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Brasil concentrado en la Cuenca de Santos

En 2010, el segmento petrolero brasileño deberá tener una etapa atareada. Este año será de gran trabajo en el presal de la Cuenca de Santos. Petrobras planea perforar 13 pozos en el área, lo que implicará una inversión elevada, considerando que cada pozo cuesta entre US$60 millones y US$120 millones, dependiendo del tipo. Se trata de un número considerable también tomando en cuenta que hasta ahora fueron perforados 16 pozos en todo el presal desde 2006. La compañía ya está produciendo 35 mil barriles de petróleo en el presal, 20 mil barriles por día en Tupi, y 15 mil barriles en el campo Jubarte, en el Parque das Baleias.

Pero Santos es la estrella del momento, o por lo menos de las próximas décadas. Allí están los bloques donde fueron encontrados los mayores volúmenes recuperables de petróleo hasta ahora: Tupi e Iara (en el BM-S-11), Paratí (BM-S-10), Carioca (BM-S-9), Bem-Te-Vi (BM-S-8), Caramba (BM-S-21), Júpiter (BM-S-24) y Azulão (BM-S-22, ese último de Exxon). Sólo el llamado polo de Tupi va a responder por 40% de la producción total de Petrobras en 2020, cuando el actual plan estratégico prevé que la estatal estará produciendo 3,92 millones de barriles por día, de los cuales, 1,8 millones en el presal. Hasta ahí, la Cuenca de Santos habrá reducido la importancia relativa de la Cuenca de Campos, que hoy es responsable por 80% de la producción brasileña de petróleo. Las inversiones serán multimillonarias: US$18,4 mil millones hasta 2013 y US$111 mil millones hasta 2020. Los números de 2010 se están revisando y estarán en el plan estratégico hasta 2014, que aún no tiene fecha de divulgación.

Actualmente, Petrobras implementa la llamada “fase cero” de la producción de petróleo y gas del presal de Santos. La producción se realiza a través de un test de larga duración (TLD) en Tupi con la plataforma Cidade de São Vicente y de un TLD en Jubarte con la plataforma P-34. La compañía intentará anticipar de diciembre a octubre la instalación de un proyecto piloto de producción en el área, con una plataforma que tendrá capacidad para 100 mil barriles de petróleo por día.

Cuando el piloto sea instalado, la plataforma que hoy hace el TLD será desplazada a otra área. Antes de finalizar el año serán iniciadas tres pruebas más de larga duración en Guará, Paratí y, probablemente, en un área llamada Tupi Nordeste. La localización de esas áreas está en fase de evaluación y podrán ser alteradas. La plataforma que será instalada en Guará, la Dynamic Producer, está siendo construida en Singapur y debe comenzar a operar en el primer semestre. Con un programa exploratorio más intenso, el movimiento de navíos en el presal no podía ser pequeño. Hasta 2011, la compañía va a recibir 23 sondas de perforación, que ya fueron contratadas.

Este año Petrobras recibirá entre seis y siete sondas de perforación y puede alquilar más equipos si el precio fuera adecuado. Estas van a perforar hasta 11 pozos de evaluación exploratoria y dos de desarrollo de la producción en el presal durante 2010. El número final de pozos dependerá de la cantidad de sondas disponibles.

Otro evento importante será el lanzamiento de un gasoducto de 225 kilómetros de extensión que conectará el piloto de Tupi a la plataforma de Mexilhão y de allá para el continente, en Caraguatatuba (SP). Inicialmente, el piloto de Tupi va a “exportar” 3 millones de metros cúbicos de gas, y el dióxido de carbono (CO) será separado en la plataforma antes de ser enviado. Una parte del CO será reinyectado en el campo para aumentar la producción de petróleo. El proyecto de Petrobras para el gas y el CO encontrado en los campos del presal es un desafío en cuanto a tecnología. Petrobras quiere evitar la emisión de gas carbónico en la atmósfera.

Petrobras estudia alternativas para aumentar la producción y evitar la emisión de CO en la atmósfera. La primera es la inyección de agua en la reserva, que aumenta el factor de recuperación del petróleo en 25%. La segunda es la inyección alternada de agua y gas de hidrocarburo (una mezcla de CO y gas) en los pozos. Esa técnica permite un aumento del factor de recuperación del petróleo a 35%. La otra opción prevé la inyección alternada de agua y CO (ya separada del gas), que aumenta a 45% el factor de recuperación. Petrobras utilizará la inyección alternada en la fase 1A del desarrollo de los campos de Tupi, Guará y Tupi Nordeste, prevista para el período de 2010 a 2016. El uso de agua y CO puro sólo será posible a partir de 2017, cuando la producción en el polo presal de Santos esté más madura.

Hasta 2016, la empresa planea instalar en el presal de Santos 11 sistemas de producción de petróleo. El primero es el piloto de Tupi. Las plataformas FPSO que vendrán después tendrán mayor capacidad de producción. El de Guará, previsto para 2013, podrá producir 120 mil barriles de petróleo, el mismo volumen de la unidad de Tupi Nordeste, prevista para entrar en 2014. A partir de ahí serán instaladas ocho plataformas fabricadas en serie, cada una con capacidad de producir 150 mil barriles por día. Están previstas cuatro para 2015 y otras cuatro para 2016. Juntas producirán casi 1,6 millones de barriles de petróleo por día.

Todo ese petróleo, que corresponde casi a la actual producción de Petrobras, será llevado a través de dos navíos (o terminales oceánicas) estacionados en el mar, que serán construidos uno para la primera fase y otro para la segunda. Cada uno tiene una capacidad de almacenaje de 400 mil barriles de petróleo.

Repsol acelera su paso en Brasil

Brasil es un pilar estratégico de su crecimiento. La extracción de crudo arrancará en 2010 con un test de producción prolongado en Guará (uno de los tres descubrimientos de la española en aguas profundas, con Carioca e Iguazú) de cuatro a seis meses, con 20.000 barriles diarios. La producción irá aumentando y en 2012 la previsión es de 100.000 a 120.000 barriles diarios, de los que a Repsol le correspondería en principio 25%. La producción se multiplicará en unos años, cuando los diferentes yacimientos operen a pleno ritmo. Brasil es clave para revertir la caída de reservas de Repsol.

Antonio Brufau, presidente de Repsol YPF, consideró que la petrolera precisará entre US$10.000 y US$12.000 millones para desarrollar su proyecto en Brasil en los próximos 10 o 12 años. La actividad de exploración alcanzará los US$480 millones en 2010. El cálculo del valor de los activos en el país es de US$6000 millones. El problema consiste en que para obtenerlos hay que extraer y vender el petróleo en aguas profundas del Atlántico. Y eso requiere, a su vez, una financiación importante: entre US$10.000 y US$12.000 millones, que pueden llegar a US$15.000 si se producen hallazgos importantes. En Brasil, Repsol YPF lleva a cabo una intensa campaña de exploraciones. Hasta el momento, la petrolera ha realizado siete grandes hallazgos en los 21 bloques donde la compañía tiene participación.

