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BREVE HISTORIA DE LA FAJA PETROLIFERA DEL ORINOCO. La Faja Petrolífera del Orinoco o Faja del Orinoco es una extensa zona rica en petróleo pesado y extra pesado, ubicada al norte del río Orinoco, su nombre se debe a la cercanía del río, pero la formación geológica de los yacimientos no está relacionada con el mismo. Se extiende sobre un área de unos 650 km de este a oeste y unos 70 km de norte a sur, para una superficie total de 55.314 km² y un área de explotación actual de 11.593 km². Estos territorios comprenden parte de los estados venezolanos de Guárico, Anzoátegui, Monagas y Delta Amacuro, desde el suroeste de la ciudad de Calabozo, en Guárico, hasta la desembocadura del río Orinoco en el océano Atlántico. Forma parte de la cuenca sedimentaria oriental de Venezuela y por las magnitudes de los yacimientos de petróleo y gas, constituye una subcuenca por sí misma. Este enorme yacimiento es considerado la acumulación más grande de petróleo pesado y extra pesado que existe en el mundo. Las reservas de petróleo original en el sitio de la Faja, según Pdvsa, alcanzan hasta ahora 1,36 billones de barriles. Este gran reservorio petrolero fue dividido en cuatro grandes áreas, siendo estas de oeste a este: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo y, a su vez, segmentada en 29 bloques de 500 km2 cada uno aproximadamente, se trata de una de las infraestructuras petroleras más grandes y sofisticadas del mundo. Después de la nacionalización del petróleo de 1975, el gobierno de la época, dirigido entonces por Carlos Andrés Pérez (19222010), estipuló que la Faja del Orinoco debía mantenerse como “reserva” y sólo ser explotada en caso de necesidad energética y económica, entre otras razones, la decisión buscaba evitar un ecocidio en la zona. De manera que las instalaciones de la zona realizaron una explotación sectorizada, muy por debajo del verdadero potencial del yacimiento, no obstante, la extracción petrolera en la zona siempre se mantuvo. HISTORIA Breve historia de la Faja La historia de la Faja comienza a principios del siglo XX, pero es realmente entre los años 1935 y 1949 cuando se perforan 45 pozos en la región, mediante los cuales quedó plenamente determinada la presencia de crudos pesados en la franja nororiental de lo que hoy se conoce como Faja Petrolífera. Las características del crudo encontrado no hacían económicamente atractiva su explotación para la época. La insistencia sobre la severidad del crudo y los múltiples señalamientos en informes y descripciones de pozos en relación a la presencia de “bitumen”, determinaron por extensión el calificativo de “bituminosa”, nombre que denominó a la Faja hasta hace algún tiempo. Fue sólo en años recientes cuando ante la insistencia de los profesionales que manejaban los programas de evaluación y ante la evidencia de que todos los pozos perforados mostraban un crudo pesado, pero fluido (nunca bitumen), se cambió oficialmente (en boletines, informes y memorias), el nombre de “bituminosa” por el de “petrolífera”. La exploración geofísica intensiva de la Faja empezó en el año 1970 con la Corporación Venezolana de Petróleo. Durante ese año, el entonces ministro de Minas e Hidrocarburos encomendó a la CVP la perforación de tres pozos estratigráficos en el área La Canoa, estados Monagas y Anzoátegui. La Canoa N° 1 fue el primer

pozo que reveló lo que años más tarde se convirtió en la Faja del Orinoco, nombrada así por su proximidad a la costa norte del río. Después de la nacionalización y con la creación de Pdvsa, se abrió un nuevo período exploratorio en la historia de la Faja. Durante 1982 se concluyó el Esquema de Ordenamiento Territorial de la Faja del Orinoco y sus áreas de influencia, coordinado por el Ministerio del Ambiente y de los Recursos Naturales Renovables y la participación activa de Pdvsa, el Ministerio de Transporte y Comunicaciones, el Ministerio de Agricultura y Cría, el Ministerio de Desarrollo Urbano, entre otros. Más adelante, mediante las actividades y experimentos de laboratorio y de campo, en Morichal, estado Monagas, realizados por Intevep, Lagoven y Bitor, se comercializa el combustible Orimulsión®, cuyas características y calidad han sido aceptadas en varios centros industriales del mundo. En 1994 la producción de Orimulsión® creció 30 % y fue de 2,453 millones de toneladas métricas. La Petrolífera del Orinoco es la garantía energética número uno del país, se dice que sus yacimientos son capaces de soportar la demanda de petróleo a nivel mundial, por lo menos por 500 años. Actualmente la Faja está siendo explotada por petroleras chinas y rusas, en un acuerdo energético que ha traído polémica, dadas las características del crudo que allí se extrae y de su carácter de “reserva nacional”, vigente desde 1975. Aunado a ello, algunas ONG ambientalistas hacen trámites para que la Faja Petrolífera del Orinoco sea declarada “Patrimonio”, algo que difícilmente ocurra, pues no podría seguir explotándose y su interés sería de investigación arqueológica y geológica. De cualquier modo, este importante yacimiento de combustible fósil es un regalo de la naturaleza para Venezuela que, lamentablemente, no conocemos bien, más allá de lo que dicen las noticias económicas, pero ahora tienes la oportunidad de conocer mejor la riqueza mineral de Venezuela. http://es.wikipedia.org/wiki/Faja_Petrol%C3%ADfera_del_Orinoco http://www.pdvsa.com/index.php? tpl=interface.sp/design/readmenuprinc.tpl.html&newsid_temas=96 http://www.ciberfaja.info.ve/fpo/fpo http://es.wikipedia.org/wiki/R%C3%ADo_Orinoco - See more at: http://www.barinas.net.ve/index.php?p=news&id=2765#sthash.9ZWIdKI0.dpuf El futuro de la Faja Petrolífera del Orinoco Diego J. González C.* / Soberania.org - 21/03/06 El pasado 07 de enero 2006 se cumplieron 70 años de la perforación del primer pozo en el Campo Faja Petrolífera del Orinoco (la Faja), el Canoa-1 el cual resultó seco. Cuenta el geólogo Aníbal R. Martínez que comenzó a perforarse el 16 de octubre de 1935. El campo sería descubierto el 14 de noviembre de 1938 por el pozo Suata-1. Esa gran fuente de recursos que es la Faja podría 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 (1.600 MMMB 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. ¿Por qué el desarrollo total de la Faja en el mediano y largo plazo? Partiendo de la premisa de que la Faja es la única fuente significativa de reemplazo de la declinación de los campos petroleros “tradicionales” de Venezuela, es necesario desarrollarla completamente, si se quiere continuar siendo el suplidor confiable que ha representado el país, desde el comienzo de la explotación de sus hidrocarburos en 1914. Otra razón de peso es la oportunidad de aprovechar el suplir parte importante de la creciente demanda de energía a nivel mundial. Y lo más esencial, es la fuente para generar las divisas necesarias para apalancar el paso del país hacia la modernidad y el progreso. El petróleo original en sitio Tan significativo como las reservas recuperables, es el petróleo original en sitio (POES). En el caso de la Faja, el POES se ha estimado entre 914 (Aníbal R. Martínez) y 1.360 (PDVSA, Plan 2006-2012) millardos de barriles (MMMB). Para dar el sentido de estas cifras, valga recordar que desde 1917, cuando comenzó a registrarse la producción de Venezuela hasta 2003, ochenta y seis años de explotación con pico de 3,7 MMBD en 1970, la producción acumulada de petróleo y bitúmenes había alcanzado la cifra de 56,6 MMMB, cifra que representa solo el 6,2 % del POES conservador de la Faja – 914 MMMB. Las magnitudes del petróleo original en sitio de la Faja, así como sus reservas recuperables son tales, que para cualquier efecto práctico se pueden utilizar cualquiera de las arriba citadas, ya sean las que se han presentado como oficiales por los más altos representantes del Ministerio de Energía y Petróleo (MEP) y de Petróleos de Venezuela (PDVSA) en sus tantas presentaciones y declaraciones públicas a nivel nacional e internacional, o las cifras de Aníbal R. Martínez, más conservadoras, que aparecen en su reciente libro La Faja del Orinoco, Editorial Galac, Caracas, 2004..

