Cultura Petrolera – La Faja petrolifera del orinoco y la Orimulsión



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-La Faja Petrolífera del Orinoco
-Certificación y Reservas, y el Proyecto Magna Reserva
-La Producción
-Zonas o Campos
-La Orimulsion

Como hijo de esta tierra generosa no queda por demás explorar los temas que más nos representan a nivel mundial. Un tema que nosotros, como venezolanos, debemos conocer con el mayor detalle posible ya que el petroleo ha sido el recurso con el que la naturaleza mas nos ha agraciado, además de que es la fuente principal de ingresos, el motor de la economía actual de nuestra nación y por consiguiente la razón de todos aquellos beneficios que de una manera u otra están disfrutando los conciudadanos venezolanos.

Estar desligados de cual es nuestra realidad es algo que nos debe hacer reflexionar.

A continuación presento diferentes temas que ha desarrollado en torno a nuestra riqueza petrolera, principalmente con el fin de ampliar nuestra «Cultura Petrolera».

Angel M

La Faja Petrolífera del Orinoco

Para la fecha en que comienzo a investigar sobre este tema , hacia 74 años desde el 07 de enero 1936, fecha en que se realizó la perforación del primer pozo en el Campo Faja Petrolífera del Orinoco (la Faja), el Canoa-1 (8°34’17.170»N,-63°51’34.880» W ) cual resultó seco. Segun las fuentes consultadas, se cuenta por el geólogo Aníbal R. Martínez que este pozo comenzó a perforarse el 16 de octubre de 1935. Asi el campo sería descubierto el 14 de noviembre de 1938, fecha cuando la empresa Socony Oil Company perforó el pozo Suata-1.
Esa gran fuente de recursos que es la Faja comenzaria a convertirse en una de las mejores alternativas energéticas para el mundo de los tiempos por venir.
La Faja es la acumulación de petróleo movible más importante del mundo. Otras acumulaciones gigantes son las Arenas de Atabasca en Canadá con 1.600 MMMB (Billones de barriles) de recursos, las “lutitas petrolíferas” de Wyoming, Utah y Colorado en los EE.UU. (1.200 MMMB de recursos) y las acumulaciones similares que puedan encontrarse en China, Australia, Alemania, Estonia, Brasil y otros países.
Estas acumulaciones que pudieran competir con la Faja, tienen la característica que los hidrocarburos que contienen no fluyen en forma natural, desde los yacimientos hacia los pozos, por lo que en la mayoría de los casos tienen que ser explotados utilizando prácticas de minería o procesos de “recuperación asistida” y físicos dentro o fuera del yacimiento. En otras palabras, es más costosa su producción. Valga aclarar que los depósitos en las “lutitas” no son de petróleo propiamente dichos, son mezclas de kerógeno y rocas compuestas de arena, arcilla y carbonato de calcio. [4]
La Faja del Orinoco o Faja Petrolífera del Orinoco (FPO), es actualmente un área total de 55.314 km² que va desde el suroeste de la ciudad de Calabozo , en el estado Guárico, hasta la desembocadura del río Orinoco en el océano Atlántico. Es considerada la acumulación más grande de petróleo pesado y extrapesado que existe en el mundo. Las reservas de petróleo original en el sitio de la Faja, según PDVSA, alcanzan hasta ahora 1360 MMMBls (1.36 billones de barriles de petroleo).
La producción de petroleo se indica por lo general en millones de barriles diarios (MMBD ) y las reservas como por ejemplo las reservas en el sitio se indican en millones de barriles (MMB o MMBls ) o en miles de millones de barriles que también puede decirse millardos de barriles (MMMBls)

Anteriores asociaciones estrategicas de la Faja 1997. fuente [11]

Zonas o Campos (nuevo nombre) y los Bloques de la Faja. Fuente [2][4][6]

Reservas Petroleras año 2005 fuente PDVSA[6]

Certificación    ver mas….

El principal propósito del proyecto Magna Reserva es lograr la cuantificación y certificación de sus reservas, estimadas para el 2005 en 235 millardos de barriles (235 MMMBls), ya que al incluirlas Venezuela poseerá la mayor acumulación de hidrocarburos líquidos en el ámbito mundial, con un aproximado de 312 millardos de barriles (312 MMMBls) para el año 2005. [5] En este año se estimaba que la Producción de la Faja se ubicará en 1,2 MMBD (millones de barriles diarios) para el año 2012.
En un articulo publicado por PDVSA en el año de 2003 se señala que Venezuela posee reservas de petróleo por el orden de los 312 millardos de barriles (cerca de 77 millardos de barriles de crudos convencionales* y 235 millardos de barriles de crudos pesados y extrapesados de la Faja del Orinoco) y 147 billones de pies cúbicos de gas, así como expectativas de descubrimiento de 62 millardos de barriles de crudo y 196 billones de pies cúbicos de gas. [10]. (*76 mil 108 millones de barriles en 1996[15])

método de certificación a seguir en todos los casos deberá ser el aprobado por losCongresos Mundiales de Petróleo WPC, por la Sociedad de Ingenieros de Petróleo SPE y la Asociación Norteamericana de Geólogos Petroleros AAPG, adoptadas por la Naciones  Unidas [4]
Plan de Certificación de la FPO

