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Cátedra: Política Exterior y Petróleo

FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO: DOS VISIONES DE POLÍTICA EXTERIOR. Nelson Cordero – C.I. 18.906.598 Caracas, 13 de junio de 2017

ASPECTOS A TRATAR DEFINICIONES BÁSICAS 1) BITUMEN 2) PETRÓLEO CONVENCIONAL 3) PETRÓLEO NO CONVENCIONAL

4) ORIMULSIÓN 5) POLÍTICA EXTERIOR ASPECTOS TEÓRICOS:

FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO POLÍTICA EXTERIOR DE VENEZUELA CONCLUSIONES

DEFINICIONES BÁSICAS 1) BITUMEN sustancia compuesta por hidrocarburos que es sólida o semisólida a temperatura ambiente y es más pesada que el agua dulce. Se le encuentra en la superficie y el interior de la tierra. Cuando se encuentra en estado sólido o semi sólido dentro del yacimiento, se clasifica como bitumen natural.

Fuente: Glosario de términos técnicos de PDVSA

DEFINICIONES BÁSICAS 2) PETRÓLEO CONVENCIONAL -Petróleo que tiene características físicas comunes (en términos de viscosidad, densidad, etc.) y puede ser extraído en condiciones simples desde un punto de vista técnico y rentables desde un punto de vista económico.

-Se opone al petróleo no convencional que en razón de sus características físicas o de su apartamiento no estándar es difícil y costoso producirlo (petróleo crudo pesado o extra pesado, o petróleo extraído de grandes profundidades) Fuente: www.lacomunidadpetrolera.com

DEFINICIONES BÁSICAS 3) PETRÓLEO NO CONVENCIONAL Es el petróleo producido o extraído por medio de técnicas diferentes al método convencional (pozo de petróleo). O aquel petróleo que necesita ser sometido a un proceso físico o químico antes de llevarlo a un proceso de refinación. De acuerdo a la Agencia Internacional de la Energía, las fuentes de petróleo no convencional son: 

Petróleo extra pesado



Petróleo de arenas bituminosas



Petróleo proveniente de yacimientos lutiticos (shale oil y shale gas)



Crudos sintéticos producidos a partir del carbón



Crudos sintéticos producidos a partir de la biomasa



Crudos sintéticos producidos a partir del gas natural Fuente: gerenciayenergia.blogspot.com

DEFINICIONES BÁSICAS

4) ORIMULSIÓN Es (o, era) un “combustible alternativo” constituido por una emulsión de bitumen natural (proveniente de la FPO) en agua en una proporción de 70/30 por ciento, respectivamente, junto con un aditivo surfactante.

Fuente: El Síndrome de la Orimulsión

DEFINICIONES BÁSICAS 5) POLÍTICA EXTERIOR Conjunto de políticas, decisiones y acciones que integran un cuerpo de doctrina coherente y consistente, basado en principios claros, sólidos e inmutables, forjados a través de su evolución y experiencia histórica (...) por el que cada Estado (...) define su conducta y establece metas y cursos de acción en todos los campos y cuestiones que trascienden sus fronteras o que pueden repercutir al interior de las suyas; y que es aplicado sistemáticamente con el objeto de encauzar y aprovechar el entorno internacional para el mejor cumplimiento de los objetivos trazados. Fuente: Edmundo Hernández Vela

ASPECTOS TEÓRICOS FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO -Fue un siete de enero, pero de 1936, cuando cambiaría la historia petrolera de Venezuela. La perforación del pozo La Canoa-1, ubicado en el estado Anzóategui, por parte de la compañía Estandar Oil marcó el inicio de la explotación de la llamada Faja Petrolífera del Orinoco (FPO), considerada el mayor reservorio de petróleo pesado y extrapesado del mundo.

-La FPO cuenta con un área geográfica de más de 55 mil kilómetros cuadrados, distribuidos en los estados Monagas, Anzoátegui y Guárico. Mantiene una producción de 838 mil barriles diarios y reservas probadas estimadas en 153 mil millones de barriles. Actualmente la Faja cuenta con 61 campos operativos y 2 mil 606 pozos activos.

-Se calcula que posee 1.360 millones de barriles de Petróleo Original en Sitio (POES); y sus reservas recuperables estimadas, basadas en un factor de recobro total de 20%, están en el orden de 272 mil millones de barriles.

ASPECTOS TEÓRICOS FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO Explotación en el siglo XX - La exploración de la FPO comenzó con el primer pozo, Canoa-1, en 1936, hasta que se llegó al pozo descubridor, el Suata-1, en 1938. - Entre los años 1936 y 1949 se perforaron 45 pozos en la región, mediante los cuales quedó plenamente determinada la presencia de crudos pesados en su franja nororiental. - Pero su explotación como tal se inició en 1961, con los campos Morichal y Jobo, como señala la publicación especializada Petroguía. - 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.

