República Bolivariana de Venezuela.Ministerio del Poder Popular para la Defensa.

Universidad Nacional Experimental Politécnica de la fuerza Armada Nacional.Núcleo Carabobo – Extensión Isabelica.

Profesor (a): Integrantes: Lic. Emilio Fagundez. Golindano Rafael C.I: 19.683.422. González Diana C.I: 20.179.301.

Grillo Francis C.I: 18.774.300.Mujica Luís C.I: 18.344.545.

Rodríguez Mariana C.I: 20.163.934.Torres Gabriel C.I: 19.011.648. Vásquez José C.I: 19.001.185.

Sección: I-007D.VII Semestre. Ing. Petróleo.

Junio 11 de 2011.

ÍNDICE

Contenido Pág.

Portada……………………………………………………………………………………………………… 1

Índice……………………………………………………………………………………………………….. 2

Introducción……………………………………………………………………………………………. 3, 5

Desarrollo……………………………………………………………………………………………….. 6, 46

Anexos…………………………………………………………………………………………………….. 47, 50

Concusión…………………………………………………………………………………………………. 51, 53

Bibliografía…………………………………………………………………………………………….. 54

INTRODUCCIÓN

El aprovechamiento del petróleo en nuestro país se remonta al año 1535, según una referencia de Gonzalo Fernández de Oviedo, pero es sólo a partir de 1917 que comienza a tener participación importante en la economía y en 1925 la exportación petrolera genera más divisas que las tradicionales exportaciones de café y cacao.

El petróleo constituye en Venezuela la principal fuente de ingresos, hasta el punto que no se establecen otras fuentes de riqueza, por lo que se puede decir que la economía y el presupuesto nacional está sujeto en cada ejercicio fiscal a las fluctuaciones de los precios internacionales del petróleo.

El petróleo es producto de la acumulación de restos orgánicos depositados junto con grandes masas de sedimentos en el fondo de los mares, a lo largo de millones de años. Así las cuencas sedimentarias guardan íntima relación con las áreas productoras de petróleo.

La rentabilidad de su explotación e industrialización es precisamente lo que ha hecho que el estado venezolano haya vuelto la cara hacia la Faja y puesto mucho interés en su estudio a partir de 1979.

La faja petrolífera de Orinoco se encuentra localizada al norte del río Orinoco, ocupando la zona sur de la cuenca Oriental de Venezuela, con un área aproximada entre 40000 y 50000 Km2.

El pasado 07 de enero 2006 se cumplieron 70 años de la perforación del primer pozo en el Campo Faja Petrolífera del Orinoco (la Faja), el Canoa-1 el cual resultó seco. Cuenta el geólogo Aníbal R. Martínez que comenzó a perforarse el 16 de octubre de 1935. El campo sería descubierto el 14 de noviembre de 1938 por el pozo Suata-1. Esa gran

fuente de recursos que es la Faja podría convertirse en una de las mejores alternativas energéticas para el mundo de los tiempos por venir.

La Faja es la acumulación de petróleo movible más importante del mundo. Otras acumulaciones gigantes son las Arenas de Atabasca en Canadá (1.600 MMMB de recursos), las “lútitas petrolíferas” de Wyoming, Utah y Colorado en los EE.UU. (1.200 MMMB de recursos) y las acumulaciones similares que puedan encontrarse en China, Australia, Alemania, Estonia, Brasil y otros países.

Estas acumulaciones que pudieran competir con la Faja, tienen la característica que los hidrocarburos que contienen no fluyen en forma natural, desde los yacimientos hacia los pozos, por lo que en la mayoría de los casos tienen que ser explotados utilizando prácticas de minería o procesos de “recuperación asistida” y físicos dentro o fuera del yacimiento. En otras palabras, es más costosa su producción. Valga aclarar que los depósitos en las “lútitas” no son de petróleo propiamente dichos, son mezclas de kerógeno y rocas compuestas de arena, arcilla y carbonato de calcio.

¿Por qué el desarrollo total de la Faja en el mediano y largo plazo?

Partiendo de la premisa de que la Faja es la única fuente significativa de reemplazo de la declinación de los campos petroleros “tradicionales” de Venezuela, es necesario desarrollarla completamente, si se quiere continuar siendo el suplidor confiable que ha representado el país, desde el comienzo de la explotación de sus hidrocarburos en 1914. Otra razón de peso es la oportunidad de aprovechar el suplir parte importante de la creciente demanda de energía a nivel mundial. Y lo más

esencial, es la fuente para generar las divisas necesarias para apalancar el paso del país hacia la modernidad y el progreso.

FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO

Reseña Histórica:

Si se realiza una historia del desarrollo de la Faja Petrolífera del Orinoco podríamos empezar a partir de los años 1935/1940 considerados los años de descubrimiento de estas grandes reservas. Durante la década de los treinta, se registró el comienzo de operaciones petroleras más allá de la producción simple, mediante operaciones de inyección de gas natural a los yacimientos. El 7 de enero de 1936, se completó “La Canoa número 1”, primer pozo perforado a través de una faja extensa de acumulaciones de petróleo crudo extrapesado y bitumen natural al norte del río Orinoco.

Si bien es cierto que la Faja Petrolífera del Orinoco, fue descubierta en el año 1936, con la perforación del pozo CANOA-1, el cual produjo para aquel entonces un crudo de aproximadamente 7 °API, a una tasa de 40 Bbl/día; se debe tener en cuenta que no fue sino hasta finales de los años 60, que el estudio sobre la Faja Petrolífera del Orinoco se cuantifico, cuando, a través de PDVSA, se evaluaron técnicas de producción de frío y caliente.

Es importante destacar que al inicio de la producción de la Faja Petrolífera del Orinoco, 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 primera solución al problema de producción fue aportada por el área de perforación, la cual, por medio de pozos horizontales se obtenía mayores flujos con menor diferencial de presión y una minimización de la producción de arena. Por medio de ésta tecnología se obtuvo recobros semejantes al uso de pozos verticales con inyección cíclica de vapor.

El siguiente paso en el fortalecimiento de la producción, fue la evolución de las bombas de cavidad progresiva (BCP) y las bombas eléctricas sumergibles (BES), con las cuales se puede manejar crudos pesados a grandes volúmenes.

La evolución de pozos horizontales a pozos multilaterales marco el siguiente paso y quizás el más significativo, ya que permitió llegar a varias arenas simultáneamente y juntos con BCP y BES, arrojar factores de recobro de un 12% aproximadamente y junto con la incorporación de métodos de recuperación térmica como inyección de vapor cíclica o continua, inyectar emulsiones químicas o la combustión in situ, permitirá a los yacimiento de la FPO, obtener recobros superiores al 20%.

Durante intensa campaña exploratoria de la plataforma continental venezolana se levantaron en 1978-1983 más de 100.000 Km de líneas sísmicas y se perforaron 92 pozos.

Al Golfo de Venezuela le correspondieron 6.890 km, que definieron una sección estratigráfica favorable para generación y almacenaje de hidrocarburos y gran número de trampas estructurales y estratigráficas prospectivas.

Ya para los años de 1980/1990; El barril de petróleo estaba a ocho dólares. Mientras que el rico territorio, de más de 55 mil kilómetros cuadrados y ubicado al sur de los estados Guárico, Anzoátegui y Monagas, quedó a merced de las transnacionales. A partir de la privatización de ese recurso.

El primer campo en probar suerte con la producción en masa de la FPO fue Zuata (Petrozuata), hoy llamado Junín, quien a partir de 1997, inicio el estudio de sus áreas observando que el campo se compone de extensos depósitos de fluviales, que formaron cuerpos de areniscas continuos y bien conectados, con espesores de 50 pies en promedio, y canales de varios Km de extensión. Cada pozo perforado en Zuata, poseía entre 1200 y 1500 m de sección horizontal, con el fin de atravesar gran parte del canal, además estaban equipados con una BCP o una BES, para llevar el crudo hasta la superficie.

