utilizaba para calafatear embarcaciones, para ciertas aplicaciones en la construcción de viviendas, para impermeabilizar objetos y embalsamar cadáveres y hasta como substancia medicinal.

          Hoy continúan los asfaltos teniendo aplicaciones muy útiles, gracias a la refinación, que los elabora de acuerdo a especificaciones determinadas para ser utilizados en las industrias de la construcción, vialidad, revestimientos, pinturas y aplicaciones misceláneas en muchas otras industrias menores. En este ejemplo, la carga para producción de asfaltos en la refinería puede obtenerse de la planta de alto vacío (residuos pesados) o de la planta de destilación atmosférica (crudo reducido) que prepara la carga para la planta de descomposición catalítica en lecho fluido.

          11. Descomposición térmica (Craking – Craqueo): La limitación de generación de altas temperaturas durante el primer análisis de destilación de petróleos (Silliman, 1999) no permitió lograr la descomposición molecular. Sin embargo, con la erección de las primeras plantas de destilación se logró obtener temperaturas más altas y por falla, error u omisión se descubrió y apareció al instante (1861) que hidrocarburos más pesados (combustóleos) y naftas podían producir derivados más livianos (querosén, gasolinas y otros) que eran imposible de desprenderse a menores temperaturas. Esta observación acrecentó la producción de querosén, que para la fecha era el producto de más consumo.

          El desarrollo y la tecnificación del proceso, así como ramificaciones del mismo, tomaron auge en el período 1910-1921; al proceso de descomposición o desintegración molecular o crepitación térmica se le bautizó “cracking”, onomatopéyicamente craqueo, craquear. Fundamentalmente, la carga para este proceso la constituyen gasóleo pesado y/o crudo reducido, suplidos por otras plantas de las refinerías. Las temperaturas para la descomposición térmica están en el rango de 200-480 °C y presión de hasta 20 atmósferas. La descomposición térmica se aplica también para la obtención de etileno, a partir de las siguientes fuentes: etano, propano, propileno, butano, querosén o combustóleo. Las temperaturas requeridas están en el rango de 730-760 °C y presiones bajas de hasta 1,4 atmósferas.

          12. Descomposición térmica catalítica fluida (Craqueo Catalítico): Las mejoras e innovaciones logradas en los procesos de descomposición térmica, se obtuvieron muy especialmente durante y después de la Segunda Guerra Mundial (1939-1945). El proceso utiliza un catalizador, aire comprimido y vapor, a temperaturas (120-535 °C) y presiones (3,50-7,0 atmósferas) controladas de acuerdo a los requerimientos de cada recipiente. Como su nombre lo indica, el elemento más importante en este tipo de proceso es el catalizador, cuya función es actuar como un absorbente para depurar la carga de materia indeseable y obtener del craqueo de gasóleos y aceites diesel, gasolinas de alto octanaje.

          El catalizador puede ser hecho de arcillas, metales o material sintético en forma granular, de pelotas, de pastilla, de cápsulas, etc. El diseño y elaboración de catalizadores es una importante rama de las operaciones de refinación catalítica. Todavía no se ha producido el catalizador ideal. Las características tales como tamaño de partículas, grado o calidad del material, propiedades absorbentes, capacidad de absorción y regeneración, son, además del costo, importantes en la selección de catalizadores. El catalizador puede permanecer fijo, en forma de filtro en el recipiente o puede incluirse a través de la carga o emplearse un polvillo que se hace mover como un fluido utilizando un chorro de aire o hidrocarburos vaporizados.

          13. Alquilación: Olefinas (moléculas y compuestos químicos) tales como el propileno y el butileno son producidos por el craqueo catalítico y térmico. Alquilación se refiere a la unión química de estas moléculas de luz con isobutano para formar moléculas más grandes en una cadena ramificada (isoparafinas) que se forma para producir una gasolina de alto octanaje.

          14. Reformación Catalítica: El proceso de reformación catalítica representa un gran avance en el diseño, utilización y regeneración de los catalizadores y del proceso en general. Los catalizadores de platino han permitido que mayores volúmenes de carga sean procesados por kilogramos de catalizador utilizado. Además, se ha logrado mayor tiempo de utilización de los catalizadores. Esta innovación ha permitido que su aplicación sea muy extensa para tratar gasolinas y producir aromáticos.

          La reformación catalítica cubre una variedad de aplicaciones patentadas que son importantes en la manufactura de gasolina (“Ultraforming”, “Houdriforming”, “Rexforming” y otros). La carga puede provenir del procesamiento de crudos nafténicos y parafínicos que rinden fracciones ricas en sustancias aromáticas. Por la reformación catalítica se logra la deshidrogenación y deshidroisomerización de naftenos, y la isomerización, el hidrocraqueo y la ciclodeshidrogenación de las parafinas, como también la hidrogenación de olefinas y la hidrosulfuración. El resultado es un hidrocarburo muy rico en aromáticos y por lo tanto de alto octanaje.

          15. Extracción de Azufre: La extracción de azufre del petróleo y de sus derivados, del gas natural y gases producidos en la refinería representa un importante porcentaje del azufre que se consume en el mundo. El azufre se utiliza en procesos y preparación de compuestos para muchas otras industrias: química, metalúrgica, caucho sintético, agricultura (insecticidas, herbicidas y fungicidas), pulpa y papel, farmacéutica y explosivos. En construcción de vías se ha experimentado para utilizarlo como recubrimiento de carreteras.

          16. Isomerización: La Isomerización se refiere a la reorganización química de los hidrocarburos de cadena lineal (parafinas), por lo que contienen ramificaciones unidas a la cadena principal (isoparafinas). Este proceso se consigue mediante la mezcla de butano normal con un poco hidrógeno y cloro y se deja reaccionar en presencia de un catalizador para formar isobutano, más una pequeña cantidad de butano normal y algunos gases más ligeros. Los productos se separan en un fraccionador. Los gases más ligeros se utilizan como combustible de refinería y el butano reciclados como alimento.

          17. Polimerización: Bajo la presión y la temperatura, más un catalizador ácido, las moléculas de luz de hidrocarburos insaturados reaccionan y se combinan entre sí para formar moléculas más grandes de hidrocarburos. Este proceso con los suministros de petróleo se puede utilizar para reaccionar butenos (moléculas de olefinas con cuatro átomos de carbono) con iso-butano (ramificado moléculas de parafina, o isoparafinas, con cuatro átomos de carbono) para obtener una gasolina de alto octanaje.

          18. Hidrotratamientos: El Hidrotratamiento es una manera de eliminar muchos de los contaminantes de muchos de los productos intermedios o finales obtenidos del proceso de refinación del petróleo. En el proceso de tratamiento con hidrógeno, la materia prima que entra se mezcla con hidrógeno y se calienta a 300 – 380ºC. El aceite combinado con el hidrógeno entra entonces en un reactor cargado con un catalizador que promueve varias reacciones.

 

 

Ubicación Geográfica de las Refinerías de Venezuela

 

          Refinería El Palito: Está ubicada en las costas del estado Carabobo, fue creada en 1954 por representantes de la empresa Socony Vaccum Oil (antecesora de Mobil). Inicia sus operaciones el 23 de Junio de 1960 con una capacidad de procesamiento de crudo de 55 MBD y actualmente procesa un promedio de 140 MBD. Este complejo de PDVSA se encarga desde hace más de 50 años del suministro de hidrocarburos a 10 estados del país (Apure, Aragua, Barinas, Carabobo, Cojedes, Guárico, Lara, Portuguesa, Yaracuy y Costa Oriental de Falcón).

          Refinería Puerto La Cruz: Es uno de los centros de procesamientos de crudo más importantes de PDVSA. Geográficamente, esta planta abarca tres áreas operacionales: Puerto La Cruz, El Chaure y San Roque, ubicadas en el norte y centro del estado de Anzoátegui, tiene una capacidad total de procesamiento de crudos de 200 MBD, de los cuales se obtienen 73 mil barriles de gasolina y nafta, 12 mil barriles de kerosene-jet, 43 mil barriles de gasoil y 73 mil barriles de residual, insumos y requeridos para la mezcla de combustibles comercializados en los mercados interno y de exportación.

          Refinería Cardón: Está ubicada en el Estado Falcón, al inicio de sus operaciones tenía una capacidad de procesamiento de crudo de 50 MBD, hoy en día y gracias a numerosos procesos a la que fue sometida cuenta con una capacidad total de procesamiento de crudo de 310 MBD. Además de esto cuenta con una estructura de 30 unidades de proceso en operación, tanques para almacenar 20 millones de barriles de productos y 4 muelles para dar servicio a 12 barcos.

          Refinería Amuay: Fue inaugurada en 1950 por la Creole Petroleum  Corporation en el mismo estado Falcón, con una  capacidad inicial de procesamiento  de 60 MBD. Sin embargo luego de sucesivas ampliaciones su  capacidad aumentó hasta llegar a 670 MBD en 1974.  Actualmente posee una capacidad de refinación de 630 MBD.

          Refinería Bajo Grande: Está ubicada en el Estado Zulia, fue creada en 1956 por la empresa Richmond (luego Chevron) con una capacidad de 15 MBD, posteriormente fue ampliada para procesar 57 MBD, en esta refinería se refina el crudo extra pesado para producir asfalto y actualmente procesa 16 MBD.

 

 

Refinería Cardón – Proyecto PARC:

 

          El Proyecto de Adecuación de la Refinería Cardón – PARC -, nace impulsado por dos frentes: uno a nivel nacional y otro a nivel internacional. En lo que respecta al sector nacional, expone Yepez (2010), las razones del proyecto son el aumento de las proporciones de crudo pesado venezolano en la dieta de alimentación de la refinería y la obtención de productos de alto valor agregado de estos crudos pesados. En el frente internacional, la fuerza motriz es la calidad de los productos, para poder cumplir con las normas de protección ambiental, tanto de Estados Unidos como de Europa.

          La misión del Proyecto es la ejecución exitosa del diseño, construcción y arranque de las instalaciones, de una manera segura y con un mínimo impacto sobre el ambiente, a fin de asegurar el mejoramiento de la rentabilidad de la empresa y su participación en el mercado mundial por medio de: mejores procesos de conversión, especificación mejorada de productos, reducción de residuos de bajo grado y procesamiento de crudos más pesados. Para alcanzar esto, según plantea Gómez (2010), el Proyecto se gerenció y ejecutó en el marco de diez objetivos:

          1. Salud, seguridad y protección ambiental

          2. Calidad total de acuerdo con los objetivos definidos del Proyecto

          3.  Cumplir con las leyes y regulaciones ambientales vigente

          4.  Minimizar la inversión de capital y riesgos

          5.  Completar el Proyecto de acuerdo a los programas definidos de gastos

          6.  Alcanzar los objetivos de diseño utilizando tecnologías probadas

          7.  Arrancar las nuevas unidades de acuerdo con la programación del proyecto

          8.  Optimizar el uso de los recursos venezolanos en cuanto sean económicamente viables

          9.  Incrementar la capacidad técnica de las empresas venezolanas, y

          10.  Fomentar las buenas relaciones

 

 

Amuay Proyecto ARC:

 

          El nuevo patrón de refinación de la Refinería de Amuay (AR): La Refinería de Amuay fue modificada (1982) para lograr disminuciones en las cargas de crudos livianos y medianos, aumento en el procesamiento de crudos pesados y extrapesados, con el consiguiente aumento en la producción de gasolinas y reducción de productos, representados por combustibles residuales de bajo y alto contenido de azufre.