Sin embargo, para tener las cifras más exactas, se tendrá que esperar los resultados de la declaración del Ministro de Energía y Petróleo, en el sentido que todas las reservas de semejante acumulación serían certificadas: …La Faja se ha dividido en 27 bloques, de 500 kilómetros cuadrados cada uno, para certificar sus reservas y, en opinión del ministro Ramírez, obtenidos los datos se le podrá decir al mundo que el escenario ha cambiado, “que las reservas ubicadas en Venezuela son de petróleo y que este país es un actor fundamental para cualquier plan energético que se tenga en el planeta”… En la certificación de la Faja participarán Exploración y Producción de PDVSA, la Corporación Venezolana de Petróleo (CVP), el INTEVEP y el Ministerio de Energía y Petróleo. Fuente:PDVSA, 10 de julio de 2005… Conviene aclarar que el método de certificación a seguir en todos los casos deberá ser el aprobado por los Congresos 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 Este volumen de petróleo está localizado en seis áreas de tierras planas que ocupan un total de 13.600 km2, es decir el 30% de toda el área geográfica que comprende la Faja al norte del río Orinoco (46.000 km2). Tiene 460 Km. de largo por 100 Km. de ancho, extendiéndose desde la población de Tucupita en el este hasta la el pueblo de Calabozo por el oeste. Una extensión casi de Caracas a San Cristóbal, en línea recta. El área de la Faja está prácticamente despoblada, apoyándose en las ciudades vecinas de El Tigre, Anaco, Maturín y Ciudad Bolívar, por lo que un desarrollo de varios millones de barriles diarios requerirá del diseño de una infraestructura poblacional y de servicios más sólida, como ocurrió con el desarrollo de la Costa Bolívar y del Lago de Maracaibo que para llegar a desarrollar tres millones de barriles diarios, tuvo que apoyarse en una ciudad como Maracaibo y poblaciones como Cabimas, Ciudad Ojeda, Lagunillas y Bachaquero, así como del desarrollo de campos petroleros de grandes dimensiones como Tía Juana y Lagunillas (Figuras 1 y 2).

Las zonas actualmente en explotación abarcan un área muy pequeña con respecto a la figura anterior (Tabla 1):

Mecanismos de producción: Conocido los valores del POES, el “factor de recobro - FR” es el parámetro indispensable para establecer las reservas probadas, y para establecer éste se necesita conocer antes el “mecanismo de producción” principal de los yacimientos. Para definir los mecanismos de producción de la Faja se considera en primer lugar que los yacimientos son casi horizontales, presentando un buzamiento regional de no más de cuatro grados en dirección Sur-Norte, sin contactos gaspetróleo, pero sí agua-petróleo. Otro parámetro de interés son las características de las arenas que conforman los yacimientos, las cuales en general tienen alta porosidad, son no consolidadas, es decir, son deleznables y se producen en gran medida junto con el crudo y bitúmen. Finalmente, influirá en el comportamiento de producción la presencia de agua. Por ejemplo, en el caso de Cerro Negro hay una producción creciente de agua en el tiempo. En la Faja el mecanismo predominante es el de gas en solución, con la característica que se está en presencia de un “Petróleo Espumante”, lo cual incrementa el recobro final. Con respecto a la declinación anual de producción de los yacimientos en explotación, una buena referencia es el caso del área O-16 que tiene 20 años produciendo (anteriores campos Jobo y Pilón) y ahora pertenece a Cerro Negro y produce los bitúmenes para Bitor, a través de 97 pozos completados, de los cuales hay unos 50 activos. En esa área hay elevada producción de agua y arena, y alta declinación (15% en los pozos desviados y 10% en los horizontales). La presión inicial era de 1126 libras por pulgada cuadrada (lpc) y hoy es de 735 lpc. Unos

parámetros confiables para la evaluación de las reservas también aparecen en el estudio de Bitor, en el caso de la presión y corte de agua, se utilizaron los siguientes: Producción de abandono 50 barriles por día por pozo y corte de agua 95%. Los FR de las cuatro áreas en explotación se ha estimado conservadoramente entre 6,1% y 11,8 % del POES (Tabla 1). Un estudio de 2004 para el área de Bitor lo sitúa en 5,69%, utilizando las curvas de declinación de presión de cada pozo en producción. El Plan de Negocios 20062012 de PDVSA presenta un factor de recobro aún más conservador de 2,3%, porque incluye tanto las áreas en explotación como las que no han sido otorgadas. Por otra parte, PDVSA presentó en Houston en 2004 (Figura 3), escenarios de factores de recobro de 8,5%, 12,0%, 16,0% y hasta 20%, para alcanzar producciones pico de 3,0, 4,5, 7,0 y 8,0 millones de barriles diarios, correspondiente a los años 2030, 2050, 2060 y 2065 respectivamente.

Producción actual Los pozos multilaterales, la perforación horizontal, el uso de bombas electro sumergibles y la inyección de vapor y diluentes han resultado elementos exitosos para tener los altos volúmenes de producción que reporta el Ministerio de Energía y Petróleo para las cuatro Asociaciones Estratégicas y Bitor. Para el mes de mayo 2004, según el MEP, se estaban produciendo 617.000 barriles diarios de crudos extrapesados y bitumen, a través de unos 961 pozos activos, lo que produce el excelente indicador de 642 barriles diarios por pozo. El Ministro de Energía y Petróleo informó recientemente del otorgamiento de 27 bloques de la Faja con un área de 500 kilómetros cuadrados cada uno, siguiendo lo establecido en el Artículo 37 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos (LOH). Considerando la extensión total de las cuatro áreas ya otorgadas, se concedería el resto en toda su extensión, y por lo tanto tales bloques serán contiguos, por lo menos adyacentes por varios lados, lo que hará obligatorio la firma de Convenios de Unificación de los yacimientos en explotación, según lo establecido en el Artículo 42 de la LOH. Al aplicar los Convenios de Unificación de los yacimientos, los operadores de cada bloque deberán compartir con sus vecinos todas las inversiones, los gastos y la producción, y por supuesto las ganancias, en función de una serie de parámetros, donde resaltarán las reservas de petróleo que diga tener cada uno, los límites de los yacimientos, así como la ubicación geográfica de cada bloque. COSTOS DE PRODUCCIÓN Los costos de producción aguas arriba se han reducido drásticamente, al descender de 3,0 $/Bbl en 1991 a 0,95 US$/Bbl en 2003, al pasar de la producción en frío a los pozos

horizontales y las bombas electro sumergibles (ver Figuras 4 y 5 presentadas por PDVSA), lo que multiplicó la producción de los pozos. Los costos de mejoramiento están entre 2 y 3 US$/Bbl, los financieros entre 4 y 5 US$/Bbl, para un costo total entre 7 y 9 US$/Bbl. Cuando se otorgaron las licencias para las asociaciones los costos totales se estimaron alrededor de 12 US$/Bbl. MEJORAMIENTO: El proceso de mejoramiento comprende dos etapas. Un mejoramiento muy sencillo, acua conversión, que produce un crudo de 16º API. Otro, el mejoramiento parcial más avanzado donde resulta en un producto mayor a 26º API y luego un producto llamado sintético de alta calidad que puede ir a cualquier mercado. Hay otra corriente similar ente 16 y 22º API que va a procesos subsecuentes de refinación. Los productos de Petrozuata van a Paraguaná y Lake Charles, y los de Cerro Negro van a Chalmette. Los crudos mejorados de alta calidad de Sincor y Hamaca (Ameriven) van al mercado abierto. Estos dos últimos tienen gravedades de 32º API y 26º API, respectivamente (ver Figura 6 presentada por PDVSA). Los primeros subproductos del mejoramiento son el gas asociado, el crudo “sintético”, los gases mejorados, el coke y los gases puros. De estos resultan el GLP, los productos tradicionales de refinería, las olefinas (etano, propano, butanos), nafta, kerosén y diesel. El coke va a generación eléctrica y de los gases puros se produce gas de síntesis y GTL (gas to liquid, que es un diesel puro). En Cerro Negro se tienen 2 trenes de deshidratación y tratamiento, un sistema de compresión de gas para ser usado como combustible y ventas, y un sistema de disposición de agua salada. Los detalles del mejorador son los siguientes: Destilación atmosférica (157 kbd), coquificación retardada (48 kbd / 2200 TPD de Coke), purificación de hidrógeno e hidrotratador de nafta, tratamiento de aminas, 2 plantas de azufre súper Clauss y una planta de tratamiento de aguas agrias y efluentes. En el mediano plazo, las Asociaciones tienen las siguientes propuestas: Petrozuata instalará un desalador adicional, un grupo de bombas de residuo corto en las unidades de vacío y modificarán los equipos menores de la unidad HTN. Por su parte Sincor modificará su fraccionador y otros equipos menores de las unidades de coquificación, HTN y sistemas de alivio. Cerro Negro y Hamaca solo realizarán modificaciones menores en algunos equipos. Usos de los extrapesados y del bitumen Para el desarrollo futuro de la Faja, será indispensable ratificar el uso que tendrán los crudos a extraerse. Hasta el presente se han definido dos usos: Los extrapesados para mejoramiento y manufactura y los bitúmenes, en forma de Orimulsión, para generación eléctrica. En el

