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Faja petrolifera del orinioco
 

Faja petrolifera del orinioco

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documento sobre las perspectivas nacionales en materia de explotacion de crudos pesados en la fAJA

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    Faja petrolifera del orinioco Faja petrolifera del orinioco Document Transcript

    • Caracas, Venezuela Marzo 2010 año 6, número 17 www.venezuelagas.net avpg@venezuelagas.net Boletín Informativo de la Asociación Venezolana de Procesadores de Gas Edición especial “Faja Petrolífera del Orinoco” En esta edición• Editorial 1• La Faja del Orinoco 2 * Proyecto Carabobo - Resultados 6• Junta Directiva AVPG 2008 - 2010 9• Empresas e Instituciones Asociadas AVPG 9 EditorialCon motivo del anuncio por parte del Ministro del Uno de los mayores retos más para estas empresasPoder Popular para la Energía y el Petróleo, Rafael será incrementar el factor de recobro de hidrocarbu-Ramírez Carreño, de los resultados del exitoso pro- ros a 20%, haciendo uso de producción en calienteceso de selección de socios para el desarrollo del en etapas futuras del proyecto donde el gas naturalÁrea Carabobo, hemos estimado oportuno realizar seguramente jugará un papel estelar.esta edición especial del Infogas sobre la Faja Petro-lífera del Orinoco, con la finalidad de presentar una Una vez más, la AVPG observa con satisfacción pro-reseña especial de tan relevante reserva de hidro- cesos como éste, que contribuyen a consolidar elcarburos. desarrollo de la industria de los hidrocarburos en Ve- nezuela.De acuerdo con estimaciones del Ministerio del Po-der Popular para la Energía y el Petróleo, La Faja,con sus 235.000 millones de barriles de crudo pesa-do y extra-pesado, tiene el potencial para apuntalarla producción de petróleo del país de su nivel actuala más de 4 millones de barriles por día en el año2015 y a más de 6 millones para el 2021. Ing. Sebastiano Rizzo Nervo Presidente de la AVPGEn este sentido, iniciamos esta edición presentandouna descripción de la Faja, de los proyectos actualesbajo empresas mixtas y de los diferentes bloquesen que fue dividida para llevar a cabo el proceso decuantificación y certificación de reservas bajo el Pro-yecto Orinoco Magna Reserva, haciendo énfasis enel reciente proceso de selección de socios para eldesarrollo del Área Carabobo.Las empresas que resultaron favorecidas Chevron,Repsol, Petronas, ONGC, Oil Indian Limited, IndianOil Corporation, Mitsubishi, Inpex y la empresa vene-zolana Suelopetrol, trabajarán conjuntamente conPDVSA para llevar adelante tan importantes proyec-tos para la nación. “La gente del Gas Natural y sus productos derivados” 1
    • Marzo 2010Faja Petrolífera del Orinoco Junín, Ayacucho y Carabobo (antes denominas Mache- te, Zuata, Hamaca y Cerro Negro, respectivamente) y aLa acumulación de hidrocarburos pesados y extrapesa- su vez segmentado en 29 bloques de 500 Km2 cadados se ubican principalmente en 281 cuencas distribui- uno aproximadamente, más dos áreas llamadas Boya-das en todo el planeta, siendo la cuenca oriental de cá Norte y Junín Norte.Venezuela, donde se encuentra la Faja del Orinoco, laque ocupa el primer lugar, con 30% de recursos mun- El primer hallazgo de petróleo pesado en Venezueladiales de este tipo de hidrocarburos, mientras que Ca- tuvo lugar en 1914 en el yacimiento Mene Grande ennadá la secunda con 27% de los recursos. la Costa Oriental del Lago de Maracaibo, estado Zulia, siendo ese crudo de 10,5º API. En la Faja de OrinocoPodemos decir entonces, que la Faja Petrolífera del la gravedad mayormente oscila entre 7º y 10º API. ElOrinoco, es la reserva de petróleo pesado y extra pesa- departamento de