Tema 1

EVOLUCION HISTORICA DEL PETROLEO EN VENEZUELA
El descubrimiento, uso, manufactura, producción y distribución del petróleo es producto
directo de la revolución industrial, impulsada por el sistema capitalista. Desde la antigüedad
se le daban ya varios usos: calafatear embarcaciones, impermeabilizar objetos, hacer fogatas
y antorchas, pegamentos para obras de construcción y aplicaciones medicinales. Ya en el
nuevo mundo, como en Europa el petróleo encontró un uso muy limitado y se podría decir
que casi fue inexistente su importancia.
En Venezuela las actividades petroleras comenzaron en la época pre-hispánica, época en la
cual solo se utilizaba el petróleo para calafetear e impermeabilizar las embarcaciones, pero
su explotación se comenzó a realizar formalmente en la época colonial. Fue desde entonces
que la industria petrolera en Venezuela fue creciendo y se fortaleció hasta llegar al punto en
que se nacionalizaron todos los activos de las empresas petroleras en 1976.
En la época prehispánica (1904) el líquido negro y espeso, conocido por los lugareños como
mene, se utilizaba principalmente para fines medicinales, como fuente de iluminación, y para
el calafateado de canoas.
A su llegada a finales del siglo XV, los conquistadores españoles aprendieron de los pueblos
indígenas el uso del asfalto presente de manera natural para calafatear los barcos, y para el
tratamiento de sus armas.
Los inicios de la producción petrolera venezolana fueron en 1799 por Alexander von
Humboldt en donde encontró un pozo de petróleo en la Península de Araya. Ya para 1839
el gobierno encomienda al médico José María Vargas para que investigara sobre el petróleo.
Una vez hechas las respectivas averiguaciones, opinó que esta materia era más rica que la
plata por la gran posibilidad de uso que tenía. En esa solo se utilizaba el petróleo para cosas
muy sencillas y su extracción era bastante rudimentaria y no se explotaba en forma industrial.
En Venezuela se empieza a explotar el petróleo a partir de 1875, después de un terremoto
comienza a salir petróleo en grandes cantidades por una de las grietas producidas por
el movimiento telúrico en la hacienda "La Alquitrana" del Estado Táchira perteneciente al
Señor Manuel Antonio Pulido.
A raíz de este hecho Pulido forma la primera empresa petrolera Venezolana que se dedicó a
explotar industrialmente al petróleo. La empresa se llamó "Compañía Nacional Minera
Petrólia del Táchira" o "Petrolia del Táchira". Más tarde se construyó la primera refinería la
cual se producía mensualmente 60 galones de gasolina, 165 de querosén, 150 de gas-oil y

220 de residuos. De estos derivados del petróleo, el querosén era el de mayor utilidad, se
utilizaba para el alumbrado y para las primeras cocinas.
El sorprendente crecimiento de la industria petrolera norteamericana genera nuevos
emporios económicos. Destaca la Standard Oil, capitaneada por John D. Rockefeller.
Paralelamente, empresas inglesas y holandesas encuentran petróleo en el lejano Oriente
y Rusia manteniendo un ritmo de exploración permanente en todos los continentes. Es en
este contexto de búsqueda de nuevos yacimientos cuando el geólogo Ralph Arnold y parte
de su equipo en abril de 1913 llegan al campo petrolero La Alquitrana, cerca de Rubio en el
estado Táchira. Allí escribe que la refinería local lleva treinta años en servicio constatando
que en Venezuela ya se producía petróleo.
Años atrás en 1878, el hacendado Manuel Antonio Pulido obtiene los derechos para la
explotación minera de un terreno ubicado en su hacienda cafetera La Alquitrana tras
descubrir emanaciones de petróleo en la superficie. Como se indicó anteriormente Pulido
funda la compañía Petrolia del Táchira en sociedad con cinco hacendados y comerciantes de
la región. Dicen que cuando iniciaron la empresa carecían absolutamente de conocimientos,
pero decidieron a este efecto, que el socio Pedro Rafael Rincones se fuera a Estados
Unidos para estudiar los procesos de refinación de petróleo y adquirir las maquinarias
obtener queroseno de primera calidad.
En 1880 los vecinos de Rubio y de San Cristóbal, animados por la novedad, acuden a la
instalación de aquellos extraños equipos de perforación que habían viajado por barco,
barcazas y mulas desde Nueva York hasta La Alquitrana. Pero no fue sino 3 años más tarde
cuando a sesenta metros de profundidad, el llamado pozo Eureka empezó a producir 230
litros diarios de un petróleo algo verdoso que sería refinado en un pequeño alambique para
producir querosén y proveer de esta fuente de iluminación a Rubio y San Cristóbal. Esto da
el inicio de explotación petrolera en Venezuela.
1904-1940 - El nacimiento de la industria petrolera venezolana
A pesar del conocimiento de la existencia de petróleo en Venezuela desde hacía siglos, este
recurso cobró real trascendencia con la llegada del siglo XX y los primeros pozos de real
importancia no se perforaron sino hasta la década de 1910. El entonces presidente Cipriano
Castro aprobó un nuevo Código de Minas para la Nación el 23 de enero de 1904,
estableciendo así un principio que marcaría dramáticamente el curso de la industria petrolera
hasta su nacionalización en 1976. El presidente de la República obtenía facultad plena para
administrar y otorgar concesiones petroleras sin necesidad del consentimiento del Congreso.

