• Author / Uploaded
• Nancy Villazana

Citation preview

FAJA PETROLIFERA DEL ORINOCO

1. Datos básicos (/ reservas/ FR/ grados API/ viscosidad/ geología de los yacimientos). 2. Proyecto Magna Reserva. 3. Plan de desarrollo y producción (cp, md, y lp). 4. Esquemas de perforación. 5. Nuevas tecnologías en la faja. 6. Esquemas anteriores de explotación vs esquemas actuales. 7. Futuro de la faja y su impacto en el desarrollo económico y social en Venezuela.

La exploración es una de las actividades más importantes de la industria petrolera, ya que de ella depende el hallazgo de hidrocarburos, en cantidades suficientes para garantizar las cuantiosas inversiones que se requieren. Durante mucho tiempo la búsqueda de petróleo se guió por conceptos empíricos. Es a comienzos del siglo xx cuando la exploración, se establece con la participación de la geología, y posteriormente la geofísica. Desde su inicio los métodos de exploración han alcanzado grandes éxitos en la búsqueda de yacimientos efectuando algunos descubrimientos espectaculares de depósitos de minerales, y gracias a los avances tecnológicos se han perfeccionado y transformados con el fin de lograr mejor desarrollo y bienestar de la nación.

La Faja Petrolífera del Orinoco Datos Básicos: La Faja Petrolífera del Orinoco, fuente de reservas de hidrocarburos líquidos más grande del mundo, comprende una extensión de 55.314 km2 y un área de explotación actual de 11.593 km2, ubicada al sur de los estados Guárico, Anzoátegui y Monagas. Geológicamente es la parte sur de la cuenca de Maturín o de Oriente, y geográficamente se le ha dado el nombre de Orinoco porque en parte su límite sur corre a lo largo y cercano al río. El delineamiento de su parte norte se fue construyendo desde mediados de los años treinta, a medida que el taladro exploraba la cuenca de Maturín y se avanzaba en dirección este-oeste y viceversa hacia el sur. Es considerada 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. La porción de la Faja del Orinoco explotada en estos momentos está conformada por cuatro campos: a) b) c) d)

Carabobo con reservas estimadas en 227.000 millones de barriles Boyacá con 489.000 millones de barriles Junín con 557.000 millones de barriles Ayacucho con 87.000 millones de barriles

Éstos, a su vez divididos en bloques: a) b) c) d)

Boyaca: 6 bloques. Junín: 10 bloques Ayacucho: 7 bloques. Carabobo: 4 bloques.

Para un total de 1,36 billones de barriles, divididos en 27 bloques, teniendo un potencial aún mayor de producción si se explorase en su totalidad y confirmase todas las investigaciones recientes hechas sobre esta zona de relativa importancia en la producción petrolífera actual y futura.

.

La calidad actual del crudo en la faja es de 6 a 12°API, un 3.5 %de azufre, 2.3 mg/g de acidez, 488 ppm de metales y 88% de residuos.

Se determinó, que las características de los yacimientos los cuales corresponde a:     

Presión inicial: 630-900 lpc. Temperatura: 100-140 °F. Areniscas someras. Areniscas no consolidadas. Viscosidad mayor a 5000 cp.

     

Permeabilidades entre 1- 20 Darcys. Porosidad entre 30-35 %. Saturación inicial de agua de 15% Saturación inicial de petróleo de 85%. FVF, Boi= 1,050 BY/BN. RGP, Rs= 60-70 PCN/BN.

Al inicio de la producción de la FPO, se estimó un factor de recobro de 5% sin usar calentamiento para influenciar la viscosidad, lo que no fue rentable económicamente, por lo que la FPO debió esperar para poder ser puesta en producción. Los crudos de la faja poseen una ventaja, y es que su viscosidad es baja en comparación con otros crudos pesados con densidad similar, razón por la cual, fue posible bombear crudo desde el yacimiento, obteniendo producciones de unos cientos de barriles sin métodos térmicos, pero se necesitaba más volumen de crudo para justificar las grandes inversiones que debían ejecutarse sobre los campos, es por ello que surgió la necesidad de implementar nuevas tecnologías para influenciar mayor producción.