ASPECTOS TEÓRICOS FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO - 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).

- Petroguía también señala que 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.

FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO

ASPECTOS TEÓRICOS FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO Nueva etapa - 2001: Ley Orgánica de Hidrocarburos, se establece concepto de Empresa Mixta (EM) para la ejecución de actividades primarias. - Nacen en 2005 por instrucción del Ministerio de Energía y Petróleo mediante «Convenios Transitorios». - 16 de las 22 empresas aprobaron el cambio a Empresa Mixta.

En 2003, el gobierno del Presidente Chávez elimina la fabricación de Orimulsion y la empresa BITOR. Cuatro años después se decreta la eliminación de las asociaciones estratégicas FPO y formación de las empresas mixtas (PDVSA – Empresas Privadas o Estatales). Entre 2008 y 2009 se da la licitación y adjudicación de bloques para la explotación de la FPO a países o empresas estatales de estos, donde destacan Rusia y China. En 2015 el Gobierno activa el plan de desarrollo integral para la Faja Petrolífera del Orinoco, y en 2016 el Presidente Maduro decretó la Faja Petrolífera del Orinoco “Hugo Chávez” como Zona de Desarrollo Estratégico.

Resultados de la Migración a Empresas Mixtas para 2006

Fuente: Informe Gestión PDVSA 2006

Resultados de la Migración a Empresas Mixtas para 2006

Fuente: Informe Gestión PDVSA 2006

Resultados de la Migración a Empresas Mixtas para 2006

FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO

Actualidad

Bloque Carabobo

Reservas estimadas (MMBls)

Nombre del bloque

Región geográfica

Petrocarabobo

2015: 90.000 (2015, agosto 25) 2018: 400.000 (2014, marzo) Bloque Carabobo Norte y 50.000 - (2016, abril 13.500 (2016, abril 28) 2021: 400.000 (2014, abril 3) Carabobo Centro 28) 2025: 205.000 (Prospecto Bonos PDVSA, pág. 110)

Bloque Carabobo 2 Sur, 3 Petroindependencia Norte y 5, Faja Petrolífera del Orinoco

Petromonagas

5.000 (2011)

Producción (bd)

1.000

Meta de Producción (bd)

2015: 50.000 Tope: 400.000 2025: 205.000 - (Prospecto Bonos 2017, pág 110)

Campo Monagas: Campo Monagas: Bloque Carabobo Área 23.500 - Informe Anual 299.000 PDVSA 2015 Norte, Campo Cerro Campo Anzoátegui: Negro, Faja Petrolífera del Campo Anzoátegui: 199.000 - Informe 32.500 - Informe Anual Orinoco Anual PDVSA 2015 PDVSA 2015

Superficie

Gravedad API Empresas participantes

8,5 - 9

PDVSA - 71% Repsol - 11% Oil and Natural Gas Corporation India (ONGC) - 11% Indian Oil - 3,5% Oil Indian Limited - 3,5%

534 Km2

8,5 - 9

PDVSA - 60% Chevron - 34% Mitsubishi - 2,5% Impex - 2,5% Suelopetrol - 1%

184,86 Km2

9

PDVSA - 60% Rosneft - 40%

383,1 Km2

No ubicado

170.000 - (2015, octubre 19)

2016: 330.000 (2013, mayo 16)

150 Km2

8,5, se blendea con crudo Mesa 30 o Santa Barbara (39)

PDVSA - 60% CNPC - 40%

Petrovictoria

Bloque Carabobo 2 Norte y Carabobo Oeste 4

Fase de exploración

No ha iniciado operaciones

2016: 120.000 2019: 200.000 (2012) Tope: 400.000 2025: 163.000 (Prospecto Bonos PDVSA, pág 110)

Carabobo 2 Norte: 132,01 Km2 Carabobo 4 Oeste: 209,86 Km2

8

PDVSA - 60% Rosneft - 40%

Petrodelta

Estados Monagas y Delta Amacuro. Campos Uracoa, Bombal, Tucupita, Temblador, Isleño y El Salto.

204,6

42.000 (2015)

2013: 41.300

1060 Km2

17

CVP - 60% HNR Finance B.V. - 40%

Petrolera Vencupet

Estados Anzoátegui y Monagas. Campos Adas, Lido, Limón y Oficina Central.

