POLÍTICA PETROLERA VENEZOLANAEXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN
RECURSOS ENERGÉTICOS Y CAPACIDADES
Base de recursos energéticos de Venezuela
MMMBls: Millardos de Barriles BPC: Billones de Pies Cúbicos (1012 PC) MMTM: Millones de Toneladas Métricas TWh: Teravatios - hora
* 211 en libros + 85 FPO certificadas al 2010
**Proyectos hidro en los Andes
9.255 MMTM480 MMMBls
PetróleoPetróleo CarbónCarbón
499 MMMBls
Probadas: 297*
Probables: 87
Posibles: 53
Recursos: 43
443 BPC
Probadas: 195
Probables: 36
Posibles: 34
Recursos: 178
% %
HidroelectricidadHidroelectricidad
96 TWh
%
96 TWhGuri 47Macagua 15Caruachi 13Tocoma 13Recursos: 8 **
49
16
14
1389
6317
11
8 8
4044
%16
31
53
9.255 MMTM
Probadas: 1.461
Probables: 2.808
Posibles: 4.986
Recursos: 0
443 BPC
GasGas
Reservas probadas de petróleo y gas natural por cuencas geológicas (Dic. 2010)M A R C A R I B EM A R C A R I B E
N
Gas Natural (MMMPC)
Condensado y Crudo (MMB)
CUENCA MARACAIBO
19.930
34.160
22 60
1.262
368
CUENCA FALCÓN
16.584 92.557
258.227 36.390
CUENCA BARINAS-APURE
CUENCAORIENTAL
226 277
7.310
75 14.750
RESERVAS PROBADAS REMANENTES
ÁREA PETRÓLEO (MMB)
GAS NATURAL (MMMPC)
Occidente Tierra 19.952 34.220
Barinas-Apure 1.262 368
Oriente Tradicional 16.584 92.557
Faja 258.227 36.390
Costa Afuera 476 31.246
TOTAL NACIÓN 296.501 194.781
175
8.909
Evolución reservas probadas de petróleo 1998 - 2010
63,9
37,6
85,0
211,0
173,6
108,587,079,7
76,1 76,9 77,7 77,8 77,2 77,1 80,6 80,0 12,47,6
0
50
100
150
200
250
300
350
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
MMMBls
Proyecto Magna Reserva
87,399,4
172,3
211,2
297
Incremento de Reservas:
• Del 2006 al 2010: 80 a 297 MMMBls
• Del 2006 al 2009: 80 a 211 MMMBls
271%
164%
Reservas probadas a nivel mundial
M A R C A R I B EM A R C A R I B E
N
OCCIDENTE
TALADROS46
POZO12.338
TALADROS13
POZO504
TALADROS51
POZO1.205
TALADROS58
POZO4991
CENTROSUR
ORIENTE
FAJA
ÁREA TALADROS POZOS
OCCIDENTE 46 12.338
CENTROSUR 13 504
ORIENTE 51 1.205
FAJA 58 4.991
TOTAL 168 19.038
Capacidad de pozos, taladros y producción
MORUY BLOQUE II (PETROBRAS – TEIKOKU)
URUMACO BLOQUE II (GAZPROM)
URUMACO BLOQUE I (GAZPROM)
CARDÓN BLOQUE IV (REPSOL – ENI)
CARDÓN BLOQUE III (CHEVRON)
PROYECTO BLANQUILLA
RÍO CARIBE
MEJILLONES
PATAO
DRAGÓN
PLCJOSE
BARBACOA
MARGARITA
SAN ANTONIO
CARÚPANO
CIGMA
MUSCAR
PLATAFORMA DELTANA
BLOQUE 1
BLOQUE 2
BLOQUE 3
BLOQUE 4
BLOQUE 5
14,7 TCFPROYECTO RAFAEL URDANETA
PROYECTO MARISCAL SUCRE
• Inversión Costa Afuera: 32,9 MMM$ (Delta Caribe Oriental)
• Reservas Probadas Costa Afuera: 30,9 TCF
EN EXPLORACIÓN
RESERVAS PROBADAS
7,3 TCF
9 TCF
DESCUBRIMIENTO
27 TCF 2.749 MM$
3.682 MM$
6.986 MM$
14.484 MM$
8 – 15 TCF 8,9 TCF
5.000 MM$
Desarrollo de gas natural Costa Afuera
Desarrollo gas natural Costa Afuera:I Tren de licuefacción
