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PROYECTOS GASÍFEROS DE VENEZUELA 2010-2014
1. Investigar los proyectos de infraestructura y transporte de gas que se han
desarrollado hasta el año 2014.
A partir del año 2010, diversos proyectos relacionados con el área gasífera se ponen en
marcha en pro a la producción y construcción de nuevos centros operativos que fortalezcan
la economía nacional. Todo esto dirigido por Petróleos de Venezuela en su sección PDSA
Gas. A continuación algunos de los proyectos propuestos:
Proyecto Gas Anaco
El Proyecto Gas Anaco (PGA) tiene como objetivos:
La construcción de cinco centros operativos con capacidad de recolectar, comprimir
y transferir una producción de 2.559 MMPCND de gas y 34,55 MBD de crudo
liviano, con el fin de manejar en forma confiable y segura la producción de gas y
crudo de los campos San Joaquín, Santa Rosa y Zapato Mata R, como parte de la
Fase I; y Santa Ana y Aguasay como parte de la Fase II.
Se contempla la construcción de la infraestructura para interconectar los centros
operativos del proyecto y la sala de control de producción Gas Anaco, con la
finalidad de hacer monitoreo, manejo de alarmas, tendencia histórica de variables,
simulaciones de producción, pruebas de pozos y manejo de activos.
La inversión total estimada es de 3.876 millones de dólares y se estima que el proyecto
culmine en el año 2016. El saldo de las obras en progreso, al 31 de diciembre de 2010 es
aproximadamente 1.926 millones de dólares.
En el año 2010, se ejecutaron las siguientes actividades:
En el Centro Operativo San Joaquín:
Pre-Arranque en los Trenes de Alta 1 y 2 (TA-1 Y TA-2)
Ejecutadas pruebas previas a la puesta en marcha de las turbomáquinas
Se energizó el Shellter, proporcionando electricidad e iluminación a toda el área de
compresión del Centro Operativo San Joaquín
Alineado del cableado
Pruebas de energización en toda el área de compresión el Centro Operativo San
Joaquín
Centro Operativo Zapato Mata R:
Culminada la obra de líneas de recolección en el Campo Zapato Mata R W-4 y X-8
Centro Operativo Santa Rosa:
Inaugurada la obra sistema de recolección, almacenamiento y bombeo en Santa
Rosa II
Culminada la obra de completación del tendido de línea eléctrica de 13,8 Kv. desde
S/E Campo Santa Rosa (Seo) hasta Planta de Agua SR-Pozos
Proyecto Gas San Tomé
El Proyecto Gas San Tomé consiste en la construcción de la infraestructura de
superficie requerida para manejar un potencial máximo establecido de 600 MMPCND de
gas, 30 MBD de petróleo y 21 MBD de agua, así como apalancar el desarrollo social del
área con el fin de impulsar el progreso endógeno en el sur del Estado Anzoátegui.
Este proyecto Contempla lo siguiente:
Construcción y adecuación de estaciones de flujo, estaciones de descarga, una
planta de tratamiento e inyección de agua y plantas compresoras.
Construcción de 143 km del sistema de recolección de gas en baja presión, 168 km
de líneas de flujo, 205 km oleoductos y sistema de transmisión de gas en alta
presión.
El costo total estimado del proyecto es de 1.400 millones de dólares, y se estima que
culmine en el segundo trimestre del 2016. El monto ejecutado de las obras en progreso, al
cierre del año 2010 es de aproximadamente 121 millones de dólares.
En el año 2010:
Culminada la construcción del Sistema de Transmisión Güere–Santa Ana
Culminada la interconexión del pozo G-27 al gasoducto Gûere–Santa Ana, para la
incorporación temprana de 12,20 pies³ de gas a procesamiento y 170 barriles de
crudo
Fabricados seis motores a gas, cinco compresores y dos enfriadores
Alineación y paquetizado de paquetes 1 y 2
Realizadas pruebas de funcionamiento mecánico a los primeros cuatro motores
Ensamblado y probado mecánicamente el primer paquete motocompresor (K-1)
Complejo Criogénico Occidente (CCO)
El proyecto Complejo Criogénico Occidente (CCO) tiene como objetivo optimizar
el esquema de procesamiento del gas natural en la región occidental del país.
Este proyecto incluye el diseño y construcción de la infraestructura necesaria para
procesar 950 MMPCD de gas con un factor de recobro de etano de 98%, como reemplazo
de las instalaciones de extracción existentes que presentan más de 20 años en operación.
Contempla la construcción y puesta en operación de la siguiente infraestructura:
Dos trenes de extracción con capacidad para procesar 950 MMPCD de gas natural,
producir 62MBD de etano y hasta 70 MBD de LGN.
Un tren de fraccionamiento de LGN con capacidad para procesar 35 MBD que
permitirá incrementar la capacidad instalada en Occidente.
Redes de tuberías para alimentar con gas al CCO y distribuir a los diferentes
clientes de la región los productos procesados en el complejo. Se estima el tendido
de 12.011km de redes de tuberías en tierra y 78km en lago.
La inversión estimada es de 2.659 millones de dólares y se estima que el proyecto
culmine en el tercer trimestre del año 2015. El monto ejecutado de las obras en progreso, al
31 de diciembre de 2010, es de aproximadamente 374 millones de dólares.
Aumento de la capacidad de fraccionamiento Jose
El proyecto de Aumento de la Capacidad de Fraccionamiento Jose (ACFJ) tiene como
objetivo elevar la capacidad de fraccionamiento de LGN en dicha refinería hasta 250 MBD.
Adicionalmente considera la infraestructura para transporte, almacenamiento y despacho de
productos (Propano, Iso-Butano, N-Butano, Pentano y Gasolina), así como los servicios
industriales correspondientes.
Contempla la construcción y puesta en marcha de las siguientes instalaciones:
Poliducto de San Joaquín - José de 110 km de 26 pulgadas de diámetro
V Tren de Fraccionamiento LGN (50 MBD)
Servicios Industriales
Tanques Refrigerados
Tren de refrigeración mecánica con propano para 100 MBD
Tanques atmosféricos
Esferas Presurizadas
Adecuación del Terminal marino
La inversión total estimada es de 651 millones de dólares y se estima que el proyecto
culmine a finales del año 2014. El saldo de las obras en progreso al 31 de diciembre de
2010 es aproximadamente 187 millones de dólares.