Energía de EEUU define al petróleodo más grande del mundo. La misma se extiende al sur pesado, aquél que presenta gravedades API entre 10ºde los estados Guárico, Anzoátegui y Monagas, con y 22,3º.700 Km de longitud y entre 35 y 100 Km de ancho; cu- Operaciones en la Fajabre una extensión de 55.314 Km2 y un área de explota-ción actual de 11.593 Km2. Las Asociaciones Estratégicas que operaban en la Faja del Orinoco antes de la nacionalización de 2007 eran:La Faja del Orinoco contiene alrededor de 1.360 millo- Sincor (creada en 1993), Petrozuata (1993), Amerivennes de barriles de Petróleo Original en Sitio (POES), y (proyecto Hamaca, 1997), Operadora Cerro Negrocomo reservas primarias se estiman 235.000 millones (1997) y Sinovensa (2001). Posteriormente, dichasde barriles de petróleo, reservas que están actualmen- Asociaciones cedieron su mayoría accionaria al Esta-te en cuantificación y certificación. do, el cual tiene actualmente el control de la Faja.Este gran reservorio petrolero fue dividido en cuatrograndes áreas, siendo éstas de oeste a este: Boyacá, Figura 1. Empresas Mixtas operativas actualmente en la Faja Petrolífera del Orinoco Fuente: Pdvsa 2009 y edición propia. “La gente del Gas Natural y sus productos derivados” 2
    • Marzo 2010La última productora de Orimulsión Las actuales Empresas Mixtas producen en la Faja del Orinoco 722 MB/D de petróleo extrapesado, que repre-En abril de 2001 se firmó un acuerdo de cooperación sentan después de su mejoramiento, 532 MB/D de pe-en materia de Orimulsión® entre BITOR y China Natio- tróleo de calidad entre 16º y 32º API. (ver figura 1)nal Oil and Gas Exploration and Development Corpora-tion (CNODC) filial de China National Petroleum Corpo- Cabe señalar que en 2008, el vicepresidente de Explo-ration (CNPC) bajo el cual se realizarían pre- ración y Producción de Pdvsa, Luis Vierma, anunció lainversiones para determinar la viabilidad del proyecto. creación de la División Faja integrada por tres Distritos:Ese mismo año, la Asamblea Nacional autorizó a Bitor Morichal, Múcura (incluye todas las operaciones que sea constituir con CNODC una empresa denominada Ori- realizaban en el Dtto San Tomé Sur) y Cabrutica, alfuels Sinoven S.A (Sinovensa) que se le adosaron las operaciones de Petroanzoáte- gui (antes Petrozuata).Más tarde, el Ministerio de Energía y Petróleo(MENPET) con la finalidad de optimizar el valor del re- Marco Fiscalcurso natural y con la intención de utilizar el crudo ex-trapesado para mezclas, ordenó el 31 de diciembre de En la actualidad, la actividad relacionada con crudos2006 el cese de la producción de Orimulsión® extrapesados de la Faja está regulada por la Ley Orgá-(Morichal, estado Monagas). nica de Hidrocarburos: ISLR 50%; Regalía 30% del precio del crudo; Impuesto de extracción 3,33% delEmpresas Mixtas precio del crudo e Impuesto de exportación 0,1% sobre los ingresos brutos.El 1ero de noviembre de 2007 fue publicado en Gace-ta Oficial Nº 38.801, la aprobación de la Asamblea Na- En cuanto a los compromisos con la sociedad figuran:cional para la creación de las Empresas Mixtas que Impuesto de Ciencia y Tecnología, 2% sobre los ingre-operarían en la Faja del Orinoco, donde Pdvsa pasó a sos brutos; Contribución al desarrollo social, 1% sobretener control accionario: ingresos netos; e Impuesto Antidrogas, 1% sobre ingre- sos netos.Petrocedeño, S.A para operar el proyecto Sincor,constituida por Pdvsa CVP (60%), Total Venezuela S.A Proyecto Orinoco Magna Reserva(30,32%) y Statoil Sincor Netherlands B.V (9,68%). El El proceso de cuantificación y certificación de reservasdecreto de transferencia del proyecto fue publicado en de la Faja del Orinoco comenzó el 10 de agosto deGaceta Oficial Nº 38.847 del 10 de enero de 2008. 