En 1908, Juan Vicente Gómez reemplazó a Castro como presidente de Venezuela. En los
siguientes años, Gómez continuó la política de otorgamiento de concesiones, que en su
mayoría fueron adjudicadas a sus amigos más cercanos, quienes a su vez las renegociaron
con las compañías petroleras extranjeras que poseían la tecnología necesaria
para poder desarrollarlas. Una de estas concesiones fue otorgada a Rafael Max Valladares
que contrató a la Caribbean Petroleum (subsidiaria de la Royal Dutch Shell) para llevar a
cabo su proyecto de exploración de hidrocarburos. El 15 de abril de 1914, el primer campo
petrolífero venezolano de importancia, Mene Grande, fue descubierto por la Caribbean tras
la finalización del pozo Zumaque I (llamado actualmente MG-I).
Este importante descubrimiento es lo que alentó una ola masiva de las compañías petroleras
extranjeras para "invadir" Venezuela en un intento por conseguir un pedazo de la acción.
De 1914 a 1917, varios yacimientos de petróleo fueron descubiertos en todo el país, sin
embargo el estallido de la Primera Guerra Mundial retrasó significativamente el desarrollo de
la industria. Debido al esfuerzo de guerra, compra y transporte de las herramientas y
maquinaria, algunas compañías petroleras se vieron obligadas a renunciar a la perforación
hasta después de la guerra. A finales de 1917, las primeras operaciones de refinación se
llevaron a cabo en la refinería de San Lorenzo, y las primeras exportaciones significativas de
petróleo venezolano salieron por la terminal Caribbean Petroleum en San Lorenzo. A finales
de 1918, el petróleo apareció por primera vez en las estadísticas de exportación de
Venezuela con una producción anual de 21.194 toneladas métricas. Después de unos veinte
años desde la instalación del primer taladro perforador de pozos, Venezuela se había
convertido en el mayor exportador de petróleo del mundo y el segundo mayor productor de
petróleo, después de Estados Unidos. La exportación de petróleo se disparó de 1,9% a
91,2% entre 1920 y 1935.
Cuando se descubrió petróleo en el campo La Rosa en la Costa Oriental del Lago de
Maracaibo en 1922, el dictador de Venezuela, Juan Vicente Gómez permitió a los
estadounidenses a escribir la ley petrolera de Venezuela.
La enfermedad holandesa
Para 1929, Venezuela fue el segundo mayor país productor de petróleo (sólo por detrás de
Estados Unidos) y el mayor exportador de petróleo del mundo. Con un espectacular
desarrollo de la industria, el sector del petróleo había comenzado a dominar todos los demás
sectores económicos del país, sin embargo, la producción agrícola comenzó a disminuir
drásticamente. Este repentino aumento de la atención al petróleo y el abandono del sector
agrario hace que la economía venezolana sufra de un fenómeno conocido por los
economistas como la enfermedad holandesa. Esta "enfermedad" se produce cuando una