futuro, la producción de los 27 nuevos Bloques será de unos 4,0 millones de barriles diarios, de comportarse como las áreas actualmente en explotación (150.000 barriles diarios promedio). Una magnitud tal de producción que será necesario tener respuestas a las siguientes preguntas: 1. ¿Cuánto se dispondrá de los extrapesados para manufactura? 2. ¿Cuánto se dispondrá de bitumen para generación eléctrica?, si se considera la posición actual de altos representantes del MEP, como el viceministro de Hidrocarburos Bernard Mommer. 3. ¿Dónde se manufacturarán los nuevos extrapesados? Tomando en cuenta que sería necesario construir varios complejos JOSE, de ser en Venezuela, ó de resolver los problemas de transporte, si va a exportarse para ser mejorado en otros países. 4. ¿Cómo se dispondrá de los altos volúmenes de azufre y vanadio que se producirían en las plantas de mejoramiento? 5. ¿Dónde será la generación de electricidad? ¿Se exportará toda la Orimulsión para tal fin (Saúl Guerrero), o su electricidad equivalente para América Latina, generándola en Venezuela, como lo visualiza Poleo? 6. ¿Cómo se industrializarán las corrientes de gas que se producirán en las plantas de mejoramiento? Se estima que la producción y el mejoramiento de los 617 MBD de crudos extrapesados de hoy, generan 133 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD) de gas, de los cuales solo se consumen 40 MMPCD en las operaciones. 7. ¿Qué mecanismos financieros se utilizarán para que la estatal PDVSA aporte como mínimo el 51% de las nuevas inversiones requeridas, acorde con la LOH?, recordando que para el desarrollo de los primeros cuatro bloques y el mejoramiento del crudo producido se requirieron US$ 14.600 millardos. 8. ¿Permitirán los estudios de impacto ambiental estos desarrollos? 9. ¿Qué ciudades modernas tendrán que construirse en esa extensión para garantizar la infraestructura social, económica e industrial que se necesitará? BIBLIOGRAFÍA: 

Aníbal R. Martínez (ARM), La faja del Orinoco, Editorial Galac, Caracas 2004

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Víctor Poleo, página Web www.soberania.org

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Bernard Mommer, El Mito de la Orimulsión, MEM, Caracas, 2004

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Saúl Guerrero, artículos de prensa sobre la Orimulsión

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Javier Delgado Hernández, trabajo de grado IP, UCV, 2004

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Petroguía, Mapa energético de Venezuela, 2005-2006

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Petroguía, Edición 2006, Editorial Los Barrosos (apareció una versión de este trabajo)

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2.3 FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO 2.3.1 HISTORIA 19

Entre los años 1939 a 1954 se llevó a cabo un período intenso en la búsqueda de hidrocarburos y desarrollo de la industria en la cuenca oriental de Venezuela. Durante ese período y hasta 1973, el precio al cual se vendía el petróleo era muy bajo, lo cual determinó que la exploración estuviera dirigida a aquellos crudos de extracción económica rentable. En los campos situados en la cuenca occidental, donde los volúmenes de petróleo liviano localizados justificaban el desarrollo de una amplia estructura, se inició primero la expl otación de crudos pesados, ya que los mismos podían ser diluidos en cierta proporción con crudos livianos para obtener un crudo cuyo manejo y tran sporte permitía su comercialización con márgenes de ganancias aceptables. La Canoa-1 fue el primer pozo perforado en la Faja del Orinoco, el 07 de enero de 1936 por la Standard Oil Venezu ela. Se realizaron varios estudios delineando una extensa región al sur de la cuenca y en una extensa franja al norte y paralela al río Orinoco, la cual fue llamada Faja Bituminosa del Orinoco. La denominación de Bituminosa se originó en el hecho de que los

registros e informes de pozos elabor ados por empresas petroleras solo indicaban la presencia de Bitumen. Posteriormente, al comprobarse que los hidrocarburos presentes aun cuando eran de alta visc osidad, eran líquidos se cambio su nombre a Faja Petrolífera del Orinoco. _________________________________________________________________________________ __________

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Otros pozos descubridores fueron: Suat a-1; descubridor del área principal de producción San Diego, Cerro Negro-1; descubridor del área principal de producción Cerro Negro, Iguana-1; desc ubridor del área principal de producción Zuata, El Machete-1; de scubridor del área principal de producción Machete, Hamaca-1; desc ubridor del área principal de producción Hamaca. En la historia reciente los campos de la Faja Petrolífera del Orinoco, Machete, Zuata, Hamaca y Cerro Negro fueron rebautizados como Boyacá, Junín, Ayacucho, y Carabobo. CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS La Faja del Orinoco se encuentra ubi cada en la parte Sur de la Cuenca Oriental de Venezuela y al Norte del río Orinoco. Abarca una extensión de 55.314 km 2

comprendida entre los Estados Guárico, Anzoátegui, Monagas y Delta Amacuro. La Faja del Orinoco corresponde a un

sistema deltaico que genéricamente tuvo su origen en los sistemas fluviales del Macizo Guayanés. La plataforma que se conoce con el nombre de la Faja Petrolífera del Orinoco no presenta plegamientos importantes, solo deformaciones de poca importancia que han dado origen a declives menores y está representada por un homoclinal fallado con buzamiento suave hacia el Norte. La columna sedimentaria está represen tada por tres ciclos; el primero se depositó discordantemente sobre el Maci zo Guayanés y contiene arenas de granos gruesos pertenecientes al Pa leozoico Superior, el siguiente corresponde a una trasgresión marina ocurrida en el Cretáceo y se caracteriza por areniscas delgadas c on intercalaciones de lutitas en ambientes marinos de poca profundidad. El último ciclo se formó después de retirarse el mar dando origen a formaciones transgresivas del Terciario. F.P.O.H.CH.F

Faja Petrolífera del Orinoco Hugo Chávez se denomina desde este martes 18 de febrero la mayor reserva de petróleo del planeta (casi 300 mil millones de barriles de crudo), pregonó su decisión el

presidente constitucional, Nicolás Maduro, desde el acto que lideró a las puertas del Palacio de Miraflores. Al frente de miles de trabajadoras y trabajadores de Petróleos de Venezuela (Pdvsa) solicitó el parecer de la multitud, que respondió con un unísono “Sí”. Expuso que gracias al Comandante Supremo, hoy es soberana la riqueza petrolera, de modo que nada más justo honrar con su nombre la FPO. Este día una nutrida marcha de la estatal energética se concentró en Miraflores en respaldo al Jefe de Estado, de su gobierno y hacerle entrega para su respectiva firma la convención colectiva, la cual rubricó Maduro al término de la jornada. Pocos minutos después de iniciar el discurso, tronó la voz del Comandante Eterno cantando el Himno Nacional, que coreó la muchedumbre con evidentes muestras de emoción, a días de conmemorarse un año de su desaparición física (5 de marzo). En Venezuela se acabó el diálogo de cúpulas, ahora es con el pueblo, afirmó y retrotrajo la reunión que hizo con los gobernantes regionales y municipales de la derecha. Sin embargo, "ellos (oposición) pagan con violencia", reprochó Maduro. Reclamó que en esta misma fecha los tres gobernadores antichavistas no acudieron a la plenaria del Consejo Federal de Gobierno (CFG). Se refería a Liborio Guarulla, Amazonas; Henry Flacón, Lara, y Henrique Capriles, Miranda. En un gesto de magnanimidad (como luego lo calificara el vicepresidente Ejecutivo, Jorge Arreaza, quien preside el CFG), Maduro convocó a otro pleno del organismo, con la finalidad de que los ausentes tengan la oportunidad de enmendarse. Advirtió que aunque se está neutralizando el golpe de Estado en ciernes, aún continúa; por lo que exhortó a permanecer alertas ante este rebrote nazifascista –tal como lo ha caracterizado. No se rindan que "yo no me voy a rendir jamás", acorazó el Jefe de Estado.

nacionales, ni tan al margen, política

Ahora se llamará Faja Petrolífera del Orinoco Hugo Chávez Frías 18 Febrero, 2014

ND / 18 feb 2014.- El presidente Nicolás Maduro anunció hace minutos que designó a la Faja Petrolífera del Orinoco con el nombre de Faja Petrolífera del Orinoco Hugo Chávez Frías. Para justificar su decisión, Maduro aseguró que Chávez fue quien nacionalizó la insdustria petrolera. opinan los foristas Así lo dijo en el discurso ante los trabajadores petroleros asistentes a la marcha de hoy. “Yo le acabo de proponer al vicepresidente del área económica Rafael Ramírez.. una idea. ¿Ustedes saben una cosa? La Faja Petrolífera del Orinoco, alli donde ustedes trabajan y que es la reserva petrolera más grande de este planeta, fue rescatada por nuestro Comandante Chávez, ¿cierto? Fue certificada por nuestro Comandante… ¿cierto?,; el petróleo fue nacionalizado gracias a ¿quién?; el petroleo es de los venezolanos gracias a ¿quién?; entonces yo he decidido nombrar para hoy y para siempre, para nuestra historia, Faja Petrolífera como la Faja Petrolífera del Orinoco Hugo Chácez Frías, Faja Hugo Chávez. ¿Ustedes están de acuerdo? Aprobado, con la clase obrera”.