En el año 2010 se ejecutaron, entres otras, las siguientes actividades:
Ingeniería de detalle del V Tren y de refrigeración.
Soto I
El proyecto tiene como objetivos:
La instalación de una planta modular de extracción Profunda de LGN y los
Servicios Auxiliares del Modulo I y II, con capacidad para procesar 200 MMPCD
de gas y producir 15 MBD de LGN.
La construcción de un poliducto de 10 pulgadas para transportar LGN desde Soto
hasta San Joaquín.
La infraestructura que garantice la autosuficiencia eléctrica de la planta y que aporte al
servicio eléctrico nacional, garantizando con su operación el aprovechamiento de las
corrientes de gas provenientes del área Mayor de Oficina (AMO) y Distrito San Tomé para
cumplir con mercado interno y el suministro de Propano y futura producción de Etano a la
empresa petroquímica.
El proyecto contempla la ejecución de:
Modulo de Procesamiento de Gas (200 MMPCED)
Poliducto de 10 pulgadas Soto - San Joaquin 35 km
Infraestructura Eléctrica - Subestación SOTO Norte
El costo estimado del proyecto es de 400 millones de dólares. El saldo de las obras en
progreso al 31 de diciembre de 2010 es aproximadamente 99 millones de dólares.
IV Tren San Juaquín
El proyecto tiene como objetivo construir las instalaciones de procesos y servicios
de una planta de extracción de LGN que permita el incremento de la capacidad de
procesamiento en el área de Anaco en 1.000 MMPCD, generando 50 MBD de LGN y 890
MMPCD de gas residual a los sistemas de transporte de gas al mercado interno, de esta
forma contribuir al desarrollo potencial de la industria petrolera, petroquímica y social del
país.
El proyecto tiene como fecha pronóstico de culminación el segundo trimestre del
2015.
Contempla la ejecución de:
V Tren de extracción profunda de LGN, con una capacidad de 1000 MMPCD.
Nueva infraestructura administrativa, operacional, vialidad y de servicio de la planta
de extracción San Joaquín.
El costo estimado es de 1.521 millones de dólares.
El saldo de las obras en progreso al 31 de diciembre de 2010 es aproximadamente 392
millones de dólares.
Durante el año 2010 se ejecutaron las siguientes actividades:
Culminación de la procura y obras civiles de la instalación temprana del
turbogenerador del IV Tren de Extracción San Joaquín, en cumplimiento con la
autosuficiencia energética de la planta
Culminación de fabricación de las torres de proceso del IV Tren de Extracción San
Joaquín: Separador de baja temperatura, torre absorbedora y torre demetanizadora
Culminación de la ingeniería del Sistema de Tratamiento de Gas.
Pirital I
El proyecto tiene como objetivo ejecutar la construcción y puesta en marcha de una
planta de extracción profunda con recobro de etano para la extracción de LGN, con una
capacidad de procesamiento de 1.000 MMPCD de Gas Natural y las facilidades de
transporte requeridas en Pirital, estado Monagas.
Se estima su finalización en el primer trimestre del año 2015.
El proyecto contempla la ejecución de:
Un tren de extracción profunda de LGN con una capacidad de 1.000 MMPCD con
98% de recobro de C2+
Facilidades para el recobro de etano
Servicios industriales requeridos
Un poliducto
Un etanoducto
Facilidades para el manejo del gas de alimentación y descarga
Infraestructura administrativa, operacional y de servicio
La inversión estimada del Proyecto Pirital es 1.681 millones de dólares.
El saldo de las obras en progreso al 31 de diciembre de 2010 es aproximadamente de 14
millones de dólares
Proyecto Interconexión Centro Occidental (ICO)
El Proyecto de Interconexión Centro Occidente (ICO) tiene como objetivo conectar
los sistemas de transmisión de gas natural de la región este y central de la República
Bolivariana de Venezuela (Anaco, estado Anzoátegui a Barquisimeto, estado Lara) con el
sistema de transmisión en el oeste del país (Ulé, estado Zulia y CRP, estado Falcón), a fin
de cubrir la demanda de gas en esa zona del país, expandir la entrega de gas a otras
regiones y ciudades dentro de la Nación, y a largo plazo, exportar gas hacia Colombia,
Centro y Suramérica. Este proyecto incluye el diseño, ingeniería, procura y construcción de
un gasoducto de 300 km de longitud y 30 a 36 pulgadas de diámetro; tres plantas
compresoras (Morón 54.000 Hp, Los Morros 72.000 Hp y Altagracia 54.000 Hp).
La inversión estimada del Proyecto ICO es 891 millones de dólares. El saldo de las
obras en progreso al 31 de diciembre de 2010 es aproximadamente de 110 millones de
dólares.
En el año 2010, ejecutaron las siguientes actividades:
Firmada el acta de inicio de obra, en marzo de 2010, con la empresa Zaramella &
Pavan Construction Company, S.A. (Z&P), para la completación mecánica y puesta
en servicio de Planta Compresora Altagracia Ejecutado el proceso de contratación
para la completación mecánica y puesta en servicio de Planta Los Morros
Sistema Nor-Oriental del Gas
El proyecto SINORGAS tiene como objetivo la construcción de una infraestructura
de transporte de gas necesaria para manejar los volúmenes de gas a producirse en los
desarrollos Costa Afuera en la región nororiental del país, desde Güiria hasta los centros de
consumo en los estados Sucre, Nueva Esparta y norte de los estados Anzoátegui y
Monagas. El proyecto tiene planificada su culminación para el año 2014.
El costo estimado del Proyecto SINORGAS es de 2.162 millones de dólares. El
saldo de las obras en progreso al 31 de diciembre de 2010 es aproximadamente 711
millones de dólares.
