PETRLEOS DE VENEZUELA, S.A. (PDVSA)

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REPBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR DE

PETRLEO Y MINERA

MEMORIA PETRLEOS DE VENEZUELA

(PDVSA)

CARACAS, ENERO 2012

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1. Exposicin de Motivos

A continuacin se presenta la Memoria y Cuenta de Petrleos de Venezuela, S.A. correspondiente al ao 2011, dando cumplimiento a lo tipificado en el artculo 244 de la Constitucin de la Repblica Bolivariana de Venezuela, as como a los fundamentos establecidos en la Resolucin N 003 del Ministerio del Poder Popular de Planificacin y Desarrollo (hoy Ministerio del Poder Popular de Planificacin y Finanzas), publicada en la Gaceta Oficial N 38.605 de fecha 16 de Enero de 2007 y en la Providencia Administrativa N 06-004 emanada de la Oficina nacional de Contabilidad Pblica, adscrit5a la MPPF, publicada en la Gaceta Oficial N 38.600, de fecha 09 de Enero de 2007, respectivamente, en las cuales se regula la formacin de la formacin de la Cuenta y al Memoria Anual de los rganos de la Administracin Pblica Central.

El presente documento, expone en forma breve los lineamientos estratgicos para el ao 2011 emanados de la Asamblea de Accionistas de PDVSA. As mismo, se hace un recuento de los principales logros, describiendo los resultados globales alcanzados, en el marco de las polticas establecidas en el Plan de Desarrollo Econmico y Social de la Nacin 2007-2013, incluyendo las actividades realizadas a travs de la inversin de los recursos presupuestarios asignados para la ejecucin de los proyectos aprobados, detallando su estado en cada una de las reas que conforman la cadena de valor de los procesos productivos de la Corporacin.

Al revisar los resultados globales de la Empresa en sus aspectos operacionales, comerciales y financieros, deber tenerse en consideracin

que todas las cifras aqu mostradas relativas a las operaciones volumtricas de produccin y refinacin, son de carcter preliminar, as como las referidas a las ventas, tanto del mercado nacional como internacional, por cuanto las mismas deben ser auditadas en los estados financieros correspondientes, por las empresas externas a cargo de este proceso.

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Resumen Ejecutivo Durante el ao 2011, el mbito econmico del sector petrolero ha estado marcado por un aumento significativo en el precio absoluto del barril de crudo como resultado de la reduccin en la produccin de petrleo en Libia y el Mar del Norte y en general, por los riesgos permanentes de disponibilidad de crudo debido a la inestabilidad geopoltica reinante en el Medio Oriente y en el Norte de frica, as como por la volatilidad inherente en los mercados financieros y de materias primas a nivel global .

Adicionalmente, en el sector refinacin, la divergencia entre el precio del crudo Brent (crudo referencial internacional transportado por va martima) y el West Texas Intermediate (WTI, por sus siglas en ingls, crudo ligero referencial interno), ha representado el comn denominador durante este ao. Estos dos crudos, los cuales han sido comercializados tradicionalmente bajo paridad de precios, comenzaron a separarse de sus valores de paridad histricos a finales del ao 2010 y particularmente a comienzos de este ao, llegando a alcanzar un diferencial por encima de los 25 dlares por barril a favor del Brent en el verano de 2011. Durante este ao se observ que los precios de los productos en el mercado estadounidense siguieron la tendencia de alinearse con la fortaleza mostrada por el crudo Brent, generando una ventana de oportunidad en los mrgenes de refinacin para aquellos refinadores que pudiesen o bien correr crudo WTI o similares, o preciar sus compras de crudo atadas al marcador WTI, el cual se mantuvo consistentemente deprimido frente al Brent.

Esta situacin de incremento de los precios, ha trado para PDVSA un aumento en los ingresos de la corporacin, con el consecuente aumento en el Aporte Fiscal. As mismo, el diferencial entre el precio del crudo WTI y el

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Brent ha impactado de manera positiva las ganancias de nuestra Filial CITGO en Estados Unidos de Norteamrica.

El importante crecimiento en la valoracin de los crudos a nivel internacional durante 2011, permiti renovar las expectativas positivas en materia de demanda y precios del crudo en el mediano y largo plazo, lo cual reactiv una serie de inversiones en materia de hidrocarburos a nivel global. En este contexto, PDVSA firm importantes acuerdos de exploracin, produccin y comercializacin de hidrocarburos en el rea de Faja Petrolfera del Orinoco, con empresas de pases aliados., as como otros acuerdos en materia de refinacin y de explotacin del gas, que permitirn en su conjunto posicionar PDVSA como una de las empresas de mayor expansin en el mediano plazo a nivel internacional.

No obstante, a pesar de estos retos econmicos, la Empresa ha mostrado un slido desempeo, cumpliendo con su rol como elemento impulsor de la economa venezolana y como herramienta fundamental en la construccin del Socialismo del Siglo XXI.

El presente documento se elabora a solicitud del Ministerio del Poder Popular de Petrleo y Minera, en cumplimiento a lo establecido en el artculo 244 de la Constitucin de la Repblica Bolivariana de Venezuela, la Resolucin N 003 del Ministerio del Poder Popular de Planificacin y Desarrollo (hoy Ministerio del Poder Popular de Planificacin y Finanzas) y en la Providencia Administrativa N 06-004 emanada de la Oficina nacional de Contabilidad Pblica.

Este documento muestra los resultados operacionales, comerciales y financieros obtenidos en el ao 2011, los lineamientos estratgicos

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establecidos para el presente ao, los logros alcanzados, la relacin de los proyectos ejecutados y los planes de accin para el ao 2012.

En cuanto a los lineamientos establecidos para el ao 2011, stos se agrupan en dos categoras: Lineamientos Orientados al Fortalecimiento de la Soberana Econmica del pas y Lineamientos dirigidos al Posicionamiento Geopoltico de la Repblica Bolivariana de Venezuela en el mbito Internacional.

Entre los Lineamientos orientados al Fortalecimiento de la Soberana Econmica, podemos destacar. a) La alineacin con el Plan de Desarrollo Econmico y Social de la Nacin; b) El cumplimiento del marco legal y fiscal vigente; c) Apoyo al Ministerio del Poder Popular de Petrleo y Minera en lo que se refiere a la aplicacin y desarrollo de la poltica de Plena Soberana Petrolera, el establecimiento de polticas pblicas en materia energtica, en la certificacin de reservas y estudios integrados de yacimientos en la Faja Petrolfera del Orinoco y en los procesos de fiscalizacin y metrologa de las actividades del negocio; d) Contribuir con el desarrollo nacional, a travs del impulso a la formacin y desarrollo de capital nacional y el suministro continuo y regular de hidrocarburos, e) Ejecutar las acciones necesarias para incrementar los niveles de recuperacin secundaria de crudo y gas y f) Desarrollar las reservas de crudo y gas

Con relacin a los Lineamientos dirigidos al Posicionamiento Geopoltico de la Repblica Bolivariana de Venezuela en el mbito Internacional, se pueden mencionar: a) Apoyo al Ministerio del Poder Popular de Petrleo y Minera en el fortalecimiento de la OPEP, en el Foro de Pases Exportadores de Gas, en la Unin Suramericana de Naciones y organismos multilaterales de energa; b) Reorientacin de nuestros negocios en el exterior; c) Diversificacin de mercados y d) Mejorar la composicin de nuestra cesta de exportacin.

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En lo que se refiere a los resultados y logros en los aspectos operacionales, comerciales, financieros y sociales, se tiene lo siguiente:

Respecto a las actividades exploratorias, destacan como principales resultados de esa gestin:

Inicio de la perforacin del pozo exploratorio SMW-31X (Localizacin Maporal SE-AX, en el rea de Boyac, con el cual se estima incorporar reservas en el orden de los 3 MMBls de crudo y 0,2 MMMPC de gas.

Se sometieron ante el Ministerio del Poder Popular de Petrleo y Minera, las Reservas Recuperables Probadas de petrleo de 19,7API, descubiertas por la perforacin del pozo SSW-64X, campo Silvestre, estado Barinas, a nivel de la Formacin Escandalosa, Miembro P, las cuales se encuentran por el orden de 1,347 MMBls de crudo.

Adquisicin de 1.697 Km2 de lneas ssmicas 3D del proyecto Barracuda 10G 3D, con el objetivo de apalancar los proyectos exploratorios del rea del Golfo de Venezuela.

Adquisicin de 100 Km. de ssmica 2D del proyecto Barinas Este 07G 3D.

Evaluacin y Completacin del pozo delineador FRA-8 (Occidente), con el cual se espera incorporar reservas (Proyecto Framolac), estimadas en el orden de los 101 MMBls de crudo y 15 MMMPC de gas, en el ao 2012.

Generacin de 3 oportunidades exploratorias (Mantecal AX, BX y CX), en el rea de Mantecal, estado Apure, producto de la interpretacin ssmica del levantamiento Mantecal 07G 2D. Las expectativas asociadas a estas oportunidades se estiman en 413 MMBls de crudo

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y 33 MMMPC de gas y corresponden a la seccin del Miembro Arauca, de la Formacin Guafita de edad Oligoceno. Esto permiti la definicin de un Plan Exploratorio para el rea (tres pozos exploratorios y cinco delineadores). El descubrimiento de crudo con un rango de gravedades API entre 11 28. En esta zona impulsara la construccin de infraestructura refinadora conexas en la regin

Para el perodo indicado la produccin promedio de Petrleo se ubic en 2.991 MBD, los cuales se encuentra distribuda de la siguiente manera: Oriente 1.001,05 MBD, Occidente con 831,98 MBD y la Faja Petrolfera del Orinoco con 1.157,97 MBD. En materia de Gas Natural, la produccin promedio para el 2011 fue de 6.813 MMPCD, distribudo de la siguiente manera: Oriente aport 5.310 MMPCD, Occidente 783 MMPCD y la Faja del Orinoco 717 MMPCD. Con relacin a la produccin promedio de LGN para el ao 2011 se ubic en 132,5 MBD, de los cuales 129,3 MBD corresponden a la regin oriental y 3,2 MBD a la regin occidental.

La produccin al cierre del ao 2011, a nivel Nacin est sustentada por la operacin de 19.743 pozos activos y la disponibilidad de 232 taladros activos.

Con relacin al Sistema de Refinacin Nacional incluyendo la Refinera Isla, durante el 2011 se procesaron, en promedio, 1.168 MBD de Petrleo Crudo, con un factor de utilizacin promedio de 87%. Adicionalmente, se realizaron esfuerzos importantes en materia de mantenimiento mayor de las refineras nacionales, con el objeto de garantizar la seguridad de las instalaciones, as como el nivel de confiabilidad requerido en dichos centros de refinacin.

En materia de comercializacin de crudos y productos en los mercados internacionales, las exportaciones totales durante el ao 2011, alcanzaron el nivel de 2.474 MBD, los cuales se distribuyen de la siguiente manera: 639

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MBD a la regin de Asia, 620 MBD a Latinoamrica y el Caribe, 148 a Europa. El resto de las exportaciones de 1.067 MBD, se comercializaron en Norte Amrica, el mayor volumen de los crudos exportados a esta regin se proces en nuestras Refineras CITGO y otras plantas en las cuales PDVSA tiene participacin.