ACTUALIZADA-Maduro dio el nombre de Hugo Chávez a la Faja Petrolífera del Orinoco en medio de tenso clima político NOTICIAS | Febrero 18, 2014 - 10:38am

Cortesía PDVSA El presidente Nicolás Maduro anunció el martes que dio el nombre de Hugo Chávez Frías a la Faja Petrolífera del Orinoco, en medio de tensiones políticas en Venezuela después de una semana de protestas estudiantiles en todo el país y de la detención del líder opositor Leopoldo López. “Yo he decidido nombrar hoy y para siempre, para nuestra historia, la Faja Petrolífera como Faja Petrolífera del Orinoco Hugo Chávez Frías", dijo el mandatario después de decir que su antecesor había rescatado y nacionalizado el enorme depósito. La existencia de la Faja se conoce desde los años 30 del siglo pasado. Pero ante la abundancia de crudos livianos, el país abandonó varias veces planes para explotarla y solo los ejecutó desde los años 90. Chávez cambió el marco legal petrolero para que Venezuela tuviera mayoría accionaria en los proyectos. Por su parte, el ministro de Petróleo y Minería y presidente de Petróleos de Venezuela (PDVSA), Rafael Ramírez, indicó la semana pasada que la producción en la Faja asciende a 1,33 millones de barriles diarios (b/d); mientras que la producción de crudo del país se ubicó en 2,91 millones b/d en 2012. Maduro habló ante un grupo de trabajadores de PDVSA que había marchado por la capital para celebrar el nuevo contrato colectivo petrolero (CCP) 2013-2015, firmado la semana pasada.

Poco antes de su discurso, la ministra de Defensa, Almirante Carmen Meléndez, aseguró que el Alto Mando Militar manifestaba su total "apego a la Constitución y leyes de la República Bolivariana de Venezuela" y que rechazaba un clima de violencia desatado por parte de un sector de la oposición apoyado desde el extranjero. La concentración de trabajadores fue convocada por el ministro Ramírez, en paralelo a una movilización que el líder del partido Voluntad Popular, Leopoldo López, había pautado para llevar un documento al Ministerio de Relaciones Interiores, Justicia y Paz y entregarse a los tribunales que lo solicitaban por llamar a las manifestaciones. "Los trabajadores petroleros en la calle decimos que estamos en combate contra el fascismo", expresó Ramírez, en unas breves palabras ante los miles de empleados de la estatal. El lunes se había anunciado que personal obrero y administrativo de PDVSA marcharía hasta el Palacio de Miraflores para entregar el CCP al presidente Maduro y para rechazar los hechos violentos que se han suscitado en el país tras las protestas estudiantiles iniciadas hace una semana. Sectores opositores al gobierno de Maduro han protestado en todo el país por la inseguridad, problemas económicos como la escasez y la inflación y la detención de decenas de manifestantes durante las jornadas de calle. El martes, Leopoldo López se entregó a los militares, y el presidente Maduro reveló más tarde en sus discurso que estaba haciendo por el presidente de la Asamblea Nacional, Diosdado Cabello, a una cárcel fuera de la capital para responder a la justicia, que lo acusaría de terrorismo, homicidio frustrado (informó Voluntad Popular). Las protestas, que fueron convocadas con carácter pacífico, se han visto manchadas por una ola de violencia que ha arrojado un saldo de 4 fallecidos (cuatro por disparos y un arrollado) y decenas de heridos por perdigones. Organizaciones de Derechos Humanos han denunciado tortura a los detenidos. Militares y policías han reprimido a los manifestantes en las principales ciudades del país para impedir que obstaculicen el tránsito quemando cauchos y basura. El canal de noticias Globovisión reportó la tarde del martes manifestaciones opositoras en varias ciudades del país: Maracaibo, Valencia, Puerto Ordaz, entre ellas. Protesta y vandalismo El ministro Ramírez denunció daños en las instalaciones de PDVSA La Estancia en el estado Zulia durante las protestas. “Hemos dado instrucciones para que se les dé una respuesta contundente a quienes atenten contra los petroleros y nuestra industria. Venezuela se respeta y somos instrumento de soberanía”, señaló el lunes en una video conferencia con trabajadores, según un comunicado de la petrolera.

Asimismo, el gobernador del estado Táchira, José Vielma Mora, denunció que un grupo manifestantes incendió un camión de PDVSA Gas en la entidad. "Hoy hemos tenido la quema de un camión de Pdvsa Gas Comunal y el robo de 120 bombonas”, comentó citado por AVN. "Yo quiero decirle a Venezuela que la única forma de hacer democracia es con las leyes, con el respeto a la autoridad. Evitar el terrorismo gigantesco descargado sobre San Cristóbal", expresó el gobernador. En este sentido, Ramírez aseguró que “los petroleros están atentos ante cualquier intento de desestabilización”. “Si a alguien se le ocurre agredir con las armas a nuestra Revolución, se encontrará de frente con las armas del pueblo que están en manos de la Fuerza Armada Nacional Bolivariana (FANB)”, indicó. Sindicatos presentes El presidente de la Federación Unitaria de Trabajadoras y Trabajadores Petroleros de Venezuela (Futpv), Wills Rangel, precisó durante una entrevista en el canal del Estado VTV que unos 40.000 empleados de PDVSA marcharían en apoyo “al presidente y su Gobierno”. "Vamos a ratificarle al camarada presidente (Nicolás Maduro) que cuenta con la clase obrera”, dijo.

Faja Petrolífera del Orinoco NOTICIAS | Abril 13, 2012 - 4:00pm | Por Paola Badaracco

La Faja Petrolífera del Orinoco, FPO, considerada la acumulación más grande de petróleo pesado y extrapesado que existe en el mundo, fue descubierta en 1938. Se divide en cuatro grandes campos, cuyos nombres son Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo, y comprende parte de los estados Guárico, Anzoátegui, Monagas y Delta Amacuro. Está dividida en 29 bloques de aproximadamente 500 kilómetros cuadrados (km2) cada uno. Su extensión es de 55 mil 314 km2 y su área de explotación actual es de 11 mil 593 km2. Su exploración comenzó con el primer pozo, Canoa-1, en 1935, hasta que se llegó al pozo descubridor, el Suata-1, en 1938. Pero su explotación se inició en 1961, con los campos Morichal y Jobo. En 1974, el entonces Ministerio de Minas e Hidrocarburos, MMH, que se había ocupado de la fiscalización de las actividades en la Faja, creó la Dirección Faja Petrolífera del Orinoco, para que se encargara de la misma. Posteriormente, en 1976, pasó a manos de la recién estructurada Dirección de Estudios de Hidrocarburos no Convencionales y en 1977, luego de la nacionalización de la industria petrolera en Venezuela, la administración de la Faja del Orinoco fue transferida a Petróleos de Venezuela, PDVSA. Entre los años 78 y 83 se aceleró la campaña exploratoria y se dividió toda el área de la Faja en sectores. Al principio fueron seis: Machete, San Diego, Hamaca, Zuata, Pao y Cerro Negro; y la responsabilidad de explorarlas y explotarlas fue entregada a las filiales de PDVSA de ese entonces: Meneven, Maraven, Corpoven y Lagoven. En 1993 comenzó el proceso de apertura petrolera que tenía entre sus objetivos desarrollar la FPO, a través de asociaciones estratégicas y del negocio del combustible Orimulsión®. Las asociaciones estratégicas fueron sociedades creadas con empresas privadas para las actividades de explotación de hidrocarburos. Se ampliaba así la explotación en la Faja que dio origen a los proyectos Petrozuata, Operadora Cerro Negro, Sincor y Hamaca o Ameriven. Las áreas de la faja fueron reagrupadas en: Boyacá (Machete), Junin (Zuata y San Diego), Ayacucho (Hamaca y Pao) y Carabobo (Cerro Negro). Los proyectos abarcaban la extracción de crudo extrapesado, su transporte hasta las plantas de mejoramiento en Jose, donde eran transformados en un crudo sintético, el cual a su vez era procesado en refinerías o comercializado en el mercado internacional. La pionera de las asociaciones fue Petrozuata, aprobada por el Congreso venezolano en 1993 y donde la empresa estadounidense Conoco participaba con 50.1 por ciento y PDVSA Petróleo y Gas con 49.9 por ciento. Luego fue Cerro Negro, en la cual participaban la estadounidense Mobil con 41.67 por ciento, la alemana Veba Oel con 16.67 por ciento y PDVSA Petróleo y Gas con 41.6 por ciento. Le siguió Sincor, constituida por la francesa Total con 47 por ciento, la noruega Statoil con 15 por ciento y PDVSA con 38 por ciento.