Tren 1 GNL
Empresa Mixta Licuefacción Mercado GNL (En
revisión)GALP / Portugal
Enarsa / Argentina
Cupet / Cuba
Mercados Abiertos
5,5 MTPA
PDVSA = 61%Chevron = 39%
GASODUCTOPD-CIGMA
295 KM
Brasil / PDVSA
•Bloque 2 Plataforma Deltana
SOCIOSEn revisión
Empresa Mixta Producción
Desarrollo gas natural Costa Afuera:Proyecto Rafael Urdaneta
COLOMBIA
RAFAEL URDANETA
CRP
Maracaibo
Morón
Majayura
COLOMBIA
Río Seco
Ballena
BajoGrande
Desarrollo Acelerado del Proyecto
• Producción de Gas y Condensado: 0,3 BCFD / 8 MBD / I Trimestre 2013 / 5 Pozos Productores
1,2 BCFD / 30 MBD / > 2015 / Más de 20 Pozos Productores
• Inversión Total: 3.400 MMUS$
• Aprovechamiento de las Reservas de Gas Libre del Occidente del País
• Evaluación de Gas: 3,69 $/MMBTU
Ulé
Gasoducto Marino por construir
Gasoductos Existentes
** Incluye Ref. San Roque
* Incluye Ref. Bajo GrandeCRP*CRP*
RELPRELPRPLC**RPLC**
22 °API21 °API
Conv. Media y Profunda CRPCapacidad: 955 MBD
Inversión: 2.000 MMUS$Polo Petroquímico Paraguaná
Inversión: 4.000 MMUS$(E.C. Clase V)
Conv. Media y Profunda CRPCapacidad: 955 MBD
Inversión: 2.000 MMUS$Polo Petroquímico Paraguaná
Inversión: 4.000 MMUS$(E.C. Clase V)
Conversión Profunda RPLCCapacidad: 210 MBD
Inversión: 5.200 MMUS$(E.C. Clase II)
Conversión Profunda RPLCCapacidad: 210 MBD
Inversión: 5.200 MMUS$(E.C. Clase II)
971 MBD24 °API
140 MBD
28 °API 192 MBD
27 °API
Expansión RELPCapacidad: 140 MBD
Inversión: 4.900 MMUS$(E.C. Clase III)
Expansión RELPCapacidad: 140 MBD
Inversión: 4.900 MMUS$(E.C. Clase III)
Cambio de patrón de refinación
Conversión de residual a productos de mayor valor
Incremento de exportaciones
Preservación ecológica ambiental
Especificaciones más exigentes de calidad de productos
Apalancar polo de Desarrollo Endógeno y Sustentable en los 5 estados de influencia de la Refinería: Apure, Barinas, Mérida, Portuguesa y Táchira
Abarcará desde productos refinados hasta especialidades
Refinería BSICapacidad: 100 MBD
Inversión Fase I 60 MBD : 1.330 MMUS$(E.C. Clase III)
Refinería BSICapacidad: 100 MBD
Inversión Fase I 60 MBD : 1.330 MMUS$(E.C. Clase III)
Refinería ZuliaCapacidad: 200 MBD
Inversión: 3.500 MMUS$(E.C. Clase V)
Refinería ZuliaCapacidad: 200 MBD
Inversión: 3.500 MMUS$(E.C. Clase V)
Refinería Zulia
Refinería BSI
Adecuaciones Ref. Nacional
Adecuación y Nuevas Refinerías
Proyectos de refinación nacional:Max procesamiento de crudos de la FPO
Capacidad actual de refinación de PDVSAinternacional y nacional
PDVSA en números 2010
FUERZA LABORAL PROPIA
Empleados: 93.773
PRODUCIÓN PROMEDIO
Crudo: 3,01 MMBD
Líquidos del Gas Natural: 158 MBD
Gas Natural: 6.784 MMPCD
POSICIONAMIENTO MUNDIAL
PIW: 4th Empresa Petrolera
Fortune 500: #27 de las Empresas más grandes del mundo, y 1era en América Latina
RESERVAS PROBADAS
Crudo: 297 MMMBls.
