Actividad Petrolera

Inicios de la actividad petrolera en Venezuela

Es hasta la segunda mitad del siglo XIX, cuando se inicie propiamente la explotación y producción de petróleo con fines comerciales en Venezuela; en efecto, será luego de 1850 cuando se inicie el otorgamiento de concesiones a particulares tanto nacionales como extranjeros- para la exploración y la explotación del petróleo venezolano.

Aunque existen múltiples antecedentes de concesiones, suele señalarse la concesión otorgada por el gobierno nacional al Sr. Antonio Pulido en el año de 1.878, como el hito fundacional de la actividad petrolera en el territorio nacional.

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.

El 3 de septiembre de 1878 el gran estado de los Andes (Táchira) otorgó a la señora Dolores de Pulido, los derechos exclusivos para la explotación por 50 años, de 100 hectáreas en Cerro Negro y La Alquitrana, cerca de Rubio. El interés por esta iniciativa nació como consecuencia del terremoto del 18 de mayo de 1875 que sacudió la región tachirense y provocó la aparición de brotes de petróleo en La Alquitrana.

Para conocer y familiarizarse con las operaciones petroleras estadounidenses, Pedro Rafael Rincones visitó los estados de New York, Pensilvania y Ohio. Además de los conocimientos adquiridos, Rincones trajo a Venezuela equipos, materiales y herramienta para perforación y producción de pozos y refinación de crudos. Adiestró al personal venezolano requerido por La Petrolia, y por todo lo que hizo por iniciar el desarrollo de la industria de los hidrocarburos en Venezuela bien merecido tiene el calificativo de pionero en la transferencia de tecnologías petroleras.

La Petrolia permaneció en el registro de comercio durante los años 1878-1934. Su actuación fue muy modesta. A su primer pozo, el Eureka-1, le siguieron otros que dieron pequeños volúmenes de producción que escasamente alimentaban una pequeña refinería que procesaba 15 barriles de petróleo por día, cuyo principal producto de exportación hacia pueblos de Colombia era el kerosén. Esta experiencia preparó a los primeros trabajadores petroleros del país. Rincones, además de realizar las actividades gerenciales y operacionales a su cargo, fue un gran relacionista y comunicador. Para mantener al personal, allegados y visitantes informados sobre las gestiones de la empresa, él mismo hacía la publicación institucional The Petro¬lia Star, primera en su género en Venezuela.

Finalmente el 8 de abril de 1934, después de más de 50 años de labor, la compañía cesó la extracción.

Después de la conformación de Petrolia, el ritmo de otorgamiento de nuevas concesiones experimentó un constante aumento, aunque las actividades comerciales de los concesionarios se concentraron principalmente en la explotación del asfalto, producto éste cuyo valor comercial presenció un notable incremento hacia finales del siglo XIX. Ya en el siglo XX, específicamente en 1.914, Venezuela pasa a formar parte del concierto de las naciones productoras de petróleo, siendo especialmente relevante, el descubrimiento de importantes yacimientos de crudo, entre los que destacó el pozo llamado "Zumaque", ubicado en la cuenca del lago de Maracaibo.

A pesar de que antes de 1920 el café seguía siendo el centro de la actividad económica venezolana, la actividad petrolera fue ganando cada vez mayor espacio, debido principalmente al aumento de la demanda mundial de crudo –hecho estrechamente vinculado con la difusión del motor de combustión interna, y con el estallido de la primera guerra mundial-. Por ello, en 1.920, se construyó en el puerto de San Lorenzo, a orillas del Lago de Maracaibo, el primer centro refinador en territorio venezolano, así como el primer oleoducto para llevar el crudo sin refinar, desde el importante campo petrolero de "Mene Grande" hacia el referido centro refinador.

A partir del año 1.922, cuando se produjo el llamado Reventón del Pozo Barroso, Venezuela pasó a transformarse en un país netamente petrolero, pues el café cedió el sitial de honor como primer producto nacional de exportación, siendo este sitial ocupado por el Petróleo. Éste hecho posee una tremenda importancia ya que significó el inicio de un profundo proceso de transformación de la sociedad venezolana, con consecuencias que trascendieron el ámbito estrictamente económico, pues de ese momento en adelante, la influencia de la actividad petrolera se hace sentir, incluso, en la vida social y cultural de Venezuela.

