Pas Orinoco - Orinoco Belt
Pas naftowy Orinoco | |
---|---|
Jednostka oceny paska olejowego Orinoco, USGS
| |
Kraj | Wenezuela |
Lokalizacja | Guárico , Anzoátegui , Monagas , Delta Amacuro |
Offshore / onshore | na brzegu |
Operator | Petróleos de Venezuela SA |
Wzmacniacz | Petróleos de Venezuela SA , Chevron Corporation , Repsol YPF , Mitsubishi Corporation , Inpex , Suelopetrol CA , Eni , PetroVietnam , Petronas , Petropar , ONGC , Indian Oil Corporation , Oil India , CNPC , Rosneft , Gazprom Neft , Lukoil , TNK-BP , Surgutneftegaz |
Historia pola | |
Rozpoczęcie produkcji | 2013 (oczekiwany) |
Produkcja | |
Szacowany olej na miejscu | 1 200 000 milionów baryłek (~ 1,6 × 10 11 t) |
Orinoco Belt jest terenem w południowym pasie wschodnim Orinoco rzece Basin w Wenezueli , która przykrywa największe na świecie złoża ropy naftowej. Jego lokalna hiszpańska nazwa to Faja Petrolífera del Orinoco (Orinoco Petroleum Belt).
Pas Orinoko znajduje się w Guárico i na południe od stanów Anzoátegui , Monagas i Delta Amacuro i biegnie wzdłuż rzeki. Jest to około 600 kilometrów (370 mil) ze wschodu na zachód i 70 kilometrów (43 mil) z północy na południe, o powierzchni około 55 314 kilometrów kwadratowych (21 357 2).
Rezerwy ropy
Pas Orinoko składa się z dużych złóż bardzo ciężkiej ropy . Szacuje się, że złoża ciężkiej ropy w Wenezueli o wielkości około 1200 miliardów baryłek (1,9 x 10 11 m 3 ), znajdujące się głównie w pasie naftowym Orinoco, są w przybliżeniu równe światowym rezerwom lżejszej ropy. Petróleos de Venezuela SA oszacował, że możliwe do wydobycia rezerwy Orinoco Belt to nawet 235 miliardów baryłek (3,74 × 10 10 m 3 ), co uczyniłoby z niego największą rezerwę ropy naftowej na świecie, nieznacznie wyprzedzając podobne niekonwencjonalne źródło ropy naftowej w Piaski roponośne Athabasca , a przed Arabią Saudyjską . W 2009 r. US Geological Survey zwiększyło szacowane rezerwy do 513 miliardów baryłek (8,16 x 10 10 m 3 ) ropy, która jest „technicznie możliwa do wydobycia (produkowana przy użyciu obecnie dostępnych technologii i praktyk przemysłowych)”. Nie oszacowano, ile ropy naftowej można ekonomicznie odzyskać.
Pas Orinoko jest obecnie podzielony na cztery obszary poszukiwawcze i produkcyjne. Są to: Boyacá (przed Machete), Junín (przed Zuata), Ayacucho (przed Hamaca) i Carabobo (przed Cerro Negro). Obecny obszar poszukiwań wynosi około 11 593 kilometrów kwadratowych (4476 2).
Rozwój
Plan wysiewu oleju na lata 2005–2030
Źródło: dane w tej sekcji pochodzą bezpośrednio z oficjalnej strony internetowej PDVSA .
Wytyczne polityki energetycznej Wenezueli do 2030 r. Zostały sformułowane w „ Planie wysiewu ropy ” ( „Plan Siembra Petrolera” ), który obejmuje sześć projektów rozwojowych i składa się z dwóch etapów: jednego do realizacji w latach 2005–2012 i drugiego. , który zostanie opracowany w drugim etapie, w latach 2012 i 2030.
W pierwszym okresie realizacji tego Planu łączna inwestycja w wysokości około 56 miliardów USD została oszacowana w latach 2005–2012. 70% tej kwoty zostanie sfinansowane przez Wenezuelę - operatora państwowego - a resztę przez sektor prywatny.
