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Introduccion a la industria del petroleo

PROYECTO DE INDUSTRILIZACION DEL GAS NATURAL EN BOLIVIA

1. INTRODUCCION Hace diez años atrás, el gas no tenía mucho valor en la producción del petróleo, hoy en día el trabajo de las grandes compañías petroleras depende bastante del gas. Las principales compañías petroleras del mundo hoy en día van persiguiendo al gas debido a que no pueden tener en sus manos más petróleo, y mucho más, aún es muy costoso de transportar y debido a que el gas se ha convertido en un sustituto del petróleo.Hace un par de años, los mercados vienen experimentando cambios significativos, esto debido al comportamiento de los precios del petróleo en los últimos años, habiendo incrementado bastante la demanda petrolera, mientras que para el año 2011 la demanda petrolera prevé una desaceleración, a parte que el precio del petróleo está siendo afectado por los problemas políticos que atraviesa Medio Oriente, lo cual convierte a los altos precios del petróleo como algo bastante positivo para la producción de gas.Hoy en día existen potencias mundiales consideradas como potenciales consumidores de energía, los cuales apenas han iniciado su conversión a gas; por ejemplo, China en el año 2005 no tenía terminales de regasificación. En la actualidad, existen seis diversas formas de desarrollo, cada una será capaz de procesar millones de toneladas al año, lo cual convertirá a China en un consumidor potencial de gas.Por otra parte, durante los dos últimos años, los niveles de producción de gas natural han superado la demanda de gas natural, por lo que este desequilibrio ha llevado que los precios del mismo disminuyan. Habiendo disminuido de marzo del 2010 (154,49 US$/mmc) un 7,44% respecto al registrado en marzo de 2011 (143,00 US$/mmc). En los últimos tres años, propios y extraños, gurús y laicos, han escrito sobre el tema del gas natural (GN), tan controvertido para todos los bolivianos. Pero, la mayoría solo se refiere al gas natural transportado para ser utilizado como combustible, mientras han sido muy pocos los que han versado sobre su utilidad para fabricar derivados petroquímicos y fertilizantes nitrogenados. De lo que se trata aquí es de dar a conocer las características y bondades que tiene el gas natural como materia prima para la elaboración de productos derivados de alto valor agregado, como fertilizantes, materias semielaboradas para la producción de plásticos (parafinas, olefinas y alcoholes orgánicos) y diesel oíl. También es utilizado para la reducción directa del fierro en las plantas siderúrgicas que pueden tener un impacto socio económico importante sobre nuestro país, como una alternativa viable a la venta del gas natural crudo a los vecinos de Bolivia.

2. EL GAS NATURAL EN BOLIVIA

El promedio del gas dentro del reservorio, puede ser 83% molar para el componente metano, como podrá verse más adelante en el CUADRO 3. El gas natural está constituido de compuestos químicos orgánicos livianos, que van desde el metano como componente principal, hasta el heptano, junto a otros gases contaminantes, como son el dióxido de

Univ. Walter Erick Chocayta AguilarPágina 1


carbono, nitrógeno, agua y sulfuro de hidrógeno.La composición del gas natural varía bastante, pudiendo ir desde 70% hasta 95% molar de metano como componente mayoritario del gas. Una composición típicaPara que este gas pueda ser utilizado en cualquiera de sus formas, es necesario que transite por una serie de procesos, para su adecuación para el transporte y separación de los componentes, tanto deseables como indeseables.La matriz energética boliviana está basada fundamentalmente en el uso de petróleo y derivados; 61% de las necesidades energéticas del país son cubiertas por este combustible, que en muchos casos, como en el de diesel, tiene que ser importado debido a que la producción del país no cubre la demanda interna. El gas ocupa el segundo lugar en consumo, y cubre el 25% del requerimiento energético nacional; a pesar de que Bolivia tiene una de las mayores reservas de gas del subcontinente.

3. CARACTERISTICAS TECNICAS DEL GAS NATURAL BOLIVIANO

Las reservas que publica YPFB al 2002, son: Reservas probadas 27.36, probables 24.94, total 52.30 TPC.La siguientes certificaciones realizadas por la consultora estadounidense De Golyer & Mac-Naughton y que fueron confirmadas por YPFB, se ha confirmado que Bolivia posee 48,7 trillones de pies cúbicos como reservas certificadas. En Santa Cruz el 8 abril del 2011 Las reservas cuantificadas y certificadas de gas natural de Bolivia ascienden a 19,9 Trillones de Pies Cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés) y cubren toda la demanda interna y los compromisos de exportación con Brasil y Argentina hasta 2026, confirmaron el viernes las principales autoridades del sector energético nacional, tras un proceso de estudio de un año.Del total de las reservas probadas y probables, en Tarija se encuentran el 87.5%, en este departamento se encuentran los campos más grandes: San Alberto, San Antonio, Margarita e Itaú; quedando el 12.5% distribuido entre Santa Cruz (9.3%), Cochabamba (1.9%) y Chuquisaca (1.3%).“Con este potencial, el consumo del mercado interno y los compromisos de exportación a Brasil y Argentina están ciento por ciento garantizados”, afirmó el presidente ejecutivo de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, en una conferencia de prensa dictada junto al ministro de Hidrocarburos y Energía, José Luis Gutiérrez.Villegas agregó que la cuantificación y certificación de las reservas nacionales, efectuada por la certificadora internacional Ryder Scott, precisa, al 31 de diciembre de 2009, la existencia de 9,94 TCF de Reservas Probadas de gas natural (P1), 13,65 TCF con las Reservas Probadas más Probables y 19,9 TCF, entre Probadas (P1), Probables (P2) y Posibles (P3).



El país cuenta además con 487.593,5 miles de barriles de condensado (asociado a la producción de gas natural) y 18.650,56 miles de barriles de petróleo (Mbbl) entre reservas probadas, probables y posibles, señaló.“El total de la demanda generada en Bolivia y los mercados de exportación en los próximos 16 años será de 14,8 TCF, de acuerdo a un balance oficial que establece un consumo histórico promedio de 0,5 a poco más de un 1 TCF, por año, en función de la evolución de los requerimientos”, argumentó el titular de la estatal petrolera.Villegas indicó que del total de los 19,9 TCF se deduce una oferta de, al menos, 15,5 TCF, de acuerdo con parámetros internacionales que consignan la estimación del 100% de las reservas probadas, más 50% de las reservas probables y 10% de las reservas posibles: 9,94 TCF (100% de reservas probadas), 1,9 TCF (50 % las reservas probables), 0,63 TCF (10% de reservas posibles) 0,53 TCF de recursos contingentes; 0,82 TCF de campos sin certificar en producción y 1,72 de nuevos prospectos exploratorios en ejecución.Las reservas son dinámicas, no estáticas al señalar que en los dos últimos años, más de 3 TCF se derivan de campos sin certificar en producción y nuevos prospectos exploratorios en ejecución, como son los campos: Sararenda a cargo de YPFB Andina; Aquio (Total); Carrasco Este (YPFB Chaco), Boa (YPFB Andina); Vuelta Grande Profundo (YPFB Chaco); Ibibobo (BG Bolivia, Tajibo Sur (Pluspetrol) y Timboy (YPFB Petroandina SAM).Hacia 2026, YPFB prevé la expansión del mercado interno y el cambio de la matriz energética requerirá de 3,1 TCF para masificar el uso del gas domiciliario y el Gas Natural Vehicular (GNV).La relación de producción y consumo de gas natural en el país es:

CUADRO 1

Capacidad de producción y entrega actual de gas natural 35 millones m3/día.Consumo interno: 1.2 millones m3/díaExportaciones: Brasil 23 millones m3/día

Argentina 6.5 millones m3/diaTotal consumo: 30.7 millones m3/día

Que equivalen a 0.396 TFC por año.