Un aspecto resaltante ha sido el avance de las actividades del Proyecto AUTOGAS (GNV), el cual tiene como objetivo el reemplazar combustibles lquidos, bsicamente Gasolina y Diesel, en el Sector Transporte por el gas vehicular. En el perodo enero - diciembre 2011, se realiz la conversin de 7.582 vehculos al sistema de GNV y GLP por el Proyecto AUTOGAS y 47.500 vehculos convertidos por las ensambladoras. Actualmente, el Proyecto AUTOGAS acumula 41.170 vehculos convertidos y las ensambladoras 78.160 vehculos convertidos; para un total de 119.300 vehculos convertidos al sistema biocombustibles (Gasolina - Gas vehicular). Mediante las actividades de conversin vehicular al sistema GNV y GLP se generaron 920 nuevos empleos.

Asimismo, en materia de Gas Metano se entregaron al Mercado Nacional un promedio de 2.140,2 MMPCD, lo que representa un cumplimiento del 87% con base al plan de ventas establecido. De este volumen, 563 MMPCD se destinaron al sector elctrico, equivalente al 27% del Mercado Interno y 439 MMPCD al Sector Petroqumico, equivalente al 21%. Ambos sectores estratgicos consumen el 48% del mercado interno del gas metano. Con relacin a la produccin promedio de Gas Licuado del Petrleo (GLP) en el ao 2011, se produjeron 59.700 barriles da.

En cuanto a la distribucin de GLP al sector Domstico Comercial, a travs de la Filial PDVSA Gas Comunal, se transportaron desde las fuentes de suministro un total acumulado a de 1.484.337m3, (30.81 MBD) este valor si lo

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confrontamos con los 1.128.752m3 (23.43 MBD) ejecutados y acumulados en el periodo del 2010, nos da a notar un incremento del 32%

De la misma manera, PDVSA Gas Comunal en el 2011 pasa a controlar 54 de las 84 plantas de llenado; es decir el 65 % de las plantas existentes a nivel nacional y el 75%, del volumen de GLP del mercado interno con respecto al 52% que se tenan en el 2010

Finalmente, con esta Filial se constituyeron y pusieron en marcha las Redes Socialistas de Distribucin de Gas Licuado de Petrleos durante el periodo de Enero a Diciembre de 2011, formada por diez (10) Centros de Acopio

Otro aspecto de inters es el resultado de la filial denominada PDVSA Empresa Nacional de Transporte, S.A., encargada de la actividad de transporte de combustibles lquidos; basado en la Ley Orgnica de Reordenamiento del Mercado Interno de los Combustibles Lquidos, la cual tiene como fin primordial Reordenar el Mercado Interno de los combustibles lquidos. En Noviembre del ao 2008 se inici la toma de las empresas de transporte de combustibles y a la fecha se han absorbido 96 empresas, transportando un volumen para el perodo Enero - Diciembre 2011 de 93 MMBls. que representa el 62 % del volumen total del Mercado Interno, con una fuerza laboral de 1.695 personas, con una inversin de 640,70 MMBs.

Por otra parte, bajo la gestin de PDV Marina, durante este perodo anual (Ene-Dic) se han transportado alrededor de 145.000.000 de barriles de crudos y productos, atendiendo de manera eficiente la demanda nacional e internacional de acuerdo a los lineamientos corporativos, con una flota de 20 BT operativos (Inciarte, Guanoco, Paramacay, Yavire, Caura, Luisa Cceres de Arismendi, Negra Hiplita, Manuela Saenz, Negra Matea, Yare, Paramaconi, Eos, Proteo, Zeus, Icaro, Parnaso, Hero, Nereo, Teseo y

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Terepaima). La disponibilidad de los buques tanques oscila en un promedio de 80% para este perodo. Los contratos de construccin y adquisicin de buques en mercados internacionales aliados a Venezuela se han mantenido y operacionalizados algunos, tal es el caso con la Repblica del Japn donde PDVSA, S.A. adquiri 04 B/T tipo Aframaxes de 103.000 TPM y PDV Marina recibi tres de estas embarcaciones en los meses de marzo, junio y noviembre entre ellos: B/T Yare, B/T Paramaconi y B/T Terepaima los cuales estn operando 100%. Se prev la entrega del BT Tiuna para el primer trimestre de 2.012.

Durante el ao 2.011 se han fortalecido las alianzas estratgicas con pases amigos a la revolucin Bolivariana, a travs de las empresas mixtas TC SHIPPING (Irn), CV-SHIPPING (China), PETROVIETNAM (Vietnam) y PDV MARINA-SOVCOMFLOT (Rusia), con participacin accionaria 50/50 y cuyo propsito fundamental es la adquisicin, fletamento y operacin comercial de buques tanques. Adems, se constituy una empresa de propsito especial en la Repblica de Panam, PANAVENFLOT para atender los trmites de financiamiento de cuatro (4) buques provenientes del Astillero Sumitomo en Japn.

En lo que a los negocios internacionales se refiere, durante 2011, CITGO logr uno de sus principales objetivos al reanudar el pago de dividendos a PDVSA. En los meses de Agosto y Noviembre, se realizaron declaraciones de dividendos por 212,4 MM$ y por 286,4 MM$ respectivamente, para un total de 498,8 MM$, compuestos por 440,4 MM$ en efectivo y 58,4 MM$ en especie.

En cuanto a los aspectos operativos, al cierre del 2011, el volumen de crudo procesado por el sistema de refinacin de CITGO durante el ao promedia los 665 MBD, de este volumen de crudo, 218 MBPD (33%) son de crudo

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proveniente de PDVSA (procesados en Lake Charles y Corpus Christi), mientras que 448 MBD estn representados por crudos de otras fuentes. Adicional al crudo, se procesaron 97 MBD de insumos para optimizar la capacidad de conversin, totalizando 762 MBD. Adicional al crudo, hubo un procesamiento de 118 MBD de insumos para optimizar la capacidad de conversin, totalizando 817 MBD.

En cuanto al volumen de productos, la produccin promedio se ubica en 770 MBD. De este volumen, 338 MBD son de gasolina, 189 MBD de destilados, 85 MBD de combustible de aviacin, 57 MBD de petroqumicos y 101 MBD de productos industriales. Estos productos fueron colocados principalmente a travs de la red de distribucin de CITGO en el mercado estadounidense.

En el resto de los Negocios Internacionales de Refinacin (excluyendo Isla y CITGO), se procesan al cierre del ao 2011 un volumen total de crudo de 744 MBD (409 MBD suministrados por PDVSA), 369 MBD por debajo del volumen procesado en el ao 2010, debido principalmente al cese de la participacin de PDVSA en el negocio ROG y al menor procesamiento por cambio de configuracin de las refineras de Chalmette y Hovensa. Adicionalmente se estima procesar 96 MBD de insumos destinados a procesos y mezclas.

El volumen de productos obtenidos en el Sistema de Refinacin Internacional al final del ao 2011 es de 828 MBD, de los cuales 246 MBD corresponden a gasolinas y naftas, 269 MBD a jet y destilados, 91 MBD a residuales, 64 MBD a asfalto y coque, 19 MBD a lubricantes, 60 MBD a petroqumicos y 79 MBD a otros productos, entre los que se incluyen GLP, consumo propio y especialidades.

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Con relacin a la gestin de PETROCARIBE, se alcanz un suministro promedio total de 95 miles de barriles diarios (MBD) a los siguientes 10 pases: Antigua y Barbuda, Dominica, Granada, Guyana, Hait, Jamaica, Nicaragua, Repblica Dominicana, San Cristbal y Nieves y San Vicente y Las Granadinas.

As mismo, se logr el reforzamiento del esquema de compensacin comercial, a travs del intercambio de productos y servicios provistos por pases adscritos a los Acuerdos ALBA y PETROCARIBE: Guyana, Nicaragua y Repblica Dominicana, requeridos por nuestro pas, como parte del pago de su factura energtica. Al cierre del ao 2011, se ha logrado un incremento de un 21% con respecto al monto de los productos recibidos por concepto de la compensacin.

Por otra parte, se realiz el arranque de la Planta de Almacenamiento y Distribucin de Combustibles Schafik Jorge Handal en el Municipio Acajutla, costa del Pacfico al noroeste de El Salvador, pas al que, aunque no es firmante del Acuerdo PETROCARIBE, se le suministran combustibles bajo las mismas condiciones. Esta planta es la ms grande que se ha construido a la fecha, siendo la mayor en el pas, con una capacidad de 355 mil barriles (MBls) de combustibles, y una inversin total de 115,6 Millones de Dlares (MMUSD).

Logros Operacionales y del Negocio

En el 2011 se resaltan los logros operacionales alcanzados por el Negocio de Produccin EyP en cuanto a la poltica de potenciar e incrementar la capacidad de produccin de los hidrocarburos. En ese sentido, en la Direccin Ejecutiva de Oriente se culmina con xito el traslado de la primera

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Plataforma de Produccin (CPF) construida en el pas, siendo el remolque de la estructura ms grande en la historia del transporte en el ro Orinoco (7.800 TON), con una capacidad de produccin de crudo de hasta 70 MBD, 120 MBD de inyeccin de agua y manejo de ms de 40 MMPCD, la cual est siendo instalada en la Divisin Costa Afuera.

En esta misma Direccin, se increment en un 94% la produccin del rea Este del Campo Furrial, producto de la reduccin del corte de agua de 60% a 0% en el pozo Ful-105, mediante la realizacin de un caoneo a intervalo de 11 pies.

Por otra parte, la Direccin Ejecutiva de Occidente, inici el reemplazo de tubera convencional por tubera flexible en la Divisin Lago con la finalidad de recuperar produccin (crudo / gas) y eliminar contaminacin por derrames. Esta tubera flexible minimiza el uso de los sistemas de proteccin catdica y alarga la vida til de la tubera a 15 aos, al 31 de Diciembre 2011 se ha tendido 287 Km. de tubera para 274 pozos que se tenan planificado para ese perodo, con una disminucin de diferida de 37,2 MBD, que representan un 74% de disminucin.

As mismo, se logr la recuperacin de 3,5 MBD por reemplazo de lnea de diluente de 8" y 3,8 Km. de longitud entre la Estacin de Flujo UD-06 y la Estacin de Flujo UD-05, de la Unidad de Produccin Urdaneta, de la Divisin Lago.

Igualmente se resalta la conexin para el transporte de 29 MBD de crudo desde la Estacin de Flujo San Jos hasta la estacin de flujo San Julin, mediante la construccin de un oleoducto de 12 dimetro y 13,5 Km. de longitud; la restauracin a produccin de 987 pozos con 29,3 MBD; la rehabilitacin del pozo LMA-0072, el cual se encontraba cerrado desde

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Noviembre 2002. (1,9 MBD); la incorporacin de 1,2 MBD al potencial de la segregacin Ceuta (Divisin Lago Distrito Lago Sur), mediante la perforacin y caoneo en las Arenas "B" de la Formacin Misoa en el yacimiento B Inferior 6.0 VLG-3693 y la mayor produccin del pozo CLD0095, 1,1 MBD adicionales, asociados a la perforacin y produccin en el yacimiento C5-CLD0037. Unidad de Produccin Centro Sur Lago.

En lo que a la Direccin Ejecutiva Faja del Orinoco se refiere, destaca la realizacin exitosa de la Parada de Planta en las reas de Morichal y Jos, con una duracin de 29 y 30 das respectivamente, realizadas en paralelo, incrementando as los ndices de confiabilidad y disponibilidad de los equipos mayores.

Igualmente, resalta la puesta en marcha de 2 Unidades Socialistas de Produccin de Mezcla Asfltica en Caliente y Concreto Premezclado, ubicadas en Veguitas, Parroquia Rodrguez Domnguez, Municipio Alberto Arvelo Torrealba y en el sector el Toreo, Parroquia Torunos, Municipio Barinas, Estado Barinas, respectivamente.