En el año 2010, ejecutaron las siguientes actividades:
46 km de tubería para completar un total global de 130,18 km de tubería soldada en
la etapa 1 del proyecto. Finalizada la completación mecánica y entrega a la Gerencia
de Operaciones de 32 km de gasoducto con diámetros de 36 pulgadas y 26
pulgadas, desde la Estación de válvulas Barbacoa II hasta Estación de válvulas
Refinería Puerto La Cruz, para transportar 40 MMPCED de gas desde la Planta de
San Joaquín a la Planta de Generación Eléctrica Alberto Lovera
Jusepín 120
El proyecto tiene como propósito minimizar la emisión de gases del Complejo Jusepín con
la instalación de cuatro motocompresores nuevos con manejo de 30 MMPCD de Gas, cada
uno, mejorando la flexibilidad operacional para disminuir el cierre de producción por
mantenimientos programados. ………………………………………………………………
El costo total estimado del proyecto es de 169 millones de dólares, y se estima que
culmine en el mes de Abril del 2011. El monto ejecutado de las obras en progreso, al cierre
del año 2010 es de aproximadamente 43 millones de dólares.
En el año 2010 el proyecto logró la incorporación de 120 MMPCED de gas,
minimizando el impacto ambiental por la quema de 89 MMPCED de gas e incrementando
la producción en 8 MBD de crudo asociados a 31 MMPCED de gas que se encontraban
cerrados.
Proyecto Mariscal Sucre
El Proyecto Mariscal Sucre consiste en:
La perforación de 36 pozos
La construcción de dos plataformas de producción
La instalación de los sistemas de producción submarina, línea de recolección y
sistema de exportación
La construcción de las siguientes instalaciones para incorporar al mercado interno el
gas proveniente de los desarrollos Costa Afuera en el Oriente del país.:
-563km de tuberías marinas
-Urbanismo
-Vialidad
- Muelle de construcción y servicios en el Complejo Industrial Gran Mariscal de
Ayacucho (CIGMA)
- Plantas de adecuación y procesamiento de gas PAGMI
- Generación de energía eléctrica (900 MW en Güiria y 450 MW en Cumaná, estado
Sucre)
- Redes de transmisión y distribución eléctrica
El proyecto contempla adicionalmente la construcción de la sede de Macarapana,
Puerto de Hierro y proyectos sociales. El proyecto se despliega en el estado Sucre y zona
marítima al norte del mismo, puntualmente en las ciudades: Cumaná (área administrativa),
Carúpano (Centro de adiestramiento y base de operación) y Guiria (Base de operaciones).
El proyecto tendrá una inversión aproximada de 9.735 millones de dólares para
ejecutarse en el período comprendido entre los años 2008 y 2016. El saldo de las obras en
progreso al 31 de diciembre de 2010 es aproximadamente 2.879 millones de dólares.
Proyecto Deltana
El Proyecto Plataforma Deltana está inmerso dentro del Proyecto Delta Caribe
Oriental y comprende el desarrollo de exploración y explotación de gas no asociado Costa
Afuera en un área de 9.441 km², en los cuales existe una serie de reservas de hidrocarburos
que se extienden a través de la Línea de Delimitación entre la República Bolivariana de
Venezuela y la República de Trinidad y Tobago.
En este sentido están en desarrollo una serie de proyectos de unificación de
yacimientos con este país vecino, con la finalidad de manejar y administrar de manera
efectiva y eficiente la exploración y explotación en zonas, en las cuales, existen tales
yacimientos compartidos, conforme a lo establecido en el Tratado Marco sobre la
Unificación de Yacimientos de Hidrocarburos que se extienden a través de la Línea de
Delimitación entre la República de Trinidad y Tobago, firmado el 20 de marzo de 2007.
Los proyectos asociados a los 5 Bloques en los cuales se dividió el área son:
Bloque 1: Proyecto de Unificación de Yacimientos Compartidos entre la República
Bolivariana de Venezuela y Trinidad y Tobago (Campos Kapok-Dorado)
Bloque 2: Proyecto de Unificación de Yacimientos Compartidos entre la República
Bolivariana de Venezuela y Trinidad y Tobago (Campos Lorán-Manatee)
Bloque 3: El bloque 3 de Plataforma Deltana no requiere unificación por no tener
yacimientos compartidos con Trinidad y Tobago, es decir, que los mismos se encuentran
del lado de Venezuela. A la fecha en este bloque no se han descubierto reservas
comerciales ni se han definido campos.
Bloque 4: Proyecto de Unificación de Yacimientos entre la República Bolivariana de
Venezuela y Trinidad y Tobago (Campo Cocuina - Manakin)
Proyecto Rafael Urdaneta
Este proyecto está orientado hacia la ejecución de actividades de exploración en el
Golfo de Venezuela, principalmente en los campos Róbalo, Merluza, Liza y Sierra, con el
fin de producir 1.000 MMPCD de gas que serán destinados al mercado interno y el
excedente para oportunidades de negocio internacional.
Adicionalmente, este proyecto contempla el desarrollo de infraestructura para la
producción de gas Costa Afuera, las tuberías necesarias para el transporte del gas y los
condensados, una planta de licuación de gas y las facilidades de embarque necesarias para
manejar buques modernos de LGN.
En este proyecto se llevó a cabo recientemente, en el año 2014. Se realizó un
importante hallazgo de gas natural con la perforación del Pozo Perla 1X ubicado en el
bloque Cardón IV, al norte del estado Falcón, a través de las empresas licenciatarias
REPSOL de España y ENI de Italia.
Dicho descubrimiento abarca alrededor de 8 billones de pies cúbicos de Gas
Original En Sitio (GOES), lo cual representa un hecho histórico en nuestro país.
Otro aspecto importante a destacar es la profundidad de agua del área donde se
encuentra el yacimiento, de aproximadamente 60 metros, así como la cercanía del pozo con
facilidades de infraestructura y distribución como el Centro de Refinación Paraguaná
(CRP), en el estado Falcón, lo cual significa que el desarrollo de este campo podrá
realizarse en un corto período de tiempo.
Gasoducto Transcaribeño Antonio Ricaurte
El proyecto Tubería de Gas Transcaribeño Antonio Ricaurte, se inició durante el
año 2006 para el intercambio gasífero entre Venezuela y Colombia.