La proyección de consumo en los siguientes 20 años es: CUADRO 2

Demanda al Brasil 7,92 TCFDemanda Cuiabá 1,29 TCFDemanda Argentina 6.83 TCFDemanda Paraguay 1.29 TCFConexión de gas domiciliario

0.92 TCF

Mercado Interno 1.43 TCFTotal en 20 años 19.68 TCF



Las prospecciones geológicas realizadas han determinado que el 49% del territorio boliviano es considerado área de interés petrolero, con grandes posibilidades de incrementar las reservas certificadas de gas. Inclusive la zona altiplánica es considerada como potencialmente gasífera. El gas natural está compuesto por una serie de hidrocarburos, principalmente metano (CH4). Se define de acuerdo con su composición y propiedades fisicoquímicas, que son diferentes para cada yacimiento. El uso de gas natural como energético, tiene las siguientes ventajas: - Económico, el promedio de ahorro es del 30% en la categoría doméstica con respecto

al gas licuado de petróleo. - Ecológico, su combustión genera menos dióxido de carbono por su mayor porcentaje

relativo de hidrógeno que, al combustionarse, produce agua. Además, la combustión prácticamente no genera hollín ni dióxido de azufre.

- Cómodo; está permanentemente disponible, llega a la industria y al hogar a través de tuberías subterráneas.

- Limpio, la combustión no arroja sustancias contaminantes y se ventila muy bien porque su composición química hace que sea más ligero que el aire.

- Eficiente, ya que se consume el 100% del producto. Se debe mencionar que el petróleo boliviano es muy liviano en comparación al obtenido en otros países y según las normas internacionales que establecen ciertos parámetros para dicha clasificación; la prueba más elocuente es la lectura de los grados API, que muestra claramente las características del crudo boliviano, estas características y su naturaleza dificultan la obtención de productos pesados como diesel, aceites lubricantes, asfalto entre otros

CUADRO 3 I N F O R M E D E A N A L I S I S (Crudo Normal)Densidad API a 60 ºF 50.5Gravedad especifica a 60 ºF 0.7775Tensión de Vapor Reíd Psi 4.85Punto de escurrimiento ºF Inf. A + 15Color Visual Café claroColor Saybolt Inf. A – 16 Apariencia CristalinaViscosidad SUS a 100 ºF 30.0Agua y Sedimentos Vol. % 0.05Corrosión a la lámina de Cu 1 - bContenido de Cenizas % P. 0.0Residuos Carbonosos % P. - . -Contenido de Gasolina Vol. % 26.7Contenido de Kerosene Vol. % 49.3Contenido de Diesel Vol. % 16.7Recuperado hasta Punto Final Vol. % 6.0



Residuos Finales o Fondo Vol. % 1.3Perdidas de Livianos o (GLP) Vol. % 0.0

PRODUCTO Crudo Normal PROCEDENCIA Campo San Roque PUNTO DE MUESTREO ParteMedia REFERENCIA Del Tanque Nº 06 FECHA DE RECEPCION 6 – IV – 92

Fuente: Laboratorio Y.P.F.B. (Refinería Sucre)

La industria mundial de hidrocarburos líquidos clasifica el petróleo de acuerdo a su densidad API (parámetro internacional del Instituto Americano de Petróleo), que diferencia las calidades del crudo. A continuación alguna característica:

Aceite Crudo Densidad ( g/ cm3)Densidad grados

APIExtra pesado >1.0 10.0Pesado 1.0 - 0.92 10.0 - 22.3Mediano 0.92 - 0.87 22.3 - 31.1Ligero 0.87 - 0.83 31.1 - 39super ligero < 0.83 > 39

Observando la CUADRO 3 se concluye que el petróleo boliviano se encuentra dentro del grupo de los aceites crudos superligeros, en comparación con el petróleo de otros países y las normas internacionalesEn la CUADRO 5 se observan las características del gas natural de algunos campos gasíferos nacionales.Una forma de clasificar el gas natural de acuerdo a su composición química es la siguiente:

CUADRO 4

Gas ácido: Gas que contiene más de 6 mg/m3N de H2SGas húmedo: Gas con un contenido de gasolina mayor a 13 cm3 por m3N de gas.Gas dulce: Gas que contiene menos de 6 mg/m3N de H2SGas seco: Gas que tiene un contenido de gasolina menor a 13 cm3 por m3N de gasGas rico: Gas que contiene una cantidad significativa de compuestos más pesados que el etano, alrededor de



95 cm3 de C3H8 por m3N de gas.Gas pobre: Gas que contiene pocas cantidades de propano y más pesados.

El CUADRO 6 proporciona una composición promedio del gas natural. De acuerdo con esta tabla, el gas natural boliviano debe ser clasificado como “gas rico y dulce”. Esta ausencia de sulfuro de hidrógeno, H2S, es importante porque el gas puede ser reformado sin peligro para el catalizador, y obtener mezclas de H2 y CO para ser utiliza-das en la industria metalúrgica como reductor, o producir H2 de alta pureza para la industria de fertilizantes nitro-genados. Sin embargo, la presencia de elevadas cantidades de CO2 puede ser perjudicial en el uso de gas natural reformado como reductor de óxidos metálicos sino se realiza un tratamiento previo.

CUADRO 6 Composición química promedio del gas natural boliviano.COMPONENTE FÓRMULA % VOLUMEN

MetanoEtano

Propanoi-butanon-butanoi-pentanon-pentanon-hexanon-heptanon-octanon-nonanon-decanoNitrógeno

Anhídrido carbónico

CH4C2H6C3H8

C4H10C4H10C5H12C5H12C6H14C7H16C8H18C9H20

C10H22N2

CO2

87.425.652.260.370.900.250.250.220.120.060.020.020.731.72

Las propiedades físicas calculadas del gas natural de la composición mostrada en la tabla anterior son:

CUADRO 7 Propiedades físicas calculadas para el gas natural boliviano.

PROPIEDAD VALOR UNIDADES

Peso molecular promedioComposición (en peso)CarbonoHidrógenoPeso específico relativo respecto al aireDensidad, en condiciones normalesPoder calorífico superiorPoder calorífico inferior

17.81

73.2923.810.6180.78

42.6338.47

gr/mol

%%

kg/m3NMJ/m3NMJ/m3N



Calor específico a 0 ºCIndice de Wobbe

2.04954.22

kJ/kg.ºCMJ/m3N

El valor del índice de Wobbe del gas (54.22 MJ/m3N), que clasifica a los combustibles gaseosos de acuerdo a normas internacionales (ISO – 6976), clasifica al gas natural boliviano en el grupo H, que corresponde a gases naturales de alto índice de Wobbe (48.1 a 58 MJ/m3N), lo que muestra su alta calidad.