mercancía ocasiona un aumento sustancial de los ingresos en un sector de la economía, y
no es complementado por un mayor ingreso en otros sectores. La agricultura representó
alrededor de un tercio de la producción económica en la década de 1920, pero por la década
de 1950 esta fracción se vio drásticamente reducida a una décima parte. Este repentino
aumento de la producción de petróleo limita la facultad general de Venezuela para crear y
mantener otras industrias. El gobierno hizo caso omiso a graves problemas sociales,
incluyendo educación, salud, infraestructura, agricultura y las industrias nacionales,
causando que Venezuela quedara muy detrás de otros países industrializados.
1940-1976 - El camino a la nacionalización
En 1941, el general Isaías Medina Angarita oriundo de los Andes venezolanos, fue elegido
presidente de forma indirecta. Uno de sus más importantes reformas durante su mandato
fue la promulgación de la Ley de Hidrocarburos de 1943. Esta nueva ley fue el primer gran
paso político dado hacia ganar más control sobre su industria petrolera. Bajo la nueva ley,
el concepto de una división de 50/50 de los beneficios entre el gobierno y la industria del
petróleo se introdujo. Una vez aprobada, esta ley básicamente se mantuvo sin cambios hasta
1976, año de la nacionalización, con sólo dos revisiones parciales que se realizan en 1955 y
1967.
En 1944, el gobierno venezolano dio varias nuevas concesiones para fomentar el
descubrimiento de más yacimientos de petróleo. Esto se atribuyó principalmente a un
aumento en la demanda de petróleo causada por la Segunda Guerra Mundial, y en 1945,
Venezuela estaba produciendo cerca de 1 millón de barriles por día. Siendo un ávido
proveedor de petróleo a los Aliados de la Segunda Guerra Mundial, Venezuela ha aumentado
su producción un 42 por ciento desde 1943 hasta 1944. Incluso después de la guerra, la
demanda de petróleo continúa en aumento debido al hecho de que hubo un aumento de
veintiséis millones hasta cuarenta millones de los coches en servicio en los Estados Unidos
desde 1945 hasta 1950. A mediados de 1950, sin embargo, países del Medio Oriente había
comenzado contribuir con cantidades significativas de crudo al mercado internacional de
petróleo, y los Estados Unidos habían aplicado las cuotas de importación de petróleo. El
mundo experimentó un exceso de oferta de petróleo, y se desplomaron los precios.
Creación de la OPEP
En respuesta a los precios del petróleo crónicamente bajos de la década de 1950 a mediados
y finales, los países productores de petróleo Venezuela, Irán, Arabia Saudita, Irak y Kuwait
se reunieron en Bagdad en septiembre de 1960 para formar la Organización de Países
Exportadores de Petróleo (OPEP). Los principales objetivos de los países miembros de la

