Orinoco Belt - Orinoco Belt

Orinoco Petroleum Belt
Orinoco USGS.jpg
Unidade de avaliação do cinturão de óleo do Orinoco, USGS
País Venezuela
Localização Guárico , Anzoátegui , Monagas , Delta Amacuro
Costa fechada Costa aberta em terra
Operador Petróleos de Venezuela SA
Sócios Petróleos de Venezuela SA , Chevron Corporation , Repsol YPF , Mitsubishi Corporation , Inpex , Suelopetrol CA , Eni , PetroVietnam , Petronas , Petropar , ONGC , Indian Oil Corporation , Oil India , CNPC , Rosneft , Gazprom Neft , Lukoil , TNK-BP , Surgutneftegaz
Histórico de campo
Início de produção 2013 (esperado)
Produção
Óleo estimado no local 1.200.000 milhões de barris (~ 1,6 × 10 11  t)^

O Cinturão do Orinoco é um território na faixa sul da bacia do rio Orinoco oriental , na Venezuela, que cobre os maiores depósitos de petróleo do mundo. Seu nome local em espanhol é Faja Petrolífera del Orinoco (Orinoco Cinturão de Petróleo).

O Cinturão do Orinoco está localizado em Guárico e ao sul dos estados Anzoátegui , Monagas e Delta Amacuro , e segue a linha do rio. É aproximadamente 600 quilômetros (370 milhas) de leste a oeste e 70 quilômetros (43 milhas) de norte a sul, com uma área de cerca de 55.314 quilômetros quadrados (21.357 sq mi).

Reservas de petróleo

O Cinturão do Orinoco consiste em grandes depósitos de petróleo bruto extra pesado . Os depósitos de petróleo pesado da Venezuela de cerca de 1.200 bilhões de barris (1,9 × 10 11  m 3 ), encontrados principalmente na Faixa de Petróleo do Orinoco, são estimados em aproximadamente iguais às reservas mundiais de petróleo mais leve. A Petróleos de Venezuela SA estimou que as reservas produtivas da Faixa do Orinoco chegam a 235 bilhões de barris (3,74 × 10 10  m 3 ), o que a tornaria a maior reserva de petróleo do mundo, ligeiramente à frente da fonte de petróleo não convencional semelhante no Areias petrolíferas de Athabasca , e antes da Arábia Saudita . Em 2009, o US Geological Survey aumentou as reservas estimadas para 513 bilhões de barris (8,16 × 10 10  m 3 ) de petróleo que é "tecnicamente recuperável (produzível usando a tecnologia e práticas da indústria atualmente disponíveis)." Nenhuma estimativa de quanto do óleo é economicamente recuperável foi feita.

O Cinturão do Orinoco está atualmente dividido em quatro áreas de exploração e produção. São eles: Boyacá (antes de Machete), Junín (antes de Zuata), Ayacucho (antes de Hamaca) e Carabobo (antes de Cerro Negro). A área de exploração atual é de cerca de 11.593 quilômetros quadrados (4.476 sq mi).

Desenvolvimento

Plano de semeadura de óleo 2005–2030

Fonte: Os dados desta seção são retirados diretamente da página oficial da PDVSA na web.

As diretrizes da política energética da Venezuela até o ano 2030 são traçadas no " Plano de Semeadura de Petróleo " ( "Plano Siembra Petrolera" ), que inclui seis projetos de desenvolvimento e consiste em duas etapas: uma a ser executada no período de 2005-2012, e outra , a ser desenvolvido na segunda fase, 2012 e 2030.

Para o primeiro período deste Plano, foi estimado um investimento global da ordem de US $ 56 bilhões entre 2005 e 2012. 70% desse valor será financiado pela Venezuela - operadora estatal - e o restante pela iniciativa privada.