Desde la década de los treinta en adelante, el Estado venezolano intentó aumentar su participación en la riqueza proveniente del petróleo, para lo cual, se aumentaron los controles e impuestos a las compañías encargadas de su producción y comercialización; éste proceso tuvo su punto culminante en el año de 1.976 cuando, durante el primer gobierno de Carlos Andrés Pérez, se promulgó la "ley de Nacionalización de la Industria Petrolera", con la cual el gobierno nacional pasó a ejercer el control absoluto de todo lo relacionado con la exploración, producción, refinación y comercialización del petróleo venezolano.

Cuencas petrolíferas de Venezuela

1. Cuenca Maracaibo-Falcón

Esta fue la cuenca de mayor producción en Venezuela hasta el año 1998. Ya en el año 2000 produjo solamente el 46,6% de la producción nacional. Actualmente cuenta con 13000 pozos activos y tiene una capacidad de producción 1,885 millones de bpd. Se relaciona geológicamente con la cuenca del Lago de Maracaibo. En el año 2000 produjo 375 millones de barriles de petróleo.

2. Cuenca Barinas Apure

Esta cuenca abarca los estados Apure, Barinas y Portuguesa. Actualmente tiene 350 pozos activos y una capacidad de producción de 1,66 millones de barriles.

3. Cuenca Oriental

Abarca las zonas petroleras de los estados de Anzoátegui, Monagas, Guárico, Sucre y Delta Amacuro. Es la cuenca más extensa y tiene 3300 pozos activos. En esta cuenca se encuentra la Faja Bituminosa del Orinoco donde se produce un petróleo pesado con un alto contenido de azufre. Ese petróleo se utiliza para producir un combustible específicamente diseñado para el uso de las empresas eléctricas, el sector industrial y la calefacción.

5. Cuenca Tuy-Cariaco

Esta cuenca se extiende desde Barlovento, en el estado Miranda, hasta el Golfo de Cariaco en Sucre; casi toda la cuenca se encuentra cubierta por el Mar Caribe. La cuenca incluye la región de la península de Araya y las Islas de Margarita, Coche y Cubagua. Se están llevando a cabo estudios que determinarán el valor comercial del petróleo que potencialmente podría existir en esta cuenca.

Usos del petróleo y sus derivados

El petróleo es una sustancia que las personas conocen y usan desde miles de años, con el nombre de aceite de roca se empleaba, por ejemplo en tipos de embarcaciones, y en el antiguo imperio babilónico (actual Irak) ya se asfaltaban con él las calles principales. Sin embargo sus utilidades eran escasas. Para el siglo XX se comienza a trabajar en plantas petroquímicas para la refinería.

Después del refino en plantas petroquímicas se obtienen los siguientes derivados:

• Gases: Utilizados para combustible doméstico y de locomoción.

• Gasolinas: Utilizadas como combustible para motores industriales y automóviles.

• Queroseno: Utilizado como combustible de aviación.

• Gas-oil: Utilizado como combustible en motores diesel.

• Aceites lubricantes: Utilizados en industria química como engrasado de máquinas o explosivos.

• Asfaltos: Utilizados en la pavimentación de carreteras.

• Parafinas y carbón de coque: Utilizados en altos hornos.

• Vaselina: Utilizada para pomadas y ungüentos.

Otros subproductos son alcoholes, digerinas, bencenos y taduenos, utilizados en la fabricación de fibras textiles, plásticos, lacas, colorantes y disolventes.

LA EXPLORACIÓN

Es la búsqueda, el descubrimiento, la exanimación de algún lugar.