Gas licuado de petróleo (GLP) Es un hidrocarburo derivado del petróleo, que se obtiene durante el proceso de refinación de otro derivado denominado gasolina. El GLP se produce en estado de vapor pero se convierte en líquido mediante compresión y enfriamiento simultáneos de estos vapores, necesitándose 273 litros de vapor para obtener 1 litro de líquido. Cabe señalar, que dependiendo del país, se puede aplicar el mismo término a productos diferentes; por ejemplo en Estados Unidos y Canadá, se conoce como GLP al combustible constituido por propano prácticamente en un 100%, con algunas trazas de otros componentes los cuales se consideran de alto valor, por lo que se separan de la corriente de líquidos y se emplean como materia prima para sintetizar componentes de alto octano que se usan en la formulación de gasolinas. El GLP se encuentra en estado gaseoso a condiciones normales, sin embargo, para facilitar su almacenamiento y transporte, se licua y se maneja bajo presión para mantenerlo en ese estado. El gas al ser comprimido y enfriado se condensa hasta convertirse en líquido, en cuyo estado se le transporta y maneja desde las refinerías, a las plantas de almacenamiento y de estas a los usuarios, ya sea por auto tanques o recipientes portátiles (garrafas), de donde sale el gas en estado de vapor para poder ser utilizado en hornos, calderas, aparatos domésticos y vehículos. El análisis cromatográfico del GLP producido en el país es:

Propano 64.70%i-butano 9.70%

n-butano 23.50%i-pentano 1.10%n-pentano 1.00%

Entre las principales características del GLP se pueden mencionar: - Permanece en estado gaseoso a temperatura normal y presión atmosférica. - Se almacena y transporta en estado líquido manteniéndola bajo presión en los tanques. - No tiene color, es transparente como el agua al estado líquido. - No tiene olor cuando se produce y licúa, pero se le agrega una sustancia de olor penetrante

para detectar-lo cuando existen fugas, llamado etil mercaptano.- Es muy inflamable, cuando se escapa y se vaporiza se enciende violentamente con la menor

llama o chispa. - Es excesivamente frío, porque cuando se licuó se le sometió a muy bajas temperaturas de bajo

0 ºC, por lo cual, el contacto con la piel produce siempre quemaduras de la misma manera que lo hace el fuego.

- En estado líquido, 1 litro de GLP es equivalente a 273 litros en estado gaseoso.



- No es venenoso ni corrosivo y se disuelve en muchos otros productos.

Punto de ebullición: Butano: - 0.5 ºCPropano: - 41 ºCGLP - 20 a -25 ºC

Peso específico: En estado gaseoso: 2 gr/l en CN.En estado líquido, 0.5 g/cm3

CAMPO GASÍFEROUn campo gasífero (Figura1) podemos imaginarnos como una esponja de arenisca y piedra que está a profundidades variables, nuestros campos están llegando a profundidades del orden de los 5000 metros. Con tecnología de avanzada otros países consiguen profundidades de 10000 metros o más. En ningún caso, podemos imaginarnos cavernas perfectas en el subsuelo. Sin embargo, podemos estimar aproximadamente el volumen que tienen estos bolsones de acuerdo a la extensión superficial del campo determinado por los pozos de desarrollo y la altura del lecho. A este volumen debemos restarle el espacio que ocupan las areniscas de acuerdo a la densidad existente dentro del lecho. Ya que se conoce la presión y temperatura interna del bolsón, con la ecuación de los gases, podemos estimar su volumen y corregirlo a las condiciones estándar.La presión dentro del bolsón, va aumentando a medida que aumenta la profundidad, debido a la carga de la altura piezométrica terrestre existente encima del campo gasífero. De igual manera, la temperatura aumenta a medida que vamos profundizando la tierra. Es así que, las presiones en nuestros campos están comprendidas entre 2000- 3000 Psia (140 – 200 Atm.) y 100- 160 °F, que podemos considerarlas elevadas.

Figura 1.

El precio que tiene un campo que no ha sido descubierto, por supuesto es cero. 0 $us.

EXPLOTACIÓN DEL CAMPODebemos considerar al bolsón, como un globo que se irá desinflando a medida que extraemos los hidrocarburos de su interior. Por tanto, la presión irá disminuyendo continuamente a lo largo de la vida del campo. Existe el peligro que al descender la presión toquemos la curva de saturación, con la consiguiente formación de hidrocarburos (superiores C5+) líquidos. Cuando un gas pasa a la fase líquida su volumen disminuye



enormemente, ocasionando aún más una disminución de presión dentro del bolsón. Naturalmente un campo gasífero, no está configurado para almacenar líquidos (caso contrario sería un campo petrolero), estos líquidos por densidad se irán al fondo y se perderán en las areniscas. Con esto el bolsón colapsa y se lo pierde. Para que no ocurra esto, debemos mantener la presión alta superior a unos 600 Psia. para evitar la condensación retrógrada. Esto se lo consigue con la reinyección de parte o todo el gas que se está extrayendo. Para esto se requieren de enormes compresores capaces de levantar la presión por encima a la del campo, para que pueda ser reintroducido al bolsón. La cantidad de gas que se reinyecta inclusive con compresores gigantes, es muy pequeña comparada con la cantidad del reservorio; por consiguiente, el tiempo de respuesta para que se note cambios en la presión interior son grandes, de meses o años (el estado transiente del campo es de respuesta muy lenta). Luego, tomar precauciones para evitar caídas de presión, son vitales en el campo y deben ser realizadas con años de anticipación. Algunos campos requieren que los primeros años de existencia, todo el gas sea de reinyección, separándole tan solo los condensables. Una vez pinchado un campo, so se lo puede dejar sellado o sin producción, por el peligro de colapso, derrumbes de los pozos y entubados, pérdidas económicas, etc. Hasta este punto el gas ya tiene un valor 0.22 $us./MPCS, que es el que se ha invertido en descubrir el campo; pero para su venta, requiere todavía de un largo proceso de separación y adecuación para su transporte.

TRATAMIENTO DEL GAS DE POZOEl gas que se extrae, requiere de procesos de tratamiento. Al estar en contacto con aguas subterráneas, es seguro que el gas está saturado con vapor de agua a las condiciones de P, T del bolsón. Esta cantidad de agua, que varía entre 60 – 100 Lb de agua/MMPC., es indeseable en el gas por las siguientes razones: cuando disminuyamos la presión del gas que estamos extrayendo, este se enfría. Por otro lado, necesitamos enfriarlo para que condensen C3+ y si lo transportamos por ducto a La Paz, el gas pasará por las cumbres andinas y se enfriará a temperaturas bajo cero. A temperaturas bajas, el gas forma compuestos de hidratos de hidrocarburos de naturaleza sólida (parecidos al hielo) que ocasionarán el taponeo de equipos y tuberías, por tanto es necesario deshidratar el gas a cantidades iguales o menores de las 7 Lb/MMPC.Si el gas tiene ácido sulfhídrico y dióxido de carbono, es necesario separarlos del gas, por que se constituyen en un compuesto sin poder calorífico, que supone fletes de transporte inútiles, por lo que estos componentes son castigados dentro de la composición del gas para su venta disminuyéndose 0.27 $us/PC de contenido; por lo tanto, se debe hacerle un tratamiento de endulzamiento, sobre todo si este gas está destinado a la industria petroquímica. (el H2S es altamente corrosivo para los equipos y es veneno para los catalizadores en partes por millón de presencia).El nitrógeno es un gas inerte, que solo se constituye en una carga para el transporte pero que no se exige separarlo. Por último, la separación que se puede realizar a los



hidrocarburos va desde una separación rigurosa, hasta una separación somera de fracciones, de acuerdo a los requerimientos del mercado de los productos.Actualmente en el país, la separación que se realiza al gas es en tres fracciones: C1, C2, C3, C4 que se constituye en el gas de exportación, algo de C3, C4 que es el gas licuado de petróleo GLP que se consume engarrafado para la mayoría del uso doméstico como combustible y C5,C6 vendible como gasolina natural. Se deshidrata el gas, pero no se separa el CO2 o N2.