Tambin se implantaron el Sistema de Control de Combustible Fronterizo (SISCCOMBF) en 109 Estaciones de Servicio en el estado Tchira y 51 Estaciones de Servicio en el estado Zulia, y los sistemas de Automatizacin en 17 pozos en San Tom y 65 pozos en macollas Morichal de la Faja. Automatizacin de 6 pozos productores de crudo en las reas de Carito y Pirital en Oriente, incorporando la supervisin de 14.553 barriles diarios y se reactivaron los sistemas automatizados de 6 instalaciones de produccin de Oriente de los Campos Furrial, Complejo Jusepn, Campo Orocual, Complejo Muscar, Estacin SISOR y Campo Quiriquire. Asimismo, el monitoreo de 432 cisternas a travs de Sistemas de Posicionamiento Global (GPS) para las operaciones de la Empresa Nacional de Transporte (ENT).

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Destaca, tambin, la reactivacin del Fideicomiso 0081 Capitalizacin de las Empresas de Produccin Social en PDVSA y su Fondo de Financiamiento para el apalancamiento de EPS por va de prstamos recuperables en condiciones especiales, que faciliten la dotacin de infraestructura, adquisicin de bienes de capital, acceso a tecnologa, obtencin de recursos humanos calificados y el adiestramiento necesario para fortalecer estas empresas hasta alcanzar su autonoma econmica y mejorar su eficiencia operacional

Recursos Humanos

PDVSA, en el transcurso del ao 2.011 ha incorporado en su fuerza laboral propia aproximadamente, 2.329 empleados y empleadas, contando para el 30/09/11 con un nmero de 97.505 trabajadores y trabajadoras. Estos trabajadores estn incorporados en la ejecucin de los proyectos estratgicos contemplados en el Plan Siembra Petrolera 2005-2030 y el fortalecimiento de la Poltica de Plena Soberana Petrolera,

Resultados Financieros

Los ingresos brutos mundiales se estimaron en 127.877 MMUS$, este nivel de ingresos permiti incrementar significativamente los aportes y contribuciones para el desarrollo social, as como los aportes a la nacin, y obtener una ganancia integral mundial consolidada de 4.945 MMUS$. El precio promedio de exportacin de la cesta venezolana alcanz los 101.8 US$/Bl, fundamentalmente por la recuperacin del precio promedio del crudo y sus productos en el mercado internacional, incluyendo el precio promedio de exportacin de la cesta venezolana.

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Las compras de petrleo crudo y sus productos se estiman la cantidad de 40.019 MMUS$, experimentando un incremento de 3.170 MMUS$ (9%) con respecto al ao 2010. Este incremento es originado principalmente por el aumento que han presentado los precios del petrleo crudo y sus productos en el mercado internacional.

Los gastos de operacin del ao 2011 ascendern a 15.398 MMUS$, mientras que en el ao 2010 se ubicaron en 11.892 MMUS$, representando un incremento de 3.506 MMUS$ (29%), debido principalmente al aumento en los costos de labor, materiales y otros, siendo PDVSA Petrleo la filial con mayor incidencia en ambos conceptos.

El incremento en el gasto de depreciacin, agotamiento y amortizacin de 343 MMUS$ (6%), corresponde a la incorporacin y capitalizacin de activos como producto del plan de inversiones de PDVSA, enmarcados en el Plan Siembra Petrolera, principalmente en actividades de exploracin y produccin.

Las regalas, impuesto de extraccin y otros impuestos, se estiman un aumento de 6.689 MMUS$ (60%), originado principalmente por el incremento en el precio promedio de exportacin de la cesta venezolana usado como factor para el clculo de estas obligaciones con el Ministerio; as como por la modificacin del factor de conversin utilizado para el clculo de las obligaciones con una tasa de 2,15 Bs/$ en el 2010 a 2,60 Bs/$ en el ao 2011.

Los aportes durante el ao 2011 al FONDEN fueron de 14.728 millones de dlares por concepto de la Ley de Contribucin sobre Precios Extraordinarios de Mercado Internacional de Hidrocarburos, la Ley de Contribucin Especial para Precios Extraordinarios y Precios Exorbitantes en el Mercado

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Internacional de Hidrocarburos y otros aportes; esta ltima, permiti incrementar los aportes al FONDEN en 4.736 millones de dlares adicionales en el ao 2011. El aporte social para el ao 2011 a travs de su Industria Petrolera, fue de 27.043 millones de dlares, representando un incremento de 7.828 millones de dlares, en comparacin con los del ao 2010, que fueron de 19.215 millones de dlares. De este aporte, 4.797 millones de dlares, fueron destinados al desarrollo de la Gran Misin Vivienda Venezuela.

Los gastos financieros netos de los ingresos de la misma naturaleza, presentan una disminucin de 5.565 MMUS$ (66%) al pasar de 8.391 MMUS$ en el ao 2010 a 2.826 MMUS$ en el ao 2011, originado principalmente por la variacin del tipo de cambio decretada por el Banco Central de Venezuela (BCV) para el ao 2010, la cual origin perdidas producto de la conversin de las partidas monetarias en bolvares a dlares utilizando el nuevo tipo de cambio, as como por la venta de divisas al BCV a una tasa inferior de 4,30 Bs/US$. Para el ao 2011, la normativa fue modificada y no se originaron perdidas por estos conceptos.

El impuesto sobre la renta se estima una disminucin de 2.682 MMUS$ (70%) durante el ao 2011, en comparacin con el ao 2010, debido principalmente a que en el ao 2010 estuvo fuertemente impactado por el aumento de la ganancia fiscal en bolvares, producto del diferencial cambiario que afect la base para el clculo y determinacin del gasto de impuesto sobre la renta, para las entidades con una posicin monetaria neta activa en moneda extranjera, por el ajuste en la tasa de cambio de 2,15 Bs/$ a 4,30 Bs/$

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En materia de inversiones, al 31 de diciembre del 2011, PDVSA ha invertido un total de 15.119 MMS$ en las actividades de los sectores petrolero, alimentos y no petrolero.

Lneas y Planes de Accin 2011

Las lneas de accin de PDVSA en el marco del cumplimiento del Plan de Siembra Petrolera, se enfocan en:

a) Orientar los esfuerzos exploratorios e investigativos para descubrir y desarrollar nuevas reservas probadas, optimizando el porcentaje de recobro e incorporando nuevas tecnologas en reas tradicionales y nuevos desarrollos de la FPO.

b) Planificar los procesos de captacin e ingreso de personal calificado, para cumplir con los proyectos planificados para el 2012 y aos subsiguientes, as como implementar estrategias que garanticen el cumplimiento de los planes de formacin y cierre de brechas de los trabajadores.

c) Fomentar polticas financieras para asegurar presupuestos de gastos e inversiones para el mantenimiento de las instalaciones y conclusin de proyectos en ejecucin

d) Establecer un plan estratgico de contrataciones de bienes y servicios con entes nacionales e internacionales que permitan asegurar la procura de materiales, repuestos, reparaciones y servicios principales de las instalaciones de la Corporacin.

e) Identificar materiales y repuestos de origen forneo con el fin de ubicar potenciales fabricantes y proveedores sustitutos de bienes y servicios, para lograr as, la independencia tecnolgica.

f) Focalizar esfuerzos para lograr avances significativos en la ejecucin de los proyectos de la FPO, mejoradores de crudo extrapesado Carabobo - Junn, Condominios de Servicios Industriales, Instalaciones de

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Superficie, Proyecto Socialista Orinoco y el apoyo en los procesos de negociacin para la conformacin de las empresas mixtas.

g) Dar cumplimiento a los distintos instrumentos jurdicos promocionados por el ejecutivo nacional en los acuerdos y proyectos establecidos con pases amigos (memorndum de entendimiento, carta de intencin, etc.).

h) Actualizar y aplicar las normativas e incentivos para la instalacin del sistema bi-combustible en transporte publico, vehculos y flotas oficiales as como particulares

i) Impulsar el desarrollo endgeno generando oportunidades de actividad econmica a las Pymi, Cooperativas, EPS, entre otras.

j) Continuar con los aportes a proyectos sociales de la nacin y apoyo continuo a la Gran Misin Vivienda Venezuela.

k) Apoyar activamente a fin de asegurar la auto-suficiencia elctrica de las operaciones petroleras.

2. Marco Normativo Institucional

Naturaleza Jurdica:

Petrleos de Venezuela, S.A. (PDVSA), es una empresa estatal, adscrita al Ministerio del Poder Popular de Petrleo y Minera, orientada a cumplir y ejecutar la poltica que dicte el Ejecutivo Nacional, en materia de hidrocarburos.

Fue creada mediante Decreto Presidencial N 1.123, de fecha 30 de agosto de 1975, bajo la forma de sociedad annima, con domicilio en la ciudad de Caracas e inscrita en el Registro Mercantil Primero de la Circunscripcin Judicial del Distrito Federal y del Estado Miranda, bajo el N 23, Tomo 99-A, el 15 de septiembre de 1975.

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Su funcionamiento se basa en el decreto N 3.299, de fecha 07 de diciembre de 2004, publicado en la Gaceta Oficial de la Repblica Bolivariana de Venezuela N 38.081 de esa misma fecha, cuyas normas representan el Acta Constitutiva y Estatutos Sociales de la empresa.

El objeto social de la misma es planificar, coordinar y supervisar la accin de las sociedades de su propiedad, as como para controlar que estas ltimas en sus actividades de exploracin, explotacin, transporte, manufactura, refinacin, almacenamiento, comercializacin o cualquiera otra de su competencia en materia de petrleo y dems hidrocarburos, ejecuten sus operaciones de manera regular y eficiente.

Para el cumplimiento de su objeto social, PDVSA se rige por la Constitucin de la Repblica Bolivariana de Venezuela, as como por la Ley Orgnica que Reserva al Estado la Industria y Comercio de los Hidrocarburos, y por sus Reglamentos, por sus Estatutos Sociales, por las disposiciones que dicte el Ejecutivo Nacional y por las del Derecho Comn que le fueren aplicables.

Rgimen Jurdico Aplicable:

Se rige por la Constitucin de la Repblica Bolivariana de Venezuela, as como por la Ley Orgnica que Reserva al Estado la Industria y Comercio de los Hidrocarburos, y por sus Reglamentos, por sus Estatutos Sociales, por las disposiciones que dicte el Ejecutivo Nacional y por las del Derecho Comn que le fueren aplicables.

Denominacin del rgano: Petrleos de Venezuela, S.A. (PDVSA)

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Misin:

Petrleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) adems de las actividades relacionadas con el negocio medular petrolero: exploracin, produccin, refinacin, mercado interno y ventas de exportacin, interacta mediante procesos de integracin con todas las instituciones del Estado y de la sociedad del pas y pases de todos los continentes, as mismo, mantiene estrecha relacin con las comunidades, promoviendo acciones que generen un alto impacto en el desarrollo social y econmico, que contribuyan a erradicar la desigualdad en provecho de todos los venezolanos.

Es por ello, que su misin est orientada a revalorizar los recursos naturales de petrleo y gas, para contribuir a garantizar una mejor calidad de vida al pueblo venezolano, generando la mayor riqueza posible a partir de la explotacin, transformacin y exportacin de los hidrocarburos con el ms alto contenido de valor agregado nacional, sustentada por trabajadores con suficiente capacidad tcnica operativa que son parte integral de la nacin, con dominio de tecnologas de punta, profundizando el aporte social de la industria al pas y no solamente a travs de las misiones sociales, sino con proyectos de desarrollo nacional, manteniendo una conexin recproca entre sociedad y empresa mediante la expansin de las economas asociativas para lograr una mayor integracin entre la empresa y su pueblo, as como la integracin regional suramericana y latino americana, orientada a defender la soberana y preservar la seguridad y defensa.