La viscosidad es muy importante en el tratamiento y manejo del crudo, desde el yacimiento hasta el fondo del pozo, de aquí a la superficie, y luego en el transporte e instalaciones de refinación. Por tanto, para hacerlos más fluidos y manejables requieren calentamiento o diluentes. Además de lo antes dicho, otras características de estos crudos, y no tanto así de los crudos medianos y livianos, es que por peso tienen un alto contenido porcentual de azufre -1 a 8 %-. De igual manera pueden tener un apreciable contenido de sal y también contienen metales

(níquel, vanadio y otros) en volúmenes de 100 a 500 ppm y por tanto tienen cierto poder corrosivo.

Situación actual de la faja petrolífera del Orinoco 2006-2012 Factor de Recobro Reservas Plan de la Nación Parte del Estado Control decisorio Regalías Arbitraje Producción

Ayer 5-10% Sin certificar No alineado Minoritario Empresas 1% En el Exterior 600.000BPD

Hoy 20% “mínimo” Certificadas en su totalidad Alineado Mayoritario Del Estado 30% En Venezuela 1.200.0 D

A fin de duplicar la cantidad de petróleo que se puede producir en la Faja Petrolífera del Orinoco, Pdvsa ha anunciado que implementará una tecnología de producción que conlleva un riesgo ambiental mayor a las tecnologías ya existentes. El ministro de Petróleo y Minería, Rafael Ramírez, dijo que Pdvsa buscará incrementar el "factor de recobro" de 20% a 40%. Los métodos de combustión emplean términos tan polémicos como "fireflooding" o "inundación de fuego", e inclusive en sus notas de prensa ya Pdvsa habla de "unidades de combustión" y "calor en el fondo del pozo". Según especialistas de Pdvsa, que han trabajado con estas tecnologías, uno de los riesgos más serios sería la producción de gases tóxicos. Otro riesgo, bastante menos grave, sería la "coquificación" de una parte del petróleo dentro del yacimiento. Esencialmente, una parte del petróleo se carbonizaría al calentarse excesivamente y luego sería imposible recuperarlo. Es el porcentaje de petróleo en sitio que se puede recuperar: un factor de recobro de 20% significa que de cada 100 barriles en el yacimiento sólo 20 son recuperables, pero un factor de recobro del 40% dice que se puede recuperar el doble de petróleo. "Un buen pozo de Petrocedeño, produce aproximadamente 900 barriles

diarios", pero con un método térmico "podríamos llegar a producir 2.000 barriles de crudo por día", dice Pdvsa sobre una reciente experiencia con un proyecto piloto de exploración. La tecnología adecuada aplicada en el yacimiento adecuado incrementó la producción en 222%, y para una compañía petrolera un aumento de producción de este calibre justifica un riesgo ambiental más alto. Un factor de recobro de 40% significa que la Faja puede producir 550 mil millones de barriles, mientras que un factor de recobro del 20% significa que se pueden producir "solamente" 267mil millones de barriles. Un proyecto típico del Orinoco, según estimaciones de Pdvsa, puede tardar de 3 a 5 años con inversiones durante ese período de $6 mil millones para llegar a producir 200.000 barriles diarios. Pdvsa, ya en 2009, durante el primer Congreso Mundial de Crudo Pesado, en Margarita, dijo que estaba estudiando una tecnología de producción bastante nueva y agresiva: In Situ Combustion, o Combustión en el sitio. En ese mismo congreso, Hercilio Rivas, entonces presidente de Intevep, del instituto de investigación y desarrollo de Pdvsa, dijo que con In Situ Combustión se podía llegar a tasas de recobro de 60%.