Se completó mecánicamente el proyecto, consistente en la construcción de 225 Km
de tubería de 26 pulgadas de diámetro, desde Campo Ballenas, en Colombia, a las plantas
eléctricas Rafael Urdaneta y Ramón Laguna, en el estado Zulia, alcanzando los 88,5 Km en
Colombia y 135,9 Km en la República Bolivariana de Venezuela, con un tramo sublacustre
de 22 Km y 10 estaciones de seccionamiento. El proyecto fue culminado en octubre del
2008.
Proyecto Delta Caribe Oriental
Consiste en la construcción de la infraestructura requerida para incorporar al
mercado interno el gas proveniente de los desarrollos de gas costa afuera, en el oriente del
país. Abarca las siguientes instalaciones: 563 Km de tuberías marinas; urbanismo, vialidad
y servicios en el complejo industrial Gran Mariscal de Ayacucho (CIGMA); muelle de
construcción y servicios; plantas de adecuación y procesamiento de gas; generación de
energía eléctrica (900 MW en Güiria y 450 MW en Cumaná, estado Sucre); redes de
transmisión y distribución eléctrica, y plantas de licuefacción.
En el año 2008, se firmó el acuerdo marco para la constitución de las empresas
mixtas para los trenes de licuefacción 1 y 2, con una capacidad de 4,7 millones de toneladas
por año (MMTA) GNL cada uno. En septiembre de 2008, se suscribieron Memoranda de
Entendimiento (MDE) entre PDVSA y otras empresas, para desarrollar un programa
exploratorio en los bloques costa afuera de Blanquilla y Tortuga, orientados al
descubrimiento y cuantificación de reservas adicionales de gas natural no asociado. las
cuales están orientadas a la constitución de una empresa mixta para la construcción y
operación de un proyecto integrado de producción de gas natural no asociado y licuefacción
en el Tren-3 de GNL del Proyecto Gas Delta Caribe Oriental. Para el año 2009 arribaron a
la República los primeros equipos y materiales (válvulas, hornos, compresores, enfriadores,
bombas, transmisores y medidores de nivel, esterilizadores y accesorios de tuberías), para
la instalación de la Planta de Acondicionamiento de Gas al Mercado Interno (PAGMI)
dentro del Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho (CIGMA).
El proyecto tiene un presupuesto aprobado de 8.811 millones de dólares para ejecutarse en
el período comprendido entre los años 2008 y 2014. El saldo de las obras en progreso al 31
de diciembre de 2009 es aproximadamente 817 millones de dólares.
Proyecto Jose 250
El proyecto Jose 250 tiene como objetivo incrementar la capacidad de
procesamiento de gas asociado generado en los campos de Anaco y el norte de Monagas,
para satisfacer la demanda del mercado doméstico y el suministro de gas inyectado a los
procesos de recuperación secundaria de los campos petroleros del norte del estado
Monagas.
Este proyecto incluye la construcción y puesta en marcha del IV Tren de extracción en la
Planta de San Joaquín (1.000 MMPCD); V Tren de fraccionamiento (50 MBD) y
ampliación del Terminal Marino en el Complejo José Antonio Anzoátegui; poliducto San
Joaquín - Complejo José Antonio Anzoátegui (113 Km); Planta de Control de Punto de
Rocío en Pirital; ampliación del sistema de poliductos y proyecto etano.
La inversión total estimada en este proyecto es de 4.509 millones de dólares y se
estima que culmine en el año 2015. Al cierre del año 2009, el monto de las obras en
progreso ejecutadas es aproximadamente de 320 millones de dólares.
Proyecto Gasoducto (Gas metano)
Petróleos de Venezuela, a través de la filial PDVSA Gas, ejecutó la puesta en
servicio del tramo de gasoducto de 36 pulgadas de diámetro y 40 kilómetros (Km.)de
longitud entre las estaciones de válvulas N12 y N14, que fortalecerá el sistema de
transporte de gas metano desde el Oriente hacia la zona Central del país, logrando satisfacer
la demanda eléctrica a corto y mediano plazo de las plantas termoeléctricas, sectores
industriales y domésticos de la región.
Con una inversión de 837,7 millones de bolívares y la instalación de las estaciones
de válvulas y seccionamiento, a lo largo de la ruta, se podrán transportar 200 millones de
pies de metros cúbicos (MMPCED) de gas metano en el primer trimestre de 2014, al centro
del país y prestar el servicio de gas doméstico a 4.036 familias del estado Anzoátegui.
En aras de fortalecer el Sistema Eléctrico Nacional, el Gobierno Bolivariano,
dirigido por el presidente de la República Bolivariana de Venezuela, Nicolás Maduro, a
través de la filial PDVSA Gas, diseñó un plan estratégico para satisfacer la demanda
eléctrica; así como también impulsa otros proyectos de envergadura como el gasoducto
Estación principal Anaco N30 de 110 Km. y 36 pulgadas, entre los estados Anzoátegui y
Guárico.
Todos estos proyectos forman parte del plan especial de construcción de gasoductos
que inició el Gobierno Bolivariano en 2013 y que se tiene previsto culmine en 2019, con la
construcción de 2.199 Km. de gasoductos, con una inversión de 5 mil 340 millones de
dólares.
Para finales de 2015, se prevé completar la primera fase de construcción de la
infraestructura para el transporte de gas desde la estación N30 hacia la estación de válvulas
de Altagracia N50, que abarca un total de 220 Km. Este proyecto gasífero aportará grandes
beneficios económicos y sociales al país, cambiando el patrón de consumo liquido-gas.
Infraestructura de Transporte
Nacionalmente se cuenta con una infraestructura de transmisión y distribución de gas
metano de 4.432 km de tuberías de diferentes diámetros (desde 8 a 36 pulgadas), a fin de
satisfacer los requerimientos de los sectores doméstico, comercial e industrial, siendo los
principales sistemas de transporte:
Anaco-Barquisimeto
Anaco-Jose/Anaco-Puerto La Cruz
Anaco-Puerto Ordaz
Ulé-Amuay
Interconexión Centro Oriente-Occidente (ICO)
Costa-Oeste
Gasoducto Transcaribeño Antonio Ricaurte.
2. ¿Cuán avanzado está el proyecto gasífero de Güiria?
El Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho (CIGMA), se proyecta como el
nuevo polo de desarrollo industrial de Venezuela, ubicado en la península de Paria, cercano
a la población de Güiria, estado Sucre, en el nororiente venezolano, con una extensión de 6
mil 300 hectáreas en tierra firme y 11 mil hectáreas mar adentro.
Será el centro de acopio de la producción de gas natural del nororiente del país
(Plataforma Deltana, el Norte de Paria y el Golfo de Paria), albergará las plantas de
licuefacción de gas natural (GNL), las de industrialización, facilitará el procesamiento de
crudos, y proveerá servicios de muelle necesarios para la construcción y servicios, el
despacho y recibo de GNL, crudos y otros productos.
El CIGMA contará con un muelle de construcción a finales del año 2006 y el de
servicios a partir del año 2007. La presencia de estos dos muelles activará las oportunidades
de empleos en el área de influencia. Adicionalmente, el CIGMA contará para el año 2008
con la construcción del Terminal de Almacenamiento y Embarque de crudos y productos.
Las actividades de ingeniería para dicho proyecto están en progreso y se espera su
alineación con los desarrollos de Exploración y Producción en el Oriente del País. Esto
estará acompañado con la construcción de un Oleoducto desde Morichal al CIGMA.
Para finales del 2010 se estima que esté lista la Planta de Gas Natural Licuado (GNL)
que estará ubicada en el CIGMA y tendrá acceso abierto a todos los productores, bajo la
responsabilidad de PDVSA. Sin embargo han ocurrido retrasos, pues fuentes del sector
petrolero aseguran que el proyecto en norte de Paria no arrancaró antes de mayo de 2013
por no estar completado el sistema de gasoductos submarinos que transportarán el gas a
tierra firme. Actualmente no se ha cumplido algunas de las metas previstas en los proyectos
de explotación de gas no asociado Costa Afuera de Petróleos de Venezuela. Petróleos de
Venezuela informó en un comunicado que a finales del año 2013 se inició la segunda
campaña de colocación de equipos submarinos correspondientes al Sistema de
Recolección del Campo Dragón, necesarios para recolectar "los primeros 300 millones
de pies cúbicos diarios de gas que serán enviados posteriormente a través de un
gasoducto de 115 kilómetros de longitud y 36 pulgadas de diámetro al Complejo
Industrial Gran Mariscal de Ayacucho (Cigma) en Guiria, estado Sucre, para abastecer
el mercado interno
3. Investigue sobre el hundimiento de la Plataforma Offshore que se hundió en
las costas venezolana
Petróleos de Venezuela informó al país que el 12 de mayo del año 2010, en horas de la
madrugada se produjo un incidente en la plataforma semisumergible “Aban Pearl”, que
operaba en aguas del mar Caribe, frente a las costas del estado Sucre. El ministro del Poder
Popular para la Energía y Petróleo y presidente de PDVSA, Rafael Ramírez, informó que a
las 11:23 pm se detectó una falla en el sistema de flotación (pontones) de la citada
instalación, lo cual produjo una inclinación de 10 grados. Se procedió a efectuar una
inspección en las cuatro columnas (estructura con la cual flota) y se detectó una entrada
masiva de agua.
La plataforma Aban Pearl es una plataforma gasífera de tipo semi sumergible
contratada por Petróleos de Venezuela para sus operaciones de taladro del pozo “Dragón 6”
en la plataforma continental Noriental de Venezuela con profundidad de agua de unos 150
metros. A bordo de esta plataforma operada por Petromarine se encontraban 60
venezolanos y 35 extranjeros de varias nacionalidades. Se detecto una importante entrada
de agua en uno de sus pontones de flotabilidad, produciendo una pérdida de estabilidad e
inicio de escoramiento de la estructura. Cuando el escoramiento alcanzo 10 grados, se
activaron los sistemas de emergencias y se implemento el protocolo de evacuación de 92 de
los trabajadores quedando a bordo el Capitán Rishie de origen hindú con dos ingenieros
responsables de la estabilización de la plataforma que se mantuvieron a bordo para las
operaciones de contingencia. Todo el personal fue rescatado con solo 4 heridos leves
gracias a la asistencia del Buque Taladro “Petro Saudi Discover” y la Fuerza Armada con
apoyo de helicópteros. Cuando el escoramiento alcanzó 15 grados, se desconectó la
plataforma del pozo, activándose correctamente su válvula de seguridad que impidió todo
escape de gas. A las 01:30 del día siguiente el escoramiento alcanzo los 45 grados. El
capitán y los dos ingenieros tuvieron que abandonar la plataforma que se hundió a las
02:20.
4. Investigue sobre el Proyecto de Gasoducto Barbacoa-Margarita
Este proyecto se empezó a llevar a cabo a finales del año 2012, el gasoducto
trasladará alrededor de 300 millones de pies cúbicos, para surtir a la población y satisfacer
la demanda de este recurso.
La obra cuenta con una inversión de más de 1.600 millones de dólares; produce más
de mil 800 empleos directos; el primer tramo Barbacoa-Cumaná-Cariaco-Margarita del
gasoducto: Comprende 257 kms de diámetro, 36 pulgadas con 22 kms de tramo submarino.
Vale destacar que las tuberías que se utilizan en esta importante obra, son fabricadas en
Venezuela. El presidente de Petróleos de Venezuela informó que la interconexión pasará
por Anaco, Jose y Barbacoa (Estado Anzoátegui) hacia Cumaná (Estado Sucre), desde
donde se desplegará hacia la Isla de Margarita (Estado Nueva Esparta) y Güiria (Estado
Sucre). Indicó, además, que la intención es conectar este gasoducto con el estado Monagas
para crear un circuito que permita la interconexión gasífera del nororiente del país y, con
ello, la gasificación doméstica e industrial directa en la zona.
5. Investigue cuántos terremotos, volcanes y toda actividad sísmica se encuentra
en el trayecto del Gasoducto Transcaribeño
El Gasoducto Transcaribeño fue iniciado el día 8 de julio de 2006 por los
presidentes Hugo Chávez de Venezuela, Álvaro Uribe Vélez de Colombia y Martín
Torrijos de Panamá. Su construcción tomó 2 años con un costo superior a los 200 millones
de dólares.