Plan wysiewu oleju na lata 2005–2012 obejmuje sześć podstawowych osi:
- Projekt Magna Reserve: Skierowany w celu ilościowego określenia i certyfikacji zasobów ropy naftowej w pasie naftowym Orinoco. W prezentacji wygłoszonej przez PDVSA (prowadzonej przez dyrektora Ignacio Layrisse) na VII konferencji LAPEC w Buenos Aires w marcu 2001 r. Potwierdzone rezerwy Wenezueli podano jako 76 miliardów baryłek (1,21 x 10 10 m 3 ). Z tej kwoty 52 miliardy baryłek (8,3 x 10 9 m 3 ) to ciężka lub bardzo ciężka ropa, w tym 37 miliardów rezerw ekstra ciężkiej w Pasie Orinoko (1 w Machete , 15 w Zuata , 6 w Hamaca i 15 w Cerro Negro ) . Oznacza to, że rezerwy Wenezueli, według PDVSA, w 2001 roku wyniosły 39 miliardów baryłek (6,2 × 10 9 m 3 ) z wyłączeniem pasa Orinoko.
- Projekt Orinoco : Odpowiedzialny za rozwój pasa Orinoco. Do realizacji w ramach tego projektu przy współpracy wybranych firm wybrano 27 bloków. Ze względu na strategiczne położenie tego złoża węglowodorów uważa się, że ma on kluczowe znaczenie dla zmniejszenia poziomu przeludnienia w niektórych częściach kraju i zapewnienia miejscowego zatrudnienia. Zostaną opracowane usługi i mieszkania, aby zagwarantować odpowiednią eksploatację ropy.
- Projekt Delta-Caribbean: Gaz zostanie włączony do krajowego zaopatrzenia w energię. Projekt ten dotyczy wydobycia gazu ze złóż na platformie Deltana u wybrzeży wschodniej Wenezueli. Dalsze inwestycje zlokalizowane są na Półwyspie Paraguaná , w północno-zachodniej części kraju.
- Udoskonalenie: zwiększenie zdolności rafinacji w Wenezueli jest jednym ze strategicznych celów PDVSA. Plan wysiewu ropy zakłada utworzenie nowych rafinerii : Cabruta (o wydajności 400 000 bardzo ciężkich baryłek ropy dziennie), Batalla de Santa Ines (50 000 baryłek (7900 m 3 )) i Caripito (50 000 baryłek dziennie (7 900 m 3 / d) przeznaczone do produkcji asfaltu). Dzięki tym trzem nowym rafineriom i ulepszeniu istniejących, zdolność przerobowa PDVSA na glebie Wenezueli zostanie zwiększona do 700 000 baryłek dziennie (110 000 m 3 / d).
- Infrastruktura: Zostanie utworzonych więcej stacji paliw i rurociągów , aby zapewnić dostawy paliwa dla całego kraju. Umowa na budowę gazociągu Transguajiro między Wenezuelą a Kolumbią została podpisana w 2005 roku.
- Integracja: zgodnie z celami Hugo Cháveza ropa ma być wykorzystywana jako zasób geopolityczny, pomagający w integracji narodów Ameryki Łacińskiej i Karaibów. W ten sposób Wenezuela stworzyła Petrocaribe i podpisała porozumienie Petrosur . W pobliżu Petrobras w Brazylii miała powstać także rafineria .
Bloki produkcyjne
Bloki produkcyjne zostaną opracowane przez PDVSA we współpracy z zagranicznymi partnerami. We wszystkich spółkach PDVSA posiada 60% udziałów.
Junin
Blok Junin 2 powstaje we współpracy z Petrovietnamem . Kontrakt inżynieryjny firmie SNC-Lavalin przyznano 10 marca 2010 r. Przewiduje się, że do 2011 r. Będzie produkować 200 tys. Baryłek dziennie (32 × 10 3 m 3 / d). jednak data jego uruchomienia nie jest określona. Junin blok 4 powstaje we współpracy z CNPC (40%). Ma produkować 400 tys. Baryłek dziennie (64 × 10 3 m 3 / d); jednak data uruchomienia nie została ogłoszona. Junin blok 5 powstaje we współpracy z firmą Eni (40%). Do 2013 r. Ma produkować 75 tys. Baryłek dziennie (11,9 × 10 3 m 3 / d) przy późnej produkcji 240 tys. Baryłek dziennie (38 × 10 3 m 3 / d). Inwestycja obejmie rafinerię ropy naftowej do produkcji paliw silnikowych. Blok 6 Junin powstaje we współpracy z konsorcjum rosyjskich koncernów naftowych, w tym Rosniefti , Gazprom Neft , Łukoil , TNK-BP i Surgutnieftiegaz . Ma produkować 450 tys. Baryłek dziennie (72 × 10 3 m 3 / d); jednak data uruchomienia nie została ogłoszona.