No ubicado

No ubicado

No ubicado

No ubicado

No ubicado

CVP - 60% Cupet - 20% Somangol - 20%

Petrolera Sinovensa

Bloque Carabobo, Campo Morichal, Faja Petrolífera del Orinoco

Bloque Ayacucho

Nombre del bloque

Región geográfica

Reservas estimadas (MMBls)

Producción (bd)

Meta de Producción (bd)

Superficie

Gravedad API

Empresas participantes

Petropiar

Bloque Ayacucho, Proyecto Hamaca.

No ubicado

31.000 (2016, marzo 22)

No ubicado

463,07 Km2

8,5, antes de pasar por mejorador. Tras mejora, 26.

PDVSA - 70% Chevron - 30%

Petrokariña

Estado Anzoátegui.

No ubicado

No ubicado

No ubicado

No ubicado

No ubicado

CVP - 60% Petrobras - 29,2% Inversora Mata - 10,8%

Petroven Bras

Estado Monagas, campo Acema.

35

No ubicado

No ubicado

No ubicado

No ubicado

CVP - 60% Petrobras - 29,2% Coroil - 10,8%

Petrolera Bielovenezolana

Estado Anzoátegui. Campos Ostra y Oritupano Norte.

No ubicado

4.500 (2012)

No ubicado

No ubicado

No ubicado

CVP - 60% Belorusneft - 40%

PetroCuragua

Estado Monagas. Campo Casma Anaco.

11,4

No ubicado

Tope: 6.000 (2006)

No ubicado

No ubicado

CVP - 60% Cartera de Inversiones Petroleras - 28% Operaciones de Producción y Exploración Nacional (OPEN) 12%

PetroOritupano

Estado Monagas. Campo Oritupano Leona.

296,1

No ubicado

No ubicado

No ubicado

No ubicado

CVP - 60% Petrobras - 40% (18% bajo el nombre Venezuela US)

Petrolera Sinovenezolana

Estado Anzoátegui, Campo Caracoles.

106,9

No ubicado

Tope: 50.000 bd

No ubicado

No ubicado

CVP - 75% CNPC - 25%

Petrozumano

Estado Anzoátegui, municipios Freites y Aguasay. Campo Zumano.

400

10.000 (agosto 2016)

Tope: 50.000

428,15 Km2

No ubicado

CVP - 60% CNPC - 40%

Petrolera Venangocupet

Estado Anzoátegui, campos Miga y Melones Oeste.

No ubicado

No ubicado

No ubicado

No ubicado

No ubicado

CVP - 60% Cupet 20% Somangol - 20%

PetroOnado

Estado Monagas, Campo Onado.

7,1

2014: 46.000

No ubicado

No ubicado

No ubicado

CVP - 60% CGC Argentina - 26% BPE Ecuador - 8,36% KHOC Corea - 5,64%

Petrolera Kaki

Estado Anzoátegui. Campo Kaki.

37,8

2009: 6.000

305 Km2

CVP - 60% Inepetrol - 22,667% Inversiones Polar - 17,333%

Bloque Junín

Nombre del bloque

Región geográfica

Reservas estimadas (MMBls)

Producción (bd)

Meta de Producción (bd)

Superficie

Gravedad API

Empresas participantes

Petromacareo

Bloque Junin 2 Norte

7.500

No ha iniciado operaciones

2012: 10.000 2016: 50.000 (2014, diciembre 10) Tope: 200.000

247,77 Km2

8-10.

PDVSA - 60% Petrovietnam - 40%

Petrourica

Bloque Junin 4

No ubicado

325 Km2

8,5 - 9

PDVSA - 60% CNPC - 40%

Petrojunin

Bloque Junin 5

35.000 (2011, Marzo 3)

13.500

2015: 75.000 Tope: 240.000

424,3 Km2

8,5 - 11

PDVSA - 60% Eni - 40%

Petromiranda

Bloque Junin 6

8.500 (2012)

5.000

2017: 450.000 (2015, junio 24) Tope: 450.000 (2010)

447,86 Km2

8 - 10.

PDVSA - 60% Complejo Nacional Petrolero Ruso - 40%

399,251 Km2

8, pasa a 32 tras ser mejorado. https://www.linkedin.com/ company/pdvsapetrocede-o-s.a.

PDVSA - 60% Total - 30,3% Statoil - 9,7%

2015: 3.000 Tope: 400.000 (agosto http://www.argusmedia.com/pa 2016) ges/NewsBody.aspx?id=12908 2025: 12.000 (Prospecto 60&menu=yes Bonos PDVSA, pág 111)

Petrocedeño

Bloque Junin 7

No ubicado

127.000

Tope: 180.000 (2015, 15 de julio)

Petrolera Indovenezolana

Bloque Junin Norte, Campo San Cristobal

No ubicado

28.000 (2016, Febrero)

No ubicado

160,18 Km2

4-18.