Al llegar el crudo a superficie y luego de pasar por los separadores, se procede a inyectar un diluyente de Nafta o petróleo liviano de unos 47 °API, con el propósito de reducir la viscosidad , disminuir la deshidratación y obtener una mezcla de unos 16 °API, para luego ser enviado a unas instalaciones de mejoramiento de crudo.

Con la perforación de pozos horizontales en Zuata, se esperaba producir entre 1200 y 1500 Bbl /día, pero la producción promedio alcanzó unos 800 Bbl/día, dando indicios de que algo estaba sucediendo. El problema fue resuelto por el análisis de registros eléctricos, los cuales

mostraron que los pozos horizontales, en ocasiones penetraban areniscas intercaladas con limonitas, es decir, yacimientos delgados con poco volumen de petróleo, dando indicios de una geología más complicada de lo que se esperaba.

Para drenar éste tipo de yacimientos, hacía falta tramos laterales y por ende pozos más complejos, dado éste caso se procedió a la toma de datos provenientes de sísmica 3D, registros eléctricos, la perforación de gran cantidad de pozos estratigráficos y la implantación de tecnología de punta para la perforación como herramientas MWD y LWD, motores de fondo y herramientas direccionales como: POWER DRIVE, con el fin de corregir la dirección de un pozo a tiempo real, mientras se perfora, para lograr cumplir las metas de las arenas y formaciones a alcanzar. Entre los tipos de pozos multilaterales podemos encontrar los siguientes:

Dual apilado. Dual tipo ala de gaviota. Triple apilado. Triple tipo pie de cuervo. Dual tipo orquilla. Tipo espina dorsal.

Es significativo destacar que todo esto transcurrió hasta finales de los años 90. En la actualidad son muchos los planes que se han venido desarrollando, para optimizar la producción de estas grandes reservas. La faja con sus 235.000 millones de barriles de crudo, pesados y extrapesados, al poseer el potencial para aumentar la producción de petróleo del país de su nivel actual a mas de 4millones de barril por día y estimando 6 millones para el 2021, se desarrollaron convenios bajo empresas mixtas y de los diferentes bloques en que fue dividida para

llevar a cabo el proceso de cuantificación y certificación de reservas bajo el proyecto Orinoco Magma Reserva.

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 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. Ejemplos de los campos descubiertos entonces:

• Temblador (1936)• Pilón (1937)• Uracoa (1937)• Los Caritos (1940)• Tucupita (1945)• Jobo (1956)• Morichal (1958)

También se puede decir;

Génesis.

El origen de los hidrocarburos de La Faja es motivo de controversia desde el conocimiento inicial del inmenso depósito atípico. La acumulación de petróleo en el tercio sur de la cuenca sedimentaria de Maturín, inmediatamente al norte del río Orinoco, que llamamos familiarmente La Faja, fue descubierta en 1938. La denominación precisa es CAMPO FAJA DEL ORINOCO, pues se trata de un depósito ininterrumpido, con una línea única envolvente de todos los yacimientos en el subsuelo.

La hipótesis más común es que el petróleo es el resultado de procesos de degradación, biodegradación y oxidación de tipos más livianos, como los que se encuentran en los campos al norte. Otra teoría es que hemos encontrado los hidrocarburos en un cierto momento de su evolución, en el camino hacia la conformación de tipos diferentes con cantidades más apreciables de oxígeno en sus estructuras moleculares.

El fenómeno de "estratificación" de los pesos específicos es interesante, pero sin duda hay reservorios en La Faja que se deslizan por debajo de acumulaciones más "livianas". La acción del gas natural y del agua de percolación en cuanto agente de "meteorización" son elementos que no se pueden dejar de considerar.

Indagando un poco mas en su historia, cabe destacar que al comienzo de su desarrollo, la dimensión extraordinaria de La Faja produjo debates y apreciaciones diversas, más dudas y recelos, que satisfacción plena. El trabajo geológico original de 1967, por los geólogos José Antonio Galavís y Hugo Velarde, es un estudio clásico preliminar de sus reservas y recursos. La controversia que se suscitó de inmediato fue enconada y a veces desconsiderada.

En el mes de abril del año 1971, el Ministerio de Minas e Hidrocarburos decidieron cambiar el nombre que se usaba, faja

bituminosa, al de Faja Petrolífera del Orinoco, de manera que referirse hoy a “faja bituminosa” es un retroceso de 35 años. El reconocimiento en grande del campo comenzó con el trabajo conjunto del Ministerio y la compañía estatal Corporación Venezolana del Petróleo. A Petróleos de Venezuela se le asignó en el año 1977 la tarea de la evaluación de la Faja. Entonces se dibujó un área aleatoria de 55.314 kilómetros cuadrados, la cual fue repartida entre las cuatro filiales operadoras, Lagoven, Meneven, Maraven y Corpoven. El esfuerzo, que se cumplió en siete años, acumuló 2.500 años/hombre. En total, entre otras cosas, se terminaron 662 pozos, se tomaron 5 millones de metros de registros de pozos, se hicieron 373 análisis de petróleo crudo, 129 de gas natural y 206 de agua connata, se levantaron 120.000 kilómetros de líneas sísmicas y se cortaron más de 3.200 metros de núcleos de los mantos perlíferos. La cifra de petróleo inicialmente en el sitio, anunciada el primero de marzo de 1984, fue de 187,8 millardos de metros cúbicos.

El Ministerio de Energía y Petróleo reinstituyó en el año 2005, el área de evaluación marcada fortuitamente 30 años atrás en el año 1977 para PDVSA. Los segmentos idénticos entregados a las filiales Lagoven, Meneven, Maraven y Corpoven fueron renombrados Carabobo, Ayacucho, Junín y Boyacá.

La Faja del Orinoco

La Faja tiene unos 700 Kilómetros de largo y arranca desde Tucupita, Delta Amacuro, atraviesa los Estados Monagas y Anzoátegui y

cubre parte del Estado Guárico. Tiene un ancho de 32 a 100 Kilómetros y su área abarca unos 53.720 Kilómetros cuadrados.

Es una extensa zona rica en petróleo de Venezuela, ubicada en la margen izquierda del río Orinoco, que tiene aproximadamente 650 km de este a oeste y unos 70 de norte a sur, para un área total de 55.314 km². Estos territorios comprenden parte de los estados: venezolanos Guárico, Anzoátegui, Monagas y Delta Amacuro.

Las acumulaciones de hidrocarburos van desde el suroeste de la ciudad de Calabozo, en Guárico, hasta la desembocadura del río Orinoco en el océano Atlántico.

Es considerada la acumulación más grande de petróleo pesado y extrapesado 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 explorada en estos momentos está conformada por cuatro campos:

• Campo Carabobo: con reservas estimadas en 227.000 millones de barriles.

• Campo Boyacá: con 489.000 millones de barriles.• Campo Junín: con 557.000 millones de barriles.• Campo Ayacucho: con 87.000 millones de barriles.

Para un total de 1,36 billones de barriles, subdivididos 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.

Venezuela posee muchos yacimientos de petróleo pesado, siendo el más importante la faja petrolífera del Orinoco ( FPO ) ,la cual se extiende por el flanco norte del río Orinoco, ocupando una extensión de 55000 Km2 , de los cuales se encuentran en explotación 11593 Km2 , lo que es, aproximadamente un 21% de su extensión.

La FPO, se encuentra dividida por 4 campos descritas anteriormente: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo. Éstos, a su vez divididos en bloques:

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

Para un total de 27 bloques, que albergan un POES, de 1360 MMMBLS. Distribuidos como sigue:

Boyacá: 489 MMMBLS. Junín: 557 MMMBLS.Ayacucho: 87MMMBLS.Carabobo: 227 MMMBLS.

De las cuales, se prevee cuantificar 236 MMMBLS. Para ubicar a nuestro país como la nación con las reservas de hidrocarburos líquidos más grande del planeta con un total aproximado de 313 MMMBLS, juntando las reservas actuales de 77 MMMBLS con las de la FPO.

