Caracas, Venezuela Marzo 2010 año 6, número 17 www.venezuelagas.net
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Boletín Inform ativo d e la Asoci ación Venezolana Venezolana de Procesadores Procesadores de Gas
Edición especial “ Faja Faja Petrolífe Petrolífera ra del Orino Orino co” En esta esta edició n • Editorial • La Faja del Orinoco * Proyecto Carabobo - Resultados • Junta Directiva AVPG 2008 - 2010 • Empresas e Instituciones Asociadas AVPG
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Editorial
Con motivo del anuncio por parte del Ministro del Poder Popular para la Energía y el Petróleo, Rafael Ramírez Carreño, de los resultados del exitoso proceso de selección de socios para el desarrollo del Área Carabobo, hemos estimado oportuno realizar esta edición especial del Infogas sobre la Faja Petrolífera del Orinoco, con la finalidad de presentar una reseña especial de tan relevante reserva de hidrocarburos.
Uno de los mayores retos más para estas empresas será incrementar el factor de recobro de hidrocarburos a 20%, haciendo uso de producción en caliente en etapas futuras del proyecto donde el gas natural seguramente jugará un papel estelar. Una vez más, la AVPG observa con satisfacción procesos como éste, que contribuyen a consolidar el desarrollo de la industria de los hidrocarburos en Venezuela.
De acuerdo con estimaciones del Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo, La Faja, con sus 235.000 millones de barriles de crudo pesado y extra-pesado, tiene el potencial para apuntalar la producción de petróleo del país de su nivel actual a más de 4 millones de barriles por día en el año 2015 y a más de 6 millones para el 2021.
Ing. Sebastiano Rizzo Nervo Presidente de la AVPG
En este sentido, iniciamos esta edición presentando una descripción de la Faja, de los proyectos actuales 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 Magna Reserva, haciendo énfasis en el reciente proceso de selección de socios para el desarrollo del Área Carabobo. Las empresas que resultaron favorecidas Chevron, Repsol, Petronas, Petronas, ONGC, Oil Indian Limi Limited, ted, Indian Oil Corporation, Mitsubishi, Inpex y la empresa venezolana Suelopetrol, trabajarán conjuntamente con PDVSA para llevar adelante tan importantes proyectos para la nación.
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Faja Petrolífera del Orinoco La acumulación de hidrocarburos pesados y extrapesados se ubican principalmente en 281 cuencas distribuidas en todo el planeta, siendo la cuenca oriental de Venezuela, donde se encuentra la Faja del Orinoco, la que ocupa el primer lugar, con 30% de recursos mundiales de este tipo de hidrocarburos, mientras que Canadá la secunda con 27% de los recursos. Podemos decir entonces, que la Faja Petrolífera del Orinoco, es la reserva de petróleo pesado y extra pesado más grande del mundo. La misma se extiende al sur de los estados Guárico, Anzoátegui y Monagas, con 700 Km de longitud y entre 35 y 100 Km de ancho; cubre una extensión de 55.314 Km 2 y un área de explotación actual de 11.593 Km 2. La Faja del Orinoco contiene alrededor de 1.360 millones de barriles de Petróleo Original en Sitio (POES), y como reservas primarias se estiman 235.000 millones de barriles de petróleo, reservas que están actualmente en cuantificación y certificación. Este gran reservorio petrolero fue dividido en cuatro grandes áreas, siendo éstas de oeste a este: Boyacá,
Junín, Ayacucho y Carabobo (antes denominas Machete, Zuata, Hamaca y Cerro Negro, respectivamente) y a su vez segmentado en 29 bloques de 500 Km 2 cada uno aproximadamente, más dos áreas llamadas Boyacá Norte y Junín Norte. El primer hallazgo de petróleo pesado en Venezuela tuvo lugar en 1914 en el yacimiento Mene Grande en la Costa Oriental del Lago de Maracaibo, estado Zulia, siendo ese crudo de 10,5º API. En la Faja de Orinoco la gravedad mayormente oscila entre 7º y 10º API. El departamento de Energía de EEUU define al petróleo pesado, aquél que presenta gravedades API entre 10º y 22,3º.