Competencias:

En este aparte se especfica la competencia de Petrleos de Venezuela, S.A., como Empresa del Estado y sus objetivos como ente fundamental en la generacin de riqueza y garante de los planes de desarrollo de la Nacin.

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Petrleos de Venezuela, S.A. (PDVSA), es una empresa con operaciones y administracin ampliamente descentralizadas manteniendo centralizados los aspectos estratgicos, la coordinacin y el control, tiene autonoma funcional y esta adscrita al Ministerio del Poder Popular de Petrleo y Minera.

Su funcin principal es el ejercicio soberano en la explotacin, control y administracin de los hidrocarburos, as como el fortalecimiento y control, de estas actividades encomendadas por parte del Estado, los cuales constituyen los elementos fundamentales para garantizar la Seguridad Nacional y para sostener el Plan de Desarrollo de la Nacin, con el objetivo de construir una sociedad ms justa, crear riqueza y bienestar para el pueblo, de conformidad con lo previsto en el articulo 5 de la Ley Orgnica de Hidrocarburos y en concordancia con lo establecido en el artculo 302 y 303 de la Constitucin de la Repblica Bolivariana de Venezuela, los cuales disponen que las actividades petroleras deben estar dirigidas a fomentar el desarrollo integral orgnico del pas, lo cual se podr lograr dando cumplimiento a los lineamientos estratgicos que establece el Gobierno Nacional a travs del Ministerio del Poder Popular de Petrleo y Minera como ente rector.

En el marco del proceso de transformacin y cambio de la nueva PDVSA, la Corporacin ha impulsado el fortalecimiento del nuevo modelo socio productivo nacional, a travs de la creacin de las llamadas Filiales No Petroleras. Estas empresas se han constituido en el pilar clave para la construccin de un nuevo modelo socialista de negocios, que apalanque el proceso de transformacin y cambio del aparato productivo nacional. De esta manera, la industria petrolera venezolana en aras de profundizar aceleradamente su orientacin al desarrollo endgeno, socioproductivo, social y cuidado del ambiente del pas, ampla su mbito de accin creando mayores posibilidades de generar actividad econmica y de participacin social, a partir del retorno de inversin proveniente de la explotacin petrolera. Este conjunto de empresas se encuentran agrupadas en 5 grandes

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sectores, a saber: Alimentacin: Dedicado al fortalecimiento del desarrollo endgeno integral y de los programas pertinentes que coadyuven a la consecucin de la seguridad alimentaria. Industrial: Dedicado a impulsar el desarrollo de las capacidades propias de manufactura requeridos para avanzar en la soberana operacional y econmica del negocio petrolero nacional. Servicios Pblicos: Orientado al fortalecimiento de Empresas con Visin Socialista y de Propiedad Social, en sectores prioritarios de gestin social. Infraestructura: Orientado a apalancar el fortalecimiento del nuevo Modelo Econmico Socioproductivo Nacional y Servicios Petroleros: Destinado a contribuir con el desarrollo y fortalecimiento de las actividades conexas al sector petrolero para avanzar en la soberana de servicios de este sector.

Estructura Organizativa: Con el propsito de esquematizar la organizacin, se describen las principales unidades organizativas con sus funciones bsicas, atribuciones y deberes.

La organizacin bsica Petrleos de Venezuela S.A., est integrada por las siguientes reas de Negocios:

Operaciones de Exploracin y Produccin Operaciones de Refinacin Operaciones de Gas, Costa Afuera y Faja Petrolfera del Orinoco Planificacin y Negocios Auditora Finanzas Recursos Humanos Desarrollo Social Alimentos

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Industrial Servicios Pblicos

Fuente: Direccin Ejecutiva de Recursos Humanos (Oct. 2011)

3. Lineamientos Estratgicos 2011

Los lineamientos estratgicos del ao 20111 estuvieron orientados por una parte a contribuir con el fortalecimiento del la Soberana Econmica del pas y por otra parte a coadyuvar con el posicionamiento geopoltico de la

1 Los Lineamientos estratgicos fueron establecidos en la Primera Asamblea Ordinaria de

Accionistas 2011.

Asamblea de accionistas de Petrleos de Venezuela S.A.

Presidente

Vicepresidencia de Exploracin y Produccin

Vicepresidencia de Refinacin, Comercio y

Suministro

Directores Internos

Directores Externos

Planificacin y NegociosOperaciones de Exploracin y ProduccinOperaciones de RefinacinOperaciones de Gas, Costa Afuera y Faja Petrolfera del OrinocoAuditoraFinanzasRecursos HumanosDesarrollo SocialOperativo para sector No Petrolero

Comercio y Suministro Finanzas Planificacin Recursos Humanos Ambiente Seguridad Industrial e Higiene Ocupacional Salud Auditora Interna Auditora Fiscal Automatizacin, Informtica y Telecomunicaciones Desarrollo Territorial

Consultora JurdicaSecretara de Entes CorporativoOficina Apoyo al Comisario

Prevencin y Control de Prdidas Asuntos Pblicos Logstica Asistencia a la Presidencia Desarrollo Social Empresas de Produccin Social

Junta Directiva

Comits

Direcciones EjecutivasGerencias Corporativas

PDVSA GAS S.A.

PDV Marina S.A. Bariven S. A

PDVSA Amrica S.A.

PDVSA Agrcola S.A.

PDVSA Industrial S.A.

PDVSA Servicios S.A.

PDVSA Gas Comunal S.A.

PDVSA Asfalto

CVP S. A

PDVSA Naval S.A.

PDVSA Ingeniera y

Construccin S.A.

PDVSA Desarrollos

Urbanos S.A.

Intevep S. APDVSA Petrleo S.A.

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Repblica Bolivariana de Venezuela en el mbito internacional. Estos lineamientos son:

Lineamientos Orientados al fortalecimiento de la Soberana Econmica

Alinear la estrategia y los planes de inversin de los hidrocarburos con el Plan de Desarrollo Econmico y Social de la Nacin, y, cumplir con las obligaciones derivadas de los mismos.

Continuar realizando las actividades del negocio de los hidrocarburos bajo el marco legal y fiscal vigente.

Apoyar al Ministerio del Poder Popular de Petrleo y Minera en la aplicacin y desarrollo de la poltica de Plena Soberana Petrolera y en su inters de establecer polticas pblicas dirigidas a garantizar la seguridad energtica de la Nacin y el abastecimiento de hidrocarburos en el mercado interno.

Seguir impulsando todas las formas de Propiedad Social que permitan ampliar la participacin del Estado en la economa de la nacin e incorporar al Poder Popular.

Continuar con la formacin y desarrollo de capital nacional, mediante el estmulo al funcionamiento de una cadena de proveedores nacionales de bienes y servicios a la Industria Petrolera.

Asegurar el desarrollo del concepto de Plena soberana econmica en toda la actividad de Petrleo y Gas, as como los sectores conexos estratgicos.

Asegurar el suministro continuo y regular de hidrocarburos con fines de industrializacin y de carcter estratgico para el pas, fortaleciendo la inversin pblica, mecanismos de creacin y desarrollo de EPS y de redes, dando espacio a la inversin privada en

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el sector petrolero aguas abajo, en el marco del Plan de Desarrollo Econmico y Social de la Nacin.

Proseguir con el mejoramiento de la base de recursos de hidrocarburos, con nfasis en el desarrollo la Faja Petrolfera del Orinoco y las reservas Costa Afuera, as como tambin sostener el esfuerzo exploratorio en nuestras reas de petrleo y gas, con el fin de incorporar reservas de condensado, liviano y pesado.

Continuar apoyando al Ministerio del Poder Popular de Petrleo y Minera y concentrar esfuerzos en la certificacin de reservas y estudios integrados de yacimientos en la Faja Petrolfera del Orinoco en su plan de desarrollo.

Mantener la ejecucin de las acciones necesarias para incrementar los niveles de recuperacin secundaria tanto de petrleo como de gas ya alcanzar un recobro mnimo de 20% de promedio nacional.

Darle prioridad en los planes a las actividades de remediacin de los pasivos ambientales y la mitigacin del riesgo ambiental que se deriva de la gestin operativa, con nfasis en el Lago de Maracaibo, las nuevas reas de explotacin petrolera, de la Faja Petrolfera del Orinoco, de las reas Costa Afuera y del Golfo de Venezuela.

Concentrar esfuerzos en asegurar que la generacin del potencial de produccin est orientada a la explotacin de las reservas probadas no desarrolladas de crudos y de gas libre. As como tambin, incrementar las reservas probadas a partir de la conversin de las probables.

Apoyar ampliamente al Ministerio del Poder Popular de Petrleo y Minera en las actuaciones que ste adelanta en cuanto a los procesos de fiscalizacin y metrologa de todas las actividades de la cadena de valor de los hidrocarburos, a fin de asegurar el mximo valor de los hidrocarburos y la conservacin de los mismos.

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Continuar la adecuacin del Parque de Refinacin Nacional para que estn en capacidad de manufacturar las corrientes de Refinacin que sean necesarias para el desarrollo petroqumico de la Nacin.

Incrementar el procesamiento de crudo en el pas, ampliando la capacidad de refinacin nacional aumentando la manufactura de productos y corrientes de refinacin.

Aumentar la capacidad de almacenamiento en el pas hasta obtener una razonable autonoma en das de produccin nacional, as mismo debe desarrollarse la infraestructura de transporte y despacho requerida.

Continuar desarrollando la infraestructura de superficie necesaria para asegurar la disponibilidad de crudos, productos y gas en el territorio nacional y los puertos de exportacin.

Intensificar los esfuerzos exploratorios con el propsito de cuantificar los volmenes de reservas probadas de gas no asociado en el Golfo de Venezuela y acelerar los planes de explotacin del gas no asociado en los yacimientos de los campos gasferos localizados en Costa Afuera, con el propsito de incorporar reservas que aseguren el suministro de gas natural al mercado interno, todo ello, priorizando la soberana del Estado sobre el recurso.

Acelerar el desarrollo de las reservas probadas y las reas asignadas a PDVSA y sus Empresas Mixtas en a Faja Petrolfera del Orinoco como soporte fundamental a los planes de produccin y a la concrecin del rea especial de desarrollo.

Lineamientos dirigidos al Posicionamiento Geopoltico de la Repblica Bolivariana de Venezuela en el mbito Internacional:

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Reiterar el apoyo al Ministerio del Poder Popular de Petrleo y Minera en el fortalecimiento de la Organizacin de Pases Exportadores de Petrleo (OPEP), y para la defensa activa de la poltica de valorizacin y correcta administracin de nuestros recursos, en el ejercicio soberano de los pases productores, y mantener un precio justo para nuestro petrleo, a fin de lograr la estabilidad del mercado con el objeto de eliminar la volatilidad econmica y fiscal en los ingresos de la Nacin.

Apoyar al Ministerio del Poder Popular de Petrleo y Minera para el desarrollo y fortalecimiento de los organismos de coordinacin energtica regional tales como el ALBA, PETROCARIBE, PETROSUR y dems iniciativas de cooperacin impulsadas por el Estado Venezolano.

Apoyar al Ministerio del Poder Popular de Petrleo y Minera en el Foro de Pases Exportadores de Gas (FPEG), la Unin Suramericana de Naciones y organismos multilaterales de energa con el propsito de construir las instancias necesarias para la coordinacin de polticas en materia de gas y energa as como a la integracin regional.

Continuar la reorientacin de los negocios en el exterior optimizando negocios, inversiones y operaciones financieras, estableciendo una poltica de integracin hemisfrica mediante la concertacin de acuerdos y alianzas estratgicas con las empresas petroleras estatales, dentro de la iniciativa de la poltica de integracin multipolar del pas.