          Las nuevas cuatro plantas (“Flexicoking”, Desintegración Catalítica, Isomerización y Alquilación) fueron dispuestas en el circuito de plantas existentes para obtener el nuevo patrón de refinación en la Refinería de Amuay.

          En el caso de los procesos y plantas seleccionadas para Amuay prevaleció el criterio de mayor eficiencia y flexibilidad presente y futura de la refinería; comprobada eficiencia técnica, experiencia y disponibilidad de recursos de los oferentes; menores costos de licencias y más completo aporte de servicios de ingeniería y adiestramiento de personal venezolano -profesional y técnico- por las empresas y fabricantes de equipos participantes en el cambio de patrón de refinación de Amuay.

          Las obras de construcción y erección de plantas exigieron 20 millones de horas/hombre y participaron en este esfuerzo un total de 450 profesionales y técnicos y unos 6.000 artesanos y obreros, sin incluir el personal de la nómina normal de la refinería. Una obra de esta magnitud y alcance requiere, además, la previsión de ampliación de servicios en los renglones de vivienda, agua, fuerza y luz eléctrica, gas, teléfono, asistencia médica y los otros que complementan los requerimientos de la calidad de vida moderna en los centros petroleros. Aspecto de especial atención dentro de todo el esquema de modificación del patrón de refinación fue la preparación del personal venezolano: profesionales, técnicos y obreros especializados para encargarse del arranque, funcionamiento y mantenimiento de las plantas y nuevas instalaciones. Esto se hizo mediante la participación directa, en Venezuela y en el exterior, del personal seleccionado que trabajó en todas las fases del proyecto.

 

Complejo de José Proyecto Valcor:

 

 

          Denominado oficialmente como Complejo Petroquímico General de División José Antonio Anzoátegui se inauguró el 14 de agosto de 1990, con el fin de impulsar el desarrollo de la petroquímica en el Oriente del país y actuar como condominio industrial de las empresas mixtas que operan en el área, mediante el suministro de los servicios básicos necesarios para su operación.

          El Complejo Petroquímico José Antonio Anzoátegui, está ubicado en el estado Anzoátegui, tiene una superficie de 740 hectáreas donde se han instalado las plantas de las empresas mixtas en las cuales Pequiven tiene participación accionaria.

 

 

Complejo Refinador de Paraguaná CRP Cardón – Amuay – Mene Grande: 

         

          El Centro de Refinación de Paraguaná, el centro refinador más grande del mundo es la fusión de tres importantes refinerías: Amuay, Cardón y Bajo Grande.  Ubicada en la Península de Paraguaná, en el extremo noroccidental del país, tiene una capacidad de refinación de 940 millones de barriles diarios.

Es el más poderoso del mundo, según Andrade (2007) surge de la fusión de las refinerías  Amuay, Cardón y Bajo Grande en el año 1997. En la actualidad tiene capacidad de refinar 940.000 barriles diarios, concentrando el 65% de la capacidad de refinación en Venezuela. Localizado al occidente de la Península y la Costa Occidental del Lago de Maracaibo en el Estado Zulia.

          El CRP está ubicado en la Península de Paraguaná (Fal) y tiene una capacidad de procesar 940 mil barriles diarios de crudo lo que representa 71% de la capacidad nacional de destilación y es uno de los principales centros para la exportación de crudo y derivados.

          El crudo procesado en el complejo genera alrededor de 32% de gasolinas y naftas; 30,2% de gasóleos; 19,5% de residuales, 7,7% de gasolina de avión y kerosene; 3,8% de asfalto y 1,4% de GLP (gas licuado de petróleo).

          En toda refinería se deben ejecutar “paradas” de las unidades que conforman estas instalaciones. Estas paradas programadas permiten realizar inversiones y mantenimientos importantes para optimizar los procesos que se realizan en las refinerías.  Los mantenimientos se realizan de forma escalonada para que todas las unidades no estén fuera de servicio al mismo tiempo, pues una refinería funciona las 24 horas, los 365 días del año.

 

 

Complejo Refinador de Paraguaná CRP en la Actualidad:

 

 

          El sistema refinador nacional acumula fallas que afectado la capacidad de procesamiento de crudos. El Complejo Refinador Paraguaná sufrió cinco accidentes desde la primera semana de enero del 2012, tras una cadena de explosiones, cortes eléctricos y rupturas de líneas en las refinerías Cardón y Amuay.

          Los trabajadores explican que actualmente el CRP, uno de los centros refinadores más grandes del mundo y que cuenta con una capacidad nominal de 955 mil barriles diarios, solo está operando a 63% de su capacidad, debido a las continuas fallas y accidentes. Tras el evento de enero, la refinería Amuay bajó su carga de 425 mil barriles a 350 mil barriles diarios de crudo aproximadamente, mientras que la refinería Cardón opera con una carga de 250 mil barriles.

          Venezuela cuenta con cinco refinerías en el territorio nacional, que nominalmente tienen una capacidad de 1,3 millones de barriles de crudo al día.  En el CRP, el complejo más importante, la refinería Cardón ya sufrió dos incidentes. El 6 de enero de 2012 explotó el horno F-301 del complejo reformador, lo que causó su paralización y afectó la producción de naftas y gasolinas de alto octanaje para exportación. Con el evento se taponaron 6 tubos con material de hidrocarburos, impactando la producción de bases lubricantes, y la planta de hidroprocesos. Al día siguiente se produjo un corte eléctrico en la refinería Cardón cuando se interrumpió el servicio en la planta Genevapca, que surte de energía eléctrica a las refinerías en Falcón. La caída del fluido eléctrico generó una extensa parada en la unidad catalítica.

          El 9 de enero se reportó la salida de funcionamiento de la planta-2 (PVAY-2), tras la rotura de un tubo interno del horno F-100 en Amuay. Esto se sumó a una parada no programada en la Planta de Alquilación.  Sin embargo, durante el último trimestre de 2011 y el inicio 2012, las fallas se han acumulado no solo en el CRP en Falcón, sino también en la Refinería El Palito en Carabobo, e incluso en los mejoradores de crudo de la Faja del Orinoco.

          La unidad de Craqueo Catalítico Fluidizado (FCC) de la Refinería El Palito fue puesta en servicio ayer, tras 15 días paralizada por reparaciones. Cabe acotar que la propia Pdvsa en su Memoria y Cuenta del año 2010 reconocía que padece “la baja disponibilidad de personal profesional y técnico calificado requerido para la ejecución de las actividades actuales y futuras”. A la par de los accidentes y los problemas de producción y refinación, la estatal petrolera ha tenido que destinar una parte importante de sus recursos a financiar el gasto social de las misiones, a compensar los préstamos del Fondo Chino, y a atender la Misión Vivienda.

 

 

Plan de Siembra Petrolera referido a la Refinación. Referente a las tres Refinerías:

          El plan estratégico de Refinación para el período 2005-2012, enmarcado en el Plan Siembra Petrolera 2005-2030, estima la potenciación de la capacidad de procesamiento de crudos pesados y extrapesados en suelo venezolano, gracias a la construcción de tres nuevas refinerías y al mejoramiento y ampliación de dos de las plantas ya existentes.

          Está contemplada una inversión de 10.5 billones de dólares para la construcción de las tres nuevas refinerías, con las que se estima aumentar en 700 mil barriles diarios la capacidad de procesamiento. Así mismo, está previsto que se aumente en 62% (910MBD) el procesamiento de crudo pesado/extrapesado en las refinerías existentes.

          El plan estratégico de refinación, espera disminuir la producción de residual (fuel oil) con el fin de producir más combustibles de calidad, lo que se traduce en la necesidad de mayor capacidad de conversión profunda en las refinerías existentes. La decisión se toma porque según estudios realizados, para finales de esta década se espera un exceso en la oferta de residual de 11 MMBD, con respecto a la demanda.

          El plan de PDVSA 2006-2012, contempla la adaptación de las refinerías de Puerto La Cruz, El Palito y Amuay para el procesamiento de crudos pesados y extrapesados:

          – En la Refinería de Puerto La Cruz se construirán una unidad de vacío y otra de Conversión profunda, utilizando tecnología 100 % venezolana, desarrollada por la filial de desarrollo e investigación de PDVSA, Intevep. Se estima que este proyecto esté listo para el primer trimestre del 2010.

          – En la Refinería El Palito se instalará una unidad de Conversión profunda para eliminar el fuel oil y procesar 70 mil barriles de crudo pesado, generando productos para exportación. Estará en funcionamiento para el último trimestre del 2009.

          – Por su parte, en el Centro de Refinación de Paraguaná (CRP) se llevarán a cabo proyectos para adecuar la refinería de Amuay a una mayor conversión de residuales. Además, se adelantarán proyectos para la industrialización de corrientes de refinación.

          Según Yepez (2010), contempla la construcción de tres nuevas refinerías en nuestro territorio, capaces de procesar crudos pesados y extrapesados, para incrementar la oferta de productos refinados:

          Refinería de Cabruta: Estará ubicada en la confluencia de los ríos Apure con El Orinoco, en el estado Guárico. PDVSA estima invertir en esta planta unos 6 mil millones de dólares, para lograr una capacidad de procesamiento de 400 mil barriles diarios de crudo pesado y extrapesado de la Faja Petrolífera del Orinoco, y que conforman la mayor cantidad de reservas del país.

          El arranque de esta refinería está previsto para el segundo trimestre del año 2011, y se espera que se convierta en un nuevo polo de desarrollo de la región Orinoco-Apure. Así mismo, su construcción generará 2.500 empleos directos, 14.000 indirectos y 8.000 puestos de trabajo en el área de la construcción.

          Entre los productos que se generarán en esta refinería se incluyen: 216 MBD de gasolina; 40 MBD de Jet y 174 MBD de diesel.

          Refinería de Caripito: El segundo proyecto contempla la construcción de la refinería de Caripito, que estará ubicada en el estado Monagas, para procesar 50 mil barriles diarios de crudo del Lago de Guanoco, con el fin de producir asfalto para cubrir la demanda local, específicamente de los estados Anzoátegui y Sucre; y más adelante se incluirán planes para la exportación del producto.

          PDVSA invertirá 500 millones de dólares en la construcción de esta refinería, que se espera esté en funcionamiento en el tercer trimestre del año 2009. Esta obra generará 200 empleos directos, 1.400 indirectos y 3.0000 puestos en el área de construcción.

          Entre los productos que se generarán en esta refinería se incluyen: 18 MBD de asfalto; 7 MBD diesel y 2 MBD de Nafta.

          Refinería Batalla de Santa Inés: El tercer proyecto corresponde a la construcción de la refinería Batalla de Santa Inés, que estará ubicada en el estado Barinas, con la finalidad de procesar unos 50 MBD de crudo Mezcla de Guafita (28°API), para satisfacer la demanda regional de combustibles.