El plan de certificación propuesto por el Gobierno Venezolano de reservas de crudo llamado Proyecto Magna Reserva documentaría la existencia de unos 272.000 millones de barriles de petróleo (272 MMMBls) de reserva, basadas en un factor de recobro total de 20 por ciento. Este proceso se iniciaria en el año 2005.
La FPO posee un Petróleo Original en Sitio (POES) de 1360 MMMBls; sus reservas recuperables estimadas basadas en un factor de recobro total de 20%, están en el orden de 272 MMMBls. Es decir este último balance es el rentable de todo el POES. Los resultados de las oficializaciones de la reserva han sido los siguientes [5]:
  • 37 MMMBls se tenían oficializados en el año 2005, quedando por oficializar 235 MMMBls, meta en la cual se basa el POMR.
  • 7,6 MMMBls se oficializaron ante el MENPET para el año 2006 en el área de Carabobo; lo que significó a esa fecha un total de 87,621608 MMMBls de reservas probadas entre valores convencionales y de la faja.
  • 12,4 MMMBls fueron oficializados e incorporados a las reservas en el año 2007, en la misma area deCarabobo.
  • 74,1 MMMBls se oficializaron ante el MENPET en el año 2008 en las áreas de Junín, Boyacá y Ayacucho [5, 15] este año las cifras totales fueron de 172,323MMMBls certificados.y las Reservas de Petróleo en Proceso de Certificación (Estimado) 141 MMMBls
  • 39.236499 MMMbls de los bloques Junín 7 (distrito Cabrutica) , Ayacucho 3, Ayacucho 5, Boyacá 2, Boyacá 5 y Ayacucho 8 de la Faja Petrolífera del Orinoco, fueron certificados al cierre del 2009 (31 de diciembre)[18].
Estas certificaciones permitieron elevar las reservas oficiales en la faja a. 133.336 MMMBls . Dejando aún pendiente por oficializar un estimado de 138.664 MMMBls.
Un total de 211.173193 MMMBls ( entre convencionales y de la faja ) se certificaron en Venezuela hasta el 2009, para asi ocupar el segundo lugar mundial detrás de Arabia Saudita con algo más de 264 MMMBls. Esto con la incorporación al cierre oficial de 2009, de 39 mil 949 millones de barriles procedentes de las áreas tradicionales de Barcelona, Maracaibo, Maturín y Cumaná así como de los bloques Junín 10, Junín 7, Ayacucho 3, Ayacucho 5, Boyacá 2, Boyacá 5 y Ayacucho 8 de la Faja Petrolífera del Orinoco.[41]
El 17 de septiembre de 2010 el ministro de Energía y Petróleo, Rafael Ramírez anunciaba que las reservas oficiales totales de elevaban a 251.MMMBls continuando en segundo lugar en cantidad de reservas mundiales.[26]

Fuente:
OPEP, créditos AFP [21]

Según la Estatal PDVSA, Venezuela cuenta con las mayores reservas mundiales de crudo.

Zonas o Campos

El Proyecto Orinoco comprende el eje del río Orinoco y abarca parte del río Apure. Consiste en la explotación y desarrollo de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO). Para acometer la cuantificación y certificación de las reservas, se dividió la faja en cuatro grandes áreas: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo (anteriormente denominados Machete, Zuata, Hamaca y Cerro Negro respectivamente). y éstas, a su vez, en 30 bloques (excluyendo el área asignada a las empresas Petrocedeño, S.A., Petropiar, S.A., Petromonagas, S.A., Petrozuata, C.A. y Petrolera Sinovensa, S.A. [19]), de los cuales 19 bloques serán cuantificados en un esfuerzo compartido entre CVP y los profesionales de 22 empresas de 19 países que suscribieron Acuerdos de entendimiento con el Ejecutivo Nacional, tal como se muestra en la figura siguiente. El resto de los bloques se cuantificará con esfuerzo propio de PDVSA. Otras empresas se han creado como lo es Petrosucre, (antes proyecto Corocoro), PetroMiranda [12].
Antes de la nacionalizacion la distribucion accionaria era la siguiente [42]:
  • En Sincrudos de Oriente, (SINCOR): PDVSA 38%, TOTAL 47%, y STATOIL 15%;
  • En Petrozuata: PDVSA 49.9% of the stock, ConocoPhillips 50.1%;
  • En Ameriven: PDVSA 30%, ConocoPhillips 40% y Chevron 30%;
  • En Cerro Negro: PDVSA tenia 41.67% of
    the stock, ExxonMobil 41.67%, Veba Oil 16.67%;
  • En Sinovensa Bitor: PDVSA 40%, CNODC 40% y PETROCHINA 30%.