La FPO, fue descubierta en el año 1936, con la perforación del pozo CANOA-1, el cual produjo crudo de 7 °API, a una tasa de 40 Bbl/día; pero no fue hasta finales de los años 60, que el estudio sobre la FPO se cuantifico, cuando, a través de PDVSA, se evaluaron técnicas de producción de frío y caliente.

Muy característico de la mecánica y comportamiento de la producción de los yacimientos de crudos pesados es que el volumen extraíble inicial está entre 3 y 10%. Sin embargo, aún así, en el caso de la Faja, dada la inmensa suma de petróleo en sitio (1 billón de barriles), la extracción primaria corre entre 30.000 millones y 100.000 millones de barriles. Más, si mediante la aplicación de métodos de mejoramiento de la producción (por ejemplo, las inyecciones de vapor) se dobla duplicar la extracción primaria, entonces el volumen producible estaría entre 60.000 millones y 200.000 millones de barriles. Esta cifra será mejor apreciada cuando se compara con los 46.421 millones de barriles de crudo de todo tipo producidos en Venezuela durante ochenta años.

Otra de las características de las formaciones que conforman los yacimientos de crudos extrapesados y pesados es que son arenas no consolidadas, o sea que los granos de arena tienen poca adhesión entre sí y por lo tanto son bastante sueltos. Esta condición hace que el yacimiento en su estado virgen muestre alta porosidad y alta permeabilidad, pero al ser penetrado por la barrena la pared del hoyo es bastante inestable. La alternativa es utilizar sacanúcleos que tienen portanúcleos de goma para lograr la mayor extracción posible.

Por otra parte, las formaciones deleznables exigen que el pozo sea terminado utilizando empaques apropiados de grava para inducir el apilamiento y la estabilidad de la formación. Además si el pozo va a ser

sometido a inyección de vapor, la sarta de revestimiento tiene que ser cementada tomando en consideración este hecho y, de igual manera, la sarta de producción y sus elementos conexos tienen que ser escogidos selectivamente para cumplir su funcionamiento bajo altas temperaturas.

Otras de las características de este tipo de crudos es que están acompañados de muy poco gas, situación que no ayuda al mecanismo natural de producción del yacimiento y al flujo ascendente del petróleo por la sarta hacia la superficie. Por tanto, difícilmente son pozos de flujo natural.

Definiciones

La caracterización de los hidrocarburos del campo Faja del Orinoco debe hacerse conforme a las directivas de clasificación del petróleo del Grupo de Estudios de los Congresos Mundiales del Petróleo y a las definiciones conjuntas para uso universal de la nomenclatura de reservas y recursos de petróleo adoptados por la Sociedad de Ingenieros de Petróleo, los Congresos Mundiales del Petróleo y la Asociación Norteamericana de Geólogos Petroleros.

Las definiciones aplicables a La Faja son:

• Hidrocarburos: Sustancias químicas compuestas exclusivamente de hidrógeno y carbono.

• Petróleo: Mezclas predominantemente de hidrocarburos que existen en la naturaleza.

• Petróleo Crudo: porción de petróleo con una viscosidad dinámica igual o menor a 10.000 milipascales a la temperatura del yacimiento y presión atmosférica libre de gas.

• Bitumen Natural: porción de petróleo con una viscosidad dinámica igual o mayor a 10.000 milipascales a la temperatura del yacimiento y presión atmosférica libre de gas.

• Milipascales Segundo: (mPa.s) Es una de las unidades derivadas del Sistema Internacional para la Viscosidad Dinámica, de dimensión gramos por centímetro por segundo; es idéntica al centipoise (cP), la unidad CGS de medida de uso general en la industria petrolera; el centistoke (cSt) es la unidad CGS de viscosidad cinemática expresada en centímetros cuadrados por segundo.

La caracterización del petróleo, es decir, lo que fija su esencia de hidrocarburo según las definiciones, se hace aplicando el criterio de la viscosidad dinámica, el único que puede situar la sustancia en la porción petróleo crudo o en la porción bitumen natural, y de ninguna manera por la dificultad de la operación de recobro o conforme a un determinado peso específico.

Una vez definido que se trata de petróleo crudo, su clasificación entonces sí se determina sobre la base del peso específico: si éste es mayor de 1.000 kilogramos por metro cúbico el petróleo crudo es extrapesado; el rango aceptable recomendado para el petróleo crudo pesado es de 920 a 1.000 kilogramos por metro cúbico.

Morfología y Composición

Las cuatro quintas partes de los hidrocarburos de La Faja saturan las arenas bien desarrolladas, gruesas, que fueron depositadas en los deltas de los caudalosos ríos de curso al norte, que drenaban el escudo guayanés hace treinta millones de años. La sección es el Miembro Morichal de la Formación Oficina, de edad Mioceno temprano a medio. Las arenas se van montando sobre la penillanura cámbrica, de manera que tienen una alineación general este-oeste, interrumpida en el área principal de producción Machete por el prominente arco de El Baúl, que se desplaza del noroeste hacia el sureste.

En las áreas de producción Hamaca y Pao a Zuata es notable la segregación de petróleo crudo extrapesado y de bitumen natural en la dirección sur, contra el borde del escudo. La proporción de bitumen natural a petróleo crudo es más alta en el área de producción Cerro Negro, mientras que por causa de una génesis distinta, en el área de producción Machete, la viscosidad dinámica aumenta, existiendo algunos bolsones de gas natural y algunas saturaciones de petróleo crudo de peso específico medio. La relación petróleo crudo/gas natural es muy baja.

El contenido de vanadio es muy alto, característica de La Faja. El valor promedio es de 400 partes por millón peso, pero en algún sitio del área de producción Machete llega a 1.500 ppm. Otro metal común es níquel. El contenido de azufre generalmente está entre 2,5% y 3,5%.

Una vez identificado el método más apropiado y adecuado para perforar los pozos de campo Faja del Orinoco, se determinó la verdadera capacidad de producción de las arenas y el efecto extraordinario de la inyección de vapor en el rendimiento, tanto del petróleo crudo extrapesado como del bitumen natural.

Clasificación del Petróleo

Los hidrocarburos en La Faja se caracterizan como bitumen natural y petróleo crudo de peso específico extrapesado.

En el área específica de producción de Cerro Negro, el petróleo crudo llega a tener peso específico de 979 kilogramos por metro cúbico (13 °API) y en el área de producción Machete el bitumen natural alcanza un peso específico de 1.050 kilogramos por metro cúbico. La movilidad del petróleo a condiciones del yacimiento es tan alta como para permitir el flujo natural cuando la terminación ha sido conducida con mínimo daño a las formaciones.

El criterio de 10.000 milipascales para diferenciar un petróleo crudo del bitumen natural tendría que ser objeto de análisis. De todas formas, fue adoptado por el Instituto para el Entrenamiento y las Investigaciones de las Naciones Unidas UNITAR en 1984. La experiencia de la explotación del bitumen de la Faja del Orinoco demuestra que 7.000 milipascales podría ser más conveniente para la caracterización y conformarse mejor a la condición del bitumen natural.

Proyectos en Desarrollo:

La gran mayoría de los proyectos que se están desarrollando por parte del gobierno, en la faja del Orinoco, están enfocados a mejorar su producción y ampliar los recursos económicos del país; entre los proyectos que se están ejecutando podemos mencionar:

1. Plan Siembra Petrolera

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.

2. Proyecto Socialista Orinoco

Es uno de los componentes del Plan Siembra Petrolera, a través del cual se fomenta el desarrollo integral, social, económico y productivo del Eje Orinoco y parte del Río Apure. Cuenta con seis ejes estratégicos: Proyecto Orinoco Magna Reserva, desarrollo de negocios, tecnología, desarrollo social, infraestructura petrolera y no petrolera, y proyectos productivos socialistas.