Por último se constituyó Hamaca, otra asociación estratégica conformada por las norteamericanas Arco (que se retiró en 1999) con 30 por ciento, Phillips con 20 por ciento y Texaco con 20 por ciento; además de PDVSA con 30 por ciento. Orimulsión® En la búsqueda del aprovechamiento de los recursos de la FPO, surgió la necesidad de desarrollar una tecnología que facilitara su transporte hacia una planta mejoradora ubicada a más de 100 kilómetros de distancia. Luego de años de investigación, el equipo de tecnólogos del Intevep, Corpoveny Lagovense percató de que además de representar una posible solución al problema del transporte, la mezcla obtenida podía servir de combustible para una central eléctrica. Se realizó entonces una nueva mezcla y se le dio el nombre de Orimulsión®. La Orimulsión® es un combustible a base de 70 por ciento de bitumen natural y 30 por ciento de agua, estabilizado con surfactantes. Obtuvo un gran impulso de PDVSA para su comercialización, como sustituto del carbón para generación eléctrica, y para su comercialización y suministro se creó la nueva filial Bitúmenes del Orinoco, Bitor. A través del terminal Punta Cuchillo, en el oriente del país, se exportaba el producto hacia Gran Bretaña, Japón, Estados Unidos y Canadá. En el año 2001, se firmó un acuerdo con las empresas chinas China National Oil Development Corporation (CNODC) y Petrochina Fuel Oil, y se constituyó la Asociación Orifuel Sinovensa para la construcción del segundo módulo de Orimulsión®. Entre los años 2002 y 2005 se desarrolló un proyecto para una nueva planta de Orimulsión® en Jose, cuya producción fue breve, ya que luego fue convertida en una planta para la producción de crudo diluido con crudo sintético de otro de los mejoradores. En diciembre de 2003, el antiguo Ministerio de Energía y Minas determinó que las reservas existentes en el área asignada a Bitor eran de crudos extrapesados y las reclasificó de esa manera. En la reforma a la Ley Orgánica de Hidrocarburos se eliminó toda referencia a los bitúmenes. También se estableció que el mejoramiento de los crudos extrapesados y las mezclas de los crudos extrapesados con crudos más livianos resultan en una mayor valorización del recurso natural que la transformación del mismo en Orimulsión®. Por esta razón, Bitor cerró su planta de Orimulsión® en Morichal y la Asociación Sinovensa dejó de producirla. Empresas mixtas A partir de 2007, el Gobierno de Venezuela inicia la revisión y ajuste de los negocios establecidos durante el proceso de Apertura Petrolera, tales como las Asociaciones Estratégicas, los Convenios Operativos, Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas.

Comienza un proceso denominado Internalización de los Hidrocarburos, que consistió en eliminar las asociaciones estratégicas y todos los negocios producto de la Apertura Petrolera, para conformar Empresas Mixtas con mayoría accionaria (60 por ciento) de PDVSA. Las Empresas Mixtastienen como objetivo el desarrollo de actividades primarias de exploración en busca de yacimientos de hidrocarburos, su extracción en estado natural, recolección, transporte y almacenamiento inicial, así como la prestación de servicios de ingeniería, construcción, reconstrucción y reparación para proyectos Costa Afuera. De las anteriores Asociaciones Estratégicas de la FPO se han conformado Empresas Mixtas que, unidas a las nuevas, suman hasta la fecha 11 empresas que producen actualmente un millón 210 mil barriles diarios de petróleo. Éstas son: 1. Petropiar (70% PDVSA, 30% Chevron) 2. Petrocedeño (60% PDVSA, 30,3% Total, 9,7% Statoil) 3. Petromonagas (83,33% PDVSA, 16,67% TNK-BP) 4. Petrolera Sinovensa (60% PDVSA, 40% CNPC Venezuela) 5. Petromacareo (60% PDVSA, 40% Petrovietnam) 6. Petromiranda (60% PDVSA, 40% Consorcio Petrolero Ruso) 7. Petroindependencia (60% PDVSA, 34% Chevron, 5% Inpex-Mitsubishi-Jogmec, 1% Suelopetrol) 8. Petrocarabobo (60% PDVSA, 11% Repsol, 11% Petronas, 11% ONGC; 3,5% Oil India Limited; 3,5% Indian Oil Corporation Limited) 9. Petrourica (60% PDVA, 40 %CNC) 10. Petrojunin (60% PDVSA, 40% ENI) 11. Petrobicentenario (60 % PDVSA, 40% ENI). Aún restan muchos bloques por desarrollar en la FPO y para ello el Ministerio de Energía y Petróleo tiene previsto hacerlo tanto con esfuerzo propio, de PDVSA, así como con la conformación de Empresas Mixtas con compañías extranjeras, siempre con mayoría accionaria de PDVSA. Por el momento, la empresa estatal lleva a cabo el Proyecto Magna Reserva cuyo objetivo es cuantificar y certificar las reservas de la Faja Petrolífera del Orinoco, basado en la revisión integral de toda el área de la Faja y de la aplicación de tecnologías de punta que mejoren el factor de recobro.

El propósito, de acuerdo al lineamiento establecido por PDVSA es “convertir a la Faja en un eje impulsor del desarrollo económico, social, industrial, tecnológico y sustentable del país, mediante la valorización y desarrollo óptimo de sus recursos de hidrocarburos, dentro del marco legal vigente y el plan de desarrollo de la nación”. Faja del Orinoco: Llamar las cosas por su nombre Aníbal R. Martínez* / PetroleumWorld (Venezuela) - 03/07/08

Existe una gran confusión en el uso de los términos cuantificación y certificación. Recientemente, se han aplicado con inusitada frecuencia a La Faja, al campo Faja del Orinoco. Cuantificación es la estimación de las cantidades de reservas y recursos de petróleo en los yacimientos del subsuelo. Por cuanto respecto a tales volúmenes en el subsuelo existe un grado de incertidumbre variable, inherente e irreducible, el proceso tiene que ser eminentemente técnico y requiere un trabajo preciso, cuidadoso y transparente. El volumen del petróleo-originalmente-en-el-sitio es la mejor estimación posible y razonable, conforme al conocimiento que en ese momento se tenga de los reservorios. El factor de recobro, que determina cuánto será la recuperación final, tiene que usarse con propiedad científica y no debe ser objeto de manipulación alguna. La certificación de la magnitud de las reservas y los recursos de petróleo se define como la

opinión profesional que afirma la exactitud y certeza de la cuantificación. Por su naturaleza, la certificación está íntimamente ligada a valores profesionales y personales inmutables, como son la integridad, la honestidad, la objetividad y la imparcialidad, así como al conocimiento técnico especializado y el respeto debido a las normas de la competencia. Historia corta de La Faja del Orinoco La acumulación de petróleo en el tercio sur de la cuenca sedimentaria de Maturín, inmediatamente al norte del río Orinoco, que llamamos familiarmente La Faja, fue descubierta en 1938. La denominación precisa es CAMPO FAJA DEL ORINOCO, pues se trata de un depósito ininterrumpido, con una línea única envolvente de todos los yacimientos en el subsuelo. La Faja mide 460 kilómetros de este a oeste y hasta 40 kilómetros de norte a sur. El campo tiene seis áreas principales de producción, definidas en base a los volúmenes de hidrocarburos en el sitio y a la productividad, en las cuales está concentrado el 80% del petróleo-inicialmente-en-el sitio. De este a oeste, las áreas principales de producción se denominan Cerro Negro, Hamaca, Pao, San Diego, Zuata y Machete. La superficie del campo es 13.600 kilómetros cuadrados.