PDVSA 60% ONGC - 40%

Petro San Felix (Anteriormente Petroanzoátegui y Petrozuata)

No especificado

No ubicado

110.000 (2015)

No ubicado

No ubicado

9, mejorado a 19.

PDVSA - 60% CVG 40%

Bloque Boyacá Nombre del bloque

Región geográfica

PetroGuárico

Campo Guárico Oriental. Estado Guárico. Administrativamente pertenece a la División Boyacá. Fuente: Informe Anual PDVSA 2015.

Reservas estimadas (MMBls)

Producción (bd)

42,3 2015: 1.000 http://www.venamcham.org/d http://www.inpex.co.jp/english/ir/l emo/Zip/Conversion_a_empr ibrary/pdf/annual_report/inpex_a esa%20_mixta.pdf nnualreport2015_en-4.pdf (p.18)

Meta de Producción (bd)

Superficie

Gravedad API

Empresas participantes

CVP - 70% Teikoku - 30%

POLÍTICA EXTERIOR DE VENEZUELA La apertura abarcó varias fases. En todas ellas las decisiones se tomaban en comités en los cuales Pdvsa tenía siempre la última palabra, acatando así la condición establecida por la Corte Suprema de Justicia… a) Convenios operativos para campos marginales… b) Convenios de utilidades compartidas… y c) Asociaciones estratégicas: Se aplicaron en la faja del Orinoco y en el proyecto Cristóbal Colón para gas natural “no asociado”. En el caso de la faja del Orinoco el objetivo era desarrollar tecnologías para explotar las grandes reservas de crudos extrapesados de la faja a fin de transformarlos en crudos sintéticos de alto valor en los mercados. Para atraer a los inversionistas se rebajó la regalía hasta 1% durante los primeros 9 años. Pero si la explotación comercial se iniciaba antes, la regalía volvía de inmediato al 16 2/3% usual. El Congreso Nacional autorizó cuatro asociaciones estratégicas en la faja del Orinoco para la explotación y mejoramiento de las reservas de crudo extrapesado con una gravedad de 9 grados API. Posteriormente revisó los contratos una vez suscritos y los ratificó.

POLÍTICA EXTERIOR DE VENEZUELA Las asociaciones estratégicas comprendían grandes plantas de mejoramiento de crudo ubicadas en Jose (estado Anzoátegui) Fueron: *Petrozuata en asociación con Conoco, para producir 120.000 b/d que se transformarían en crudos sintéticos de 20 a 23 grados API. *Sincor en asociación con Total, Statoil y Norsk Hydro para producir y transformar 180.000 b/d en crudos sintéticos de 30 a 32 grados API. *Hamaca en asociación con ARCO, Texaco y Phillips, con una producción de 165.000 b/d que se transformarían en crudos sintéticos de 27 grados API. *Cerro Negro en asociación con Mobil, cuya producción se procesaría inicialmente en Jose mejorándolos hasta 15 grados API, completándose el proceso en la refinería de Chalmette en Luisiana, perteneciente en 50% a Citgo (filial de Pdvsa) y 50% a Mobil. En conjunto, las cuatro asociaciones implicaban inversiones de unos 13.000 millones de dólares. Gracias a ellas, la faja petrolífera del Orinoco dejó de ser una simple acumulación de crudos extrapesados cargados de azufre y vanadio, y Venezuela se convirtió en el país con las mayores reservas de petróleo económicamente explotables del mundo. Fuente: http://www.el-nacional.com/noticias/columnista/apertura-petrolera La apertura petrolera (II): desarrollo. La opinión de José Toro Hardy (02 de marzo de 2017)

POLÍTICA EXTERIOR DE VENEZUELA En la actualidad, la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) Hugo Chávez, produce diariamente cerca de un millón 200 mil barriles de petróleo, cifra que alcanzó tras la nacionalización de la industria venezolana hace ya 10 años… la promulgación del decreto 5.200, trajo consigo “enormes ganancias” para Venezuela y procesos de inversión con las “grandes potencias del mundo”. El 26 de febrero de 2007, el Gobierno emitió esta disposición, que determinó la reforma de los Convenios de Asociación existentes en el país para el desarrollo de la actividad petrolera, ejecutadas específicamente entre filiales de Petróleos de Venezuela, S.A. (Pdvsa) y el sector privado que operaba en la FPO, para ser ajustadas al marco legal que rige la industria nacional, y transformarse en empresas mixtas en los términos establecidos dentro de la Ley Orgánica de Hidrocarburos. Con esta normativa, la Nación ha logrado “resultados de enormes ganancias”: “Venezuela tiene empresas mixtas con todos los países que conforman el Consejo de Seguridad de las Naciones Unidas, esto es de gran importancia. Tiene empresas con Estados Unidos, Francia, Reino Unido, Rusia y China”. Cada una de estas empresas está produciendo petróleo en el territorio, “por ejemplo, con los Estados Unidos se tiene PetroPiar, PetroMonagas con la rusa Rosneft, en sí, hay empresas mixtas con las principales potencias. Ya hoy son más de 20”.