La porción de la Faja del Orinoco explorada en estos momentos está conformada por los cuatro campos que suman un total de 1,36 billones de barriles en reservas petroleras:

  • Campo Carabobo con reservas estimadas en 227.000 millones de barriles
  • Campo Boyacá con 489.000 millones de barriles
  • Campo Junín con 557.000 millones de barriles
  • Campo Ayacucho con 87.000 millones de barriles
A su vez, estos campos están subdivididos en 27 bloques de 500 kilómetros cuadrados cada uno teniendo un potencial aún mayor de producción si se explorase en su totalidad y confirmase todas las investigaciones recientes hechas sobre esta zona de relativa importancia en la producción petrolífera actual y futura .La mayoría de los bloques tiene 20.000 millones de barriles de petróleo y otros llegan a 42.000 millones [17].
Para agosto de 2009 aun restaba por certificar las reservas de estos 19 bloques designados a más de 22 empresas extranjeras. Los contratos suscritos con petroleras extranjeras para desarrollar proyectos podrían contribuir con 2,1 millones de barriles por día (bpd) adicionales y atraer unos 80.000 millones de dólares en inversiones.[40]
Esta franja está casi virgen. De ella se extrae petróleo súper pesado, que luego pasará por los mejoradores que se construirán para asi convertirlo en crudo ultraliviano y sus subproductos azufre y el coque petrolero, donde este último se usará, con apoyo ruso, para generar energía eléctrica. [14]
La FPO, según el Servicio Geológico de Estados Unidos tiene un volumen promedio de 513 mil millones de barriles de petróleo técnicamente recuperables.[11,14].
*-En Abril de 2009 Japón se unía a trabajar en el bloque Junín 11 con reservas estimadas en 30.000 millones de barriles sumando 15 el número de empresas-países que participan en la exploración y explotación de los 5 campos y 16 bloques estratégicos: Brasil, Cuba, Argentina, Bielorrusia, Rusia, China, Irán, España, India, Malasia, Portugal, Chile, Ecuador, Vietnam y Japón.
*-Hasta esa fecha, empresas petroleras de Brasil, Argentina, Uruguay, China, Irán, Bielorrusia, Cuba, España, India, Malasia, Rusia, Portugal, Chile, Ecuador y Vietnam, distribuidas en 16 bloques estratégicos, realizan estudios para cuantificar las reservas totales de la Faja. Para 1997, en el lugar se explotaban menos de cinco bloques petroleros, ya que la zona era consideraba de bitumen.
*-En agosto del 2009 se hace pública la noticia de que fué descubierto por la empresa española Repsol en el bloque 7del campo Junín (Junín 7) de la en la Faja del Orinoco, una reserva con volúmenes de petróleo que superan —según datos preliminares— los 31.000 MMB (31 MMMBls) de crudo. El bloque 7 de Junín posee casi el triple de las reservas petrolíferas que Brasil, que cuenta con 12.600 MMBls de petróleo, e incluso México que cuenta con un poco más de 11.900 MMBls de hidrocarburos. [1]
*-El 23 de diciembre del 2009 se dijo que Venezuela y Belarús prevén invertir $ 8.000 millones (de dólares) en Faja del Orinoco en los próximos 25 años para la explotación del bloque Junín 1. El ministro de Energía y Petróleo destaco que este pozo contiene en reservas probadas (P1) aproximadamente 2.000 millones de barriles, y de la que se aspira extraer 200 mil barriles diarios del crudo venezolano con la puesta en marcha de la empresa mixta que instalarán ambas naciones en este bloque, por lo que existe gran interés para su explotación y ademas precisó que se prevé la instalación de un mejorador del crudo extrapesado que se extraerá de la Faja.[46]
*-El 30 de diciembre de 2009 Petróleos de Venezuela (Pdvsa) y la italiana Eni
acordaron extraer y refinar hasta 240.000 barriles por día (bpd) de crudo provenientes de la Faja del Orinoco en un area de 424 kilómetros cuadrados en el bloque Junín 5. [34]*-La empresa mixta Pdvsa-Petromacareo iniciará una producción temprana
a partir del año 2012, hasta alcanzar 50 mil barriles diarios, asi como exploración, producción y mejoramiento de crudos extrapesados en el bloque Junín 2 de la Faja Petrolífera del Orinoco, luego se incrementará la produccion a una escala comercial de 200 mil barriles diarios, una vez entre en funcionamiento el mejorador de crudo.[36]
*-El 1ro de febrero de 2010 el consorcio Ruso informó que tiene contemplada una inversion de 10 millardos de dolares en el bloque Junin 6. Con la visita del ex mandatario y, en esta fecha primer ministro ruso a Venezuela, en abril de 2010, Rusia y Venezuela también formalizaron un acuerdo energético por valor de US $20.000 millones para invertir en los próximos 40 años en la explotación del campo Junín 6 de la Faja Petrolífera del Orinoco, [8] Venezuela recibió los documentos con lo que se fijo el acuerdo de un bono por el valor de 600 millones de dólares que conforma parte de la entrada para participar en el proyecto para la exploración de este campo (Junin 6) y para constituir la empresa mixta PetroMiranda [12] que la explotará de manera conjunta. Asimismo se negociaron la incorporación del Consorcio Nacional Petrolero ruso en otros tres campos de la Faja Petrolífera del Orinoco Ayacucho2, Ayacucho 3 y Junín 3. En ese mismo orden, de dio a conocer que Venezuela tiene previsto que las inversiones en la Faja Petrolífera del Orinoco sumen unos 80 mil millones de dólares en los próximos diez años.[8]