La plataforma de 228 metros de longitud se tambalea cuando la perforadora de acero en la mitad del buque ataca las profundidades del Atlántico Sur. Dependiendo de la dureza de las rocas que haya por debajo del lecho marino, puede llevar hasta una hora perforar un solo metro. Con su tropa de 159 empleados, incluidos ingenieros y otros especialistas, la plataforma petrolera flotante Stena Drillmax, una embarcación de 228 metros de eslora y 42 de manga, valorada en 500 millones de euros y construida en 2007 en los astilleros coreanos de Geoje para Samsung, operada por Stena Drilling, filial del conglomerado sueco Stena AB, es una de las únicas tres plataformas de “sexta generación” que pueden operar en aguas con una profundidad de más de 3000 metros y perforar hasta una profundidad total de 10.600 metros. La misión del Stena DrillMax I es confirmar las hipótesis de los geólogos y encontrar petróleo. Desde que comenzó a prestar servicio para Repsol el año pasado, ya ha proporcionado cuatro descubrimientos en Brasil, dos de ellos en la zona por debajo de la capa salina.

La plataforma autopropulsada Sevan Driller completó en noviembre pasado pruebas en las costas de China y está en ruta a Brasil para comenzar un contrato de seis años, desde 2012, a una tarifa diaria de US$445.000 con Petrobras. La empresa tiene otra unidad de perforación en construcción para la estatal brasileña. El diseño de Sevan Driller incluye las capacidades más avanzadas de perforación en la industria y se basa en una tecnología patentada por la noruega Sevan Marine. La construcción tomó menos de 30 meses en el astillero de China Ocean Shipping (Group) Co, o Cosco Nantong. El shipbuilder chino concedió un contrato llave en mano para Sevan Brasil, que incluye la obtención del equipo de perforación de Aker Kvaener y Cameron, que suministrará blow-out preventers (preventores de reventones).

La primera unidad de Sevan Driller comenzará el trabajo en la Cuenca de Campos, a 360 kilómetros de la costa y a 1800 metros de profundidad bajo el agua. El taladro de Sevan está equipado con una capacidad interna de almacenaje de hasta 150.000 barriles de petróleo. Con un diámetro de 84 metros, la plataforma puede albergar 150 trabajadores y técnicos y operar incluso cuando las temperaturas llegan a 20 grados Celsius bajo cero.

Perú

En 2009, Perú tuvo 89 contratos petroleros vigentes. De ellos, 19 se encuentran en etapa de explotación y 70 en proceso de exploración, habiendo superado con esta cifra un récord histórico de contrataciones petroleras. Para el presente año, la empresa estatal, Perupetro, cuenta con 20 nuevos lotes petroleros para ser licitados a fines de abril, de los cuales seleccionó a diez que llevan los números: 166, 169, 170, 171, 173, 174, 175, 176, 180 y 181.
La gran mayoría de lotes que forman parte de esta licitación se ubican en la selva norte y la selva central de Perú y uno o dos en la costa de Sechura (Piura). Para esta licitación no se incluirán lotes en el offshore debido a una serie de trabajos que las empresas operadoras están realizando en esas áreas y que tendrían resultados este año. La inversión en exploración por cada lote se calcula en US$50 millones, aunque los que están ubicados cerca de Camisea podrían demandar una inversión mayor.

La perspectiva de inversiones es alentadora en proyectos de exploración y explotación de gas natural; en el Proyecto Camisea, la operadora Pluspetrol Perú Corporation proyecta invertir, a fin de incrementar las reservas probadas, un total de US$576 millones en el período 2008-2011. Para el Lote 56 tiene programado realizar procesamiento de 150 kilómetros cuadrados de sísmica 3D así como la perforación de seis pozos (tres en Mipaya, dos en Saniri y uno en Pagoreni Oeste, que sumarían una inversión de US$175 millones para los próximos dos años y medio. En el Lote 57, ubicado en la selva sur del país, sus operadores, Repsol y Petrobras, proyectan invertir en el período 2009-2011, aproximadamente US$80 millones, y en el Lote 58, operado por Petrobras Energía Perú, que se encuentra en el segundo período de la fase exploratoria, la empresa tiene que invertir US$98 millones en el período 2009-2011. Petrobras, que también invertirá en la campaña de perforación del bloque X, ubicado en Talara, planea realizar dos perforaciones exploratorias y 100 perforaciones de desarrollo en el lote X, ubicado en Piura, que tiene una producción de 16.000 barriles por día.

A mediados de mayo estará lista la primera planta de exportación de gas natural licuado de Perú. El proyecto completo para llegar a 900 millones de pies cúbicos por día requiere una inversión total cercana a los US$800 millones.

Y se lograron importantes hallazgos, como el Lote 64, de crudo liviano, por la empresa Talismán, ubicada en la selva norte, y los lotes 57 y 58, de gas natural, en la selva sur. En el Lote 64 fue perforado el pozo Situche 3X (actualmente en evaluación), el más profundo en Perú (19 mil pies), y su objetivo es comprobar la existencia de reservas comerciales de crudo liviano en la selva norte. En tanto, en el Lote 58, de Petrobrás, se encuentra en evaluación el pozo Urubamba 1X, cuyo objetivo es confirmar la existencia de importantes reservas de gas.

Repsol YPF perforó el pozo Kinteroni 1X en el Lote 57 y la evaluación del pozo dio resultados positivos en reservas de gas natural, cuyos volúmenes vienen siendo evaluados. No obstante, extraoficialmente se ha anunciado el descubrimiento de 2 TCF (trillones de pies cúbicos) de reservas de gas natural, como recursos por recuperar. Repsol YPF debe presentar en abril próximo su plan de inversiones para la explotación. El desarrollo comercial de este pozo demandará una inversión de US$100 millones.

En los primeros días de 2010, BPZ Resources anunció que culminó con éxito la perforación del pozo CX 11-19D en el Campo Corvina y del pozo A-14XD en el Campo Albacora, ambos localizados en el Lote Z-1 en el noroeste de Perú. El pozo 19D Corvina fue puesto en producción con una tasa inicial de 1700 barriles de petróleo por día (bpd), y el pozo A-14XD Albacora con una tasa de 2300 barriles de bpd.