POLÍTICA EXTERIOR DE VENEZUELA El artículo 2 del decreto 5.200, señala que el Estado tiene una participación accionaria del 60%, y que el Ministerio de Petróleo tendrá la responsabilidad de determinar en cada caso, la valoración de las empresas mixtas, la participación accionaria de la filial de Pdvsa, y los ajustes económicos y financieros necesarios. “La diferencia es que las asociaciones estratégicas (método usado antes de la aplicación del nuevo Decreto), contenían la mayoría del capital accionario en las transnacionales y en las empresas mixtas, la mayoría de éste le pertenece al Estado”. Haciendo un poco de historia, y tomando como punto de partida el 2009, se perforaron 345 pozos en la Faja. En 2010 (359); en 2011 (475); 2012 (569); en 2013(696); en 2014 (8832), mientras que el plan para el presente año 2015 es de 1109 pozos perforados. Y con relación al número de taladros activos en la Faja, se arrancó en 2009 con 47; 2010 (73); 2011(69); 201271); 2013 (108) y 2014 (117), con un plan para este año de 141 taladros nuevos en acción.

En septiembre de 2016, el entonces ministro de Petróleo y presidente de Pdvsa, Eulogio Del Pino, anunció el inicio de la perforación de 480 pozos, "el proyecto cuenta con una inversión de 3.230 millones de dólares y prevé incrementar la producción en 250.000 barriles diarios en los próximos 30 meses", reseñó la petrolera en ese momento. Fuente:http://www.eluniversal.com/noticias/economia/ Producción diaria de petróleo en la Faja alcanza un millón 200 mil barriles. Opinión de Fernando Travieso (05 de marzo de 2017).

POLÍTICA EXTERIOR DE VENEZUELA - La República Bolivariana de Venezuela y la República Popular China firmaron este jueves acuerdos para el incremento de la producción petrolera a 325.000 barriles al día, informó vía Banda Ancha con VTV desde esa nación asiática el vicepresidente de Planificación, Ricardo Menéndez.

“Venezuela y China han suscrito acuerdos en el tema del financiamiento y avance de proyectos que nos van a llevar al incremento de la producción de 325.000 barriles día” explicó. El funcionario resaltó que este esquema de ampliación de producción se ubicará, una parte, en la Faja Petrolífera del Orinoco y, la otra, en lo que tiene que ver con la reconexión de pozos en el lago de Maracaibo, “en función de sostener el plan socialista de producción petrolera, el plan de Pdvsa y en función del desarrollo del país, del motor de Hidrocarburos y la Agenda Económica Bolivariana”. Fuente: http://www.correodelorinoco.gob.ve/ (8 Junio, 2017). *Petróleos de Venezuela (Pdvsa) y la rusa Rosneft firmaron un acuerdo que contempla la suma de 20 mil millones de dólares para impulsar cinco empresas de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO). También Pdvsa y la empresa española Repsol acordaron invertir mil 200 millones de dólares para cubrir las inversiones que permitirán duplicar la producción de la empresa mixta Petroquiriquire, que produce actualmente 30 mil barriles diarios (MBD) de crudo. Fuente:http://www.telesurtv.net (7 de octubre de 2016).

POLÍTICA EXTERIOR DE VENEZUELA ¿El futuro de Venezuela está en la Faja? En enero 2010, el Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS) informó que en la Faja del río Orinoco en Venezuela yace una de las más grandes reservas de petróleo del mundo, calculada en unos 513.000 millones de barriles de crudo pesado que podrían ser extraídos. “Eso sería casi el doble de las reservas probadas de Arabia Saudita, el mayor productor de crudo del mundo” apuntó Chris Schenk, geólogo del USGS, afirmó además que no se basaba en las reservas estimadas, sino en la cantidad de petróleo que es técnicamente recuperable “con la tecnología que nosotros conocemos hoy. Esta-mos diciendo que son técnicamente recuperables, pero no necesariamente económicamente recuperables hoy”, acotó Schenk en una entrevista telefónica desde Denver.

Conclusiones