El Cinturón del Orinoco es un territorio en la franja sur de la cuenca oriental del río Orinoco en Venezuela , que se superpone a los depósitos de petróleo más grandes del mundo . Su nombre local en español es Faja Petrolífera del Orinoco (Cinturón Petrolero del Orinoco).
La Faja del Orinoco se ubica en Guárico y al sur de los estados Anzoátegui , Monagas y Delta Amacuro , y sigue el trazado 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).
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 Petrolera del Orinoco, equivalen aproximadamente a las reservas mundiales de petróleo más ligero. [1] Petróleos de Venezuela SA ha estimado que las reservas producibles de la Faja del Orinoco son de hasta 235 mil millones de barriles (3,74 × 10 10 m 3 ), lo que la convertiría en la mayor reserva de petróleo del mundo, ligeramente por delante de reservas similares de petróleo no convencional. fuente en las arenas bituminosas de Athabasca y encima de Arabia Saudita . [2] 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 ninguna estimación de cuánto petróleo es económicamente recuperable. [3]
La Faja del Orinoco actualmente está dividida en cuatro áreas de exploración y producción. Estos son: Boyacá (antes Machete), Junín (antes Zuata), Ayacucho (antes Hamaca) y Carabobo (antes Cerro Negro). El área de exploración actual es de aproximadamente 11.593 kilómetros cuadrados (4.476 millas cuadradas).
Fuente: Los datos de esta sección están tomados directamente de la página web oficial de PDVSA .
Los lineamientos de la política eléctrica de Venezuela hasta el año 2030 están trazados en el " Plan Siembra Petrolera " ( "Plan Siembra Petrolera" ), que incluye seis proyectos de desarrollo y consta de dos etapas: una a ejecutarse en el período 2005-2012, y otra , a desarrollarse en una segunda etapa, 2012 y 2030.
Para el primer período de este Plan, se ha estimado una inversión global de alrededor de 56 mil millones de dólares [ 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 Petrolera 2005-2012 contempla seis ejes fundamentales:
Los bloques de producción serán desarrollados por PDVSA en cooperación con socios extranjeros. En toda la sociedad PDVSA posee el 60%. [5]
El bloque 1 de Junín fue descubierto en 2009 y desarrollado por PDVSA . El campo petrolero es operado y propiedad de PDVSA . Las reservas probadas totales del campo petrolero Junín-1 rondan los 2 mil millones de barriles (320.000.000 m 3 ), y la producción se centra en 200.000 barriles por día (32.000 m 3 /d). [6]
El bloque 2 de Junín está en desarrollo en cooperación con Petrovietnam . SNC-Lavalin obtuvo 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 Junín 3 fue descubierto en 2009 y desarrollado por PDVSA . El campo petrolero es operado y propiedad de PDVSA . Las reservas probadas totales del campo petrolero Junín-3 rondan los 4.260 millones de barriles (677.000.000 m 3 ), y la producción se centra en 200.000 barriles diarios (32.000 m 3 /d). [7]
El bloque 4 de Junín se desarrolla en cooperación con CNPC (40%). Se espera que produzca 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 Junín 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 una producción tardía de 240 mil barriles por día (38 × 10 3 m 3 /d). El desarrollo incluirá una refinería de petróleo para la producción de combustibles para motores. El bloque 6 de Junín se desarrolla en cooperación con un consorcio de compañías petroleras rusas, entre ellas Rosneft , Gazprom Neft , Lukoil , TNK-BP y Surgutneftegaz . Se espera que produzca 450 mil barriles por día (72 × 10 3 m 3 /d); sin embargo, no se anuncia la fecha de puesta en servicio. [5]
El bloque 7 de Junín fue descubierto en 2009 y desarrollado por PDVSA . El campo petrolero es operado y propiedad de PDVSA . Las reservas probadas totales del campo petrolero Junín-7 rondan los 31 mil millones de barriles (4,9 × 10 9 m 3 ), y la producción se centra en 200.000 barriles por día (32.000 m 3 /d). [8]
El bloque 8 de Junín fue descubierto en 2009 y desarrollado por PDVSA . El campo petrolero es operado y propiedad de PDVSA . Las reservas probadas totales del campo petrolero Junín-8 rondan los 40 mil millones de barriles (6,4 × 10 9 m 3 ). [9] El mismo año, PDVSA y Sinopec firmaron un acuerdo para colaborar en el desarrollo del bloque, [10] cuya producción futura se estimaba en 200.000 barriles por día (32.000 m 3 /d). [11]
El bloque 10 de Junín fue descubierto en 2009 y desarrollado por PDVSA . El campo petrolero es operado y propiedad de PDVSA . Las reservas probadas totales del campo petrolero Junín-10 rondan los 10.500 millones de barriles (1,67 × 10 9 m 3 ), y la producción se centra en 220.000 barriles diarios (35.000 m 3 /d). [12]
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 del bloque 1 Norte de Carabobo y el 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. [5]
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. [ 5]
Carabobo 2 se desarrollará en cooperación con Rosneft y la Corporación Venezolana del Petróleo (CVP), una filial de la compañía estatal de petróleo y gas de Venezuela, PDVSA. El acuerdo, firmado por el director 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 el sur del cinturón de crudo extrapesado del Orinoco en Venezuela.
El memorando firmado establecía que la participación de Rosneft será del 40 por ciento. Rosneft pagará a CVP una bonificación de 1.100 millones de dólares, pagada en dos cuotas: 440 millones de dólares dentro de los diez días siguientes a la creación de la empresa conjunta y el resto después de que Rosneft tome la decisión final sobre el proyecto. Además, Rosneft concederá 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 de dólares anuales a una tasa de interés anual de LIBOR+5,5 por ciento. Para desarrollar el bloque Carabobo 2, Rosneft invertirá un total de 16 mil millones de dólares, según su director ejecutivo, 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 Junín 6 de la faja del Orinoco en Venezuela. [ cita necesaria ]
Las aguas de formación de los pozos muestran un nivel principal de Na-Cl (TDS hasta 30 g/L) con una tendencia de dilución hacia la composición de Na-HCO 3 (hasta 1 g/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 a alta temperatura (120-125 °C), formando agua diagenética enriquecida con 18 O (hasta +4‰), que se ha diluido últimamente por el agua de deshielo de los glaciares y por el agua meteórica actual. [13] La hipotética presencia de una inundación por una paleoagua meteórica también ofrece nuevos indicios para explicar la baja gravedad API (<10°API biodegradado, petróleo extrapesado) y la composición del crudo local. [13]