El pozo CX11-19D fue perforado y completado exitosamente en un área probada no desarrollada del Campo Corvina, alcanzando no sólo arenas probadas y producidas en otros pozos, sino también arenas más profundas aún no probadas que resultaron productivas. El pozo 19D está actualmente produciendo de estas arenas. Durante la perforación de este pozo se encontró que la formación de Zorritos estaba más levantada que lo esperado. El pozo 19D es el sexto pozo de petróleo en la plataforma CX11 y fue cuidadosamente evaluado antes de pasar a la fase de pruebas, a un promedio de 1700 barriles de petróleo.

El pozo A-14XD es el primer pozo de la compañía en el Campo Albacora que fue perforado, probado, completado y puesto en producción antes de terminar el año. El tope de la formación Zorritos Superior fue encontrado a aproximadamente 9300 pies de profundidad medida (MD), mientras que el fondo de la formación Zorritos Inferior fue encontrado aproximadamente a 14.450 pies de profundidad, resultando una sección de aproximadamente 5150 pies de formación Zorritos Superior e Inferior. 

Aunque ambos campos tienen crudo dulce ligero, el grado API del crudo Corvina es 23, mientras que el grado API del crudo encontrado en Albacora es de 37.5. Similarmente, el gas natural encontrado en Corvina resultó básicamente seco, mientras que la campaña de perforación anterior en Albacora mostró que el gas natural es rico en condensados.

Por otra parte, Petroperú retomará este año su proyecto de ampliación del oleoducto para el transporte de crudos pesados (densidad por debajo de 20 grados API) desde la selva hasta la costa norte de Perú, con una inversión de unos US$850 millones. Para esto Petroperú debe suscribir un acuerdo con las productoras del norte, como la francesa Perenco (Lote 67), la española Repsol YPF (Lote 39) y la argentina Pluspetrol (lotes 8 y 1AB), a fin de que se garantice un volumen de transporte por el oleoducto. Perenco debe confirmar sus reservas de crudo y determinar el volumen que producirá, para luego suscribir con Petroperú un acuerdo tipo delivery or pay.

El oleoducto de la empresa peruana tiene una longitud de unos 850 kilómetros y transporta el crudo que se produce en la cuenca amazónica del Marañón hasta la costa del océano Pacífico. Un estudio realizado por la consultora Mustang Engineering determinó que se requería una inversión de US$840 millones para la modernización del oleoducto y recomendó que la ampliación se haga en dos etapas. Primero la instalación de pequeños ductos paralelos a algunas zonas del oleoducto, denominados loops, que demandaría una inversión adicional de US$50 millones, mientras que la segunda etapa incluiría las obras de mejoramiento del ducto principal.

De acuerdo con lo manifestado por las compañías Perenco (Barrett), Pluspetrol y Repsol, las producciones tempranas del crudo a transportar son las siguientes:

• Pluspetrol (lotes 8 y 1AB): estimado total de 46.000 BPD (a fines de 2010 o más tardar a inicios de 2011), lo que implica un incremento de 8000 BPD respecto a la situación actual.
• Perenco (Lote 67): estimado de 30.000 BPD (a mediados de 2011).
• Repsol YPF (Lote 39): estimado de 30.000 BPD (a mediados de 2012).

Petrominerales, Colombia.....

Colombia

El año se inicia con una gran apuesta: la Ronda Colombia 2010. Se trata de la oferta de exploración petrolera más grande en toda su historia. Se ofrecerán 168 bloques de exploración en un área total de 51 millones de hectáreas en todas las regiones del país, incluidas zonas marítimas. Se destacan los bloques ubicados en San Andrés y la costa pacífica, específicamente Chocó. Las estimaciones gubernamentales señalan que la inversión extranjera en el sector petrolero sobrepasará los US$3.500 millones. En 2009, la inversión extranjera en el sector petrolero alcanzó unos US$3400 millones, liderada por las empresas de Canadá.

La colombiana Ecopetrol destinará 65% de los US$6925 millones que invertirá en 2010, a exploración y producción de crudo. Se trata del presupuesto de inversiones más alto para alguna firma colombiana en la historia de ese país. La empresa planea perforar 13 nuevos pozos exploratorios en Colombia y destinará US$3558 millones para incrementar su producción directa de crudo y gas para llevarla a 556.000 barriles diarios equivalentes en promedio en 2010, sin incluir el aporte de las filiales, con un incremento de 12% frente a 2009. El mayor porcentaje lo destinará a sus operaciones en los Llanos Orientales, en el desarrollo de crudos pesados de Castilla, Chichimene y Rubiales, así como en los campos maduros de La Cira-Infantes, Yariguí-Cantagallo y Casabe.

El total de inversiones lo estima en US$1294 millones, destinado a continuar con el plan de modernización de las refinerías de Cartagena y Barrancabermeja, especialmente, así como el plan de servicios industriales y el de mejoramiento de la calidad de los combustibles. De la cifra destinada para labores de producción, en el departamento de Meta se invertirán 44,8% con el fin de seguir incrementando la producción petrolera del país, es decir, US$1594 millones. Esa inversión se destinará a proyectos en los Llanos Orientales, específicamente para el desarrollo del programa de crudos pesados en los campos Castilla, en el municipio de Castilla La Nueva; Chichimene, en Acacías, y Rubiales, en Puerto Gaitán. Al mismo tiempo, de los US$400 millones que se invertirán en proyectos de gas natural, 70% irá a las plantas de Cusiana y Cupiagua, en el departamento de Casanare, que actualmente surten gran parte de la demanda colombiana.

Ecopetrol también precisó que la inversión total hasta 2011 en el Meta será de US$3725 millones y que en ese mismo lapso se perforarán 417 nuevos pozos de desarrollo y se reacondicionarán 168 pozos para estimular una mayor producción. Adicionalmente, en febrero, la petrolera colombiana explorará el pozo Oripaya-1, en el Área Metropolitana de Cúcuta, con una inversión aproximada de US$16 millones. Los trabajos exploratorios se desarrollarán hasta julio y existen esperanzas de que puedan encontrarse reservas de gas.

La canadiense Gran Tierra Energy destinará en Colombia la mayor parte de sus inversiones en exploración y producción en 2010 (también tiene una activa participación en Perú y Argentina): en total, US$129,3 millones. El crecimiento exponencial en ese país fue impulsado por la exploración y el descubrimiento del campo Costayaco, uno de los más grandes de Colombia durante la última década. Actualmente posee participaciones en 14 bloques, tres de los cuales se encuentran en plena producción.

Además, Gran Tierra, con sede en Calgary, planea este año una nueva adquisición sísmica y un pozo de exploración en el bloque Chaza. En este bloque, en Putumayo, planea construir una nueva infraestructura en el campo Costayaco, la cual incluye las líneas de recolección de crudo, ductos de agua, estaciones de bombeo, tanques de almacenamiento, instalaciones de descarga, inyección de agua y electrificación. En el bloque Santana, donde tiene una participación de 35%, mejorará la capacidad de almacenamiento y bombeo y reducirá los costos por transporte entre Santana y Orito, por US$3 millones. La producción neta de la petrolera canadiense aumentó en Colombia de aproximadamente 700 barriles diarios en 2006, a los 14.000 actuales.