En el ámbito petrolífero podemos definir que la exploración no es más que la búsqueda de yacimientos de petróleo y/o gas que comprende todos aquellos métodos destinados a detectar yacimientos comercialmente explotables. Incluye el reconocimiento superficial del terreno, la prospección (sísmica, magnética y gravimétrica), la perforación de pozos de exploración y el análisis de la información obtenida.

ETAPAS DE LA EXPLORACIÓN

• Identificación de áreas de interés: Con esta etapa se inicia la exploración en una región virgen o desconocida.

Se trata de una fase preliminar en la que se utilizan métodos indirectos como la geología de superficie (se toman muestras de rocas) o geología de campo, reconocimiento desde el aire (radares y métodos aeromagnéticos y aerogravimétricos) y espacio, geoquímica y geofísica.

• Detección de trampas: Cuando ya se detectó el área de interés, se procede a identificar las trampas o estructuras que pudieran contener petróleo.

Para esta fase se utilizan métodos geofísicos de alta tecnología como la sísmica tridimensional (3D) y métodos avanzados de visualización e interpretación de datos.

En esta etapa se definen en forma detalla las trampas de hidrocarburos (denominadas prospectos) y se jerarquizan según las reservas estimadas y su potencial valor económico.

• Verificación de la acumulación: Cuando se han identificado los prospectos, se decide dónde perforar los pozos exploratorios, único medio seguro de comprobar si realmente hay petróleo.

Durante esta etapa, el geólogo extrae la información de los fragmentos de roca cortados por la mecha (ripios) detectando estratos (capas) potencialmente productores.

La perforación exploratoria es una operación muy costosa y de alto riesgo, tanto por la interpretación geológica, la pericia y el tiempo requeridos, como por los riesgos operacionales que implica.

Estadísticamente, de cada diez pozos exploratorios que se perforan en el mundo, sólo tres resultan descubridores de yacimientos.

etapas de la exploracion

MÉTODOS DE EXPLORACIÓN

Previamente hay que ejecutar inúmeras tareas de estudio de terreno en la busca y exploración de yacimientos de petróleo, aunque no se disponga de un método científico riguroso. Según el tipo de terreno están disponibles los métodos geológicos o geofísicos.

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 DE EXPLORACIÓN EN VENEZUELA

En Venezuela han sido muy diversos los indicadores o métodos que se utilizaron y que utilizan para lograr un hallazgo, estos han dado origen a todos los descubrimientos de campos petroleros realizados en el territorio nacional

No obstante los avances científicos y tecnológicos en las Ciencias de la Tierra y sus aplicaciones, la búsqueda de hidrocarburos involucra riesgos calculados. Esos riesgos ineludibles, de pequeña, mediana o mayor magnitud, representan inversiones de dineros de manera concomitante con la cuantía de reservas probadas en carteras, tipos y volúmenes de crudos requeridos y la posición futura de la empresa en el negocio.

La presencia del riesgo se debe al hecho de que ningún método de exploración garantiza plenamente la existencia de las acumulaciones petrolíferas comerciales deseadas. Hasta ahora, cada método, dentro de sus técnicas y expectativas de resolución, lo que ofrece es una opción para indicar que las condiciones y posibilidades que ofrece el subsuelo para el entrampamiento de hidrocarburos son halagadoras en mayor o menor grado. La confirmación definitiva de esas posibilidades la dará la barrera de perforación y la evaluación económica del descubrimiento se encargara de decir si es negocio a desarrollar las acumulaciones de gas y/o petróleo encontradas.

Si la exploración fuera infalible no habrían pozos secos y el hallazgo de acumulaciones petrolíferas sería fácil, pero la naturaleza es caprichosa, algunas veces, y tratándose de petróleo, muy caprichosa.

Prácticamente, todos los métodos de prospección petrolera han sido utilizados en el país, desde el más elemental (observación de menes) hasta los más modernos y sofisticados. En los últimos veinte años, los adelantos en diseño y construcción de sismógrafos, como también la adquisición, el procesamiento y la interpretación de datos obtenidos mediante este método, han hecho que esta sea la herramienta más utilizada en la prospección de yacimientos petrolíferos en casi todo el mundo.