Reafirmar nuestra estrategia de diversificacin de mercados para mitigar los efectos asociados a la excesiva dependencia de los mercados tradicionales.

Continuar con los procesos destinados a mejorar la composicin de la cesta de exportacin con crudos de mayor valor comercial, de menor costo de produccin y de mayor retribucin fiscal, valorizando as a

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nuestros recursos e incrementando la oferta de productos terminados. Del mismo modo, reiterar polticas para garantizar la estabilizacin de los mercados de crudos pesados y extrapesados con pases productores de estos tipos de crudos. De ah la necesidad de seguir optimizando la capacidad de refinacin y su adecuacin tecnolgica, para garantizar el incremento de la colocacin de nuestros crudos pesados y extrapesados maximizando su valor comercial y minimizando el riesgo asociado con la desvalorizacin de la cesta de crudos y productos venezolanos.

4. Resultados Operacionales y Comerciales

Exploracin

La actividad exploratoria durante el periodo enero-diciembre de 2011, estuvo enmarcada dentro de los lineamientos estratgicos establecidos a travs del eje de crecimiento de las reas tradicionales, del Plan Siembra Petrolera.

Con la finalidad de investigar un volumen de expectativas en el orden de 38.994,2 MMBls. de crudo y 86.278,4 MMMPC de gas, la programacin original de la actividad de Proyectos de Estudios Exploratorios para el ao 2011, estaba basada en la ejecucin de 24 proyectos de estudios en el mbito nacional, en las reas de Occidente, Oriente, centro Sur y Costa Afuera. Estos proyectos se clasificaron de acuerdo a la Cadena de Valor de Exploracin en: 7 Proyectos de Generacin de Oportunidades (PGO), 10 Proyectos de Generacin de Prospectos (PGP), 3 Proyectos de Reexploracin y 4 Proyectos de Evaluacin de Evaluacin y de Delineacin (PEP/PDD).

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Las expectativas originalmente estimadas para el Proyecto PGO Sarare La Cuchilla y el PEP Barracuda, fueron re-estimadas obteniendo nuevos volmenes calculados para el primero de estos 2 proyectos en 609,0 MMBls de crudo / 1.018 MMMPC de gas y 6,0 MMBls de crudo / 1.176 MMMPC de gas, respectivamente. Con estas nuevas estimaciones, en cuanto a las expectativas totales a estudiar con los Proyectos de Estudios Exploratorios Nacionales en el ao 2011 en: 38.797,2 MMBls de crudo y 86.701,2 MMMPC de gas, con el siguiente detalle:

7 proyectos de Generacin de Oportunidades (PGO), con los cuales se investigar un volumen de expectativas en el orden de los 32.324 MMBls. de crudo y 69.830 MMMPC de gas.

10 proyectos de Generacin de Prospectos (PGP), con expectativas de reservas a investigar de 3.125 MMBls. de crudo y 11.938 MMMPC de gas.

3 Proyectos de Re Exploracin con expectativas estimadas en 2.681 MMBls. de crudo y 1.388 MMMPC de gas y,

4 proyectos de Evaluacin y de Delineacin (PEP/PDD), para evaluar expectativas estimadas en 667 MMBls de crudo y 3.545 MMMPC de gas.

Al cierre del periodo enero-diciembre se encuentran en ejecucin 24 proyectos, de los cuales 16 proyectos continan con su ejecucin iniciada en aos anteriores y se iniciaron ocho nuevos proyectos, en las reas de Occidente, Oriente y Costa Afuera.

Durante el periodo enero-diciembre se dio inicio al proyecto de Re Exploracin Orocual, el cual tiene como objetivo revisar la oportunidad ORS SJ N13, E5-AIII, con Reservas Probables estimadas en 23 MMBls. de crudo y 144 MMMPC de gas. En otro orden de ideas, el proyecto denominado

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Reexploracin PREX ZON cambi a PGP. De la misma manera, fue iniciado el estudio de la Formacin Coln, como Play conceptual de Gas-Shale, adscrito al Proyecto de Investigacin Estratgica de Exploracin 675, de INTEVEP, bajo la coordinacin del Ministerio. Este estudio se enmarca en el proyecto de prospeccin de Gas No Convencional, en Venezuela, solicitado por dicho Ente. Posteriormente, fue conformado un equipo para un estudio similar en las Cuenca Barinas-Apure y Oriental. Igualmente, durante este periodo se dio inicio a los proyectos Pantano, Guafita Este, Rubio-Burgua, Delta Somero, Dragn Norte, PEP Barracuda

De la misma manera, como resultado de la reestructuracin realizada a los proyectos que se tenan planificados para el rea de Costa Afuera, se ejecutaron 8 proyectos de estudios en esta rea, durante el 2011.

En cuanto a la Base de Recursos de Exploracin (BRE), al cierre del periodo se cuenta con un total de 866 oportunidades en las reas de Oriente, Occidente, Divisin Boyac y Costa Afuera, con un volumen estimado de expectativas de 85 MMMBls. de crudo y 203 BPC de gas. De la misma manera, se han documentado un total de 669 oportunidades, lo que representa el 77% de las 866 oportunidades existentes en la BRE.

De igual manera, en el mbito internacional, continan las actividades orientadas al desarrollo de los proyectos: Bolivia Bloque Sub Andino Norte, Bolivia Bloque Sub Andino Sur, Ecuador y Cuba. Las expectativas totales a investigar son de 4.097 MMBls de crudo y 26.666 MMMPC de gas. Con estos pases la Repblica Bolivariana de Venezuela ha firmado convenios de cooperacin. El proyecto de estudio de factibilidad de prospectividad geolgica, Evaluacin del Sistema Petrolfero (ESP) fricaAsia, se suspende temporalmente segn instrucciones de la Gerencia General de Exploracin, debido a la necesidad de dar respuesta al requerimiento del

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Ministerio en relacin al proyecto de investigacin estratgica de exploracin de gas en lutitas, el cual se estima finalizar durante el ltimo trimestre del ao.

En cuanto a la Actividad Operacional de Geofsica el Presupuesto Original Aprobado para el ao 2011 contemplaba la ejecucin de 5 proyectos de ssmica y la adquisicin de 1.797 Km2 de lneas ssmicas 3D mediante la ejecucin de dos proyectos: uno en el rea de Costa Afuera, Barracuda 10G 3D (1.697,2 Km2) y Otro en la Divisin Boyac, Barinas Este 07G 3D (100 Km2). Los proyectos de adquisicin geofsica estaban ubicados en las reas de influencia operacional antes mencionadas y abarcan 23 municipios de los estados Falcn, Zulia Sucre, Barinas, Monagas y Apure.

Al cierre del periodo enero-diciembre, se adquirieron 1.697 Km2 de smica del proyecto Barracuda 10G 3D, con una variacin positiva del 13%, con respecto a la programacin original de 1.503 Km2 y una ligera variacin del 3% con respecto al total del proyecto (1.852 Km2) La variacin obtenida en este proyecto, con respecto al cierre del 2010 es de 1.600 Km2, la cual se explica debido a que al cierre del 31/12/2010 se haban adquirido 97 Km2. Este proyecto dio inicio a las actividades 28/12/2010, finalizando las actividades de adquisicin el 23/03/0211. Se dio inicio a las actividades de procesamiento de los datos por la empresa EXGEO, C.A. Durante El mes de agosto la empresa EXGEO, C.A, inici el procesamiento de los datos y al cierre del periodo el avance total del proyecto es de 80%, de acuerdo a lo planificado. En lo que respecta, al proyecto Barinas Este 07G 3D, las actividades relacionadas con la movilizacin y construccin del campamento se iniciaron en el mes de septiembre y al cierre del periodo se adquirieron los 100 Km2 de ssmica 3D, como se tena planificado, alcanzando una ejecucin del 38%, de acuerdo al plan. El total de Km2 de lneas ssmica adquirida al cierre del periodo fue de 1.797,2 Km2, de acuerdo al plan.

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En relacin a las actividades programadas para el resto de los proyectos se tiene que el proyecto Cardn 11G 3D fue diferido, por recomendacin del Ministerio, para el proyecto Sarare La Victoria 11G 3D, el ministerio recomend cambiar el rea del levantamiento, las actividades de movilizacin planificadas para el proyecto Pantano Oriental 10G 3D, se estiman iniciar durante el mes de enero del ao 2012. En cuanto al proyecto Mantecal Oeste 2D, el procesamiento de los 725,6 Km de ssmica culminaron en marzo de 2011, alcanzando un 100% de ejecucin. De la misma manera, los 761 Km2 de ssmica adquirida para el proyecto Oro negro 07G 3D, fueron procesados y al cierre del periodo evaluado este proyecto cerr con el 100% de ejecucin. La fase del procesamiento de los 2.771 Km2 de lneas ssmicas adquiridas, para el proyecto Dragn Norte 08G 3D se inici por la empresa BGP Internacional y su ejecucin el del 89%, al cierre del 2011.

En relacin con la Actividad Operacional de Perforacin Exploratoria, el Presupuesto Original Aprobado para el 2011, contemplaba las actividades de perforacin, evaluacin y completacin de 8 pozos: uno en Occidente: FRA-DL-2 (FRA-8), cuatro en Oriente: Travi Norte-CX (TRV-6X), Travi Este-CX, Roblote-AX y FUC-68), tres en la Divisin Boyac: Silvestre Este-AX (SSW-64X), Guafita Norte-AX /GN-1X) y Maporal SE-AX (SMW-31X). El balance operacional de la actividad al cierre del periodo enero-diciembre 2011 es de 6 pozos trabajados: TRV-6X, FUC-68, FRA-8, SSW-64X, GN-1X y (SMW-31X), de los 8 pozos planificados. La variacin est asociada al desfase en el inicio de Roblote-AX, a la cual le fue asignado el taladro SAI-710 para iniciar la perforacin en febrero de 2012, y la perforacin de la localizacin Travi Este-CX. Cabe resaltar que estas dos locaciones alcanzaron una ejecucin del 15%, asociada a la construccin de las localizaciones.

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Al cierre del periodo evaluado, en el rea de Occidente se dio inicio a la mudanza del taladro hacia la localizacin FRA-DL-2 (FRA-8) el da 04/01/2011 y el 19/03/2011 iniciaron las actividades de perforacin. La fase de evaluacin se inici el 12/09/2011 y fue completado segn el plan. El proyecto alcanz una ejecucin fsica del 100%, sin embargo el sometimiento se har durante el primer trimestre del ao. Para el periodo, se cuenta con las autorizaciones del MPPA y Ministerio, obtenidas durante el ao 2010, para las Localizaciones CEIN-AX y FRAE-AX y estn en construccin las localizaciones. Continan las actividades asociadas a la obtencin de las autorizaciones necesarias, para la localizacin FRAE-BX. En cuanto a la localizacin CEIN-BX, se est trabajando en el plano con la nueva ubicacin de la localizacin, los trmites para los permisos del ministerio del ambiente, esto ltimo con la finalidad de obtener los AARN. Continan las actividades asociadas a la elaboracin de la propuesta geolgica y el estudio de impacto ambiental. El proyecto FRA-DL-3 se encuentra suspendido, en espera de los resultados del FRA-8, para retomar las actividades de gestin de autorizaciones. La localizacin Barracuda-AX, espera por la autorizacin del Instituto Nacional de Espacios Acuticos, para iniciar la primera campaa de monitoreo de estudios de la lnea base ambiental.