Operaciones en l a Faja Las Asociaciones Estratégicas que operaban en la Faja del Orinoco antes de la nacionalización de 2007 eran: Sincor (creada en 1993), Petrozuata (1993), Ameriven (proyecto Hamaca, 1997), Operadora Cerro Negro (1997) y Sinovensa (2001). Posteriormente, dichas Asociaciones cedieron su mayoría accionaria al Estado, el cual tiene actualmente el control de la Faja.
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”
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La última productora de Orimulsión En abril de 2001 se firmó un acuerdo de cooperación en materia de Orimulsión® entre BITOR y China National Oil and Gas Exploration and Development Corporation (CNODC) filial de China National Petroleum Corporation (CNPC) bajo el cual se realizarían preinversiones para determinar la viabilidad del proyecto. Ese mismo año, la Asamblea Nacional autorizó a Bitor a constituir con CNODC una empresa denominada Orifuels Sinoven S.A (Sinovensa) Más tarde, el Ministerio de Energía y Petróleo (MENPET) con la finalidad de optimizar el valor del recurso natural y con la intención de utilizar el crudo extrapesado para mezclas, ordenó el 31 de diciembre de 2006 el cese de la producción de Orimulsión® (Morichal, estado Monagas).
Empresas Mixtas El 1ero de noviembre de 2007 fue publicado en Gaceta Oficial Nº 38.801, la aprobación de la Asamblea Nacional para la creación de las Empresas Mixtas que operarían en la Faja del Orinoco, donde Pdvsa pasó a tener control accionario: Petrocedeño, S.A para operar el proyecto Sincor, constituida por Pdvsa CVP (60%), Total Venezuela S.A (30,32%) y Statoil Sincor Netherlands B.V (9,68%). El decreto de transferencia del proyecto fue publicado en Gaceta Oficial Nº 38.847 del 10 de enero de 2008. Petropiar, S.A para operar el proyecto Hamaca, constituida por Pdvsa CVP (70%), y Chevron Orinoco Holdings B.V (30%), cuyo decreto de transferencia fue publicado en Gaceta Oficial Nº 38.846 del 9 de enero de 2008. Petromonagas,S.A para operar el proyecto Cerro Negro, constituida por Pdvsa CVP (83,33%) y Veba Oel & Gas Cerro Negro, filial de BP (16,67%), cuyo decreto de transferencia fue publicado en Gaceta Oficial Nº 38.884 del 5 de marzo de 2008. Petrosinovensa, S.A o Petrolera Sinovensa. Con fecha 1ero de febrero de 2008, se publicó el decreto de transferencia en la Gaceta Oficial Nº 38.863, con lo cual se completó el proceso de constitución de Petrolera Sinovensa, S.A, para efectuar actividades de exploración y producción en el área de Carabobo, conformada por Pdvsa CVP (60%) y China National Petroleum Corporation, CNPC Venezuela B.V (40%).
Las actuales Empresas Mixtas producen en la Faja del Orinoco 722 MB/D de petróleo extrapesado, que representan después de su mejoramiento, 532 MB/D de petróleo de calidad entre 16º y 32º API. (ver figura 1) Cabe señalar que en 2008, el vicepresidente de Exploración y Producción de Pdvsa, Luis Vierma, anunció la creación de la División Faja integrada por tres Distritos: Morichal, Múcura (incluye todas las operaciones que se realizaban en el Dtto San Tomé Sur) y Cabrutica, al que se le adosaron las operaciones de Petroanzoátegui (antes Petrozuata).