DESARROLLO DE LA EXPLORACIÓN

La Cartera de Intevep en el año 2010 estuvo comprendida por 121 proyectos. A continuación se muestran los logros en el área de investigación y desarrollo de Exploración y Estudios de Yacimientos.

En apoyo a los proyectos de Costa Afuera se realizaron evaluaciones de los fluidos de tres nuevos pozos del proyecto Mariscal Sucre y uno en el Proyecto Rafael Urdaneta. Posteriormente se realizó la carga de 129 líneas sísmicas 2D, aportando información necesaria para el proyecto de estudio y análisis de yacimientos con alta permeabilidad vertical y alto buzamiento que se realiza en dicha área.

A fin de suministrar información esencial en la fase de construcción del modelo estático de yacimiento para apalancar los cálculos del petróleo original en sitio y de reservas de los diferentes bloques de la FPO (*1), se realizaron análisis bioestratigráficos, geoquímicos, petrográficos y La Cartera de Intevep en el año 2010 estuvo comprendida por 121 proyectos. A continuación se muestran los logros en el área de investigación y desarrollo de Exploración y Estudios de Yacimientos.

También se realizaron estudios de geología de superficie en Falcón Oriental y muestras de núcleos de los campos Cumarebo- La Vela, así como el análisis de muestras de crudo y gas de esta área. Asimismo, como parte del acuerdo de unificación de yacimientos entre Venezuela y Trinidad y Tobago, se realizó la migración de datos del Proyecto Trinidad BP (pozos y sísmica).

Con el propósito de que en el mediano plazo se produjera un aumento en la producción de áreas tradicionales en PDVSA, se generaron los modelos estáticos de los campos Aguasay Norte, Aguasay Central, Aguasay Este, Caro y Carisito, los cuales contienen hidrocarburos de las formaciones Oficina y Merecure en un total de 224 yacimientos, donde se han calculado 3.276 MMMPCN (*2) de gas original en sitio y 1.740 MMBN (*3) de petróleo original en sitio, cuyas gravedades varían principalmente entre los tipos de hidrocarburos mediano y liviano, con algunos yacimientos de condensado y gas.

Se apoyó el desarrollo de aplicaciones geocientíficas mediante la instalación y prueba del Módulo de Modelado Sísmico Exploratorio del Paquete PEMON en Exploración y Producción, División Oriente.

Igualmente, se desarrolló la plataforma para la caracterización estática de yacimientos y se creó la versión beta del Módulo de Interpretación Geológica del Paquete Orinoco, futura herramienta de trabajo en los proyectos de exploración y caracterización de yacimientos en el ámbito nacional e internacional.

Se realizaron pruebas de desplazamiento lineal para la cuantificación del incremento en el factor de recobro de crudo TJ-897, utilizando diferentes tasas de mezcla álcali-surfactante-polímero que generaron variaciones en la relación vapor petróleo, obteniendo una recuperación de crudo promedio de 72%.

Se desarrolló la primera versión venezolana de una herramienta de jerarquización de procesos de recobro mejorado, la cual incluye procesos térmicos, inyección de gases y procesos químicos.

Logros en Exploración petrolera

Entre los resultados obtenidos con los proyectos de estudios exploratorios nacionales se tiene:

• La oficialización ante el MENPET de las reservas probadas descubiertas por el pozo J-496X en el año 2009 con una volumetría asociada de 22,3 MMBls de crudo y 54,1 MMMPC de gas. El total de Reservas Probadas + Probables para el pozo J-496X se estimó en 79,2 MMBls de crudo y 192,3 MMMPC de gas.

• Entrega oficial a Producción del área de Reservas Probadas del yacimiento NARS J 496, correspondiente al segmento estructural investigado por el pozo J-496X, Campo Jusepín para ser explotadas a través de un plan conceptual.

• Presentación ante el MENPET de los resultados del Proyecto Generación de Prospecto Norte de Monagas. Diagnóstico para la Propuesta de Homologación de la Nomenclatura Estratigráfica, en los campos ubicados en el área norte de Monagas.

