a. Ceuta – Tomoporo
Este proyecto integral tiene como objetivo maximizar la recuperabilidad del valor de las reservas de crudo del campo Ceuta – Tomoporo ubicado en el occidente del país, el cual tiene reservas estimadas de 1.000 MMBls crudo de 23,6° API. El costo total estimado del proyecto es de 3.870 millones de dólares, con un promedio de producción de petróleo entre 90 MBD y 277 MBD, y se estima que el proyecto de desarrollo de estas reservas culmine en el año 2021. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente 379 millones de dólares y 253 millones de dólares, respectivamente.
b. Suministro Eléctrico Costa Oriental del Lago - Occidente
Este proyecto consiste en satisfacer la demanda de energía producto del crecimiento de carga del Plan 2006 – 2012 en occidente, especialmente en Criogénico y Tomoporo, reemplazar plantas eléctricas obsoletas y apalancar el sistema eléctrico nacional en occidente. El proyecto consiste en la construcción de dos (2) plantas eléctricas de 500 MW cada una en la Costa Oriental del Lago y obras de interconexión en 230 Kv y 115Kv que permitan la transmisión de la energía. El costo total estimado del proyecto es de 1.125 millones de dólares, y el mismo arrancó en enero del año 2007 y se espera que culmine en octubre del año 2010.
c. Crecimiento Distrito Norte
Este proyecto tiene como objetivo incrementar la producción de crudo en 98 MBD para alcanzar una producción de 910 MBD con una inversión estimada de 11.645 millones de dólares y una inversión social de 521 millones de dólares. El alcance del proyecto considera un plan de explotación basado principalmente en proyectos de recuperación secundaria por inyección de gas y agua (PIAVOS - Proyecto Inyección Vapor Orocual Somero), actividades de perforación, nuevas infraestructuras, ampliación y mantenimiento de las instalaciones existentes e incorporación de proyectos socioproductivos en las áreas de influencia del Distrito Norte del estado Monagas. Este proyecto arrancó en enero del año 2006 y culmina en diciembre del año 2021.
d. Crecimiento Distrito Morichal
El proyecto contempla la explotación y producción de áreas tradicionales, pesado y extrapesado del distrito Morichal de manera de incrementar la producción en 167 MBD durante el horizonte del Plan. La meta es el desarrollo integral de los 285 MBD de crudo pesado y extrapesado, para lo cual se considera un plan acelerado de producción que contempla adquisición de sísmica (320 km2 en el período 2006 - 2007), aumento de la capacidad de transporte de crudo, adecuación de la instalaciones para el manejo de diluente y centralización de producción de crudo. El costo total estimado del proyecto es de 8.295 millones de dólares, y el proyecto arranco en enero del 2006 y culmina en diciembre del año 2021.
e. Nuevos Desarrollos en el Área de la Faja Petrolífera del Orinoco
Estos proyectos que se encuentran en fase de visualización y conceptualización, tienen la finalidad de desarrollar las instalaciones requeridas para el desarrollo de nuevos campos de producción en el orden de 200 MBD cada uno de crudos extrapesado en los bloques ubicados en las distintas áreas de la Faja Petrolífera del Orinoco tales como Carabobo, Ayacucho, Junín y Boyacá para su transporte, mejoramiento y comercialización. Estas actividades serán ejecutadas mediante la conformación y/o constitución de una empresa mixta entre PDVSA y potenciales socios (aún por definir), en el marco de la visión geopolítica y multipolar que se tiene previsto para la explotación de crudo extrapesado de la Faja Petrolífera del Orinoco. El desarrollo de estos campos se realizará con la maximización de recursos tecnológicos que permitan la mayor recuperación del factor de recobro.