          Con una inversión de 1 millardo de dólares, se estima que esta refinería arranque operaciones a finales del 2010. Esta refinería generará 700 empleos directos, 3.000 empleos indirectos y unos 5.000 puestos en el área de construcción.

          Entre los productos que se generarán en esta refinería se incluyen: 15 MBD de asfalto; 6 MBD diesel y 16 MBD de Gasolina y Jet; y 11 MBD de VGO.

 

 

Alianzas Estratégicas de Venezuela con otras Refinerías en el Mundo:

 

 

          A través de PDVSA, Venezuela adelanta una serie de iniciativas destinadas a incrementar la capacidad de refinación y fortalecer la integración energética regional como son:

          Reactivación de la Refinería de Cienfuegos: Junto con la República de Cuba, PDVSA adelanta los estudios respectivos para concretar el proyecto de reactivación de este centro refinador, que servirá para satisfacer la demanda local de combustible. Se requiere una inversión de 44 millones de dólares y su arranque se prevé para el año 2007.

          Expansión de la Refinería de Kingston: PDVSA aspira cristalizar el proyecto de expansión de la refinería de conversión moderada en Kingston, Jamaica, y aumentar su capacidad de 36 mil barriles diarios a 50 mil barriles por día del crudo Leona 22° API. El inicio de las operaciones se prevé en 2008 y serán necesarios 197 millones de dólares en su primera fase, de los cuales PDVSA aportará 50%.

          Construcción de la Refinería Abreu e Lima: Este proyecto lo ejecutará PDVSA junto a la empresa estatal petrolera brasileña Petrobras. En esta refinería se procesará 50% de crudos provenientes de la Faja Petrolífera del Orinoco y 50% de crudos brasileños. PDVSA aportará 3 millardos de dólares, que representa la mitad de la inversión requerida.

          Conversión de la Refinería La Teja: A través de un esquema de conversión profunda, en este complejo ubicado en Uruguay, se procesarán 50 mil barriles por día de crudo extrapesado de la Faja Petrolífera del Orinoco.

          Todos estos proyectos están dirigidos a garantizar el procesamiento de crudo venezolano, en virtud de que el incremento de la demanda mundial de productos refinados para el 2010 fue de 7 millones de barriles por día aproximadamente. Por ello PDVSA se prepara para satisfacer las necesidades de sus actuales y futuros clientes.

 

 

Principales Refinerías de Petróleo en el Mundo

 

Refineria

Barriles diarios

Amuay y Cardón Venezuela

SK Energy Co., Ltd. South Korea

Reliance Industries I1 Jamnagar

GS Caltex South Korea

ExxonMobil Singapore

Reliance Industries II1 Jamnagar, India (under construction)

ExxonMobil Baytown, TX, USA

S-Oil South Korea

Hovensa LLC Virgin Islands

ExxonMobil Baton Rouge, USA

Mina Al-Ahmadi Refinery, KNPC Kuwait

BP Texas City Texas City, TX, USA

Shell Eastern Singapore

Abadan Refinery Iran

Citgo Lake Charles Lake Charles, LA, USA

Shell Pernis Refinery Netherlands

BP Whiting Refinery Whiting IN, USA

Saudi Aramco Yanbu Refinery Saudi Arabia

Total Refinery Antwerp Belgium

ExxonMobil Beaumont TX, USA

Sunoco Philadelphia, PA, USA

Valero Port Arthur TX, USA

Motiva Port Arthur TX, USA

ConocoPhillips Wood River IL, USA

940.000

840.000

661.000

650.000

605.000

 

580.000

570.000

520.000

495.000

493.500

470.000

460.000

458.000

450.000

425.000

416.000

410.000

400.000

360.000

348.500

335.000

325.000

325.000

306.000

 


 

CONCLUSIÓN

 

          La refinación es un proceso fundamental en la industria de refinación del petróleo, pues permite hacer una separación de los hidrocarburos aprovechando sus diferentes puntos de ebullición. La destilación  atmosférica y al vacío es el primer proceso que aparece en una refinería. El petróleo se separa en fracciones que después de procesamiento adicional, darán origen a los productos principales que se   venden en el mercado: el gas LPG (comúnmente utilizado en estufas domésticas), gasolina para los automóviles, turbosina para los aviones jet, diesel para los vehículos pesados y combustóleo para el calentamiento en las operaciones industriales.

          Durante los años de desarrollo de la industria venezolana de los hidrocarburos, 1914-1942, la refinación de crudos y la manufactura de productos en el país representaron volúmenes y metas muy modestas. A partir de la promulgación de la Ley de Hidrocarburos de 1943, los sucesivos gobiernos delinearon estipulaciones y futuras obligaciones que debían cumplir las concesionarias en este tipo y parte de las operaciones petroleras. Los resultados logrados durante 1943-1975 fueron halagadores. Posteriormente, 1976-1996, Petróleos de Venezuela y sus filiales han expandido sus operaciones en el país y en el exterior, de manera que Venezuela ha ganado prestigio en tecnología y en el comercio petrolero.


REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

 

 

Andrade, H. (2007). Refinación Petrolera. Argentina: Siglo XXI.

 

 

Gómez, I. (2000). La Industria del Petróleo. Caracas: IESA.

 

 

Ramírez, G. (2010). Economía Minera. México: Mc Graw Hill Interamericana.

 

 

Silliman, W. (1999). El Ayer y Hoy de la Industria Petrolera Venezolana. Caracas: La Torre.

 

 

Torres, T. (2009). Adaptaciones. Nuevas Refinerías en Venezuela. Estimaciones, Estrategias y Causas. Papeles de Trabajo. Caracas: Autor.

 

 

Yepez, M.  (2010). Análisis Aplicado a la Industria Petrolera. Caracas: IESA.


EXPLOTACIÓN DEL PETROLEO – EQUIPO 2

INTRODUCCIÓN

            Pre ambulatoriamente cabe destacar que el tópico a realizar es de gran importancia ya que está relacionado con un algo tan importante que es el petróleo el cual conforma la mayor parte de ingresos al país cabe destacar que para los efectos del mismo nosotros profundizaremos  en lo que es el ámbito de la EXPLOTACION haremos una breve reseña de su transcendencia en el país, los métodos para la aplicación de la misma, elementos relacionados para el desenvolvimiento de esta acción, el plan de siembra petrolera entre otras cosas.

           

Adicionalmente a dicho preámbulo cabe destacar que la importancia de dichos tópicos ya que actualmente Venezuela sigue dependiendo 100% de la actividad económica petrolera y adquirir conocimientos de dicho tema es de vital prioridad.


BREVE HISTORIA

 

Bolívar se adelantaba a las consecuencias que podría traer la explotación de los recursos haciendo énfasis en la conservación de los mismos.

 

El petróleo no fue considerado como un producto comercial durante el periodo de la Colonia y no fue sino hasta 1878, 19 años después del descubrimiento comercial del petróleo en los Estados Unidos, que se dio inicio a la primera explotación comercial del petróleo en Venezuela.

 

Pero en Venezuela se empieza a explotar el petróleo a partir del 1875, después de un terremoto comienza a salir petróleo en grandes cantidades por una de las grietas producidas por el movimiento telúrico. Eso sucedió en la hacienda “La Alquitrana” del Estado Táchira perteneciente al Señor Manuel Antonio Pulido.

 

Manuel Antonio pulido obtuvo una concesión de 101 hectáreas en el estado andino del Táchira, al suroeste del Lago de Maracaibo. En esa zona existían varios rezumaderos y Pulido, junto con 5 socios, formaron la COMPAÑÍA PETROLIA DEL TACHIRA para explotar la concesión. Uno de los socios viajo hasta los campos petroleros de Pennsylvania a fin de aprender a perforar un pozo. A su vuelta, trajo consigo un equipo de perforación, que fue transportado a través de las montañas en lomo de mula hasta la concesión. El equipo se averió  en el primer intento de utilizarlo y fue desechado.

 

Su explotación oficial se inicia a partir de 1875, con la participación de la compañía Petrolera del Táchira en la hacienda La Alquitrana localizada en el estado Táchira y el reventón del pozo “Zumaque I” en 1914; luego es construida la primera refinería en la cual se procesaban productos como la gasolina, el queroseno y el gasóleo.

 

El Zumaque I, con una profundidad total de 135 metros (443 pies) inició exitosamente la producción miocena del campo “Mene Grande” con 264 barriles diarios de producción de un crudo de 18° API, en flujo natural. La perforación utilizó cabrias de madera construidas en el sitio y taladros de percusión; por ello se presentaron graves problemas para dominar la presión del yacimiento, lo que ocasionó el reventón del pozo. En aquella época, los reventones eran frecuentes al llegar a los horizontes petrolíferos.

 

La Historia del Bababui 1 inicia el 7 de mayo de 1883 cuando Horacio R. Hamilton y Jorge A. Philips reciben la concesión para explotar el Lago de asfalto de Guanoco dicha concesión es transferida a la New York & Bermúdez Company el 16 de noviembre de de 1885, dicha empresa explotara el Lago de asfalto de Guanoco y la actividad petrolera de la zona hasta el año de 1934cuando cesan las actividad de explotación del lago de Guanoco para el año de 1912 la New York & Bermúdez Company pretende expandir sus actividades en la zona y cumplir con obligaciones contractuales de la concesión e inicio actividades de exploración en las cercanías de la comunidad de Guanoco, así que un año más tarde en el 15 de agosto de 1913 se logra extraer un petróleo muy pesado del pozo Bababui 1, adicionalmente la New York & Bermúdez Company perforara unos 16 pozos productores además de otros 20 pozos de poca profundidad (aproximadamente 30 m) dando origen al campo petrolero de Guanoco. Lamentablemente debido a la alta viscosidad del petróleo de la de la zona y las complicaciones que se presentaban para su producción se abandonan los pozos El Barroso II fue parte de la campaña exploratoria de la empresa Venezuelan Oil Concessions Ltd. (V.O.C) , para aprovechar la concesión otorgada a Antonio Aranguren en 1906. La VOC había perforado varios pozos anteriores, el pozo Santa Bárbara I fue el primero perforado en 1913 el cual resultó seco; el pozo Santa Bárbara II que produjo petróleo con 260 barriles diarios fue el descubridor del campo La Rosa en 1916, el resultado fue considerado decepcionante; luego se perforó varios kilómetros mas al norte el pozo Los Barrosos I, el cual resultó seco (actualmente esos pozos se denominan R1, R2 y R3). Los Barrosos II fue perforado cerca del Barroso I, comenzando actividades en mayo de 1922, con un taladro de madera construido en el sitio que funcionaba a percusión. El taladro se quedó atascado dentro del pozo siendo necesario contratar a un experto en Estados Unidos para solucionar el problema. El 22 de diciembre de 1922 cuando se recuperó el pozo este reventó con un chorro de 40 metros de altura y un caudal de 100.000 barriles diarios, el cual era visible desde Maracaibo a 45 Km. Tomó 9 días controlar el pozo durante los cuales llovió petróleo con el mismo caudal sobre Cabimas, llenando de petróleo los techos y las calles del poblado. El reventón del pozo Barroso II(R4)fue noticia de primera plana en los principales periódicos del mundo, tanto por la cantidad como por el potencial que repentinamente demostraban los campos petrolíferos de Venezuela. En los siguientes años se perforarían cientos de pozos para explotar el campo La Rosa, y se descubrieron las áreas vecinas de Tía Juana, Lagunillas y Bachaquero que se proyectaban al Lago de Maracaibo resultando un mismo campo gigante el Campo Costanero Bolívar uno de los mayores a nivel mundial. El Barroso II en si declinó, se secó y fue abandonado, cayendo en el olvido y siendo parte de los terrenos ocupados por las oleadas de inmigrantes que llegaron a Cabimas. Su localización fue reencontrada por el profesor Orlando Méndez de la Universidad Central de Venezuela en los años 1980’s dentro de una casa y  recuperada con la construcción de una plaza y un balancín conmemorativo en el sitio.

