Геология и полезные ископаемые Боливарской республики Венесуэла (стр. 5 )

СРП в Венесуэле имеет свои особенности. Если коммерческих запасов нефти не обнаружено, убытки несут зарубежные инвесторы. В позитивном случае PdVSA сохраняет за собой право приобретения до 35% участия в проекте.

Наконец, «стратегические ассоциации» предназначены для добычи сверхтяжелой нефти и битумов, большая часть месторождений которых находится в «поясе Ориноко». Сверхтяжелая нефть плотностью 9ºAPI конвертируется на перерабатывающем комплексе Хосе в более легкую синтетическую нефть. В настоящее время действуют четыре стратегические ассоциации «Петросуата» образована в 1998 году PdVSA (49,9%) и ConocoPhillips (50,1%). «Серо Негро» образована в 1999 году PdVSA (33,5%), ExxonMobil (49,9%) и BP (16,6%). «Синкор» сформирована в 2000 году PdVSA (38%), Total (47%) и Statoil (15%). «Амака» образована в 2001 году PdVSA (30%), ConocoPhillips (40%) и Chevron (30%).

23 сентября 1999 года был принят Закон «О газообразных углеводородах», позволивший зарубежным компаниям инвестировать средства практически во все сегменты газодобывающей и газоперерабатывающей промышленности страны — от разведки до сбыта. Закон разрешает вести разведку и добычу природного газа частным компаниям (до 100% участия в проекте). Лицензия выдается первоначально на срок не более 35 лет, но с возможностью продления еще на 30 лет. Период разведки не превышает 5 лет и включается в общий срок лицензии. Земля и основные средства по истечении срока действия лицензии переходят в собственность государства. Роялти по добытым и не закачанным обратно в пласт газообразным углеводородам составляет 20% (для жидких углеводородов — 30%). Максимальная ставка налога на прибыль от деятельности, связанной с газообразными углеводородами, составляет 34% (для жидких углеводородов — 50%).

В июне 2001 года подразделение PdVSA Gas провело первый лицензионный раунд по разработке 11 блоков. Было подписано 6 соглашений. Консорциум в составе Total (69,5%), Repsol YPF (15%), а также венесуэльских Otepi (5,2%) и Inelectra (10,3%) получил право на освоение блоков Юкал-Пласер Северный и Юкал-Пласер Южный в Оринокском бассейне. Эти блоки содержат 60 млрд куб. м природного газа. Эксплуатация их началась в апреле 2004 года, а с 2007 года здесь планируется добывать 3 млрд куб. м в год.. Остальные 5 блоков являются разведочными. Repsol получила 100% участия в проекте на разведку блока Барранкас. Компании Pluspetrol достались блоки Барбакоас и Тиснадо. Petrobras Energia получила блок Тинако и проводит на нем сейсмические исследования, планируя начать добычу в течение 2 – 3 лет. Компании также принадлежит 100% участия в проекте геологоразведки газового месторождения Сан-Карлос.

В феврале 2003 года компании Chevron, ConocoPhillips и Statoil получили лицензии на оценку и разработку блоков на континентальном шельфе в Оринокском бассейне - проект « Платформа Дельтана.». В 2004 году разведочная скважина на блоке 2 ,содержащем месторождение Лоран и принадлежащем компаниям Chevron и Conoco Phillips, открыла новые залежи газа. Chevron полностью принадлежит и лицензия на блок 3. Statoil является единственным обладателем лицензии на разведку блока 4, известного как месторождение Кокуина. Компания планирует пробурить три разведочные скважины для определения запасов месторождения. Блоки 1 и 5 зарезервированы для будущих сделок. Необходимо отметить, что при открытии коммерческих запасов газа на всех блоках PdVSA сохраняет право на долевое (до 35%) участие в проектах.

Министерство энергетики и нефтяной промышленности и PdVSA весной 2005 года предложили иностранным компаниям для разведки и добычи газа 6 новых блоков на шельфе. В целом проект «Рафаэль Урданета» (назван так в честь героя национально-освободительной войны, генерал-аншефа, соратника Симона Боливара) состоит из 29 блоков площадью 30 тыс. кв. км с общими запасами газа 750 млрд. куб. м, 18 из которых находятся в Венесуэльском заливе и 11 — в шельфовой зоне штата Фалькон. В рамках первой фазы правительство Венесуэлы выставило на тендер лицензии на шесть блоков: пять из них находятся в Венесуэльском заливе и один на шельфе штата Фалькон. Изначально интерес к участию в аукционе проявили 37 компаний, приобрели информационные пакеты и заплатили сбор за участие в конкурсе в размере 250 тыс. долларов 29 энергетических компаний из 16 стран мира, включая практически все нефтегазовые компании из первой десятки и две российские компании — «ЛУКОЙЛ» и «Газпром». Среди победителей тендера в сентябре 2005 года оказались компания « Зарубежнефтегаз » , входящая в « Газпром» . Она получила лицензию на право разработки двух блоков – Урумако –1 и Урумако –2 . Блок Кардон –3 приобрела американская компания Chevron. Лицензии выданы сроком на 30 лет.

Текущие доказанные запасы нефти Венесуэлы на начало 2005 г. оцениваются в 12040 млн. т, природного газа в 4275 млрд. куб. м. В общем объеме запасов нефти не учитываются запасы сверхтяжелой нефти и битума («пояс Ориноко»). По запасам нефти Венесуэла занимает второе место в Южной Америке, а по запасам природного газа Венесуэла уступает в Западном полушарии только США.

