faja petrolifera del orinoco
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La Faja Petrolífera del Orinoco (FPO)
MACHETEBoyacá JunínCarabobo
Ayacucho
MAYO 2008
Material Post grado “Economía y Políticas Energéticas (UNIMET)
Prof. Nelson Hernandez
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Dimensiones
MACHETEBoyacá JunínCarabobo
Ayacucho
Área total: 55314 Km2 ( 6 % del territorio nacional)1.1 veces Republica Dominicana
2.0 veces Haití
3.1 veces Kuwait
Área saturada de hidrocarburos: 13600 Km2
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ÁREA TOTAL FAJA:ÁREA TOTAL FAJA:
ÁREA ACTUAL EN EXPLOTACIÓN:
ÁREA A CUANTIFICAR:
ÁREA REMANENTE:(Parque Nacional y Áreas Reservadas)
KmKm22
11.59311.593
18.22018.220
55.31455.314
25.50125.501
MACHETEBoyacá JunínCarabobo
Ayacucho
T O T A LMMMBLS
136022787557489
37156151POESRESERVAS PROBADAS
DimensionesF.R. (hoy) = 3 %
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Hitos FPO
1935 Primer pozo (Canoa-1)
1938 Pozo descubridor (Suata-1)
1961 Inicio explotación FPO (campos Morichal y Jobo)
1974 Creación Dirección Faja Petrolífera del Orinoco (MEM)
1976 Creación Dirección Estudios Hidrocarburos no Convencionales(MEM)
1978 PDVSA inicia evaluación FPO
1979 La FPO es dividida en 4 bloques (Cerro Negro, Hamaca, Suata,Machete)
1985 INTEVEP construye en Jobo planta piloto manejo crudo FPO
1987 Primera prueba técnica de Orimulsion™ (†2003)
1990 Inicio producción del bitumen natural. Creación de BITOR (†2003)
1993-1997 Firma Convenios de Asociación Estratégica (mejoramiento decrudo)
2007 Eliminación Asociaciones Estratégicas FPO
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• La Faja es la acumulación de petróleo moviblemás importante del mundo.
• La Faja está suficientemente explorada
• El POES es tan grande que es fútil discutir sobreel mismo
• Las reservas de la Faja no es necesario“certificarlas”, al menos que se necesite algunacifra para solicitar financiamientos
Algunas conclusiones
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Proyecto Magna Reserva
Cuantificar y certificar reservas FPO
• Posicionar a Venezuela como el paíscon las mayores reservas de crudo anivel mundial
• Aplicar y desarrollar nuevastecnologías
• Proveer los fundamentos técnicos pararealizar los análisis económicos denuevos negocios
• Apalancar el desarrollo del ejenororiental y Orinoco – Apure del país yel desarrollo endógeno de la Nación
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5522
33 44 66
1155 PETROZUATA
San Cristobal
SINCOR
sc
55
22 6644
11
77
33
8899
1122
AMERIVEN 44
33
5566
77
11OCN
BITOR 44
332211
Petrozuata
División en 27 Bloques (18.220 Km2) para cuantificación de reservas
Boyacá Junin Ayacucho Carabobo
5 Boyacá10 Junin7 Ayacucho4 Carabobo
Petromonagas
(Cerro Negro)Petropiar
(Ameriven)
Petroanzoategui
(Petrozuata)
Petrocedeño (Sincor)
División Bloques FPO
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Referencia: PDVSA (Pág.. 32)
EL “petro-futbol” de la FPO (sub-17)
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Referencia: PDVSA (Pág.. 32)
No tienen experiencia y tecnología en Crudos XP/Bitumen
EL “petro-futbol” de la FPO (sub-17)
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Estimación producción FPO en 40 años (MMBD)
Aníbal Martínez MENPET/PDVSADiego GonzálezPOES (MMMB) 13601000 (*)920 (*)
RESERVAS (MMMB)
27210092
PRODUCCION (MMBD)
18.66.86.3
F.R. (%) 201010
Hoy: 0.6 MMBD(*) Incluye 335 MMMB de Bitumen
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FPO. Escenarios de potencial de produccion (MBD)
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Calidad actual del crudo FPO
Gravedad (oAPI) Azufre (%) Acidez (mg/g)* Metales (ppm) Residuo (%)
8.5 3.5 2.3 488 88
Los crudos de FPO son difíciles de procesar y comercializar
* Es el numero de neutralización, MgKOH/gr
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Crudo FPO
Refinería
Mejorado
50 %
28 %22 % residuales
gasolinas
destilados
Orimulsion™
CarbónNuclear
Gas
X
230 MMMB mejorados
115 MMMB degasolinas, equivalente a10 años del consumomundial actual o 20 añosdel consumo de USA
Perspectivas FPO
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Producción de coque y azufre
Producción de coque: 25 Kg. por barril
Producción de azufre: 3.25 Kg. por barril
Producción petróleo (MMBD) 0.6 4.0 10.0
Producción coque (TMD) 15000 100000 250000
Producción azufre (TMD) 1950 13000 32500
Producción actual mundial (TMD)Coque: 230000
Azufre: 160000
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Costos FPO
91 93 95 97 00 04
0.95
1.51.7
2.0
2.63.0 68%
Producción($/B)
• Optimización bombeomecánico tradicional
• Pozos horizontales
• Inyección de diluentes
• Bombas multifasicas
• Pozos multilaterales
• Optimización de pozos yfluidos de perforación
Costo mejoramiento entre 2 y 3 $/BCosto financiamiento entre 4 y 5 $/BCosto total entre 7 y 9 $/B
Costo estimado asociaciones estratégicas (1993) = 12 $/B
Precio promedio venta crudo (1993) = 10.7 $/B
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Inversión FPO
Petrocedeño (Sincor) 4200
Petroanzoategui (Petrozuata) 3000
Petromonagas (Cerro Negro) 2000
Petropiar (Ameriven) 3200
MM$
12400 MM$ (*)
(*) Dolares 2003
Inversión por barril = 20500 $/B
Inversión por barril($2008) = 24000 $/B
Inversión Modulo 150 MBD = 3600 MM$
Inversión Producción 4 MMBD = 96000 MM$
($2008) Estimación NH
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Problemáticas en el desarrollo de la FPO
Ambiental
Tecnológica
Financiera
FPO
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Otras consideraciones FPO
• Unificación de yacimientos y de facilidades de operación
• Utilización gas generado
• Suministro y disposición de agua
• Disposición de coque y azufre
• Armonía con la actividad agrícola
• Deforestación / reforestación
• Ubicación oleoductos, plantas, puertos y muelles
• Exportar Orimulsion™ o Orimulsion™ vía electricidad
• Desarrollo poblacionales
Explorar producción de proteínas a partir del petróleo,actividad valida para un mundo con deficienciasalimentarías.
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¿“La Siembra Petrolera” se perdió en la FPO?