stringtranslate.com

Пояс Ориноко

Пояс Ориноко — территория в южной полосе восточного бассейна реки Ориноко в Венесуэле , которая залегает над крупнейшими в мире месторождениями нефти . Его местное испанское название — Faja Petrolífera del Orinoco (Нефтяной пояс Ориноко).

Пояс Ориноко расположен в Гуарико и к югу от штатов Ансоатеги , Монагас и Дельта Амакуро , и он следует линии реки. Он составляет около 600 километров (370 миль) с востока на запад и 70 километров (43 мили) с севера на юг, с площадью около 55 314 квадратных километров (21 357 квадратных миль).

Запасы нефти

Пояс Ориноко состоит из крупных месторождений сверхтяжелой сырой нефти . Запасы тяжелой нефти Венесуэлы, составляющие около 1200 миллиардов баррелей (1,9 × 10 11  м 3 ), обнаруженные в основном в нефтяном поясе Ориноко, по оценкам, примерно равны мировым запасам более легкой нефти. [1] Petróleos de Venezuela SA подсчитала, что извлекаемые запасы пояса Ориноко составляют до 235 миллиардов баррелей (3,74 × 10 10  м 3 ), что делает его крупнейшим нефтяным запасом в мире, немного опережая аналогичный нетрадиционный источник нефти в нефтяных песках Атабаски и превышая Саудовскую Аравию . [2] В 2009 году Геологическая служба США увеличила предполагаемые запасы до 513 миллиардов баррелей (8,16 × 10 10  м 3 ) нефти, которая «технически извлекаема (добываема с использованием имеющихся в настоящее время технологий и отраслевых практик)». Оценка того, какой объем нефти экономически извлекаем, не производилась. [3]

В настоящее время пояс Ориноко разделен на четыре района разведки и добычи. Это: Бояка (ранее Мачете), Хунин (ранее Зуата), Аякучо (ранее Хамака) и Карабобо (ранее Серро-Негро). Текущая площадь разведки составляет около 11 593 квадратных километров (4476 квадратных миль).

Разработка

7 января 1936 года компания Standard Oil of New Jersey, буря скважину "La Canoa-1", расположенную недалеко от поселения Ла Каноа (штат Ансоатеги), начала эксплуатацию нефтяного пояса Ориноко (FPO). Эта скважина проработала 44 дня, добывая около тысячи чистых баррелей сырой нефти в день. Но к тому времени эксплуатационные работы были прекращены из-за сложности извлечения сверхтяжелых углеводородов. В 1938 году была пробурена первая скважина, открывшая углеводороды, под названием "Zuata 1".

План посева масличных культур на 2005–2030 гг.

Источник: данные в этом разделе взяты непосредственно с официального сайта PDVSA .

Основные направления энергетической политики Венесуэлы до 2030 года изложены в « Плане посева нефти » ( «Plan Siembra Petrolera» ), который включает шесть проектов развития и состоит из двух этапов: один должен быть реализован в период 2005–2012 годов, а другой — разработан на втором этапе, в 2012 и 2030 годах.

На первый период этого Плана общие инвестиции в период с 2005 по 2012 год оцениваются примерно в 56 миллиардов долларов США [ нужна ссылка ]. 70% этой суммы будет профинансировано Венесуэлой — государственным оператором, а остальная часть — частным сектором.

План посева масличных культур на 2005–2012 годы включает шесть основных направлений:

  1. Проект Magna Reserve: направлен на количественную оценку и сертификацию запасов нефти в нефтяном поясе Ориноко. В презентации, представленной PDVSA (директором Игнасио Лайриссе) на VII конференции LAPEC в Буэнос-Айресе в марте 2001 года, доказанные запасы Венесуэлы были указаны в размере 76 миллиардов баррелей (1,21 × 10 10  м 3 ). Из этого количества 52 миллиарда баррелей (8,3 × 10 9  м 3 ) были тяжелой или сверхтяжелой нефтью, включая 37 миллиардов запасов сверхтяжелой нефти в поясе Ориноко (1 в Мачете , 15 в Суате, 6 в Хамаке и 15 в Серро-Негро ). Это означает, что запасы Венесуэлы, по данным PDVSA, в 2001 году составляли 39 миллиардов баррелей (6,2 × 10 9  м 3 ) без учета пояса Ориноко.
  2. Проект Ориноко : отвечает за разработку пояса Ориноко. Двадцать семь блоков были выбраны для разработки в рамках этого проекта в сотрудничестве с выбранными компаниями. Из-за стратегического расположения этого углеводородного резервуара 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.
  3. Проект Delta-Caribbean: Газ будет включен в энергоснабжение страны. Этот проект преследует цель разработки оффшорного газа на платформе Deltana у побережья восточной Венесуэлы. Дальнейшие разработки находятся на полуострове Парагуана , на северо-западе страны.
  4. Переработка: Увеличение мощности переработки в Венесуэле является одной из стратегических целей PDVSA. План посева нефти предусматривает создание новых НПЗ : Кабрута (мощностью 400 000 баррелей сверхтяжелой сырой нефти в день), Баталья-де-Санта-Инес (50 000 баррелей (7 900 м 3 )) и Карипито (50 000 баррелей в день (7 900 м 3 /д), предназначенных для производства асфальта ). С этими тремя новыми НПЗ и улучшением существующих перерабатывающие мощности PDVSA на венесуэльской земле будут увеличены до 700 000 баррелей в день (110 000 м 3 /д).
  5. Инфраструктура: Будет создано больше заправочных станций и трубопроводов , чтобы гарантировать поставки топлива по всей стране. Соглашение о строительстве газопровода Трансгуахиро между Венесуэлой и Колумбией было подписано в 2005 году. [4]
  6. Интеграция: Согласно целям Уго Чавеса , нефть должна использоваться как геополитический ресурс, помогающий интеграции народов Латинской Америки и Карибского бассейна. Венесуэла таким образом создала Petrocaribe и подписала соглашение Petrosur. Нефтеперерабатывающий завод также должен был быть построен рядом с Petrobras в Бразилии.

