Ориноко Пояс является территория в южной полосе восточной реки Ориноко бассейна в Венесуэле , которая перекрывает крупнейшие в мире месторождения нефти. Его местное испанское название - Faja Petrolífera del Orinoco (Нефтяной пояс Ориноко).
Нефтяной пояс Ориноко | |
---|---|
Страна | Венесуэла |
Место расположения | Гуарико , Ансоатеги , Монагас , Дельта Амакуро |
Морские / наземные | береговой |
Оператор | Petróleos de Venezuela SA |
Партнеры | Petróleos de Venezuela SA , Chevron Corporation , Repsol YPF , Mitsubishi Corporation , Inpex , Suelopetrol CA , Eni , PetroVietnam , Petronas , Petropar , ONGC , Indian Oil Corporation , Oil India , CNPC , Роснефть , Газпром нефть , Лукойл , ТНК-BP , Сургутнефтегаз |
История поля | |
Начало производства | 2013 (ожидается) |
Производство | |
Расчетная нефть на месте | 1,200,000 млн баррелей (~ 1,6 × 10 11 т) |
Пояс Ориноко расположен в Гуарико и к югу от штатов Ансоатеги , Монагас и Дельта Амакуро и следует по линии реки. Это примерно 600 километров (370 миль) с востока на запад и 70 километров (43 миль) с севера на юг, с площадью около 55 314 квадратных километров (21 357 квадратных миль).
Запасы нефти
Пояс Ориноко состоит из крупных залежей сверхтяжелой нефти . По оценкам, запасы тяжелой нефти Венесуэлы объемом около 1 200 миллиардов баррелей (1,9 × 10 11 м 3 ), обнаруженные в основном в Нефтяном поясе Ориноко, примерно равны мировым запасам более легкой нефти. [1] Петролеос де Venezuela SA подсчитал , что продуктивные запасы Ориноко пояса до 235 млрд баррелей (3,74 × 10 10 м 3 ) [2] , который сделает его крупнейшим нефтяной резерв в мире, чуть впереди аналогичный нетрадиционный источник нефти в нефтеносных песках Атабаски и до Саудовской Аравии . [3] В 2009 году Геологическая служба США увеличила оценочные запасы до 513 миллиардов баррелей (8,16 × 10 10 м 3 ) нефти, которая является «технически извлекаемой (добываемой с использованием имеющихся в настоящее время технологий и отраслевых практик)». Оценка того, сколько нефти можно извлечь с экономической точки зрения, не производилась. [4]
Пояс Ориноко в настоящее время разделен на четыре зоны разведки и добычи. Это Бояка (перед Мачете), Хунин (перед Зуатой), Аякучо (перед Хамакой) и Карабобо (перед Серро-Негро). Текущая площадь разведки составляет около 11 593 квадратных километров (4476 квадратных миль).
Разработка
План посевов нефти на 2005–2030 гг.
Источник: данные в этом разделе взяты непосредственно с официальной веб-страницы PDVSA .
Руководящие принципы энергетической политики Венесуэлы до 2030 года изложены в «Плане посевов нефти » ( «План Siembra Petrolera» ), который включает шесть проектов развития и состоит из двух этапов: один должен быть выполнен в период 2005–2012 годов, а другой , который будет разработан на втором этапе - 2012 и 2030 гг.
В первый период этого плана, общий объем инвестиций в размере около US $ 56 млрд [ править ] была оценена в период между 2005 и 2012 70% от этой суммы будет финансироваться Венесуэла - государственный оператор - и остальным частным сектором.
План посевов нефти на 2005–2012 гг. Включает шесть основных осей:
- Проект Magna Reserve: предназначен для количественной оценки и сертификации запасов нефти в нефтяном поясе Ориноко. В презентации, представленной PDVSA (которую провел директор Игнасио Лайрисс) на VII конференции LAPEC в Буэнос-Айресе, март 2001 г., доказанные запасы Венесуэлы были указаны в 76 миллиардов баррелей (1,21 × 10 10 м 3 ). Из этого количества 52 миллиарда баррелей (8,3 × 10 9 м 3 ) приходятся на тяжелую или сверхтяжелую нефть, включая 37 миллиардов запасов сверхтяжелой нефти в поясе Ориноко (1 в Мачете , 15 в Зуате , 6 в Хамаке и 15 в Серро-Негро ). . Это указывает на то, что запасы Венесуэлы, согласно PDVSA, в 2001 году составляли 39 миллиардов баррелей (6,2 × 10 9 м 3 ) без учета пояса Ориноко.
- Проект Ориноко : отвечает за развитие пояса Ориноко. Двадцать семь блоков были отобраны для разработки в рамках этого проекта с участием отобранных компаний. Из-за стратегического расположения этого резервуара углеводородов он считается жизненно важным для снижения уровня перенаселенности в некоторых частях страны и обеспечения занятости местного населения. Услуги и жилье будут развиваться, чтобы гарантировать адекватную добычу нефти.