3. Proyecto Orinoco Magna Reserva

Este proyecto con visión geopolítica, en el que participan 22 países, permitirá elevar las reservas venezolanas a 316 mil millones de barriles de crudo, ratificando a Venezuela como el país con la mayor acumulación de

hidrocarburos líquidos a nivel mundial. La estrategia para el desarrollo del Proyecto Magna Reserva se centra en la cuantificación y certificación de las reservas de hidrocarburos existentes en los cuatro grandes campos que conforman la Faja petrolífera del Orinoco. Durante 2008 PDVSA logró una cifra récord en toda su historia petrolera al incorporar, a través de este proyecto, un total de 74 mil millones de barriles de petróleo, para así ubicar en diciembre del pasado año las reservas totales de Venezuela en 172 mil millones de barriles. En esta zona existe también un volumen significativo de Gas Original en Sitio (GOES), que indica la posibilidad de autoabastecimiento en las futuras estrategias de explotación en la FPO, puesto que se visualiza la ejecución de proyectos de inyección de vapor que requerirán grandes sumas de gas para su generación.

En los próximos 15 años, con el nuevo desarrollo de la Faja Petrolífera del Orinoco, se estima una producción acumulada de aproximadamente 3 mil millones de barriles por cada proyecto.

En 2008 se dio inicio al Proyecto Carabobo, para la producción de crudo extrapesado en esta área de la FPO y la construcción de dos mejoradores para producir crudo de alta calidad.

Extensión Geográfica de la Faja del Orinoco:

Es una extensa zona rica en petróleo de Venezuela, ubicada en la margen izquierda del río Orinoco, que tiene aproximadamente 650 km de este a oeste y unos 70 de norte a sur, para un área total de 55.314 km²; pero solo están siendo explotados 11.593 km² . Estos territorios comprenden parte de los estados venezolanos Guárico, Anzoátegui, Monagas y Delta Amacuro; e incluyen la

Sub-Cuenca de Guárico, Cuenca Cariaco, Cuenca de Oriente y Sub-cuenca de Maturín (esto debido a que la faja forma parte de la Cuenca Oriental). Las acumulaciones de hidrocarburos van desde el suroeste de la ciudad de Calabozo, en Guárico, hasta la desembocadura del río Orinoco en el océano Atlántico.

Es considerada la acumulación más grande de petróleo pesado y extrapesado 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.

Zonas o Campos:

La porción de la Faja del Orinoco explorada en estos momentos está conformada por cuatro campos:

• Campo Carabobo con reservas estimadas en 227.000 millones de barriles

• Campo Boyacá con 489.000 millones de barriles• Campo Junín con 557.000 millones de barriles• Campo Ayacucho con 87.000 millones de barriles

Para un total de 1,36 billones de barriles, subdivididos 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.

Es de destacar que cada campo posee cierta cantidad de bloques; el Campo Boyacá incluye seis (6) bloques, Junín que posee diez (10), Ayacucho con siete (7) y Carabobo con cuatro (4). En cada uno de estos

operan cierta cantidad de pozos como por ejemplo en el campo Carabobo, donde operan 40 pozos aproximadamente.

Cuenta con cinco empresas mixtas, todas con mayoría accionaria de 60% por parte de PDVSA. Cuatro de ellas son producto de la nacionalización en 2007: Petrocedeño (Total y Statoil), Petropiar (Chevron), Petromonagas (BP), Petrolera Sinovensa (CNPC) y Petromacareo (Petrovietnam); ésta última producto del Proyecto Orinoco Magna Reserva.

Mantiene una producción de 838 mil barriles diarios y reservas probadas estimadas en 153 mil millones de barriles.

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); sus reservas recuperables estimadas, basadas en un factor de recobro total de 20%, están en el orden de 272 mil millones de barriles, de los cuales se tenían oficializados 37 mil millones de barriles para 2005 y quedan por oficializar 235 mil millones de barriles.

Actualmente Venezuela es el único país con reservas significativas de crudo en el hemisferio occidental y se convertirá en el primer país del mundo con la mayor cantidad de reservas de crudo.

La Orimulsión en la Faja Petrolífera del Orinoco

Su nombre proviene de una combinación entre Orinoco y emulsión. Es un producto formado por la emulsión de un 70% de Bitumen y un 30% de agua; donde el bitumen queda prácticamente suspendido sobre el agua

en forma de pequeñas gotas. En este proceso se puede decir que el bitumen se pulveriza.

La Orimulsión está constituida básicamente por carbono (que es su componente principal), hidrógeno y otros compuestos considerados impurezas en el petróleo; tales como: azufre, nitrógeno y oxigeno. Además contiene metales como vanadio, níquel, sodio y magnesio.

Existen algunas diferencias entre el bitumen y el petróleo; y aunque ambos son considerados Hidrocarburos, el petróleo por ejemplo flota en el agua, mientras que el bitumen se hunde en el agua (dulce); otra diferencia es que el petróleo por ser menos viscoso y más líquido, tiende a fluir con facilidad; el bitumen por su parte es mas viscoso y fluye con mucha dificultad, por lo que se recurre a diversos medios para su extracción. Por esta y más diferencias, fue que nació la idea de implementar la Orimulsión; ya que la Faja Petrolífera del Orinoco contiene bitumen.

El uso que proporciona la orimulsión, es una especie de combustible industrial de alto poder calorífico; diseñado para plantas donde se genera electricidad, fabricas de cemento, plantas de fertilizantes y grandes complejos químicos. Es importante destacar que en la actualidad, la Orimulsión compite con otras fuentes energéticas como el carbón y el aceite pesado.

¿Que Países Están Empleando La Orimulsión?

Actualmente son muchos los países donde se están realizando las pruebas para mostrar la eficiencia del producto y promover su comercialización; entre los que podemos destacar China, Guatemala y Venezuela. Mientras que otros países como Canadá, Dinamarca, Lituania, Japón, Barbados, Italia y Alemania ya poseen un contrato para implementar este producto. Se debe mencionar que no es un mercado fácil, por encontrarse compitiendo como se menciona anteriormente con fuentes energéticas como el carbón y el aceite pesado; que se han venido utilizando durante un largo tiempo y son de confiabilidad para industrias de larga tradición.

¿Es Suficiente La Materia Prima Y Como Afectaría Este Al Ecosistema?

Tomando en consideración que los recursos naturales no son renovables y que en la actualidad es cada vez mayor su consumo; en lo que se refiere a la Orimulsión, las grandes reservas de bitumen natural en la Faja del Orinoco, garantizan suministro por lo menos hasta principios del siglo XXII.

Otro aspecto que se debe tener en cuenta a parte de la cantidad de materia prima que se posee, es el gran impacto que se produce cuando se trabaja con este tipo de producto. Estudios realizados, señalan que el impacto es mucho menos que el de los campos petroleros convencionales; ya que estos se perforan con técnicas especiales. Además se puede contribuir con el ecosistema, una vez que se agoten los pozos, ya que las zonas pueden ser restauradas.

Por otro lado la Orimulsión como todos los otros combustibles fósiles da origen a contaminaciones del tipo atmosférico; dando paso a la Lluvia Acida y Efecto Invernadero, estas se dan básicamente por el alto

contenido de azufre, nitrógeno y carbono y los óxidos que se producen en la combustión de estos compuestos.

En cuanto a Contaminación de las Aguas, un derrame de Orimulsión

es una posibilidad casi remota; debido a los diversos planes de contingencia que se han establecidos al momento del manejo del producto. En el caso de producirse un derrame, es importante tener en cuenta que la Orimulsión presenta características mucho menos tóxicas y nocivas que el aceite pesado. En agua salada esta se dispersa rápidamente causando menos daños en el plumaje de las aves, mientras que en agua dulce como se menciona en párrafos anteriores este se va al fondo y se puede recuperar succionándolo. En tierra un derrame de este tipo de producto no causa mayor alarma, ya que este no se filtra y por ende no causa daños a las fuentes de agua potable.