ANÁLISIS DE LOS PRODUCTOSGASOLINA:La fracción más pesada C5, C6 que se constituye en gasolina como carburante automotriz, tiene un mercado interno asegurado y con algún excedente para la exportación. Antes del año 2000 existieron épocas en las que Bolivia estuvo al límite de la importación de gasolina como ocurrió con el diesel oil. Nuestra capacidad de reserva de gasolina está alrededor de los 70000 BBL/día y tenemos un consumo interno de 40000 BBL/D cercana a la capacidad instalada de refinación de 50000 BBL/D. Los excedentes en la actualidad se están exportando a Chile por el oleoducto a Arica. Es decir, prácticamente todo el C5, C6 del gas que producimos se los separa y vende como gasolina a un precio de 0.43 $us/lt (el precio internacional está cercano a 1 $us/lt.).GLP (GAS LICUADO DE PETROLEO):En cuanto a la fracción C3, C4. Si se la separa correctamente, podríamos tener una producción actual de 1420 TM/D para la producción de 570 MMPCSD (asumiendo un 95% de recuperación). El consumo de GLP en el país esta alrededor de 770 TM/D . con una tasa de crecimiento de un 8.3%, que representa la mitad del potencial.¿Que se hace con el excedente de GLP?. Ya que el transporte de GLP es uno de los más caros porque hay que licuarlo para enviarlo en carros cisterna o como líquido presurizado y frío, entre lotes de gasolina, lo que ocasiona un elevado flete de transporte; es por esta razón que, es muy difícil su exportación. Ya que no existe mercado el C3, C4 no se lo separa del gas natural y se lo exporta como gas, lógicamente a menor precio que representa el valor agregado de la separación. Así que pasa la frontera, lo primero que hacen los vecinos es recuperar y separar el GLP, por esto tampoco quieren importar GLP.Si se pretende producir los 4115 MMPCD esto supone un potencial de GLP de 10250 TM/D inmensa cantidad que debe ser una prioridad que se debe solucionar, sea cual sea el tipo de destino que le demos a nuestro gas.El GLP es materia prima principal para la producción de caucho sintético, tendríamos suficiente para proveer de llantas para movilidades a todo el mundo.Este problema no es solo de Bolivia, es un problema mundial, ya que el producto limitante por su mercado es el GLP, EEUU está actualmente almacenando en cavernas subterráneas preparadas y acondicionadas para este efecto, en las cuales se confina el GLP líquido.



Para este tipo de separación parcial, no es necesario poner plantas sofisticadas de tratamiento de gas. Basta con realizar separaciones primarias de fases en el mismo terreno del campo gasífero junto a la gasolina transportados por oleoductos a las refinerías que serán las que terminen la separación del la gasolina y GLP.Las únicas plantas de tratamiento que realmente realizan una separación concienzuda son las primeras que se instalaron hace 30 años atrás: Gas Camiri muy pequeña, Río Grande y Collpa en Santa Cruz, que con su capacidad instalada (1000TMD) junto a las refinerías, todavía son suficientes para la demanda del mercado actual y pueden tener incluso excedentes si existiera el mercado.Se podría separar parte del GLP en propano y butano puros (con aumento de su valor agregado) para petroquímica y como fluidos refrigerantes, pero esto no significaría un consumo significativo al de las diez mil toneladas diarias potenciales que podemos tener. Y todos los problemas de estos gases licuados son los mismos que para el GLP.¿Por que existe escasez de GLP en algunas partes y algunos días?. El problema no es que no exista GLP (hemos demostrado que si lo hay), es el transporte y las plantas de engarrafado (no las de tratamiento de gas). Las plantas de engarrafado están instaladas cercanas a los núcleos grandes de consumo de GLP, uno de los mercados mas grandes es La Paz, estas engarrafadoras están instaladas con capacidades casi idénticas al volumen requerido por el mercado, cualquier falla de una de estas supone un atraso en la distribución normal. Cualquier problema en el transporte de cisternas o oleoducto desde los valles o Santa Cruz a La Paz también causa un retardo en la distribución; por tanto, el cuello de botella es el transporte y la capacidad de las plantas engarrafadoras. La idea de migrar del consumo de GLP a gas sería lo ideal desde el punto de vista económico como químico, pero hay que solucionar que hacer con los excedentes de este producto.

GAS NATURALEn cuanto al metano y etano, C1 C2. Las Plantas de tratamiento de gas están instaladas para fraccionar estos compuestos. Lo ideal es separarlos para consumo de petroquímica y el C1 o desechos petroquímicos en el uso de combustible doméstico. El mercado interno es pequeño frente a la exportación. De este mercado, la gran mayoría es para consumo industrial. El crecimiento del mercado interno es lento y las reservas solo para consumo interno podrían alcanzar 250 años, sin considerar futuros descubrimientos, no podemos dejar de aprovechar la oportunidad de sacar el mejor rédito posible al gas.EEUU tiene un R/P de 11.4 años, pese a la cantidad de reservas que tiene, debido al gran consumo industrial, México es menor aún. Esto les obliga a comprar gas de otros países para mantener su nivel energético.En cuanto al transporte de esta fracción, es relativamente económica mediante gasoductos, hasta ciertas distancias, la construcción del gasoducto al Brasil que ha costado cerca de 1000 millones de $us, supone, para la capacidad proyecta de exportación un costo adicional de transporte de 0.13 $us./MPC, cuyo valor se puede duplicar por efectos de rentabilidad y triplicar por efectos de mantenimiento y operación del mismo. Luego, el



coste de transporte al Brasil es de 0.39 $us/MPC (1000 Km.) que sumado al costo de prospección (0.22) es de 0.61 $us/MPC CIF, este no incluye todavía el costo de tratamiento del gas.Otra forma interesante del transporte es transformarlo este gas en líquido o mejor aún en sólido.El GNL Gas natural licuado (LNG en ingles), es la alternativa propuesta para exportar el gas al norte. Esta alternativa supone procesos criogénicos de – 160°C con presiones elevadas. La tecnología supone compresores gigantes, mayores a los de reinyección y esta planta tiene que estar ubicada cerca de los barcos cisterna para el inmediato trasvase del líquido. Con una inversión del proyecto que se discute será entre 5000 a 7000 millones de dólares, esto equivale a aumentar al precio del gas 0.4 $us/MPC por la inversión, sin considerar la operación y mantenimiento de la misma que puede duplicar este valor 0.8 $us/MPC; es decir, ya tenemos un total de 1.41 $us./MPC puesto en barco.La otra alternativa más costosa pero de tecnología interesante, es la de convertir el gas en sólido. Un sólido siempre es de más fácil transporte. Esta tecnología supone hidratar el gas con agua a temperatura de 0°C o ligeramente menor con moderadas presiones, para que se forme el hidrato de hidrocarburo. Este proceso supone arrastrar el agua de hidratación de castigo junto al gas, que alcanza un 85% del peso total del sólido, situación que encarece enormemente el transporte. 1 MMPCS de gas seco y tratado, equivale para un peso molecular de 17 a 19.62 TM/MMPCS 111.2 TM de agua que supone acarrear al norte(México) para la cantidad de exportación proyectada de 850 MMPCSD 16667 TM/D de gas seco. Con un flete de barco de 0.74 $us/MPC para el gas seco, contra 4.94 $us/MPC equivalente de transportar los hidratos sólidos, lo que inviabiliza esta segunda alternativa.