2006, cuando el presidente Hugo Chávez ordenó la perforación del pozo Carabobo 1, en el bloque 1 delPetropiar, S.A para operar el proyecto Hamaca, cons- área Carabobo, junto con los representantes de Petro-tituida por Pdvsa CVP (70%), y Chevron Orinoco Hol- bras y Pdvsa CVP. El 18 de septiembre Petropars dedings B.V (30%), cuyo decreto de transferencia fue pu- Irán y Pdvsa CVP iniciaron la perforación en el bloqueblicado en Gaceta Oficial Nº 38.846 del 9 de enero de 7 de Ayacucho para continuar el proyecto.2008. Según información del presidente de Pdvsa Rafael Ra-Petromonagas,S.A para operar el proyecto Cerro Ne- mírez, para principios del año 2010, se había logrado lagro, constituida por Pdvsa CVP (83,33%) y Veba Oel & certificación de reservas de 210 mil millones de barrilesGas Cerro Negro, filial de BP (16,67%), cuyo decreto de petróleo. Cuando concluya el proyecto denominadode transferencia fue publicado en Gaceta Oficial Nº Orinoco Magna Reserva en el tercer trimestre de 2010,38.884 del 5 de marzo de 2008. Venezuela habrá certificado la cifra de 235 mil 600 mi- llones de barriles de crudo extrapesado, para un totalPetrosinovensa, S.A o Petrolera Sinovensa. Con de reservas en Venezuela de 316 mil millones de barri-fecha 1ero de febrero de 2008, se publicó el decreto de les de petróleo que equivaldrán al 20% de las reservastransferencia en la Gaceta Oficial Nº 38.863, con lo mundiales de petróleo.cual se completó el proceso de constitución de Petrole-ra Sinovensa, S.A, para efectuar actividades de explo- Para llevar a cabo dicho plan, la Faja del Orinoco fueración y producción en el área de Carabobo, conforma- dividida en 31 bloques, donde diversos países y múlti-da por Pdvsa CVP (60%) y China National Petroleum ples compañías participan en diversas actividades:Corporation, CNPC Venezuela B.V (40%). cuantificación y certificación de reservas, exploración y producción del petróleo, mejoramiento del mismo y su posterior comercialización (ver figura 2.) “La gente del Gas Natural y sus productos derivados” 3
    • Marzo 2010 Figura 2. Proyecto Orinoco Magna Reserva, PDVSA Edición y actualización AVPG a febrero 2010En el Congreso de Crudos Pesados celebrado en la realizar próximamente una cumbre en esa zona petrolí-Isla de Margarita en noviembre 2009, el presidente de fera.Pdvsa Rafael Ramírez enfatizó que la Faja con sus re- BOYACÁ 3: En diciembre 2009 Venezuela y Chinaservas de crudo pesado y extrapesado, apuntalará la firmaron un convenio para ejecutar un estudio de cuan-producción de petróleo del país de 3 millones de b/d en tificación y certificación de reservas petroleras en ella actualidad a 4 millones 250 mil b/d en el año 2015 y Bloque Boyacá 3. Asimismo, firmaron un acuerdo mar-a 6 millones 862 mil b/d para el 2021. co para crear una empresa mixta para la construcción de una refinería en Cabruta, en el estado Guárico (400A continuación, una breve reseña del estatus de los MB/D de capacidad) que procesaría crudo de áreas deBloques: Boyacá y del bloque Junín 8, y otra refinería en Jie- yang, provincia de Guangdong, en China.BLOQUES EN BOYACÁ, POES: 489.000 millones debarriles BOYACÁ 4: En el mes de septiembre de 2008 la em-BOYACÁ 1: El presidente Hugo Chávez les asignó a presa Sur Africana PETROSA firmó con Pdvsa unlos países de la Alianza Bolivariana para los pueblos de acuerdo de estudio conjunto en este bloque.Nuestra América (ALBA) el bloque Boyacá 1. En talsentido, crearán la empresa "gran nacional de energía, BOYACÁ 5: Pdvsa y Petronas de Malasia firmaron enpetróleo y gas" a constituirse por un grupo de empresas febrero de 2008, un acuerdo para la cuantificación deestatales de los países miembros (Antigua y Barbuda, reservas de este bloque. Este