Otra canadiense, Petrominerales Ltd., empezó en los primeros días de enero la producción de crudo en su pozo Candelilla-1. Este es el segundo pozo que la compañía perfora en su bloque Guatiquía en la Cuenca de los Llanos, con una producción de más de 11.500 barriles de petróleo ligero por día (44 grados API), asistido por una bomba. Candelilla añade nueva producción a Petrominerales. Las reservas del hallazgo son prometedoras y similares a los descubrimientos de la compañía en el cercano bloque Corcel, cuya capacidad está siendo ampliada a 140.000 barriles diarios.

En el cuarto trimestre de 2009, Petrominerales contabilizó una producción promedio de 24.557 barriles diarios, lo que representó un aumento de 60% frente a igual período del año anterior, y uno de 14% en relación con el tercer trimestre de 2009. Los éxitos exploratorios en los bloques Corcel, Mapache y Neiva impulsaron el crecimiento de 2009.

Pacific Rubiales Energy espera alcanzar una producción de 225.000 barriles de petróleo equivalente a finales de 2010, así como el desarrollo de tres áreas en el país para aumentar las reservas a 400 o 450 millones de barriles. La compañía invertirá US$472 millones en facilidades de producción y la meta para 2010 es ir a 225.000 barriles de producción bruta. El grupo canadiense opera en la franja de crudo pesado de los Llanos Orientales.

El principal cuello de botella en los próximos años es la falta de infraestructura para el transporte del petróleo que se produce en regiones alejadas. Por esto, Pacific Rubiales, integrada por ex directivos de la venezolana PDVSA, adquirió los derechos preferenciales sobre la capacidad disponible del sistema de transporte del Oleoducto Central S.A. (Ocensa), cuyo mayor accionista es Ecopetrol (mediante un pago de US$190 millones por una única vez). El objetivo será transportar por Ocensa, el más grande de ese país, hasta 160 millones de barriles de crudo, por un período de 10 años, a partir del 1 de febrero de 2010.

La nueva tubería del Oleoducto de los Llanos (ODL), dotada con sistemas de seguridad de fibra óptica para detectar intrusos, consta en total de 235 kilómetros y atraviesa cuatro municipios de dos departamentos, hasta la estación Monterrey en el departamento de Casanare, donde se unirá con el ducto Ocensa. El sistema le permitirá a Colombia explotar a gran escala el famoso campo Rubiales, el mayor hallazgo de petróleo en ese país durante los últimos años, y cuyas reservas probadas y probables ascienden a 397 millones de barriles. Estas reservas son apenas las que se tienen contabilizadas hasta el año 2016, cuando vence el contrato de Pacific Rubiales. El tema de los crudos pesados en el departamento del Meta luce tan atractivo, que ya varias empresas buscan nuevos yacimientos muy cerca de Rubiales, atraídas por las mejores condiciones contractuales y las rondas de la Agencia de Hidrocarburos.

Columbus Energy, empresa de capital estadounidense que entró hace tres años a Colombia, participa actualmente en tres bloques como operador, aunque tiene en total nueve bloques asignados. De ellos, ocho están en los Llanos Orientales y uno en Putumayo. Columbus es filial de Remora Energy de Estados Unidos, especializada en servicios petroleros. Los campos asignados a esta compañía tendrán un desarrollo grande en exploración durante los años 2010 y 2011. Columbus planea invertir en Colombia cerca de US$50 millones en los dos primeros años de desarrollo de los campos asignados en las rondas de 2008. La compañía tiene ya en producción Oropéndola, un campo de 1500 barriles diarios de petróleo, en donde continúan las exploraciones.

Ecuador

Petroecuador trabajará este año con menos recursos de los que esperaba. La inversión programada para 2010 será de US$1727 millones, una cifra inferior a las expectativas iniciales. Las inversiones para 2010 contemplan el financiamiento para los proyectos de arrastre y para los nuevos de exploración, perforación y facilidades de producción en los campos de la estatal. Se asignaron también recursos para la ejecución de la segunda fase del Proyecto de Rehabilitación y Repotenciación de la Refinería Estatal Esmeraldas, los proyectos de almacenamiento de GLP, Zona Sur, y de rehabilitación de poliductos y terminales.

Como los recursos asignados no permitirán cumplir con las metas esperadas en la ejecución de proyectos, la empresa trabajará en nuevas alianzas estratégicas para elevar la producción de hidrocarburos. Hasta el momento, la petrolera ha suscrito contratos de este tipo para exploración de hidrocarburos con la empresa PDVSA, de Venezuela, y Enap, de Chile. La primera trabaja en la exploración de gas y petróleo en el bloque 4 en la comuna Campo Alegre, de la isla Puná, y en la mejora de producción del campo petrolero Sacha. Los resultados señalan que hay grandes indicios de existencia de gas en el bloque 4, pero lamentablemente este pozo no ha resultado productivo. Allí se realizó la técnica de perforación con un taladro de 1600 toneladas colocado en mayo pasado.

Mientras la segunda busca yacimientos productivos en un bloque del golfo de Guayaquil, Petroenap (empresa conjunta Petroecuador-Enap) comenzó en enero a realizar trabajos de exploración con sísmica 3D en el bloque 40 para descubrir gas.

El único bloque que hasta el momento produce gas es el Campo Amistad, en el bloque 3, concesionado a la estadounidense Energy Development Corporation (EDC). Aunque Petroecuador pidió a principios de enero la caducidad del contrato de participación de EDC, filial de Noble Energy, EDC produce 28 millones de pies cúbicos diarios de gas natural en el bloque 3.

El Ministerio de Recursos Naturales argumentó que la operadora incumplió con sus planes de inversión e incurrió en reincidencias de infracciones entre 2001 y 2008. Este contrato de explotación de gas natural en el golfo de Guayaquil, que se utiliza para la generación de energía eléctrica, tiene una vigencia de 25 años desde el inicio de la explotación, que se empezó en 2001.

La inversión china en Ecuador pondrá sus esfuerzos en el desarrollo del campo petrolero 42, denominado Oglán, a través de la constitución de una compañía mixta con Sinopec. Es un paso estratégico para el gigante asiático que ya se encuentra trabajando en el corazón del Amazonas. Hacia el nororiente está toda la infraestructura petrolera desarrollada, en su mayoría en manos chinas. Bajo contratos de participación, CNPC opera el bloque 11; Petroriental los bloques 14 y 17, y Andes Petroleum en Tarapoa.