*-El 2 de diciembre de 2010 se anuncio que Petrolera China Sinopec (CNPC) participará en la Faja del Orinoco en los bloques Junín 1, 4 y 8 (el bloque 1 se encontraba anteriormente en negociacion con Belarus) para extraer hasta 200.000 barriles por día (bpd) de crudo en cada bloque. Con la empresa China National Petroleum Corporation (CNPC) se suscribió el acuerdo para la creación de la empresa mixta del Bloque Junín 4 de la Faja Petrolífera del Orinoco, informó Pdvsa. Se prevé que este bloque de crudo extrapesado pueda producir 400.000 barriles diarios de petróleo que serán procesados en un mejorador. asimismo se detalló que China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) participará en el proyecto de gas costa afuera Mariscal Sucre que prevé iniciar producción en el 2012, así como en la construcción de la refinería de Cabruta, de 200.000 bpd.[45]
*-Está previsto que los proyectos manejados por la estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA) inicien la extracción del crudo pesado en el 2013. Los mejoradores que convertirán ese crudo en un petróleo más liviano, estarán listos varios años después[40]. A finales de 2010 Venezuela está solicitando a las empresas que desarrollarán los nuevos multimillonarios proyectos de la vasta Faja del Orinoco que adelanten su producción temprana para 2011, en lugar de 2012. [37]
Venezuela recibirá un total de 6.000 millones de dólares en bonos y financiamiento de sus nuevos socios comerciales. [40]. Todas las empresas mixtas tienen un contrato por 25 años, que la Asamblea Nacional puede aprobar una prórroga por 15 años más si así lo solicita la parte interesada, al año 15 del funcionamiento de la empresa mixta.[41]
Algunos datos resumidos de los bloques de la Faja de Orinoco: [40]
Junin 2:
* PDVSA 60 por ciento, Petrovietnam 40 por ciento.
* Prevé producir unos 200.000 barriles por día (bpd) de crudo pesado en el 2015. Incluye un mejorador, aún sin fecha de arranque.
* Petrovietnam pagó un bono de participación de entre 500 y 600 millones de dólares.
Junin 4:
* PDVSA 60 por ciento, CNPC de China 40 por ciento.
* Se espera tenga una producción de 50.000 bpd en 2012 y aumente a 400.000 bpd en 2016, cuando el mejorador del proyecto arranque operaciones.
* PDVSA ha dicho que CNPC pagará 900 millones en un bono de participación.
Junin 5:
* PDVSA 60 por ciento, la italiana Eni 40 por ciento.
* Capacidad de 240.000 bpd. Se espera una producción temprana de 75.000 bpd en el 2013
* Incluye la construcción de una refinería que elaborará productos terminados de petróleo.
* Eni pagó 646 millones de dólares por el bono de participación e invertirá un total de 18.700 millones de dólares.
Junin 6:
* PDVSA 60 por ciento, el resto está distribuido entre las firmas rusas Rosneft, Gazprom, Lukoil, TNK-BP y Surgutneftegaz.
* Capacidad potencial de producción de 450.000 bpd.
* Las inversiones superan los 10.000 millones de dólares.
* PDVSA recibirá 1.000 millones por un bono de participación, incluidos unos 600 millones de dólares que ya fueron pagados durante una visita hecha en abril por el primer ministro ruso, Vladimir Putin.
Proyecto Carabobo 1:
* PDVSA 60 por ciento; la española Repsol 11 por ciento; la malasia Petronas 11 por ciento; la india ONGC 11 por ciento; Indian Oil Corporation 3,5 por ciento; Oil India Limited 3,5 por ciento. Se prevén unas reservas de 31.000 barriles.
* Incluye el Bloque Carabobo 1 Norte y Bloque 1 Central.
* Las compañías pagaron bonos por 1.050 millones de dlares.
* Capacidad de 400.000 bpd, con fecha de inicio de bombeo en 2013 y mejorador terminado para el 2017.
Proyecto Carabobo 3:
* PDVSA 60 por ciento, Estados Unidos Chevron 34 por ciento, venezolana Suelopetrol 1 por ciento, japonesas Mitsubishi e Inpex se dividieron el restante 5 por ciento.
* Incluye Bloque Carabobo Sur 2, Bloque 3 y Bloque 5
* Prevé producir 400.000 bpd en 2013 y tener el mejorador en línea en 2017.
* Las empresas pagaron el bono mínimo fijado en la licitación de 500 millones de dólares y ofrecieron financiamiento para PDVSA de 1.000 millones.
Bloques sin socio
Junin 1: PDVSA ha dicho que continúa las negociaciones con la estatal petrolera de Bielorrusia para la explotación del bloque con capacidad de 200.000 bpd. Posteriormente se asocio con CNPC de China.
Junin 10: PDVSA rechazó la oferta de la noruega Statoil y la francesa Total por el bloque de 200.000 bpd.
Junin 11: PDVSA dice mantener conversaciones con un consorcio japonés para asociarse en la explotación del bloque de 200.000 bpd.
Proyecto Carabobo 2: No recibió ofertas en la subasta. Posee condiciones similares que el Proyecto Carabobo 1.