bloque posee una exten-Saint Vicent y Granadinas, Cuba, Dominica, Nicaragua, sión de 1.250 Km2, con reservas estimadas en 35.000Bolivia, Ecuador y Venezuela). millones de barriles. La calidad del crudo está entre 5º y 8° API, es decir, petróleo extrapesado.BOYACÁ 2: En junio 2009, durante la VI Cumbrede Petrocaribe, el Presidente Hugo Chávez, reservó la BOYACÁ 6: En abril de 2008 se inició en el bloqueexplotación del campo petrolero Boyacá 2 a los socios Boyacá 6, la cuantificación conjunta entre Pdvsa y laintegrados de la alianza energética de Petro- petrolera Galp de Portugal, según convenio previamen-caribe. Sostuvo que este campo tiene petróleo para te firmado el 2 de octubre de 2007. Las perforacionesmás de 100 años y propuso a los países asistentes “La gente del Gas Natural y sus pro- 4
    • Marzo 2010comenzaron 1 mes después. del estado Anzoátegui, en el Complejo José Antonio Anzoátegui, y se alimentará por los 240 MB/D de JunínBLOQUES EN JUNIN, POES: 557.000 millones de 5, más una corriente de 110 MB/D que se producen enbarriles Petromonagas. Se prevé arranque de operaciones en el 2017. Asimismo, fue firmado un memorando de enten-JUNIN 1: Venezuela y Belarús (Bielorrusia) realizarán dimiento para el desarrollo de una planta termoeléctricainversiones por US$ 8.000 millones en la Faja Petrolífe- con más de 1.000 megavatios, la cual será construidara del Orinoco (FPO) durante los próximos 25 años. Se en el complejo Antonio José de Sucre en Güiria, estadotiene planificada la extracción de 200 MB/D de crudo Sucre.en este bloque, así como la construcción de un Mejora-dor para procesar este crudo. Inversión total del proyecto: US$ 18.700 millones. ÁreaCabe señalar que Pdvsa EyP División Faja, firmó la Junín 5: 671 Km2 y POES 39,99 mil millones de barri-transferencia oficial de los campos operacionales Ostra les.y Oritupano Norte a la empresa mixta Bielovenezolana,creada en 2007 por Pdvsa y la Estatal Unitaria Asocia- JUNIN 6:  El Consorcio Petrolero Nacional de Rusiación de Empresas Productoras Belorusneft de Belarús. (CNP) constituido por Rosneft, Lukoil, Gazpromneft,Dichos campos pertenecían al Dtto San Tomé de la TNK-BP y Surgutneftegaz (40%) trabajarán en conjuntoDivisión Faja, y mantenían una producción de 4,5 MB/D con Pdvsa CVP (60%) para la exploración y producciónde crudo mediano. Con las áreas Ostra y Oritupano de petróleo de este bloque (448 Km2 y POES: 52,7 milNorte, la empresa bielorrusa suma un total de tres cam- millones de barriles) con una inversión aproximada depos en la Faja Petrolífera del Orinoco, junto a Guara US$ 18.000 millones, y un pago de US$ 1.000 millonesEste, transferido inicialmente durante la firma del con- como bono de entrada al proyecto.venio bilateral entre ambas naciones. (PDVSA, diciem- El acuerdo también prevé que estas compañías otor-bre 2009). guen un financiamiento a Venezuela por US$ 2.200 millones, préstamo que deberá pagarse en un plazo deJUNIN 2:  La Asamblea Nacional aprobó la conforma- 7 años con una tasa de interés de 7,4% anual. Adicio-ción de una empresa mixta entre Pdvsa (60%) y Petro nalmente se le concedió a Rusia la ventaja de que po-Vietnam (40%) para la explotación y mejoramiento de drá exportar al país bienes y servicios hasta por US$las reservas de este bloque. El proyecto incluye un Me- 6.400 millones de dólares. La producción máxima esti-jorador. Producción estimada: 200 MB/D, inicio de pro- mada de esta empresa mixta es 450 MB/D de petróleoducción: 2011. Destino del crudo: Refinería en Vietnam. extrapesado a partir del año 2017. El proyecto incluyePago de bono: entre US$ 500 y 600 millones. un Mejorador. Destino del crudo: Mercado internacional.JUNIN 3:  La empresa rusa Lukoil informó en diciembre JUNIN 7: En agosto 2009 finalizó la fase de cuantifica-2008 que emprendería el proyecto Junín 3 en solitario ción del bloque Junín 7, estudio realizado por Pdvsacon el apoyo de Pdvsa. Sin embargo en enero 2010, el CVP en conjunto con la empresa petrolera españolapresidente de Pdvsa Rafael Ramírez expresó su deseo Repsol YPF y la participación de la empresa certificado-de creación de una empresa mixta con el Consorcio ra Ryder Scott: el cálculo del POES (Petróleo Originalconstituido por Lukoil, Gazpromneft, TNK-BP y Surgout- en Sitio) fue estimado en 30.400 millones de barriles.neftgaz, para la producción y procesamiento del petró- Los cálculos estuvieron basados en información de 5leo de este bloque. pozos perforados en la década de los 80, adquisición de nueva sísmica 2D durante el año 2007, 5 nuevosJUNIN 4: Preacuerdo avanzado con la empresa china pozos perforados entre los años 2008 y 2009 y 460 piesCNPC para producir 400 MB/D. Incluye un Mejorador. de núcleo. Este bloque posee una extensión de 502Destino del crudo: Refinerías en China. Km2 y una calidad de su crudo entre 7º y 8º API.JUNIN 5: Firmado un memorando de entendimiento JUNIN 8:  En diciembre 2009, Caracas y Pekín firmaronentre la empresa italiana ENI (40%) y PDVSA (60%) un "acuerdo marco para construir y administrar una em-para la constitución de una empresa mixta, para la ex- presa mixta de producción de hidrocarburos en el blo-ploración y producción inicial de 75 MB/D de crudo me- que Junín 8" de la Faja del Orinoco, con "el objeto dejorado 16º API en el 2013, hasta llegar a 240 MB/D en producir 200 MB/D de crudo extrapesado", según infor-el 2016, con una inversión de US$ 8.300 millones y un mación oficial. (ver información adicional en el bloquebono de participación de US$ 646 millones que ENI Boyacá 3).debió cancelar para este proyecto.Asimismo, se contempla la constitución de una empre-sa mixta de Refinación con capacidad para procesar350 MB/D de petróleo. Dicha refinería con una inver-sión de US$ 9.300 millones, estará ubicada al norte “La gente del Gas Natural y sus pro- 5
    • Marzo 2010 La ronda contempló la construcción de Mejoradores deJUNIN 10:  Pdvsa anunció que desarrollará con esfuer- crudo pesado en el municipio de Soledad, estado An-zo propio el bloque Junín 10, ante la ausencia de un zoátegui, con capacidades de aproximadamente 200acuerdo con las petroleras Statoil de Noruega, y Total MB/D.de Francia. El bloque tiene una extensión de 583 Km2 y El Bloque Carabobo está conformado por tres grandes29 mil millones de barriles de POES, con un factor de subproyectos con capacidad de producción de entrerecobro estimado en 20 por ciento mediante recupera- 400 y 480 mil barriles diarios cada uno.ción mejorada de crudos con inyección de vapor. El Para la ejecución de estos proyectos se conformaránplan de Junín 10 está diseñado para una producción empresas mixtas, en las cuales Petróleos de Venezuelaentre 200 y 300 MB/D de crudo extrapesado y la cons- tendrá 60% de participación, es decir que mantendrá eltrucción de un Mejorador que transformaría este crudo control operativo del proceso.de 8,5º a 35,7º grados API, según información dada en A su vez los tres subproyectos están integrados en sie-enero 2010, con una inversión prevista de US$ 25 mil te bloques divididos en:millones, aunque las empresas Total y Statoil habían a) Proyecto A, conformado por los bloques Carabobo 1manifestado no incluir el Mejorador en su propuesta. Central y Carabobo 1 Norte b) Proyecto B, compuesto por los bloques Carabobo 2JUNIN 11:   En el año 2009 el presidente Chávez invitó Norte y Carabobo 4 Oeste, ya Japón a participar en el desarrollo del bloque Junín c) Proyecto C, que lo configuraron los bloques Carabo-11, cuyas reservas