Las Reservas y Los Recursos

Petróleos de Venezuela (PDVSA), confirmó el 1ero de marzo de 1984 la cuenta definitiva del petróleo estimado que existe originalmente en los yacimientos del subsuelo de La Faja, es decir: el petróleo inicialmente-en-el-sitio conforme a la Definición SPE/WPG/AAPG: 187 millardos 800 millones de metros cúbicos.

Los elementos que deberían constituir la base para la nomenclatura de las reservas y los recursos del campo Faja del Orinoco son las directrices del Grupo de Estudios de los Congresos Mundiales del Petróleo WPC y las definiciones conjuntas de para uso universal de la

Sociedad de Ingenieros del Petróleo SPE, los Congresos Mundiales del Petróleo WPC y la Asociación Norteamericana de de Geólogos Petroleros AAPG.

El volumen de recursos prospectivos es insignificante, con relación al de recursos contingentes y reservas. Todas las estimaciones por áreas principales de producción indicadas en esta sección para petróleo crudo y bitumen natural son del autor, derivadas de las cifras oficiales de Petróleos de Venezuela y del Ministerio de Energía y Minas (que no siempre coinciden).

Hidrocarburos “En El Sitio”.

Se estima que hidrocarburos de La Faja son fundamentalmente petróleo crudo y bitumen natural; el petróleo crudo es de peso específico extrapesado, con cantidades poco significativas de crudo pesado. También hay en el campo cierta cantidad de gas natural asociado y bolsones aislados de gas natural libre, sin importancia comercial, pero que han resultado muy útiles para las operaciones de campo.

El volumen de petróleo crudo inicialmente en el sitio en el campo Faja del Orinoco, que es la cantidad total de petróleo que se estima existió originalmente en los yacimientos del subsuelo, antes de comenzar

a ser explotado, es de 119 millardos de metros cúbicos de petróleo crudo extrapesado. En cuanto al bitumen natural, la cantidad inicialmente en el sitio en el campo es de 63 millardos de toneladas métricas.

La proporción estimada para uno y otro hidrocarburo en La Faja es 63-27%, aproximadamente dos tercios a un tercio. La razón se mantiene en las áreas principales de producción San Diego, Zuata y Machete, baja a 55-45% en las áreas principales de producción Cerro Negro y Pao, y aumenta a sólo cuatro quintos en el área principal de producción Hamaca.

Por lo tanto, conociendo los resultados de los numerosos proyectos y estudios adicionales completados durante la década de los años noventa, se ha estimado que la cantidad de hidrocarburos inicialmente en el sitio de las seis áreas principales de producción representa el 80% del total en el campo Faja del Orinoco.

Recursos Prospectivos.

La estimación de recursos prospectivos de petróleo crudo del campo Faja del Orinoco al 31/12/1999 en el único prospecto exploratorio reconocido, la fosa tectónica de Espino en el área de producción Zuata, fue de 70 millones de metros cúbicos.

Recursos Contingentes.

El volumen mayor de los hidrocarburos en La Faja son recursos contingentes, ya que están descubiertos y comprobados, pero su

extracción comercial no se encuentra sujeta a algún tipo de programa de desarrollo firme o de explotación a tiempo fijo.

Los recursos contingentes tienen relación directa con la posibilidad de la ganancia de los hidrocarburos, al cabo de la terminación de proyectos bien definidos de operaciones de recuperación secundaria. En las áreas principales de producción Cerro Negro, Hamaca y San Diego se han completado exitosamente sendos programas pilotos. En la medida en que Petróleos de Venezuela convenga asociaciones en La Faja, ciertas cantidades de recursos contingentes pasaran a ser reservas posibles.

El estimado conservador de la cuantía de los recursos contingentes en La Faja al 31/12/1999 fue de de 22 millardos 400 millones de metros cúbicos de petróleo crudo extrapesado y 14 millardos 400 millones de toneladas métricas de bitumen natural, lo cual representa, respectivamente, el 24% y el 29% de los hidrocarburos inicialmente en los depósitos. La relación petróleo crudo/bitumen natural de los recursos contingentes de La Faja es 60%-40%. El 70% del petróleo crudo y el bitumen natural se concentra en las áreas principales de producción Cerro Negro, San Diego y Zuata.

Reservas No Probadas y Reservas Probadas.

Las reservas no probadas de petróleo crudo en La Faja al 31/12/1999 fueron de 16 millardos de metros cúbicos. Las reservas probadas a la misma fecha fueron de 5 millardos 600 millones de metros cúbicos de petróleo crudo. Las cantidades de reservas no probadas y reservas probadas de bitumen natural en el campo Faja del Orinoco son, a

la fecha, de 300 millones de toneladas métricas, respectivamente, una fracción mínima de los hidrocarburos en el sitio. Mientras que las cantidades de reservas no probadas y reservas probadas de petróleo crudo representan 16% y 6% de los volúmenes inicialmente en el sitio, en cambio apenas representan 1,2% y 0,6%, respectivamente, del bitumen natural.

Producción.

La producción de los hidrocarburos del campo Faja del Orinoco hasta 1999 es exigua, como es de esperar, pero está creciendo a buen ritmo y, con la puesta en marcha de las asociaciones estratégicas, logrará nivel significativo el año 2002.

La producción de petróleo crudo en el campo Faja del Orinoco comenzó en el año 1961, desde los yacimientos inferiores en la Formación Oficina de los campos Morichal y Jobo; el crudo, mezclado con el del área principal de producción Cerro Negro se exportó vía oleoducto de 70 kilómetros por el terminal de Punta Cuchillo, en la margen derecha del río Orinoco. La producción del año 1999 fue 950.000 toneladas métricas, en tanto la acumulación al 31/12/1999 fue 50 millones de metros cúbicos.

La producción de bitumen natural comenzó en el año 1990, con el inicio de la exportación a escala comercial para las plantas de orimulsión en Inglaterra y Canadá. La producción durante el año 1.999 fue de 5 millones de toneladas métricas, en tanto la producción acumulada para esa fecha fue de 27 millones de toneladas métricas.

Mecanismos de Producción.

Conocido los valores del POES (Petróleo en el Sitio), el “factor de recobro FR” es el parámetro indispensable para establecer las reservas probadas, y para establecerlo se necesita conocer antes el “mecanismo de producción” principal de los yacimientos. Para definir los mecanismos de producción de la Faja se considera en primer lugar que los yacimientos son casi horizontales, presentando un buzamiento regional de no más de cuatro grados en dirección Sur-Norte, sin contactos gas-petróleo, pero sí agua-petróleo. Otro parámetro de interés son las características de las arenas que conforman los yacimientos, las cuales en general tienen alta porosidad, son no consolidadas, es decir, son deleznables y se producen en gran medida junto con el crudo y bitumen. Finalmente, influirá en el comportamiento de producción la presencia de agua. Por ejemplo, en el caso de Cerro Negro hay una producción creciente de agua en el tiempo. En la Faja el mecanismo predominante es el de gas en solución, con la característica que se está en presencia de un “Petróleo Espumante”, lo cual incrementa el recobro final.

Con respecto a la declinación anual de producción de los yacimientos en explotación, una buena referencia es el caso del área O-16 que tiene 20 años produciendo (anteriores campos Jobo y Pilón) y ahora pertenece a Cerro Negro y produce los bitúmenes para Bitor, a través de 97 pozos completados, de los cuales hay unos 50 activos. En esa área hay elevada producción de agua y arena, y alta declinación (15% en los pozos desviados y 10% en los horizontales). La presión inicial era de 1126 libras por pulgada cuadrada (lpc) y hoy es de 735 lpc. Unos parámetros confiables para la evaluación de las reservas también aparecen en el estudio de Bitor, en el caso de la presión y corte de agua, se utilizaron los

siguientes: Producción de abandono 50 barriles por día por pozo y corte de agua 95%.