Gas Natural: 195 BPC
CAPACIDAD DE REFINACIÓN
TOTAL: 3,0 MMBD
Nacional: 1,3 MMBD
Internacional: 1,7 MMBD
Ingresos Totales74.996 MM$
Ganancia Neta
4.498 MM$
2.686 MBD
EXPORTACIONES PROMEDIO
CONTRIBUCIÓN CON EL DESARROLLO SOCIAL
3.083 MM$
BALANCE POLÍTICA PETROLERA
Visión apertura
• Sustitución del Ministerio de Energía: PDVSA pasa a fijar precios del crudo y políticas.
• Minima contribución al fisco nacional
• Política de internacionalización
• Sistema de convenios operativos y asociaciones estratégicas
Desvalorización del recurso naturalcolapso del ingreso petrolero fiscal
Tipos de convenios
• Convenios operativosConvenios operativos Para explotar antiguos campos petroleros y reactivar la producción: 32 campos atribuidos.
• Asociaciones estratégicasAsociaciones estratégicas Para explotar y refinar los crudos pesados y extrapesados de la Faja del Orinoco: seis áreas.
• Contratos exploración a riesgo y ganancias compartidasContratos exploración a riesgo y ganancias compartidas Para la exploración y la explotación de nuevas zonas (variante de las AE): tres asociaciones formadas en 1997 para la exploración y producción de petróleo convencional.
Convenios operativos y asociaciones estratégicas: características generales
• Campos petroleros “abandonados por baja productividad” por un lapso máximo de 20 años.
• Tres rondas de licitaciones: 1992, 1993 y 1996. Se firmaron 33 acuerdos con empresas de 14 países.
• Impuesto sobre la renta no correspondía con la actividad realizada (34% en lugar de 50%).
• Regalía: debía pagarla PDVSA y se negaba derecho a regularla.• Solución de controversias: vulneración de la soberanía nacional.• Política anti OPEP: la producción no entraba en las cuotas de la
organización.• No fueron aprobados por el Congreso Nacional• PDVSA asumía: :
Los costos de operación (op fee) Los costos de capital (cap fee) Los incentivos para una mayor producción El reconocimiento del financiamiento de capital, es decir, de las deudas
adquiridas para poder realizar inversiones
Mapa de convenios operativos
Asociaciones estratégicas
Plena Soberanía Nacional
• Fortalecimiento del Ministerio de Energía.• Establecimiento de un sistema de precios tipo “fórmula” públicos. • Creación de un nuevo esquema de leyes: LOH líquidos y LOH gaseosos.• Creación del esquema de “Empresas Mixtas” (Reforma de la LOH,
2006) y Decreto 5200 para la migración a EM.• Nuevos objetivos geopolíticos: nuevos socios, nuevos mercados,
fortalecimiento de la OPEP.• Reestablecimiento de los aportes fiscales de PDVSA• Revisión y ajuste al nuevo marco legal de los negocios de la apertura.
REESTABLECIMIENTO DE LA CONDUCCIÓN DE LA REESTABLECIMIENTO DE LA CONDUCCIÓN DE LA POLÍTICA PETROLERA NACIONALPOLÍTICA PETROLERA NACIONAL
Empresas Mixtas: características
• Las regalías aplicables se elevaron a un tercio (33,33%).• El ISLR se elevó a 50% y se introdujo un ‘impuesto sombra’ de 50%
sobre el ingreso bruto para poner coto a la evasión del ISLR. • PDVSA actúa estrictamente como socio. No involucrada en ‘cláusulas
de estabilidad’.• Derechos de ejercer las actividades primarias de exploración y de
explotación. • PDVSA asumió como mínimo una participación accionaria de 60%. • Reducción de las áreas a un tercio de su extensión anterior.• Vigencia de veinte años.• Las Empresas Mixtas no admiten el arbitraje internacional.