4. IDENTIFICACION DE LOS PROYECTOS DE INDUSTRILIZACION

La industria de gas natural se caracteriza por el alto grado de verticalización a lo largo de toda la cadena gasífera, también llamada cadena de valor del gas natural. La cadena de valor se divide de la siguiente forma; upstream (exploración, explotación y producción),midstream (transporte y almacenaje) y downstream (distribución y comercialización), el gas natural solamente tiene valor económico cuando existe una completa integración de actividades entre los tres segmentos de la cadena de valorEstudios sobre la composición, promedio, del gas boliviano determinan que tiene características con valor agregado diferentes a los de algunos yacimientos de gas en el mundo, lo cual nos permite industrializarlo para generar otros productos de gran demanda mundial.En base a dichas características podemos generar productos petroquímicos importantes que se pueden obtener a partir del gas natural y darles un valor agregado están:• A partir del metano se obtiene fertilizantes• A partir del Etano y Propano se obtiene productos plásticos (envases, tuberías, productos de higiene, calzados, juguetería, espumas aislantes, etc.)



• El etano, propano y butano, combinados, nos permiten obtener elastómeros (gomas sintéticas, autopartes, neumáticos adhesivos)

Hasta el momento se han planteado seis megaproyectos pera la industrialización del gas natural como ser las plantas de primera generación —que se instalarían hasta el 2017— son:

Urea Carrasco (0,23 TCF)GTL Carrasco (0.67)GTL Gran Chaco (0,67)Urea Mutún (0,54)Polietileno Mutún (0,37) Polietileno Gran Chaco (0,48)

Según datos de la Empresa Boliviana de Industrialización de los Hidrocarburos (EBIH), el requerimiento estimado de gas para seis de los proyectos de industrialización de gas hasta el 2030 es de 2,96 TCFDe acuerdo con datos oficiales, el país cuenta con 19,9 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas, entre reservas probadas, probables y posibles. Sin embargo, de acuerdo con parámetros internacionales, la oferta hasta el 2026 se reduce a 15,5 TCF, de los cuales 14,7 garantizan el consumo del mercado interno y los compromisos de exportación. La oferta de gas de Bolivia garantiza sólo dos de los seis proyectos de industrialización que la EBIH tiene previsto implementar hasta el 2017: Urea y GTL. Hasta el 2026, ambos requerirán de 1 TCF, mientras que la demanda total para la industrialización al 2030 es de 2,96 TCF. Hasta el 2026, “se garantiza el consumo del mercado interno, la exportación y la industrialización. El mercado interno requerirá de 3,1 TCF de gas natural, la exportación 10 (4,1 Argentina y 5,9 Brasil); la industrialización de la urea 0,4; la transformación de gas en diésel (GTL) 0,6 y el proyecto siderúrgico del Mutún 0,6 TCF”, informó el domingo el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas. Otros proyectos de tercera generación más pequeños que se implementarán a corto plazo (2011-12) son: Tapones y Accesorios, Tuberías y Accesorios de Gas Natural y Petrocasas, señala la información de la EBIH.

5. DESCRIPCIÓN DE LOS PROYECTOS PROPUESTOS

Los costos de los proyectos de primera generación son, la planta de urea en Carrasco, con una inversión estimada de 900 millones de dólares, la planta de GTL, con una inversión de 700 millones de dólares, la planta de Urea en el Mutún, con una inversión de 1,500 millones de dólares, la planta de polietileno en Gran Chaco, con 1,200 millones de dólares y la planta de Polietilenos en el Mutún, con una inversión estimada de 1,700 millones de dólares.



Si bien se cuenta con la materia prima para poder llevar a cabo los diferentes proyectos de industrialización, por el momento, no existen mercados para poder exportar el valor agregado energético, tomando en cuenta que los países vecinos llevan aproximadamente cinco años de ventaja a Bolivia, informó a Plataforma Energética el ex superintendente de hidrocarburos, Carlos Miranda.“La petroquímica nacional no será realidad si no se consiguen mercados de exportación. El mercado interno es muy chico y las dimensiones de escala son decisivas en esa industria. Esos mercados solo se consiguen con una hábil y pragmática política exterior”, resaltó el superintendente. Amoniaco urea La estrategia de producción de fertilizantes nitrogenados tiene por objetivo producir fertilizantes nitrogenados para atender la demanda del mercado interno y externo, razón por la que se pretende producir aproximadamente 650.000 toneladas anuales de urea a partir del año 2014.

Etileno polietileno La estrategia de producción de polietilenos de diferentes características, atenderá la demanda del mercado interno y externo, pues contempla un complejo petroquímico para la producción de etileno y polietileno, cuya producción provendrá del etano, materia prima que será producida en la Planta de Separación de Líquidos del Gran Chaco que entraría en operación el 2016. “La industria de los plásticos permitirá a Bolivia dejar de importar grandes cantidades de este producto. Este proyecto tiene una particularidad porque es intensivo en mano de obra. Si producimos plástico hasta la señora del mercado va a vender plásticos”, ponderó Rojas.

GNL El proyecto “Sistema Virtual de Distribución de Gas Natural Licuado (GNL) beneficiará a poblaciones rurales aisladas de los sistemas de distribución. “Este proyecto consiste en la compresión del gas natural a bajas temperaturas, hasta reducir su volumen 600 veces y convertir el energético en líquido que puede ser almacenado y transportado por vía terrestre hasta varias regiones del país donde no existen gasoductos”, explicó Rojas.