OPEP fueron a trabajar juntos con el fin de asegurar y estabilizar los precios internacionales
del petróleo para garantizar sus intereses como naciones productoras de petróleo. Esto fue
logrado en gran medida a través de las cuotas de exportación que ayudaron a evitar la
sobreproducción de petróleo en el ámbito internacional.
Nacionalización
Mucho antes de 1976, Venezuela había tomado varias medidas en la dirección de la
nacionalización de su industria petrolera. En la ley de reversión promulgada en 1971 se
afirmaba que todos los bienes, instalaciones y equipos pertenecientes a las concesionarias
dentro o fuera de las áreas de concesión revertiría a la nación sin compensación a la
expiración de la concesión. El movimiento hacia el nacionalismo se vivió una vez más bajo el
decreto 832 donde se establece que toda la exploración, producción, refinación,
y programas de ventas de las compañías petroleras tenían que ser aprobados previamente
por el Ministerio de Minas e Hidrocarburos. Así que para todos los propósitos prácticos,
Venezuela ya estaba en camino a la nacionalización en 1972.
No se hizo oficial sin embargo, hasta la segunda presidencia de Carlos Andrés Pérez,
cuyo plan económico, "La Gran Venezuela", contemplaba la nacionalización de la industria
del petróleo y la diversificación de la economía a través de la sustitución de importaciones.
El país oficialmente nacionalizó la industria petrolera el 1 de enero de 1976, bajo
la gestión ministerial de Valentín Hernández Acosta, y junto con él vino el nacimiento de
Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA), que es la empresa estatal venezolana de petróleo.
Todas las compañías petroleras extranjeras que una vez hicieron negocios en Venezuela,
fueron reemplazadas por empresas venezolanas filiales de PDVSA que controla la actividad
de explotación de hidrocarburos en Venezuela. En 1980, PDVSA compró la empresa
estadounidense Citgo, y actualmente es una de las empresas petroleras más grandes del
mundo.
Actualidad y futuro
Tras la escalada de precios a partir de la crisis desatada por la invasión de Irak en el 2003,
los proyectos de desarrollo de la Faja del Orinoco han cobrado mayor importancia
económica. El gobierno del presidente Hugo Chávez decretó en 2007 la conversión de todas
las concesiones en la Faja a empresa mixta, donde el Estado, siempre a través de PDVSA,
debe tener mayoría accionaria.
En la actualidad, Venezuela es el quinto país exportador de petróleo del mundo, con la
primera reserva más grande de crudo pesado. Venezuela tienen un gran potencial para la
expansión de la capacidad, Venezuela podría aumentar la capacidad de producción en un

2,4 MMbbl / d desde los niveles de 2001 (3,2 MMbpd) a 5,6 MMbpd el año 2025 aunque esto
requeriría una significativa inversión de capitales por parte de PDVSA compañía nacional de
petróleo. Para el año 2010, la producción venezolana de hecho bajó a ~ 2,25 MMbbl / d.
PDVSA no han demostrado ninguna capacidad para desarrollar nuevos yacimientos de
petróleo desde la nacionalización de los proyectos de petróleo pesado en la Faja Petrolífera
del Orinoco antes operadas por empresas internacionales como ExxonMobil, ConocoPhillips,
Chevron y Total.
En 2005, PDVSA abrió su primera oficina en China, y anunció planes para casi triplicar su
flota de buques petroleros en esa región. Actualmente, Estados Unidos representa el 65%de
las exportaciones de Venezuela.
Francisco Ramos
Iris De Rojas
2017
RESERVAS DE CRUDO
Todas las reservas de crudo y gas natural situadas en el territorio venezolano son
propiedad de la República, estimadas por PDVSA y oficializadas por el Ministerio del
Poder Popular de Petróleo (MPetro), siguiendo el manual de definiciones y normas de
reservas de hidrocarburos establecidas por este ente oficial, cuyas normas no sólo
incluyen procedimientos específicos para el cálculo de reservas, sino también aquellos
necesarios para el debido control de la información requerida por la Nación. Estos
procedimientos son los mismos que se utilizan a escala mundial, de manera que los
valores declarados son comparables con diferentes países.
Las Reservas Probadas
Son las cantidades estimadas de petróleo crudo y gas natural en yacimientos conocidos
que, con razonable certeza, se podrán recuperar en el futuro bajo las condiciones
económicas y operativas actuales. Debido a la incertidumbre inherente y al carácter
limitado de los datos sobre los yacimientos, las estimaciones de las reservas están
sujetas a modificaciones, a través del tiempo, a medida que se dispone de mayor
información. Las reservas probadas no incluyen los volúmenes adicionales que podrían
resultar de extender las áreas exploradas actuales, o de la aplicación de procesos de
recuperación secundaria que no han sido ensayados y calificados como económicamente
factibles.

