Zonas o Campos

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 se subdividieron en 27 (luego 29 [51]) 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]

Bloque Carabobo: [51]

Carabobo 1: zonas Carabobo 1 centro y norte.
(La reserva probada de este bloque es de hasta 480 mil barriles por día)[52]
Carabobo 3: as zonas Carabobo 2 Sur, Carabobo 3 nortes y Carabobo 5
(de 12900 millones de barriles, explotación que podría consolidarse para el año 2013) [52]

El Bloque Carabobo de la Faja Petrolífera del Orinoco tiene 127,9 millardos de barriles de petróleo original en sitio (POES) certificado por la empresa internacional Ryder Scott.[52]
El resultado de la licitación ha tomado poco más de un año de las áreas I, II y III del Bloque Carabobo. Cada una de estas áreas licitadas tiene una producción de extracción potencial de 400.000 barriles diarios, de acuerdo con estimaciones de Caracas. La inversión necesaria para comenzar a explotarlos se eleva por su parte a entre 10.000 y 20.000 millones de dólares (entre 7.286 y 14.572 millones de euros), según el Ministerio de Energía venezolano. Se. cree que el proyecto Carabobo, dividido en siete bloques y cuyos trámites para su desarrollo han permanecido suspendidos desde el pasado mes de junio, tiene un potencial de producción total de 1,2 millones de barriles diarios de crudo y unos 25.500 millones de barriles de reservas “recuperables”, según el Ministerio de Energía. Asimismo, el proyecto contempla la construcción de tres mejoradores para procesar el crudo pesado en un producto más ligero que pueda tratarse en refinerías convencionale. 19 empresas mostraron su interes en participar es este proyecto.

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].

Socios y convenios

*-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 7 del 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 Ayacucho 2, 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 12 de Mayo de 2010 se conformaron dos empresas mixtas para el Bloque Carabobo, las divisiones accionarias son: En la primera empresa mixta (Proyecto Carabobo 1) Pdvsa: 60% , Repsol (España):11%, Petronas (Malasia) 11%, ONGC (India) 11%. Indian Oil corporation: (India) 3,5% y Oil India Limited :(India) 3,5% los tres primero socios aparte de PDVSA deberan cancelar un monto de 3.600 millones de dólares (el bono de entrada es de 1050 millones de dólares [52]) por concepto de bonos de acceso para explotar los campos y financiamiento. En la segunda empesa (Proyecto Carabobo 3) : Pdvsa: 60%, Chevron : (EEUU) 34%, Inpex (Japon) 5% , Mitsubishi (Japon) 5% ,y Suelopetrol: (Venezuela)1%. . aqui el bono de entrada es de 500 millones de dólares[52]. Se espera que cada una de las compañías conjuntas llegue a producir unos 400.000 barriles por día y construyan un mejorador con capacidad para convertir 200.000 b/d del petróleo pesado en crudo para su exportación.[48]

*-En Julio de 2010 BP avanzaba en sus planes de vender activos en Vietnam, Colombia y Venezuela, para hacer frente a una cuenta de $30.000 millones por el peor derrame de crudo en la historia de Estados Unidos. BP produce en esos momentos unos 120.000 barriles diarios de crudo pesado en Venezuela. En Venezuela, BP es socio en la firma Petromonagas, y tiene participación en Boquerón y Petroperijá, que producen petróleo liviano.[47] El grupo petrolero ruso TNK-BP, donde participa con un 50% con BP, se conformo para desarrollar el bloque Junín 6 en la Faja.

*-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 dolares.
* 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, el 20 de enero de 2010 en el desarrollo del de 593 kilómetros cuadrados
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 calidad o 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 (decreto 5.200) 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].
  • 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 y 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).[33]. 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).

Las empresas mixtas y concesiones

Previa a la conformacion de las empresas mixtas que explotarial el bloque Carabobo, en febrero de 2010, el Gobierno venezolano adelantó además entonces la política de Caracas en materia de regalías aplicadas a las petroleras para incentivar los proyectos. “Las regalías serán reducidas al 20% si los proyectos son considerados económicamente inviables en el 30% (de regalías actual)”, explicó a finales de año a la agencia Reuters una fuente conocedora de las negociaciones entre el Gobierno venezolano y las petroleras, al término de la reunión entre representantes de ambos campos.
El ministro de Energía, Rafael Ramírez, anunció además que los proyectos que construyan refinerías en lugar de mejoradores para tratar el crudo pesado de la Faja del Orinoco gozarán de un Impuesto Sobre la Renta del 34%, en lugar del 50% que aplica a la extracción de crudo.
El Parlamento venezolano aprobó en septiembre de 2009 modificar una pequeña parte del marco vigente sobre la creación y funcionamiento de empresas mixtas entre PDVSA para establecer una nueva distribución del porcentaje de la regalía adicional situada en el 3.33% sobre los volúmenes de hidrocarburos extraídos en el área delimitada por la empresa.
El objetivo era destinar el 2,2% de la regalía al denominado Fondo Especial para el Poder Popular (FOPO), administrado directamente por el Ejecutivo y destinado a proyectos de desarrollo endógeno. [51]

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.

Reservorio 2009. Fuente Aporrea.09/2009

  1. fhernandha
    13 julio, 2014 a las 22:55

    excelente me sirvio de mucho gracias por la informacion

    • garcia
      17 marzo, 2016 a las 10:37

      muy buena informacion (Y)

  2. GILBERTO ZERPA
    28 marzo, 2016 a las 8:30

    Excelente

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