se estiman en 30.000 millones de bo 2 Sur, Carabobo 3 Norte y Carabobo 5. (ver figurabarriles. Los socios serían Inpex, Mitsubishi Corpora- 3).tion y Jogmec. Producción de crudo: 200 MB/D. Inver- Para el despacho del crudo Pdvsa construirá, por cuen-sión aproximada: US$ 8.000 millones. No se conoce ta propia o en asociación con sus socios, la infraestruc-estatus de esta negociación. tura necesaria para el despacho de crudo en Araya, estado Sucre. Este terminal tendrá una capacidad ini-JUNIN NORTE:  En el año 2006, la empresa ONGC de cial para 800 mil barriles diarios de petróleo. Tambiénla India, fue la segunda empresa que inició operaciones se construirán aproximadamente 400 kilómetros deen la Faja, y centró operaciones en la zona norte de oleoductos de 42 pulgadas.Junín. En abril 2008 Pdvsa CVP y la trasnacional Los primeros barriles se extraerían en 2012-2013,ONGC Videsh Ltd (OVL) suscribieron el contrato para mientras que los Mejoradores deberán estar construi-la constitución de la empresa mixta Petrolera IndoVene- dos entre 2016 y 2017.zolana S.A., para la exploración, extracción, recolec-ción, transporte y almacenamiento de crudo y gas natu- Inversiones estimadas: Está previsto que se necesi-ral asociado en el campo San Cristóbal (160,18 Km2) ten entre 10.000 y 20.000 millones de dólares para des-ubicado en Junín Norte, entre Guárico y San Cristóbal. arrollar cada proyecto. Sólo el mejorador cuesta entre 6.500 a 12.000 millones de dólares.BLOQUES EN CARABOBO, POES: 227.000 millonesde barrilesProyecto Carabobo:Siete (07) bloques de crudo pesadodel área de Carabobo en la Faja delOrinoco fueron ofrecidos a 21 empre-sas. Cuatro de estos bloques de Cara-bobo ya habían sido certificados porPdvsa y Petrobras de Brasil.Entre las empresas interesadas figura-ron: la británica BP, Chevron, Shell,las chinas CNPC y Sinopec, Ecopetrol,ENI, Galp, las japonesas Inpex, Jog-mec y Mitsubishi, la india ONGC, Pe-trobras, Petronas, Statoil, Total, unconsorcio ruso y la compañía venezo-lana Suelopetrol.El paquete de información de datosfue vendido por PDVSA por US$2 mi- Figura 3. Bloques del Proyecto Carabobollones. Fuente: Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo, 2009 “La gente del Gas Natural y sus productos derivados” 6
    • Marzo 2010Marco Fiscal: La tasa de Impuesto Sobre la Renta apli- Destino del crudo mejorado: mercado internacionalcable (ISLR) es de 50%. En cuanto a la Regalía, ésta Bono de entrada: US$ 500 millones y Financiamiento apodrá bajar de 30% hasta 20%, si se estima que el pro- Pdvsa: US$ 1000 millones.yecto no pueda recuperar sus inversiones en 7 años.Más otros aplicables. Bloque Carabobo 2: No recibió ofertas, quedando re-Arbitraje: El arbitraje internacional sólo está previsto servado para PDVSA, o para una adjudicación futura.para resolver las controversias en torno al financiamien-to de los proyectos. Las petroleras que participaron en el proyecto Carabo- bo podrán anotarse en libros su parte de las reservasEmpresas seleccionadas de crudo pesado, pero no utilizarlas como garantía para endeudamiento.Bloque Carabobo 1: conformado por Carabobo 1 cen-tral y Carabobo 1 Norte, fue adjudicado al consorcio En el anuncio de las adjudicaciones, el Presidente deliderado por Repsol de España (11%); que incluye a la Pdvsa Rafael Ramírez, explicó que en Carabobo 1 y 3estatal Petronas de Malasia (11%); a la estatal petrole- se prevé que el factor de recuperación del petróleo ori-ra de la India Oil and Natural Gas Corporation (ONGC), ginal en sitio, será de 20%. "Estas son unas empresas11% y las petroleras Oil Indian Limited (3,5%) y la In- mixtas que van a tener un período de funcionamientodian Oil Corporation (3,5%), igualmente de la India. En de 25 años hasta 