De ese campo pueden extraerse 800 barriles diarios de crudo pesado de 11,7 API. Los nuevos estudios de prospección se centrarían en perforar debajo de los 15 mil pies, en el llamado estrato del precretácico, donde los técnicos tienen expectativa de encontrar grandes cantidades de crudo liviano.

Al mismo tiempo, US$1727 millones se canalizarán para inversiones, incluidas aquellas que realizará Petroamazonas, empresa estatal que maneja el bloque 15, operado antes por la petrolera Oxy. El presupuesto de inversiones de Petroamazonas en 2010 se estableció en US$474 millones, mientras que se reconocerán US$252 millones por concepto de costos y gastos de operar el bloque. En la carpeta de proyectos de Petroamazonas están Pañacocha, Pata Norte y Sur, Quinde-Cedros, Tumali y el desarrollo del bloque 31, los cuales demandan US$510 millones en nuevas inversiones.

El proyecto Pañacocha inició su fase de construcción y lleva invertidos cerca de US$71 millones. El campo está localizado a unos 70 kilómetros al este del Campo Limoncocha, en Sucumbíos. La producción de este campo representará un aporte adicional de 23.000 barriles diarios a los 100.000 en promedio que produce actualmente Petroamazonas. El crudo que se espera a finales de 2010 es de 23 grados API.

El financiamiento para los proyectos Pata Norte y Sur, Quinde-Cedros y Tumali se realizará a través de compañías de servicios, mientras que el desarrollo del bloque 31 tiene dos opciones. Si hasta abril de 2010 no se consigue financiamiento de terceros, el gobierno se comprometió a destinar US$100 millones con recursos de la caja fiscal. 

Otro proyecto que puede iniciarse este año es la construcción de una refinería en el Pacífico, impulsada por Petroecuador y la venezolana PDVSA. La obra estaría a cargo de la compañía surcoreana SK Engineering and Construction. Está previsto que el complejo petroquímico se construya en la zona costera ecuatoriana El Aromo, ubicada 10 kilómetros al sur del puerto de Manta, 270 kilómetros al suroeste de Quito. El complejo está diseñado para procesar unos 300 mil barriles de crudo diarios.

A mediados de diciembre, la canadiense Ivanhoe Energy Ecuador Inc. perforó el primer pozo en la zona de Cotundo. Con esta perforación se iniciaron las primeras pruebas de producción, las cuales aportarán información sobre el tamaño del yacimiento, características del crudo, calidad y tasas potenciales de producción.

Los resultados de la evaluación pueden estar listos en el mes de febrero. La petrolera Ivanhoe asumió las operaciones del bloque 20 en la Amazonia a finales de mayo pasado, aunque la suscripción de contrato para la exploración, explotación y mejoramiento de crudo pesado se realizó el 9 de octubre de 2008. El bloque 20, que podría convertirse en uno de los de mayor producción de Ecuador, tiene reservas para generar una producción de 120.000 barriles diarios.

Bolivia

El plan de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) 2010-2015 se proyecta como la más grande de todas las inversiones que se realizaron en la historia de la estatal boliviana: US$11 mil millones, que serán financiados 50% por parte de las petroleras extranjeras y la otra mitad por YPFB. Bolivia conocería en la segunda mitad de 2010 un nuevo cálculo de sus reservas de gas, tras la firma a fines de diciembre de YPFB con la estadounidense Ryder Scott para que las cuantifique y certifique. Bolivia mantiene vigente un informe de 2005 de la también estadounidense DeGolyer & MacNaughton, que le otorga reservas probadas ascendentes de 26,7 billones de pies cúbicos (TCF) de gas, la segunda reserva de la región detrás de Venezuela.

Para el presente año, YPFB Corporación y las empresas petroleras invertirán US$1416 millones en toda la cadena productiva de los hidrocarburos. De esa cifra, YPFB y sus subsidiarias invertirán US$652 millones y las empresas petroleras privadas US$763 millones. El grueso de las inversiones correspondientes a las petroleras privadas, además de las que realicen las nacionalizadas YPFB Andina e YPFB Chaco, estará en mantenimiento de producción (gas natural y líquidos) y desarrollo de campos. Sólo una pequeña parte se destinará a trabajos de exploración.

YPFB apuesta a incrementar en 2010 la producción de gas natural con seis megacampos, donde hay evidencia de la existencia de importantes reservas, aún no desarrolladas. Este año serán desarrollados los campos Margarita y Huacaya en el bloque Caipipendi, operado por Repsol-YPF; Ipati yAquío, a cargo de la francesa Total, además del campo Sábalo operado por Petrobras. Esta última empresa también hará mantenimiento de producción en el Campo San Alberto. La empresa hispano-argentina Repsol-YPF, la brasileña Petrobras y la francesa Total SA concentran 66,4% (US$507 millones) de las inversiones comprometidas para este año.

La proyección para 2010 es incrementar la producción de gas natural hasta un volumen aproximado de 44 millones de metros cúbicos (mmcd), de un promedio actual que varía entre 41 y 42 mmcd. Así mismo, se prevé que la producción de petróleo aumente alrededor de 41 mil barriles por día, a más de 48 mil. Con este propósito, Yacimientos también suscribió varios acuerdos en 2009 con las empresas operadoras como Petrobras-Bolivia, Repsol YPF, Andina S.A., BG Bolivia, Total, Petrobras Energía, Mat Petrol, Orca, Canadian, Plus Petrol, Chaco, Vintage y Don Wong. YPFB tiene previsto invertir más de US$3000 millones en los próximos cinco años para desarrollar los seis campos gasíferos ya mencionados.

En el presupuesto de 2010 se contempla una inversión para que la planta de separación de licuables en el Campo Río Grande sea instalada este año. La planta servirá para extraer los líquidos del gas que Bolivia exporta a Brasil y emplearlos en la producción de otros combustibles (gasolina y GLP).
La búsqueda de reservas en Sararenda, en el Campo Camiri, se hará efectiva por YPFB y su filial YPFB-Andina S.A., mediante una inversión de US$55 millones para el primer pozo exploratorio. Con la meta de llegar a 4800 metros de profundidad y alcanzar la formación Huamampampa, la perforación del pozo exploratorio comenzará el 10 de abril de 2010 para concluir en enero de 2011. Las reservas posibles llegarían a 1,2 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas natural y 34 millones de condensado.

YPFB Petroandina programa la perforación exploratoria en el norte de La Paz para fines de 2010 y piensa iniciar operaciones en 2011. Después de un año de trabajo exploratorio en el bloque Lliquimuni, YPFB Petroandina decidió adelantar su cronograma y duplicar la inversión programada de US$45 millones a US$93 millones. Lliquimuni fue elegido debido a la existencia de información anterior sobre pozos secos y descubrimientos de petróleo sin relevancia comercial en la zona.