Marco Fiscal En la actualidad, la actividad relacionada con crudos extrapesados de la Faja está regulada por la Ley Orgánica de Hidrocarburos: ISLR 50%; Regalía 30% del precio del crudo; Impuesto de extracción 3,33% del precio del crudo e Impuesto de exportación 0,1% sobre los ingresos brutos. En cuanto a los compromisos con la sociedad figuran: Impuesto de Ciencia y Tecnología, 2% sobre los ingresos brutos; Contribución al desarrollo social, 1% sobre ingresos netos; e Impuesto Antidrogas, 1% sobre ingresos netos.
Proyecto Orinoco Magna Reserva El proceso de cuantificación y certificación de reservas de la Faja del Orinoco comenzó el 10 de agosto de 2006, cuando el presidente Hugo Chávez ordenó la perforación del pozo Carabobo 1, en el bloque 1 del área Carabobo, junto con los representantes de Petrobras y Pdvsa CVP. El 18 de septiembre Petropars de Irán y Pdvsa CVP iniciaron la perforación en el bloque 7 de Ayacucho para continuar el proyecto. Según información del presidente de Pdvsa Rafael Ramírez, para principios del año 2010, se había logrado la certificación de reservas de 210 mil millones de barriles de petróleo. Cuando concluya el proyecto denominado Orinoco Magna Reserva en el tercer trimestre de 2010, Venezuela habrá certificado la cifra de 235 mil 600 millones de barriles de crudo extrapesado, para un total de reservas en Venezuela de 316 mil millones de barriles de petróleo que equivaldrán al 20% de las reservas mundiales de petróleo. Para llevar a cabo dicho plan, la Faja del Orinoco fue dividida en 31 bloques, donde diversos países y múltiples compañías participan en diversas actividades: cuantificación y certificación de reservas, exploración y producción del petróleo, mejoramiento del mismo y su posterior comercialización (ver figura 2.)
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Figura 2. Proyecto Orinoco Magna Reserva, PDVSA Edición y actualización AVPG a febrero 2010
En el Congreso de Crudos Pesados celebrado en la Isla de Margarita en noviembre 2009, el presidente de Pdvsa Rafael Ramírez enfatizó que la Faja con sus reservas de crudo pesado y extrapesado, apuntalará la producción de petróleo del país de 3 millones de b/d en la actualidad a 4 millones 250 mil b/d en el año 2015 y a 6 millones 862 mil b/d para el 2021. A continuación, una breve reseña del estatus de los Bloques: BLOQUES EN BOYACÁ, POES: 489.000 millones de barriles BOYACÁ 1: El presidente Hugo Chávez les asignó a los países de la Alianza Bolivariana para los pueblos de Nuestra América (ALBA) el bloque Boyacá 1. En tal sentido, crearán la empresa "gran nacional de energía, petróleo y gas" a constituirse por un grupo de empresas estatales de los países miembros (Antigua y Barbuda, Saint Vicent y Granadinas, Cuba, Dominica, Nicaragua, Bolivia, Ecuador y Venezuela). BOYACÁ 2: En junio 2009, durante la VI Cumbre de Petrocaribe, el Presidente Hugo Chávez, reservó la explotación del campo petrolero Boyacá 2 a los socios integrados de la alianza energética de Petrocaribe. Sostuvo que este campo tiene petróleo para más de 100 años y propuso a los países asistentes