Производственные блоки

Производственные блоки будут разрабатываться PDVSA совместно с зарубежными партнерами. В общем объеме партнерства PDVSA принадлежит 60%. [5]

Хунин

Блок Хунин 1 был открыт в 2009 году и разрабатывался PDVSA . Нефтяное месторождение эксплуатируется и принадлежит PDVSA . Общие доказанные запасы нефтяного месторождения Хунин-1 составляют около 2 миллиардов баррелей (320 000 000 м 3 ), а добыча сосредоточена на 200 000 баррелей в день (32 000 м 3 /день). [6]

Блок Junin 2 находится в стадии разработки в сотрудничестве с Petrovietnam . SNC-Lavalin получила инженерный контракт 10 марта 2010 года. Ожидается, что к 2011 году он будет производить 200 тысяч баррелей в день (32 × 10 3  м 3 /день). Разработка также будет включать установку по переработке тяжелой сырой нефти; однако дата ее ввода в эксплуатацию не указана. ^

Junín Block 3 был обнаружен в 2009 году и разрабатывался PDVSA . Нефтяное месторождение эксплуатируется и принадлежит PDVSA . Общие доказанные запасы нефтяного месторождения Junín-3 составляют около 4,26 млрд баррелей (677 000 000 м 3 ), а добыча сосредоточена на 200 000 баррелей в день (32 000 м 3 /день). [7]

Блок Хунин 4 разрабатывается совместно с CNPC (40%). Ожидается, что его добыча составит 400 тыс. баррелей в сутки (64 × 10 3  м 3 /д), однако дата ввода в эксплуатацию не разглашается. ^

Junin block 5 разрабатывается совместно с Eni (40%). Ожидается, что к 2013 году добыча составит 75 тыс. баррелей в день (11,9 × 10 3  м 3 /д) с поздней добычей 240 тыс. баррелей в день (38 × 10 3  м 3 /д). Разработка будет включать нефтеперерабатывающий завод для производства моторных топлив. Junin block 6 разрабатывается совместно с консорциумом российских нефтяных компаний, включая Роснефть , Газпром нефть , Лукойл , ТНК-BP и Сургутнефтегаз . Ожидается, что добыча составит 450 тыс. баррелей в день (72 × 10 3  м 3 /д); однако дата ввода в эксплуатацию не объявлена. [5]^^^

Блок Хунин 7 был обнаружен в 2009 году и разрабатывался PDVSA . Нефтяное месторождение эксплуатируется и принадлежит PDVSA . Общие доказанные запасы нефтяного месторождения Хунин-7 составляют около 31 миллиарда баррелей (4,9 × 10 9  м 3 ), а добыча сосредоточена на 200 000 баррелей в день (32 000 м 3 /день). [8]

Блок Junín-8 был обнаружен в 2009 году и разрабатывался PDVSA . Нефтяное месторождение эксплуатируется и принадлежит PDVSA . Общие доказанные запасы нефтяного месторождения Junín-8 составляют около 40 миллиардов баррелей (6,4 × 10 9  м 3 ). [9] В том же году PDVSA и Sinopec подписали соглашение о сотрудничестве в разработке блока, [10] будущая добыча которого оценивалась в 200 000 баррелей в день (32 000 м 3 /день). [11]

Блок Хунин 10 был открыт в 2009 году и разрабатывался PDVSA . Нефтяное месторождение эксплуатируется и принадлежит PDVSA . Общие доказанные запасы нефтяного месторождения Хунин-10 составляют около 10,5 млрд баррелей (1,67 × 10 9  м 3 ), а добыча сосредоточена на 220 000 баррелей в день (35 000 м 3 /день). [12]

Карабобо

Carabobo 1 разрабатывается совместно с Repsol YPF (11%), Petronas (11%), ONGC (11%), Indian Oil Corporation (3,5%) и Oil India (3,5%). Он состоит из блока Carabobo 1 North и блока 1 Central. Ожидаемый объем добычи составит 400 тысяч баррелей в день (64 × 10 3  м 3 /д) к 2013 году. Ожидается, что модернизация будет готова к 2017 году. [5]^

Carabobo 3 разрабатывается совместно с Chevron Corporation (34%), Suelopetrol (1%) pct, и Mitsubishi Corporation и Inpex (5%). Он состоит из блока 2 Carabobo South, блока 3 и блока 5. Ожидаемый объем добычи составит 400 тысяч баррелей в день (64 × 10 3  м 3 /д) к 2013 году. Ожидается, что модернизация будет завершена к 2017 году. [5]^

Carabobo 2 будет разрабатываться совместно с «Роснефтью» и Corporation Venezolana del Petroleo (CVP) — дочерней компанией 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 , создает совместное предприятие по разработке блока Carabobo 2 в поясе сверхтяжелой нефти южного Ориноко в Венесуэле.