• Oficializadas ante el MENPET la incorporación de Reservas Probadas+Probables del pozo SSW-63X (3,9 MMBls de crudo y 0,007 MMMPC de gas).

• Incorporación de 35 nuevas oportunidades a la Base de Recursos de Exploración con un volumen de expectativas estimadas en el orden de los 1.105 MMBls de crudo y 1.849 MMMPC de gas.

En cuanto a la Actividad Operacional de Geofísica, durante el año 2010 se adquirieron 726 km de sísmica bidimensional en el área centro sur del proyecto Mantecal Oeste 07G. Las actividades de reprocesamiento alcanzaron un avance de 99%.

El proyecto Barracuda 10G 3D, inició las actividades de movilización al cierre del período y se adquirieron 97,4 km2 de sísmica tridimensional. Adicionalmente, continúan las actividades iniciadas en años anteriores relacionadas con los proyectos Dragón Norte 08G 3D (2.771 km2) y Oro Negro 07G 3D (761 km2).

Los datos de Oro Negro están siendo procesados en el centro de procesamiento de datos geofísicos, en Maracaibo, lo que representa un total de 20.686 registros válidos.

También se ejecutaron las actividades previas a la fase de adquisición para el resto de los proyectos sísmicos: Guafita La Victoria 2D, Barinitas Las Lomas 3D, Pantano Oriental y Barinitas Este 3D.

Avances de la Exploración al 2010

La actividad exploratoria durante el año 2010, fue realizada de conformidad con lineamientos estratégicos, enmarcados en el Plan Desarrollo Económico y Social de la Nación 2007-2013 y las directrices de PDVSA establecidas en el Plan Siembra Petrolera, específicamente en el 4to eje, referido al crecimiento de áreas tradicionales.

Como resultado de la gestión llevada a cabo por Exploración durante el año 2010, se logró incorporar Reservas (Probadas y Probables), estimadas en 3,9 MMBls de petróleo y 0,007 MMMPC de gas, asociada al descubrimiento del yacimiento BUR SSW-063, por el pozo SSW-63X.

La actividad llevada a cabo por los Proyectos de estudios exploratorios durante el año 2010, estuvo concentrada en la revisión, identificación y maduración de nuevas oportunidades para incorporar y actualizar la base de recursos de exploración, además de proponer levantamientos sísmicos y localizaciones exploratorias, que permitan soportar el plan a corto y mediano plazo, con el fin de proveer los volúmenes de hidrocarburos requeridos.

Durante el 2010 se ejecutaron 29 Proyectos de estudios exploratorios (23 Proyectos Nacionales y 6 Proyectos Internacionales), los cuales tenían como objetivo investigar un volumen total de expectativas estimadas en 41.992 MMBls de crudo y 90.736 MMMPC de gas asociadas a los proyectos nacionales, y en el ámbito internacional 2.953 MMBls de crudo y 25.159 MMMPC de gas para los proyectos llevados a cabo por Exploración.

Geográficamente los proyectos nacionales se encuentran ubicados en las áreas de: Oriente, Occidente, Centro Sur y Costa Afuera; y a nivel internacional en las Repúblicas de Bolivia, Argentina, Cuba, Ecuador y Uruguay, países con los cuales la República Bolivariana de Venezuela ha firmado convenios de cooperación.

Proceso de extracción del petróleo

Proceso de extracción del petróleo. Una vez elegida el área con mayor posibilidad, se realiza la perforación en el yacimiento hasta llegar al mismo, a veces se llega a considerables profundidades como 6000m.

Se comienza por construir altas torres metálicas de sección cuadrada, con refuerzos transversales, de 40 m a 50 m de altura, para facilitar el manejo de los pesados equipos de perforación y el subsuelo se taladra con un trépano que cumple un doble movimiento: avance y rotación.

Si la presión de los fluidos es suficiente, forzará la salida natural del petróleo a través del pozo que se conecta mediante una red de oleoductos hacia su tratamiento primario, donde se deshidrata y estabiliza eliminando los compuestos más volátiles.

