Пояс Ориноко - Orinoco Belt

Нефтяной пояс Ориноко
Ориноко USGS.jpg
Отдел оценки нефтяных лент Ориноко, Геологическая служба США
СтранаВенесуэла
Место расположенияГуарико, Ансоатеги, Монагас, Дельта Амакуро
Оффшор / оншорбереговой
ОператорPetróleos de Venezuela S.A.
ПартнерыPetróleos de Venezuela S.A., Chevron Corporation, Repsol YPF, Mitsubishi Corporation, Inpex, Suelopetrol CA, Eni, ПетроВьетнам, Петронас, Petropar, ONGC, Индийская нефтяная корпорация, Oil India, CNPC, Роснефть, Газпром нефть, Лукойл, ТНК-ВР, Сургутнефтегаз
История поля
Начало производства2013 (ожидается)
Производство
Расчетная нефть на месте1,200,000 миллионов баррелей (~ 1,6×10^11 т)

В Пояс Ориноко территория в южной полосе восточной Река Ориноко Бассейн в Венесуэла который залегает над крупнейшими в мире месторождениями нефти. Его местный испанский имя Faja Petrolífera del Orinoco (Нефтяной пояс Ориноко).

Пояс Ориноко расположен в Гуарико и к югу от Ансоатеги, Монагас, и Дельта Амакуро заявляет, и он следует 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 дополнительных тяжелая нефть. Запасы тяжелой нефти Венесуэлы составляют около 1200 миллиардов баррелей (1,9×1011 м3), обнаруженные в основном в нефтяном поясе Ориноко, по оценкам, примерно равны мировым запасам более легкой нефти.[1] Petróleos de Venezuela S.A. оценивается, что добываемые запасы пояса Ориноко составляют до 235 миллиардов баррелей (3,74×1010 м3)[2] что сделало бы его самым большим нефть резерв в мире, немного опережая аналогичные нетрадиционная нефть источник в Нефтяные пески Атабаски, и раньше Саудовская Аравия.[3] В 2009 г. Геологическая служба США увеличил прогнозные запасы до 513 млрд баррелей (8,16×1010 м3) 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 из официального PDVSA страница в Интернете.

Руководящие принципы энергетической политики Венесуэлы до 2030 года изложены в "План посева масличных культур” ("План Симбра Петролера"), который включает шесть девелоперских проектов и состоит из двух этапов: один будет реализован в период 2005–2012 годов, а другой - разработан на втором этапе, 2012 и 2030 годах.

На первый период этого плана общие инвестиции составят около 56 долларов США. миллиард[нужна цитата ] была оценена в период с 2005 по 2012 год. 70% этой суммы будет профинансировано Венесуэлой - государственным оператором, а остальная часть - частным сектором.

План посевов нефти на 2005–2012 годы включает шесть основных осей:

  1. Проект Magna Reserve: Предназначен для количественной оценки и сертификации запасов нефти в нефтяном поясе Ориноко. В презентации PDVSA (которую проводит директор Игнасио Лайрисс) на VII LAPEC конференции в Буэнос-Айресе, март 2001 г., доказанные запасы Венесуэлы оцениваются в 76 миллиардов баррелей (1,21×1010 м3). Из этой суммы 52 млрд баррелей (8,3×109 м3) были тяжелой или сверхтяжелой нефтью, включая 37 миллиардов сверхтяжелых запасов в поясе Ориноко (1 дюйм Мачете, 15 дюйм Зуата, 6 дюймов Hamaca и 15 в Cerro Negro ). Это указывает на то, что запасы Венесуэлы, по данным PDVSA, в 2001 году составляли 39 миллиардов баррелей (6,2×109 м3) за исключением пояса Ориноко.
  2. Проект Ориноко: Отвечает за развитие пояса Ориноко. Двадцать семь блоков были отобраны для разработки в рамках этого проекта с участием выбранных 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.
  3. Дельта-Карибский проект: Газ будет включен в систему энергоснабжения страны. Этот проект преследует цель освоения морских месторождений газа в Платформа Deltana у побережья восточной Венесуэлы. Дальнейшие разработки находятся в Полуостров Парагуана, к северо-западу страны.
  4. Уточнение: Увеличить уточнение мощность в Венесуэле - одна из стратегических целей PDVSA. Oil Sever Plan берет на себя создание новых нефтеперерабатывающие заводы: Cabruta (мощностью 400 000 баррелей сверхтяжелой нефти в день), Batalla de Santa Ines (50 000 баррелей (7900 м3)) и Карипито (50 000 баррелей в сутки (7 900 м3/ г) предназначены для производства асфальта). С помощью этих трех новых нефтеперерабатывающих заводов и модернизации существующих производственные мощности PDVSA на венесуэльской земле будут увеличены до 700 000 баррелей в день (110 000 м 3).3/ г).
  5. Инфраструктура: Больше автозаправочных центров и трубопроводы будут созданы, чтобы гарантировать поставки топлива всей нации. Договор на строительство Transguajiro Газопровод между Венесуэлой и Колумбией был подписан в 2005 году.[5]
  6. Интеграция: Согласно с Уго Чавес Согласно целям, нефть должна использоваться как геополитический ресурс, способствующий интеграции народов Латинской Америки и Карибского бассейна. Венесуэла таким образом создала Petrocaribe и подписал Петросур соглашение. 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 Хунина разрабатывается совместно с Петровьетнам. СНС-Лавалин был заключен контракт на инжиниринг 10 марта 2010 года. Ожидается, что он будет производить 200 тысяч баррелей в сутки (32×10^3 м3/ г) к 2011 году. Разработка также будет включать установку тяжелой нефти; Однако дата его ввода в эксплуатацию не уточняется. Блок 4 Хунина разработан в сотрудничестве с CNPC (40%). Планируется добывать 400 тыс. Баррелей в сутки (64×10^3 м3/ г); Однако дата ввода в эксплуатацию не объявляется. Блок 5 Хунин разработан в сотрудничестве с Eni (40%). Планируется добывать 75 тыс. Баррелей в сутки (11,9×10^3 м3/ г) к 2013 г. при поздней добыче 240 тыс. баррелей в сутки (38×10^3 м3/ г). В строительство войдет нефтеперерабатывающий завод по производству моторных топлив. Блок 6 Хунина разрабатывается в сотрудничестве с консорциумом российских нефтяных компаний, в том числе Роснефть, Газпром нефть, Лукойл, ТНК-ВР и Сургутнефтегаз. Планируется производить 450 тыс. Баррелей в сутки (72×10^3 м3/ г); 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 м3/ г).[6]