Las reservas de hidrocarburos son reajustadas anualmente para considerar, entre otras
variables, los volúmenes de crudo y gas extraído, el gas inyectado y los cambios de
reservas provenientes de descubrimientos de nuevos yacimientos y extensiones o
revisiones de los existentes, todo lo cual genera cambios en las reservas probadas de
los yacimientos. De acuerdo con las facilidades de producción, las reservas probadas se
clasifican en:
Reservas Probadas Desarrolladas:
Comprenden las cantidades que pueden ser recuperadas de los pozos existentes, con
equipos y métodos actualmente en uso.
Reservas Probadas No Desarrolladas:
Son aquellos volúmenes que se esperan recuperar, mediante inversiones en la
perforación de nuevos pozos en áreas no desarrolladas o en la culminación de pozos
existentes.
En el año 2015, el crudo y el gas natural representaron 90% y 10%, respectivamente,
del total estimado de reservas probadas de crudo y gas natural sobre una base
equivalente de crudo.
En el año 2015, la producción fue de 1.001 MMBLS de crudo (2.742 MBD), lo cual ha
permitido alcanzar una producción acumulada de crudo desde el año 1914 hasta el 31
de diciembre de 2015 de 70.166 MMBLS. La producción comercial de crudo en la
República está concentrada en las siguientes cuencas: Maracaibo-Falcón (anteriormente
denominada Occidental-Zulia) con un volumen acumulado de 44.054 MMBLS que se
extiende en tierra a lo largo de los estados Zulia, Falcón, Trujillo y en las aguas
territoriales del Golfo de Venezuela; la cuenca Barinas-Apure (anteriormente
denominada Meridional Central Barinas y Apure) con 1.517 MMBLS que se extiende a lo
largo de los estados Barinas y Apure. La producción acumulada de la cuenca Oriental es
de 24.595 MMBLS y se extiende a lo largo de los estados Guárico, Anzoátegui, Monagas,
Delta Amacuro y Sucre (la FPO Hugo Chávez pertenece a la cuenca Oriental); la cuenca
de Carúpano no tiene producción acumulada ya que fue incorporada en el año 2006 y
abarca el norte del estado Sucre, Nueva Esparta y las aguas territoriales ubicadas al
frente de las costas orientales venezolanas.

De acuerdo con los niveles de producción del año 2015, las reservas probadas de crudo,
incluyendo las reservas de crudo pesado y extrapesado, tienen un tiempo de
agotamiento de 301 años aproximadamente.
Reservas de Crudo
Los niveles de las reservas probadas de crudo, durante el año 2015, se ubicaron en
300.878 MMBLS. La distribución de reservas por cuencas es la siguiente: 20.330 MMBLS
Maracaibo - Falcón; 1.088 MMBLS Barinas - Apure; 279.117 MMBLS Oriental y 343
MMBLS Carúpano. La FPO Hugo Chávez forma parte de la cuenca Oriental y sus reservas
son 270.703 MMBLS de crudo, de las cuales 2 MMBLS corresponde a gas húmedo, 76
MMBLS corresponde a crudo condesado, 1.609 MMBLS corresponde a crudo liviano,
1.202 MMBLS corresponde a crudo mediano, 8.299 MMBLS a crudo pesado y 259.515
MMBLS a crudo extrapesado.
Reservas de Gas Natural
La República cuenta con reservas probadas de gas natural que ascienden a 201.349
MMMPC (34.715 MMBPE) al cierre de diciembre 2015, de los cuales 64.916 MMMPC
(11.192 MMBPE) están asociados a la FPO Hugo Chávez, razón por la cual se confirma
que las arenas existentes allí no son bituminosas sino petrolíferas. Por otra parte, del
total de reservas probadas de gas natural, 36.452 MMMPC (6.285 MMBPE) están
asociadas a crudo extrapesado presente en la cuenca Oriental. Las reservas de gas
natural de Venezuela son, en su mayoría, de gas asociado, el cual se produce
conjuntamente con el crudo y una alta proporción de estas reservas probadas, son
desarrolladas.
PDVSA
2020
FAJA PETROLIFERA DEL ORINOCO (FPO)
La FPO es una región estratégica, ubicada al norte del río Orinoco, que contiene las
reservas probadas más grandes del mundo de petróleo extra-pesado y pesado. Ésta
abarca un 8.35% de toda la cuenca del Orinoco. El área de explotación actual de la FPO,
comprende cuatro grandes bloques, de oeste a este: Boyacá, Junín, Ayacucho y
Carabobo; ocupando un área de 28.065 km² de los 64.157 km² delimitados por el estado