Los componentes químicos del petróleo se separan y obtienen por destilación mediante un proceso de refinamiento. De él se extraen diferentes productos, entre otros: propano, butano, gasolina, keroseno, gasóleo, aceites lubricantes, asfaltos, carbón de coque, etc.

Como está compuesto por más de 1 000 hidrocarburos, no se intenta la separación de cada uno de ellos. Es suficiente obtener fracciones, de composición y propiedades aproximadamente constantes, destilando entre dos temperaturas prefijadas, la operación requiere varias etapas.

El proceso de craqueo térmico, o pirólisis a presión, se desarrolló en un esfuerzo para aumentar el rendimiento de la destilación, las partes más pesadas del crudo se calientan a altas temperaturas bajo presión. Esto divide las moléculas grandes de hidrocarburos en moléculas más pequeñas, lo que aumenta la cantidad de gasolina.

Estadísticas referentes a la producción - valor - mercado del petróleo venezolano

4.1 Las reservas de Petróleo en Venezuela:

Las reservas petroleras se definen como aquella porción de petróleo contenida en los yacimientos, que se considera recuperable con la utilización de la tecnología existente. Según el grado de seguridad de su existencia las reservas pueden ser: probadas, probables y posibles.

En la actualidad, el desarrollo de nuevas tecnologías ha impulsado el descubrimiento de nuevos yacimientos, por lo que el nivel mundial de las reservas ha crecido de manera considerable en las últimas décadas. Sin embargo, es un hecho real que la mayoría de los países tienden a exagerar las estadísticas relacionadas con sus volúmenes de reservas, por lo que hay que ser cautelosos a la hora de evaluar el petróleo que se encuentra disponible bajo el subsuelo del planeta.

En Venezuela, a principios de los años noventa, las reservas probadas y probables fueron estimadas en unos 182.500 millones de barriles de crudo. A éstos hay que añadir reservas identificadas de crudos livianos por el orden de los 9.000 millones de barriles, así como 135.000 millones de barriles de crudo pesado de la faja del Orinoco. Todo esto da un gran total de 326.000 millones de barriles de petróleo en reservas, cifra que coloca a Venezuela en el cuarto lugar a nivel del mundo, solamente superada por (en orden de importancia) Arabia Saudita, Rusia y Kuwait.

4.2 La producción y mercado de Venezuela.

Durante los últimos veinte años, la producción venezolana de Petróleo Crudo se ha ubicado alrededor de los 9 millones de toneladas métricas anuales, como resultado de una producción diaria que, en el mismo lapso de tiempo, ha oscilado entre los 2,5 y los 3,2 millones de barriles por día; en la actualidad sigue siendo la cuenca de oriente la más importante en cuanto a volúmenes de producción, pues aporta más del 60% del petróleo extraído del subsuelo venezolano.

En materia de refinación, que es el proceso al que se somete el crudo para librarlo de impurezas y extraer de él varios derivados, hay que destacar como hecho positivo el constante aumento de la capacidad refinadora de la industria petrolera nacional. El aumento se debe a la fuerte inversión realizada por el Estado para la construcción de enormes centros refinadores (Amuay, El Palito, Bajo Grande, Puerto la Cruz); mención aparte merece el denominado "Complejo Refinador Para guana" (C.R.P.), ya que sus instalaciones, conformadas por varias refinerías, lo colocan como el más importante de todo el mundo, pues se encuentra en condiciones de procesar más de 1.300.000 barriles de crudo al día.