A partir de 1922 comienza la explotación petrolera a gran escala, coaccionando una gran cantidad de eventos que cambiaron drásticamente el rumbo del país.

 

La explotación petrolera ha propiciado cambios significativos en la actividad nacional;   los cambios históricos y políticos, han estado asociados a eventos que han permitido cada vez mejor manejo de la actividad petrolera nacional, a lo largo del tiempo; estos han sucedido en distintos períodos gubernamentales, siendo relevantes los relativos a las concesiones, la nacionalización petrolera, la apertura petrolera, los convenios.

 

Posteriormente, con el descubrimiento de los pozos Barbabui I (campo de Guanoco, Sucre) y Zumaque I (campo Mene Grande, Zulia), llegaron empresas extranjeras como Creole, Shell, Mobil Oil, Texaco y Royal, con el fin de explotar los yacimientos descubiertos y de esa manera la actividad fue consolidada. Para 1928, el «oro negro» pasó a ser el principal producto exportado y Venezuela se constituyó como uno de los primeros países exportadores de petróleo.

 

La principal actividad económica de Venezuela es la explotación y refinación de petróleo para la exportación y consumo interno. Es la quinta economía más grande de América Latina, después de Brasil, México, Argentina y Colombia. El petróleo en Venezuela es procesado, explotado y comercializado  por la industria estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA), La primera ley sobre                                hidrocarburos, que aumentó las rentas superficiales, permitió a lospropietarios particulares obtener concesiones en sus tierras, disminuyó el tamaño de las concesiones, incrementó el área de reservas nacionales ,redujo grandemente la lista de artículos de libre importación y consagró el principio de reversión de las instalaciones industriales al Estado, al final del término de la duración de la concesión.

 

Para el 31 de diciembrede 1920, desde 1878, se contaron en Venezuela, propiamentedocumentados, 1.312 contratos de concesión para explotación ydesarrollo de campos petroleros, 835 de los cuales referidos al estado Zulia. Con todo ello, apenas 7 campos petroleros (8 contando LaAlquitrana) habían sido descubiertos, 6 en la cuenca de Maracaibo, y Guanoco en la de Maturín.

 

Venezuela es un país que basa su economía en la explotación petrolera, industria nacionalizada en 1976 y gestionada por la empresa Petróleos de Venezuela S.A.

 

En mayo de 1977, se denunció la inconveniencia de los acuerdos secretos de apoyo tecnológico; en junio, el mercado nacional pasó a ser controlado por las subsidiarias de Petróleos; en octubre, se leconfiaron todos los programas de «la faja» y en noviembre, laPetroquímica pasó a ser otra filial de Petróleos. La caída de los precios del petróleo y las dificultades de mercadeo, más la imposibilidad decumplir los compromisos de la deuda externa, colocaron el país ensituación económica crítica. El 12 de octubre de 1978, LAGOVENcomenzó la perforación del primer pozo exploratorio en la plataformasubmarina atlántica; CORPOVEN reanudó la búsqueda en la ensenada deLa Vela al mes siguiente y MARAVEN completó, en diciembre, ellevantamiento por la técnica del radar lateral del territorio al norte del paralelo 6º N, e inició un programa de 3 pozos «estériles» en el golfoTriste. En mayo de 1979, LAGOVEN descubrió una acumulacióngigantesca de gas natural con el pozo Patao núm. 1 en la cuenca deMargarita del continente venezolano sumergido de la plataforma; enseptiembre, MARAVEN logró el primer hallazgo de petróleo crudo y gas natural en la cuenca de Cariaco, 30 km al este de la isla Tortuga. Alvencimiento de los convenios de asistencia tecnológica el 31 dediciembre de 1979, Petróleos y sus filiales lograron, para los que serenovaron, términos más razonables y adecuados. Los patrones derendimiento de las refinerías de El Palito y Amuay se cambiaron parapermitir el procesamiento de mayor proporción de petróleos crudospesados, disminuir el volumen de los productos residuales y obtener másgasolinas y destilados livianos. Al término del primer programaexploratorio de la plataforma de la cuenca de Margarita, se determinó la existencia de una provincia gasífera principal; otros descubrimientos de interés se lograron en la subcuenca de Colón al sureste de la isla de Trinidad y en la cuenca de Cariaco. La investigación de «la faja» se cerró con el año 1983, comprobándose la existencia de un inmenso campo depetróleo crudo de peso específico pesado y extrapesado, y bitumennatural, de magnitud insólita: el campo Faja del Orinoco. No obstante las dificultades de los mercados internacionales y los compromisos dentrode la OPEP, que impusieron complicados ajustes, se continuó lanormalidad operativa y la progresividad de la acción. El 21 de abril de1982, con la firma de un contrato principal y 18 convenios suplementarios con la Veba Oel de Alemania, Petróleos de Venezuela comenzó la política de internacionalización de sus actividades. Al final de 1983, por primera vez en 30 años, las operaciones de la industria petroquímica mostraron un balance financiero positivo. El 13 de julio de 1984, la filial CORPOVEN descubrió depósitos comerciales de petróleo crudo de peso específico liviano en la subcuenca de Apure, 3 km al N del río Arauca. El primer programa de sísmica tridimensional se completó en la cuenca deMaracaibo en 1984. Petróleos de Venezuela arrendó por 5 años la refinería de Curazao el 25 de noviembre de 1985. La primera adquisición de la casa matriz petrolera nacional en Estados Unidos fue la compra de la mitad de la Citgo Petroleum, el 5 de febrero de 1986; días después, el 14, la filialoperadora LAGOVEN descubrió en la cuenca de Maturín con el pozo exploratorio El Furrial núm. 1 campos gigantescos profundos de petróleo crudo de peso específico mediano. Por mandato del Ejecutivo Nacional, El 28 de abril de 1986 Petróleos compró a la Corporación de Desarrollo del Zulia y el Fondo de Inversiones de Venezuela la empresa CARBOZULIA, para explotar los potentes mantos de carbón de la formación Paso Diablo en el valle medio del río Guanare, 70 km al NO de Maracaibo.

 

El 15 de septiembre de 1986, el gobierno de Jaime Lusinchi convino la transaccióncon las anteriores concesionarias, por reparos formulados por elcontralor general. El nuevo combustible orimulsión, emulsión estable delbitumen natural del campo Faja del Orinoco en agua, utilizable en laquema directa para la generación eléctrica, comenzó a ser comercializadomundialmente en 1990. El Ministerio de Energía y Minas solicitó dePetróleos de Venezuela el 21 de septiembre de 1990 la reactivación de los campos marginales, mediante convenios operativos con empresasprivadas, y el 18 de julio de 1991 dictó las normas legales de la política de industrialización de los hidrocarburos. El levantamiento sísmico del área inexplorada Pantano Oriental de la cuenca de Maturín terminó en 1992.Durante 1994 y 1995, LAGOVEN y CORPOVEN convinieron con petroleras de Estados Unidos proyectos similares para desarrollar el petróleo crudo extra pesado del campo Faja del Orinoco. La CVP fue reactivada el 14 de julio de 1995 y enero de 1996 contrató 8 bloques que le fueron asignados por el Ejecutivo, con una superficie total de 1.500 ha, con 14  Empresas de Europa, Estados Unidos y Venezuela, Para la explotación a Venezuela, para la exploración a riesgo y eventual producción bajo el esquema de ganancias compartidas. El 17 de enero de 1996 la Organización Mundial del Comercio, con sede enGinebra (Suiza), dictaminó a favor de Venezuela la demanda incoadacontra Estados Unidos por discriminación a la importación de gasolinas.Petróleos de Venezuela está considerada la segunda transnacionalpetrolera del mundo. Venezuela ha producido, al 31 de diciembre de 1995,una de cada 8 t de petróleo crudo del mundo, desde que la industria comenzó hace 135 años. A.R.M

 

PRINCIPALES MÉTODOS DE LA EXPLOTACIÓN PETROLERA

(Tradicionales y Modernos)

 

La explotación de yacimiento de petróleo no existe un método científico exacto si no que  es preciso realizar multitud de tareas previas de estudio del terreno los métodos empleados dependiendo del tipo de terreno será geológico o geofísico

 

MÉTODOS GEOLÓGICOS

 

El primer objetivo es encontrar una roca que se haya formado en un medio propicio para la existencia del petróleo, es decir, suficientemente porosa y con la estructura geológica de estratos adecuada para que puedan existir bolsas de petróleo.

Hay que buscar, luego, una cuenca sedimentaria que pueda poseer materia orgánica enterrada hace más de diez millones de años.

 

Para todo ello, se realizan estudios geológicos de la superficie, se recogen muestras de terreno, se inspecciona con Rayos X, se perfora para estudiar los estratos y, finalmente, con todos esos datos se realiza la carta geológica de la región que se estudia.

 

Tras nuevos estudios “sobre el terreno” que determinan si hay rocas petrolíferas alcanzables mediante prospección, la profundidad a la que habría que perforar, etc., se puede llegar ya a la conclusión de si merece la pena o no realizar un pozo-testigo o pozo de exploración. De hecho, únicamente en uno de cada diez pozos exploratorios se llega a descubrir petróleo y sólo dos de cada cien dan resultados que permiten su explotación de forma rentable.

 

MÉTODOS GEOFÍSICOS

 

Cuando el terreno no presenta una estructura igual en su superficie que en el subsuelo (por ejemplo, en desiertos, en selvas o en zonas pantanosas), los métodos geológicos de estudio de la superficie no resultan útiles, por lo cual hay que emplear la Geofísica, ciencia que estudia las características del subsuelo sin tener en cuenta las de la superficie.

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Aparatos como el gravímetro permiten estudiar las rocas que hay en el subsuelo. Este aparato mide las diferencias de la fuerza de la gravedad en las diferentes zonas de suelo, lo que permite determinar qué tipo de roca existe en el subsuelo.

 

Con los datos obtenidos se elabora un “mapa” del subsuelo que permitirá determinar en qué zonas es más probable que pueda existir petróleo.

 

También se emplea el magnetómetro, aparato que detecta la disposición interna de los estratos y de los tipos de roca gracias al estudio de los campos magnéticos que se crean.

Igualmente se utilizan técnicas de prospección sísmica, que estudian las ondas de sonido, su reflexión y su refracción, datos éstos que permiten determinar la composición de las rocas

del subsuelo. Así, mediante una explosión, se crea artificialmente una onda sísmica que atraviesa diversos terrenos, que es refractada (desviada) por algunos tipos de roca y que es reflejada (devuelta) por otros y todo ello a diversas velocidades.

