| CAPACIDAD EXISTENTE (BPD)(1) | CAPACIDAD AMPLIADA (BPD)(2) |
||||
|---|---|---|---|---|---|
| MES/AÑO | SEG 0 | SEG 1 | SEG 2 | SEG 3 | P135 |
| MAYO 2025(3) | 198.000 | 610.000 | 610.000 | 415.000 | 135.000 |
| Junio 2025 | 198.000 | 610.000 | 610.000 | 415.000 | 135.000 |
| Julio 2025 | 198.000 | 610.000 | 610.000 | 415.000 | 135.000 |
| Agosto 2025(4) | 198.000 | 610.000 | 610.000 | 415.000 | 135.000 |
| Septiembre 2025 | 198.000 | 610.000 | 610.000 | 415.000 | 135.000 |
| Octubre 2025 | 198.000 | 610.000 | 610.000 | 415.000 | 135.000 |
(1) La capacidad existente está calculada con una viscosidad de 300 cSt a 30°C para crudos pesados, una proporción del oleoducto 80% crudos pesados y 20% crudos mezcla y livianos.
(2) La capacidad de la ampliación de los segmentos 1, 2 y 3 es calculada asumiendo el transporte de un petróleo con una característica estándar de densidad API 23° y una viscosidad equivalente de 110 cSt @ 30°C.
(3) La capacidad efectiva total con una viscosidad de 600 cSt a 30°C para crudos pesados y una proporción del oleoducto 80% crudos pesados y 20% crudos mezcla y livianos es de 672.000 bpd para los segmentos 1 y 2, y de 509.000 bpd para el segmento 3.
(4) Se planea realizar una parada programada en febrero, con una duración proyectada de 24 horas en los segmentos I, II y III; esto para realizar labores de mantenimiento del oleoducto.