realizar próximamente una cumbre en esa zona petrolífera. BOYACÁ 3: En diciembre 2009 Venezuela y China firmaron un convenio para ejecutar un estudio de cuantificación y certificación de reservas petroleras en el Bloque Boyacá 3. Asimismo, firmaron un acuerdo marco para crear una empresa mixta para la construcción de una refinería en Cabruta, en el estado Guárico (400 MB/D de capacidad) que procesaría crudo de áreas de Boyacá y del bloque Junín 8, y otra refinería en Jieyang, provincia de Guangdong, en China. BOYACÁ 4: En el mes de septiembre de 2008 la empresa Sur Africana PETROSA firmó con Pdvsa un acuerdo de estudio conjunto en este bloque. BOYACÁ 5: Pdvsa y Petronas de Malasia firmaron en febrero de 2008, un acuerdo para la cuantificación de reservas de este bloque. Este bloque posee una extensión de 1.250 Km2, con reservas estimadas en 35.000 millones de barriles. La calidad del crudo está entre 5º y 8° API, es decir, petróleo extrapesado. BOYACÁ 6: En abril de 2008 se inició en el bloque Boyacá 6, la cuantificación conjunta entre Pdvsa y la petrolera Galp de Portugal, según convenio previamente firmado el 2 de octubre de 2007. Las perforaciones
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comenzaron 1 mes después. BLOQUES EN JUNIN, POES: 557.000 millones de barriles JUNIN 1: Venezuela y Belarús (Bielorrusia) realizarán inversiones por US$ 8.000 millones en la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) durante los próximos 25 años. Se tiene planificada la extracción de 200 MB/D de crudo en este bloque, así como la construcción de un Mejorador para procesar este crudo. Cabe señalar que Pdvsa EyP División Faja, firmó la transferencia oficial de los campos operacionales Ostra y Oritupano Norte a la empresa mixta Bielovenezolana, creada en 2007 por Pdvsa y la Estatal Unitaria Asociación de Empresas Productoras Belorusneft de Belarús. Dichos campos pertenecían al Dtto San Tomé de la División Faja, y mantenían una producción de 4,5 MB/D de crudo mediano. Con las áreas Ostra y Oritupano Norte, la empresa bielorrusa suma un total de tres campos en la Faja Petrolífera del Orinoco, junto a Guara Este, transferido inicialmente durante la firma del convenio bilateral entre ambas naciones. (PDVSA, diciembre 2009). JUNIN 2: La Asamblea Nacional aprobó la conformación de una empresa mixta entre Pdvsa (60%) y Petro Vietnam (40%) para la explotación y mejoramiento de las reservas de este bloque. El proyecto incluye un Me jorador. Producción estimada: 200 MB/D, inicio de producción: 2011. Destino del crudo: Refinería en Vietnam. Pago de bono: entre US$ 500 y 600 millones. JUNIN 3: La empresa rusa Lukoil informó en diciembre 2008 que emprendería el proyecto Junín 3 en solitario con el apoyo de Pdvsa. Sin embargo en enero 2010, el presidente de Pdvsa Rafael Ramírez expresó su deseo de creación de una empresa mixta con el Consorcio constituido por Lukoil, Gazpromneft, TNK-BP y Surgoutneftgaz, para la producción y procesamiento del petróleo de este bloque. JUNIN 4: Preacuerdo avanzado con la empresa china CNPC para producir 400 MB/D. Incluye un Mejorador. Destino del crudo: Refinerías en China. JUNIN 5: Firmado un memorando de entendimiento entre la empresa italiana ENI (40%) y PDVSA (60%) para la constitución de una empresa mixta, para la exploración y producción inicial de 75 MB/D de crudo me jorado 16º API en el 2013, hasta llegar a 240 MB/D en el 2016, con una inversión de US$ 8.300 millones y un bono de participación de US$ 646 millones que ENI debió cancelar para este proyecto. Asimismo, se contempla la constitución de una empresa mixta de Refinación con capacidad para procesar 350 MB/D de petróleo. Dicha refinería con una inversión de US$ 9.300 millones, estará ubicada al norte