 

Estas ondas son medidas en la superficie por sismógrafos.

 

Más recientemente, las técnicas sísmicas tridimensionales de alta resolución permiten obtener imágenes del subsuelo en su posición real, incluso en situaciones estructurales complejas.

 

Pero, con todo, la presencia de petróleo no está demostrada hasta que no se procede a la perforación de un pozo.

Inyección de agua

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Para aumentar la rentabilidad de un yacimiento se suele utilizar un sistema de inyección de agua mediante pozos paralelos. Mientras que de un pozo se extrae petróleo, en otro realizado cerca del anterior se inyecta agua en la bolsa, lo que provoca que la presión no baje y el petróleo siga siendo empujado a la superficie, y de una manera más rentable que las bombas.

Este sistema permite aumentar la posibilidad de explotación de un pozo hasta, aproximadamente, un 33% de su capacidad. Dependiendo de las características del terreno, esta eficiencia llega al 60%.

 

Inyección de vapor

En yacimientos con petróleo muy viscoso (con textura de cera) se utiliza la inyección de vapor, en lugar de agua, lo que permite conseguir dos efectos:
1.) Por un lado, se aumenta, igual que con el agua, la presión de la bolsa de crudo para que siga ascendiendo libremente.
2.) Por otro, el vapor reduce la viscosidad del crudo, con lo se hace más sencilla su extracción, ya que fluye más deprisa.

 

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Extracción en el mar

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El avance en las técnicas de perforación ha permitido que se puedan desarrollar pozos desde plataformas situadas en el mar (off-shore), en aguas de una profundidad de varios cientos de metros.

 

En ellos, para facilitar la extracción de la roca perforada se hace circular constantemente lodo a través del tubo de perforación y un sistema de t oberas en la propia broca.

 

Con ello, se han conseguido perforar pozos de 6.400 metros de profundidad desde el nivel del mar, lo que ha permitido acceder a una parte importante de las reservas mundiales de petróleo.

 

 

TRAMPAS

 

Una trampa petrolífera o trampa de petróleo es una estructura geológica que hace posible la acumulación y concentración del petróleo, manteniéndolo atrapado y sin posibilidad de escapar de los poros de una roca permeable subterránea. El petróleo así acumulado constituye un yacimiento petrolífero secundario y la roca cuyos poros lo contienen se denomina roca almacén.

 

El petróleo se compone de un conjunto de numerosas sustancias líquidas distintas, los hidrocarburos, que son menos densos que el agua, por lo que tienden a flotar en ella. Esto produce un movimiento de migración del petróleo desde el momento que se forma, a partir de restos de plancton, hacia la superficie del suelo, viajando a través de los poros de rocas permeables. Una vez que aflora a la superficie, formando la llamada fuente o manantial de petróleo, va desapareciendo con los años, pues los volátiles escapan a la atmósfera y el resto de hidrocarburos van siendo degradados por microorganismos que se alimentan de ellos, pasando de ahí al resto de la cadena trófica de los ecosistemas.

 

Los detalles estructurales y génesis de los yacimientos petrolíferos ha sido una de las ramas de la geología más estudiada y de la que se tienen más datos, debido a la enorme importancia que ha tenido para la humanidad la búsqueda y extracción de este recurso natural.

 

Trampas estratigráficas

Se forman cuando, en una sucesión estratigráfica, las capas suprayacentes a una capa porosa son impermeables, sellándola e impidiendo el flujo del petróleo. En todos los casos los hidrocarburos fluyen hacia la parte superior de la roca almacén.

Por cambios laterales de facies: por acuñamiento y desaparición lateral de capas porosas o por cambios en la porosidad de una misma capa; de este tipo son el 7% de las trampas.[1] En esta categoría pueden entrar las facies arrecifales, debidas a corales, arqueociatos, rudistas, etc., que suelen mostrar una alta porosidad y bruscos cambios de facies; representan el 3% de las trampas conocidas.

 

Las discordancias pueden asimismo formar trampas al petróleo, cuando disectan una capa porosa y son cubiertas por materiales impermeables. Suponen el 3% de las trampas.

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Trampas estructurales.

Cuando la causa es tectónica. Puede ser una falla (1% de las trampas)[1] que ponga en contacto una roca impermeable con otra porosa, produciendo un escalón en donde se acumula el petróleo, o más frecuentemente por un pliegue anticlinal, que forma un recipiente invertido en el que queda atrapado el petróleo en su lenta huida hacia la superficie. Los anticlinales suponen el 80% de las trampas.[1] También son trampas de tipo estructural las acumulaciones de petróleo que se pueden producir asociadas a las estructuras periféricas de un domo salino.

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TRAMPAS MIXTAS

Están formadas por la combinación de trampas estratigráficas y trampas estructurales. Suponen el 6% de las trampas petrolíferas.

 

Trampa de rocas bituminosas

A veces la concentración es tan alta que los gases comprimen con fuerza, y sumado esto a la compresión por las fuerzas tectónicas provoca que las capas superior e inferior de arcillas o margas terminen por empaparse de petróleo a pesar de su resistencia a la permeabilidad, transformándose en lo que se denomina rocas bituminosas o esquistos bituminosos.

 

La misma resistencia que ofrecen a coger petróleo la presentan a dejar escapar el petróleo que contienen, por lo que este recurso natural no ha sido tradicionalmente considerado como reserva natural de petróleo por la industria extractora de crudo. El avance futuro de la tecnología y el previsible aumento del precio del petróleo conforme se vaya agotando en el futuro podría convertir en económicamente rentable la extracción a partir de rocas bituminosas, aumentando así en gran medida las reservas mundiales de este importante y cada vez más escaso recurso natural.

 

YACIMIENTOS

 

NOTA: El petróleo no forma lagos subterráneos; siempre aparece impregnado en rocas porosas.

 

Estratigráficos: En forma de cuña alargada que se inserta entre dos estratos.

 

Anticlinal: En un repliegue del subsuelo, que almacena el petróleo en el arqueamiento del terreno.

 

Falla: Cuando el terreno se fractura, los estratos que antes coincidían se separan. Si el estrato que contenía petróleo encuentra entonces una roca no porosa, se forma la bolsa o yacimiento.

 

En las últimas décadas se ha desarrollado enormemente la búsqueda de yacimientos bajo el mar, los cuales, si bien tienen similares características que los terrestres en cuanto a estructura de las bolsas, presentan muchas mayores dificultades a la hora de su localización y, por añadidura, de su explotación.

 

Cuencas y pozos explotados actualmente

en Venezuela.

Cuenca Zulia-Falcón: Esta ubicada en la parte noroccidental  del país. Limita al norte con la zona limítrofe de la guajira, al sureste con la cordillera de los andes y el tramo central de la cordillera de la costa; al noroeste con el mar caibe; y al oeste con la sierra de perija. Es el mas importante, pues es aquí donde se concentra el mayor volumen de producción y reservas de hidrocarburos. En Falcon su capacidad de producción esde 1,7 millones de barriles diarios de crudo. Los pozos que están siendo explotados actualmente son:

En Zulia

Lagunillas

Tía Juana

Barraquero

La Paz

Lama

Cabimas

Mene Grande

Las Manuelas

Boscan

Concepción

En Falcón

Mene media

Hombra pintado

Mene Mauroa

Tiguaje

 

Cuenca Barinas-Apure: tiene una extensión de 87.000 km2, integrada por los estados Apure, Barinas y Portuguesa. Limita al noreste con los andes venezolanos; al sureste con escudo guayanés; al sureste con el arco de baúl; y al suroeste con los llanos orientales de Colombia. cuenta con 350 pozos activos y una capacidad de producción de 166 millones de barriles diarios. Los pozos que están siendo explotados actualmente son:

Hato Viejo

Maporal

Silvan

Páez

Sinco

Silvestre

 

Cuenca oriental: ocupa los estados Anzoátegui, Monagas, Guarico, Sucre y Delta Amacuro, se extiende 153000 km2 desde el Arco de El Baúl, al oeste, hasta el golfo de paria y el océano atlántico, al este. Es la mas extensa y la importante porque en ella se encuentra La Faja Petrolífera Del Orinoco. Los pozos que están siendo explotados actualmente son:

En Anzoátegui

Oficina

Guara

Santa rosa

Nipa

Merey

Dacion

Leona 

Yoaples

En Monagas

Lobo

Acema

Pilón

Quiriquire

Oritupano

Morichal

En guarico

Budare

Las mercedes

Gabán

Ruiz

Barzo

En delta amacuro

Tucupita

Perdenales

 

Faja petrolífera del Orinoco

 

Se encuentra localizada al norte del río Orinoco ocupando la zona sur da la cuenca oriental de Venezuela con aproximadamente 50.000km2. Esta faja posee grandes reservas de crudo pesado y extra pesado, una de las áreas petroleras mas potencial del mundo con una reserva aproximada de 700.000 millones de barriles de crudo, de los cuales actualmente solo se podrán extraer 100.000 con la tecnología actual, pues en el mundo debe ir evolucionando la tecnología para obtener nuevos y mejores métodos que faciliten y mejoren la extracción del mineral.

 

Cuenca Tuy-Cariaco: se extiende desde Barlovento, en el estado Miranda, hasta el Golfo de Cariaco en Sucre, está cubierta en su mayor parte por el Mar Caribe y tiene una extensión de 14.000 Km

Plan “Siembra Petrolera”

 

El presidente de la República Bolivariana de Venezuela, Hugo Chávez, presentó la visión de la industria petrolera para los próximos 25 años. El plan impulsará la construcción de refinerías en el país y también en América Latina para incrementar la capacidad de refinación e impulsar el desarrollo integral de la nación.

 

El primer mandatario Hugo Rafael Chávez Frías presentó un conjunto de planes estratégicos para la industria hidrocarburífica desde el 2005 hasta el año 2030. Estos planes se proyectan con una duración de 25 años “para que coincida con el Bicentenario Bolivariano 1830-2030 y a su término podamos decirle al mundo que no hemos arado en el mar”, dijo el presidente Chávez durante su discurso.

 

La visión que hoy se plantea para Petróleos de Venezuela (PDVSA) y su proyección en Latinoamérica, son expuestas, a continuación, en extractos del discurso inaugural del jefe de Estado.

 

“El proyecto estratégico que nace y se genera en la Nueva PDVSA, es un proyecto nacional en el que venimos avanzando desde hace ya varios años y e el cual el gobierno nacional, en el país como un todo, está comprometido en cuerpo, nervio, alma y espíritu…”

 

En perspectiva

“Aquí está la patria salvada, reconstruida y en plena marcha, en un proceso irreversible para siempre jamás. Propongo en honor del espíritu de aquella frase, en honor al insigne escritor Arturo Uslar Pietro, al doctor Juan Pablo Pérez Alfonso y a todos los que alertaron, escribieron, dijeron, lucharon y hasta murieron por la Soberanía Petrolera Nacional, que llamaremos al Plan 2005-2030: Siembra Petrolera.