Durante el periodo evaluado, en el rea de Boyac (Centro Sur), se dio inicio a la construccin de la Localizacin Exploratoria Guafita Norte-AX el da 23/02/2011 por la empresa CONVIAL, C.A, iniciando la mudanza del taladro PETREX-5940, el da 18/09/2011 y a la perforacin el 03/10/2011. Este proyecto alcanz al cierre del periodo una ejecucin del 80%. Las actividades asociadas a la construccin de la Localizacin Silvestre Este-AX, se completaron el 01/03/2011, seguidamente se inici la mudanza del taladro, para iniciar la perforacin del pozo (SSW-64X) el da 24/03/2011, finalizando las actividades de la fase de evaluacin/completacin del pozo y el cierre de las operaciones el da 05/09/2011, con un avance total del proyecto del

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100%. Se evaluaron dos intervalos en la Formacin Escandalosa (Miembros O y P) y el 28/07/2011 se realiz la prueba oficial ante el Ministerio con reductor de 3/8 pulgadas

De la misma manera, el 01/03/2011 se completaron las actividades asociadas a la construccin de la localizacin Maporal SE-AX (SMW-31X), el 08/09/2011 se dio inicio a la mudanza del equipo PDV-12, iniciando la perforacin el da 28/09/2011. Al cierre del periodo el pozo se encuentra en la fase de evaluacin y se estima culminar la misma en febrero de 2012. De igual manera, los avances en la ejecucin de las actividades de la localizacin La Yuca-BX, se mantienen de acuerdo al plan. Se espera por el pronunciamiento del Ministerio de Ambiente en cuanto a los documentos consignados para el Estudio de Impacto Ambiental del sector Paguey - Tcupido. Durante el mes de marzo se verificaron las nuevas coordenadas del rea de la localizacin Las Lomas Norte-AX, las cuales se encuentran dentro del rea de influencia de la AARN, otorgada durante en el ao 2006. Se obtuvo el AARN y se inici la construccin a mediados de noviembre de 2011.

La Localizacin Mantecal-AX cuenta con la AOT. El da 01/07/2011 se consign los TDR ante el MPPA, el 23/09/2011 se entrego el EIASC para continuar con la gestin ambiental y empezar la construccin de la localizacin lo cual se ha estimado inicie a mediados del mes de enero de 2012. Los avances del proyecto Localizacin exploratoria DL-Sabaneta-AX, estn asociados a la obtencin de la AOT y el diseo de la Memoria Descriptiva la cual fue entregada a AHO de Exploracin para la revisin y luego entregarla a la consultora ambiental para terminar los TDR y consignarlos al ministerio. Los avances de la gestin de la permiseria ambiental continan al cierre del periodo y finalizarn como mejor estimado en el mes de mayo de 2012.

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En relacin con los proyectos que se estn llevando a cabo en el rea de Oriente, a la fecha se est perforando el pozo TRV-6X, el cual viene de arrastre del ao 2010. Se perfor el desvo N 2 hasta la profundidad de 19.720 pies, sin embargo, sacando la tubera para perfilar el hoyo, ocurri un atascamiento de la misma, por lo que se decidi realizar un nuevo desvo (N 3). Al cierre del periodo aun se estn realizando actividades de perforacin. Se estima finalizar las actividades de evaluacin y completacin al 31/03/2012, al cierre del periodo evaluado el proyecto alcanz una ejecucin del 86%.

Para la Localizacin Chaguaramal Sur-AX, el equipo de AHO recibi la informacin el da 02/02/2011, para iniciar los estudios ambientales y durante el mes de abril se realiz una segunda inspeccin y revisin de coordenadas. Posteriormente, el Ministerio de Ambiente solicit realizar un estudio topogrfico para evaluar una segunda coordenada. Al cierre del periodo, se culmin la fase relacionada con la obtencin de los permisos para dar paso a la construccin de la localizacin, la cual finaliz durante el ltimo trimestre del ao. En cuanto a la perforacin de la localizacin Exploratoria Travi Este-CX, se ha desfasado motivado al desfase en la secuencia de taladro, por lo que este proyecto mantiene su avance en 15%, alcanzado con la construccin de la localizacin. El proyecto Localizacin Delineadora DL-J496X, se encuentra diferido. La entrega de la localizacin a Exploracin, para la perforacin de la propuesta Roblote-AX, se hizo el da 23/06/2011, alcanzando este proyecto un avance del 15%. Este proyecto fue diferido, se estima dar inicio a la perforacin en febrero de 2012. En cuanto a la reentrada del pozo exploratorio ROE-1, se tom la decisin de suspender las actividades de RA/RC, debido a las pocas garantas de culminar con xito la rehabilitacin, producto del estado mecnico del pozo,

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por lo que se estima iniciar la reentrada tan pronto se afinen todos los detalles logsticos, como acondicionamiento y ampliacin de las dimensiones de la localizacin. Motivado a lo crtico del diagrama mecnico actual del pozo, el equipo de VCD/EEII y la Gerencia de Exploracin, realizaron una mesa extraordinaria de trabajo, en la cual se acord la construccin de un pozo nuevo. Se estima adecuar y ampliar la localizacin, para dar inicio a la reentrada al pozo, durante el primer trimestre del ao 2012. Debido a los problemas operacionales ocurridos durante la perforacin de las fases de Produccin, el pozo FUC-68 inici la fase exploratoria el pasado mes de octubre.

Con respecto a los Recursos por Descubrir planificados para el 2011 se tiene como MVFA incorporar 1,347 MMBls de crudo de 19,7 API, como resultado de la evaluacin y completacin del pozo SSW-64X (Localizacin Silvestre SE-AX), en el rea de Centro Sur.

1 Pozos completados 2- Pozos suspendidos -- Pozos bajo evaluacin 2

1 Pozos en progreso 22 Pozos secos o abandonados -

4 6

1 1

Al 31/12/2011Actividad Exploratoria

Pozos de Arrastre

Total pozos exploratorios trabajados

Al 31/12/2010

Aspectos Relevantes del periodo Enero-Diciembre:

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Inicio de la perforacin del pozo exploratorio SMW-31X (Localizacin Maporal SE-AX, en el rea de Boyac, con el cual se estima incorporar reservas en el orden de los 3 MMBls de crudo y 0,2 MMMPC de gas.

Se sometieron ante el Ministerio, las Reservas Recuperables Probadas de petrleo de 19,7API, descubiertas por la perforacin del pozo SSW-64X, campo Silvestre, estado Barinas, a nivel de la Formacin Escandalosa, Miembro P, las cuales se encuentran por el orden de 1,347 MMBls de crudo.

Adquisicin de 1.697 Km2 de lneas ssmicas 3D del proyecto Barracuda 10G 3D, con el objetivo de apalancar los proyectos exploratorios del rea del Golfo de Venezuela.

Adquisicin de 100 Km de ssmica 2D del proyecto Barinas Este 07G 3D.

Evaluacin y Completacin del pozo delineador FRA-8 (Occidente), con el cual se espera incorporar reservas (Proyecto Framolac), estimadas en el orden de los 101 MMBls de crudo y 15 MMMPC de gas, en el ao 2012.

Generacin de tres oportunidades exploratorias (Mantecal AX, BX y CX), en el rea de Mantecal, estado Apure, producto de la interpretacin ssmica del levantamiento Mantecal 07G 2D. Las expectativas asociadas a estas oportunidades se estiman en 413 MMBls de crudo y 33 MMMPC de gas y corresponden a la seccin del Miembro Arauca, de la Formacin Guafita de edad Oligoceno. Esto permiti la definicin de un Plan Exploratorio para el rea (tres pozos exploratorios y cinco delineadores). El descubrimiento de crudo con un rango de gravedades API entre 11 28. En esta zona impulsara la construccin de infraestructura refinadora conexas en la regin

361

Produccin

Para el perodo indicado la produccin de crudo fue de 2.991 MBD, el cual se distribuye de la siguiente manera: Oriente con 1.001,05 MBD, Occidente con 831,98 MBD y la Faja Petrolfera del Orinoco con 1.157,97 MBD. .

Oriente: La produccin promedio de crudo al 31 de Diciembre de 2011 fue de

1.001,05 MBD siendo esta produccin mayor a la alcanzada en el 2010, la cual fue de 928,2 MBD.

La produccin de gas alcanz los 4.342,8 MMPCD, siendo esta produccin mayor en 711,6 MMPCD a la cifra alcanzada para el mismo periodo del 2010, que fue de 3.631,2 MMPCD

Occidente: La produccin promedio de crudo al cierre del 2011 fue de 831,98

MBD menor a la produccin promedio alcanzada para el ao 2010, la cual fue de 837,0 MBD.

La produccin promedio de gas al cierre del 2011 fue de 783,5 MMPCD menor en 65,1 MMPCD a la produccin promedio alcanzada para el ao 2010, la cual fue de 848,6 MMPCD

Faja del Orinoco: La produccin promedio de crudo al cierre del ao 2011 fue de

1.157,97 MBD, lo que representa un incremento en comparacin a la produccin promedio alcanzada en el mismo perodo del ao 2010, la cual fue de 1.087,4 MBD

362

Respecto a la produccin de gas al 31 de diciembre de 2011 fue de 717,5 MMPCND; lo que representa un incremento de 159,9 MMPCD, si se compara con la produccin del mismo perodo del ao 2010 la cual fue de 557,6 MMPCD.

La produccin al 31 de diciembre del 2011 est sustentada por la operacin de 19.743 pozos activos y la disponibilidad de 232 taladros activos.

En referencia a los logros operacionales alcanzados durante el 2011, vinculados con la Poltica de Potenciar e Incrementar la Capacidad de Produccin de los Hidrocarburos se destacan:

Oriente: Se increment en un 94% la produccin del rea Este del Campo

Furrial, producto de la reduccin del corte de agua de 60% a 0% en el pozo Ful-105, mediante la realizacin de un caoneo a intervalo de 11 pies.

Se realiz en 31 horas-hombres menos a las planificadas el mantenimiento Mayor del Tren N. 3 (500 y 60 PSI) de la Estacin de Flujo Musipan, logrando disminuir la afectacin en produccin por efecto del mantenimiento de 35,9 MBL a 23,7 MBL, adicionalmente se realiz la instalacin de facilidades para conectar vlvula multipuerto en el mltiple N 4 (60 PSI.

Fabricacin e instalacin con esfuerzo propio de tubera para limpieza de arrestallamas en la planta Revas de la estacin de Flujo del Centro Operativo AMANA, garantizando un ahorro en tratamiento qumico, equipos de izamiento y horas hombre de mantenimiento.

Fabricacin e instalacin con esfuerzo propio del bypass lneas de entrada de 26 en la Planta Coa, actividad que garantiza un mejor funcionamiento del sistema de condensado y el nivel de lquidos

363

provenientes del Slug Catcher, y evita los paros de planta por alto nivel de lquidos.

Se culmina con xito el traslado de la primera Plataforma de produccin (CPF) construida en el pas, siendo el remolque de la estructura ms grande en la historia del transporte en el ro Orinoco (7800 TON), con una capacidad de produccin de crudo de hasta 70 MBD, 120 MBD de inyeccin de agua y manejo de ms de 40 MMPCD, la cual est siendo instalada en la Divisin Costa Afuera.

Occidente: Se inici el reemplazo de tubera convencional por tubera flexible en

la Divisin Lago con la finalidad de recuperar produccin (crudo / gas) y eliminar contaminacin por derrames. Esta tubera flexible minimiza el uso de los sistemas de proteccin catdica y alarga la vida til de la tubera a 15 aos, al 31 de Diciembre 2011 se han tendido 274 pozos que se tenan planificado para ese perodo, con una disminucin de diferida de 37,2 MBD, que representan un 74% de disminucin.

Recuperacin de 3,5 MBD por reemplazo de lnea de diluente de 8" y 3,8 km de longitud entre la Estacin de Flujo UD-06 y la Estacin de Flujo UD-05, de la Unidad de Produccin Urdaneta, de la Divisin Lago. Culminado 16/03/2011.

