La Faja del Orinoco es un territorio en la franja sur de la cuenca oriental del río Orinoco en Venezuela que cubre los depósitos de petróleo más grandes del mundo. Su nombre local en español es Faja Petrolífera del Orinoco ( Faja Petrolífera del Orinoco ).
Faja Petrolífera del Orinoco | |
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País | Venezuela |
Localización | Guárico , Anzoátegui , Monagas , Delta Amacuro |
Offshore / onshore | en tierra |
Operador | Petróleos de Venezuela SA |
Socios | Petróleos de Venezuela SA , Chevron Corporation , Repsol YPF , Mitsubishi Corporation , Inpex , Suelopetrol CA , Eni , PetroVietnam , Petronas , Petropar , ONGC , Indian Oil Corporation , Oil India , CNPC , Rosneft , Gazprom Neft , Lukoil , TNK-BP , Surgutneftegaz |
Historia de campo | |
Inicio de la producción | 2013 (esperado) |
Producción | |
Aceite estimado en su lugar | 1.200.000 millones de barriles (~ 1,6 × 10 11 t) |
La Faja del Orinoco se ubica en Guárico y al sur de los estados Anzoátegui , Monagas y Delta Amacuro , y sigue la línea del río. Tiene aproximadamente 600 kilómetros (370 millas) de este a oeste y 70 kilómetros (43 millas) de norte a sur, con un área de aproximadamente 55,314 kilómetros cuadrados (21,357 millas cuadradas).
Reservas de petroleo
La Faja del Orinoco está formada por grandes depósitos de crudo extrapesado . Se estima que los depósitos de petróleo pesado de Venezuela de alrededor de 1.200 mil millones de barriles (1.9 × 10 11 m 3 ), que se encuentran principalmente en la Faja Petrolífera del Orinoco, equivalen aproximadamente a las reservas mundiales de petróleo más liviano. [1] Petróleos de Venezuela SA ha estimado que las reservas producibles de la Faja del Orinoco ascienden a 235 mil millones de barriles (3.74 × 10 10 m 3 ) [2] lo que la convertiría en la reserva de petróleo más grande del mundo, ligeramente por delante del fuente de petróleo no convencional similar en las arenas petrolíferas de Athabasca , y antes de Arabia Saudita . [3] En 2009, el Servicio Geológico de EE. UU. Aumentó las reservas estimadas a 513 mil millones de barriles (8,16 × 10 10 m 3 ) de petróleo que es "técnicamente recuperable (producible utilizando la tecnología y las prácticas industriales actualmente disponibles)". No se hizo una estimación de la cantidad de petróleo económicamente recuperable. [4]
Actualmente, la Faja del Orinoco está dividida en cuatro áreas de exploración y producción. Estos son: Boyacá (antes de Machete), Junín (antes de Zuata), Ayacucho (antes de Hamaca) y Carabobo (antes de Cerro Negro). El área de exploración actual es de aproximadamente 11,593 kilómetros cuadrados (4,476 millas cuadradas).
Desarrollo
Plan de siembra de aceite 2005-2030
Fuente: Los datos de esta sección son tomados directamente de la página web oficial de PDVSA .
Venezuela directrices de la política de energía hasta el año 2030 se elaboran en el " Plan Siembra Petrolera ” ( 'Plan Siembra Petrolera' ), que incluye seis proyectos de desarrollo y consta de dos etapas: una para ser ejecutado en el período 2005-2012, y otro , a desarrollar en la segunda etapa, 2012 y 2030.
Para el primer período de este Plan, se ha estimado una inversión total de alrededor de US $ 56 mil millones [ cita requerida ] entre 2005 y 2012. El 70% de ese monto será financiado por Venezuela - operador estatal - y el resto por el sector privado.
El Plan de Siembra de Aceite 2005-2012 incluye seis ejes fundamentales:
- Proyecto Reserva Magna: Destinado a la cuantificación y certificación de reservas de petróleo en la Faja Petrolífera del Orinoco. En una presentación de PDVSA (realizada por el Director Ignacio Layrisse) en la VII conferencia LAPEC en Buenos Aires, marzo de 2001, las reservas probadas venezolanas se dieron en 76 mil millones de barriles (1.21 × 10 10 m 3 ). De esta cantidad, 52 mil millones de barriles (8,3 × 10 9 m 3 ) fueron de petróleo pesado o extrapesado, incluyendo 37 mil millones de reservas de extrapesado en la Faja del Orinoco (1 en Machete , 15 en Zuata , 6 en Hamaca y 15 en Cerro Negro ). . Esto indica que las reservas de Venezuela, según PDVSA, en 2001 fueron de 39 mil millones de barriles (6.2 × 10 9 m 3 ) excluyendo la Faja del Orinoco.