Добыча нефти в Венесуэле производится с 1917 г. и составила в 2004 г. 137 млн. т. Наибольшего объема добыча нефти достигла в 1998 г. – 170 млн. т. Разрабатываются более 250 нефтяных и газовых месторождений. Добыча нефти регулируется квотами, установленными ОПЕК. Добыча газа в 2004 г. составила 62 млрд. куб. м. Накопленная добыча нефти составляет 8140 млн. т, природного газа – 2240 млрд. куб. м.

Венесуэла является производителем и экспортером экзотического продукта под названием «оримульсион». Это смесь, содержащая приблизительно 70% натурального битума, около 30% воды и менее 1% эмульсификатора. Точные пропорции и технологии производства знает только «дочка» PdVSA – Bitumenes del Orinoco (Bitor), которая выпускает и торгует оримульсионом. Эта жидкая смесь сжигается на электростанциях и постепенно заменяет в целом ряде стран традиционный уголь. Компания производит оримульсион на заводе в Серо Негро мощностью 5,2 млн. тонн в год. Далее по специальному трубопроводу сырье поступает в порт Хосе, где через расположенный в 7 км от берега специальный плавучий терминал оригинальной конструкции закачивается в танкеры и уходит потребителям Великобритании, Дании, Японии, Канады и Китая.

Венесуэльская государственная нефтяная компания PdVSA обладает наиболее разветвленной в Латинской Америке системой НПЗ, в которую входит и крупнейший нефтеперерабатывающий комплекс Парагуана мощностью 47,0 млн. т нефти в год. Внутренние мощности страны позволяют PdVSA перерабатыватьь 64,0 млн. т нефти в год. Мощности, расположенные за пределами Венесуэлы, дают возможность PdVSA ежегодно перерабатывать еще более 85 млн. т. Наиболее крупные НПЗ, принадлежащие ей, располагаются в США, регионе Карибского моря и в Европе.

В декабре 2003 года PdVSA, Shell и Mitsubishi подписали предварительное соглашение о создании на полуострове Пария совместного предприятия для производства сжиженного природного газа. Завод будет называться «Маршал Сукре». Сырье для завода будет поступать с месторождений с совокупными запасами 14,3  трлн куб. футов. Общие инвестиции в размере 2,7 млрд долларов разделят участники проекта пропорционально своим долям: Shell — 30%, Mitsubishi — 8%, PdVSA — 60%. Пуск завода мощностью 4,7 млн тонн в год намечен на 2008 год. Венесуэла намерена к 2008 году удовлетворить внутренний спрос на газ, а в следующем году превратиться в экспортера сжиженного газа.

Протяженность нефтепроводов в Венесуэле составляет 7360 км, в том числе для сверхтяжелой нефти – 992 км, газопроводов – 5262 км, продуктопроводов – 1681 км.

Каменный уголь

Венесуэла относится к числу немногих стран Латинской Америки, обладающих относительно крупными запасами каменных углей. Общие запасы угля в стране составляют 1,65 млрд. т, в том числе разведанные 0,48 млрд. т. (табл. 1).

На территории страны известно 6 угольных бассейнов (Сулна, Лара, Сабане-Гранде, Унаре, Нарикуаль, Тачира) и ряд изолированных месторождений (Токуйо, Коро и др.). Добыча в 2002 г. составила 8,1 млн. т, экспорт – 8,0 млн. т, импорт – 727 тыс. т. Добываемый уголь используется местными предприятиями и на ТЭС; в производстве энергоэнергии доля угля ничтожно мала.

Наиболее изученные месторождения страны Лобатера (59), Нарикуаль Сулия имеют верхнепалеогеновый – неогеновый возраст. В тектоническом отношении области угленакопления приурочены к межгорным впадинам Карибских Анд. На территории страны выделяется 3 угленосных горизонта: в миоцене – «Первый угленосный горизонт», в верхнем эоцене – «Второй» и в олигоцене – «Третий».

Угли представлены в широком диапазоне от бурых до полуантрацитов. Более 60% угля в стране добывается в бассейне Тачира на месторождении Добатера.

Бассейн Тачира (штат Тачира) расположен на юго-западе страна граничит с Колумбией и является восточной частью колумбийских бассейнов.

В бассейне известны известны многочисленные пласты угля в «Первом» и «Третьем угленосных горизонтах». Рабочих пластов обычно 2-3. Угли «Третьего горизонта» – каменные, «Первого» – бурые.

Таблица 1. Основные полезные ископаемые Венесуэлы

На месторождении Лобатера открытым способом разрабатываются 2 полого залегающих пласта каменного угля мощностью в среднем по 1,3 м каждый. Запасы месторождения оцениваются в 50-60 млн. т, в том числе достоверные 22 млн. т. Извлекаемые запасы 15-20 млн. т. Угли среднезольные (4,6%), содержание влаги около 3-4%, летучих веществ – 45%. Угли требуют обогащения, но благодаря высокой теплоты сгорания могут прежде всего быть использованы на ТЭС. Добыча около 70 тыс. т угля в год. В настоящее время угли используются на цементных заводах, а также в шихте с углями месторождения Нарикуаль для производства кокса. Предполагается использовать угли месторождения на ТЭС и химических заводах.

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4 5 6 7 8