Se realiz la perforacin exitosa del Pozo VLA-1599 en el Yacimiento C-7 VLA0015 perteneciente a la Unidad de Produccin Lagomar de la Divisin Lago, con el cual se comprometi con 0,3 MBD y gener 0,89 MBD, aportando un ganancial de 0,59 MBD adicionales, representando un xito volumtrico del 297 %.

Se realiz la conexin para el transporte de 29 MBD de crudo desde la estacin de flujo San Jos hasta la estacin de flujo San Julin, mediante la construccin de un oleoducto de 12 dimetro y 13,5 km de longitud.

364

Se restauraron a produccin 987 pozos con la instalacin de sus motores con 29,3 MBD, de los cuales 719 son nuevos (19,4 MBD) y 276 recuperados (9,9 MBD) en el Distrito Tierra.

Rehabilitacin del pozo LMA-0072, el cual se encontraba cerrado desde Noviembre 2002. Se adecu superficialmente y se apertur arrojando 1,9 MBD, 0% AyS, PTN (flujo natural). Unidad de Produccin Lagomedio.

Incorporacin de 1,2 MBD al potencial de la segregacin Ceuta (Divisin Lago Distrito Lago Sur), mediante la perforacin y caoneo en las Arenas "B" de la Formacin Misoa en el yacimiento B Inferior 6.0 VLG-3693.

Mayor produccin del pozo CLD0095, 1,1 MBD adicionales, asociados a la perforacin y produccin en el yacimiento C5-CLD0037. Unidad de Produccin Centro Sur Lago.

Instalacin de sistema de rieles en taladro de perforacin Nabors F-29 para la perforacin de pozos en macollas del campo Boscn, con lo que se minimizar el tiempo de vestida/desvestida del taladro de 13 das a 6 horas aproximadamente. Se estima un ahorro en inversin de 1,0 MM$ por pozo permitiendo la perforacin de 4 pozos adicionales por ao.

Se increment la capacidad de compresin mediante la instalacin con esfuerzo propio de un compresor K-101 para el manejo de 5 MMPCD, el cual permitir el aumento de la produccin en la Empresa Mixta Petrowayuu.

Mejoras en la confiabilidad del sistema elctrico en Campo Boscn mediante la instalacin de 49 dispositivos de proteccin de sobre voltaje y 10 dispositivos de proteccin de sub voltaje.

Se incluy el uso de la tecnologa Maximus para la instalacin de Bombas Electro Sumergibles (BES) con un diseo preensamblado en

365

taller que permite minimizar los tiempos de armado. (4 horas de taladro estimado por pozo).

Faja del Orinoco: Se realiz la conexin de 50 pozos horizontales nuevos, con un

potencial asociado de 17,5 MBD, en la Empresa Mixta PETROCEDEO.

Conexin de 15 pozos nuevos en el Distrito Cabrutica con una incorporacin de generacin de 6,9 MBD.

Realizada con xito la Parada de Planta en las reas de Morichal y Jos, con una inversin de 25,4 MM$ y la generacin de 451 y 259 empleos directos e indirectos respectivamente, con una duracin de 29 y 30 das respectivamente, realizadas en paralelo, incrementando as los ndices de confiabilidad y disponibilidad de los equipos mayores.

Saneamiento de 43 fosas (pasivos ambientales), asociadas a la restauracin de un rea aproximada de 31.852,67 m2 pertenecientes a las reas operacionales de la Divisin Ayacucho, con una inversin de 2,7 MM$ generndose 30 empleos directos y 25 indirectos.

PDVSA Gas

Del 01/01/10 al 31/12/11, la produccin promedio de crudo se estima en 31,0 MBD y en cuanto a la produccin de gas la misma estima cerrar con un promedio de 968,1 MMPCD.

En cuanto a la actividad de generacin de potencial, estn asociadas a la actividad de 26 taladros (9 perforaciones y 17 RaRc), con los cuales se estima trabajar un total de 157 pozos (34 por actividad de perforacin y 123

366

Ra/Rc). La mejor Visin contempla haber incorporado a produccin 164 pozos.

Las principales afectaciones en la produccin durante el ao 2011 estn asociadas a las siguientes causas:

Desfase en la incorporacin a produccin de pozos provenientes de actividades de perforacin y Ra / Rc, los cuales han requerido actividades adicionales de subsuelo para alcanzar los volmenes de gas y crudo esperados.

Declinacin en la produccin de los pozos del Distrito Anaco, especficamente en las reas San Joaqun, Guario, El Roble y Mata R.

Desfase en el inicio de Operaciones del Centro Operativo San Joaqun en el Distrito Anaco (130 MMPCD) y del Proyecto Gere en el Distrito San Tom ( 47,5 MMPCD)

Parada de equipos de compresin producto del aumento de mantenimientos correctivos motivado a la obsolescencia de motocompresores

En el caso de las actividades de perforacin y RaRc la desviacin se debe principalmente a:

Espera y falla de compaa de servicios especializados: espera de fluido, espera de compaa ambiental, espera de mudanza; y problemas asociados al pozo debido principalmente a: desvo, prdida de circulacin y atascamiento de tubera.

Retraso en la construccin de las localizaciones. Asignacin del Taladro GW-57 a Ypergas en el mes de junio. Desfase en la entrada de los equipos de perforacin debido a: falta de

disponibilidad de equipos en la zona (Adicional 1), PDV-01 taladro

367

asignado a actividades de Ra/Rc no contempladas en el plan, mantenimiento y reparacin no programado por falla generales en el taladro PDV-06 (aprox. 7 meses en mantenimiento) por espera de componentes del taladro (Electrovlvulas neumticas y el Joistyck vistiendo equipo en la localizacin con 75% de avance).

En cuanto a la produccin de LGN la mejor visin 2011 es de 132,5 MBD, de los cuales 129,3 MBD corresponden a la regin oriental y 3,2 MBD a la regin occidental, como se muestra en la siguiente figura:

Produccin de Lquidos del Gas Natural (MBD)

0,020,040,060,080,0

100,0120,0140,0160,0

MB

D

Occidente 6,6 8,8 4,4 3,5 1,9 0,0 0,0 0,0 0,2 3,8 4,7 4,9 3,2Oriente 139,6 138,3 136,8 131,3 132,8 127,3 119,6 126,4 127,4 120,1 125,8 127,3 129,3Total Real 146,2 147,1 141,2 134,8 134,7 127,3 119,6 126,4 127,5 123,9 130,4 132,2 132,5

Ene Feb M ar Abr M ay Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic PROM

Principales causas de las desviaciones:

Oriente:

Bajo flujo de gas de entrada, ocasionando paros continuos de la D4-10304, debido a equipos de compresin fuera de servicio en el entorno por baja entrega de gas por parte de Produccin Gas Anaco.

Fuera de servicio Tren B, Planta de Extraccin San Joaqun, por Mantenimiento Mayor.

368

En la Planta de Extraccin Jusepn, falla en el sistema de control de Planta LION, fallas elctricas, disminucin de la riqueza del gas de entrada debido a paros de equipos en el entorno.

En la Planta de Extraccin Santa Brbara; bajo recobro en los Trenes A y B, debido a paro de la Turbinas (D4-11.1001 y D4-12.1002) por daos en los cojinetes. Adems inestabilidad del sistema de deshidratacin con Glicol en los trenes A y B. Mantenimiento de Turbocompresor de Gas Residual 2-110602-B.

Occidente:

Continan fuera de servicio las plantas de extraccin de lquidos por bajo suministro de gas debido a limitaciones en la entrega de EyP, el Transcaribeo y baja presin en la lnea de transferencia.

El volumen de productos fraccionados se estima en 132,3 MBD, de los cuales el 98% corresponde a la regin Oriente y 2% a Occidente. En la siguiente tabla se presenta detalle de los productos por regin:

Productos Fraccionados (MBD) Oriente Occidente

Total Nacin

Propano 58,3 1,3 59,6 Normal Butano 23,2 23,2 Iso Butano 15,2 15,2 Mezcla de Butanos 1,0 1,0 Pentano 11,0 11,0 Gasolina 19,0 0,9 19,9 Residual 2,3 2,3 Total 129,1 3,2 132,3

La mejor visin 2011 contempla 139,6 MBD para las ventas de productos fraccionados, distribuidos de la siguiente manera: 41,2 MBD (29,5%) al

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Mercado Local e industrial, 30,0 MBD (21,5%) a exportacin , 38,7 MBD (27,7%) al Sector Petroqumico incluyendo Etano, y las ventas interfiliales (refinacin y produccin) fueron de 29,7 MBD (21,3%).

Con relacin a la produccin de GLP, durante el periodo Enero Diciembre 2011, PDVSA Gas produjo 59.700 barriles da.

Asimismo, en materia de Gas Metano se entregaron al Mercado Nacional un promedio de 2.140,2 MMPCD, lo que representa un cumplimiento del 87% con base al plan de ventas establecido. De este volumen, 563 MMPCD se destinaron al sector elctrico, equivalente al 27% del Mercado Interno y 439 MMPCD al Sector Petroqumico, equivalente al 21%. Ambos sectores estratgicos consumen el 48% del mercado interno del gas metano.

Ventas de Gas Metano Perodo Enero-Diciembre 2011

Plan Vs. Mejor Visin 2011- Ventas de Gas Metano

-

500,0

1.000,0

1.500,0

2.000,0

2.500,0

3.000,0

MM

PCD

Mejor Vis in 2.030,0 2.072,2 2.051,9 2.005,1 2.024,2 2.099,4 2.150,5 2.155,3 2.122,3 2.303,3 2.125,5 2.129,7 2.140,2 Plan Original 2.282,2 2.230,6 2.362,7 2.442,0 2.501,0 2.512,3 2.548,5 2.589,6 2.565,5 2.518,5 2.556,1 2.560,1 2.472,4

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC PROM

El bajo consumo de gas se debe a mantenimientos programados y desfase de arranque de nuevas plantas correspondientes a los sectores: Elctrico, Petrolero, Petroqumico y Siderrgico. A continuacin, detalle de los clientes con bajo consumo durante el ao 2011 que han impactado considerablemente los volmenes de ventas planificados:

370

Sistema Anaco - Barquisimeto:

ENELBAR II mantiene paradas de unidades 3 y 5 por mantenimiento interno. ENELBAR IV mantiene parada de unidad 3 para mantenimiento interno

Planta Centro mantiene en servicio Unidad 1 con consumo de 50 MMPCED

CADAFE Pedro Camejo mantiene parada la unidad 111 por falla interna

Jos Mara Espaa contina mantenimiento en unidad 10 Josefa Joaquina Snchez Bastidas mantiene unidad 7 parada por

conato de incendio. PEQUIVEN Morn disminuy consumo debido a mantenimiento

interno en planta de amoniaco. La Planta Elctrica La Mariposa realiz parada de su unidad de

generacin para mantenimiento interno.

Sistema Anaco - Jos / PLC:

CADAFE Guanta contina parada la unidad 7 por falla interna Refinera Puerto la Cruz contina con alto consumo debido a puesta

en servicio de planta de generacin elctrica. Consumo actual: 41 MMPCED.

PETROPIAR mantiene bajo consumo debido a mantenimiento en tren de hidrgeno

Sistema Anaco Puerto Ordaz:

Orinoco Iron en proceso de normalizacin. Consumo Actual 25 MMPCED

371

Ferrominera Opco realiz parada programada para mantenimiento interno

Vemprecar se mantiene en operacin a baja carga y con un consumo de 12 MMPCED.

Sidor mantiene bajo consumo debido a mantenimiento en plantas internas.