- Proyecto Orinoco : Encargado del desarrollo de la Faja del Orinoco. Se han seleccionado veintisiete bloques para su desarrollo en el marco de este proyecto con la cooperación de empresas seleccionadas. Por la ubicación estratégica de este reservorio de hidrocarburos, se considera de vital importancia para reducir los niveles de hacinamiento en algunas partes del país y proporcionar empleo local. Se desarrollarán servicios y viviendas para garantizar una adecuada explotación petrolera.
- Delta-Caribe Proyecto: Gas se incorporará a la oferta energética del país. Este proyecto persigue el desarrollo de gas costa afuera en la Plataforma Deltana frente a la costa del este de Venezuela. Otros desarrollos se encuentran en la Península de Paraguaná , al noroeste del país.
- Refinamiento: Incrementar la capacidad de refinamiento en Venezuela es uno de los objetivos estratégicos de PDVSA. El Plan Siembra de Petróleo acomete la creación de nuevas refinerías : Cabruta (con capacidad para 400.000 barriles de crudo extrapesado por día), Batalla de Santa Inés (50.000 barriles (7.900 m 3 )) y Caripito (50.000 barriles por día (7.900 m 3 / d) destinados a la producción de asfalto). Con estas tres nuevas refinerías y la mejora de las existentes, la capacidad de procesamiento de PDVSA en suelo venezolano se incrementará a 700.000 barriles por día (110.000 m 3 / d).
- Infraestructura: Se instalarán más centros de llenado y oleoductos para garantizar el suministro de combustible a toda la nación. El acuerdo para la construcción del gasoducto Transguajiro entre Venezuela y Colombia se firmó en 2005. [5]
- Integración: De acuerdo con los objetivos de Hugo Chávez , el petróleo debe utilizarse como un recurso geopolítico que ayude a la integración de los pueblos de América Latina y el Caribe. Venezuela creó así Petrocaribe y firmó el acuerdo Petrosur . También se iba a construir una refinería cerca de Petrobras en Brasil.
Bloques de producción
Los bloques de producción serán desarrollados por PDVSA en cooperación con socios extranjeros. En total, PDVSA posee el 60%. [6]
Junin
El bloque 2 de Junin se está desarrollando en cooperación con Petrovietnam . SNC-Lavalin se adjudicó el contrato de ingeniería el 10 de marzo de 2010. Se espera que produzca 200 mil barriles por día (32 × 10 3 m 3 / d) para 2011. El desarrollo incluirá también un mejorador de crudo pesado; sin embargo, no se especifica su fecha de puesta en servicio. El bloque 4 de Junin se desarrolla en cooperación con CNPC (40%). Se espera producir 400 mil barriles por día (64 × 10 3 m 3 / d); sin embargo, no se anuncia la fecha de puesta en servicio. El bloque 5 de Junin se desarrolla en cooperación con Eni (40%). Se espera que produzca 75 mil barriles por día (11,9 × 10 3 m 3 / d) para 2013 con producción tardía de 240 mil barriles por día (38 × 10 3 m 3 / día). El desarrollo incluirá una refinería de petróleo para la producción de combustibles para motores. El bloque 6 de Junin se desarrolla en cooperación con un consorcio de compañías petroleras rusas, incluidas Rosneft , Gazprom Neft , Lukoil , TNK-BP y Surgutneftegaz . Se espera producir 450 mil barriles por día (72 × 10 3 m 3 / d); sin embargo, no se anuncia la fecha de puesta en servicio. [6]
Todavía no hay un socio extranjero para los bloques Junín 1, 10 y 11, todos con una capacidad de producción esperada de 200 mil barriles por día (32 × 10 3 m 3 / día). [6]
Carabobo
Carabobo 1 se desarrolla en cooperación con Repsol YPF (11%), Petronas (11%), ONGC (11%), Indian Oil Corporation (3,5%) y Oil India (3,5%). Consta de Carabobo bloque 1 Norte y bloque 1 Central. La producción esperada será de 400 mil barriles por día (64 × 10 3 m 3 / d) para 2013. Se espera que el mejorador esté listo para 2017. [6]
Carabobo 3 se desarrolla en cooperación con Chevron Corporation (34%), Suelopetrol (1%) pct y Mitsubishi Corporation e Inpex (5%). Consiste en Carabobo bloque 2 Sur, bloque 3 y bloque 5. La producción esperada será de 400 mil barriles por día (64 × 10 3 m 3 / d) para 2013. Se espera que el mejorador esté listo para 2017. [6]
Carabobo 2 se desarrollará en cooperación con Rosneft y la Corporación Venezolana del Petroleo (CVP), filial de la empresa estatal venezolana de petróleo y gas PDVSA. El acuerdo, firmado por el presidente ejecutivo de Rosneft, Igor Sechin, y el ministro de Petróleo de Venezuela, el jefe de PDVSA, Rafael Ramírez, en presencia del presidente Hugo Chávez , establece una empresa conjunta para desarrollar el bloque Carabobo 2 en la franja de crudo extrapesado del sur del Orinoco en Venezuela.