La tubería de 64 cm de diámetro (25 pulgadas) tendrá una extensión de 225 kilómetros
entre Punta Ballenas, en la Guajira colombiana y la costa oriental del Lago de Maracaibo,
en Venezuela. Inicialmente transportará diariamente 150 millones de pies cúbicos
de gas hacia Venezuela para luego invertir el flujo, en el año 2013, transportando el gas
desde Venezuela hacia Colombia.
El proyecto estuvo a cargo de las empresas petroleras estatales Petróleos de
Venezuela de Venezuela y Ecopetrol de Colombia. El objetivo principal de este proyecto es
fortalecer la integración energética regional, permitiendo el intercambio de Gas Natural
entre Colombia y Venezuela. Se prevé la recepción de gas colombiano en los primeros 4
años a fin de mitigar el déficit coyuntural en el occidente venezolano y, en una segunda
fase (16 años), asegurar la entrega de gas a la hermana República de Colombia.
El proyecto contempla la ejecución de las fases de visualización, conceptualización,
definición, implantación y puesta en servicio de la siguiente infraestructura:
Tramo de Gasoducto Ballena-Majayura (88,5 Km., 26”, en tierras colombianas.
Tramo Gasoducto Majayura-Bajo Grande (135,9 Km., 26”, en tierras venezolanas,
que incluye un tramo sublacustre de 22 Km. Entre las plantas eléctricas Rafael
Urdaneta y Ramón Laguna, en Maracaibo).
Sistema de Fibra Óptica entre Ballena y Bajo Grande.
Este proyecto culminó en octubre del año 2008.
El cinturón contiene una gran variedad de escenarios volcano-tectónicos como riffs y
zonas de extensión, fallas de transpresión, subducción de dorsales y cordilleras submarinas
aparte de grandes gradientes de grosor cortical y diferentes vías de ascenso y grados de
contaminación para magmas ascendentes.
El Arco Volcánico Centroamericano forma parte del Cinturón de Fuego del Pacífico e
incluye cientos de formaciones volcánicas, que van desdeestratovolcanes mayores, a domos
de lava y conos de ceniza. Algunos de estos han producido grandes erupciones explosivas,
como la erupciónVEI 6 del Santa María en 1902. Un número de volcanes sigue activo,
incluyendo Arenal, Turrialba, Irazú, Poás en Costa Rica; Cerro Negro, San
Cristóbal, Telica, Masaya, Momotombo, Concepción en Nicaragua, San Salvador, San
Miguel, Santa Ana, Izalco, en El Salvador, Santa María/Santiaguito, Pacaya, Fuego en
Guatemala. Los volcanes más altos de América Central se encuentran en Guatemala, e
incluyen elTajumulco y Tacaná, ambos por encima de 4.000 metros.
Sin embargo, la trayectoria del gasoducto transcaribeño no se se afectado por la
proliferación de volcabes, puesto que los más cercanos, ubicados en el zona centroamerica
están a kilómetros de la estructura. La mayor actividad sísmica se encuentra en las zonas d
subducción de las placas caribeña y Suramérica, y en ese caso, el gasoducto se proyecta
lejos de esta zona.
6. Investigue sobre Gasoducto Barbacoa-San Antonio, San Antonio-Margarita y
Provisor-Puerto la Cruz
El objetivo de la implantación de esos trayectos es la construcción de un sistema para
transportar gas Costa afuera desde Güiria hasta los centros de consumo en el eje Carúpano-
Cariaco-Margarita-Cumaná-Puerto la Cruz-Jose y disponer de facilidades para incorporar al
Mercado Interno volúmenes de gas vía Norte de Monagas. Así como la instalación del
cable de fibra óptica a lo largo del tendido de la tubería en tramos terrestres y submarinos.
Estimación de costo total 2.118MMUS$.
GasoductosCaudal a
transportarPresión de
diseñoDiámetro a
utilizar
Muelle de Cariaco-
Barbacoa1000MMFCSD 1200PSI 36”
Muelle de Cariaco-
Margarita133MMFCSD 1200PSI 16”
Provisor - Puerto la
Cruz500MMFCSD 1200PSI 26”
7. Investigue qué ha sucedido con el trayecto de Güiria
Este proyecto provee las instalaciones requeridas para la licuefacción, almacenaje y
embarque para la exportación del gas producido en los campos Costa Afuera de la Región
Oriental.
El Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho (CIGMA), se proyecta como el
nuevo polo de desarrollo industrial de Venezuela, ubicado en la península de Paria, cercano
a la población de Güiria, estado Sucre, en el nororiente venezolano, con una extensión de 6
mil 300 hectáreas en tierra firme y 11 mil hectáreas mar adentro.
Será el centro de acopio de la producción de gas natural del nororiente del país (Plataforma
Deltana, el Norte de Paria y el Golfo de Paria), albergará las plantas de licuefacción de gas
natural (GNL), las de industrialización, facilitará el procesamiento de crudos, y proveerá
servicios de muelle necesarios para la construcción y servicios, el despacho y recibo de
GNL, crudos y otros productos.
El CIGMA contará con un muelle de construcción a finales del año 2006 y el de
servicios a partir del año 2007. La presencia de estos dos muelles activará las oportunidades
de empleos en el área de influencia.
Adicionalmente, el CIGMA contará para el año 2008 con la construcción del
Terminal de Almacenamiento y Embarque de crudos y productos. Las actividades de
ingeniería para dicho proyecto están en progreso y se espera su alineación con los
desarrollos de Exploración y Producción en el Oriente del País. Esto estará acompañado
con la construcción de un Oleoducto desde Morichal al CIGMA.
Para finales del 2010 se estima que esté lista la Planta de Gas Natural Licuado
(GNL) que estará ubicada en el CIGMA y tendrá acceso abierto a todos los productores,
bajo la responsabilidad de PDVSA.
El ministro Rafael Ramírez enfatizó que la producción inicial del Mariscal Sucre
será de 70 millones de pies cúbicos diarios de gas. Confirmó que al final del 2013 en el
campo Dragón se estarán produciendo 300 millones de pies cúbicos diarias de gas. La cifra
se duplicará el siguiente año hasta llegar a un máximo de 1200 millones de pies cúbico
(antes de 2019).