Planta Gran ChacoYPFB inició el 26 de abril de 2011 el proceso de contratación de una empresa especializada para realizar la ingeniería, procura, construcción y puesta en marcha de la Planta de Extracción de Líquidos Gran Chaco que será la tercera más grande de Latinoamérica entre las plantas de Argentina y Perú.“Hemos publicado en la web con toda la documentación necesaria para obtener empresas



postulantes para el IPC. Este proyecto importante para el país porque la principal función de esta mega planta, una vez que esté en operación, es atender toda la demanda interna de licuables que tenemos en el país y convertir a Bolivia en un importante exportador delíquidos en Latinoamérica”, manifestó Rojas.Entre las 23 empresas que manifestaron interés en el IPC de esta planta figuran una italiana, una alemana, seis americanas, una francesa, dos española, dos empresas coreanas y dos japonesas.La Planta Gran Chaco procesará un caudal máximo de gas natural de 32 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) y producirá 2.037 toneladas métricas por día (TMD) de GLP, alrededor de 2.087 barriles por día (BPD) de gasolina natural y, además 2.030TMD de etano - que es el elemento principal – para el proceso de industrialización de los hidrocarburos y entre 605 a 1.054 BPD de isopentano. Esta instancia también autorizó el proceso de compra de equipos de turbocompresores y turbogeneradores “que permitirán generar un ahorro importante a la estatal petrolera en tiempo y en costo”, indicó Rojas.El complejo Gran Chaco, que procesará gas rico de la corriente de exportación de gas natural para extraer componentes licuables, será entregado en el mes de diciembre del año 2013 e iniciará operaciones en el primer trimestre de 2014.La Planta de Extracción de Licuables del Gran Chaco será construida en la región de Madrejones – Yacuiba, en el departamento de Tarija.El estudió recomendó la micro localización de esta planta en función a la cercanía con el Gasoducto de Integración Juana Azurduy, ducto que será el medio por el cual se cumplirá con el compromiso del contrato con Argentina.

Planta de Río GrandeLa Gerencia Nacional de Plantas de Separación de Líquidos prevé para este año un avance del 52% de la ejecución de la ingeniería de detalle, procura, construcción (IPC) y puesta en marcha del complejo de fraccionamiento de licuables Río Grande a cargo de la empresa argentina Astra Evangelistas S.A. (AESA).Esta planta será construida en la localidad que lleva el mismo nombre (provincia Cordillera) en el departamento de Santa Cruz y su conclusión está prevista para diciembre de 2012. Al momento tiene un avance físico del 10.6% y se prevé realizar movimientos de suelo en la segunda quincena de mayo.El complejo producirá cerca a 361 toneladas métricas diarias de GLP, alrededor de 350 barriles por día de gasolina natural y 195 BPD de isopentano.El precio referencial para la planta de Río Grande se definió de acuerdo a normas de la industria petrolera que se realiza en base a estudios de ingeniería conceptual, aspecto que diferencia al proyecto de la anterior administración de YPFB que no contó con ningún estudio.Para este año, la subsidiaria de YPFB Corporación implementará diferentes proyectos estratégicos que aumentarán la capacidad de refinamiento de hidrocarburos líquidos con



la adquisición de un nuevo horno para la refinería Gualberto Villarroel y el equipamiento para la ampliación de la refinería Guillermo Elder Bell.Con estas ampliaciones, ambas refinerías procesarán petróleo crudo liviano de 60 a 61 grados API (American Petroleum Institute), con el fin de obtener carburantes como gasolina especial, gasolina premiun, kerosén, jet fuel y diesel oil, además de lubricantes automotores como industriales, aceites y grasas en la refinería de Cochabamba, que es laúnica que produce lubricantes.El desarrollo de los complejos de procesamiento de hidrocarburos permitirá a ambas refinerías estar preparadas para encarar los nuevos procesamientos de crudo proveniente de las nuevas exploraciones de petróleo que tienen proyectados YPFB Chaco, YPFB Andina, YPFB Petroandina y otras compañías operadoras.

Refinería Gualberto VillarroelLa refinería Gualberto Villarroel de Cochabamba es la más grande del país y procesa actualmente 25.300 BPD de crudo. Está en operación desde el año 1978 y los tubos de los hornos ya presentan un desgaste, por tanto, se requiere de una nueva unidad con mayor capacidad y con tecnología de punta que actualmente se fabrica en Argentina para mejorar los trabajos de refinería y asegurar la confiabilidad operativa de la planta.“Actualmente esta refinería tiene una capacidad de 25.300 BPD, con la ampliación del horno la llevaremos a 26.500 BPD (2012) y con el Revamp (readecuación o ampliación) que le haremos a toda la Unidad, la ampliaremos a 32.000 bpd (2013), cuandose implementen los otros equipos de ampliación de la planta”, destacó Rómulo Barba.Además, esta refinería cuenta con una planta de 12.500 BPD que está parada, aunque se realizan los estudios para modernizarla con las normas de seguridad. Se piensa adecuarla para que arranque con 12.500 BPD para el año 2012.“Si sumamos los 32.000 bpd más los 12.500 nos da un total de 44.500 BPD”, dijo Barba Pedraza.La entrega del nuevo horno de aproximadamente 300 toneladas de peso está prevista para el mes de mayo de 2011. El transporte se lo hará a través de un convoy de 14 camiones tráiler desde Buenos Aires-Argentina, hasta la refinería de Cochabamba paraluego proceder a su montaje y su posterior puesta en marcha para diciembre de 2011.

Refiner ía Guillermo Elder BellLa actual capacidad de plantas de la Refinería Guillermo Elder Bell de Santa Cruz es de 19.500 bpd (16.500 BPD en el A-301 y 3.000 bpd en el A-300) y se tiene proyectado una ampliación que permitirá un procesamiento hasta 24.000 BPD, en base a un incremento de producción de crudo generado por las empresas operadoras.La refinería de Palmasola procesa 16.500 BPD en base a una ampliación que se hizo en la torre de destilación y ahora deberá encarar la Fase II de ampliación con la adquisición de equipos que se encuentran en fabricación en diferentes países en el exterior; en México las bombas, el intercambiado de calor en Argentina y en EEUU los enfriadores.



“A la unidad A-300, que actualmente tiene una capacidad de 3.000 BPD, se le agregará un horno de mayor capacidad y se hará un Revamp a toda la planta en esta área con lo que se procesará 6.000 BPD (2011). En el A-301, que actualmente tiene una capacidad de 16.500 bpd, la llevaremos a 18.000 bpd (2012)”, detalló Barba.

Plantas para procesar GasolinasAsimismo, las plantas para procesar gasolinas en ambas refinerías se ampliarán de 14.400 a 22.400 barriles por día.“La refinería Guillermo Elder Bell actualmente tiene una capacidad para procesar gasolinas en la Unidad de Reformación Catalítica de 6.400 BPD y Gualberto Villarroel 8.000 BPD, lo que nos da una capacidad para reformación catalítica de 14.400 BPD. En Santa Cruz se piensa construir una nueva Unidad de Reformación con capacidad de 8.000 BPD (2015),lo que nos daría una capacidad total de 22.400 BPD para ambas refinerías”, explicó Barba.En la parte de Reformación Catalítica, o sea, plantas para procesar gasolinas; se reactivará esta unidad con, intercambiadores de calor, reactores, hornos, bombas de proceso, entre otros.

