La Faja Petrolífera del Orinoco es un territorio en la franja sur de la cuenca oriental del río Orinoco en Venezuela que se encuentra sobre los depósitos de petróleo más grandes del mundo . Su nombre local en español es Faja Petrolífera del Orinoco .
La Faja del Orinoco se encuentra en Guárico y al sur de los estados Anzoátegui , Monagas y Delta Amacuro , y sigue la línea del río. Tiene una extensión aproximada de 600 kilómetros (370 millas) de este a oeste y 70 kilómetros (43 millas) de norte a sur, con una superficie de aproximadamente 55.314 kilómetros cuadrados (21.357 millas cuadradas).
La Faja Petrolera 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, son aproximadamente iguales a las reservas mundiales de petróleo más ligero. [1] Petróleos de Venezuela SA ha estimado que las reservas producibles de la Faja Petrolera 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 la fuente de petróleo no convencional similar en las arenas petrolíferas de Athabasca , y por encima de Arabia Saudita . [2] En 2009, el Servicio Geológico de Estados Unidos 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 qué cantidad de petróleo es económicamente recuperable. [3]
Actualmente, la Faja del Orinoco se divide en cuatro áreas de exploración y producción: 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).
El 7 de enero de 1936, la Standard Oil de New Jersey, con la perforación del pozo “La Canoa-1” ubicado cerca de la comunidad de La Canoa (estado Anzoátegui), inició la explotación de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO). Ese pozo estuvo activo durante 44 días, produciendo aproximadamente mil barriles netos de petróleo crudo por día. Pero para entonces, las actividades de explotación fueron abandonadas debido a la dificultad para extraer los hidrocarburos extrapesados. En 1938, se perforó el primer pozo descubridor de hidrocarburos con el nombre de “Zuata 1”.
Fuente:Los datos de esta sección son tomados directamente de la página web oficial de PDVSA .
Los lineamientos de la política energética de Venezuela hasta el año 2030 están trazados en el “ 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 la segunda etapa, 2012 y 2030.
Para el primer periodo de este Plan se ha estimado una inversión global 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 Aceitera 2005-2012 incluye seis ejes fundamentales:
Los bloques de producción serán desarrollados por PDVSA en cooperación con socios extranjeros. En todas las asociaciones, PDVSA posee el 60%. [5]
El bloque 1 de Junín fue descubierto en 2009 y desarrollado por PDVSA . El campo petrolero es operado y de propiedad de PDVSA . Las reservas probadas totales del campo petrolero Junín-1 son de alrededor de 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 se encuentra en desarrollo en cooperación con Petrovietnam . El contrato de ingeniería se adjudicó a SNC-Lavalin 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 también incluirá un mejorador de crudo pesado; sin embargo, no se ha especificado la fecha de su puesta en servicio.
El Bloque 3 de Junín fue descubierto en 2009 y desarrollado por PDVSA . El campo petrolero es operado y de propiedad de PDVSA . Las reservas probadas totales del campo petrolero Junín-3 son de alrededor de 4.260 millones de barriles (677.000.000 m3 ) , y la producción se centra en 200.000 barriles por día (32.000 m3 / 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 ha anunciado 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 final 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, incluidas 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, la fecha de puesta en servicio no se anuncia. [5]
El bloque 7 de Junín fue descubierto en 2009 y desarrollado por PDVSA . El campo petrolero es operado y de propiedad de PDVSA . Las reservas probadas totales del campo petrolero Junín-7 son de alrededor de 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 Junín 8 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 son de alrededor de 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 estimó en 200.000 barriles por día (32.000 m 3 /d). [11]
El bloque Junín 10 fue descubierto en 2009 y desarrollado por PDVSA . El campo petrolero es operado y de propiedad de PDVSA . Las reservas probadas totales del campo petrolero Junín-10 son de alrededor de 10,5 mil millones de barriles (1,67 × 10 9 m 3 ), y la producción se centra en 220.000 barriles por día (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%). Está formado por el bloque 1 Norte y el bloque 1 Central de Carabobo. La producción prevista 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%) y Mitsubishi Corporation e Inpex (5%). Está compuesto por el bloque Carabobo 2 Sur, el bloque 3 y el 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]
El bloque Carabobo 2 se desarrollará en cooperación con Rosneft y la Corporación Venezolana del Petróleo (CVP), una subsidiaria de la empresa estatal de petróleo y gas de Venezuela, PDVSA. El acuerdo, firmado por el director general de Rosneft , Igor Sechin , y el ministro de Petróleo de Venezuela, el presidente de PDVSA, Rafael Ramírez, en presencia del presidente Hugo Chávez , establece una empresa conjunta para desarrollar el bloque Carabobo 2 en la faja de crudo extrapesado del Orinoco meridional en Venezuela.
El memorando firmado establece que la participación de Rosneft será del 40 por ciento. Rosneft pagará a CVP una prima de 1.100 millones de dólares, que se abonará en dos cuotas: 440 millones de dólares en los diez días siguientes a la creación de la empresa conjunta y el resto una vez que Rosneft tome la decisión final sobre el proyecto. Además, Rosneft concederá a CVP un préstamo de 1.500 millones de dólares a cinco años. El préstamo se concederá en cuotas de no más de 300 millones de dólares anuales a un tipo de interés anual de LIBOR+5,5 por ciento. Para desarrollar el bloque Carabobo 2, Rosneft invertirá un total de 16.000 millones de dólares, según el director general de la empresa, 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 diarios. 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 petrolera del Orinoco en Venezuela. [ cita requerida ]
Las aguas de formación de los pozos muestran un nivel principal de Na-Cl (TDS de hasta 30 g/L) con una tendencia de dilución hacia una composición de Na-HCO3 ( hasta 1 g/L). La relación de isótopos estables de oxígeno e hidrógeno de la molécula de agua revela que el agua madre del 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 tiempos recientes por el agua de deshielo glacial y el agua meteórica actual. [13] La presencia hipotética de inundación por un paleo-agua meteórica también ofrece nuevas pistas para explicar la baja gravedad API (petróleo extra pesado biodegradado <10°API) y la composición del crudo local. [13]