40 años. De aquí hasta allá todos losla empresa mixta Pdvsa tendrá la mayoría accionaria factores varían, estamos calculando con base en 20%(60%). el factor de recobro”.Producción estimada: 400 MB/D de crudo XP.Construcción de Mejorador en Soledad, estado Anzoá- Sin duda alguna, este aumento del factor de recobrotegui. será uno de los retos más importantes que tengan queDestino del crudo mejorado: mercado internacional. enfrentar las empresas mixtas a ser formadas. Para elloBono de entrada: US$ 1050 millones y Financiamiento será necesario utilizar métodos de producción en ca-a Pdvsa: US$ 1050 millones. liente en etapas futuras de los proyectos, donde se es- pera que el gas natural por su papel de combustible lim- pio jugará un papel estelar. Inversiones. El Ministro Ra- fael Ramírez también infor- mó que el monto total de la inversión extranjera en los bloques de Junín y Carabo- bo ascendería a 80 mil millo- nes de dólares (US$ 80.000 millones), de los cuales 50 mil millones se darán en los proyectos en Junín, y 30 mil millones de dólares en los dos bloques de Carabobo. La firma de los acuerdos está pautada para el próximo Figura 4. Empresas seleccionadas en Bloques Carabobo 1 y 3 25 de marzo. Fuente: Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo, 2009Bloque Carabobo 3: conformado por Carabobo 2 Sur,Carabobo 3 Norte y Carabobo 5, fue adjudicado al con-sorcio liderado por Chevron de EEUU (34%), que inclu-ye a Mitsubishi (2,5%) e Inpex (2,5%) de Japón; y Sue-lopetrol, de Venezuela (1%). En la empresa mixtaPdvsa tendrá la mayoría accionaria. (60%).Producción estimada: 400 MB/D de crudo XP.Construcción de Mejorador en Soledad, estado Anzoá-tegui. “La gente del Gas Natural y sus productos derivados” 7
    • Marzo 2010BLOQUES EN AYACUCHO, POES: 87.000 millones AYACUCHO 7: En el año 2005 Pdvsa y Petropars dede barriles Irán suscribieron un acuerdo para la cuantificación yAYACUCHO 2: En el bloque 2 del área Ayacucho, se certificación de las reservas del bloque 7 de Ayacucho.inició el 18 de febrero de 2008 el estudio de cuantifica- Poco más tarde, en septiembre de 2006, los presiden-ción de reservas entre PDVSA y la empresa Rusa TNK- tes Hugo Chávez y Mahmoud Ahmadineyad dieron ini-BP, honrando así lo que previamente se había suscrito cio a las actividades mediante la perforación del pozoentre las partes el 26 de octubre de 2007. MFK-4E del campo Kuricapo, del respectivo bloque. ¿El futuro de Venezuela está en la Faja?AYACUCHO 3: Durante el mes de julio de 2008 en elmarco de una gira encabezada por el presidente deVenezuela a Rusia, se suscribió un acuerdo para la En enero 2010, el Servicio Geológico de Estados Uni-ejecución de un estudio de cuantificación de reservas dos (USGS) informó que en la Faja del río Orinoco enen el Bloque Ayacucho 3 entre PDVSA y la empresa Venezuela yace una de las más grandes reservas deRusa GAZPROM. petróleo del mundo, calculada en unos 513.000 millo- nes de barriles de crudo pesado que podrían ser extraí- dos. “Eso sería casi el doble de las reservas probadasAYACUCHO 5: El presidente Chávez invitó a Ecuador de Arabia Saudita, el mayor productor de crudo dely Chile a participar en el desarrollo del bloque Ayacu- mundo” apuntócho 5 en la cuantificación y certificación de sus reser- Chris Schenk, geólogo del USGS, afirmó además quevas. En tal sentido, en agosto 2008 los mandatarios no se basaba en las reservas estimadas, sino en laChávez y Correa inauguraron el respectivo bloque. cantidad de petróleo que es técnicamente recuperable “con la tecnología que nosotros conocemos hoy. Esta-AYACUCHO 6: En febrero 2007, el presidente de Ve- mos diciendo que son técnicamente recuperables, peronezuela y el de Argentina Néstor Kirchner dieron inicio