Al comienzo de su desarrollo, la dimensión extraordinaria de La Faja produjo debates y apreciaciones diversas, más dudas y recelos, que satisfacción plena. El trabajo geológico original de 1967, por los geólogos José Antonio Galavís y Hugo Velarde, es un estudio clásico preliminar de sus reservas y recursos. La controversia que se suscitó de inmediato fue enconada y a veces desconsiderada. El mes de abril del año 1971, el Ministerio de Minas e Hidrocarburos decidió cambiar el

nombre que se usaba, faja bituminosa, al de Faja Petrolífera del Orinoco, de manera que referirse hoy a “faja bituminosa” es un retroceso de 35 años. El reconocimiento en grande del campo comenzó con el trabajo conjunto del Ministerio y la compañía estatal Corporación Venezolana del Petróleo. A Petróleos de Venezuela se le asignó el año 1977 la tarea de la evaluación de la Faja. Se dibujó un área aleatoria de 55.314 kilómetros cuadrados, la cual fue repartida entre las cuatro filiales operadoras, Lagoven, Meneven, Maraven y Corpoven. El esfuerzo, que se cumplió en siete años, acumuló 2.500 años/hombre. En total, entre otras cosas, se terminaron 662 pozos, se tomaron 5 millones de metros de registros de pozos, se hicieron 373 análisis de petróleo crudo, 129 de gas natural y 206 de agua connata, se levantaron 120.000 kilómetros de líneas sísmicas y se cortaron más de 3.200 metros de núcleos de los mantos perlíferos. La cifra de petróleo-inicialmente-en-el sitio, anunciada el 1ro de marzo de 1984, fue 187,8 millardos de metros cúbicos. La revista especializada que se publica en Londres Journal of Petroleum Geology dedicó a La Faja su primer número temático. {La referencia técnica es: A R MARTINEZ The Orinoco Belt, Venezuela, J Petr Geol (London), 10, 2, 125-134 (1987)}. El ensayo introductorio sirvió de “presentación” al campo Faja del Orinoco, convirtiéndose desde entonces en una referencia técnica obligada. Quedó claro que se trataba de una realidad para el futuro, si se resolvían los problemas de la explotación y utilización, en base a ser un reto inmenso de investigación y grandeza por ganar. La magnitud medida por Petróleos fue la base para mostrar mi estimación de los volúmenes correspondientes a cada clase de hidrocarburos y de las reservas y los recursos, por área principal de producción. El Ministerio de Energía y Petróleo reinstituyó el año 2005, sin cambio alguno, el área de evaluación marcada fortuitamente 30 años atrás en el año 1977 para PDVSA. Los segmentos idénticos entregados a las filiales Lagoven, Meneven, Maraven y Corpoven fueron renombrados Carabobo, Ayacucho, Junín y Boyacá. Dentro del área se marcaron 27 bloques con una superficie total de 18.220 kilómetros cuadrados. La forma del contorno correlaciona bien con el de las áreas principales de producción que presenté en 1987. Es un error referirse a cada segmento con el apelativo “campo” (ejemplo: “campo” Carabobo). El área principal de producción Cerro Negro contiene los bloques Carabobo 1 a 4 y Ayacucho 6 y 7, así como las áreas operativas de la asociación estratégica Cerro Negro y de Bitor, para la producción del bitumen natural para orimulsión. Reservas y recursos La cantidad de petróleo encontrado, comprobado, a recuperar de los yacimientos del subsuelo, que son las reservas, se subdividen en probadas, probables o posibles, conforme al uso generalmente aceptado -propuesto por el

Consejo Mundial del Petróleo, la Sociedad de Ingenieros de Petróleo, la Asociación Norteamericana de Geólogos Petroleros, la Sociedad de Ingenieros Evaluadores de Reservas y las Naciones Unidas en los años 90 del siglo 20. La revisión más completa de la nomenclatura terminó con la publicación del Sistema Gerencial de Recursos de Petróleo, el 25 de marzo de 2007. Las normas correspondientes del Ministerio de Energía y Petróleo, en base a desde la reglamentación de las relaciones numéricas obligatorias anuales de reservas y recursos que le somete Petróleos, conforman las Definiciones y normas de las reservas de hidrocarburos, por la División de Exploración, Reserva y Tierra del Ministerio de Energía y Petróleo (noviembre de 2005). La Conferencia Multidisciplinaria patrocinada por las sociedades ya nombradas y el CMP, (junio de 2007, Washington DC-EUA) confirmó inequívocamente la importancia de un sistema universal de definiciones del petróleo en cuanto sustancia y de las reservas y los recursos de petróleo. Las reservas probadas es la cantidad de petróleo, en yacimientos conocidos del subsuelo, que el análisis de la información geológica y de ingeniería permite estimar con certeza razonable será comercialmente recuperable, a partir de cierta fecha, bajo las condiciones económicas del momento. Las reservas varían minuto a minuto, con la producción, con cada cálculo de porosidad, o rectificación de un espesor, o la reinterpretación geológica de un bloque fallado. La norma universal para el cierre para la operación incesante es el 31 de diciembre de cada año. A la cantidad de reservas del año anterior se le suman los descubrimientos o las extensiones, se le suman o restan las nuevas interpretaciones y se le reta la producciuón. No se acepta que por razones no técnicas o por capricho se anuncien ajustes al término de un mes, o de un cuatrimestre. Los volúmenes de reserva que se descubrirán en un año, o dos, no deben anunciarse como ciertos y seguros. Los anuncios por decreto o por resoluciones ministeriales interfieren la seriedad de las operaciones profesionales. Por otra parte, son recursos contingentes la cantidad de petróleo que, de una cierta fecha en adelante, puede estimarse será eventualmente recuperada desde yacimientos descubiertos, pero que por el momento no se consideran comerciales, o no existen programas específicos en marcha o instalaciones físicas para su producción en el futuro inmediato. En el campo Faja del Orinoco no queda petróleo por descubrir. Las reservas son una porción menor del total en el sitio. Los recursos contingentes constituyen la porción mayor de la acumulación. La cifra de Petróleos de Venezuela del petróleo inicial en el sitio para el segmento Carabobo (Planes estratégicos, 2005) es de unos 40 millardos de metros cúbicos, comparable a la suma del petróleo crudo extrapesado-inicialmente-en-el-sitio más el bitumen natural-

inicialmente-en-el-sitio en mis publicaciones sobre el campo Faja del Orinoco (La Faja, 2000; La Faja del Orinoco, 2000 y Las reservas y los recursos del campo Faja del Orinoco, 2006.) Cuantificación y certificación Como expresé antes, en el uso de los términos cuantificación y certificación existe una tremenda confusión, la cual se alimenta de la incomprensión, la imprecisión, los abusos intencionados, el interés, la impropiedad o simplemente la ignorancia. La cuantificación de reservas y recursos de petróleo es la determinación del mejor estimado de los volúmenes en el subsuelo, por medio de una metodología reconocida, técnica, profesional e idónea, objetiva, precisa, de uso generalizado en la industria y conformada a normas claras. La cuantificación se realiza en base a factores numéricos que se van afinando y concretando con el desarrollo de las operaciones propias de la industria petrolera. Específicamente, la determinación de campo utiliza factores bien definidos, que son: 1) la superficie del yacimiento, 2) el espesor de los mantos hidrocarburíferos, 3) la porosidad, o sea la capacidad de almacenamiento de las rocas, 4) la saturación de petróleo en los mantos, 5) la merma que sufre el volumen de petróleo en el subsuelo respecto al que tiene en la superficie a una presión y temperatura diferente, y 6) el factor de extracción, también llamado factor de recobro. Para obtener la cuantía de petróleo-inicialmente-en-el sitio, designado frecuentemente POES, se multiplican el área, el espesor, la porosidad y la saturación de petróleo expresadas en una fracción de 0 a 1, y el porcentaje de la merma. Si la superficie y el espesor se expresan en metros (cuadrados y lineales), la magnitud del volumen viene expresada en metros cúbicos. Al multiplicar esta cantidad por el factor de extracción, se obtiene las reservas o recursos. Certificación según el DRAE es el instrumento en el que se asegura la verdad de algo. Así, la certificación del volumen de reservas es la opinión profesional que afirma la exactitud y