PDVSA Socios
Migración de Convenios Operativos
– De 29 Convenios Operativos a 28 Empresas Mixtas con el control soberano de 500
MBD de producción
Nacionalización de la Faja Petrolífera del Orinoco
– De 4 Asociaciones a 3 Empresas Mixtas con el control soberano de 600 MBD de
producción Participación en la Producción de Crudo
PDVSA tiene 100% el control de las Operaciones
Restablecimiento del Control Operacional de la Industria Petrolera
PETRONADO
PETROCURAGUA
PETRODELTA
PETROLERABIELOVENEZOLANA
PETROLERA KAKI
PETROREGIONAL DEL LAGO
BARIPETROL
PETROCUMAREBO
PETROWAYUU
PETRORITUPANO
PETROVENBRAS
PETROKARIÑA
PETROINDEPENDIENTE
PETROBOSCAN
PETROWARAO
PETROQUIRIQUIRE
PETROCABIMAS
PETROLERA SINOVENEZOLANA
LAGOPETROL
BOQUERON
PETROPERIJA
PETROGUARICO
PETROZUMANO
SAN CRISTOBAL
PETROCEDEÑO
SINOVENSA
PETROPIAR
PETROMONAGAS
PETROSUCRE
PETROWARAO-PEDERNALES
Empresas Mixtas en Crudos Liviano, Medianoy Pesado
Empresas Mixtas en Faja
Empresas Mixtas Costa Afuera
Socios de PDVSA después de Migración de Convenios
Distribución de la renta para EM
(MMUS$)
Precio Exportación
($/Bl)21,94 24,88 32,88 46,15 55,21 64,74 86,49 57,01
255.901
72,14
158.813
97.088 (+ 61%)
* La migración a EEMM generó un mayor aporte de ISLR al tener PDVSA mayoría accionaria (>60%) y el OPFEE e Intereses de los antiguos Convenios Operativos se traducían en un desgravamen del ISLR* La migración a EEMM generó un mayor aporte de ISLR al tener PDVSA mayoría accionaria (>60%) y el OPFEE e Intereses de los antiguos Convenios Operativos se traducían en un desgravamen del ISLR
TOTAL
PromulgaciónLey OrgánicaCambio de
Regalía PDVSA 16,33% a 30%
Creación del Impuesto Superficial:
Cambio en Regalía Faja
de 1% a 16,33%
Imp. Extracción + Migración Convenios Operativos a EEMM
Creación del Impuesto Registro
de Exportación
Cambio ISLR 34% a 50% por Migración
Asociaciones de la Faja a EEMM y Creación
Contribución Especial Precios Extraordinarios
Migración* Asociaciones Faja a EEMM y
Contribución Especial Precios Extraordinarios
(>70 $/Bl CV)
Impacto de reformas en legislación fiscal y otras medidas
0
30.000
60.000
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 MV 2010
APORTES LEY ANTERIOR EFECTOS NUEVAS LEYES
Desarrollo Social 2004 - 2010 (Ene/Jun)
VIVIENDA E INFRAESTRUCTURA
6%MISIÓN
ALIMENTACIÓN4%
PROYECTOS AGRÍCOLAS
6%
OTROS APORTES13%
APORTES A COMUNIDADES
5%
FONDEN46%
FONDESPA7%
MISIÓN BARRIO ADENTRO
9%
MISIÓN RIBAS4%
Total de Aportes Acumulados: 61.439 MM$
28.590 MM$
7.868 MM$
3.025 MM$
2.299 MM$ 5.790 MM$
4.229 MM$
3.617 MM$
3.686 MM$2.335 MM$
(*)
(**)
(*) Incluido en Presupuesto Operaciones de PDVSA(**) No incluye Monto Compensación Petrolera
• 33 Empresas de Convenios Operativos y
Asociaciones Estratégicas
• 12 Países Participantes: España, China,
Francia, Argentina, Brasil, Estados Unidos,
Japón, Reino Unido, Alemania, Noruega, Italia
y Holanda
• 31 Empresas que conformaron Empresas Mixtas
para Liviano / Mediano y Faja
• 6 Nuevas Empresas Mixtas constituidas con 17
Empresas Internacionales
• 27 Empresas Internacionales participando en la
certificación de reservas de la Faja
• 21 Países Participantes: Cuba, Rusia, Vietnam,
Bielorusia, India, Irán, Ecuador, Malasia, Portugal,
Sudáfrica, Uruguay, España, China, Francia,
Argentina, Brasil, Estados Unidos, Japón, Reino
Unido, Chile, Noruega e Italia.
Esquema de la Apertura Petrolera Diversificación hacia Mundo Pluripolar
Esquema Apertura Petrolera Plena Soberanía Petrolera
• Petrobras• Statoil• CNPC • ENI
• Petrobras• Statoil• CNPC• ENARSA• Cupet• Petropar• ONGC• Petronas• Petrovietnam• ENI
• Sinopec• CNOOC• ANCAP• ENAP• Petroecuador• PETROSA• Galp• Consorcio
Ruso
Participación de Empresas Petroleras en Negocios con Venezuela
• ExxonMobil• ConocoPhillips• Shell• Chevron• BP• Total
• Chevron• BP• Total
• ExxonMobil• ConocoPhillips• ExxonMobil• ConocoPhillips
LITIGIOS
Comparativo
Plan Siembra
• El Plan Siembra Petrolera es una estrategia de desarrollo integral pensada para los próximos 30 años.