 

Los componentes fundamentales de este Plan Estratégico son: Cuantificación y Certificación de las Reservas, Proyecto Orinoco, Proyecto Delta caribe, Infraestructura y Refinación e Integración Regional.

 

… Venezuela toda lo sabe: petróleos de Venezuela estaba en manos de una élite corrompida, antinacional, apátrida y de poderosos intereses internacionales. Dicha élite había logrado controlar la empresa petrolera desde su cerebro hasta sus manos políticas, estrategias, negocios; y había colocado este inmenso potencial al servicio de interese foráneos.”

 

Certificación de Reservas

 

El primer proyecto propone certificar las reservas petroleras venezolanas ante el mundo. Es un plan de exploración para los próximos años, más amplio, de trabajo científico, de prospectiva. El área total de la Faja Petrolífera del Orinoco es de 55 mil 314 Kms2. En explotación están 11 mil 593 Kms2. El área que se va a cuantificar es de 18 mil Kms2. Que un área remanente y otras reservadas con 25 mil kms2.

 

Proyecto Orinoco

 

El Proyecto Orinoco comprende el eje del río Orinoco y abarca la parte del río Apure. Consiste en la explotación y desarrollo de la Faja en sus distintos campos: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo (anteriormente denominados Machete, Zuata, Hamaca y Cerro Negro, respectivamente). El Plan Siembra Petrolera lleva implícito utilizar el petróleo como palanca para el desarrollo integral de este eje y de toda esta Patria. Ahora se utiliza el petróleo en esta dirección, para impulsar un desarrollo integral, social, económico, productivo. Pudiéramos tomar un bloque de la Faja petrolífera del Orinoco para hacer una alianza entre empresas petroleras de Suramérica, por ejemplo, ECOPETROL, Petroecuador, Petroperú, Enarsa de Argentina; porque queremos poner a la orden de nuestros pueblos del planeta esta gran riqueza energética para el futuro y el desarrollo.

 

La élite petrolera no era sino un instrumento de los intereses hegemónicos norteamericanos y de las trasnacionales. So hay que decirlo, ‘con la verdad ni ofendo ni temo’.

 

Delta Caribe: Industrialización del gas

 

El gas será utilizado como elemento de desarrollo endógeno para la industrialización del país. Somos el octavo país con la mayor reserva de gas en el mundo. Un potencial de gas que hemos comenzado a desarrollar para beneficio de nuestro pueblo y la integración; la cooperación energética con los países de América Latina y el Caribe. El Proyecto Gasífero está dividido en varios ejes específicos: la construcción del Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho (CIGMA), en la Península de Paria, del estado Sucre; la Plataforma Deltaza, donde ya comenzamos a perforar; el Proyecto Rafael urdaneta, en el Golfo de Venezuela e inmediaciones de la Península de Paraguaná, en el estado Falcón.

 

El Proyecto de gas pudiéramos llamarlo Delta Caribe, en referencia al Delta del Orinoco y el Caribe; además, es un acto de soberanía sobre un espacio geopolítico. Estamos dando paso al frente hacia el Caribe y un paso lateral a la derecha, hacia nuestra fachada Atlántica, que se encuentra abandonada. Tenemos que garantizar todos esos recursos energéticos para el consumo de nuestra población. Todos tenemos derecho a consumir estos recursos para mejorar nuestro nivel de vida. Estamos pensando en un oleoducto que vaya desde el estado Sucre hasta el centro del país, cruce los Llanos, para llevar el gas hasta el occidente y con ello equilibrar el potencial; lo mismo hacia el norte y hacia el sur.

Impulso en infraestructura y refinación

 

El desarrollo de la infraestructura, es decir, Venezuela adentro: las refinerías, los terminales, las instalaciones petroleras. Los gasoductos están 99% ubicados en el norte del país, y tenemos grandes extensiones de territorio donde no hay una refinería, ni un oleducto, ni un gasoducto, ni una instalación energética petrolera. Tenemos que equilibrar la infraestructura para impulsar el desarrollo integral del país. Este plan incluye la construcción de un conjunto de refinerías en Venezuela; una de ellas va a estar en los llanos de Barinas, cuya capacidad va a estar en 50 mil barriles diarios de crudo. Luego, otra refinería que está prevista para Caripito, estado Monagas, también de 50 mil barriles diarios para asfalto; y la refinería estrella, la nueva, allí en Cabruta, en estado Guárico, de 400 mil barriles de petróleo, en el corazón del Orinoco, el corazón de Venezuela.

 

El plan que tenemos nosotros es que aquí se instale un polo de desarrollo en el corazón geográfico del país. Algunos proyectos ya están en marcha. Nosotros estamos refinando hoy un millón 300 mil barriles, es decir, estamos exportando 2 millones de barriles de crudo aproximadamente. Con este plan vamos a incrementar la refinación a 2 millones de barriles refinados en nuestro territorio. Parte del proyecto de desarrollo es incrementar la capacidad de refinación en nuestro territorio y también áreas circundantes de la América latina como, por ejemplo, la refinería de Pernambuco, en Brasil.

 

La integración regional

 

Hemos propuesto en la última reunión de la Comunidad Andina en Lima, las creación Petroandina; y ha sido bien recibida por todos. Hemos propuesto a Suramérica, y estamos avanzando en la creación de Petrosur con Argentina, Brasil, Uruguay y esperamos que nuevos países se sigan sumando a Petrosur. Hemos creado Petrocaribe con nuestros hermanos del caribe insular. Estamos en conversaciones con algunos gobiernos, con algunos liderazgos centroamericanos para ver cómo ayudamos a Centroamérica también para fortalecer la integración política, económica y social; el sueño de Bolívar para lograr un mundo pluripolar”.

CONCLUSIÓN

 

El petróleo en Venezuela forma parte importante de su economía y aquí podemos notar que se han hecho grandes cambios para el máximo aprovechamiento del mismo. El petróleo se encuentra localizado en grandes zonas del territorio nacional y apreciamos que no todas sus cuencas y pozos se encuentran en actividad actualmente y que tenemos distintos métodos para explotarlo según la zona donde se encuentre.

 

EXPLORACIÓN DEL PETROLEO – EQUIPO 1

LA EXPLORACION DEL PETRÓLEO 

INDICE

 

 

  Página

 

 

Introducción…………………………………………………………………………………………………………… Pág                                                                        

¿Qué es la Exploración del Petróleo?………………………………………………………….. Pág

Historia de la Exploración de Petróleo (cronología)……………………………..………………….Pág

Métodos de exploración del petróleo……………………………………………………..……………. Pág

¿Sucesos que marcaron la exploración de petróleo entre los años

1975 a 1985…………………………….……………………………………………………………………………….Pág

Pozos y Regiones en las cuales se realizan las fases de petróleo…………………………….Pág

Reservas del Petróleo……………………………………………………………………………………………..Pág

Tipos de Reservas de Petróleo………………………………………………………………………………..Pág

Plan Siembra 2005-2012…………………………………………………………………………………………..Pág

Plan Siembra 2013-2030…………………………………………………………………………………………..Pág

Conclusiones

Bibliografía

 

Introducción

 

       El conjunto de actividades que lleva a cabo la función de Exploración, representa la etapa más riesgosa y determinante de la industria de los hidrocarburos. El éxito de sus resultados, en buena parte, define la permanencia y magnitud del desarrollo de esta industria. Siendo actividades con alto riesgo que utilizan técnicas modernas, se fundamentan en estimados e interpretaciones con cierto nivel de incertidumbre en lo tocante a resultados. Eso deriva de la metodología de evaluación, propia de una actividad que utiliza métodos de orientación, como son geología de superficie y subsuelo, levantamientos geofísicos, técnicas geoquímicas y apoyo de laboratorios, la cual precede al método directo que la perforación; a eso se deben añadirse los factores de incertidumbre adicionales, como son los riesgos mecánicos durante la perforación de pozo exploratorio.

      La exploración, además, se apoya en una tecnología avanzada para la adquisición, procesamiento e interpretación de datos, así como personal altamente especializado. Al Mismo tiempo, el área y la consiguiente evaluación de los yacimientos descubiertos requiere considerables inversiones adicionales.

      El extraordinario desarrollo de la industria petrolera en Venezuela se debe al hallazgo de extensos yacimientos de hidrocarburos en todas sus cuencas sedimentarias, lo que ha proporcionado al país un importante volumen de recursos , en buena parte un no explorados.

      La búsqueda de yacimientos es indispensable para garantizar a la Industria suficientes reservas que justifiquen las cuantiosas inversiones requeridas para producir, transportar, almacenar, refinar y distribuir los hidrocarburos y sus derivados. Para mantener un adecuado nivel de reservas y permitir su oportuna incorporación a la corriente de producción, se requiere del concurso de profesionales con experiencia, especialmente entrenados para hacer el mejor uso de  las modernas técnicas e instrumentos. Tales son los objetivos y propósitos de la exploración en la industria de los hidrocarburos.

 

Exploración del Petróleo

 

   Exploración. Implica la búsqueda de yacimientos petrolíferos, así como el uso de técnicas geológicas de campo y de laboratorio con el fin de probar y calcular las posibles reservas que contienen.

   El petróleo puede estar en el mismo lugar donde se formó (en la “roca madre”) o haberse filtrado hacia otros lugares (reservorios) por entre los poros y/o fracturas de las capas subterráneas.

   Por eso, para que se den las condiciones de un depósito o yacimiento de petróleo, es necesario que los mantos de roca sedimentaria estén sellados por rocas impermeables (generalmente arcillosas) que impidan su paso. Esto es lo que se llama una “trampa”, porque el petróleo queda ahí atrapado.

   Uno de los primeros pasos en la búsqueda del petróleo es la obtención de fotografías o imágenes por satélite, avión o radar de una superficie determinada. Esto permite elaborar mapas geológicos en los que se identifican características de un área determinada, tales como vegetación, topografía, corrientes de agua, tipo de roca, fallas geológicas, anomalías térmicas… Esta información da una idea de aquellas zonas que tienen condiciones propicias para la presencia de mantos sedimentarios en el subsuelo.

   También se utilizan sistemas magnéticos y gravimétricos desde aviones provistos de magnetómetros y gravímetros, con lo cual se recoge información que permite diferenciar los tipos de roca del subsuelo.

   Asimismo los geólogos inspeccionan personalmente el área seleccionada y toman muestras de las rocas de la superficie para su análisis. En este trabajo de campo también utilizan aparatos gravimétricos de superficie que permiten medir la densidad de las rocas que hay en el subsuelo.

   Con estos estudios se tiene una primera aproximación de la capacidad de generación de hidrocarburos y de la calidad de rocas almacenadoras que pueda haber en un lugar.

   Pero el paso más importante en la exploración es la sísmica. Es lo que permite conocer con mayor exactitud la presencia de trampas en el subsuelo.

   En la superficie se cubre un área determinada con aparatos de alta sensibilidad llamados “geófonos”, los cuales van unidos entre sí por cables y conectados a una estación receptora.

 

 

Historia de la Exploración del petróleo 

1875

   Ocurre un terremoto en la región fronteriza entre Venezuela y Colombia, en el estado Táchira; una de sus consecuencias fue el aumento del flujo de mene de petróleo en una hacienda cafetalera llamada La Alquitrana. El propietario decidió explotar esa sustancia con fines comerciales y el 12 de Octubre constituyo una empresa con el nombre de petrolia del Táchira, la cual dio comienzo a la historia industrial del petróleo venezolano.