- Проект «Дельта-Карибский бассейн»: газ будет включен в систему энергоснабжения страны. Этот проект преследует цель разработки морских месторождений газа на платформе Дельтана у побережья восточной части Венесуэлы. Дальнейшие застройки расположены на полуострове Парагуана , к северо-западу от страны.
- Уточнение: Увеличение мощности по переработке в Венесуэле - одна из стратегических целей PDVSA. План посева нефти предусматривает создание новых нефтеперерабатывающих заводов : Cabruta (мощностью 400 000 баррелей сверхтяжелой нефти в день), Batalla de Santa Ines (50 000 баррелей (7900 м 3 )) и Caripito (50 000 баррелей в день (7 900 м 3 / г) предназначены для производства асфальта). С этими тремя новыми нефтеперерабатывающими заводами и улучшением существующих производственные мощности PDVSA на венесуэльской земле будут увеличены до 700 000 баррелей в день (110 000 м 3 / сут).
- Инфраструктура: будет создано больше заправочных центров и трубопроводов , чтобы гарантировать поставки топлива для всей страны. Соглашение о строительстве газопровода Трансуахиро между Венесуэлой и Колумбией было подписано в 2005 году [5].
- Интеграция: Согласно целям Уго Чавеса , нефть должна использоваться как геополитический ресурс, способствующий интеграции народов Латинской Америки и Карибского бассейна. Таким образом, Венесуэла создала Petrocaribe и подписала соглашение Petrosur . Нефтеперерабатывающий завод также должен был быть построен недалеко от Petrobras в Бразилии.
Производственные блоки
Производственные блоки будут разрабатываться PDVSA в сотрудничестве с зарубежными партнерами. Во всем партнерстве PDVSA владеет 60%. [6]
Хунин
Блок 2 Хунин находится в стадии разработки в сотрудничестве с Petrovietnam . Компания СНС-Лавалин получила контракт на инжиниринг 10 марта 2010 г. Предполагается, что она будет производить 200 тыс. Баррелей в сутки (32 × 10 3 м 3 / сут) к 2011 году. Разработка будет включать также установку для обогащения тяжелой нефти; Однако дата его ввода в эксплуатацию не уточняется. Блок Хунин 4 разрабатывается совместно с CNPC (40%). Планируется производить 400 тыс. Баррелей в сутки (64 × 10 3 м 3 / сут); Однако дата ввода в эксплуатацию не объявляется. Блок Хунин 5 разрабатывается совместно с Eni (40%). Ожидается, что он будет производить 75 тыс. Баррелей в сутки (11,9 × 10 3 м 3 / сут) к 2013 г. при поздней добыче 240 тыс. Баррелей в сутки (38 × 10 3 м 3 / сут). В рамках проекта будет построен нефтеперерабатывающий завод по производству моторных топлив. Блок Хунина 6 разрабатывается в сотрудничестве с консорциумом российских нефтяных компаний, включая Роснефть , Газпром нефть , Лукойл , ТНК-ВР и Сургутнефтегаз . Планируется производить 450 тыс. Баррелей в сутки (72 × 10 3 м 3 / сут); Однако дата ввода в эксплуатацию не объявляется. [6]
По блокам Хунин 1, 10 и 11 иностранного партнера пока нет - все с ожидаемой производственной мощностью 200 тыс. Баррелей в сутки (32 × 10 3 м 3 / сут). [6]
Карабобо
Carabobo 1 разработан в сотрудничестве с Repsol YPF (11%), Petronas (11%), ONGC (11%), Indian Oil Corporation (3,5%) и Oil India (3,5%). Он состоит из блока Карабобо 1 Север и блока 1 Центральный. Ожидаемый объем добычи составит 400 тыс. Баррелей в сутки (64 × 10 3 м 3 / сут) к 2013 г. Ожидается, что модернизация будет готова к 2017 г. [6]
Carabobo 3 разрабатывается в сотрудничестве с Chevron Corporation (34%), Suelopetrol (1%), а также Mitsubishi Corporation и Inpex (5%). Он состоит из блока 2 Южный Карабобо, блока 3 и блока 5. Ожидаемый объем добычи составит 400 тыс. Баррелей в сутки (64 × 10 3 м 3 / сут) к 2013 г. Ожидается, что модернизация будет готова к 2017 г. [6]
Carabobo 2 будет разрабатываться в сотрудничестве с « Роснефтью» и Corporation Venezolana del Petroleo (CVP) - дочерней структурой государственной нефтегазовой компании Венесуэлы PDVSA. Соглашение, подписанное генеральным директором «Роснефти» Игорем Сечиным и министром нефти Венесуэлы, главой PDVSA Рафаэлем Рамиресом в присутствии президента Уго Чавеса , предусматривает создание совместного предприятия по разработке блока Карабобо-2 в южной части пояса сверхтяжелой нефти Ориноко в Венесуэле.