Los FR de las cuatro áreas en explotación se ha estimado conservadoramente entre 6,1% y 11,8 % del POES (Tabla 1). Un estudio de 2004 para el área de Bitor lo sitúa en 5,69%, utilizando las curvas de declinación de presión de cada pozo en producción. El Plan de Negocios 2006-2012 de PDVSA presenta un factor de recobro aún más conservador de 2,3%, porque incluye tanto las áreas en explotación como las que no han sido otorgadas. Por otra parte, PDVSA presentó en Houston en el año 2004 (Figura 9), escenarios de factores de recobro de 8,5%, 12,0%, 16,0% y hasta 20%, para alcanzar producciones pico de 3,0, 4,5, 7,0 y 8,0 millones de barriles diarios, correspondiente a los años 2030, 2050, 2060 y 2065 respectivamente.

Producción Actual.

Los pozos multilaterales, la perforación horizontal, el uso de bombas electro sumergibles y la inyección de vapor y diluentes han resultado elementos exitosos para tener los altos volúmenes de producción que reporta el Ministerio de Energía y Petróleo para las cuatro Asociaciones Estratégicas y Bitor. Para el mes de mayo 2004, según el MEP, se estaban produciendo 617.000 barriles diarios de crudos extrapesados y bitumen, a través de unos 961 pozos activos, lo que produce el excelente indicador de 642 barriles diarios por pozo.

El Ministro de Energía y Petróleo informó del otorgamiento de 27 bloques de la Faja con un área de 500 kilómetros cuadrados cada uno,

siguiendo lo establecido en el Artículo 37 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos LOH.

Considerando la extensión total de las cuatro áreas ya otorgadas, se concedería el resto en toda su extensión, y por lo tanto tales bloques serán contiguos, por lo menos adyacentes por varios lados, lo que hará obligatorio la firma de Convenios de Unificación de los yacimientos en explotación, según lo establecido en el Artículo 42 de la LOH.

Al aplicar los Convenios de Unificación de los yacimientos, los operadores de cada bloque deberán compartir con sus vecinos todas las inversiones, los gastos y la producción, y por supuesto las ganancias, en función de una serie de parámetros, donde resaltarán las reservas de petróleo que diga tener cada uno, los límites de los yacimientos, así como la ubicación geográfica de cada bloque.

Costos de Producción.

Los costos de producción aguas arriba se han reducido drásticamente, al descender de 3,0 $/Bbl en 1991 a 0,95 US$/Bbl en 2003, al pasar de la producción en frío a los pozos horizontales y las bombas electro sumergibles, lo que multiplicó la producción de los pozos. Los costos de mejoramiento están entre 2 y 3 US$/Bbl, los financieros entre 4 y 5 US$/Bbl, para un costo total entre 7 y 9 US$/Bbl. Cuando se otorgaron las licencias para las asociaciones los costos totales se estimaron alrededor de 12 US$/Bbl.

Requerimientos en la Faja del Orinoco.

El mapa de la Faja Petrolífera del Orinoco, que posee las mayores reservas de crudo del planeta, cambió. Buena parte de los 27 bloques del mayor reservorio de petróleo, en proceso de certificación, han sido ofrecidos a empresas estatales extranjeras, que según analistas algunas no estarían en capacidad al menos en un mediano plazo de desarrollar ese tipo de yacimiento de crudo extrapesado, dado sus altos costos de producción y complejidad de procesamiento.

Hasta ahora, Venezuela ha firmado memorandos de entendimiento con una decena de empresas estatales foráneas que hasta la fecha no han recibido los derechos para explotar los campos de la Faja, pero que sí han constituido los primeros pasos para alcanzar los derechos y desarrollar esas áreas en un futuro. Algunas, incluso ya están en el proyecto Magna Reserva cuantificando el reservorio.

En reiteradas oportunidades, el presidente Hugo Chávez ha calificado la Faja como un factor integrador con otros países. Algunos analistas piensan que las estatales tienen limitaciones para desarrollar la Faja, ya que se trata de un tipo de petróleo más difícil de producir, que una vez que se produce debe ser mejorado y para eso se necesita tecnología y que algunas empresas entre ellas las bielorrusas, las hindúes, vietnamitas, chilenas, argentinas, uruguayas no tienen el músculo financiero para los proyectos. Con Belarús hay un memorando para explotar tres nuevos yacimientos en la Faja.

Además del financiamiento, otro inconveniente es la comercialización de los subproductos en el proceso de mejoramiento como lo representan el coque y el azufre. Se piensa que para la cifra de la que

habla el Presidente de producir en promedio unos 200.000 barriles por crudo se necesitan alrededor de 5.000 millones de dólares, montos con los que no cuentan esas compañías ni con las refinerías respectivas para procesar petróleo mejorado.

De todas estas firmas, las rusas son las que están en mayor capacidad de asumir el compromiso, pero en otros casos los proyectos resultarían cuesta arriba.

Actualmente, los cuatro mejoradores operativos de la Faja, más una asociación con CNPC, en los que PDVSA posee la mayoría accionaria tras la nacionalización, están produciendo 600.000 barriles de crudo por día. Sin embargo, es procesado posteriormente en refinerías de conversión profunda, principalmente en EEUU, dado su alto contenido de azufre y metales.

PETROMONAGAS mejora el crudo hasta unos 16º API, mientras que PETROANZOATEGUI mejora el crudo hasta 16º a 19º API, para luego procesarlo en esas refinerías. En las refinerías tradicionales también pueden ser procesados, pero rinde un 12%, quedando el 88% como residuo.

Actualmente Venezuela adecua a conversión profunda las refinerías Cardón, Puerto La Cruz y El Palito. Se cree que las refinerías tienen que ser de conversión profunda para hacer rendir más los crudos pesados, extraer más diesel y gasolinas.

Convenio de Venezuela con Rusia.

En la Gaceta Oficial del 23/11/2009, se publicó el decreto de la Asamblea Nacional con la Ley Aprobatoria del convenio entre Venezuela y Rusia de fecha 30/09/2008 (enmendado el 18/03/2009 y el 14/08/2009), sobre cooperación para el desarrollo de proyectos estratégicos conjuntos mediante una empresa mixta de la Corporación Venezolana del Petróleo (60%) y el Consorcio Nacional Petrolero ruso (40%). El Convenio permite:

• Actividades relacionadas con el desarrollo integral de las reservas recuperables de petróleo existentes en el bloque Junín 6 del campo Faja del Orinoco, por lo cual el Consorcio pagaría USD 600 millones a la creación de la empresa mixta, deducibles de un pago por compromiso no identificado.

• El estudio de la extensión del acuerdo a los bloques Junín 3, Ayacucho 2 y Ayacucho 3.

• La producción y mejoramiento por empresa mixta de 70 000 m³/d (450 000 b/d) de petróleo extrapesado, a partir de 2016, con un período inicial de mezcla de hasta tres años y tiempo de pago de las inversiones de tres años.

• Petróleos de Venezuela otorgaría al Consorcio ruso los incentivos fiscales que requiera, para una operación comercial favorable.

• El Consorcio prestaría a Petróleos de Venezuela hasta USD 2,2 millardos.

Algunos opinan que los compromisos derivados del convenio pudieran ser muy poco favorables para Venezuela, pues opinan:

• No se menciona nada respecto a las tecnologías a emplear para el mejoramiento del crudo, que no tienen ni Venezuela ni Rusia. Las cuatro asociaciones estratégicas contaban con su propia tecnología.

• El volumen de las operaciones es mayor al de la totalidad de tres de los cuatro esquemas en uso.

• No se menciona el financiamiento. La inversión tendría que hacerse USD 18 millardos Venezuela y 12 millardos Rusia, capital que ninguno de los dos países tiene a su disposición, por el contrario, los riesgos tan altos que se les aplica que dificultan al extremo suponer la fuente de los préstamos.

• No hay cláusula de protección segura y respeto en relación con los clientes actuales de Petróleos de Venezuela.

• La posibilidad de un compromiso no identificado, según acuerdo del 15/10/2009, que permitiría al Consorcio ruso proveer bienes y servicios, según el cronograma de entregas, durante el lapso 2010-2012 por USD 6,4 millardos y por otra parte el pago a Rusia de USD 3,3 millardos por tales compras, que en la fase inicial, la estatal petrolera venezolana deberá pagar $2,3 millardos a cuenta de esas compras.