Plantas de isomerizaciónAl margen de brindar mayor seguridad y continuidad operativa, el plan también contempla la incorporación de nuevas unidades de procesos para incrementar el volumen de productos terminados como ser las nuevas plantas de isomerización a fin de procesar gasolina liviana (LSR) y convertirla en gasolina isomerizada de alto octanaje (88 octanos).“En la refinería de Santa Cruz se instalará una Unidad de Isomerización de 6.000 BPD (2014-2015) y en la de Cochabamba se piensa instalar una Planta de Isomerización de 9.000 BPD (2014), lo que nos da una capacidad de 15.000 BPD (2014)”, sostuvo Barba.Para el año 2012, YPFB Refinación arrancará con grandes proyectos “como las plantas de isomerización para procesar naftas y gasolinas livianas que se incorpora al crudo reconstituido (Recon) el cual es exportado. El Recon lo estamos produciendo con85% de nafta y aproximadamente un 15% con crudo reducido o Fuel Oil. Ahora bien, toda esa nafta que le agregamos al Recon será para producir gasolina y diesel en éstas plantas de isomerización y así disminuir la importación de estos productos”, explicó Barba.“Por efecto de esta isomerización se transforma un tipo de nafta (producto que no tiene valor comercial como carburante en este momento) a gasolina de uso automotriz”, agregó.

Nueva refineríaLa empresa subsidiaria de YPFB Corporación también se halla frente al reto de realizar los estudios de ingeniería básica y conceptual para la construcción de la tercera refinería nacional que será instalada en la región del altiplano occidental del país para operarcon crudo importado y atender la creciente demanda de líquidos.



Se trabaja en los diseños de ingeniería, soluciones de logística y provisión de crudo para la construcción de una nueva refinería de última tecnología con lo que se garantizará la provisión de los diferentes productos terminados y así solucionar el problema de la importación de carburantes.“Queremos empezar toda la parte de ingeniería conceptual e ingeniería básica y posiblemente para el próximo año ya estemos licitando este proyecto para que a mediano plazo estrenemos esta nueva refinería con una capacidad de 40.000 barriles por día”, sostiene Barba.

PROYECTOS DE GASODUCTOSEl 2010 fue un año de importantes hitos de inversión en proyectos de expansión, con la ejecución de proyectos destinados a cubrir la demanda de transporte tanto en el mercado interno como de exportación. Así mismo, durante esta gestión se lanzaron licitaciones para proyectos que serán ejecutados en la gestión 2011, mismos que se detallan a continuación: Ampliación Gasoducto Villa montes Tarija (GVT), Gasoducto Carrasco Cochabamba (GCC) Tramo II, Gasoducto Integración Juana Azurduy (GIJA), Expansión Líquidos Sur Asociado al GIJA y Ampliaciones del Gasoducto al Altiplano (GAA).• Expansión GAA Fase - IIIB (Fase 2):La Fase III B se la tiene como objetivo incrementar la capacidad de transporte de 43,9 millones de pies cúbicos de gas por día (MMpcd) a 52,6 (MMpcd) con una inversión de más de 30 millones de dólares. Este proyecto beneficia al occidente del país (El Alto, La Paz, Oruro y Cochabamba).Se encuentra en construcción la línea paralela de 12” de diámetro y 14 Kms. de longitud, en el tramo Huayñacota - Parotani. Adicionalmente, se concluyó la ingeniería de la Estación de Huayñacota y se iniciaron las movilizaciones y trabajos para crear las facilidades para la instalación de una nueva unidad de compresión en la Estación Sica SicaEl proyecto cuenta con la Licencia Ambiental para la Construcción del Loop de 14 Kms. y laEstación de Compresión Huayñacota, obtenida en octubre de 2010. La segunda fase de este proyecto contempla el montaje de una estación de compresión (2012).• Gasoducto Integración Juana Azurduy (GIJA – Fase I):El Gasoducto Integración Juana Azurduy (GIJA) se extenderá desde Campo Grande, en el departamento de Tarija, hasta Madrejones, en la frontera con Argentina. El proyecto tiene un costo estimado de 30 millones de dólares, correspondiente a la primera fase del proyecto (2010-2011).El Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA), es una extensión al actual ducto de exportación Gasoducto Yacuiba Río Grande (GYRG), ubicado en el Departamento de Tarija (Provincia Gran Chaco-municipio de Yacuiba).El alcance del proyecto, para la Fase I, tiene las siguientes actividades:



• Construcción de un gasoducto de 13 Kms. de longitud y 32 pulgadas de diámetro (desde Campo Grande hasta la frontera, cercano al punto de entrega de gas de Pluspetrol en Madrejones). • Facilidades para la regulación, medición, control y análisis cromatográfico del gas natural a ser entregado.• Instalación de un sistema de filtrado de líquidos y sólidos antes de la Medición.Este gasoducto permitirá progresivamente duplicar los actuales volúmenes transportados en la concesión de gas natural de exportación y, por consiguiente, se incrementarán los ingresos de la empresa para beneficiar la tarifa de transporte.Por otro lado, este proyecto en todas sus fases y el proyecto de Expansión de Líquidos asociado al gas de exportación en el sur de Bolivia, permitirán a YPFB evacuar el total de la producción incrementar de los campos del sur, que al ser comercializada en el mercado interno y de exportación generará beneficios para esas regiones del país.• Gasoducto Carrasco - Cochabamba:El alcance técnico del proyecto contempla la construcción de un gasoducto de 16 pulgadas y 250 Kms., para suministrar gas natural desde los campos de la zona del boomerang, principalmente campos del norte de Cochabamba, a las ciudades de Cochabamba, Oruro y La Paz. La construcción de este gasoducto ha sido dividida en tres tramos constructivos, considerando principalmente las particularidades características de cada zona.El Tramo 3 fue concluido durante la gestión 2009 y el Tramo 1 durante la gestión 2010 incrementando la capacidad de transporte de gas natural en el nodo Huyañacota (Cochabamba) en 33 MMpcd gracias a la operación conjunta de los tramos del GCC con el Oleoducto Carrasco Cochabamba (OCC) convertido a gas natural.El Tramo 1, que va desde la región de Carrasco a Villa Tunari, es el más extenso ya que tiene 109 kilómetros de los 250 Kms. de longitud de toda la obra. Considerando los 65 Kms. que ya fueron concluidos como parte del Tramo 3 se tienen 174 Kms. construidos.Los restantes 76 Kms. que corresponden al Tramo 2 serán construidos durante la gestión 2011 y representan la mayor dificultad técnica por las particularidades de la topografía de la zona, que entre otros atraviesa la zona del Sillar.La inversión de los tres tramos del proyecto alcanzará aproximadamente los $US 172 millones de dólares. A través de este gasoducto se podrán transportar 120 MMpcd una vez concluido y 250 MMpcd cuando se instalen estaciones de compresión intermedias.• Ampliación GVT:El proyecto para la Ampliación del Gasoducto Villamontes Tarija (GVT), permitirá incrementar la capacidad de transporte de gas natural a la ciudad de Tarija de 13,8 MMpcd a 64 MMpcd, en el tramo Palos Blancos - Entre Ríos - Tarija, y comprende el siguiente alcance:• La construcción de un Loop de 10”x23 Kms. en el tramo Palos Blancos - Entre Ríos.• La construcción de tres Loops de 10”x23 Kms. (Loops de aprox. 11 Kms.+5 Kms.+ 7 Kms.) en el tramo Entre Ríos - Tarija.• La adecuación del puente de regulación y medición (PRM) en la localidad de El Portillo.