Los mejoradores

El gravedad API (American Petroleum Institute gravity) es una medida de cuanto pesa un producto de petróleo en relación al agua. Si el producto de petróleo es más liviano que el agua y flota sobre ella, su grado API es mayor de 10°.
Los productos de petróleo que tienen un grado API menor que 10 son más pesados que el agua y se asientan en el fondo y se denomina crudo extrapesado.[43]. Cuando se encuentre entre 10° y 22,3° API se define como petroleo pesado, crudo mediano es aquel que tiene gravedades API entre 22,3° y 31,1°API. y crudo liviano si tiene gravedades API mayores a 31,1° API . Tambien se toma en cuenta el porcentaje de azufre diluido en el, segun el departamento de energia de los Estados Unidos, se considera dulce si es <0,5% / peso, agrio si es>1,0%/peso. El de la FPO oscila entre 7° y 10° API. Con el fin de generar «crudo sintetico» con un API mas elevado se realiza el proceso de mejoramiento de crudo.
Existen metodos como la gasificacion cuyos productos terminales ademas del combustible sintetico son gas y metales pesados , y otro es la coquificación retardada (delay coquer), donde los productos secundarios son el coque y el azufre. Las empresas que instalaron los mejoradores en Venezuela, previo a la nacionalizacion optaron por este segundo metodo.
Venezuela cuenta para el año 2009 con cuatro (04) mejoradores, que tienen capacidad para procesar unos 620.000 b/d de crudo pesado y generar unos 510.000 b/d de crudo sintetico, a ellos se le suma una asociación con la firma china CNPC.
En los mejoradores se procesan crudo extrapesado y Mesa 30 (API 29.4°) para producir un producto más liviano para la exportación, el cual es un crudo sintético de mediana calidado crudo diluido [35] , los subproductos de este proceso son además el azufre (3,25 kg por barril) y el coque petrolero (25 kg por barril). Los mejoradores de crudo se encuentran instalados en el Complejo Petroquímico de Jóse o tambien conocido como Complejo Industrial “G/D José Antonio Anzoátegui” (CIJAA) inaugurado el 14 de agosto de 1990, en en las cercanias de Barcelona, estado Anzoategui (en el borde de la Faja) . En el año 2007, el presidente venezolano ordenó que Pdvsa tomara el control mediante la nacionalización de cinco empresas con los cuatro mejoradores de la Faja del Orinoco que se encontraban bajo operación de las dos firmas estadounidenses ExxonMobil y ConocoPhillips. Estas no lograron pactar con PDVSA la remuneración que recibirían por sus participaciones en los antiguos proyectos Petrozuata, Cerro Negro y Hamaca por lo que introdujeron un arbitraje internacional [37].
Para realizar el proceso de mejoramiento se utiliza un potente diluente (nafta) para mover el crudo extra pesado por más de 200 kilómetros de tubería. Es un proceso cíclico, el crudo extra pesado se limpia, se prepara, se desala, se le quita el agua y se envía con diluente (nafta) desde Morichal, como es el caso de Petroanzoategui, hasta los mejoradores en el Complejo Petroquimico de Jose, en Anzoátegui. Luego desde aqui se reenvia el diluente de vuelta para comenzar nuevamente el proceso. Cuando se habla de producir 140 Mbd, son 108 o 110 Mbd de crudo y el resto es diluente, imprescindible para las operaciones.[43]

Las empresas nacionalizadas instaladas, incluyendo las que operaban los mejoradores de crudo pesado son:

  • Petrocedeño (llamado Sincor antes de su nacionalización en 2007) mejorador controlado por PDVSA y en el que también participan la noruega Statoil y la francesa Total,con 190.000 barriles por día (b/d) de capacidad.( De 202 Mbd de petroleo que procesa genera 180 Mbd de «Zuata Sweet» de 30°-32° API)
  • Petropiar (antes Ameriven) de PDVSA y Chevron , con una capacidad de mejorar 180.000 barriles por día [35]. (De unos 190 mil barriles diarios de crudo extra pesado Hamaca, poduce unos 170 Mbd de Blend «Ameriven-Hamaca», de 26° API) [43]. La empresa mixta Pdvsa Petropiar rompió, en la primera semana de agosto de 2011, la barrera de los 160 mil barriles diarios de producción de crudo extra-pesado, superando el promedio de 155 mil barriles diarios del primer trimestre de ese año. [47]
    Se trazo la meta de alcanzar en diciembre de 2011 una producción de 169 mil barriles diarios, segun afirmo Pdvsa a través de una nota de prensa donde añade que Petropiar forma parte de lo que se ha denominado el Plan Tricolor.
  • Petroanzoátegui, (antes Petrozuata) mejorador operado por Pdvsa y con capacidad para procesar 23 mil toneladas de petróleo extrapesado, equivalente a 130.000 barriles por día (bpd). (De unos 120-140 Mbd que procesa, produce de 108 a 110 mil barriles diarios de “Petrozuata Heavy” de 19° – 22°API). [43].
    Produce ademas 2 mil 800 toneladas diarias de coque y 60 toneladas de azufre [43]. Esta empresa mixta, actuamente junto a los distritos Morichal, Múcura y Cabrutica conforman la Division Faja de PDVSA.[44]
  • Petromonagas (anteriormente Cerro negro), cuyo mejorador con una capacidad total de120.000 b/d , participa PDVSA y la británica BP con un aproximado de 16%, luego de que la estadounidense Exxon Mobil se retirara del país socio de la OPEP en 2007. (De unos 120 Mbd que procesa genera unos 104-108 MBD de «Monagas 16″ o»Cerro Negro 16» de 16 ° API ) [43].
  • Petrosinovensa: (antes Sinoven, planta de Orimulsion) solo efectua actividades de exploracion produccion, la cual esta estima en un maximo de 90 a 120 mil barriles día de crudo extra pesado «Merey 16” o «BCF-17» de 16.5° API.[43][44].

Con una capacidad total de procesar unos 620 mil barriles diarios[39], durante el 2009 tres de estos mejoradores estuvieron presentando paradas recurrentes.[31], en agosto de ese año se tenia una producción en la FPO de 600.000 barriles por día [35] y a mediados del 2010 están produciendo unos 450.000 barriles por día (bpd), el 70 por ciento de su capacidad instalada, según informó el vicepresidente de Petróleos de Venezuela (Pdvsa).[3]. Para finales de noviembre del del 2010 se procesaban unos 300.000 b/d , (solo Petrocedeño produciendo al tope de su capacidad y Petromonagas con 114 Mbd).

Projectos extrapesados en la FPO. 2007 [37]

Campos y bloques,. Fuente PDVSA informe de gestion anual 2008. créditos PDVSA[6]



Division de la Faja Petrolifera del Orinoco. abril 2009. Fuente [9]créditoUN.

campos-faja-orinoco-cpr

Reservorio 2009. Fuente Aporrea.09/2009

La producción: ver mas….

El ministro Ramírez realizó declaraciones a mediados de septiembre del 2010 donde señala que gracias a los proyectos de explotación en la Faja, Venezuela planea incrementar su producción a 4,15 millones de barriles diarios en 2015 y a 6,85 millones en 2021.
De acuerdo a los cálculos venezolanos, existen al menos 236.000 millones de barriles de crudos pesados y extrapesados en la Faja, donde operan varias trasnacionales asociadas con PDVSA y extraen entre 600.000 y 900.000 barriles diarios, de acuerdo a los datos oficiales. Asi mismo destacó que el Servicio Geológico de Estados Unidos informó este año que en la Faja «existen 1,3 billones de barriles» de los cuales unos «585.000 millones» son recuperables.[26]
PDVSA está produciendo a finales de 2010 2,3 MMBD (millones de barriles diarios), donde se destinan 200 mil barriles diarios (b/d) de petróleo a China como parte plan Cooperación para Financiamiento a Largo Plazo, 220 mil b/d a los países miembros del convenio Petrocaribe y otros 100 mil b/d a Cuba en el marco de un proyecto de cooperación.[27]
Según la Ley Aprobatoria del Acuerdo con China, publicada en Gaceta Oficial 39.511 de fecha 16 de septiembre de 2010, PDVSA debe proporcionarle al gobierno de China a traves de PetroChina, no menos de 250MBlsd (mil barriles diarios) de petroleo en el 2011 y de 300MBlsd en el 2012. PetroChina, en lugar de transportar todos los embarques a China, comercializa la mayoría de ellos en el mercado marítimo de combustibles de Singapur.[29]. el 2 de diciembre de 2010 el ministro de energia y petroleo venezolano indico que se estaban enviando 362.000 Blsd de petróleo al país asiático.[45]
Venezuela esta enviando a Belarús 80.000 b/d de petroleo para el 2010 y contempla aumentarlo hasta 200.000 b/d para el año 2011, luego de una gira presidencial que incluia este pais, y donde se acordo tambien con Siria la venta de 20.000 b/d de diésel. [37]