1881

   La compañía Petrolia del Táchira intento perforar el primer pozo en el país. Uno de sus socios Pedro Rafael Rincones, había viajado a Pennsylvania, Estados Unidos, y adquirió equipos para perforar y refinar pozos, luego de que regreso al país con los equipos desembarcado en el Lago de Maracaibo los transportaron mediante carretas de bueyes y en mulas a la población de Rubio, estado Táchira

 

1909

   La presencia de grandes manaderos de petróleo (menes) en la región atrajo la atención de los geólogos y sirvió de base para los estudios de la zona entre San Timoteo y Río Paují, toda ella incluida dentro de la inmensa concesión de exploración petrolífera (unos 270.000 km²) obtenida en 1909 por John Allen Tregelles, representante de la empresa inglesa “The Venezuelan Development Company”.

1912

   Extinguidos los derechos, el abogado Rafael Max Valladares adquirió la concesión en 1912y la traspasó a la “Caribbean Petroleum Company”, empresa establecida en Nueva York desde 1911 como subsidiaria de la “General Asphalt Company” y más tarde, absorbida por el Grupo Shell. La exploración inició en septiembre de 1912, a cargo de Ralph Arnold y un equipo de geólogos. En su informe final se seleccionaron las parcelas de explotación 24 de ellas ubicadas en el área de San Timoteo y recomendaron la inmediata perforación de un pozo en la parcela Zumaque, cercana al pueblo de Mene Grande. Los equipos de trabajo para realizar la perforación, fueron movilizados en las goletas Fride, Gazela y Electra. El pozo fue marcado por la Caribbean con las siglas MG-1, y posteriormente fue conocido como “El Zumaque 1” debido a que en la zona crecía un arbusto conocido con el vocablo indígena de Zumaque.

1914

   Fue sino hasta el 31 de Julio de 1914, que el pozo Zumaque Nº 1 del Campo Mene Grande ubicado en la parte oriental del Lago de Maracaibo que comenzó a producir a razón de 250 barriles diarios, iniciándose con este  hallazgo de verdadera importancia del Petróleo en Venezuela, hoy en día produce entre 12 y 14 barriles diarios siendo el pozo petrolero mas antiguo descubierto y aun activo en Venezuela.

1917

   Se descubren nuevos pozos petroleros a pesar de la primera guerra mundial y se une al primer oleoducto de Venezuela el Campo Mene Grande.

1922

   Como se observa la industria petrolera nacional antes del 1922 se concentro su esfuerzo, principalmente en la labor exploratoria. A partir de este año se continuo la exploración y desarrollo. Procede a este crecimiento, ola reforma petrolera propugnada por el ministro de Fomento Doctor Gumersindo Gómez quien inicio en Venezuela una política de reivindicación en materia petrolera. En efecto la Ley de Hidrocarburos propuesta por el congreso Nacional po9r el ministro Torres en 1920 y contemplo varias  medidas la cual toco importancia en la exploración como lo fue:

   1º Creación de las reservas nacionales, mediante la obligación impuesta al concesionario de escoger solo mitad de la superficie objeto de la exploración, pues la otra mitad pasaba a la categoría de parcelas nacionales. Era propósito del ministro Torres hacer un catastro de las tierras petrolíferas del país, aprovechando el esfuerzo exploratorio de los concesionarios sin costos algunos para la nación.

1922-1929

   El periodo del 22 al 29, se caracteriza por la gran expansión de la industria petrolera, la producción pasa de 6.000 a 373.000 barriles diarios, se descubrieron importantes campos petrolifer4os en las orillas del lago, se incorpora definitivamente al oriente venezolano a la producción petrolera el descubrimiento del campo Quiriquire, Estado Monagas, realizado por la Standard Oil Company of Venezuela en 1928.Se produjo este hallazgo poco antes de terminar la crisis mundial, la que motivo el lento desarrollo de la Cuenca Petrolífera de Oriente, la cual sigue en importancia a la de Maracaibo.

   Los yacimientos petrolíferos ubicados inicialmente en tierra, pero cercanos a la costa del Lago de Maracaibo, indujeron la posibilidad de extenderse hacia las aguas llanas por las décadas de los años 20 y 30. De aguas llanas y protegidas, el taladro fue ubicado a mayores distancias de la costa, en aguas más profundas. Estas operaciones pioneras en el Lago de Maracaibo, así como también en el Mar Caspio y el Golfo de México, constituyeron la escuela de las futuras operaciones costa afuera.

1930-1940

   Posteriormente, durante las décadas del 30 y 40, los pioneros exploraron, descubrieron y pusieron en producción campos muy dispersos geográficamente en medio de la selva, pantanos, sabanas y llanos orientales: Quiriquire, Orocual, Oficina, Jusepín, Leona, Pedernales, Temblador, Anaco

1943

   El 13 de marzo de 1943 se promulgo la Ley de Hidrocarburos durante el gobierno de Isaías Medina Angarita, y constaba de varias modificaciones las que incluían y nos correspondía a la exploración de petróleo la siguiente:

Libertad de Exploración

   b) El principio de la libertad de la exploración, lo contempla la Ley, al disponer que toda persona nacional o extranjera, hábil en derecho, puede libremente hacer exploraciones en el territorio nacional y adquirir concesiones cumpliendo con las formalidades legales. Importa aclarar que este derecho indeterminado y amplio pueda ejercerlo cualquier ciudadano, que goce de la capacidad civil ordinaria, sin necesidad de obtener previamente una concesión y por su misma naturaleza esta limitado estrictamente a la exploración, pues la ley prohíbe expresamente que se convierta en explotación. Debe observarse también que los gobiernos o estados extranjeros o corporaciones que dependan de ellos, no puedan adquirir concesiones en Venezuela, contrariamente a lo que sucede en otros países, como Irán, en donde opera British Petroleum,Co., una de las “Siete Grande” empresas internacionales , cuyo capital social está controlado por el gobierno ingles. Finalmente, debe entenderse que la exploración libre o común, puede ser ejercida simultáneamente por varias personas ocurriendo interferencia en actividades exploratorias. Si se quiere un derecho exclusivo para explotar, tendrá que obtener la concesión.

1948-1953

   Esta área operacional abarca las cuencas de Barinas y Apure. Los primeros descubrimientos importantes en Barinas datan de 1948 y 1953, consolidándose como área productora en la década del 60.

1975-1997

   Las empresas dedicadas a la exploración del petróleo las cuales les nombramos las siguientes y más importantes:

   Lagoven, S.A. fue una empresa petrolera venezolana, filial de Petróleos de Venezuela, que operó los negocios de exploración, durante 22 años, desde el inicio de sus actividades el 1 de enero de 1976 hasta el cese de las mismas el 31 de diciembre de 1997.

   1979 el Ministerio de Energía y Minas y la Industria Petrolera y Petroquímica Nacional elaboraron el informe “Programa Integral de Evaluación y Estudios de Planificación para el Desarrollo de la faja del Orinoco”. El área general fue dividida en cuatro grandes bloques: Cerro Negro, Hamaca/Pao, Zuata y Machete/Gorrín. El bloque Cerro Negro fue asignado a Lagoven y dicha investigación se cerró en 1983, comprobándose la existencia de un inmenso campo de petróleo crudo de peso específico pesado y extrapesado, y bitumen natural, de magnitud insólita: el campo Faja del Orinoco.

   En 1986 Lagoven descubrió en la cuenca de Maturín, con el pozo exploratorio “El Furrial Nº 1″, campos gigantescos profundos de petróleo crudo de peso específico mediano.

   Maraven, S.A. fue una empresa petrolera venezolana, filial de Petróleos de Venezuela, que operó los negocios de exploración, producción, refinación y comercialización de petróleo y derivados en Venezuela durante 22 años, desde el inicio de sus actividades el 1 de enero de 1976 hasta el cese de las mismas el 31 de diciembre de 1997.

   Maraven completó en diciembre de 1978 -utilizando técnicas de radar de imágenes laterales- un levantamiento topográfico del territorio e inició un programa de exploración en los sectores sur y central del Golfo Triste. Los tres pozos exploratorios perforados en la zona por Maraven no encontraron acumulación comercial de hidrocarburos y los pozos, cuya perforación comenzó en octubre de 1978, fueron abandonados al año siguiente.1No obstante, en septiembre de 1979, la empresa logró el primer hallazgo de petróleo crudo y gas natural en la cuenca de Cariaco, 30 km al este de la isla La Tortuga

   Corpoven, S.A. fue una empresa petrolera venezolana, filial de Petróleos de Venezuela  (PDVSA), que operó negocios de exploración, producción, refinación y comercialización de petróleo y derivados, así como todas las operaciones gasíferas en Venezuela durante 19 años, desde el inicio de sus actividades en diciembre de 1978 hasta el cese de las mismas el 31 de diciembre de 1997

   En julio de 1984, Corpoven descubrió depósitos comerciales de petróleo crudo de peso específico liviano en la sub-cuenca de Apure, con los campos La Victoria y Guafita.

   Durante estos años estuvo muy marcado por una gran crisis económica petrolera se origino por la Segunda Guerra mundial, luego que Venezuela venia de un periodo de prosperidad económica, la cual fue relativamente de corta duración. El precio se triplicó en 1973-1974, y se duplicó una vez más en 1979-1980 de $35 por barril . Estos movimientos dramáticos se conocen como las crisis del precio del petróleo. También muestra que los mercados encontraron formas de enfrentar la escasez de petróleo generada por la OPEP. Los elevados precios del petróleo no duraron indefinidamente. En 1986 hubo una marcada disminución del precio del petróleo cayendo de $27 a $10.

 

1999-2009

   Algunos de los convenios operativos firmados con empresas privadas nacionales y extranjeras contemplan actividades de exploración, buscando acumulaciones en horizontes más profundos de los yacimientos conocidos o en áreas adyacentes a estos mismos yacimientos.

   La actividad exploratoria realizada por estos convenios desde su firma hasta fines de 1999 se resume en 6.250 km. de líneas sísmicas bidimensionales, 9.960 km2 de líneas sísmicas tridimensionales y 69 pozos perforados. Esta actividad ha permitido incorporar 87 millones de barriles a las reservas del país.

   Para el año 2000 se contempla levantar 245 km. de líneas sísmicas bidimensionales (2D), 2.190 km2 de líneas sísmicas tridimensionales (3D) y perforar 20 pozos. La inversión estimada asciende a 76 millones de dólares. Se tienen expectativas de descubrir 120 millones de barriles de crudo y 250 mil millones de pies cúbicos de gas.

   PDVSA incrementará sustancialmente su esfuerzo exploratorio propio en el corto y mediano plazo, acelerando los estudios y actividades en áreas prospectivas y privilegiando la búsqueda de yacimientos gigantes, para lo cual se apoyará en una visión exploratoria integral de las cuencas sedimentarias del país.

   A tal efecto levantará 8.400 Km. de líneas sísmicas bidimensionales (2D) y 11.000 km2 de líneas sísmicas tridimensionales (3D), y además perforará unos 230 pozos en el período 2000 – 2009.