YPFB Petroandina perforará su primer pozo denominado Timboy en el bloque chaqueño Aguaragüe Sur “A”, a partir del segundo trimestre de este año. Para ese propósito experimental del nuevo pozo, YPFB Petroandina tiene un presupuesto de hasta US$50 millones.

Argentina

La argentina YPF invertirá US$500 millones durante 2010 en el contexto del programa de exploración de cinco años, que abarcará el período 2010-2014. Se propone conocer el potencial de reservas de petróleo y gas del país para las próximas tres décadas, no sólo en las 21 áreas concesionadas a la empresa, sino en los 250 bloques aún no concesionados por la nación o las provincias y en los 163 en manos de otras compañías, muchas de las cuales no invierten por falta de capitales o equipamiento.

Hasta marzo de este año, la empresa entablará conversaciones con las provincias (que son las dueñas de las reservas petroleras) para interesarlas en el proyecto. En caso positivo, YPF hará presentaciones del tipo iniciativa privada: invertirá en la exploración y cuando el área se licite tendrá ventaja en la licitación. El segundo paso, a partir de marzo, durará 24 meses y es la etapa de recopilación de la documentación existente sobre cada área, su análisis y luego las exploraciones en 2D y 3D, más la sísmica. Para hacerlo, dividirán a Argentina en tres grandes áreas, de ocho provincias cada una.

El programa incluye completar el análisis integral del mar Argentino. A poco de comenzar 2010, las operadoras están en condiciones de realizar los primeros análisis y estimaciones producto de las actividades que desarrollaron. Pan American finalizó la etapa exploratoria, avanza en la interpretación de los datos geofísicos y planifica la futura perforación de pozos. Los datos obtenidos del “barrido” realizado en las aguas de la Cuenca del golfo San Jorge durante los meses de agosto y septiembre pasados, están en proceso. La tarea demandará poco más de diez meses si se tiene en cuenta que se realizó una radiografía del subsuelo marino en un área de 1700 km². En el proyecto Aurora, después de 30 años, una empresa volvió a perforar offshore en el golfo San Jorge. El proyecto contempló en una primera etapa la perforación de cuatro pozos verticales.

La compañía saldrá a buscar petróleo y gas en la Cuenca de Malvinas, a 289 kilómetros de la costa de Tierra del Fuego, operación en la cual, en su fase inicial, se destinará una inversión aproximada de US$100 millones a partir del segundo semestre de 2010. La operación estará a cargo de YPF, que tendrá 33,5% del consorcio junto a Pan American Energy (33,5%) y Petrobras (33%).

Uruguay

Petrobras iniciará este año los estudios sísmicos previos a la exploración de hidrocarburos en aguas profundas de Uruguay, a más de 60 kilómetros de la costa. Petrobras, con 40%, integra un consorcio con la argentina YPF (40%) y la portuguesa Galp (20%), que se adjudicó las concesiones para explorar dos áreas en aguas profundas frente a las costas de Punta del Este. En esta cuenca Chevron encontró rastros de gas y petróleo en dos pozos en 1976 (Lobo y Gaviotín), aunque no prosperó por considerar que desde el punto de vista comercial no era rentable su extracción.

La inversión inicial de las empresas privadas es de US$80 millones. Al descubrir petróleo las inversiones serán de mayor valor. La concesión es por ocho años: cuatro para estudios y dos años para efectuar dos perforaciones ídem, en los dos años siguientes. El riesgo de exploración es privado; de encontrarse petróleo/gas, Ancap participará en porcentajes definidos en la explotación.

El problema radica en que se trata de áreas totalmente desconocidas, sobre las que hay pocas informaciones. Uruguay sigue siendo considerado zona de riesgo por el mundo petrolero, ya que todo país que no tenga yacimientos conocidos es catalogado de esa manera. De todas maneras, los estudios geológicos realizados fueron promisorios y, por otro lado, la Cuenca Pelotas, ubicada en aguas rochenses, es la parte uruguaya de la cuenca petrolera del mismo nombre que ya está explotando Brasil y de donde se surte de gas y petróleo.

Ancap seguirá trabajando en los bloques no asignados realizando estudios que enriquezcan el conocimiento sísmico, con la finalidad de otorgarles un mayor valor. El nuevo gobierno uruguayo definirá si se llama a una nueva ronda para explotar los nueve bloques que continúan libres.

Por su parte, la estadounidense Schuepbach Energy explorará gas de esquisto con Ancap. Las áreas elegidas cuentan con una superficie de 9000 kilómetros cuadrados y se ampliará a la cuenca de la laguna Merín y la del río Santa Lucía. La inversión a realizar para una exploración en tierra es ligeramente inferior a la necesaria para realizar una exploración en el mar. Schuepbach Energy, con sede en Dallas (Texas), se dedica a la exploración, investigación y explotación de yacimientos y de almacenamientos subterráneos de hidrocarburos naturales, líquidos o gaseosos.

México

Los escasos resultados en la búsqueda de nuevos yacimientos petroleros a lo largo de 2009 y la persistente declinación de los campos en explotación provocarán que México disponga de menos petróleo y gas para 2010. Pemex tendrá que hacer varios ajustes destinados a satisfacer el mercado interno y cumplir los compromisos con sus clientes en el exterior. Petróleos Mexicanos detalla que está en condiciones de ofertar al mercado mexicano y para el comercio exterior sólo 2 millones 482 mil barriles diarios de petróleo crudo, 22 mil barriles diarios menos que la plataforma comprometida en el presupuesto. El problema radica, según el Programa Operativo Anual de Pemex 2010, en que cerca de 12.807 millones de barriles diarios se pierden por el proceso de evaporación que sufre el hidrocarburo al momento de la extracción, equivalente a la mitad de lo que se exporta actualmente a Canadá. Del total de ese volumen, 8 mil barriles corresponden al crudo ligero del tipo Istmo, uno de los crudos mexicanos que se cotizan más caros en el mercado petrolero internacional, sólo después del crudo tipo Olmeca.

PMI Comercio Internacional, filial encargada del comercio exterior de hidrocarburos, pronostica que seguirán recortes en la plataforma de exportación ante la caída de la producción por el declive de los principales yacimientos petroleros. Prevé el inicio de 2010 con una plataforma de ventas externas de petróleo crudo por un millón 93 mil barriles diarios en promedio y que cerrará el ejercicio colocando embarques por un millón 57 mil barriles diarios, lo que representa una ligera caída de 3,7%.