f. Gasoducto Transcaribeño Antonio Ricaurte
El proyecto Tubería de Gas Transcaribeño Antonio Ricaurte, se inició durante el año 2006 para el intercambio gasífero entre Venezuela y Colombia, y contempla seguir la ruta Puerto de Ballena, en Colombia, hasta la Costa Oriental del Lago de Maracaibo, en Venezuela. Tendrá un costo aproximado de 473 millones de dólares con una longitud aproximada de 225 kilómetros. Durante los primeros cuatro años transportará gas desde Colombia hasta Venezuela, y posteriormente, desde Venezuela hacia Colombia. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente 461 millones de dólares y 114 millones de dólares, respectivamente.
g. Gran Delta Caribe Oriental
El proyecto consiste en la construcción de la infraestructura requerida para incorporar, el mercado interno y el gas proveniente de los desarrollos de Costa Afuera del Oriente del país. Abarca las siguientes instalaciones: 563 km de tuberías marinas; urbanismo, vialidad y servicios en el complejo industrial CIGMA; muelle de construcción y servicios; plantas de adecuación y procesamiento de gas; generación de energía eléctrica (900 MW Güiria y 450 MW en Cumaná); redes de transmisión y distribución eléctrica, y planta de licuefacción de 4,7 millones de toneladas metricas por año (MMT/A) con almacenamiento y muelle. La inversión estimada es de 371 millones de dólares y se estima que el proyecto culmine en el año 2012. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente 170 millones de dólares y 33 millones de dólares, respectivamente.
h. Complejo Criogénico de Occidente
El proyecto Complejo Criogénico de Occidente (CCO), tiene como objetivo optimizar el esquema de procesamiento del gas natural en la región occidental del país. Este proyecto incluye el diseño y construcción de la infraestructura necesaria para procesar 950 MMPCD de Gas y producir 62 MBD de Etano para PEQUIVEN. Contempla la construcción de un nuevo tren de fraccionamiento en Ulé, Municipio Simón Bolívar, Edo. Zulia, así como la instalación de redes de tuberías y facilidades para interconectar al CCO con las instalaciones existentes. La inversión estimada es de 926 millones de dólares y se estima que el proyecto culmine en el año 2011. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente 197 millones de dólares y 108 millones de dólares, respectivamente.
i. Gas Anaco
El proyecto Gas Anaco tiene como objetivo incrementar la producción de gas para satisfacer la demanda interna. Este proyecto incluye el diseño y construcción de facilidades para incrementar la producción diaria a 2.400 MMPCD de gas y 35 MBD de crudo liviano, con la completación de la Fase I (San Joaquín, Santa Rosa y Zapato Mata R) y alcanzar a 2.800 MMPCD y 40 MBD al completar la Fase II (Sta. Ana/El Toco, La Ceibita, Soto/Mapiri y Aguasay). La inversión total estimada es 2.433 millones de dólares y se estima que el proyecto culmine en el año 2010. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de estas obras en progreso es aproximadamente 1.032 millones de dólares y 612 millones de dólares, respectivamente.
j. Acondicionamiento de Gas y Líquidos Anaco (AGLA)
El proyecto AGLA, consiste en desarrollar la infraestructura requerida para el acondicionamiento de 815 MMPCD de gas en Anaco. El costo total estimado del proyecto es de 242 millones de dólares y se estima que el proyecto culmine en el año 2010.
k. Interconexión Centro Occidente (ICO)
El proyecto ICO, tiene como objetivo conectar los sistemas de transmisión de gas natural de la región central y este de Venezuela (Anaco, Estado Anzoátegui - Barquisimeto, Estado Lara) con el sistema de transmisión en el oeste del país (Ulé, Estado Zulia - Amuay, Estado Falcón), con la finalidad de cubrir la demanda de gas en el occidente del país, expandir la entrega de gas a otras regiones y ciudades dentro de la nación y promover el desarrollo industrial y comercial en las áreas cercanas a la construcción de este sistema de transmisión. Este proyecto incluye el diseño, ingeniería, procura y construcción de un gasoducto de 300 Km de longitud y 30" y 36" de diámetro; tres (03) Plantas Compresoras (Morón, Los Morros y Altagracia) para interconectar el Sistema Anaco-Barquisimeto con el Sistema Ulé-Amuay y garantizar el suministro de gas al Centro de Refinación Paraguaná (CRP) y, a largo plazo, exportar gas hacia Colombia, Centro y Suramérica. La inversión estimada es 530 millones de dólares y se tiene planificado que a mediados de 2008 se complete la construcción del gasoducto junto con la planta recompresora en Morón. Para el año 2009, estarán listas las dos restantes plantas recompresoras, con lo cual se lograría la máxima capacidad del gasoducto que es de 520 MMPCD. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de estas obras en progreso es aproximadamente 436 millones de dólares y 242 millones de dólares, respectivamente.