Política energética de Venezuela 2005-2030 Las directrices de la política energética de Venezuela hasta el año 2030 están trazadas en el Plan Siembra Petrolera, que comprende seis grandes proyectos de desarrollo y consta de dos etapas: una a ejecutarse entre el período 2005-2012, y la otra, a llevarse adelante en la etapa comprendida entre 2012 y 2030. Para el primer período del Plan Siembra Petrolera, se han estimado inversiones por el orden de los 56.000 millones de dólares, a ser ejecutados entre 2005 y 2012. El Plan Siembra Petrolera ha contemplado un nuevo esquema de negocio para los proyectos de la Faja, en el cual se destaca una mayoritaria participación del Estado venezolano, a través de la conformación de empresas mixtas con 60% PDVSA y 40% empresas socias; una regalía de 33,33%; un impuesto sobre la renta de 50%; contribución especial sobre precios extraordinarios; consolidación

de proyectos integrados (producción, mejoramiento de alta severidad, entre 30 y 42°API y segregación entre 19 y 26°API); desarrollos de máxima sinergia entre manejo de líquidos y sólidos, almacenamiento y servicios comunes; posibilidad de desarrollos de otros negocios con 34% de ISLR en gasificación e hidrógeno, entre otros. El Plan Siembra Petrolera 2005-2012 comprende seis ejes fundamentales: 1) Magna Reserva: destinado a la cuantificación y certificación de las reservas que posee Venezuela en la Faja Petrolífera del Orinoco, para lo cual se hará un estudio integrado de geología. Recordemos que Venezuela tiene, sin contabilizar la Faja, 77 mil millones de barriles de petróleo, mientras que en la vasta zona del Orinoco se contabilizan 235 millones de barriles. 2) Proyecto Orinoco: es el encargado del desarrollo de la Faja Petrolífera del Orinoco. Se han seleccionado 27 bloques que se desarrollarán con esfuerzo propio y empresas. Por la ubicación de este reservorio de hidrocarburos, se considera de vital importancia en el proyecto de desconcentración del país. Se estima la realización de desarrollos de servicios y viviendas para garantizar una explotación petrolera adecuada. 3) Proyecto Delta-Caribe: el gas se incorporará a la oferta energética del país. Este proyecto persigue el desarrollo del Gas Costa Afuera en las áreas de Plataforma Deltana, en la fachada atlántica venezolana; en las aguas ubicadas al norte del estado Sucre, al oriente de Venezuela; y en las inmediaciones de la Península de Paraguaná, al noroccidente del país. 4) Refinación: aumentar la capacidad de refinación en Venezuela es una de las puntas de lanza del plan estratégico de PDVSA. El Plan Siembra Petrolera contempla la creación de nuevos centros refinadores: Cabruta (con capacidad de 400.000 barriles diarios de crudos extrapesados), Batalla de Santa Inés (50.000 barriles diarios) y Caripito (50.000 barriles diarios destinados a la producción de Asfalto). Con estas tres nuevas refinerías y la potenciación de las existentes se incrementará en 700.000 barriles diarios la capacidad de procesamiento de PDVSA en suelo venezolano. 5) Infraestructura: se habilitarán más llevaderos y poliductos para garantizar a todo el territorio nacional el suministro de combustibles. Las conversaciones con Colombia para la construcción del gasoducto transguajiro están adelantadas, actualmente se está definiendo el costo del producto.

6) Integración: el petróleo es la herramienta de integración de los pueblos del continente. Venezuela suplirá de forma directa volúmenes de crudo y productos al Caribe a través de la firma de Petrocaribe, que también prevé la ampliación de la capacidad de refinación en esa zona. Además se suscribió Petrosur, con lo que avanza la planificación de proyectos.