venezolano para ser un eje impulsor del desarrollo económico, social, industrial,
tecnológico y sustentable del país.
Con la aprobación en 2.006 del proyecto “Magna Reserva”, se dio paso a la cuantificación
y certificación de las reservas de hidrocarburos de la Faja Petrolífera del Orinoco, a través
de la participación de 24 empresas de 21 países en el estudio de 36 bloques
seleccionados. Para el año 2.010 ya alcanzaba el orden de 297 millardos de barriles
(20% reservas probadas mundiales y 25% de reservas probadas de la OPEP),
significando una producción de al menos 238 años siguiendo el ritmo actual.
El potencial de reservas de Venezuela podría ser mucho mayor de lo estimado en la
actualidad, si se toma en cuenta las estimaciones del Servicio Geológico de los Estados
Unidos, en su informe sobre las reservas de la Faja Petrolífera del Orinoco del año 2.010,
donde estas pueden ascender a 511 mil millones de barriles de petróleo.
Es por esto que la exploración, producción, transporte, refinación y distribución del crudo
requieren de nuevas áreas para desarrollar modernas refinerías, terminales para la
exportación, complejos de generación de electricidad, así como la expansión y creación
de centros poblados dotados de infraestructuras y servicios que garanticen una calidad
de vida digna a sus pobladores; donde todas las actividades petroleras antes descritas,
son susceptibles de afectar el ambiente y la biodiversidad, cuyos impactos ambientales
requerirán del continuo monitoreo y seguimiento por parte tanto del Estado como de sus
habitantes.
Emanuel Valero
2021

Sistema de refinación en Venezuela
La refinación es un conjunto de operaciones requeridas para separar y transformar los
hidrocarburos con el fin de obtener productos derivados de determinadas
especificaciones. Ha sido un aspecto clave dentro del desarrollo de la industria que,
desde el inicio de la explotación petrolera en 1854, basó sus expectativas en la búsqueda
de fuentes de iluminantes, uno de los negocios más atractivos para los comerciantes de
esa época.
Se realizaron experimentos durante aquellos años a fin de constatar el uso de petróleo
como combustible para calefacción y lámparas que, en ese tiempo, se encendían con
aceites de procedencia animal o vegetal. En 1860, la refinación formaba parte de la
cadena medular de la industria petrolera e incentivó el estudio para incrementar los
derivados extraídos y su rendimiento.
La refinería es el espacio físico donde se ubican los procesos de separación física o de
conversión, necesarios para la transformación de hidrocarburos en productos refinados
(combustibles y especialidades). El tipo y número de procesos depende del tipo y calidad
de productos requeridos por el mercado, así como el crudo a procesar.
Los procesos de separación física son aquellos en los cuales se aíslan los componentes
de una mezcla basándose en las diferencias de algunas propiedades físicas, sin que
ocurra un cambio en la estructura molecular o reacción química en ninguno de los
componentes. Entre estos se encuentran la desalación, destilación, extracción, cernido
y filtración.
En los procesos de Conversión se prevé la generación de cambios en la estructura
molecular de uno o varios de los componentes de la mezcla. El proceso de conversión
más conocido es el de craqueo o ruptura de moléculas, pero existen procesos como
Isomerización, y Polimerización, entre otros.
PDVSA realiza sus operaciones de procesamiento del crudo a través de 15 refinerías:
seis en Venezuela, y nueve en el resto del mundo.
Refinación Nacional
El Sistema de Refinación Nacional está compuesto por 6 refinerías que cuentan con una
capacidad de procesamiento de 1 millón 303 MBD, de los cuales 52% se destina al
mercado local y 48% para la exportación: el Centro de Refinación Paraguaná (CRP),