Consumo interno

Por otra parte algunas fuentes estiman que el país requiere 700 mil barriles diarios de petróleo para cubrir el consumo interno de combustibles y derivados , cuyos precios están subsidiados [27], PDVSA en su informe semestral del 2009 señaló que las ventas totales de productos refinados en el mercado nacional se ubican en 593.000 barriles diarios [30] Sin embargo en un acto del proyecto Autogas realizado septiembre de 2010 se dijo que el consumo interno de petróleo para combustibles (las gasolinas), era de aproximadamente 300 mil barriles diarios [28]. Otros apuntan que el mercado interno consume 745.000 barriles diarios, de los cuales 400.000 corresponderían a gasolina
[30].

La Orimulsion

Orimulsión® es una marca registrada para designar a un combustible hecho a base de bitumen (petróleo extra-pesado) desarrollado por INTEVEP, la filial de investigación y desarrollo de Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) para usos industriales, continuando una previa colaboración de emulsiones de British Petroleum (BP). La comercialización de este producto estuvo a cargo de la empresa Bitúmenes del Orinoco, S.A. (BITOR), también filial de PDVSA.El bitumen existe en estado natural y se obtiene de la reserva más grande de Venezuela: la faja del Orinoco.
Las reservas de bitumen se estiman en más de 1,2 billones de barriles (aproximadamente 190 millones de metros cúbicos), un valor superior al cincuenta por ciento (50%) de las reservas estimadas del mundo entero.[3]
La orimulsion de basa en emulsiones inversas (emulsión petróleo agua) al contrario de emulsiones directas (agua en petróleo), Aun cuando los componentes son los mismos en ambos casos y las propiedades fisicoquimicas del crudo no cambian, se observa una gran diferencia en sus propiedades reológicas, es decir, las emulsiones de agua en crudo son más dificiles de transportar que las emulsiones de crudo en agua. En las emulsiones directas alcanzaban viscosidades varias veces superiores a la viscosidad del crudo original utilizado. Su viscosidad aumenta con el incremento de la fase dispersa, en este caso es el agua.Para el 3 de Abril de 1981, el Ing Gilberto Zerpa Rojas afirma que ha logrado la invención de reducir la viscosidad de crudos de Socororo en un 97% de su valor original produciendo una emulsión inversa de crudo de Socororo en agua. Vale decir que esta emulsión inversa tenía la siguiente particularidad: la relación entre las viscosidades del crudo y del agua utilizada era de 1800:1 y los porcentajes de agua probados oscilaban entre 22 y 33%.

Opciones del Desarrollo de esta Tecnología. Inclinación de la Balanza.

La Orimulsión®, un producto venezolano que tiene convenientemente ventajas y desventajas, como se indicarán a continuación, que sirven de argumentos a sus defensores y sus detractores, tanto dentro como fuera del país.
El respaldo está dado tanto por conveniencias estratégicas de esta fuente de energía como además por las consecuencias económicas de su implementación. Si se evalúan estos argumentos se podría decir que «todos tienen la razón» desde su propio punto de vista, pero sin embargo, conociendo que un sistema no puede ser perfectamente equilibrado, la balanza termina por inclinarse hacia las razones que tienen el mayor peso.»La orimulsión constituye el único producto inventado en Venezuela con aceptación mundial por parte de las termoeléctricas, independiente de las transnacionales estadounidenses y europeas ligadas al sector petrolero y eléctrico, por lo que su producción y comercialización es la herramienta básica con que cuenta Venezuela para escapar del subdesarrollo»[2]
A favor del uso de la Orinulsión, una nota de ASA Consultans, Bitor señala:

Orimulsion is a fuel derived from the bitumen that occurs naturally in large reserves in the 700 km long Orinoco oil belt in Venezuela. It is extracted, processed and distributed by Bitumenes Orinoco SA (Bitor), a subsidiary of the Venezuelan state-owned oil company, and is imported into the UK by Bitor Europe Ltd. It is transported by tanker as a mixture (an emulsion) of 70% bitumen and 30% water, with 0.2% of a surfactant (nonylphenol ethoxylate) to stop the mixture from separating. The fuel is currently used or being tested in a number of countries. As with coal or oil, there are a number of trace elements which influence its environmental impact: e.g. sulphur 2.7%, vanadium 300 mg/kg, nickel 65 mg/kg. Orimulsion’s
cost of around £33/te means that the fuel costs are similar to coal (both 0.5p/kWh generated), but its price advantage over its chief competitor coal, comes from lower capital and running costs. It is cheaper than HFO because the latter is subject to customs and excise duties of around £19/te.
[Source: National Power / ASA Consultants /DTI/Bitor][7]