O Plano de Semeadura de Petróleo 2005-2012 inclui seis eixos fundamentais:

  1. Projeto Reserva Magna: Destina-se à quantificação e certificação de reservas de petróleo no Cinturão Petrolífero do Orinoco. Em uma apresentação feita pela PDVSA (realizada pelo Diretor Ignacio Layrisse) na VII Conferência LAPEC em Buenos Aires, março de 2001, as reservas venezuelanas comprovadas foram dadas como 76 bilhões de barris (1,21 × 10 10  m 3 ). Desse montante, 52 bilhões de barris (8,3 × 10 9  m 3 ) eram de petróleo pesado ou extrapesado, incluindo 37 bilhões de reservas de extrapesado no Cinturão do Orinoco (1 em Machete , 15 em Zuata , 6 em Hamaca e 15 em Cerro Negro ) . Isso indica que as reservas da Venezuela, segundo a PDVSA, em 2001 eram de 39 bilhões de barris (6,2 × 10 9  m 3 ), excluindo a Faixa do Orinoco.
  2. Projeto Orinoco : Responsável pelo desenvolvimento do Cinturão do Orinoco. Vinte e sete blocos foram selecionados para desenvolvimento no âmbito deste projeto com a cooperação de empresas selecionadas. Devido à localização estratégica deste reservatório de hidrocarbonetos, ele é considerado de vital importância na redução dos níveis de superlotação em algumas partes do país e na geração de empregos locais. Serviços e habitação serão desenvolvidos para garantir a exploração adequada do petróleo.
  3. Projeto Delta-Caribe: Gás será incorporado ao fornecimento de energia do país. Este projeto visa o desenvolvimento de gás offshore na Plataforma Deltana , na costa leste da Venezuela. Outros empreendimentos estão localizados na Península de Paraguaná , a noroeste do país.
  4. Refinamento: Aumentar a capacidade de refino na Venezuela é um dos objetivos estratégicos da PDVSA. O Plano de Semeadura de Petróleo compromete a criação de novas refinarias : Cabruta (com capacidade para 400.000 barris de petróleo extrapesados ​​por dia), Batalla de Santa Inês (50.000 barris (7.900 m 3 )) e Caripito (50.000 barris por dia (7.900 m 3 / d) destinado à produção de asfalto). Com essas três novas refinarias e a melhoria das existentes, a capacidade de processamento da PDVSA em solo venezuelano aumentará para 700.000 barris por dia (110.000 m 3 / d).
  5. Infraestrutura: Mais centros de abastecimento e dutos serão instalados para garantir o abastecimento de combustível a todo o país. O acordo para a construção do gasoduto Transguajiro entre a Venezuela e a Colômbia foi assinado em 2005.
  6. Integração: Segundo os objetivos de Hugo Chávez , o petróleo deve ser utilizado como recurso geopolítico para a integração dos povos da América Latina e do Caribe. A Venezuela criou a Petrocaribe e assinou o acordo da Petrosul . Uma refinaria também deveria ser construída perto da Petrobras no Brasil.

Blocos de produção

Os blocos de produção serão desenvolvidos pela PDVSA em cooperação com parceiros estrangeiros. Em todas as parcerias a PDVSA possui 60%.

Junin

O bloco 2 de Junin está em desenvolvimento em cooperação com a Petrovietnam . A SNC-Lavalin obteve o contrato de engenharia em 10 de março de 2010. Espera-se produzir 200 mil barris por dia (32 × 10 3  m 3 / d) até 2011. O desenvolvimento incluirá também um aprimorador de petróleo pesado; entretanto, sua data de comissionamento não é especificada. O bloco 4 de Junin é desenvolvido em cooperação com a CNPC (40%). A expectativa é produzir 400 mil barris por dia (64 × 10 3  m 3 / d); no entanto, a data de comissionamento não é anunciada. O bloco 5 de Junin é desenvolvido em cooperação com a Eni (40%). A previsão é de produzir 75 mil barris por dia (11,9 × 10 3  m 3 / d) até 2013 com uma produção tardia de 240 mil barris por dia (38 × 10 3  m 3 / d). O desenvolvimento incluirá uma refinaria de petróleo para a produção de combustíveis para motores. O bloco 6 de Junin é desenvolvido em cooperação com um consórcio de empresas petrolíferas russas, incluindo Rosneft , Gazprom Neft , Lukoil , TNK-BP e Surgutneftegaz . A expectativa é produzir 450 mil barris por dia (72 × 10 3  m 3 / d); entretanto, a data de comissionamento não é anunciada. ^^^^^