conformado por las Refinerías Amuay y Cardón, en la península de Paraguaná del estado
Falcón y Bajo Grande, en el estado Zulia; la Refinería El Palito, en el estado Carabobo;
y el Complejo de Refinación Oriente, conformado por las Refinerías Puerto La Cruz y San
Roque, en el estado Anzoátegui.
•Centro de Refinación Paraguaná (CRP)
Tiene una capacidad nominal de 971 MBD, conformado por las refinerías Amuay y
Cardón, ubicadas en la Península de Paraguaná en el estado Falcón, y la Refinería Bajo
Grande, en el estado Zulia, destinada a la producción de asfalto.
La Refinería Amuay inició sus operaciones en el año 1950. Actualmente posee una
capacidad de 645 MBD, y cuenta con 5 unidades de destilación primaria.
La Refinería Cardón entró en funcionamiento en el año 1947. Tiene una capacidad de
310 MBD, y cuenta con 4 unidades de destilación primaria.
La Refinería Bajo Grande, ubicada en el estado Zulia, fue inaugurada en 1956.
Actualmente posee una capacidad de 16 MBD, y cuenta con 1 unidad de destilación
primaria.
La alimentación a las refinerías de CRP proviene principalmente de los yacimientos de
occidente en la cuenca del lago de Maracaibo, a través de tres oleoductos y
alternativamente mediante buques con crudos de la Faja Petrolífera del Orinoco. De los
productos obtenidos en el CRP, 55% se destina al mercado interno y 45% al mercado
de exportación, con despacho de productos a países del Caribe, Centro y Suramérica,
Europa y África.
Figura 2. Refinería Cardón

•Refinería El Palito
Esta infraestructura, ubicada en el estado Carabobo, inició operaciones en 1960. Posee
una unidad de destilación primaria con una capacidad de procesamiento de 140 MBD de
crudo mediano.
La alimentación a la refinería El Palito proviene de los campos ubicados en la cuenca
Barinas-Apure, así como del crudo liviano Mesa 30 del oriente. De los productos
obtenidos en este Complejo de Refinación se destina 79% al mercado local y 21% para
la exportación hacia los países de América y Asia.
Figura 3. Refinería El Palito
•Complejo de Refinación Oriente
Localizado en el estado Anzoátegui, posee una capacidad total de procesamiento de 192
MBD de crudos livianos y pesados.
Está conformado por la Refinería Puerto La Cruz, que inició operaciones en el año 1950.
Hoy día cuenta con tres destiladoras atmosféricas principales (DA-1, DA-2 y DA-3) con
capacidad de procesamiento de 187 MBD y las instalaciones de la Refinería San Roque
(SRQ) (DA -4), la cual entró en funcionamiento en el año 1952 y actualmente procesa 5
MBD de crudo parafinoso, siendo la única infraestructura orientada a la producción de
parafinas en Venezuela.
La alimentación a las refinerías del Complejo de Refinación de Oriente son crudos livianos
de las cuencas de Anzoátegui y Monagas de crudos livianos y de crudo parafinoso de
Anaco. De los productos obtenidos en este Complejo de Refinación, se destina 44% al
mercado local y 56% para el de exportación, dirigido a los países del Caribe, América,

Europa y Asia. Adicionalmente, se está ejecutando el proyecto de Conversión Profunda
en Puerto La Cruz, cuya orientación es el procesamiento de crudo pesado y extrapesado
de la Faja Petrolífera del Orinoco Hugo Chávez.
PDVSA
2020
Clasificación de las refinerías según su configuración y
complejidad
Las características de configuración y operación de cada refinería son únicas. Están
determinadas principalmente por la ubicación de la refinería, su diseño, el tipo de crudo
preferido para refinación, los requisitos del mercado para los productos refinados y las
especificaciones de calidad (por ejemplo, contenido de azufre) para los productos
refinados. En este contexto, el término configuración denota el conjunto específico de
unidades de procesos de refinación de una refinería determinada, el tamaño (capacidad
de producción) de las distintas unidades, sus características técnicas destacadas y los
patrones de flujo que conectan estas unidades. Si bien no existen dos refinerías con
configuraciones idénticas, éstas se pueden clasificar en grupos con características
similares, definidas según su complejidad. En este contexto, el término complejidad tiene
dos significados. Uno de ellos es su acepción no técnica, que lo define como: intrincado,
complicado, que consiste de muchas partes conectadas. El otro significado es en término
específico que se usa en la industria de la refinería, que los define como: un marcador
numérico que denota, respecto de una refinería en particular, la amplitud, capacidad e
intensidad de capital de los procesos de refinación de la unidad de destilación del crudo
desde su origen (que, por definición, tiene una complejidad de 1.0). A mayor complejidad
de una refinería, mayor es la intensidad de las inversiones de capital de la refinería y su
capacidad de agregar valor al petróleo crudo mediante: (1) la conversión de más
fracciones de crudo pesado en productos livianos y de alto valor, y (2) la elaboración de
productos livianos conforme las especificaciones de calidad más estrictas (por ejemplo,
combustibles con contenido ultra bajo de azufre). En términos generales, todas las
refinerías pertenecen a una de cuatro clases, que se definen según la configuración del
proceso y la complejidad de la refinería:

♦ Las refinerías con unidades de destilación atmosférica o topping sólo realizan la
destilación del crudo y ciertas operaciones de apoyo esenciales. No tienen capacidad de
modificar el patrón de rendimiento natural de los petróleos crudos que procesan. Sólo
realizan el fraccionamiento del crudo en gas liviano y combustible de refinería, nafta
(punto de ebullición de la gasolina), destilados (queroseno, combustible pesado, diésel
y combustible de calefacción) y el aceite combustible residual o pesado. Una parte de
nafta puede ser apropiada en algunos casos para la gasolina con índices de octano muy
bajos. Las refinerías con unidades de destilación atmosférica no disponen de
instalaciones para el control de los niveles de azufre del producto y, por ende, no pueden
producir ULSF.
♦ Las refinerías con esquema de hydroskimming no sólo incluyen la destilación del crudo
y los servicios de apoyo, sino también el reformado catalítico, diferentes unidades de
hidrotratamiento y mezcla de productos. Estos procesos permiten (1) convertir la nafta
en gasolina y (2) controlar el contenido de azufre de los productos refinados. El
reformado catalítico convierte la nafta de destilación directa de modo que cumpla con
las especificaciones de índices de octano de la gasolina y elabora subproductos del
hidrógeno para las unidades de hidrotratamiento. Las unidades de hidrotratamiento
extraen el azufre de los productos livianos (incluida la gasolina y el combustible diésel)
para cumplir con las especificaciones del producto y/o permitir el procesamiento de
crudos con mayor contenido de azufre. Las refinerías con esquema de hydroskimming,
comunes en las regiones con una alta demanda de gasolina, no tienen la capacidad de
alterar los patrones de rendimiento natural de los crudos que procesan.
Figura 4. Refinería con esquema de hydroskimming

♦ Las refinerías de conversión (o craqueo) incluyen no sólo todos los procesos presentes
en las refinerías con esquema de hydroskimming, sino también, y lo que es más
importante, el craqueo catalítico y/o hidrocraqueo. Estos dos procesos de conversión
transforman las fracciones de petróleo crudo pesado (principalmente gasóleo), las cuales
tienen altos rendimientos naturales en la mayoría de los petróleos crudos, en flujos de
refinación liviana que se añaden a la gasolina, combustible pesado, diésel y materias
primas de petroquímicos. Las refinerías de conversión tienen la capacidad de mejorar
los patrones de rendimiento natural de los crudos que procesan, según lo necesario para
satisfacer las demandas de mercado de productos livianos. Sin embargo, éstas aún
elaboran (ineludiblemente) productos pesados, de bajo valor, como el combustible
residual y el asfalto.
♦ Las refinerías de conversión profunda (o coquización) son, según lo indica su nombre,
una clase especial de refinerías de conversión. Éstas incluyen no sólo el craqueo catalítico
y/o hidrocraqueo para convertir las fracciones de gasóleo, sino también la coquización.
Las unidades de coquización “destruyen” la fracción del petróleo crudo más pesado y
menos valioso (aceite residual) mediante su conversión en flujos más livianos que sirven
como alimentación adicional a otros procesos de conversión (por ejemplo, el craqueo
catalítico) y para los procesos de mejoramiento (por ejemplo, el reformado catalítico)
que elaboran los productos livianos más valiosos.

Figura 5. Refinería de conversión profunda.

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