Ventajas

Así se evalúan algunas de las ventajas como combustible para la generación de electricidad, donde la orimulsión posee ciertas propiedades que la hacen muy adecuada [3]:-Las reservas probadas de bitumen son muy elevadas.
-Posee un precio competitivo con respecto a otros combustibles comercializados mundialmente, como el carbón.
-Es relativamente fácil y seguro de producirse, transportarse, maniobrarse y almacenarse.
-Se puede usar en centrales termoeléctricas destinadas a utilizar carbón o combustible pesado, claro está, con sus correspondientes modificaciones.

Implementación de la Orimulsión

La explotación del bitumen, así como la producción, manejo de Orimulsión y la construcción de las instalaciones físicas necesarias para dichas actividades, fueron realizadas por las antiguas filiales operadoras de PDVSA Corpoven y Lagoven para BITOR, empresa que llevaba a cabo directamente la comercialización del combustible. Orimulsión se utilizó como combustible para alimentar las calderas en centrales termoeléctricas en todo el mundo, en países como Canadá, China, Dinamarca, Italia, Japón, Lituania y Singapur. [3].
Una nota de su libro sobre la utilización de esta inventiva venezolana el economista Fernando Travieso Lugo señala :

«El mercado de generación eléctrica nacional debe ser representativo de los combustibles presentes en Venezuela, de esta manera Pdvsa y demás entes eléctricos como Cadafe y sus filiales, dejarían de adoptar políticas que sólo se justifican en el caso de las transnacionales que ven disminuir sus reservas de petróleo y apuestan al gas. Pdvsa y las empresas eléctricas no deben comportarse como una transnacional al servicio de los intereses del primer mundo, impulsando de manera casi exclusiva el gas o cualquier combustible que no sea orimulsión, cuando en Venezuela tenemos la principal reserva de petróleo del mundo. Atenta contra el interés nacional que en Venezuela no se produzca un solo kilovatio de electricidad con orimulsión».´[2]

En enero de 2004 Mommer Bernardpublica un artículo titulado Orimulsión: Verdades científicas y mentiras políticas [20] y que puede ser descargado desde la página de PDVSA:

«No cabe duda que la Faja es el tema por excelencia de la investigación científica y tecnológica venezolano en el campo de los hidrocarburos. Su fin es, y tiene que ser, incrementar el valor de la misma, no en disminuirlo. La Orimulsión lo disminuía sistemáticamente; de allí la acertada decisión del gobierno de desactivar su producción cumpliendo, como Venezuela siempre lo ha hecho a lo largo de su historia, con los compromisos contractualmente contraídos»

¿Por qué se desiste de esta Tecnologia?.

Es bien sabido que Venezuela cuenta con una de las mayores reservas de bitumen , y además ha desarrollado la orimulsión como una de las formas de usar este tipo de recurso, sin embargo, coloca en la balanza una serie de proyecciones, beneficios y desventajas con el fin de decidir por el destino de la faja y por ende de la orimulsión.En 2003 el gobierno de Hugo Chávez decidió cancelar el proyecto de Orimulsión, asesorado principalmente por Bernard Mommer, viceministro de Hidrocarburos. Éste señalaba que la Orimulsión se vendía como una emulsión de bitumen y agua cuando realmente era petróleo extrapesado con agua, además cuestionaba que la transformación de crudo extra pesado que soló se puede lograrse al mezclarlo, mejorarlo o a través de la Orimulsión, traería menos ganancias por esta última forma.[22,20]
Mommer fue criticado por la oposición venezolana por asumir una supuesta postura antinacionalista al defender la desaparición de la Orimulsión, y que para algunos de ellos su antinacionalismo se debía al hecho de poseer seis nacionalidades y la venezolana desde 1987.[24] Los detractores de la medida de Chávez dicen que se debe mantener la exportación de Orimulsión porque los precios del sector eléctrico (al cual estaba enfocado) son menos volátiles que los del mercado petrolero, por lo que el ingreso de divisas se mantendría estable y el monopolio en la producción y oferta del combustible lo mantiene Venezuela.[22,25] Pero el problema que vulnera explícitamente la soberanía y la economía venezolana, es que la Orimulsión tiene precios referenciales del carbón, y como petróleo extra-pesado, sus precios referenciales, son evidentemente, los precios del petróleo [22]. Se puede decir que es un muy buen negocio, pero no lo es precisamente rentable para Venezuela.

Para una mayor información respecto al tema de la Industria Petrolera Venezolana se puede consultar el archivo PDF de la fuente [6], documento emitdo por PDVSA S.A. y también la referencia [13] Pozo Ilustrado. y para la situacion de la faja (FPO) el documento especial en la fuenteINFOGAS [44]

FUENTES:

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