Ainda não há parceiro estrangeiro para os blocos Junín 1, 10 e 11 - todos com capacidade de produção prevista de 200 mil barris por dia (32 × 10 3  m 3 / d). ^

Carabobo

Carabobo 1 é desenvolvido em cooperação com Repsol YPF (11%), Petronas (11%), ONGC (11%), Indian Oil Corporation (3,5%) e Oil India (3,5%). É constituída por Carabobo, bloco 1 Norte e bloco 1 Central. A produção esperada será de 400 mil barris por dia (64 × 10 3  m 3 / d) em 2013. O modernizador deverá estar pronto em 2017. ^

Carabobo 3 é desenvolvido em cooperação com a Chevron Corporation (34%), Suelopetrol (1%) pct e Mitsubishi Corporation e Inpex (5%). Consiste no bloco 2 Sul, bloco 3 e bloco de Carabobo. A produção esperada será de 400 mil barris por dia (64 × 10 3  m 3 / d) até 2013. O aprimorador deverá estar pronto em 2017. ^

O Carabobo 2 será desenvolvido em cooperação com a Rosneft e a Corporation Venezolana del Petroleo (CVP) - uma subsidiária da estatal venezuelana de petróleo e gás PDVSA. O acordo, assinado pelo CEO da Rosneft, Igor Sechin, e pelo ministro do Petróleo venezuelano, chefe da PDVSA, Rafael Ramirez, na presença do presidente Hugo Chávez , estabelece uma joint venture para desenvolver o bloco Carabobo 2 no cinturão de petróleo extrapesado sul do Orinoco, na Venezuela.

O memorando assinado estabelece que a participação da Rosneft será de 40 por cento. A Rosneft pagará à CVP um bônus de $ 1,1 bilhão, pago em duas parcelas: $ 440 milhões dentro de dez dias após o estabelecimento da joint venture, e o restante após a Rosneft tomar a decisão final sobre o projeto. Além disso, a Rosneft emitirá um empréstimo de US $ 1,5 bilhão para a CVP por cinco anos. O empréstimo será concedido em tranches de não mais de $ 300 milhões anuais à taxa de juros anual de LIBOR + 5,5%. Para desenvolver o bloco Carabobo 2, a Rosneft investirá um total de US $ 16 bilhões, de acordo com o CEO Igor Sechin. As reservas do bloco Carabobo 2 totalizam 6,5 bilhões de toneladas de petróleo. A produção comercial de petróleo no bloco deve chegar a 400.000 barris por dia. A Rosneft, junto com várias empresas petrolíferas russas ( Gazprom Neft , Lukoil , TNK-BP e Surgutneftegaz ), formaram um consórcio para desenvolver o bloco Junin 6 do cinturão do Orinoco na Venezuela.

As águas de formação dos furos mostram um nível principal de Na-Cl (TDS até 30g / l) com uma tendência de diluição em direção à composição Na-HCO 3 (até 1g / l). A razão isotópica estável de oxigênio e hidrogênio da molécula de água revela que a água-mãe da água do mar foi modificada durante um evento de empuxo de alta temperatura (120-125 ° C), formando água diagenética enriquecida com 18 O (até + 4 ‰), que foi diluído recentemente pela água do degelo glacial e pela água meteórica dos dias atuais. A presença hipotética de inundação por uma paleoágua meteórica também oferece novas dicas para explicar a baixa gravidade API (<10 ° API biodegradado, óleo extra pesado) e a composição do petróleo local.

Veja também

Referências

links externos