del estado Anzoátegui, en el Complejo José Antonio Anzoátegui, y se alimentará por los 240 MB/D de Junín 5, más una corriente de 110 MB/D que se producen en Petromonagas. Se prevé arranque de operaciones en el 2017. Asimismo, fue firmado un memorando de entendimiento para el desarrollo de una planta termoeléctrica con más de 1.000 megavatios, la cual será construida en el complejo Antonio José de Sucre en Güiria, estado Sucre. Inversión total del proyecto: US$ 18.700 millones. Área Junín 5: 671 Km 2 y POES 39,99 mil millones de barriles. JUNIN 6: El Consorcio Petrolero Nacional de Rusia (CNP) constituido por Rosneft, Lukoil, Gazpromneft, TNK-BP y Surgutneftegaz (40%) trabajarán en conjunto con Pdvsa CVP (60%) para la exploración y producción de petróleo de este bloque (448 Km 2 y POES: 52,7 mil millones de barriles) con una inversión aproximada de US$ 18.000 millones, y un pago de US$ 1.000 millones como bono de entrada al proyecto. El acuerdo también prevé que estas compañías otorguen un financiamiento a Venezuela por US$ 2.200 millones, préstamo que deberá pagarse en un plazo de 7 años con una tasa de interés de 7,4% anual. Adicionalmente se le concedió a Rusia la ventaja de que podrá exportar al país bienes y servicios hasta por US$ 6.400 millones de dólares. La producción máxima estimada de esta empresa mixta es 450 MB/D de petróleo extrapesado a partir del año 2017. El proyecto incluye un Mejorador. Destino del crudo: Mercado internacional. JUNIN 7: En agosto 2009 finalizó la fase de cuantificación del bloque Junín 7, estudio realizado por Pdvsa CVP en conjunto con la empresa petrolera española Repsol YPF y la participación de la empresa certificadora Ryder Scott: el cálculo del POES (Petróleo Original en Sitio) fue estimado en 30.400 millones de barriles. Los cálculos estuvieron basados en información de 5 pozos perforados en la década de los 80, adquisición de nueva sísmica 2D durante el año 2007, 5 nuevos pozos perforados entre los años 2008 y 2009 y 460 pies de núcleo. Este bloque posee una extensión de 502 Km2 y una calidad de su crudo entre 7º y 8º API. JUNIN 8: En diciembre 2009, Caracas y Pekín firmaron un "acuerdo marco para construir y administrar una empresa mixta de producción de hidrocarburos en el bloque Junín 8" de la Faja del Orinoco, con "el objeto de producir 200 MB/D de crudo extrapesado", según información oficial. (ver información adicional en el bloque Boyacá 3).
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JUNIN 10: Pdvsa anunció que desarrollará con esfuerzo propio el bloque Junín 10, ante la ausencia de un acuerdo con las petroleras Statoil de Noruega, y Total de Francia. El bloque tiene una extensión de 583 Km 2 y 29 mil millones de barriles de POES, con un factor de recobro estimado en 20 por ciento mediante recuperación mejorada de crudos con inyección de vapor. El plan de Junín 10 está diseñado para una producción entre 200 y 300 MB/D de crudo extrapesado y la construcción de un Mejorador que transformaría este crudo de 8,5º a 35,7º grados API, según información dada en enero 2010, con una inversión prevista de US$ 25 mil millones, aunque las empresas Total y Statoil habían manifestado no incluir el Mejorador en su propuesta. JUNIN 11: En el año 2009 el presidente Chávez invitó a Japón a participar en el desarrollo del bloque Junín 11, cuyas reservas se estiman en 30.000 millones de barriles. Los socios serían Inpex, Mitsubishi Corporation y Jogmec. Producción de crudo: 200 MB/D. Inversión aproximada: US$ 8.000 millones. No se conoce estatus de esta negociación. JUNIN NORTE: En el año 2006, la empresa ONGC de la India, fue la segunda empresa que inició operaciones en la Faja, y centró operaciones en la zona norte de Junín. En abril 2008 Pdvsa CVP y la trasnacional ONGC Videsh Ltd (OVL) suscribieron el contrato para la constitución de la empresa mixta Petrolera IndoVenezolana S.A., para la exploración, extracción, recolección, transporte y almacenamiento de crudo y gas natural asociado en el campo San Cristóbal (160,18 Km 2) ubicado en Junín Norte, entre Guárico y San Cristóbal. BLOQUES EN CARABOBO, POES: 227.000 millones de barriles