Карабобо

Carabobo 1 разработан в сотрудничестве с Repsol YPF (11%), Петронас (11%), ONGC (11%), Индийская нефтяная корпорация (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 м3/ d) к 2013 г. Ожидается, что модернизация будет готова к 2017 г.[6]

Carabobo 3 разработан в сотрудничестве с Chevron Corporation (34%), Suelopetrol (1%)% и 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 м3/ d) к 2013 г. Ожидается, что модернизация будет готова к 2017 г.[6]

Carabobo 2 будет разрабатываться в сотрудничестве с Роснефть и Корпорация Венесолана дель Петролео (CVP) - дочерняя компания государственной нефтегазовой компании Венесуэлы PDVSA. Соглашение, подписанное генеральным директором Роснефти Игорем Сечиным и министром нефти Венесуэлы, главой PDVSA Рафаэлем Рамиресом в присутствии президента. Уго Чавес, создает совместное предприятие по разработке блока Карабобо 2 в южном поясе сверхтяжелой нефти Ориноко в Венесуэле.

Согласно подписанному меморандуму, доля «Роснефти» составит 40 процентов. «Роснефть» выплатит CVP бонус в размере 1,1 млрд долларов, выплачиваемый двумя частями: 440 млн долларов в течение десяти дней после создания совместного предприятия, а оставшаяся 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, в развитие блока Carabobo 2 Роснефть вложит в общей сложности 16 миллиардов долларов. Запасы блока Карабобо-2 составляют 6,5 млрд метрических тонн нефти. Ожидается, что промышленная добыча нефти на блоке составит 400 тыс. Баррелей в сутки. Роснефть вместе с несколькими российскими нефтяными компаниями (Газпром нефть, Лукойл, ТНК-ВР и Сургутнефтегаз ), сформировали консорциум для развития блока Хунин 6 в поясе Ориноко в Венесуэле.[7]

Пластовые воды из скважин показывают основной уровень Na-Cl (TDS до 30 г / л) с тенденцией разбавления в сторону Na-HCO.3 состав (до 1г / 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 18О-обогащенная диагенетическая вода (до + 4 ‰), которая в последнее время была разбавлена ​​талой ледниковой водой и современной метеорной водой.[8] Гипотетическое присутствие наводнения метеорной палео-водой также предлагает новые подсказки для объяснения низкой плотности в градусах API (биоразлагаемая нефть <10 ° API, сверхтяжелая нефть) и состава местной нефти.[8]

Смотрите также

Рекомендации

  1. ^ Пьер-Рене Боки (16 февраля 2006 г.). «Какое будущее у сверхтяжелой нефти и битума: пример Ориноко». Мировой энергетический совет. Архивировано из оригинал на 2007-04-02. Получено 2007-07-10.
  2. ^ Майкл Фокс (09.05.2006). «Венесуэла увеличивает налоги на нефтяные компании в нефтяном поясе Ориноко». Venezuelanalysis.com. Получено 2008-12-16.
  3. ^ «Венесуэла национализирует сына Эльдорадо Петролье» (На французском). Le Figaro. 2007-04-30. Получено 2008-12-16.
  4. ^ 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.
  5. ^ "Visto bueno a gasoducto transguajiro" (на испанском). BBC. 2005-11-24. Получено 2008-12-16.
  6. ^ а б c d е Брайан Эллсворт; Марианна Паррага (12 февраля 2010 г.). «План Венесуэлы по развитию нефтяного пояса Ориноко». Рейтер. Получено 2010-02-14.
  7. ^ Алексей Никольский (28.09.2012). «Роснефть и дочерняя компания PDVSA подписывают соглашение о создании СП по Карабобо». РИА Новости. Получено 28 сентября 2012.
  8. ^ 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. Дои:10.1344 / GeologicaActa2018.16.3.2.

внешняя ссылка