Cuantificación y Certificación.

Existe una gran confusión en el uso de los términos cuantificación y certificación. Recientemente, se han aplicado con mucha frecuencia al campo Faja del Orinoco.

Cuantificación es la estimación de las cantidades de reservas y recursos de petróleo en los yacimientos del subsuelo. Por cuanto respecto a tales volúmenes en el subsuelo existe un grado de incertidumbre

variable, inherente e irreducible, el proceso tiene que ser eminentemente técnico y requiere un trabajo preciso, cuidadoso y transparente. El volumen del petróleo originalmente-en-el-sitio, es la mejor estimación posible y razonable, conforme al conocimiento que en ese momento se tenga de los reservorios. El factor de recobro, que determina cuánto será la recuperación final, tiene que usarse con propiedad científica y no debe ser objeto de manipulación alguna.

Certificación de la magnitud de las reservas y de los recursos de petróleo se define como la opinión profesional que afirma la exactitud y certeza de la cuantificación. Por su naturaleza, la certificación está íntimamente ligada a valores profesionales y personales inmutables, como son la integridad, la honestidad, la objetividad y la imparcialidad, así como al conocimiento técnico especializado y el respeto debido a las normas de la competencia.

Desarrollo de la Faja a Mediano y Largo Plazo.

Partiendo de la premisa de que la Faja es la única fuente significativa de reemplazo de la declinación de los campos petroleros “tradicionales” de Venezuela, es necesario desarrollarla completamente, si se quiere continuar siendo el suplidor confiable que ha representado el país, desde el comienzo de la explotación de sus hidrocarburos en 1914. Otra razón de peso es la oportunidad de aprovechar el suplir parte importante de la creciente demanda de energía a nivel mundial. Y lo más esencial, es la fuente para generar las divisas necesarias para apalancar el paso del país hacia la modernidad y el progreso.

El Proceso de Mejoramiento.

|Este proceso comprende dos etapas. Un mejoramiento muy sencillo, acua conversión, que produce un crudo de 16º API. Otro, el mejoramiento parcial más avanzado donde resulta en un producto mayor a 26º API y luego un producto llamado sintético de alta calidad que puede ir a cualquier mercado. Hay otra corriente similar ente 16 y 22º API que va a procesos subsecuentes de refinación. Los productos de Petrozuata van a Paraguaná y Lake Charles, y los de Cerro Negro van a Chalmette. Los crudos mejorados de alta calidad de Sincor y Hamaca (Ameriven) van al mercado abierto. Estos dos últimos tienen gravedades de 32º API y 26º API, respectivamente (ver Figura 15).

Los primeros subproductos del mejoramiento son el gas asociado, el crudo “sintético”, los gases mejorados, el coke y los gases puros. De estos resultan el GLP, los productos tradicionales de refinería, las olefinas (etano, propano, butanos), nafta, kerosén y diesel. El coke va a generación eléctrica y de los gases puros se produce gas de síntesis y GTL (gas to liquid, que es un diesel puro).

En Cerro Negro se tienen 2 trenes de deshidratación y tratamiento, un sistema de compresión de gas para ser usado como combustible y ventas, y un sistema de disposición de agua salada. Los detalles del mejorador son los siguientes: Destilación atmosférica (157 kbd), coquificación retardada (48 kbd / 2200 TPD de Coke), purificación de hidrógeno e hidrotratador de nafta, tratamiento de aminas, 2 plantas de azufre súper Clauss y una planta de tratamiento de aguas agrias y efluentes.

En el mediano plazo, las Asociaciones tienen las siguientes propuestas:

Petrozuata instalará un desalador adicional, un grupo de bombas de residuo corto en las unidades de vacío y modificarán los equipos menores de la unidad HTN.

Por su parte Sincor modificará su fraccionador y otros equipos menores de las unidades de coquificación, HTN y sistemas de alivio. Cerro Negro y Hamaca solo realizarán modificaciones menores en algunos equipos.

Hay propuestas para producir y mejorar el crudo de Machete y construir plantas de mejoramiento en Guiria. Falta por plantearse la construcción en el mismo sitio de plantas de mejoramiento y refinerías.

Empresas Mixtas.

Según PDVSA, sólo las empresas mixtas que se conformaron con las antiguas operadoras de los convenios operativos, ocupan 44.603 kilómetros cuadrados (4% del territorio nacional), el 6% de las reservas probadas y el 16% de la producción. Si a esto se le agregan las cifras de las asociaciones estratégicas y las nuevas empresas mixtas hechas con otras compañías y gobiernos extranjeros, el control del capital extranjero sobre la producción y reservas sobrepasan con facilidad el 30% nacional, tomando en cuenta que las nuevas empresas mixtas constituidas se han hecho alrededor de la faja del Orinoco.

Ahora ¿cómo se ubica Venezuela frente a esta crisis petrolera? una vez que se cuantifica nuestra reserva petrolera en 72. Mil millones de barriles de petróleo medio y medio a liviano; Venezuela se ubicó, en el 6to país con la mayor disponibilidad de petróleo en el mundo. Detrás de Arabia Saudita, Irak, Irán, Kuwait y Los emiratos Árabes. Luego, en 2002. Tras la comprobación de nuevos yacimientos en su mayoría ubicados en el Golfo de Venezuela, éste lugar se consolidará al quedar certificadas las reservas en 77,8. Mil millones de barriles. Y aunque parezca retrogrado a diferencia de muchos países sólo, hemos tenido problemas de envergadura en algunos yacimientos por consecuencia del paro petrolero del 2002-2003. O por una mala praxis operativa.

En la actualidad el estado ejecuta “El Proyecto Magna de la Faja Petrolífera Del Orinoco” donde se cuantificará y certificará el petróleo pesado y extra-pesado. (Petróleo que ya cuenta con tecnología rentable y factible para su explotación y refinación) existente en un área de 11.539 Km2 al norte del río Orinoco. Y cuya meta es certificar 235. Mil millones de barriles (reserva probada o certificable), que podrían llegar a los 313. Mil millones de barriles (reserva probable). Pero el área total de la faja es de 55.314 Km2. En donde algunos eruditos han ‘hipotetizado’ que exista una reserva de: entre 800. Mil millones y 1,1. Billón de barriles (reserva no probable), es decir: ¡En nuestro país probablemente haya igual o mayor cantidad de petróleo, que la sumatoria de todas las reservas del mundo!

En el 2006, de 32 empresas de los antiguos convenios operativos, 19 decidieron firmar con Pdvsa para operar bajo el esquema de empresas mixtas: Repsol YPF (España), China Nacional Petroleum Corporation (China), VOG (Venezuela), Perenco (Francia), Harvest (EEUU), Hocol (Reino Unido), Inemaka (Venezuela), Suelopetrol (Venezuela), Petrobras (Brasil), Tecpetrol (Argentina), Teikoku Oil (Japón), British Petroleum

(Reino Unido) y Shell (Reino Unido). También se sumaron Compañía General de Combustibles (Argentina), Open (Venezuela), West Falcon, VOG (Venezuela) Chevron (EEUU), Eni (Italia), Opic Karimun, Ineparia, Petrocanadá (Canadá).

Las asociaciones estratégicas allí instaladas: Cerro Negro, Sincor, Ameriven y Sinovensa, también debieron convertirse en socios de Pdvsa para dar paso a Petromonagas, Petrocedeño, Petropiar y Sinovensa, respectivamente. Petrozuata, ahora Petroanzoátegui, se había planteado como empresa mixta, pero luego con el retiro de la petrolera estadounidense ConocoPhillips, Pdvsa quedó como única dueña. Las transnacionales que se acogieron al nuevo esquema fueron: Total (Francia), Statoil (Noruega), ConocoPhillips (EEUU), Chevron (EEUU).