La ronda contempló la construcción de Mejoradores de crudo pesado en el municipio de Soledad, estado Anzoátegui, con capacidades de aproximadamente 200 MB/D. El Bloque Carabobo está conformado por tres grandes subproyectos con capacidad de producción de entre 400 y 480 mil barriles diarios cada uno. Para la ejecución de estos proyectos se conformarán empresas mixtas, en las cuales Petróleos de Venezuela tendrá 60% de participación, es decir que mantendrá el control operativo del proceso. A su vez los tres subproyectos están integrados en siete bloques divididos en: a) Proyecto A, conformado por los bloques Carabobo 1 Central y Carabobo 1 Norte b) Proyecto B, compuesto por los bloques Carabobo 2 Norte y Carabobo 4 Oeste, y c) Proyecto C, que lo configuraron los bloques Carabobo 2 Sur, Carabobo 3 Norte y Carabobo 5. (ver figura 3). Para el despacho del crudo Pdvsa construirá, por cuenta propia o en asociación con sus socios, la infraestructura necesaria para el despacho de crudo en Araya, estado Sucre. Este terminal tendrá una capacidad inicial para 800 mil barriles diarios de petróleo. También se construirán aproximadamente 400 kilómetros de oleoductos de 42 pulgadas. Los primeros barriles se extraerían en 2012-2013, mientras que los Mejoradores deberán estar construidos entre 2016 y 2017. Inversiones estimadas: Está previsto que se necesiten entre 10.000 y 20.000 millones de dólares para desarrollar cada proyecto. Sólo el mejorador cuesta entre 6.500 a 12.000 millones de dólares.
Proyecto Carabobo: Siete (07) bloques de crudo pesado del área de Carabobo en la Faja del Orinoco fueron ofrecidos a 21 empresas. Cuatro de estos bloques de Carabobo ya habían sido certificados por Pdvsa y Petrobras de Brasil. Entre las empresas interesadas figuraron: la británica BP, Chevron, Shell, las chinas CNPC y Sinopec, Ecopetrol, ENI, Galp, las japonesas Inpex, Jogmec y Mitsubishi, la india ONGC, Petrobras, Petronas, Statoil, Total, un consorcio ruso y la compañía venezolana Suelopetrol. El paquete de información de datos fue vendido por PDVSA por US$2 millones.
Figura 3. Bloques del Proyecto Carabobo Fuente: Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo, 2009
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Marco Fiscal: La tasa de Impuesto Sobre la Renta aplicable (ISLR) es de 50%. En cuanto a la Regalía, ésta podrá bajar de 30% hasta 20%, si se estima que el proyecto no pueda recuperar sus inversiones en 7 años. Más otros aplicables. Arbitraje: El arbitraje internacional sólo está previsto para resolver las controversias en torno al financiamiento de los proyectos. Empresas seleccionadas Bloque Carabobo 1: conformado por Carabobo 1 central y Carabobo 1 Norte, fue adjudicado al consorcio liderado por Repsol de España (11%); que incluye a la estatal Petronas de Malasia (11%); a la estatal petrolera de la India Oil and Natural Gas Corporation (ONGC), 11% y las petroleras Oil Indian Limited (3,5%) y la Indian Oil Corporation (3,5%), igualmente de la India. En la empresa mixta Pdvsa tendrá la mayoría accionaria (60%). Producción estimada: 400 MB/D de crudo XP. Construcción de Mejorador en Soledad, estado Anzoátegui. Destino del crudo mejorado: mercado internacional. Bono de entrada: US$ 1050 millones y Financiamiento a Pdvsa: US$ 1050 millones.