l. Jose 250
El proyecto Jose 250, tiene como objetivo incrementar la capacidad de procesamiento de gas asociado generado en los campos de Anaco y el Norte de Monagas, para satisfacer la demanda del mercado doméstico y el suministro de gas inyectado a los procesos de recuperación secundaria de los campos petroleros del norte del Estado Monagas. Este proyecto incluye la construcción y puesta en marcha del IV Tren de extracción en la Planta de San Joaquín (1.000 MMPCD); V Tren de fraccionamiento en Jose (50 MBD); ampliación del Terminal Marino Jose; poliducto San Joaquín – Jose (113 km.); Planta de Control de Punto de Rocío, en Pirital; ampliación del sistema de poliductos y proyecto etano. La inversión total estimada en este proyecto es de 664 millones de dólares y se estima que el proyecto culmine en el año 2009. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente 77 millones de dólares y 21 millones de dólares, respectivamente.
m. Mariscal Sucre
El proyecto Mariscal Sucre de Gas Natural Licuado, tiene como objetivo el desarrollo y explotación de las reservas de gas no asociado Costa Afuera; así como también, la
construcción de una planta de Gas Natura Liquado (GNL), que contempla una producción de gas de 1.200 millones de pies cúbicos natural diarios (MMPCD) y el procesamiento de 4,7 millones de toneladas métricas por año (MMT/A) de GNL; 300 MMPCD de gas metano que estará dirigido a satisfacer la demanda del mercado interno y el resto será exportado. La inversión requerida para el desarrollo de los campos Costa Afuera, la planta de GNL y la infraestructura asociada se estima en 2.700 millones de dólares. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente 136 millones de dólares y 32 millones de dólares, respectivamente.
n. Sistema Nor-Oriental de Gas
El proyecto Sistema Nor-Oriental de gas, tiene como objetivo la construcción de la infraestructura que permita incorporar al mercado interno el gas proveniente de los desarrollos Costa Afuera del oriente del país. La inversión estimada es de 1.066 millones de dólares y se estima que el proyecto culmine en el año 2010.
o. Gasificación Nacional
El proyecto de Gasificación Nacional, tiene como objetivo instalar redes de distribución de gas metano a fin de suministrar gas a 3.260.000 familias a nivel nacional. La inversión estimada es de 2.334 millones de dólares y se estima que el proyecto culmine en el año 2016.
p. Plataforma Deltana
El proyecto de gas de la Plataforma Deltana, contempla la participación de ChevronTexaco, Statoil, y Total en los bloques 2, 3 y 4, respectivamente, para culminar la exploración. Una vez completada la fase exploratoria y determinada la comercialidad de las reservas encontradas, PDVSA participará en el futuro desarrollo del área, cuya inversión total se estima en 3.810 millones de dólares, incluyendo la participación de PDVSA. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es de aproximadamente 161 millones de dólares y 157 millones de dólares, respectivamente.
q. Autogas - Gas Natural Vehicular (GNV)
Este proyecto contempla la implantación a nivel nación de 350 nuevos puntos de expendio de GNV y reactivar 148 puntos en estaciones de servicios existentes. Promover la constitución de EPS para mantenimiento y fabricación de cilindros a alta presión, con el fin de convertir 450.000 vehículos para uso de GNV, en 18 estados durante el período 2006-2009, con una inversión total de 921 millones de dólares. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es de aproximadamente 23 millones de dólares y 38 millones de dólares, respectivamente.