Nie ma jeszcze partnera zagranicznego dla bloków Junin 1, 10 i 11 - wszystkie o przewidywanej zdolności produkcyjnej 200 tys. Baryłek dziennie (32 × 10 3 m 3 / d).
Carabobo
Carabobo 1 powstaje we współpracy z Repsol YPF (11%), Petronas (11%), ONGC (11%), Indian Oil Corporation (3,5%) i Oil India (3,5%). Składa się z bloku Carabobo 1 North i 1 Central. Przewidywana produkcja wyniesie 400 tys. Baryłek dziennie (64 × 10 3 m 3 / d) do 2013 roku. Ulepszacz ma być gotowy do 2017 roku.
Carabobo 3 powstaje we współpracy z Chevron Corporation (34%), Suelopetrol (1%) proc. Oraz Mitsubishi Corporation i Inpex (5%). Składa się z bloku 2 South Carabobo, bloku 3 i bloku 5. Przewidywana produkcja wyniesie 400 tys. Baryłek dziennie (64 × 10 3 m 3 / d) do 2013 r. Modernizacja ma być gotowa do 2017 r.
Carabobo 2 powstanie we współpracy z Rosneft i Corporation Venezolana del Petroleo (CVP) - spółką zależną wenezuelskiej państwowej spółki naftowo-gazowej PDVSA. Umowa, podpisana przez prezesa Rosniefti Igora Sechina i wenezuelskiego ministra naftowego, szefa PDVSA Rafaela Ramireza w obecności prezydenta Hugo Cháveza , ustanawia spółkę joint venture mającą na celu rozwój bloku Carabobo 2 w południowym pasie bardzo ciężkiej ropy Orinoko w Wenezueli.
W podpisanym memorandum ustalono, że udział Rosnieftu wyniesie 40 proc. Rosnieft wypłaci CVP premię w wysokości 1,1 miliarda dolarów, wypłaconą w dwóch ratach: 440 milionów dolarów w ciągu dziesięciu dni po utworzeniu spółki joint venture, a reszta po podjęciu przez Rosnieftu ostatecznej decyzji w sprawie projektu. Ponadto Rosnieft 'udzieli CVP pożyczki w wysokości 1,5 miliarda dolarów na pięć lat. Pożyczka będzie udzielana w transzach nie wyższych niż 300 mln USD rocznie przy rocznej stopie procentowej LIBOR + 5,5%. Według prezesa Igora Sieczina w rozwój bloku Carabobo 2 Rosnieft 'zainwestuje łącznie 16 miliardów dolarów. Rezerwy bloku Carabobo 2 wynoszą 6,5 miliarda ton metrycznych ropy. Oczekuje się, że komercyjna produkcja ropy w bloku osiągnie 400 000 baryłek dziennie. Rosnieft 'wraz z kilkoma rosyjskimi koncernami naftowymi ( Gazprom Nieft , Łukoil , TNK-BP i Surgutnieftiegaz ) utworzyły konsorcjum w celu rozbudowy bloku Junin 6 pasa Orinoko w Wenezueli.
Wody formacyjne z otworów wiertniczych wykazują główny poziom Na-Cl (TDS do 30 g / l) z tendencją rozcieńczania w kierunku składu Na-HCO 3 (do 1 g / l). Stabilny stosunek izotopów tlenu i wodoru w cząsteczce wody ujawnia, że woda morska macierzysta została zmodyfikowana podczas zjawiska parcia w wysokiej temperaturze (120–125 ° C), tworząc 18 O-wzbogaconą wodę diagenetyczną (do + 4 ‰), co został ostatnio rozcieńczony przez lodowcową wodę roztopową i dzisiejszą wodę meteorytową. Hipotetyczna obecność powodzi wywołanej przez meteorytową wodę paleo dostarcza również nowych wskazówek wyjaśniających niską grawitację API (<10 ° API biodegradowalny, ekstra ciężki olej) i skład lokalnej ropy.
Zobacz też
Bibliografia
Linki zewnętrzne
- Faja Petrolífera del Orinoco .
- Wydział Nauk o Ziemi, Uniwersytet Rice, The Orinoco Heavy Oil Belt w Wenezueli (czy Heavy Oil to the Rescue?) .