• En su primera fase hasta 2015, prevé una inversión global de aproximadamente 252.167 millones de dólares.
• Con el objetivo de alcanzar una producción de 4,5 millones de barriles de diarios de crudo y de 13,89 mil millones de pies cúbicos de gas natural.
• Además del aumento de capacidad de refinación a 3,2 millones de barriles diarios.
DESARROLLO DE LA FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO
CERRO NEGRO 1LA CANOA 1
HAMACA 1
SUATA 1
EL MACHETE 1
BOYACÁ JUNÍN AYACUCHO CARABOBO
Faja Petrolífera Orinoco: historia
Empresas mixtas en la FPO
El PLACEREl PLACERSANTA RITA
SANTA RITA
PUNTA ARAYA
SOLEDADSOLEDAD
Fase Inicial
PUNTA CUCHILLOPUNTA CUCHILLO
Evaluación de rutas de Oleoductos y Poliductos
JOSE
Campos de Producción
BOYACÁ JUNÍN
AYACUCHO
CARABOBO
Nuevo Terminal de Líquidos
Acondicionamiento Terminal de
Líquidos
Nuevo Terminal de
Sólidos
Condominio de Mejoramiento
Condominio de Mejoramiento
Condominio deRefinación / Petroquímica
Fase Permanente
Campos de Producción
OleoductosMejoradores TerminalesCampos de Producción
TanquesRefinería
520 Macollas10.570 Pozos
5Mejoradores
con conversióna Refinería
Km Ǿ (Pulgs) 135 16 332 24100 26
• Punta Araya (líquidos)
• Punta Cuchillo (sólidos)
• Adecuación Jose
33 tanques• 750 MBLs: 28 • 500 MBLs: 5 Capacidad Total 23,5 MMBls
2Refinerías
(Cabruta y Jose)
Km Ǿ (Pulgs 135 34 360 36 940 42
Total 2.002 Km
Proyectos de la Faja Petrolífera del Orinoco: Desarrollo de Infraestructura
Perfil de Inversión:Proyecto Socialista Orinoco
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 TOTALAGUA 4 110 133 258 146,76 - - - - - - 653 ELECTRICIDAD - 483 643 1.400 889,35 1.339,67 1.514,67 1.526,86 684,66 342,33 - 8.824 VIALIDAD Y TRANSPORTE 192 1.212 1.758 3.984 1.971,39 1.303,95 1.317,30 - - - - 11.738 HÁBITAT Y VIVIENDA 3 119 338 412 348,84 232,47 44,51 - - - - 1.497 SALUD 1 12 31 41 29,93 9,45 - - - - - 126 EDUCACIÓN 0 3 4 3 - - - - - - - 11 INDUSTRIAL Y PRODUCTIVO - 17 74 77 63,09 62,42 61,99 29,53 20,00 9,93 2,24 417 Inversión Anual 201 1.957 2.981 6.175 3.449,36 2.947,96 2.938,47 1.556,38 704,66 352,26 2,24 23.265 Inversión Acumulada 201 2.158 5.139 11.314 14.763 17.711 20.650 22.206 22.911 23.263 23.265
En MM$Programa
201
1.957
2.981
6.175
3.449
2.948 2.938
1.556
705352
2
2.158
5.139
11.314
14.763
17.711
20.650
22.20622.911 23.263 23.265
-
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
MM$
-
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
MM$Inversión Anual
Inversión Acumulada
Inversión requerida para implantación de Proyectos Estructurantes de la Faja Petrolífera se estima en US$ 23.265 MM
PDVSA EN AMÉRICA LATINA
Política en América Latina
ACCESO Y ADMINISTRACIÓN
DE LOS RECURSOS ENERGÉTICOS
INVERSIÓN SOCIAL
SOLVENTARASIMETRÍAS
SEGURIDAD DE SUMINISTRO
AHORRO DE COSTOS
DE TRANSACCIÓN
• Derecho soberano de administración
de los recursos energéticos
• Conservación de los recursos
naturales
• Complementariedad y solidaridad
• Compartida entre los pueblos
PDVSA en América Latina: Filiales y EM
PDVSA: Argentina
Golfo San Jorge
Campos maduros
Estudio Conjunto
PDVSA / PLUSPETROL
Monto Total Estimado del Proyecto: 750,6 MMUSD Y 967,7 MMUSD
Visualización Adquisición de 10.466 kilómetros lineales de data sísmica 2D en el Golfo San Jorge, plataforma submarina argentina, Provincias del Chubut y de Santa Cruz
Monto estimado: 4,5 MMUSD
FPO
Monto estimado : 2.200 MMUSD
CARACTERIZACION
Área (Km²): 477 Saturación de Petróleo: 76%
POES (MMMBN): 17,235 PVT 4
Reservas Oficiales(MMMBN): 1,4 Pozos: 26
Porosidad Efectiva Prom: 29% Rango °API: 9-11
FR 20% Sísmica 2D (km): 902
Núcleo(pies) 607
Conformar una empresa mixta para el desarrollo de los Campos Maduros, con la finalidad de incrementar la producción de crudo y mejorar el factor de recobro; aplicando en lo posible tecnologías de vanguardia y asegurando en todo momento el cumplimiento de las leyes y normas aplicables. Igualmente estrechar lazos entre los países involucrados y asegurar la transferencia de tecnologías.