no necesariamente económicamente recuperablesa la perforación en el bloque Ayacucho 6, dado un me- hoy”, acotó Schenk en una entrevista telefónica desdemorando de entendimiento suscrito entre Pdvsa y las Denver.empresas estatales Energía de Argentina (Enarsa) yAdministración Nacional de Combustible, Alcohol y Por- Fuentes consultadas:tland (Ancap) de Uruguay. Petróleos de Venezuela, PDVSA Agencias internacionales de NoticiasLa perforación del pozo MFD-29E, en la localización Agencia Bolivariana de Noticias (ABN)MFD-AJ (A6-04), se realizó en el bloque Ayacucho 6, el Prensa Nacional diversacual tiene una extensión de 477 Km2 y está situado a Tópicos Petroguía – La Faja del Orinoco, en el contexto95 Km. de la población de San Tomé, estado Anzoáte- Energético Mundialgui. Realizado por : Ing. Noris Gómez Figura 4. Proyecto Faja del Orinoco. Desarrollo de la Infraestructura. Fuente: PDVSA, 2009 “La gente del Gas Natural y sus productos derivados” 8
    • Marzo 2010 66 Empresas e Instituciones Asociadas AVPG. Marzo 2010 • Accroven • Holanda Venezuela • Squire Sanders & Dempsey • Atlántida Socotherm • Imosa • Statoil • Baker Energy de Venezuela • Inepetrol • GDF SUEZ - Global Gas & LNG, Ltd • Baker & McKenzie • Invensys Systems Venezuela • Teikoku Oil & Gas Venezuela • Banco Mercantil • IPD Latin America • Termaq • BASF • Jantesa • TDW Services Latinoamericana, C.A. • Bureau Veritas de Venezuela S.A. • KPMG • TMC Venezuela • Chevron Corporation • Lindsay C. A. • Torres Plaz Araujo • Confurca • Macleod Dixon • Total • Consorcio SGF, C.A. • Mitsubishi Venezolana • Universidad Central de Venezuela • Domegas • Mitsui de Venezuela • Universidad de Carabobo • Dow Venezuela • Otepi • Universidad de Oriente • Dresser Rand de Venezuela • Oterca Maquinarias • Universidad de Los Andes • Econoinvest • Parra Perozo Ingeniería • Universidad del Zulia • Emerson Electric • Pdvsa Gas • Universidad Simón Bolívar • Energing Gas y Electricidad • Pequiven • Urdaneta Gazprom • E & M Solutions • Repsol YPF • Venequip • Ernst & Young • Santiago Puig & Asociados • Venezolana de Desarrollos (VENDES) • Espiñeira, Sheldon & Asoc. • Schlumberger Venezuela. • Vepica • Fluor Venezco • Shell Venezuela • Ven Tecna • Grupo KC • Siemens • Ypergas • Hoet Peláez Castillo & Duque • Skanska • Y&V Ingeniería Construcción Junta Directiva AVPG 2008 - 2010Cargo Nombre Empresa Cargo Nombre EmpresaPresidente Sebastiano Rizzo AVPG Director Oscar Fariña Pdvsa GasV.P. Institucional Luis Alberto Terrero Vendes, C.A Director Polia de Sáez PequivenV.P. Técnico Carlos Cámera Fluor Venezco Director Freddy Salas PequivenDirector Tesorero Miguel Salazar PricewaterHouseCoopers Director María Nelly Paparoni StatoilDirector Secretario Fernando M. Fernández Baker & McKenzie Director Ramiro Páez Repsol YPFPres.Cons.Consult. Nicolás Bracho Dow Director Luisa Cipollitti G.E. TermaqDirector Tito Bonadonna Otepi Director Luis Eduardo Niño TMC VenezuelaDirector Manuel Menéndez Vepica Director Noel Kotorowych Petrobras Energía VenezuelaDirector Leopoldo Olavarría Macleod Dixon Director Antonio Ramírez KPMGDirector Jacinto Colmenares Tecnoconsult Director Alfredo Urdaneta MitsubishiDirector Francisco Sánchez Inepetrol Director Eudis Prieto YpergasDirector Carlos Chacín Grupo KC Direct.Ejecutiva Nancy América Pérez AVPG Producción Ejecutiva: Noris Gómez y Nancy América Pérez Todos los derechos reservados Asociación Venezolana de Procesadores de Gas Depósito Legal Nro. ppx200503CS402 ISSN: 1856 - 2841 Multicentro Empresarial del Este, Torre Libertador, Núcleo A, piso 15, oficina A-153 b, Av. Libertador, Chacao. Caracas, Venezuela.Telfs: (58-0212) 266.88.31, 266.89.53 Fax: (58-0212) 262.21.34 “La gente del Gas Natural y sus productos derivados” 9