El memorando firmado estableció que la participación de Rosneft será del 40 por ciento. Rosneft pagará a CVP un bono de $ 1.1 mil millones, pagado en dos cuotas: $ 440 millones dentro de los diez días posteriores al establecimiento de la empresa conjunta, y el resto después de que Rosneft tome la decisión final sobre el proyecto. Además, Rosneft emitirá un préstamo de 1.500 millones de dólares a CVP durante cinco años. El préstamo se otorgará en tramos de no más de $ 300 millones anuales a la tasa de interés anual de LIBOR + 5,5 por ciento. Para desarrollar el bloque Carabobo 2, Rosneft invertirá un total de $ 16 mil millones, según el CEO Igor Sechin. Las reservas del bloque Carabobo 2 suman 6.500 millones de toneladas métricas de crudo. Se espera que la producción comercial de petróleo en el bloque alcance los 400.000 barriles por día. Rosneft, junto con varias compañías petroleras rusas ( Gazprom Neft , Lukoil , TNK-BP y Surgutneftegaz ), han formado un consorcio para desarrollar el bloque 6 de Junín del cinturón del Orinoco en Venezuela. [7]
Las aguas de formación de los pozos muestran un nivel principal de Na-Cl (TDS hasta 30g / l) con una tendencia de dilución hacia la composición de Na-HCO 3 (hasta 1g / l). La proporción de isótopos estables de oxígeno e hidrógeno de la molécula de agua revela que el agua madre del agua de mar se modificó durante un evento de empuje de alta temperatura (120-125 ° C), formando agua diagenética enriquecida con 18 O (hasta + 4 ‰), que se diluyó en los últimos tiempos por el agua de deshielo de los glaciares y el agua meteórica actual. [8] La hipotética presencia de inundación por un meteórico paleo-agua también ofrece nuevos indicios para explicar la baja gravedad API (<10 ° API biodegradado, petróleo extrapesado) y la composición del crudo local. [8]
Ver también
- Lista de campos petroleros
- San Tomé, Venezuela
- Hollis Dow Hedberg
Referencias
- ↑ Pierre-René Bauquis (16 de febrero de 2006). "Qué futuro para el petróleo extrapesado y el betún: el caso del Orinoco" . Consejo Mundial de Energía. Archivado desde el original el 2 de abril de 2007 . Consultado el 10 de julio de 2007 .
- ^ Michael Fox (9 de mayo de 2006). "Venezuela aumenta impuestos a empresas petroleras en la Faja Petrolífera del Orinoco" . Venezuelanalysis.com . Consultado el 16 de diciembre de 2008 .
- ^ "Le Venezuela nacionaliza son eldorado pétrolier" (en francés). Le Figaro . 2007-04-30 . Consultado el 16 de diciembre de 2008 .
- ^ Christopher J. Schenk; Troy A. Cook; Ronald R. Charpentier; Richard M. Pollastro; Timothy R. Klett; Marilyn E. Tennyson; Mark A. Kirschbaum; Michael E. Brownfield y Janet K. Pitman. (11 de enero de 2010). "Una estimación de los recursos recuperables de petróleo pesado de la faja petrolífera del Orinoco, Venezuela" (PDF) . USGS . Consultado el 23 de enero de 2010 .
- ^ "Visto bueno a gasoducto transguajiro" . BBC . 2005-11-24 . Consultado el 16 de diciembre de 2008 .
- ^ a b c d e Brian Ellsworth; Marianna Parraga (12 de febrero de 2010). "Plan de desarrollo de Venezuela para la faja petrolera del Orinoco" . Reuters . Consultado el 14 de febrero de 2010 .
- ^ Alexey Nikolskiy (28 de septiembre de 2012). "Rosneft, subsidiaria de PDVSA firman acuerdo de riesgo compartido sobre Carabobo" . RIA Novosti . Consultado el 28 de septiembre de 2012 .
- ^ a b Boschetti, Tiziano; Angulo, Beatriz; Quintero, Felipe; Volcán, Juan; Casalins, Andrés (2018). "Composición química e isotópica estable (18O / 16O, 2H / 1H) de las aguas de formación del Yacimiento Carabobo, Venezuela" . Geologica Acta . 16 (3): 257–264. doi : 10.1344 / GeologicaActa2018.16.3.2 .
enlaces externos
- Faja Petrolífera del Orinoco .
- Departamento de Ciencias de la Tierra, Universidad del Arroz, La Faja de Petróleo Pesado del Orinoco en Venezuela (¿o Petróleo Pesado al Rescate?) .