PDVSA: BoliviaSubandino NorteSubandino Norte
Subandino SurSubandino Sur
Monto de la Inversión:
242,2 MM$ (PDVSA: 96,88 MM$)
Monto Ejecutado PDVSA a Dic 2010: 102,18 MM$
Avance Físico Plan/Real a Dic 2010: 28,7% / 37,0%
Monto Aprobado PDVSA 2011: 11,7 MM$
Fecha Inicio: Feb 2008 / Fecha Finalización: Dic 2013
Ente Ejecutor: Empresa Mixta YPFB Petroandina
Monto de la Inversión: 646,3 MM$ (PDVSA: 258,52 MM$)
Monto Ejecutado PDVSA a Dic 2010: 11,1 MM$
Avance Físico Plan/Real a Dic 2010: 19,0% / 14,0%
Monto Aprobado PDVSA 2011: 109,7 MM$
Fecha Inicio: May 2008 / Fecha Finalización: Dic 2016
Ente Ejecutor: Empresa Mixta YPFB Petroandina
OBJETIVO: Llevar adelante actividades de Exploración y Explotación de gas y petróleo en 7 Bloques del Sub Andino Sur de Bolivia en áreas reservadas a YPFB (Zona Tradicional de explotación). Cuyas Expectativas de reservas se estiman entre 15 y 20 TCF. Estas actividades son desarrolladas a través de la Empresa Mixta YPFB Petroandina SAM, creada en septiembre del año 2007 en la cual PDVSA Bolivia S.A. tienen una participación del accionaria de 40%. Mediante contrato aprobado por el Congreso de Bolivia, entre la Empresa Mixta y el Estado Boliviano, la SAM tiene el derecho de ejecutar actividades de Exploración y Explotación en los bloques:
BLOQUEBLOQUE UNICACIÓNUNICACIÓN AREA (HA)AREA (HA)
Aguarague Norte Chuq.- Scz. 71625
Aguarague Centro Tarija 49125
Aguarague Sur A Tarija 29375
Aguarague Sur B Tarija 14375
Iñau Chuq.- Scz. 100000
Iñiguazú Tarija 64375
Tiacia Chuq.- Tarija 91225
PRESUPUESTO: Inversión (MUS$) Fecha de Inicio Fecha CulminaciónSub Andino Sur 646,1 2006 2015
Prospecto TIMBOY
2008 2009 2010 2011 2012 2013 20152014
0%
100%
25%
50%
AVANCE FÍSICO
2008 2009 2010 2011 2012 2013 20152014
AVANCE FÍNANCIERO MM USD
0,0
650,0
216,6
433,3
Exploración de hidrocarburos en Bolivia
PLAN MINIMO DE EXPLORACION PLAN MINIMO DE EXPLORACION
SUB ANDINO SUR DE BOLIVIASUB ANDINO SUR DE BOLIVIA
1910 Km2 de sísmica 2D total4T08 1T09
2T09 3T09
4T09 1T10
2T10 3T10
4T10 1T11
2T11 3T11
4T11 1T12
2T12 3T12
4T12 1T13
2T13 3T13
4T13 1T14
2T14 3T14
4T14 1T15
2T15 3T15
1S 2S 1S 2S 1S 2S 1S 2S 1S 2S 1S 2S 1S 2S MM$SISMICA (500 KM) 30 30 60,0GEOLOGIA DE SUPERFICIE 0,5 0,5 1,0INTERPRETACION 1,2 1,2 1,2 1,2 4,8PERFORACION 10 15 25 10 20 20 100,0SISMICA (450) 30 30 60,0GEOLOGIA DE SUPERFICIE 0,5 0,5 1,0