certeza de la cuantificación de las magnitudes estimadas de reservas y recursos. Por lo tanto, la certificación es un proceso mucho más complejo que una auditoría, en la cual en el caso de la industria petrolera sólo se da la opinión profesional que afirma la razonabilidad de la cuantificación de las cantidades estimadas como reservas o recursos de petróleo. La certificación de los evaluadores de reservas y recursos es una estupenda iniciativa internacional en marcha, del más alto nivel. Es la opinión profesional que afirma la capacidad profesional y valores personales de quienes trabajaron en la cuantificación de volúmenes de petróleo estimados como reservas o recursos. La propuesta inicial de la estructura administrativa para proceder a la certificación de los certificadores fue hecha en octubre del 2004. Un año más tarde se enfocó hacia el entrenamiento de los evaluadores, habiéndose ofrecido el primer curso en setiembre 2005. El Comité Ejecutivo Conjunto para el Entrenamiento de los Evaluadores de Reservas se constituyó en julio del año en curso, con el patrocinio de la Sociedad de Ingenieros de Petróleo, el Consejo Mundial del Petróleo, la Asociación Norteamericana de Geólogos Petroleros y la Sociedad de Ingenieros de Petróleo. Preside el Comité el Sr Ron Harrell, anterior presidente y principal funcionario de la reconocida certificadora Ryder Scott, de Estados Unidos. Una compañía filial opera en Canadá. La Ley de Ejercicio de la Ingeniería (1958) expresa que el Colegio de Ingenieros es guardián del interés público y asesor del estado en asuntos de su competencia, y que vigila el ejercicio profesional (art 22). Para ejercer la ingeniería, los profesionales deben inscribir sus títulos en el CIV (art 18), excepto los contratados por institutos o empresas para prestar servicios específicos por tiempo determinado, si la necesidad de ello se comprueba ante el CIV (art 19). El Código de Etica del Colegio (1996) ordena no actuar en cualquier forma que pueda menoscabar el honor, la respetabilidad y aquellas virtudes de honestidad, integridad y veracidad que deben servir de base a un ejercicio cabal de la profesión, ni dispensar por amistad, conveniencia o coacción, el cumplimiento de disposiciones obligatorias, cuando la misión de su cargo sea la de hacerlas cumplir y respetar. Tampoco está permitido violar o permitir que se violen las leyes, ordenanzas y reglamentaciones relacionadas con el ejercicio profesional. La Oficina de Autorizaciones del Colegio de Ingenieros puede emitir certificados de asistencia a cursos de especialización de los evaluadores de reservas y recursos de petróleo. La Fundación Instituto Mejoramiento Profesional del Colegio está autorizada para ello. La Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat tiene por objeto contribuir al desarrollo de las ciencias, la tecnología y las artes vinculadas con las disciplinas de la ingeniería y el hábitat, y a los estudios relacionados con el aporte de dichas disciplinas al desenvolvimiento integral del país. A tal efecto podrá prestar su cooperación en las iniciativas, públicas y

privadas, que en materia de su competencia, se promuevan y que incidan significativamente en el desarrollo nacional. El primer caso: Carabobo 1 Petróleos de Venezuela asignó directamente a Petrobrás cuantificar y certificar el petróleo en el sitio del bloque Carabobo 1, área principal de producción Cerro Negro, campo Faja del Orinoco, en setiembre de 2005. El Ministerio de Energía y Petróleo emitió una declaración en noviembre de 2006, afirmando que las reservas probadas de Venezuela se habían incrementaron esa fecha en 1,2 millardos de metros cúbicos, o sea, a un total nacional de 13,9 millardos de metros cúbicos, como resultado de la operación aritmética de aplicación, al volumen certificado de 7,2 de petróleo-originalmente-en-el-sitio en el bloque Carabobo 1, de una recuperación del 20%. (Nota. O el factor de recobro usado es 16,7%, o hay un error en la operación aritmética de 0,2 millardos de metros cúbicos). Sobria mirada y consideraciones finales Es preciso recordar que la recuperación secundaria comenzó en el país el año 1932. El número de proyectos activos llegó a 300, para producir el 40% del total nacional, con un factor de recobro promedio del 30%, pues incluía una cantidad muy significativa de yacimientos de petróleo crudo de peso específico liviano y mediano. La producción de petróleo crudo pesado y extrapesado aumentó de 36% del total el año 1994 a 46% el 2003. Es de importancia capital considerar que el peso específico promedio de la producción del país para el período 1994 fue de 0,908 kg/m3 (24,3º en la escala empírica API), pero subió – bajó en términos API - el año 2004 a 0,918 kg/m3 (22,7º API). Expresado en otra forma, la producción de petróleo pesado, extrapesado y bitumen natural el año 1994 respecto a la producción de petróleo crudo liviano fue 144 %, relación aritmética que subió el año 2004 a 174 %, en tanto que comparada al total de la producción, de 35 % el año 1994 se incrementó a 49 % el año 2004. El factor de recobro que se usó en La Faja los años 80 del siglo 20 fue 4,3%, el cual lógicamente se ha incrementado, a 8,5% para final del año 2007, en base a la experiencia de la explotación del campo por las asociaciones estratégicas y a las mejoras tecnológicas. La operación de mejoramiento del petróleo crudo del campo se hace en las instalaciones de Jóse; la investigación de la inyección de aire o de aditivos de peso molecular bajo para disminuir la viscosidad en el sitio, son todavía sólo interesantes proyectos de investigación.

Hasta ahora, los informes de certificación de petróleo-originalmente-en-el-sitio en la Faja del Orinoco, conforme a la metología aplicada al bloque Carabobo-1, se han referido a los bloques 2, 3 y 4 de Carabobo; Ayacucho 1 y 2 y “el centro de la parcela Carabobo-1 Suramericano” ¿?, y Junín 1 y 8. Para algunos de los bloques se han indicado una o más cantidades de ”reservas probadas”. Faltan muchos años de acumulación de experiencias profesionales y cambios novedosos de tecnología (por ejemplo, terminaciones horizontales, aplicación directa a los yacimientos de procesos químicos o formas de barrido inéditas) para alcanzar según las normas inviolables de uso universal, niveles superiores en el factor de recobro del campo Faja del Orinoco. Hasta tanto no se hayan consolidado, comprobado y obtenido, es absolutamente impropio usar para fines que no son de la estricta esfera de la ciencia petrolera, los buenos deseos o los intereses, las esperanzas, que la evolución futura sea igual o mejor que las expectativas lógicas de resultados correlativos al esfuerzo empleado. http://www.petroleumworld.com.ve

Los nombres de La Faja Aníbal R Martínez * / Petroleum World (Venezuela) - 22/08/05 Estimado Sr Ohep, Estimo mucho que hubiese usted publicado, en las dos versiones idiomáticas de Petroleum World, el verdadero campo Faja del Orinoco. Se trata de una acumulación única, pues el Ministerio de Energía y Petróleo comprobaron sin que pueda suscitarse la más mínima duda es continua (de allí que deba decirse es UN campo). El campo Faja del Orinoco tiene dimensiones deslumbrantes: 460 kilómetros este a oeste, tanto como Miami a San Agustín, o algo más que París-Francfort y cubre 13.600 kilómetros cuadrados. Por el volumen del petróleo acumulado en el subsuelo, tampoco sin dudas, es el campo mayor del mundo (Hidrocarburos en el sitio: petróleo crudo de peso específico extrapesado 92,2 millardos de metros cúbicos y bitumen natural 50,4 millardos de toneladas métricas). "No convencional" y "sintético" son impropios para el petróleo (hidrocarburos) de La Faja y sus productos mejorados. Uno de los capítulos de mi reciente libro La Faja del Orinoco, es Nombres, vocablos y palabras . Al final le copio algunos párrafos. Lo cierto es que en octubre de 1977 Petróleos entregó a sus cuatro filiales operadoras (Maraven incluida después de un conocido incidente "reivindicatorio") un área de 56 000 k² delineada aleatoriamente, cuatro veces el área del campo, para la evaluación integral de la acumulación, la investigación de procesos técnicos aplicables a la explotación y la planificación. "Machete" se le dio a Corpoven, "Zuata" a Maraven, "Hamaca" a Meneven y "Cerro Negro" a Lagoven.