El último informe operacional de PDVSA correspondiente a 2012 señala que el proyecto
Mariscal Sucre contempla la perforación de 34 pozos (en los campos Dragón, Patao,
Mejillones y Río Caribe), la instalación de 2 plataformas de producción, así como los
sistemas de producción submarinos, líneas de recolección y sistema de exportación,
incluyendo la construcción de 563 Km de tuberías marinas.
8. ¿Dónde está ubicado el volcán que está creciendo en St. Vicent y Montserrat?
Se encuentra en el Mar Caribe, en las Antillas Menores, se trata de un volcán
submarino conocido como Kick'em Jenny, cercano a la costa norte de la isla de Granada. El
volcán está creciendo y terminará por emerger en forma de isla, de la misma forma que lo
hicieron hace miles de años las islas Canarias. Es el único volcán submarino activo de las
Indias Occidentales y ha entrado en erupción al menos 12 veces desde 1939. La última
erupción importante tuvo lugar en 2001.
Un equipo de científicos marinos del Instituto Oceanográfico Woods Hole ha
instalado la estación y ha empezado a vigilar la actividad del volcán mediante
radiotelemetría, en tiempo real. La nueva tecnología permitirá mejorar la capacidad de
proteger a los habitantes cercanos al volcán de las erupciones y los maremotos. La estación
utiliza un sismómetro instalado directamente sobre la falda del volcán, y transmite los datos
sísmicos por radio de alta frecuencia a un observatorio terrestre situado en una población
cercana. Los datos alcanzan el observatorio en milisegundos
9. ¿Cuántos volcanes hay en Latinoamérica? ¿Cómo afecta a Venezuela?
Existen varios volcanes repartido a lo largo y ancho del Mar Caribe, que
evidentemente, afectan directa o indirectamente a Venezuela. Y es que el norte de
Venezuela se considera como la zona de contacto entre las placas tectónicas de Caribe y
América del Sur y en donde se ha generado un sistema de fallas principales activas del tipo
transcurrente dextral, asociada al movimiento de la Placa del Caribe, y a lo largo de un
cinturón de aproximadamente 100 Km. Se definen en esta zona, los sistemas montañosos
de los Andes Venezolanos, la Cordillera Central y Oriental, el sistema de fallas de Oca-
Ancón-Boconó-San Sebastián-El Pilar. El Oriente de Venezuela está caracterizado por una
zona de subducción que se extiende hasta las Antillas Menores.
Expertos en riesgos geológicos, administración de desastres naturales,
investigadores de la geología del Caribe, centros como USGS, La Universidad de las
Antillas(University of the West Indies),y otros, han efectuado simulaciones con diversos
escenarios e indican que una erupción de gran intensidad proveniente de los volcanes del
arco de islas puede afectar la región del Caribe e indirectamente las costas de Venezuela el
ambiente marino, navegación y las actividades pesqueras por los efectos de contaminación
de cenizas y gases volcánicos.
La amenaza ocasionada por los desplazamientos en la Placa Caribe, sismos, que
posteriormente causan los tsunamis pueden alertar las ciudades costeras de Venezuela y en
especial la del estado Nueva Esparta
Los volcanes como Mont Pelée, La Soufriere Hill y Kick’em Jenny sobresalen en el
arco de islas de las Antillas Menores por ser los más conocidos por su actividad reciente,
potencial destructivo y cercanía a las costas de Venezuela, lo cual ha generado
preocupación e inquietud.
Mont Pelée. Está ubicado en la isla de Martinica, con una altitud de 1397 metros sobre el
nivel del mar (msnm), es un estratovolcán cuya erupción explosiva de mayo de 1902, por
los “flujos piroclásticos y de gas a alta velocidad” destruyó por completo el poblado de
Saint Pierre. Hubo 30.000 personas fallecidas. Es considerado el volcán del Caribe más
destructivo y, por sus efectos, como uno de los desastres naturales más grandes del siglo
XX. El volcán Mont Pelée está ahora en reposo. Por las características propias del volcán
Mont Pelée, se usa el término “Peleano” para clasificar los volcanes con este tipo de
explosión, magma y productos arrojados.
La Soufriere Hill. Se ubica al sur de la isla de Montserrat, con una altura de 914 msnm. Su
activación mas reciente sucedió el 18 de julio de 1995, con una serie de erupciones y
sismos que culminaron con una fuerte erupción que destruyó la ciudad de Plymouth en el
año 1997. Actualmente en la isla se ubica un observatorio de vulcanología y de alerta
temprana de posibilidad de tsunamis. Representa una amenaza para la región la ocurrencia
de eventos con emisiones de ceniza volcánica, las cuales han alcanzando las demás islas
de Caribe, con afectación de la aeronavegación en esa área y en las costas de Venezuela,
motivo por el cual se han emitido alertas de ceniza en varias oportunidades.
Kick’ Em Jenny. Es un volcán de forma cónica submarino, ubicado a 10 kilómetros al
norte de la isla de Granada y al extremo sur en el arco volcánico de las Antillas Menores,
con su cumbre a 160 metros de profundidad. Dista unos 200 km de las costas de Venezuela
y de la Isla de Margarita. La actividad volcánica más importante ocurrió el 24 de
julio de 1939, con la eyección de material volcánico y ebullición en superficie. Se reportó a
su vez, la generación de olas de 2 metros de altura que alcanzaron algunas islas de Caribe.
Posterior a 1936, se registran unas 12 erupciones hasta el año 2003. En el año 1965,
generó un pequeño tsunami en la isla de Barbados. Según especialistas, la ocurrencia de un
tsunami de grandes proporciones podría generar un riesgo para las islas caribeñas y costas
de la región, aunque se consideran de mayor peligro los riesgos para la navegación
asociados a la actividad del volcán, tales como erupciones de material ígneo, gases y
cenizas.
Monte Saint Catherine o Monte Santa Catalina es un estratovolcán y la montaña más
alta de la isla caribeña y nación de Granada.Se encuentra ubicado en St. Mark's, Victoria.