Pemex informó en su reporte de resultados que la producción de petróleo crudo cayó 1,8% en noviembre, luego de una ligera recuperación un mes antes, al pasar de 2 millones 602 mil barriles diarios promedio a 2 millones 553 mil barriles. Tanto Cantarell como el activo Ku-Maloob-Zaap, al día de hoy los principales yacimientos de México, registraron caídas en su producción de 17 mil y 22 mil barriles diarios.

Por su parte, la agencia Standard & Poor’s (S&P) estima que la producción de crudo de México caerá a 2,3 millones de barriles por día (bpd) en 2010, unos 200.000 bpd menos que lo proyectado por el gobierno. “Estamos asumiendo una ligera baja en la producción del próximo año, probablemente a unos 2,3 millones de barriles por día”, dijo Eduardo Uribe, analista de la firma con sede en Nueva York. S&P dijo que no estaba haciendo cálculos específicos de la vida de las reservas de la petrolera estatal mexicana Pemex, pero que consideraba “adecuada” la estimación oficial de la compañía de 9,9 años al ritmo de producción actual. Cerca de una tercera parte del presupuesto del gobierno mexicano está financiada con ingresos por la venta de petróleo, cuya producción está en descenso.

Uno de los principales problemas que enfrentará la compañía petrolera estatal, de acuerdo con sus propias proyecciones, es una caída de la producción de gas licuado derivado del petróleo. Luego de casi seis años consecutivos de ritmos de producción ascendente, Pemex pronostica una reducción de 9,5% en el período enero-diciembre de 2010, debido fundamentalmente a la falta de nuevos descubrimientos que logren compensar la declinación de los actuales campos en explotación. Espera iniciar con un nivel de producción de 6577 millones de pies cúbicos diarios y cerrar el año con un volumen de 5950 millones de pies cúbicos. Del volumen de producción promedio de todo el año, aproximadamente 253 millones de pies cúbicos diarios serán enviados a la atmósfera.

Este escenario es en parte consecuencia de los magros resultados obtenidos en materia de localización de nuevos yacimientos. Antonio Escalera Alcocer, subdirector corporativo de la coordinación técnica de exploración de Pemex, planteó que los trabajos que realizado la paraestatal en aguas profundas del golfo de México, por ejemplo, son fundamentales para reactivar la industria. Sin embargo, de los 12 pozos –con una inversión total de US$760 millones– terminados en los últimos cinco años en la parte profunda de la zona del golfo de México, siete resultaron improductivos: Chuktah 201, Chelem 1, Tamha 1, Etbakel 1, Catamat 1, Holok 1 y Cox 1.

Apenas 17% de estas perforaciones, que han costado casi mil millones de dólares, según Pemex, han dado con reservas explotables y comercialmente viables. La industria petrolera mundial establece un promedio de éxito de 30% en este tipo de exploración, y el costo de perforación para cada uno ronda los US$100 millones. La viabilidad comercial de un pozo ubicado en aguas profundas depende del tamaño de sus reservas, el tipo de hidrocarburos que contiene, o bien su calidad y la infraestructura disponible.

Sólo dos pozos resultaron comercialmente viables: los identificados con los nombres de Nab y Et Bake y contienen crudo pesado, similar al tipo Maya. Además, otro de los pozos que la empresa ha desarrollado hasta ahora en el golfo de México, Tamha 1, requirió infraestructura para un tirante de agua de 1100 metros y una perforación de 4780 metros; sin embargo, el hallazgo fue únicamente de agua salada.

La frustración de Chicontepec

Pemex también depositó sus esperanzas para reactivar la industria petrolera en la explotación de Chicontepec, para que sea una cuenca capaz de producir entre 550 mil y 700 mil barriles diarios de petróleo crudo y elevar su participación dentro de la producción mexicana, de 1 a 20%. Incluso contrataron a las empresas De Goyler & McNaughton, Netherland & Sewell y Ryder Scott para certificar, a principios de año, el volumen original de reservas que podía tener el Paleocanal de Chicontepec y que finalmente estimaron en 139 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente, un volumen superior a las reservas probadas que poseen Irán, Irak o Kuwait.

Pero la realidad es otra: en el reporte “Indicadores de exploración y explotación”, de Pemex, se muestra que la producción del activo promedio hasta el último 6 de noviembre era apenas de 29,6 mil barriles diarios y las nuevas expectativas refieren que el próximo año sólo se podrán extraer de este yacimiento 48 mil barriles diarios. La petrolera había programado también la perforación de 868 pozos en 2009 y 1030 para 2010. Después reconocieron en la petrolera mexicana que la perforación de nuevos pozos en el proyecto Chicontepec bajará a 700, lejos de lo que se propusieron con la millonaria inversión.

Además, la empresa ajustó drásticamente sus expectativas para la próxima década, debido a “las limitaciones técnicas y de ejecución” y el deficiente método de explotación empleado en este activo, en el cual se registra de manera tentativa la mayor acumulación de hidrocarburos en México. “La pobre producción que se obtuvo de este yacimiento en los últimos cuatro años se debe al incorrecto método de explotación que actualmente desarrolla Pemex, por lo que el proyecto debe ser detenido y replanteado hasta que no se tenga disponible un verdadero plan de desarrollo”.

La suspensión temporal del proyecto supondría diferir las inversiones totales por 707.137 millones de pesos para la perforación de 19.181 pozos en total durante los próximos 17 años –último costo estimado por Pemex en julio de 2009– y que empezaría a ejercerse a partir de 2010. Ahora la subsidiaria contrató a cinco empresas de servicios para instalar laboratorios de campo durante los próximos dos años, para realizar pruebas en pozos petroleros que ayuden a incrementar la producción de 29 a 48 mil barriles durante 2010. El objetivo es realizar pruebas tecnológicas que ayuden a incrementar la producción del activo.

De este yacimiento que se extiende en una superficie de 3875 kilómetros cuadrados, en una zona que comparten los estados de Veracruz y Puebla, no se podrá extraer todo el petróleo ni el gas que se tenía previsto originalmente, i se obtendrán las cifras millonarias de ingresos comprometidas para el país.

En julio de 2008 se había estimado extraer de este activo una producción máxima de 808 mil barriles diarios de petróleo crudo y 970 millones de pies cúbicos por día de gas en 2017, pero ahora se piensa que sólo se podrán extraer 134 mil barriles diarios y 161 millones de pies cúbicos por día hasta el año 2020. Esto supone una caída en las expectativas de producción de petróleo crudo y gas en Chicontepec de 83,2%, respecto a las metas comprometidas.