Destino del crudo mejorado: mercado internacional Bono de entrada: US$ 500 millones y Financiamiento a Pdvsa: US$ 1000 millones. Bloque Carabobo 2: No recibió ofertas, quedando reservado para PDVSA, o para una adjudicación futura. Las petroleras que participaron en el proyecto Carabobo podrán anotarse en libros su parte de las reservas de crudo pesado, pero no utilizarlas como garantía para endeudamiento. En el anuncio de las adjudicaciones, el Presidente de Pdvsa Rafael Ramírez, explicó que en Carabobo 1 y 3 se prevé que el factor de recuperación del petróleo original en sitio, será de 20%. "Estas son unas empresas mixtas que van a tener un período de funcionamiento de 25 años hasta 40 años. De aquí hasta allá todos los factores varían, estamos calculando con base en 20% el factor de recobro”. Sin duda alguna, este aumento del factor de recobro será uno de los retos más importantes que tengan que enfrentar las empresas mixtas a ser formadas. Para ello será necesario utilizar métodos de producción en caliente en etapas futuras de los proyectos, donde se espera que el gas natural por su papel de combustible limpio jugará un papel estelar. Inversiones. El Ministro Rafael Ramírez también informó que el monto total de la inversión extranjera en los bloques de Junín y Carabobo ascendería a 80 mil millones 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.
Figura 4. Empresas seleccionadas en Bloques Carabobo 1 y 3 Fuente: Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo, 2009
La firma de los acuerdos está pautada para el próximo 25 de marzo.
Bloque Carabobo 3: conformado por Carabobo 2 Sur, Carabobo 3 Norte y Carabobo 5, fue adjudicado al consorcio liderado por Chevron de EEUU (34%), que incluye a Mitsubishi (2,5%) e Inpex (2,5%) de Japón; y Suelopetrol, de Venezuela (1%). En la empresa mixta Pdvsa tendrá la mayoría accionaria. (60%). Producción estimada: 400 MB/D de crudo XP. Construcción de Mejorador en Soledad, estado Anzoátegui. “La gente del Gas Natural y sus productos derivados”
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BLOQUES EN AYACUCHO, POES: 87.000 millones de barriles
AYACUCHO 7: En el año 2005 Pdvsa y Petropars de Irán suscribieron un acuerdo para la cuantificación y AYACUCHO 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 presidención de reservas entre PDVSA y la empresa Rusa TNK- tes Hugo Chávez y Mahmoud Ahmadineyad dieron iniBP, honrando así lo que previamente se había suscrito cio a las actividades mediante la perforación del pozo entre las partes el 26 de octubre de 2007. MFK-4E del campo Kuricapo, del respectivo bloque. AYACUCHO 3: Durante el mes de julio de 2008 en el marco de una gira encabezada por el presidente de Venezuela a Rusia, se suscribió un acuerdo para la ejecución de un estudio de cuantificación de reservas en el Bloque Ayacucho 3 entre PDVSA y la empresa Rusa GAZPROM. AYACUCHO 5: El presidente Chávez invitó a Ecuador y Chile a participar en el desarrollo del bloque Ayacucho 5 en la cuantificación y certificación de sus reservas. En tal sentido, en agosto 2008 los mandatarios Chávez y Correa inauguraron el respectivo bloque. AYACUCHO 6: En febrero 2007, el presidente de Venezuela y el de Argentina Néstor Kirchner dieron inicio a la perforación en el bloque Ayacucho 6, dado un memorando de entendimiento suscrito entre Pdvsa y las empresas estatales Energía de Argentina (Enarsa) y Administración Nacional de Combustible, Alcohol y Portland (Ancap) de Uruguay. La perforación del pozo MFD-29E, en la localización MFD-AJ (A6-04), se realizó en el bloque Ayacucho 6, el cual tiene una extensión de 477 Km 2 y está situado a 95 Km. de la población de San Tomé, estado Anzoátegui.