Es el más joven de los cinco volcanes que forman la isla. El volcán tiene un cráter en forma
de herradura abierta hacia el este, con varios domos de lava en su interior. Hay dos caminos
para la parte superior, ambos difíciles. El camino más mantenido esta por el lado oriental,
en las afueras de Grenville. Los recorridos desde Victoria también están disponibles, así
como guías a la cascada Tufton Hall, la cascada más grande en la isla, a medio camino
entre Victoria y Santa Catalina.
Morne Diablotins (1.447 m) es la mayor montaña y el mayor volcán en la Mancomunidad
de Dominica, localizado en las Antillas Menores. La montaña se encuentra a algunos
kilómetros al sudeste de la segunda mayor ciudad del país, Portsmouth y a 29 km al norte
de Roseau, la capital. No ha tenido erupciones registradas en su historia.
Morne Watt es un estratovolcán en el sur de la isla de Dominica. Se eleva a una altura de
1.224 m (4.016 pies) y es el tercer pico más alto en Dominica (después del Morne
Diablotins y el Morne Trois Pitons). Una gran erupción del Morne Watt que produjo flujos
piroclásticos tuvo lugar hace unos 1300 años. Una erupción freática moderadamente grande
tuvo lugar en el Valle de la Desolación en la zona termal al NE de Morne Watt en 1880,
cuando la ceniza volcánica cayó sobre un sector de 4 km de ancho en la costa, a 10 km (6
millas) de la rejilla de ventilación
Échelle es un volcán inactivo ubicado en la isla de Guadalupe, en el Departamento de
Ultramarfrancés del mismo nombre. En la actualidad se encuentra en la ladera de La
Soufrière.
El Monte Liamuiga es un Estratovolcán de 1.156 m que forma parte del lado occidental de
la Isla de San Cristóbal. Su cima es el punto más alto de la isla de San Cristóbal, en la
federación de San Cristóbal y Nieves y de todas las Islas de Sotavento británicas, así como
una de las cimas más altas del archipiélago del Caribe oriental. La cima es coronada por un
amplio cráter de 1 kilómetro, que contuvo un lago poco profundo hasta 1959. Desde el
2006, el lago se reformó. Las últimas erupciones confirmadas del volcán fueron hace
aproximadamente 1.800 años, mientras que los informes de posibles erupciones en 1692 y
1843 son considerados inciertos.
El Pico Nevis es un volcán potencialmente activo que se encuentra en el centro de la isla de
Nieves (Nevis), en las Indias Occidentales, parte del país caribeño de San Cristóbal y
Nieves. El estratovolcán se eleva a una altura de 3.232 pies o 985 metros. No ha habido
erupciones desde la prehistoria, pero hay fumarolas activas y manantiales de agua caliente
en las laderas costeras de la isla, aunque estos representan un bajo nivel de actividad
volcánica.
La Soufrière (también escrito Soufrière Saint Vincent para diferenciarlo de otra montaña
en la región) Es un volcán activo en la isla de San Vicente en las Islas de Barlovento en
el Mar Caribe. Pertenece al país de San Vicente y las Granadinas.
Con 1.234 m (4.049 pies), fue el pico más alto de San Vicente, pero ahora es el segundo
más alto debido a la última erupción. Soufrière es la isla más septentrional y este el volcán
más joven. Es un estratovolcán con un lago de cráter.
El volcán Qualibou se ubica muy cerca de la ciudad de Soufriere, al este de Santa Lucía,
un país caribeño localizado al norte de Venezuela y Trinidad y Tobago y al sur de
la Martinica, en aguas del Mar Caribe. La palabra Qualibou significa "lugar de muerte" en
el idioma de los amerindios caribes y en ese lugar los arahuacos adoraban a Yokaho, su
dios del fuego. En el siglo XVIII algunas compañías fabricantes de cerillas y pólvora se
instalaron en el área para aprovechar sus depósitos de azufre.
ANEXOS
Figura 1. Gasoducto Transcaribeño “Antonio Ricaurte”
Figura 2. Interconexión Centro Oriente Occidente (ICO)
Figura 3. Sistema Nor-Oriental de Gas
Figura 4. Eje Norte Llanero
Figura 5. Reservas Probadas de Gas en Venezuela
Figura 6. Visión Producción PDVSA Gas 2008-2014
Figura 7. Proyecto Gas Anaco
Figura 8. Centro Operativo: Campo San Juaquín
Figura 9. Centro Operativo: Campo Santa Rosa
Figura 10. Centro Operativo: Campo Zapatos/Mata-R
Figura 11. Estación Río Seco (ICO)
Figura 12. Estación la Florida (ICO)
Figura 12. Estación Agua Viva (ICO)
Figura 13. Estación Coro (ICO)
Figura 14. Estación Quero (ICO)
Figura 15. Estación El Manglar (ICO)
Figura 16. Estación La Vela (ICO)
Figura 17. Proyecto Gas Delta Caribe Oriental
Figuro 18. Gasoducto Dragón – CIGMA
Figura 19. Proyecto PAGMI
Figura 20. Proyecto CIGMA
Figura 21. Proyecto CIGMA
Figura 22. Tubería Submarina Gasoducto Dragón-CIGMA
Figura 23. Proyecto CIGMA
Figura 24. Gasoducto Nor-Oriental
Figura 25. Hundimiento de Plataforma Aban Pearl
Figura 26. Volcanes de la Placa Caribeña (Cerca de Venezuela)
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![Microorganismos usaca [autoguardado] [autoguardado]](https://img.pdfslide.tips/doc/110x75/55c65cfdbb61ebc21f8b45ef/microorganismos-usaca-autoguardado-autoguardado-55c6c8f4d1100.jpg)
![Tratamiento de agua residuales [autoguardado]](https://img.pdfslide.tips/doc/110x75/589f93d31a28ab1b198b5ce5/tratamiento-de-agua-residuales-autoguardado.jpg)
![Agrobacterium.pptm [Autoguardado] [Autoguardado]](https://img.pdfslide.tips/doc/110x75/557201f94979599169a2b88c/agrobacteriumpptm-autoguardado-autoguardado.jpg)
![Capacitacion De Organizacion [Autoguardado] 2 [Autoguardado] [Autoguardado]](https://img.pdfslide.tips/doc/110x75/5574192ed8b42a3a628b53ce/capacitacion-de-organizacion-autoguardado-2-autoguardado-autoguardado.jpg)