En la actualidad, la industria petrolera venezolana es una de las más reconocidas en el ámbito internacional, gracias a su gran capacidad de producción y refinamiento que sirve para satisfacer, no sólo las necesidades de energía del mercado nacional, sino además, la demanda de petróleo de muchos países del mundo, desde los Estados Unidos hasta el Japón. Venezuela es considerada internacionalmente como el más importante productor petrolero del Hemisferio occidental

Gas Natural: El gas natural constituye una mezcla de hidrocarburos y pequeñas cantidades de compuestos no-hidrocarburos en fase gaseosa o en solución con el petróleo crudo a nivel de reservorio. Es un gas incoloro con poder calorífico de aproximadamente 8500 cal/m3, constituyendo una energía eficaz, rentable y limpia. La molécula del gas natural está compuesta por un (1) átomo de carbono y cuatro (4) de hidrógeno, representada por la fórmula (CH4).El gas directo que se distribuye a nuestros hogares, comercios e industrias a través de los sistemas de tuberías, se denomina gas metano por contener el mayor porcentaje de contenido de CH4. El gas que se distribuye por bombona y a granel (GLP – Gas Licuado de Petróleo) está constituido principalmente por propano y butano. Molécula de Gas Metano

Componentes

Un tipo de gas natural promedio estaría constituido por los siguientescomponentes: ComponenteNomenclaturaEstadoNaturalMetanoCH4GasEtanoC2H6GasPropanoC3H8GasLicuableButanoC4H10GasLicuablePentanoC5H12LíquidoHexanoC6H14LíquidoNitrógenoN2GasGas Carbónico CO-CO2GasSulfuro de H2SGas

HidrógenoHidrógenoH2SGasAguaH2OGas

Eficiencia como combustible

Origen

El origen geológico del gas natural es semejante y en algunos casos igual al del petróleo. Existen dos (2) teorías fundamentales que explican su origen, tales como: la teoría biológica y la teoría no biológica. La teoría biológica sostiene que el gas fue creado durante elperíodo carbonífero de la formación de la Tierra, hace 280 a 345millones de años, por la descomposición de las plantas y animales que murieron y cuyos restos fueron arrastrados a las profundidades de antiguos lagos y océanos; dicha teoría señala que mucha de esa materia orgánica fue descompuesta por el aire u oxidada y se perdió en la atmósfera pero otra fue enterrada antes de que se marchitara y depositada en aguas estancadas libres de oxígeno, que previnieron su oxidación. Con el paso del tiempo, la arena, el lodo y otros sedimentos arrastrados por las corrientes se compactaron en las rocas. Estos estratos apilados, causaron que la materia orgánica quedara preservada en las rocas sedimentarias y éstas, por su peso, crearon presiones y calor lo que originó el cambio de ese material orgánico en gas y petróleo. La temperatura es el factor principal en la formación de crudos y de allí es que se conoce el gas biogénico o microbiano, casi metano puro. En cambio, la teoría no biológica sostiene que el gas fue creado cuando el carbón transportado a la Tierra por meteoritos, depositó abundante hidrógeno en la atmósfera originando la formación de hidrocarburos los cuales se calentaron produciendo metano.

Cadena de Valor

El concepto de cadena de Valor del Gas Natural se basa en la identificación de grupos de procesos (eslabones) que por su naturaleza generan cambios físicos sobre dicho recurso o permiten su disposición para el consumidor final, razón por la cual constituyen en sí mismos una actividad productiva. Los eslabones de la cadena de valor del Gas Natural son: Exploración y Producción, Tratamiento y Extracción, Fraccionamiento, Transporte y Distribución.

Exploración y Producción: La cadena de Valor del Gas Naturales inicia con la exploración, ésta es la actividad en la cual se realizan los estudios necesarios (levantamiento de sísmica, análisis geológicos, etc.)Para descubrir, identificar y cuantificar acumulaciones de hidrocarburos gaseosos. Una vez detectados los recursos, se procede a definir el plan de desarrollo del yacimiento y se inicia la fase de producción del Gas Natural, la cual representa el conjunto de actividades que permiten extraer el recurso contenido en los yacimientos y su separación del petróleo (cuando se trate de gas asociado).

Tratamiento y Extracción: El Tratamiento (también denominado acondicionamiento) es una actividad que permite remover los componentes no hidrocarburos del gas natural, principalmente dióxido de carbono (CO2), sulfuro de hidrógeno (H2S), agua (H2O), componentes sólidos y otros, a través de cualquier proceso físico, químico o de ambos. Luego de ser tratado se procede a separar el Gas Metano (CH4) del resto de los componentes del Gas Natural (CH4+) llamados líquidos o componentes pesados, este proceso se conoce como Extracción.