IÑIGUAZU INTERPRETACION 1,2 1,2 1,2 1,2 4,8PERFORACION 10 15 25 10 20 20 100,0INTERPRETACION 0,9 4,3 1,2 1,2 7,6PERFORACION 10 10 20 10 10 20 80,0GEOLOGIA DE SUPERFICIE 0,5 0,5SISMICA (200 KM )** 20 20,0
AGUARAGUE INTERPRETACION 1,2 1,2 1,2 3,6PERFORACION 10 10 20 40,0GEOLOGIA DE SUPERFICIE 0,5 0,5SISMICA (240 KM)** 30 30,0INTERPRETACION 1,2 1,2 1,2 3,6PERFORACION 10 10 20 40,0GEOLOGIA DE SUPERFICIE 0,5 0,5SISMICA (240 KM)** 23 23,0INTERPRETACION 1,2 1,2 2,4PERFORACION 10 10 20 40,0GEOLOGIA DE SUPERFICIE 0,2 0,2 0,4SISMICA (280 KM)** 20 20,0INTERPRETACION 1,2 1,2 2,4
TOTAL PLAN MM$ 646,1TOTAL SEMESTRAL MM$ 0,9 4,3 11,0 71,5 102,4 15,3 61,7 84,4 63,8 73,6 52,4 71,2 13,6 20,0 646,1TOTAL ANUAL MM$ 646,133,6117,7 146,1 137,4 123,6
TIACIA *
AGUARAGUE CENTRO
5,2 82,5
SUR B
AGUARAGUE NORTE *
IÑAU
AGUARAGUE SUR A
AÑO 1 AÑO 2 AÑO 3 AÑO 4 AÑO 5 AÑO 6 AÑO 7
EXPLORACIÓN DE HIDROCARBUROS SUB ANDINO NORTE DE BOLIVIA:EXPLORACIÓN DE HIDROCARBUROS SUB ANDINO NORTE DE BOLIVIA:OBJETIVO:• Llevar adelante actividades de Exploración y Explotación de gas y petróleo en 5 Bloques del Sub Andino Norte de Bolivia en áreas reservadas a YPFB (Zona No Tradicional de explotación) Cuyas Expectativas de reservas se estiman entre 7 y 8 TCF . Estas actividades son desarrolladas a través de la Empresa Mixta YPFB Petroandina SAM, creada en septiembre del año 2007 en la cual PDVSA Bolivia S.A. tienen una participación del accionaria de 40%. Mediante contrato aprobado por el Congreso de Bolivia, entre la Empresa Mixta y el Estado Boliviano, la SAM tiene el derecho de ejecutar actividades de Exploración y Explotación en los bloques:10
PRESUPUESTO: Inversión (MUS$) Fecha de Inicio Fecha de CulminaciónSub Andino Norte 242,2 2006 2013
BLOQUEBLOQUE UBICACIÓNUBICACIÓN AREA AREA (HA)(HA)
Secure Cbba. - Beni 723502.2
Madidi La Paz 690000.0
Chispani Cbba. – La Paz
755209.6
Lliquimuni La Paz 675000.0
Chepite La Paz 387500.0
Actividades Levantamiento Sísmico Bloque Lliquimuni
2008 2009 2010 2011 2012 2013
0%
100%
25%
50%
AVANCE FÍSICO AVANCE FÍNANCIERO MM USD
0,0
250,0
83,3
166,6
2008 2009 2010 2011 2012 2013
PLAN MINIMO DE EXPLORACION PLAN MINIMO DE EXPLORACION SUB ANDINO NORTE DE BOLIVIASUB ANDINO NORTE DE BOLIVIA
2800 Km de sísmica 2D total4T08 1T09
2T09 3T09
4T09 1T10
2T10 3T10
4T10 1T11
2T11 3T11
4T11 1T12
2T12 3T12
4T12 1T13
2T13 3T13
1S 2S 1S 2S 1S 2S 1S 2S 1S 2S MM$GEOLOGIA DE SUPERFICIE 1,5 0,5 2,0