Esta ampliación permitirá multiplicar por cuatro la capacidad de entrega de gas natural desde el campo Margarita hasta la ciudad de Tarija, dando oportunidad a más conexiones de gas domiciliario, Gas Natural Vehicular (GNV), nuevos emprendimientos industriales y de generación termoeléctrica en el marco de los programas de cambio en la matriz energética del país.En diciembre de 2010 se obtuvo la adenda a la Licencia Ambiental para el PRM El Portillo y se espera concluir con el resto de los trámites de aprobación para inicio de la construcción durante la gestión 2011.Proyectos concluídos durante la gestión 2010:• Tramo I del Gasoducto Carrasco Cochabamba: En el mes de junio 2010 se llevó a cabola inauguración del Tramo I del Gasoducto Carrasco Cochabamba, desde Entre Ríos hastaVilla Tunari (109 Kms.), incrementando la capacidad de transporte de gas natural haciaCochabamba de 22 MMpcd a 33 MMpcd.• Ampliación GAA - IIIB (Fase 1): En enero se concluyó la ejecución del proyecto GAA IIIB - Loop Vila Vila - Sica Sica 26 Kms. 10” (Vila Vila Cruce Luribay) el cual incrementó lacapacidad del GAA de 35,4 MMpcd a 43,9 MMpcd para transportar gas natural a las ciudades de Oruro y La Paz.• Optimización Gasoducto Sucre Potosí (GSP): En el mes de octubre 2010 se concluyó la ejecución de este proyecto, también destinado al mercado interno, que considera un incremento de MOP en el gasoducto Sucre - Potosí de aproximadamente 1100 Psig a 1440Psig, así como un incremento de la capacidad de dicho ducto (de 5.2 MMpcd a 6.8 Mmpcd).• Interconexión Ende Andina (GCY): A finales del mes de mayo se concluyó la construcción de un puente de regulación y medición (PRM) e instalaciones complementarias, para el suministro de gas natural a la planta termoeléctrica que es operada por Ende Andina.• Cargadero Arica (Diesel Oil): Con la ejecución del proyecto se incrementó la capacidadde despacho a camiones cisternas de la Terminal Arica para proveer el servicio de recepción de buques, almacenamiento y despacho de Diesel Oil. El proyecto, permitió aumentar el despacho de Diesel Oil de 25 cisternas/ día a 50 cisternas/día, con una capacidad de 30.000 litros por unidad.La empresa procedió a la elaboración de las ingenierías para llevar a cabo la provisión de equipos y materiales para la construcción, adecuación del cargadero existente y habilitación de la tercera manga de carguío, para garantizar el despacho diario de este combustible. El nuevo Cargadero de Cisternas Terminal Arica se puso en operación en septiembre de 2010.• Ampliación Puente Río Grande Gasoducto Santa Cruz - Yacuiba (GSCY): Trabajo de mantenimiento que consideró una intervención mayor ejecutada en tiempo previsto de 36 horas sin afectar el suministro de gas a Brasil. El puente ha sido ampliado de 1500 metros de longitud a 2300 metros.

6. EVALUACION Y SINTESIS



A principios de la década del 2000, Bolivia concentraba una reserva de 48 trillones de pies cúbicos de gas natural y 17,9 millones de barriles de petróleo. Esta inmensa reserva de gas natural convertía a Bolivia en la segunda reserva más importante del continente detrás de Venezuela. Con estas reservas se proyectaba que Bolivia podía convertirse en un importante eje energético para el continente en los años venideros. Sin embargo, a partir de la nacionalización de los hidrocarburos, la alta inversión requerida para la exploración de nuevos yacimientos fue decayendo drásticamente. Como consecuencia, las reservas de gas natural de Bolivia fueron decayendo progresivamente hasta principios de este año, cuando se dio a conocer por la empresa Ryder Scott que las reservas de gas natural de Bolivia son de 19,9 trillones de pies cúbicos. Estas nuevas reservas se dividen en 9,94 trillones de pies cúbicos de reservas probadas, 3,71 trillones de pies cúbicos probables y 6,25 trillones de pies cúbicos posibles.Esta situación pone una incógnita al plan de industrialización del gobierno actual ya que el 97,6% de estas reservas están destinadas al cumplimiento de contratos con Brasil, Argentina y al abastecimiento al mercado interno. Por tal motivo, solo quedaría disponible 0,2 trillones de pies cúbicos de gas natural para los proyectos de industrialización. Según la Empresa Boliviana de Industrialización de los Hidrocarburos (EBIH), los proyectos de industrialización del actual gobierno contemplan alrededor de 2,96 trillones de pies cúbicos anuales, durante los próximos 20 años. En caso de que el gobierno decida continuar con estos planes, se deberá sacrificar exportaciones de gas natural por los planes de industrialización. Por otra parte, se estima que las reservas de petróleo crudo siguen el mismo patrón que las reservas de gas ya que en los últimos diez años se han consumido alrededor de 17 MMBbl (95% de las reservas) y no se han encontrado nuevos pozos por falta de inversión.



TABLA 5 COMPOSICION DEL GAS NATURAL

COMPOSICION DEL GAS NATURAL PRODUCIDO EN ALGUNOS CAMPOS BOLIVIANOS

COMPONENTE

RIOGRANDE

SIRARI VÍBORACARRAS

COSAN

ROQUEVUELTAGRANDE

PORVENIR

COLPALA

VERTIENTE

COMPOS.PROMED.

PORCENTAJE MOLAR %N2 1,850 0,583 2,546 0,310 1,540 1,790 1,310 0,910 2,210 1,450

CO2 0,941 0,079 0,623 5,790 0,010 0,060 0,110 1,300 0,060 0,997

C1 92,316 87,047 85,380 86,110 86,150 88,010 86,550 86,490 86,920 87,219

C2 4,502 7,134 6,343 7,230 7,330 9,140 6,970 7,200 6,580 6,937

C3 0,349 3,088 3,103 0,510 3,200 0,930 3,240 2,850 2,860 2,237

i-C4 0,002 0,431 0,372 0,020 0,400 0,030 0,980 0,310 0,350 0,322

n-C4 0,010 0,842 0,919 0,010 0,830 0,030 0,440 0,490 0,660 0,470

i-C5 0,005 0,262 0,215 0,010 0,190 0,010 0,150 0,190 0,150 0,131

n-C5 0,007 0,233 0,252 0,010 0,180 0,000 0,170 0,140 0,130 0,125

C6 0,003 0,184 0,141 0,000 0,100 0,000 0,060 0,090 0,060 0,071

C7+ 0,015 0,117 0,106 0,000 0,070 0,000 0,020 0,030 0,020 0,042

TOTAL 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00Peso Molecular

17,2835 19,0428 19,2756 18,8805 19,0103 17,8479 18,9532 18,9351 18,6907 18,6581

Gravedad Espec.

0,5967 0,6575 0,6655 0,6519 0,6564 0,6162 0,65438 0,65375 0,6453 0,6442

GPM,

Propano+0,11224 1,5637 1,5398 0,1572 1,4791 0,2786 1,499 1,2095 1,2437 1,0094

Valor C. Bruto

1022,68 1159,61 1125,98 1012,26 1143,85 1076,4 1142,01 1117,88 1114,37 1101,69

H2S NO EXISTE H2S EN NINGUNO DE LOS CAMPOS



Fuente: Cámara Boliviana de Hidrocarburos (www.cbh.org.bo)


proyecto de industrilizacion del gas natural en bolivia.docx

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