r. Rafael Urdaneta
El estimado de inversión total para el proyecto es de 2.900 millones de dólares Contempla el desarrollo de las reservas de gas no asociados ubicadas en el Golfo de Venezuela, principalmente en los campos Róbalo, Merluza, Liza y Sierra, con el fin de producir unos 1.000 MMPCD que serán destinados al mercado interno y el excedente para oportunidades de negocio internacional. El propósito del proyecto está orientado hacia la ejecución de actividades de exploración; desarrollo de la infraestructura para la producción de gas Costa Afuera, de las tuberías necesarias para el transporte del gas y los condensados, de una planta de licuación de gas, y las facilidades de embarque necesarias para manejar buques modernos de LGN.
El área destinada a exploración, fue dividida en 29 bloques, de los cuales se otorgaron licencias exploratorias a ChevronTexaco para el bloque Cardón III, Repsol YPF y ENI para el bloque Cardón IV, Gazprom en los bloques Urumaco I y II, Petrobras y Teikoku en el bloque Moruy, y Petropars en el bloque Cardón II.
s. Conversión Profunda en la Refinería Puerto La Cruz
Este proyecto tiene como objetivo maximizar la capacidad de procesamiento de crudos pesados y extra pesados para cubrir la demanda interna y exportar combustible. Consiste en el diseño, procura, construcción, instalación y puesta en servicio de unidades para procesar 210 MBD de crudo. La inversión total estimada es 1.600 millones de dólares, y se estima su culminación en el año 2011. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente de 129 millones de dólares y 20 millones de dólares, respectivamente.
t. Conversión Profunda en la Refinería El Palito
Este proyecto tiene como objetivo la adecuación de esta refinería para el procesamiento de 140 MBD de crudo pesado y extra pesado con mínima producción de residuales, garantizando la producción de productos livianos (gasolinas/destilados) con calidad de exportación y mejorar el margen de refinación, en armonía con el ambiente y el entorno social de la instalación. Está orientado hacia el aumento del procesamiento de crudo pesado y extrapesado en el parque refinador nacional y permitirá cambiar la dieta de la refinería de crudos de 28° API a 22° API. La inversión total estimada es 2.000 millones de dólares, y se estima culminarlo en el año 2011. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente 33 millones de dólares y 9 millones de dólares, respectivamente.
u. Construcción de Nuevas Refinerías en Venezuela
Se está diseñando la refinería Cabruta para procesar 400 MBD de petróleo de gravedad API de 8.50 de la Faja Petrolífera del Orinoco, actualmente, se desarrolla la ingeniería conceptual y estará diseñada para producir productos refinados de alta calidad: gasolina, destilados, combustible de aviones y para exportación. Tendrá una unidad de conversión profunda según lo planeado, basada en la tecnología HDH PLUS. La refinería estará en Cabruta al sur del Estado Guárico. Las operaciones comenzarán en el año 2013. La refinería Batalla de Santa Inés está siendo diseñada para procesar 50 MBD de Guafita Blend de 28° de gravedad API. Está orientada a satisfacer la demanda regional del mercado de combustible. El esquema de configuración de este proceso no involucra procesos de conversión profunda. Se espera que las operaciones comiencen para el año 2010. La refinería de Caripito está diseñada para procesar 50 MBD de petróleo pesado oriental venezolano. Estará orientada a satisfacer la demanda regional de asfalto. Se espera que las operaciones comiencen en el año 2009. La inversión total estimada de la refinería de Cabruta es 14.073 millones de dólares, la de Caripito es 566 millones de dólares y la de la refinería de Santa Inés es 630 millones de dólares, y la Refinería Zulia con 200 MBD (en previsualización).