El esfuerzo de PDVSA, que he estimado en 2.500 años/hombre, se cumplió cabalmente, de manera que el 01/03/1984 PDVSA pudo confirmar las magnitudes ya expresadas. Ahora bien, por razones que desconozco ni vale la pena averiguar, tanto el ministerio como la estatal petrolera siguieron usando en los mapas de La Faja la configuración del área original. El cambio de nombres propuesto se refiere, pues, a la misma área, absolutamente idéntica, sin cambio alguno en las formas y los espacios. Se diría que se hizo un retroceso en el tiempo de más de tres décadas, a unos bloques desaparecidos en la historia. El campo Faja del Orinoco está descrito y graficado por mí desde 1987 con base en los espesores de arena neta y la saturación de petróleo. La primera referencia técnica es el artículo principal en el número monográfico sobre La Faja del "Journal of Petroleum Geology" (Londres), que dirigí, The Orinoco Belt, Venezuela, págs 125-134, citado desde entonces más de 150 veces. Son seis áreas principales de producción, de oeste a este, Machete, Zuata, San Diego, Pao, Hamaca y Cerro Negro, como se muestran en el mapa ya publicado por PW, con el 80% de las reservas y los recursos contingentes del campo, que por supuesto no guardan relación alguna con los bloques para la evaluación. Los trabajos detallados mediante nuevas tecnologías, completados durante los últimos 20 años, han cambiado puntualmente los parámetros originales. Pero, el esquema de nomenclatura descrito permanece imperturbado. Carece de lógica y razón confundir los bloques que sirvieron en el lapso 1977-1982 para evaluar La Faja, y llamarlos "campos", con las áreas principales de producción del campo. Atentamente, Aníbal R Martínez ..................................................................................

Nombres, vocablos y palabras Extractos del libro "La Faja" - Aníbal R Martínez La Faja comenzó tar belt, traducido cinturón bituminoso, franja bituminosa, zona del asfalto, faja del aceite, cinto del alquitrán y el problema de la brea. Existió cierta confusión respecto al nombre. Antes fue "la faja bituminosa", luego "la faja petrolífera" y ahora es el campo Faja del Orinoco. Algunos, que no respetan el idioma tal vez, habían querido que se la llamara "bitupetrolífera". ¿Exagerada metáfora llamar La Faja problema, alquitrán o cinto? En absoluto. La idea global detrás de las apelaciones era significar la frustración del explorador, la incapacidad del refinador o las malquerencias corporativas contra todo lo que no fuese un hallazgo perfecto, la falla en el encuentro con el yacimiento lleno a rebosar de petróleo crudo verdoso, muy fluido, muy oloroso, suave al tacto, liviano. "Tar belt" clasificaba el sitio no exitoso y la sustancia indeseada, que pasó por "no convencional" en la transitoriedad del tiempo. A lo largo de los años, determinados nombres geográficos se han usado a veces inconsistentemente en la región del campo Faja del Orinoco para referirse a una terminación exitosa, una concesión, un bloque para evaluación asignado a una filial de Petróleos de Venezuela o una unidad de producción: "Machete", "Zuata", "Hamaca"; otros nombres perdieron permanencia, porque la búsqueda exploratoria no resultó en descubrimiento comercial inmediato: "Gorrín". Denominaciones de innegable representación al cabo de los años se han incorporado parcial o totalmente a otras: "Altamira", "Iguana". Algún vocablo se perdió, cuando la operadora decidió usar una terminología arbitraria: "Carrizal", y otros se introdujeron con intención de marca comercial: "Guanipa". Para el contraste, hay nombres nuevos emergentes: "Pao", "San Diego". (Sería pedir demasiado proponer "San Diego de Cabrutica", como debe ser). Y hay anacronismos en las denominaciones "Bare" y "Arecuna", índígenas propias, que más de 20 años después se siguen aplicando insensatamente a bloques inéditos de producción nomenclatura Corpoven. Ha sido también inevitable que nombres originales hayan sido modificados por una adaptación fonética, error ortográfico, cambios repentinos y otros fenómenos lingüísticos: "Zuata" por "Suata", "Cogollal" por "Cogollar". "Las Iguanas" perdió artículo y pluralidad, "El Machete" sólo artículo.

1° de Mayo: 6 años de la nacionalización de la Faja Petrolífera del Orinoco

Prensa PSUV.- El 1º de mayo de 2007, el Gobierno venezolano concretó la nacionalización de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) y de los Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas, con el objeto de poner fin al proceso de privatización de la industria petrolera, iniciado durante la década de los años 90. Esta acción permitió garantizar a la nación una mayoría accionaria de por lo menos 60% en la conformación de las empresas mixtas establecidas para llevar a cabo la exploración, extracción y procesamiento de crudo en esta área de 55 mil kilómetros cuadrados, que comprende los estados Anzoátegui, Monagas, Guárico y Bolívar, y que almacena la reserva más grande de crudo del planeta. Este proceso comprendió la nacionalización de 33 convenios cooperativos, 11 proyectos de asociaciones y todas las operaciones acuáticas, taladros y actividades de compresión de gas y de agua desarrollas en la FPO. Hace 6 años durante un acto con los trabajadores del Complejo Industrial José Antonio Anzoátegui, ubicado en el estado Anzoátegui, el Presidente de la República, Hugo Chávez, indicó que la nacionalización permitió enterrar el proceso de apertura petrolera, desarrollado por los gobiernos de la IV República, y que ofrecía a las transnacionales el control de las operaciones en la FPO. En el régimen entreguista, que inició en 1987, las exploraciones en áreas petroleras del país estaban a cargo de consorcios extranjeros como Mobil, Nerón, Dupont Conoco, Amoco, LL&E y Benton de Estados Unidos; la British Petroleum, de Inglaterra y Repsol, de España, lo que

originó que el ingreso fiscal por la actividad petrolera, en más de diez años, fuera apenas de 23 mil 400 millones de dólares. “La apertura petrolera no fue sino el intento de quitarle, definitivamente a los venezolanos, su riqueza natural más poderosa y más grande, el intento del imperialismo de adueñarse para siempre de la reserva petrolera más grande del mundo”, apuntó Chávez. La Faja Petrolifera del Orinoco, es la fuente de hidrocarburos líquidos más grande del mundo. Comprende una extorsión de 55.334km2 y está ubicada al sur de los estados Guárico, Anzoátegui y Monagas. Este gran reservorio petrolero fue dividido en 4 grandes áreas, siendo estas de Este a Oeste las siguientes: Boyaca, Junin, Ayacucho y Carabobo y estos están a su vez segmentados en 29 bloques de 500km2 aproximadamente. La Faja Petrolífera del Orinoco fue considerada por la directiva de la antigua Pdvsa como una fuente de bitúmen, un hidrocarburo semi sólido y altamente viscoso, que se comercializaba en los mercados internacionales al precio del carbón (un cuarto del valor del crudo). Sin embargo, gracias a la implementación del Proyecto Magna Reserva, que inició en 2005, fue posible cuantificar y certificar las reservas de crudo presentes en su territorio, que en la actualidad se ubican en 297.570 millones de barriles -las más altas del planeta-. Ahora podemos aprovechar estas reservas en función de los planes de desarrollo de la nación, y no de ningún plan transnacional; en los últimos 10 años se han logrado captar más de 354 mil millones de dólares de renta petrolera para beneficio de todos los venezolanos que, de otra manera, se los hubieran llevado, como se los llevaron las empresas transnacionales. Entre 2001 y 2011, esta empresa destinó 123.499 millones de dólares al desarrollo de programas sociales, mientras que antes de 1999 el promedio de aportes por este concepto era de 30.000 millones de dólares. También se logró ajustar el impuesto sobre la renta petrolera del 34% al 50%, y se implementó un impuesto de extracción que establece una tasa de 33,33%, así como un impuesto de registro de exportación de 0,1%; un impuesto superficial equivalente a 100 unidades tributarias (UT) por cada kilómetro cuadrado o fracción de extensión superficial otorgada que no estuviese en explotación; entre otros. Entre 2001 y 2011 la recaudación por tributos petroleros se ubicó en 356 mil 760 millones de dólares frente a los 23 mil millones de dólares que se obtuvieron en la década anterior por el mismo concepto. En el año 2012 la estatal aportó 30.079 millones de dólares destinados a cubrir proyectos de desarrollo social.

De esta manera, durante el año pasado los aportes de la industria petrolera a la Gran Misión Vivienda Venezuela (GMVV) fueron de 4.010 millones de dólares; mientras que los recursos destinados para el desarrollo social (programas varios del Estado) fueron de 11.594 y las contribuciones al Fondo Nacional de Desarrollo (Fonden), alcanzaron los 14.475 millones de dólares. http://www.psuv.org.ve/temas/noticias/1%C2%B0-mayo-6-anos-nacionalizacion-faja-petroliferaorinoco/