En Petromonagas es una de las empresas mixtas ubicada en la Faja del Orinoco, en la cual la petrolera estadounidense ExxonMobil tenía una amplia participación accionaria. Cuando el Ejecutivo nacional decretó la "nacionalización" de la Faja Petrolífera, ExxonMobil decidió retirarse. Actualmente, en Petromonagas, Pdvsa posee una participación accionaria de 83,3% y la petrolera BP tiene 16,67%. La operadora produce 105 mil barriles de petróleo diarios”.

A las anteriores cifras hay que agregar que para junio-julio del presente año, las empresas transnacionales van a responder sobre nuevos bloques petroleros ofrecidos en la faja por parte del gobierno, también bajo las figuras de empresas mixtas; con esto no es aventurado señalar que el control directo del capital petrolero internacional y de gobiernos extranjeros puede llegar con facilidad al 50% de la producción petrolera nacional. Los mapas siguientes de la propia PDVSA ilustran con total

nitidez la descarada entrega de los yacimientos petroleros venezolanos al capital internacional y a gobiernos extranjeros:

El petróleo en sitio se estimó en 1.182 millones de barriles (MMMB), de los cuales 267 MMMB -es decir un 22%- serían recuperables. Esta cifra, para darnos una idea de su magnitud, es equivalente a las reservas probadas de Arabia Saudita. Desde luego, las reservas probadas, es decir, las reservas recuperables con la tecnología existente y en condiciones económicas actuales, son mucho menores. Pero aun así, la Faja Petrolífera del Orinoco es de una magnitud tal que garantiza al país su presencia como un exportador de primera importancia para todo el futuro previsible.

Servicio Geológico De EE.UU.

Según un estudio publicado este viernes por el Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS, en inglés), la Faja Petrolífera del Orinoco, en Venezuela, contiene 513 mil millones de barriles de petróleo extraíbles, casi el doble que lo estimado anteriormente, lo que representa la mayor acumulación de petróleo evaluada por esa agencia estadounidense.

La empresa estatal Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) calcula que existen 1,3 billones de barriles de petróleo en el área de 50 mil kilómetros cuadrados al este del país suramericano pero, según el cálculo

anterior, tan sólo unos 280 mil millones de barriles podrían ser explotables.

El estudio del USGS es el primero en evaluar exactamente cuánto crudo es posible sacar de la reserva venezolana con la tecnología que se dispone en la actualidad y su resultado casi dobla esa cifra.

Esto coloca a Venezuela muy por delante de las reservas oficiales de Arabia Saudí, que ascienden a 266 mil millones de barriles.

Christopher Schenk, un científico del USGS, dijo que se requieren unos procesos de refino especializados para generar productos petroleros de esa Faja, “pero es petróleo y puede generar el mismo tipo de productos que otras clases de petróleo”.

El Gobierno de Venezuela ha iniciado el proceso de explotación de la Faja Petrolífera del Orinoco, en el que participan casi 20 petroleras extranjeras.

Definiciones de términos básicos.

Definiciones SPE /WPC/AAPG

Las definiciones SPE /WPC/AAPG aplicables a la Faja son:

1.Recursos Prospectivos: Cantidad de petróleo que, para una cierta fecha, puede estimarse será eventualmente recuperada desde yacimientos por descubrir. Esta categoría de recursos podría elaborarse en un esquema de categorías que mostrarían el estado de las acumulaciones, relativo al riesgo cada vez menor que significa la

madurez creciente del desarrollo del depósito. Las categorías de Concepto Exploratorio, Expectativa Exploratoria y Prospecto Exploratorio corresponderían a los escenarios de Estimado con Alta Incertidumbre, El Mejor Estimado y Estimado con Baja Incertidumbre. En la nomenclatura de los congresos de 1987, a los recursos prospectivos los habíamos llamado "Recuperación Potencial No Descubierta".

2.Recursos Contingentes: Cantidad de petróleo que, de una cierta fecha en adelante, puede estimarse será eventualmente recuperada desde yacimientos conocidos, pero que bajo las condiciones económicas del momento no se consideran comerciales. Para los Recursos Contingentes, No Comercial tipifica al Estimado con Alta Incertidumbre, Técnicas No Probadas a El Mejor Estimado y Técnicas Probadas al Estimado con Baja Incertidumbre. En la nomenclatura de los congresos de 1987, por supuesto no se habían definido Recursos Contingentes. Las Definiciones también determinan que los recursos son las cantidades de petróleo que serán eventualmente recuperadas de los yacimientos del subsuelo, indistintamente de si ellos han sido descubiertos o no. En cuanto a recursos descubiertos, la porción recuperable ha sido denominada recursos contingentes, mientras que la otra porción no es recuperable.

3.Reservas Probadas: Cantidad de petróleo que conforme al análisis de la información geológica y de ingeniería puede estimarse con certeza razonable será comercialmente recuperable, de una cierta fecha en adelante, desde yacimientos conocidos y bajo las condiciones económicas del momento.

4.Reservas Probables: Cantidad de petróleo que el análisis de la información geológica y de ingeniería sugiere mayor que no probable y que será comercialmente recuperable.

5.Reservas Posibles: Cantidad de petróleo que el análisis de la información geológica y de ingeniería sugiere menor que probable en su recuperación comercial. Las reservas no probadas se designaron en Venezuela "reservas semi-probadas" hasta 1986.

CONCLUSIÓN.

El Plan de Negocios 1996 – 2009 de PDVSA llamado "Apertura

Petrolera" contempla un agresivo esfuerzo exploratorio que disminuya la tradicional tendencia a ir agotando más rápidamente sus menores reservas de condensados, livianos y medianos, que tienen mayor valor en el mercado, en proporción a la menor disposición de sus mayores reservas de crudos pesados y extrapesados. A tal efecto desarrolla una estrategia exploratoria múltiple:

Este esfuerzo exploratorio requiere una inversión de 2,5 millardos de dólares, con la finalidad de incorporar reservas probadas y probables estimadas en 9.000 millones de barriles de crudos condensados, livianos y medianos y unos 35 billones de pies cúbicos de gas asociado. Toda esta actividad contribuiría a aportar unos 800 mil barriles diarios adicionales al potencial de producción de PDVSA.

PDVSA requerirá inversiones estimadas en 38.000 millones de dólares para ejecutar los proyectos exploratorios y de producción contemplados en su Plan de Negocios 2000 - 2009. De ese monto total, la corporación aportará 20.000 millones, de los cuales 17.700 corresponden a su gestión directa. El plan contempla un aporte de 18.000 millones de dólares por parte del capital privado, tanto nacional como internacional. Los lineamientos básicos para este desarrollo son:

• Expandir la base de recursos de hidrocarburos mediante una exploración selectiva, con esfuerzo propio y de terceros.

• Optimizar la producción de las áreas tradicionales mediante la aplicación del conocimiento y uso de la tecnología.

• Crecer apalancada con terceros.• Desarrollar la Faja Petrolífera del Orinoco a través de asociaciones

estratégicas y del negocio del combustible Orimulsión.• Maximizar la oferta de gas.

Propuestas:

1. Será conveniente la creación de un Ente regulador, con personal altamente calificado, autárquico e independiente del Ministerio de Energía y Petróleo, para armonizar el desarrollo futuro de la Faja, tanto desde el punto de vista técnico como ambiental y social.

2. Se requiere aprobar por el Ministerio de Energía y Petróleo un Reglamento de Unificaciones, para facilitar los procesos que en el pasado han resultado tan tortuosos sobre esta materia.

3. El Reglamento antes propuesto deberá considerar las aprobaciones de actividades por “Paquetes” dada la analogía y magnitud en número de las mismas (Vg. pozos, estaciones de flujo y recolección, oleoductos, etc.)

4. El otorgamiento de las nuevas áreas, por parte del Ente regulador deberá ser a través de mecanismos de cesión lo más ágiles posible.

5. Será necesario definir la infraestructura poblacional que soportará el desarrollo de la Faja.

BIBLIOGRAFÍA

• Aníbal R. Martínez (ARM), La faja del Orinoco, Editorial Galac, Caracas 2004

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