Pero no sólo eso; en el “Análisis costo-beneficio” del proyecto que presentó el entonces director de Pemex, Jesús Reyes Heroles, a las autoridades de Hacienda para finales de 2008, se planteó que entre 2009 y 2023 Chicontepec le dejaría a México ingresos por 2 billones 153 mil millones de pesos mexicanos por la venta del petróleo y gas que se extraería de sus 29 campos a un precio promedio de US$45,25 por barril. También se planteó que aportaría al fisco 564.600 millones de pesos en impuestos durante esos 14 años. Sin embargo, hoy, con las nuevas expectativas de producción (considerando el mismo precio de referencia calculado por Pemex), los ingresos e impuestos que México puede esperar de lo que es un ambicioso proyecto, son de apenas 359.754 millones y 95.992 millones de pesos, respectivamente.

A ello se suma la declinación natural de los principales yacimientos que siguen dando sustento petrolero a México, sobre todo Cantarell, que en su momento fue considerado el sexto campo productor del mundo. La participación de este yacimiento a la producción mexicana continúa a la baja. Cifras consolidadas al mes de octubre pasado refieren que en tan sólo un año bajó de 34,3% a 24,6%. Desde hace un par de años la paraestatal petrolera incrementó inversiones para controlar el declive en la producción de Cantarell, pero el volumen de gas que se ventea y que genera un efecto económico y ambiental negativo, también creció. En 2008, PEP envió a la atmósfera un millón 330 mil pies cúbicos al día de gas natural, lo que equivale a 18% de la producción total mexicana (siete mil millones de pies cúbicos al día) e implicó una pérdida económica por 40 mil millones de pesos mexicanos.

En su programa operativo para 2010, Pemex plantea que para diciembre de 2010 este activo producirá alrededor de 485 mil barriles diarios de petróleo, un volumen infinitamente menor al máximo nivel alcanzado en 2004, que fue de 2,2 millones de barriles por día, lo cual complica la situación de México porque Pemex no pudo encontrar nuevos yacimientos que sustituyan la producción que Cantarell dejó de aportar. Así las cosas, el petróleo crudo que México demanda para el año 2010, seguirá extrayéndose de los campos tradicionales –algunos de los cuales se han sobreexplotado–, porque Pemex no encontró nuevas fuentes de abastecimiento, ni en tierra ni en aguas someras o profundas.

Al parecer México va a registrar una década perdida en lo que respecta a materia petrolera. La producción en los últimos 10 años, por ejemplo, bajará de 3 millones de barriles diarios en 2000, a 2 millones 504 mil barriles por día. Pemex como empresa y México como país petrolero perdieron posiciones en el ranking mundial, reflejando la crisis de la industria en la década que acaba de concluir.

Venezuela

Petróleos de Venezuela (PDVSA) prevé realizar inversiones de al menos US$16.000 millones en 2010 (frente a los US$15.000 millones del año anterior, del que se ejecutaron alrededor de 70%), parte de los cuales estarán destinados al proyecto ruso-venezolano de explotación conjunta en la Faja del Orinoco. En particular, PDVSA pretende aumentar los gastos en su segmento downstream para un muy necesario mantenimiento en 2010. Uno de los proyectos prioritarios será el bloque Junín 6 de la reserva de hidrocarburos de la faja, donde esperan producir 450.000 barriles diarios de crudo para 2012. A principios de 2010 se hará, finalmente, la ronda de licitación para la selección de socios extranjeros en la explotación del área de Carabobo en la Faja del Orinoco. A pesar de la reciente devaluación de su moneda local en cerca de 50%, la licitación sigue en pie. Si bien la medida probablemente moleste a algunos de sus seguidores, debido a que las importaciones se harán más costosas, el gobierno venezolano recibirá el doble de bolívares por cada barril de petróleo vendido.

Además, Venezuela anunció recientemente que había firmado con China un acuerdo petrolero que exigirá al gigante asiático inversiones por US$16.000 millones hasta 2012. Al menos durante 2008, Venezuela vendió a China casi el 100% de su producción de fuel oil, que la estatal PDVSA estima en 250.000 barriles diarios. De ese modo, se convirtió en el cuarto proveedor de combustible de Beijing. El país caribeño exporta a la nación asiática 500.000 barriles de petróleo por día en promedio, aunque se comprometió a incrementar esta cifra en otros 130.000 barriles por día. De esta forma, en 2010 el país vendería hasta 630.000 barriles de petróleo diario a la nación asiática.

Beijing y Caracas acordaron la conformación de dos nuevas empresas mixtas, con participación de PDVSA y Petrochina. La primera de ellas se encargaría de administrar la explotación de hidrocarburos en los bloques Junín 8 de la faja y tendría como meta la producción de 200.000 barriles diarios de crudo extrapesado. La segunda establecerá un centro de refinación en el municipio de Cabruta, ubicado en el estado llanero de Guárico. Por otra parte, el grupo francés Total invertirá conjuntamente con PDVSA US$25.000 millones para explotar el bloque Junín 10 de la faja.

Las empresas petroleras rusas lograron condiciones favorables en el convenio energético suscrito por Venezuela y Rusia, a finales de 2009, para reforzar su presencia en el mercado estadounidense. No sólo para el desarrollo del bloque Junín 6 de la faja, sino que también amarró un acuerdo de venta de petróleo y productos por parte de PDVSA a una de las compañías del consorcio ruso (integrado por Gazprom, Lukoil, TNK-BP, Rosneft y Surgutneftegaz). También el acuerdo firmado contempla la creación de una empresa mixta que prevé producir hasta 450 mil barriles diarios de crudo extrapesado en el bloque Junín 6 de la faja y ordena al Estado venezolano otorgar al consorcio ruso los incentivos fiscales que requiera para una operación comercial favorable.
El acuerdo incluyó la posibilidad del desarrollo de actividades de la empresa mixta en los bloques Junín 3, Ayacucho 2 y Ayacucho 3 de la faja, lo que superaría en más de 450 mil barriles la producción entre la estatal venezolana y Rusia.

Las licitaciones de los campos de la faja se pospusieron varias veces sin mayores explicaciones; además, la noticia del descubrimiento de un gigantesco campo de gas cerca de la península de Paraguaná por parte de Repsol, que Venezuela habría ofrecido a varias empresas internacionales mediante el pago de un bono en efectivo, y la posibilidad de participar en la explotación del Campo Mariscal de Ayacucho en Sucre, confirmarían la actual tendencia; sin embargo, aún estaría por resolverse la exigencia de vender localmente a precio regulado la mitad de la producción esperada, cosa que por lo demás hizo que Petrobras se retirara.

En otras palabras, el gobierno se estaría inclinando por negocios en los cuales las transnacionales le paguen por adelantado grandes cantidades de dinero, extendiendo así el proceso de venta a futuro de petróleo, iniciado con China, pero quizás a cambio de montar empresas donde el control efectivo no sea de PDVSA, como estaba inicialmente planteado.