   Este esfuerzo exploratorio requiere una inversión de 2,5 millardos de dólares, con la finalidad de incorporar reservas probadas y probables estimadas en 9.000 millones de barriles de crudos condensados, livianos y medianos y unos 35 billones de pies cúbicos de gas asociado. Toda esta actividad contribuiría a aportar unos 800 mil barriles diarios adicionales al potencial de producción de PDVSA.

         

 

   La actividad propuesta en el Plan de Negocios para el período 2000 – 2009 contempla continuar el programa de levantamiento de líneas sísmicas y la perforación de 50 pozos. La inversión estimada en actividades exploratorias asciende a unos 720 millones de dólares. Se tienen expectativas de descubrir entre 1.500 millones y 2.000 millones de barriles de crudo

 

 

Métodos de exploración

 

Exploración Geológica

 

 Exploración aérea.


– Métodos Indirectos: Afloramientos, mediciones de direcciones o rumbos en las inclinaciones.
– Métodos Directos: perforación de pozos, examen de los fósiles que contienen la roca.
– Análisis de suelos para determinar su edad geológica.

 

  • Exploración Geofísica

 


- Gravimetría

 

   Para ello se usa un instrumento llamado gravímetro, que se usa a gran escala en la actualidad. Este método aprovecha las diferencias de la gravedad en distintos sectores, dentro del área a explorarse. Los valores obtenidos en cada estación son registrados en un mapa de la zona y posteriormente analizados.

 Sismografía


Determina las velocidades de propagación de ondas sísmicas, generadas en el subsuelo por una explosión de dinámicas, las cuales son detectadas en la superficie por sismógrafos.


En la superficie se cubre cierta área con dichos aparatos, los cuales están unidos por cables entre sí y conectados a una estación receptora, la cual envía la información a un computador y mediante un programa se va dibujando el interior de la tierra; pudiendo determinar de esta manera la posición de los estratos, su profundidad, al igual que anticlinales y fallas favorables a la acumulación de hidrocarburos.

- Magnetometría


Se funda en que el campo magnético terrestre varía con la latitud, pero también varía en forma irregular debido a la diferente permeabilidad magnética de las distintas rocas de la corteza terrestre.


El método consiste en ir tomando cuidadosas lecturas en el área a explorar, que luego son llevadas a un mapa de la región y analizadas por el geofísico para verificar si existe suficiente variación en las lecturas para indicar la existencia de una estructura.



– Perfiles Eléctricos


Consiste en hacer circular una corriente eléctrica en la zona a estudiar mediante dos electrodos, cuyo potencial es medido por otros dos electrodos a una cierta distancia de los primeros, pudiendo determinar de esta manera la resistividad de las rocas.

- Perfilaje Térmico


Efectuado con termómetros de máxima y de mínima a distintas profundidades, que diferencia las capas por sus conductibilidades térmicas.

 

  • Exploración Geoquímica


- Efectúan los análisis de las aguas de los manantiales, las emisiones de humos volcánicos, las descargas de gases y las aguas frías superficiales.
– Tipo de roca relacionada con los fluidos termales a profundidad.
– Posible existencia de fluidos ácidos.

   Si la exploración ha sido exitosa y se ha efectuado un descubrimiento comercial con un pozo, se procede a la delimitación del yacimiento descubierto con la perforación de otros nuevos para luego la evaluación de las reservas. En la exploración petrolera los resultados no siempre son favorables. Muchas veces los pozos resultan secos o productores de agua y debido a que los costos son muy elevados, hace que esta actividad sea una inversión de alto riesgo.

 

Reservas Petroleras

 

   A mediados de enero de 2011 y de acuerdo con un comunicado oficial emitido por Rafael Ramírez Carreño, Ministro de Energía de Venezuela, se informó que las reservas certificadas de petróleo en ese país ascienden a 297.000 millones de barriles lo cual colocaría a Venezuela como el país con las mayores reservas de petróleo a nivel mundial -incluso por encima de Arabia Saudita- aunque el 75% de ellas correspondería a crudo extrapesado. Previamente, en octubre de 2007, el Ministerio de Energía y Petróleo venezolano comunicó que sus reservas probadas de petróleo se habían elevado a 100.000 millones de barriles (16×10^9 m³), tras la certificación de 12.400 millones de barriles (2×10^9 m³) adicionales de reservas probadas.Luego, en febrero de 2008, dicha cantidad se había elevado a 172.000 millones de barriles (27×10^9 m³).

     

Tipos de Reservas Petroleras

 

Reservas probadas

   Son volumen de hidrocarburos contenido en los yacimientos, los cuales han sido constatados mediante pruebas de producción, que, según la información geológica y de ingeniería de yacimientos, pueden ser producidos comercialmente; es decir, hay pruebas de producción que me indica, que ese petróleo está ahí con una curva de declinación de producción. Por ejemplo; se puede determinar las reservas con un balance de materiales o con una simulación de yacimiento.



Reservas probables



   Volúmenes contenidos en áreas donde la información geológica y de ingeniería indica, desde el punto de vista de su recuperación, un grado menor de certeza comparado con el de las reservas probadas. Al decir un grado menor de certeza, se refiere, a lo mejor que ya no estoy produciendo de ahí; pero hay unos parámetros que me indica, que si puede haber este petróleo y que si lo puedo producir.

   Entonces las reservas probables pueden ser estimadas suponiendo condiciones económicas futuras favorables; es decir, a lo mejor no puede ser ahorita pero en el futuro si, diferente a las utilizadas para las reservas probadas. En este caso se tiene un 50% de probabilidades de éxito; es decir, el Ministerio dice: si las probabilidades de que eso exista y de que se pueda producir de forma económicamente rentable es de un 50%, eso lo vamos a considerar como una reserva de tipo probable, porque los estudios de producción en un momento me dijeron que ahí hay, pero no lo puedo producir, ya que, si no le gano no voy a perder; es decir, que se queda ahí. Entonces; a veces hay pozos que están cerrados; por ejemplo, digamos que un pozo que produce 10 barriles de petróleo y que viene con producción de agua, se gasta cierto dinero en producir ese petróleo, ¿Por qué? Porque yo tengo que separar el petróleo del agua, además tengo que ver que hago con esa agua y tengo que distribuirla, y para distribuirla tiene que haber una tubería que va desde los separadores hasta el tangue y tiene que haber una tubería que va hasta la estación de flujo. Entonces, si este costo de producción es aproximadamente 10$ y si cuesta 8$ el barril se deja ahí, ya que, no voy a estar perdiendo 2$ por cada barril que se produzca y cuando sea económicamente rentable se abre el pocito. En conclusión, cada pozo va a tener un costo de producción.



Reservas posibles



   Volúmenes contenidos en áreas donde la información geológica y de ingeniería indica, desde el punto de vista de su recuperación, un grado menor de certeza comparado con el de las reservas probables.

Estas estimaciones se hacen cuando se suponen condiciones económicas y gubernamentales futuras favorables, si se utilizan métodos probabilísticos para su estimación, estas deben tener por lo menos un 10% de probabilidades de éxito. Las reservas posibles es igual a las reservas probables, solamente que el porcentaje de éxito, ya no es de un 50%, sino es inferior a un 10%.

 

Plan Siembra 2005-2012

 

   Este plan cuenta con 6 fases la cual para nuestro objetivo que es la exploración nos corresponde la primera que es:

 

1.- Magna Reserva:

Destinado a la cuantificación y certificación de las reservas que posee Venezuela en la Faja Petrolífera del Orinoco, para lo cual se hará un estudio integrado de geología. Recordemos que Venezuela tiene, sin contabilizar la Faja, 77 mil millones de barriles de petróleo, mientras que en la vasta zona del Orinoco se contabilizan 235 millones de barriles.

    

 

   En esta área existen 1.300billones de reservas en sitio y 235 mil millones de barriles de reservas probables, que sumamos a los 81 mil millones de reservas probadas actualmente, elevan las reservas del país a 316 mil millones de barriles.

   Dentro de los planes estratégicos que plantea el proyecto esta el fortalecimiento del liderazgo tecnológico en el desarrollo de crudos extra pesados y la formación del recurso humano liderara y ejecutara los futuros desarrollos de la Faja petrolífera del Orinoco. Además permitirá la consolidación de los proyectos sociales en el área a través del trabajo realizado por las Empresas de Producción Social (EPS).

   La Faja petrolífera del Orinoco está dividida en cuatro Campos (Carabobo, Junin, Ayacucho y Boyaca) que a su vez están segmentados en 27 bloques jerarquizados de acuerdo a las características y estratégicas.

   El Proyecto Orinoco Magna Reserva permitirá a Venezuela ubicarse como el país con la mayor reserva de petróleo en el mundo e impulsar el desarrollo endógeno de la Nación. Sera una nueva fuente de empleo y un paso mas para mejorar la entidad de vida del pueblo venezolano.

   En este proyecto que arranco en el año 2006 su primera etapa aun no ha sido finalizada, postergándola para el año 2017.

 

Plan Siembra 2013-2030

Fases del proyecto Orinoco Magna Reserva (Cuantificación y certificación)

Fase I: Revisión de la información actual existente en la faja, con el objetivo de realizar el control de calidad de la misma para generar un plan adquisición de nueva información.

Fase II: Ejecución del plan de adquisición de la información, mediante la perforación de sondeos estratigráficos

Fase III: Integración de la información existente para la cuantificación de los volúmenes existentes en el área.

Fase IV: Certificación de reservas a través de las empresas internacionales especializadas, con la finalidad de garantizar que los volúmenes cuantificados posean una solida base técnica.

 

 

Conclusiones

 

   El objeto del proceso de Exploración  es maximizar el valor económico a largo plazo de las reservas de hidrocarburos gaseosos y no gaseosos en el suelo patrio, garantizando la seguridad de sus instalaciones y su personal, en armonía con los venezolanos y el medio ambiente.

   Uno de los procesos vitales de la industria petrolera es la exploración, pues de él depende el hallazgo de hidrocarburos (gaseosos y no gaseosos) en el subsuelo.

   En la búsqueda y exploración de yacimientos de petróleo no existe un método científico exacto, sino que es preciso realizar multitud de tareas previas de estudio del terreno. Los métodos empleados, dependiendo del tipo de terreno, serán geológicos o geofísicos.

   En la exploración petrolera los resultados no siempre son positivos. Muchas veces los pozos resultan secos o productores de agua. En cambio los costos son elevados, lo que hace de esta actividad una inversión de alto riesgo. Si a ello le sumamos el hecho de que desde el descubrimiento de un nuevo yacimiento hasta su total desarrollo pueden ser necesarios varios años de trabajos adicionales en lo que deben invertirse grandes sumas de dinero, podemos concluir que sólo las grandes organizaciones empresariales puedan afrontar estos costos

 

 

 

Bibliografía

 

 

 

www.pvdsa.com

www.wikipedia.com.

www.monografias.com

Economía y Política Petrolera autor: Cesar Balestrini

Historia Moderna y Contemporánea de Venezuela.

La Industria Venezolana de hidrocarburos Autor: Johann Litwinwnko

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