Fraccionamiento: Proceso mediante el cual los hidrocarburos pesados son removidos y separados en productos distintos o fracciones como el propano, butano y etano.

Transporte y Distribución: Ambos eslabones constituyen el vínculo entre las actividades asociadas a la extracción (Exploración y Producción) y adecuación (Tratamiento o Acondicionamiento) del Gas Natural y el consumidor final.

Transporte: Es el conjunto de actividades necesarias para recibir, trasladar y entregar el Gas Natural desde un punto de producción o recolección a un punto de distribución, para ello se requiere el uso de gasoductos y plantas de compresión si se transmite el hidrocarburo en estado gaseoso o facilidades de licuefacción, regasificación y desplazamiento vía marítima si se transporta en estado líquido.

Distribución: Conjunto de actividades que permiten recibir, trasladar, entregar y comercializar gas desde el punto de recepción en el sistema de transporte hasta los puntos de consumo, mediante sistemas de distribución Industrial y Doméstico.

Reservas en Venezuela

Venezuela cuenta con vastas reservas probadas de gas natural por el orden de 170,9 BPC, ubicándonos como el octavo país del mundo con mayores reservas probadas de gas natural y el primero de América Latina, constituyendo un cuadro fuerte de oferta a largo plazo de este recurso estratégico. El 68% de esas reservas probadas se encuentran en la zona oriental del país, 20% en la zona occidental, 12% en la Faja y 2%en la zona sur del país. El 85% de estas reservas probadas de gas natural corresponden a gas asociado al petróleo y 15% de gas no asociado.

Capacidad de producción del gas natural

La capacidad de producción del gas natural hasta 4.936 MBD para el año 2013, de los cuales 2.850 MBD corresponderán a gestión directa; 590 MBD a empresas mixtas en áreas tradicionales; 832 MBD a empresas mixtas de la Faja Petrolífera del Orinoco, 280 MBD amuevas empresas mixtas en la Faja Petrolífera del Orinoco y 384 MBD de líquido de gas natural (LGN). Asimismo, la visión de largo plazo es alcanzar una capacidad de producción de 6.500 MBD para el 2021.Elevar la capacidad instalada de refinación hasta 3.600 MBD al 2013 y 4.100 MBD al2021. Aumentar la producción de gas natural a 12.568 MMPCD al 2013, lo que permitirá convertir a Venezuela en un exportador de gas natural.

Definición Producción del gas natural

A medida que se extrae gas de un yacimiento, la presión existente en el depósito, que impulsa el material a la superficie, va disminuyendo gradualmente. Al final, la presión acaba haciéndose tan baja que el gas que queda no avanza por la roca porosa hasta el pozo. Cuando se llega a ese punto ya se ha extraído casi todo el gas de un yacimiento. Las nuevas técnicas que permiten perforar en horizontal y no sólo en vertical han reducido drásticamente el coste de encontrar reservas de petróleo y gas.

Reserva probada y posible del gas natural

Venezuela cuenta con 147 billones de pies cúbicos (BPC) (4,15 Billones de m3) de gas en reservas probadas, además posee recursos entre 40 y 60 BPC por confirmar. Dichas cifras representan el primer lugar de América Latina, la novena a escala mundial y la séptima respecto a los países que integran la OPEP. De las reservas probadas de gas natural en Venezuela, el 91% corresponde a gas natural asociado. El mayor volumen de reservas del país (70%) está localizado en el Oriente, 23%corresponde al Occidente (62 BPC) y el resto a Costa Afuera 7%.Las reservas más importantes de Gas libre se encuentran Costa Afuera, siendo las áreas más avanzadas en exploración las correspondientes al Proyecto en el norte de la Península de Paria y las de la Plataforma. La zona del Golfo de Venezuela tiene un potencial elevado que comenzará a ser explorado en el marco del Proyecto Rafael Urdaneta, actualmente en proceso de definición.

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