SOBRE EL FUTURO DE LA FAJA DEL ORINOCO DE VENEZUEL

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Escenarios de desarrollo para la Faja Petrolífera del Orinoco ( EL FUTURO DEL CAMPO FAJA DEL ORINOCO) II CONVENCIÓN DE INGENIERÍAS: PETRÓLEO Y GERENCIA DE HIDROCARBUROS Mérida, julio 2008 Ing. Diego J. González C. Miembro del Centro de Estudios de Energia de CEDICE Mérida, 30 de julio 2008

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Agradecimientos

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La magnitud de la Faja del Orinoco

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Los 6 Nombres Originales

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La División de Pdvsa - MEM Machete Zuata Hamaca Cerro Negro

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Los nuevos nombres del Campo Faja del Orinoco (FPO) Prof. Nelson Hernandez

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Rio Orinoco 5 2 3 4 6 1 5 PETROZUATA San Cristobal SINCOR sc 5 2 6 4 1 7 3 8 9 1 2 AMERIVEN 4 3 5 6 7 1 OCN BITOR 4 3 2 PARQUE NACIONAL AGUARO GUARIQUITO 1 Petrozuata División Bloques FPO

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No tienen experiencia y tecnología en Crudos XP/Bitumen La repartición de la FPO

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Dimensiones Área total: 55.314 Km2 ( 6 % del territorio nacional) 1.1 veces Republica Dominicana 2.0 veces Haití 3.1 veces Kuwait Área saturada de hidrocarburos: 13.600 Km2

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La Faja

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Arenas de Athabasca, Alberta, Canadá

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Forma como se explotan las Arenas de Athabasca en Alberta, Canadá

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Vista del complejo de Jose

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Ex - Petrozuata Mejorador y área de manejo de sólidos

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Explotación a cielo abierto de una mina de carbón

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Una mina “perfecta”

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Gran mina a cielo abierto en Alemania

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Hitos FPO 1935 Primer pozo (Canoa-1) 1938 Pozo descubridor (Suata-1) 1961 Inicio explotación FPO (campos Morichal y Jobo) 1974 Creación Dirección Faja Petrolífera del Orinoco (MEM) 1976 Creación Dirección Estudios Hidrocarburos no Convencionales (MEM) 1978 PDVSA inicia evaluación FPO 1979 La FPO es dividida en 4 bloques (Cerro Negro, Hamaca, Suata, Machete) 1985 INTEVEP construye en Jobo planta piloto manejo crudo FPO 1987 Primera prueba técnica de Orimulsion™ (†2003) 1990 Inicio producción del bitumen natural. Creación de BITOR (†2003) 1993-1997 Firma Convenios de Asociación Estratégica (mejoramiento de crudo) 2007 Eliminación Asociaciones Estratégicas FPO

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Exploración Y Reservas Producción Manufactura Transporte y Almacenamiento Utilización El futuro de la Faja Petrolífera del Orinoco hay que analizarlo por procesos

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Exploración Y Reservas El futuro de la Faja Petrolífera del Orinoco hay que analizarlo por procesos

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Proyecto Magna Reserva

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MACHETE Boyacá Junín Carabobo Ayacucho R í o O r i n o c o Dimensiones

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FPO. Escenarios de potencial de producción (MBD)

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La Faja es la acumulación de petróleo movible más importante del mundo. La Faja está suficientemente explorada El POES es tan grande que es fútil discutir sobre el mismo Las reservas de la Faja no es necesario “certificarlas”, al menos que se necesite alguna cifra para solicitar financiamientos Algunas conclusiones en materia de exploración

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Producción El futuro de la Faja Petrolífera del Orinoco hay que analizarlo por procesos En 1961 comenzó la explotación de la FPO Formación Oficina Campos Morichal y Jobo La producción de bitumen natural comenzó en 1990 La FPO tiene muchos años en producción

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617.000 b/d de crudos extrapesados y bitumen, por unos 961 pozos activos Rendimiento : 642 b/d/pozo. Datos de Producción

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Estimación producción FPO en 40 años (MMBD) Hoy: 0.6 MMBD (*) Incluye 335 MMMB de Bitumen

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Producción El futuro de la Faja Petrolífera del Orinoco hay que analizarlo por procesos El futuro

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+ 60 % Factor de recobro

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NEW TECHNOLOGIES - THAI™ Technology Petrobank Energy and Resources Ltd. End State El recobro final de la zona en explotación se estima entre 70 to 80% del POES

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Manufactura El futuro de la Faja Petrolífera del Orinoco hay que analizarlo por procesos

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Calidad actual del crudo FPO Los crudos de FPO son difíciles de procesar y comercializar * Es el numero de neutralización, MgKOH/gr

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Perspectivas FPO

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Producción de coque y azufre Producción petróleo (MMBD) 0.6 4.0 10.0 Producción coque (TMD) 15.000 100.000 250.000 Producción azufre (TMD) 1.950 13.000 32.500 Producción actual mundial (TMD) Coque: 230.000 Azufre: 160.000

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Costos FPO Optimización bombeo mecánico tradicional Pozos horizontales Inyección de diluentes Bombas multifasicas Pozos multilaterales Optimización de pozos y fluidos de perforación Costo estimado asociaciones estratégicas (1993) = 12 $/B Precio promedio venta crudo (1993) = 10.7 $/B

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Inversión FPO 12.400 MM$ (*) (*) Dolares 2003 Inversión por barril = 20.500 $/B Inversión por barril($2008) = 24.000 $/B ($2008) Estimación NH

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Utilización El futuro de la Faja Petrolífera del Orinoco hay que analizarlo por procesos

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Esquema conceptual de negocios de industrialización - RECURSOS FINANCIEROS - TECNOLOGIA - MERCADOS PRODUCTOS QUIMICOS O ESPECIALIDADES

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industrializacion corrientes gaseosas de los mejoradores

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Opciones de procesamiento Del gas producido

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Visión de la industrialización de los productos de la Faja del Orinoco

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Problemáticas en el desarrollo de la FPO

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Otras consideraciones FPO Unificación de yacimientos y de facilidades de operación Utilización gas generado Suministro y disposición de agua Disposición de coque y azufre Armonía con la actividad agrícola Deforestación / reforestación Ubicación oleoductos, plantas, puertos y muelles Exportar Orimulsion™ o Orimulsion™ vía electricidad Desarrollo poblacionales Explorar producción de proteínas a partir del petróleo, actividad valida para un mundo con deficiencias alimentarías.

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Libros recomendados

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Literatura de Hoy sobre el futuro del petróleo

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Muchas Gracias Ing. Diego J. González C gonzalezdw@gmail.com