Подписанный меморандум установил, что доля «Роснефти» составит 40 процентов. «Роснефть» выплатит CVP бонус в размере 1,1 миллиарда долларов, который будет выплачен двумя частями: 440 миллионов долларов в течение десяти дней после создания совместного предприятия, а остальная часть после того, как «Роснефть» примет окончательное решение по проекту. Кроме того, «Роснефть» выдаст CVP кредит в размере 1,5 миллиарда долларов сроком на пять лет. Кредит будет предоставляться траншами не более 300 миллионов долларов в год по годовой процентной ставке LIBOR+5,5 процента. По словам генерального директора Игоря Сечина, для разработки блока Carabobo 2 «Роснефть» инвестирует в общей сложности 16 миллиардов долларов. Запасы блока Carabobo 2 составляют 6,5 миллиарда метрических тонн сырой нефти. Ожидается, что коммерческая добыча нефти на блоке составит 400 тысяч баррелей в сутки. «Роснефть» совместно с несколькими российскими нефтяными компаниями ( «Газпром нефть» , «Лукойл» , «ТНК-BP» и «Сургутнефтегаз» ) сформировали консорциум для разработки блока «Хунин 6» пояса Ориноко в Венесуэле. [ требуется цитата ]

Пластовые воды из скважин показывают основной уровень Na-Cl (TDS до 30 г/л) с тенденцией к разбавлению в сторону состава Na-HCO3 ( до 1 г/л). Соотношение стабильных изотопов кислорода и водорода молекулы воды показывает, что материнская вода морской воды была изменена во время высокотемпературного надвига (120–125 °C), образовав диагенетическую воду, обогащенную 18O (до +4‰), которая была разбавлена ​​в недавнее время талой ледниковой водой и современной метеорной водой. [13] Гипотетическое присутствие наводнения метеорной палео-водой также дает новые подсказки для объяснения низкой плотности API (<10°API биодеградированная, сверхтяжелая нефть) и состава местной сырой нефти. [13]

Смотрите также

Ссылки

  1. ^ Пьер-Рене Боки (16.02.2006). «Какое будущее у сверхтяжелой нефти и битума: случай Ориноко». Всемирный энергетический совет. Архивировано из оригинала 02.04.2007 . Получено 10.07.2007 .
  2. ^ «Венесуэла национализирует сына Эльдорадо Петролье» (на французском языке). Ле Фигаро . 30 апреля 2007 г. Проверено 16 декабря 2008 г.
  3. ^ 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 . Получено 23 января 2010 г. .
  4. ^ "Visto bueno a gasoducto transguajiro" (на испанском языке). Би-би-си . 24 ноября 2005 г. Проверено 16 декабря 2008 г.
  5. ^ abcd Брайан Эллсворт; Марианна Паррага (2010-02-12). "План развития Венесуэлы для нефтяного пояса Ориноко". Reuters . Архивировано из оригинала 1 февраля 2013 года . Получено 2010-02-14 .
  6. ^ "Венесуэла: Беларусь инвестирует $8 млрд в совместную разведку нефти". energy-pedia.com. 2009 . Получено 26.04.2014 .
  7. ^ "LUKoil оценивает запасы месторождения Хунин-3 в Венесуэле в 600 млн тонн". dundee.ac.uk. 2009. Получено 26.04.2014 .
  8. ^ «Repsol, PDVSA оценивают потенциал венесуэльского Junin 7 (Update1)» . Bloomberg.com. 2009 . Проверено 27 апреля 2014 г.
  9. ^ «Китай и Венесуэла: «идеальное соответствие»?». igadi.org. 2012. Получено 27.04.2014 .
  10. ^ "StackPath".
  11. ^ "ОБНОВЛЕНИЕ 1-Китай инвестирует больше в нефть и газ Венесуэлы". 2 декабря 2010 г. Архивировано из оригинала 9 декабря 2010 г. – через af.reuters.com.
  12. ^ "CNPC присоединится к проекту Хунин в Венесуэле". seenews.com. 2013. Архивировано из оригинала 2014-04-27 . Получено 2014-04-27 .
  13. ^ аб Боскетти, Тициано; Ангуло, Беатрис; Кинтеро, Фелипе; Вулкан, Хуан; Казалинс, Андрес (2018). «Химический и стабильный изотопный состав (18O/16O, 2H/1H) пластовых вод нефтяного месторождения Карабобо, Венесуэла». Геология Акта . 16 (3): 257–264. doi : 10.1344/GeologicaActa2018.16.3.2.

Внешние ссылки