AEROGRAVIMETRIA 0,3 0,1 0,4MAGNETOTELURICO 1 0,5 1,5ESTUDIO GEOLOGICO 0,2 0,2 0,2 0,6SISMICA 2D (ADQ.-PROCES.-INTER) 5,598 70,91 9,33 7,464 93,3POZO EXPLORATORIO 15 30 45,0
5,598 70,91 9,33 7,664 0,2 15,2 30GEOLOGIA DE SUPERFICIE 0,8 0,4 1,2AEROGRAVIMETRIA 0,4 0,1 0,5MAGNETOTELURICO 0,8 0,2 1,0ESTUDIO GEOLOGICO 0,133 0,133 0,133 0,4SISMICA 2D (ADQ.-PROCES.-INTER) 5 5 5 15,0POZO EXPLORATORIO 15 15 30,0
0 0 0,4 1,7 0,733 0,133 5,133 5 20 15GEOLOGIA DE SUPERFICIE 0,8 0,8AEROGRAVIMETRIA 0,4 0,4MAGNETOTELURICO 1 1,0ESTUDIO GEOLOGICO 0,133 0,133 0,133 0,4
0,4 0,8 1,133 0,133 0,133INTERPRETACIÓN SISMICA 0,2 0,2GEOLOGIA DE SUPERFICIE 0,6 0,2 0,8AEROGRAVIMETRIA 0,4 0,1 0,5MAGNETOTELURICO 0,25 0,25 0,5ESTUDIO GEOLOGICO 0,2 0,2 0,4
0 0 0,4 0,2 0 0,25 0,45 0,2GEOLOGIA DE SUPERFICIE 0,8 0,2 1,0AEROGRAVIMETRIA 0,1 0,1 0,2MAGNETOTELURICO 0,8 0,2 1,0ESTUDIO GEOLOGICO 0,133 0,133 0,133 0,4SISMICA 2D (ADQ.-PROCES.-INTER) 5 5 5 15,0POZO EXPLORATORIO 15 13,8 28,8
0 0,1 1,7 0,533 0,133 5,133 5 20 13,8TOTAL PLAN MM$ 242,3
PLAN MINIMO DE EXPLORACION SUB-ANDINO NORTE
AÑO 1 AÑO 2 AÑO 3 AÑO 4 AÑO 5
LLIQUIMUNI *
MADIDI*
CHEPITE***
SECURE**
CHISPANI*
800 Km
800 Km
1200 Km
PDVSA: Brasil
Campos madurosAcuerdo PDVSA y ODEBRECHT para realizar un estudio conjunto de los Campos Mara Oeste, Mara Este, La Paz y Sibucara, ubicados en el estado Zulia.
Reservas Recuperables
(MMBN)
Reservas Probadas (MMBN)
Reservas Probables (MMBN)
Posibles (MMBN)
927,676 808,055 115,52 4,10
PDVSA
60%
VENEZUELA-US
18%
PETRORITUPANO
PETROBRAS
22%
PDVSA: Ecuador
Golfo de Guayaquil
Isla Puna. Monto de la Inversión: >40 MMUS$
Nuevas inversiones.
Monto Aprobado PDVSA 2011: 10,0 MM$
Fecha Inicio: Por definir
Ente Ejecutor: PDVSA Ecuador
Campo Sacha
Fase Actual del Proyecto: Operando
Monto Total del Proyecto: 641 MMUS$
Monto Aprobado 2011: 77 MMUS$
Participación PDVSA / Socio (%): 30 / 70
Socio: Petroecuador
Fecha Inicio / Fin Proyecto: 09-2009/02-2020
Ente Ejecutor: Operaciones Río Napo CEM
PDVSA: Uruguay
CARACTERIZACION
Área (Km²): 477 Saturación de Petróleo: 76%
POES (MMMBN): 17,235 PVT 4
Reservas Oficiales(MMMBN): 1,4 Pozos: 26
Porosidad Efectiva Prom: 29% Rango °API: 9-11
FR 20% Sísmica 2D (km): 902
Núcleo(pies) 607
AREA:Campo Oveja: 136,314 Km²Campo Yopales Central: 121,103 Km²
PDVSA en América Latina: proyectos
POLÍTICA PETROLERA VENEZOLANAEXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN
Top Related