¿El futuro de Venezuela está en la Faja? En enero 2010, el Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS) informó que en la Faja del río Orinoco en Venezuela yace una de las más grandes reservas de petróleo del mundo, calculada en unos 513.000 millones de barriles de crudo pesado que podrían ser extraídos. “Eso sería casi el doble de las reservas probadas de Arabia Saudita, el mayor productor de crudo del mundo” apuntó Chris Schenk, geólogo del USGS, afirmó además que no se basaba en las reservas estimadas, sino en la cantidad de petróleo que es técnicamente recuperable “con la tecnología que nosotros conocemos hoy. Estamos diciendo que son técnicamente recuperables, pero no necesariamente económicamente recuperables hoy”, acotó Schenk en una entrevista telefónica desde Denver. Fuentes consult adas: Petróleos de Venezuela, PDVSA Agencias internacionales de Noticias Agencia Bolivariana de Noticias (ABN) Prensa Nacional diversa Tópicos Petroguía – La Faja del Orinoco, en el contexto Energético Mundial Realizado por : Ing. Noris Gómez
Figura 4. Proyecto Faja del Orinoco. Desarrollo de la Infraestructura. Fuente: PDVSA, 2009
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66 Empresas e Insti tuc ion es Asoci adas AVPG. Marzo 2010 • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •
Accroven Atlántida Socotherm Baker Energy de Venezuela Baker & McKenzie Banco Mercantil BASF Bureau Veritas de Venezuela S.A. Chevron Corporation Confurca Consorcio SGF, C.A. Domegas Dow Venezuela Dresser Rand de Venezuela Econoinvest Emerson Electric Energing Gas y Electricidad E & M Solutions Ernst & Young Espiñeira, Sheldon & Asoc. Fluor Venezco Grupo KC Hoet Peláez Castillo & Duque
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Holanda Venezuela Imosa Inepetrol Invensys Systems Venezuela IPD Latin America Jantesa KPMG Lindsay C. A. Macleod Dixon Mitsubishi Venezolana Mitsui de Venezuela Otepi Oterca Maquinarias Parra Perozo Ingeniería Pdvsa Gas Pequiven Repsol YPF Santiago Puig & Asociados Schlumberger Venezuela. Shell Venezuela Siemens Skanska
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Squire Sanders & Dempsey Statoil GDF SUEZ - Global Gas & LNG, Ltd Teikoku Oil & Gas Venezuela Termaq TDW Services Latinoamericana, C.A. TMC Venezuela Torres Plaz Araujo Total Universidad Central de Venezuela Universidad de Carabobo Universidad de Oriente Universidad de Los Andes Universidad del Zulia Universidad Simón Bolívar Urdaneta Gazprom Venequip Venezolana de Desarrollos ( VENDES) Vepica Ven Tecna Ypergas Y&V Ingeniería Construcción
Junta Directiva AVPG 2008 - 2010 Cargo
Nombre
Empresa
Cargo
Nombre
Presidente V.P. Institucional V.P. Técnico Director Tesorero Director Secretario Pres.Cons.Consult. Director Director Director Director Director Director
Sebastiano Rizzo Luis Alberto Terrero Carlos Cámera Miguel Salazar Fernando M. Fernández Nicolás Bracho Tito Bonadonna Manuel Menéndez Leopoldo Olavarría Jacinto Colmenares Francisco Sánchez Carlos Chacín
AVPG Vendes, C.A Fluor Venezco PricewaterHouseCoopers Baker & McKenzie Dow Otepi Vepica Macleod Dixon Tecnoconsult Inepetrol Grupo KC
Director Director Director Director Director Director Director Director Director Director Director Direct.Ejecutiva
Oscar Fariña Polia de Sáez Freddy Salas María Nelly Paparoni Ramiro Páez Luisa Cipollitti Luis Eduardo Niño Noel Kotorowych Antonio Ramírez Alfredo Urdaneta Eudis Prieto Nancy América Pérez
Empresa Pdvsa Gas Pequiven Pequiven Statoil Repsol YPF G.E. Termaq TMC Venezuela Petrobras Energía Venezuela KPMG Mitsubishi Ypergas AVPG
Producción Ejecutiva: Noris Gómez y Nancy América Pérez Todos los derechos reservados Asociación Venezolana de Procesador es 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
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