Refinacin Nacional

El volumen de crudo procesado al 31 de Diciembre del ao 2011, por el Sistema de Refinacin Nacional incluyendo Refinera Isla, es de 1.168 MBD con un factor de utilizacin promedio de 87 %, discriminados en:

Centro de Refinacin Paraguan: 705 MBD con un factor de utilizacin 84%.

Refinera El Palito: 127 MBD con un factor de utilizacin 92%. Refinera Puerto La Cruz: 172 MBD con un factor de utilizacin 91%. Refinera Isla: 168 MBD con un factor de utilizacin 72%.

A continuacin se indican las paradas de plantas programadas segn el plan original ao 2011 del Sistema de Refinacin Nacional ms Isla.

Refinera Amuay

El Plan original ao 2011, contempl la ejecucin de 9 paradas programadas en las cuales se consideraron las siguientes unidades: Desintegracin Cataltica (DCAY), Alquilacin (ALAY), Isomerizacin (ISAY), Tame (TMAY), Destiladoras 2 y 3 (PSAY-2/3), Hidrotratamiento de destilados livianos y pesados (HDAY-2/4) y Reformacin de Gas Natural (HYAY-1). Sin embargo, las paradas de las unidades DCAY, ALAY, ISAY, TMAY, PSAY-2/3 y HDAY-

372

2, fueron desfasadas en su mayora para el ao 2012 por baja disponibilidad de materiales.

La unidad de Hidrotratamiento de VGO, (HDAY-4) cumpli parada general para mantenimiento, luego de haber ocurrido incendio el 15/03/11, en el sistema de alta presin de la torre absorbedora. La parada programada fue iniciada el 15/04/11 y finalizada el 15/08/11, con extensin de 81 das, motivados a retrasos asociados a la logstica de recibo de equipos mayores, re-trabajos en pruebas hidrostticas de intercambiadores y apelmazamiento de catalizador, adicional a falla elctrica general ocurrida en mayo.

La unidad HYAY-1 cumpli parada general para mantenimiento, la cual fue iniciada el 27/04/11 y finalizada el 02/08/11, con extensin de 49 das, motivados a retrasos en la recepcin de materiales asociados, apelmazamiento de catalizador y falla elctrica general.

Refinera Cardn

Se contempl originalmente la ejecucin de 13 paradas programadas las cuales consideraban la intervencin de las siguientes unidades: Alto Vaco 1 (AV-1), Extraccin de aromticos (FEU), Desasfaltacin (PDA-1/2), Desparafinacin (MDU), Alquilacin 2 (ALQ-2), Isomerizacin, MTBE y TAME, Regenerador del reformador, Hidrotratamiento de destilados livianos y pesados (HDT-1 y HDS) y unidades de destilacin CD-3/AV-3. Sin embargo, por baja disponibilidad de materiales, estas paradas fueron desfasadas para el ao 2012, excepto parte de la parada programada para HDS, donde se adelant el cambio de catalizador y la sustitucin de internos en el reactor.

Refinera El Palito

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Las paradas programadas consideradas para el 2011 fueron en las siguientes unidades: Oxigenados, Reformacin (PTR) y planta de Benceno, Tolueno y Xileno (BTX). La unidad de oxigenados inici su parada el 01/01/11 al 01/08/11, con extensin de 61 das causada por problemas en suministro de servicios industriales. Las unidades de reformacin y BTX iniciaron su parada a partir del 14/02/11 y finalizaron el 18/08/11 y 21/10/11, respectivamente, con extensiones de 79 y 143 das, respectivamente. Los retrasos que afectaron la ejecucin de dichas paradas corresponden a trabajos adicionales, motivado a daos mayores en equipos, los cuales no fueron contemplados originalmente.

Refinera Puerto La Cruz

Originalmente se contempl para el plan 2011, la ejecucin de las paradas de las unidades de VALCOR (Hidrotratamiento de diesel (HDT), NHT/ Reformacin) y unidad destiladora DA-2. Sin embargo por baja disponibilidad de materiales fueron desfasadas para el 2012.

Refinera Isla

Present 11 paradas programadas como plan original ao 2011, las cuales fueron ejecutadas a excepcin de las unidades de reformacin, viscorreductora TC-2, extraccin de aromticos FEU-2 y complejo de conversin media (FCC, alquilacin y polmeros), desfasadas al 2012. Las intervenciones fueron realizadas en las unidades que se mencionan a continuacin: Alto Vaco 8 (HV-8) ejecutada desde 20/01/11 al 21/03/11 con extensin de parada de 18 das, Hidrotratadora de Diesel (DHT) ejecutada sin extensin de parada a partir del 04/06/11 hasta el 30/06/11 y el complejo de lubricantes, el cual comprende las unidades de Extraccin de Aromticos (FEU-1), de Desparafinacin (MDU), las cuales iniciaron su parada el 05/10/11 y el 17/10/11, respectivamente, sin ser concluidas an y la unidad

374

de Desasfaltacin (PDU), la cual inici el 23/08/11 al 31/10/11, con una extensin de 35 das.

En las figuras siguientes se presenta el detalle de las paradas de plantas ocurridas durante el ao 2011 en el sistema de Refinacin Nacional incluyendo Refinera Isla:

Paradas de plantas del Centro de Refinacin Paraguan

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PPrriinncciippaalleess PPaarraaddaass eenn AAmmuuaayy::

DDEESSTT Falla elctrica general (13d). PSAY-1 trabajo en hornos (62d). F/S por problemas con bomba P-2B (6d). Por fuga en enfriadores de tope E-2A/E-2AA (5d). PSAY-2 reparaciones mecnicas (18d), PSAY-3 por rotura en fondo de vaco (22d), PSAY-5 F/S por trabajos en torre T-401(23d). DDCCAAYY//AALLAAYY Falla de aire instrumentos y electricidad (4d)(4d). AALLAAYY Por fuga en calentador de alimentacin E-2705 (9d). CCRRAAYY Falla gra y alta temperatura en horno (8d), falla elctrica (8d). Falla de bomba de cortado (12d). FFKKAAYY Finaliza parada por obstruccin en el domo del reactor R-2101 (93d). Falla aire instrumentos y electricidad (6d). HHDDAAYY--11 PPor falta de gas natural (1d). Fuga E105-A (5d).. Para liberar H2 (23d). Por dficit de H2 (28d). Falla suministro aire de instrumentos y electricidad (5d)) HHDDAAYY--22 Trabajos en horno / reactor (33d) y parada de HDAY-4 (6d). Falla elctrica (3d) HHDDAAYY--33 Trabajos en el CT-301 (9d). Parada de HDAY-4 (3d). Falla elctrica y Aire instrumento (3d). Por falla del compresor C-301 (5d). HHDDAAYY--44 PPor incendio en lnea de tope de la torre absorbedora T-351 (31d). Finaliza reparacin general (122d). Dficit de gas natural (3d). Por reparacin del compresor C-351 (9d). Por balance de H2 debido a parada de CHP (7d).

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PPrriinncciippaalleess PPaarraaddaass eenn CCaarrddnn::

DDEESSTT CD-1/2/3/4 Falla elctrica general (4d)(4d)(3d)(8d). CD-1 por indisponibilidad de crudo (2d). Por fuga en tapn del horno BA-2B (11d). CD-3 falla ventilador del horno BA-1/2 (24d). Por fuga en tapones del horno BA-1 (4d). CCCCUU Por limpieza de la torre fraccionadora (38d). Falla en vlvula deslizante de catalizador (1d). Disparo por alto nivel del catalizador (2d) Por falla elctrica general (8d). Explosin del horno F-1 (1d). Por fuga en lnea del precalentador A-1(4d). Falla en vlvula selenoide (2d). AALLQQ--11 Reparacin por fuga del rehervidor regenerador de cido EA-308 (229d). Falla GA-402 (1d). Sist. de condensado (7d). Fuga Regenerador DA-304 (4d). Bajo nivel de HF (7d) Parada de CCU (6d). AALLQQ--11//22 Falta de Iso-C4 (8d)(13d). AALLQQ--22 Por falla elctrica general (19d) Por alta presin en la unidad (2d). Reparacin por rotura del rehervidor E-5127 y E-5129 (23d). Fuga en cabezal E-5113s (7d). Por indisponibilidad de H2 para produccin de Iso-C4 (6d). Por falla de la bomba P-5113A (8d). DDCCUU//PPLLTT Por falla elctrica general (6d)(9d). PPLLTT Problemas con P-316 A (3d) Falla Sub Estacin Elctrica (2d). Falla de vapor (1d). HHDDTT--11 Por reparacin del K-3004 (2d). Fuga de H2 en vlvula (3d). Bajo inventario de gasoil (8d) falla elctrica (5d). Problemas con el K-1001 S (5d). Por rotura en lnea de agua de caldera hacia el V-7010 (1d). Para liberar H2 (2d). HHDDTT--11//22 Por indisponibilidad H2 de PLT (3d)(1d). HHDDTT--22 Parada de PLT (7d). Falla elctrica (10d).

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Principales Paradas en RELP:

DDEESSTT//VVAACC:: Falla elctrica (4d)(6d). Bajo inventario crudo (1d)(1d). VVAACC:: Falla en bomba y fuga en horno B-6001 (2d). Obstruccin en lnea de fondo (8d). FFCCCC//AALLQQ:: Falla elctrica (10d). Disparo del TPR por falsa seal (2d). Perdida de presin en el regenerador por falla en vlvula (3d). AALLQQ:: Rotura de los E-6807s (5d). Problemas con el cido (4d). Falla del CGH (10d). Por elevado porcentaje de humedad en la carga de olefinas y disminucin de la pureza del cido fluorhdrico (5d). PPTTRR:: Mejoras en MCC de G-2510 A/B (2d). Finaliza parada programada (186d). Parada de emergencia por fuga de gas de reciclo en la lnea de succin del G-2002 (6d).

OOXXII:: Continua F/S por fallas en servicios industriales (273d). Parada considerada como programada para la revisin del presupuesto hasta el 01-08-11. Por falla en las vlvulas 61HV07 A/B de la unidad de FCC (5d).

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Principales Paradas en PLC:

DDEESSTT:: DA-2 trabajos en bomba P-1 (1d). Parada de la DA-3 por falla de caldera #2 (8d) DA-1 Afectada su carga por mantenimiento del horno (3d). DA-3 por mantenimiento del sistema de agua de enfriamiento (4d). DA-4: fallas elctricas (1d). FFCCCC//AALLQQ:: Ext de parada por Mantenimiento Mayor (34d)(36d). Mantenimiento al sistema de olefinas (7d)(9d) Por Mantenimiento Mayor no programado por arrastre de catalizador al fraccionador E-1(59d)(59d). AALLQQ:: Por mantenimiento en cmara de la torre T-13 y mantenimiento preventivo en lneas (1d). RREEFF:: Por falla elctrica (1d). HHDDTT:: Por mtto preventivo (2d). Por dficit de H2 y falla elctrica (7d). Mantenimiento Mayor (4d). Por falla elctrica y calidad del DAR (7d). Por disparo del compresor de gas de reciclo G-4504 (4d). Parada para Mantenimiento Mayor (19d).

379

En la siguiente figura se muestra el nivel de procesamiento de crudo mensual del Sistema de Refinacin Nacional incluyendo Refinera Isla para el ao 2011.

Principales Paradas ISLA:

DDEESSTT:: CD-2A/CD-2B/CD-3 por servicios industriales (55d)(26d)(6d). Ext de parada programada de HV-8 (17d). CD-2A Por falla elctrica (8d). CD-2B/HV-6 retrasos de crudo TJP (6d). CD2A/FP-1 por parada