Proyecto Magna Reserva De acuerdo con el Oficio Nº 1.036 de junio de 2005, el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo asignó a CVP el Proyecto Magna Reserva para cuantificar y certificar las reservas de la Faja Petrolífera del Orinoco. El lineamiento estratégico establecido, persigue el propósito de convertir a la Faja Petrolífera del Orinoco 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. Para acometer la cuantificación y certificación de las reservas, se dividió la Faja Petrolífera del Orinoco en cuatro grandes áreas: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo; y éstas, a su vez, en veintiocho (28) bloques (excluyendo el área de las Empresas Mixtas, antiguas asociaciones, y Bitor-Sinovensa), de los cuales, dieciséis (16) bloques serán cuantificados y certificados en un esfuerzo compartido entre CVP y dieciocho (18) empresas estatales y privadas de quince (15) países distintos, que han suscrito acuerdos de entendimiento con PDVSA para dicho propósito. Se plantea llegar a certificar al menos 235 MMMBls de crudo pesado. El objetivo del Proyecto Magna Reserva, que lleva a cabo CVP, es lograr cuantificar y oficializar al menos 17% del POES como reservas probadas, basado en la revisión integral de toda el área de la Faja Petrolífera del Orinoco y de la aplicación de tecnologías de punta que mejoren el factor de recobro. Desde que comenzó el proyecto en el año 2005, hasta el cierre del año 2007, se han cuantificado y oficializado por el MENPET 20 MMMBls de crudo pesado de los 235 MMMBls que considera el proyecto; es decir, hasta el año 2007 se ha alcanzado más de un 9% de la meta total, que se estima alcanzar a finales del año 2009. Es importante señalar que el Petróleo Original en Sitio (POES) cuantificado en la Faja Petrolífera del Orinoco, alcanza un volumen de 1.360 MMMBls de crudo de los cuales, el país sólo reportaba 40 MMMBls como reservas probadas que representa escasamente 3%. Desde que comenzó el proyecto en el año 2005, hasta el cierre del año 2007, se han cuantificado y oficializado por el MENPET 20 MMMBls de crudo pesado de los 235 MMMBls que considera el proyecto; es decir, hasta el año 2007 se ha alcanzado más de un 9% de la meta total, que se estima alcanzar a finales del año 2009.

Con respecto a las empresas participantes, se encuentran trabajando actualmente las siguientes: Repsol de España, Petrobras de Brasil, ONGC de India, Lukoil y Gazprom de Rusia, CNPC de China, Petropars de Irán, ANCAP de Uruguay, ENARSA de Argentina y Belorusneft de Belarús, Petrovietnam de Vietnam, Cupet de Cuba, Petronas de Malasia.

Algunas Características del Proyecto Magna Reserva:     

Área Total Explorada: 55.314 km2 Actualmente hay “202 taladros activos” de los 374 que están previstos instalar en esta zona. Producción Actual: 1210.000 Barriles de Petróleo Diarios (a mediados del año 2012). Participan más de 20 países en el desarrollo de la Faja. Produciendo Crudo extra pesado y pesado desde el año 2008.

Desarrollar la Faja Petrolífera del Orinoco 3.1.2.1. Desarrollar las reservas probadas de la Faja Petrolífera del Orinoco para alcanzar una capacidad de producción total de 4 MMBD para el 2019. 3.1.2.2. Desarrollar la producción de las 6 nuevas empresas mixtas ya establecidas de producción y procesamiento de los crudos de la Faja Petrolífera del Orinoco, para alcanzar la capacidad de producción de 2.090 MBD en el 2019. 3.1.2.3. Construir nuevos mejoradores para convertir el crudo extrapesado de la Faja Petrolífera del Orinoco de 8°API en crudo mejorado de 32 a 42°API con una capacidad total de 1 MMBD de procesamiento. 3.1.2.4. Construir dos nuevas refinerías, una en Cabruta y la otra en Complejo Industrial José Antonio Anzoátegui con una capacidad de procesamiento total de 720 MBD. 3.1.2.5. Perforar 10.500 pozos horizontales de petróleo, agrupados en 520 macollas de producción. 3.1.2.6. Construir una capacidad de almacenamiento de 20 millones de barriles y el tendido de 2.000 Km de tuberías entre oleoductos y diluenductos. 3.1.2.7. Construir un terminal de aguas profundas en el Estado Sucre para recepción y despacho de crudos y productos con una capacidad de exportación de 2.0 MMBD, así como 3 terminales fluviales de sólidos y líquidos en el río Orinoco. 3.1.2.8. Construir 5 plantas termoeléctricas con una capacidad total de generación de 2620 MW, las cuales emplearán coque petrolero generado por el proceso de mejoramiento de los crudos de la Faja Petrolífera del Orinoco. 3.1.2.9. Construir 2 condominios industriales en las áreas de Carabobo y Junín para suministro de servicios a los mejoradores. 3.1.2.10. Crear 6 Bases Petroindustriales Socialistas (BPISOS) en la zona de la Faja Petrolífera del Orinoco, en las áreas de Palital, Chaguaramas y San Diego de Cabrutica para desarrollar actividades de metalmecánica, servicios a pozos, naval, fabricación de taladros, mechas, válvulas, tubulares y otros bienes y servicios.