Согласно подписанному меморандуму, доля «Роснефти» составит 40 процентов. «Роснефть» выплатит CVP бонус в размере 1,1 млрд долларов, выплаченный двумя частями: 440 млн долларов в течение десяти дней после создания совместного предприятия, а остальная сумма - после того, как «Роснефть» примет окончательное решение по проекту. Кроме того, «Роснефть» предоставит CVP заем в размере 1,5 млрд долларов сроком на пять лет. Кредит будет предоставляться траншами на сумму не более 300 миллионов долларов в год по годовой процентной ставке LIBOR + 5,5 процента. По словам генерального директора Игоря Сечина, «Роснефть» инвестирует в развитие блока «Карабобо-2» 16 миллиардов долларов. Запасы блока Карабобо 2 составляют 6,5 млрд метрических тонн нефти. Ожидается, что промышленная добыча нефти на блоке составит 400 000 баррелей в сутки. «Роснефть» вместе с несколькими российскими нефтяными компаниями (« Газпром нефть» , « Лукойл» , ТНК-ВР и « Сургутнефтегаз» ) сформировали консорциум для разработки блока Хунина 6 пояса Ориноко в Венесуэле. [7]
Пластовые воды из скважин показывают основной уровень Na-Cl (TDS до 30 г / л) с тенденцией разбавления в сторону состава Na-HCO 3 (до 1 г / л). Соотношение стабильных изотопов кислорода и водорода в молекуле воды показывает, что материнская вода морской воды была модифицирована во время высокотемпературного толчка (120–125 ° C), образуя диагенетическую воду, обогащенную 18 O (до + 4 ‰), которая был разбавлен в последнее время талой ледниковой водой и современной метеорной водой. [8] Гипотетическое присутствие наводнения метеорной палео-водой также предлагает новые подсказки для объяснения низкой плотности по API (биоразложенная нефть <10 ° API, сверхтяжелая нефть) и состава местной нефти. [8]
Смотрите также
- Список нефтяных месторождений
- Сан-Томе, Венесуэла
- Холлис Доу Хедберг
Рекомендации
- ^ Пьер-Рене Боки (2006-02-16). «Какое будущее у сверхтяжелой нефти и битума: случай Ориноко» . Мировой энергетический совет. Архивировано из оригинала на 2007-04-02 . Проверено 10 июля 2007 .
- ^ Майкл Фокс (09.05.2006). «Венесуэла увеличивает налоги на нефтяные компании в нефтяном поясе Ориноко» . Venezuelanalysis.com . Проверено 16 декабря 2008 .
- ^ «Венесуэла национализирует сына Эльдорадо Петролье» (на французском). Le Figaro . 2007-04-30 . Проверено 16 декабря 2008 .
- ^ Кристофер Дж. Шенк; Трой А. Кук; Рональд Р. Шарпантье; Ричард М. Полластро; Тимоти Р. Клетт; Мэрилин Э. Теннисон; Марк А. Киршбаум; Майкл Э. Браунфилд и Джанет К. Питман. (11 января 2010 г.). «Оценка извлекаемых ресурсов тяжелой нефти нефтяного пояса Ориноко, Венесуэла» (PDF) . USGS . Проверено 23 января 2010 года .
- ^ "Visto bueno a gasoducto transguajiro" (на испанском языке). BBC . 2005-11-24 . Проверено 16 декабря 2008 .
- ^ а б в г д Брайан Эллсуорт; Марианна Паррага (12 февраля 2010 г.). «План Венесуэлы по развитию нефтяного пояса Ориноко» . Рейтер . Проверено 14 февраля 2010 .
- ^ Алексей Никольский (28.09.2012). «Роснефть и дочерняя компания PDVSA подписывают соглашение о создании СП по Карабобо» . РИА Новости . Проверено 28 сентября 2012 года .
- ^ а б Боскетти, Тициано; Ангуло, Беатрис; Кинтеро, Фелипе; Волькан, Хуан; Казалинс, Андрес (2018). «Химический и стабильный изотопный состав (18O / 16O, 2H / 1H) пластовых вод месторождения Карабобо, Венесуэла» . Geologica Acta . 16 (3): 257–264. DOI : 10,1344 / GeologicaActa2018.16.3.2 .
Внешние ссылки
- Faja Petrolífera del Orinoco .
- Департамент наук о Земле, Университет Райса, пояс тяжелой нефти Ориноко в Венесуэле (или тяжелая нефть на помощь?) .