797386125.unidad 5 reservas de petroleo y gas natural en bolivia

Facultad Integral del Chaco Elaborado por: Carlos Miranda PeñaCarrera Ing. Petróleo y Gas Natural Profesor de Comercialización de Hidrocarburos

UNIDAD V

RESERVAS DE PETRÓLEO Y GAS NATURAL EN BOLIVIA

1. Las Reservas de Gas en Bolivia Las reservas de gas natural en Bolivia son holgadamente suficientes para satisfacer toda la demanda del mercado interno y del mercado externo en los próximos 20 años?Tras retenerlo varios meses, el Gobierno presentó los resultados de un estudio hecho en 2010 por la consultora estadounidense Ryder Scott, que confirma que Bolivia cayó del segundo al sexto lugar de Suramérica en reservas de gas natural.

Otra consultora, D׳Golyer & MacNaugthon, afirmó en 2005 que Bolivia tenía entonces 26,7 billones de pies cúbicos (TCF en el sistema anglosajón) y el segundo lugar regional, después de Venezuela.

Informes extraoficiales recientes, publicados en la revista de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH), señalan que ahora Venezuela tiene 200 billones de pies cúbicos, Perú 16, Trinidad y Tobago 15,3, Argentina 13,2, Brasil 12,9 y Colombia 4,48.

El Ministro de Hidrocarburos, José Luis Gutiérrez, y el Presidente de la firma estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, entregaron en la ciudad de Santa Cruz los resultados del estudio de Ryder Scott, empresa a la que en los últimos meses exigieron revisar los datos.

"Con estos resultados, tenemos que acelerar la exploración, acelerar la explotación de los campos para incrementar más reservas. Nuestra política es incrementar más reservas", reconoció Gutiérrez.

Las petroleras han llamado la atención sobre la falta de garantías jurídicas y la incertidumbre política de Bolivia para hacer inversiones que permitan asegurar la provisión de gas a los principales clientes, Brasil y Argentina, y al mercado interno.

Sin embargo, el Vicepresidente boliviano, Álvaro García Linera, dijo en La Paz que "se puede garantizar es el abastecimiento del mercado interno, los procesos de industrialización del gas y su venta a los mercados externos, que están garantizados en la siguiente década".

Reservas de gas sólo alcanzará para 10 años Mientras, expertos en hidrocarburos afirmaron que las reservas probadas de gas natural que llegan a 9,94 TCF (trillones de pies cúbicos), sólo abastecerán 10 años para cubrir la demanda del mercado interno e internacional, al tiempo de poner en duda las cifras difundidas por YPFB a la que consideraron "infladas".

En ese marco, el experto en hidrocarburos Hugo Del Granado afirmó que con la cifra de 9,94 TGF Bolivia "apenas podría llegar, muy ajustadamente, a cumplir en 10 años el abastecimiento de gas a tres grandes mercados como son Brasil, Argentina y el mercado interno, en sus dos componentes".

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Según Del Granado, esta situación provocará que las empresas petroleras que deseen invertir en proyectos de industrialización o comprometer contratos de provisión de gas natural a largo plazo por cañería, preferirá invertir en otros países donde tengan garantías de que su inversión será recuperada en 20 años, promedio calculado para la tasa interna de retorno y sus ganancias.

"Ellos (los inversores) miran el horizonte de 20 años, no habrá un empresario que venga a invertir en un planta industrial, a un mercado que se comprometa a comprar gas por menos de 20 años, esto quiere decir que estamos en problemas respecto a un horizonte de largo plazo", manifestó el analista.

Sin embargo, para el analista Ramiro Paz las cifras presentadas por el gobierno "son infladas" porque de acuerdo al estudio que realizó existen campos con problemas de producción como es el campo Margarita ubicado en el límite Tarija y Chuquisaca.

"Están inflando las cifras, las cifras reales son mucho más bajas y hay que hacer una investigación a fondo porque de los cuatro pozos que fueron perforados en el campo Margarita sólo uno está funcionando", afirmó Paz, quien coincidió con Del Granado de que las petroleras ya no invertirán más en Bolivia.

Por su parte, el Presidente de la Comisión de Planificación y Política Económica del Senado, David Sánchez, responsabilizó a los anteriores Gobiernos por las bajas reservas registradas y de no trabajar en un plan para obligar a las empresas petroleras inviertan en exploración y explotación.

"Los anteriores gobiernos inflaron los datos y no manejaron un plan para que las empresas inviertan en exploración, en todo caso lo que necesitamos ahora es ver si las certificadoras Golden y Ryder Scott seguirán trabajando con la información tan importante", manifestó Sánchez quien aseguró que el gobierno acelerará la exploración, explotación de los campos para incrementar más reservas.

La cuantificación y certificación de las reservas nacionales, efectuada por la empresa Ryder Scott, al 31 de diciembre de 2009, precisa 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 487.6 millones de barriles de condensado (asociado a la producción de gas natural) y 18.6 millones de barriles de petróleo (Mbbl) entre reservas probadas, probables y posibles.Esta cuantificación de las reservas de gas en el país hacen que se considere como nación gasífera, y es gracias a la inversión de capitales de prospección, realizadas por la gran

cantidad de consorcios contratistas que se instalan en Bolivia (campo Margarita) y por YPFB (campo San Antonio).

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El informe a su vez confirma la existencia de 13,65 TCF entre reservas probadas y probables y 19,92 TCF como posibles.

En 2004, Bolivia tenía reservas de 26,7 TCF, que la ubicaban en el segundo lugar detrás de Venezuela en la región. Sin embargo, en 2005 caen a 12,1 TCF.

Las autoridades justificaron el nivel de reservas como las reales debido a que en el pasado las petroleras que tenían el control de los hidrocarburos inflaron las mismas. Pero también aseguraron que la metodología empleada por Ryder Scott para hacer la cuantificación arrojó datos más precisos.

El informe de Ryder Scott por otra parte certificó la existencia de 487,5 millones de barriles de condensado (asociado a la producción de gas natural) y 18,6 millones de barriles de petróleo (Mbbl) entre reservas probadas, probables y posibles.YPFB explicó que para la determinación de reservas entre 2004 y 2005 DeGolyer & MacNaughton solamente utilizó una metodología, basada en cálculos volumétricos.

Ryder en cambio contempló una metodología más exhaustiva con siete parámetros: perforación de nuevos pozos, datos adquiridos durante el desarrollo del campo,

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historial de producción, pruebas de potencial, datos de presiones, comportamiento de reservorios y datos y estudios geológicos.

2 Posicionamiento de las Reservas en Latinoamérica Tras retenerlo varios meses, el Gobierno presentó los resultados de un estudio hecho en 2009 por la consultora estadounidense Ryder Scott, que confirma que Bolivia cayó del segundo al sexto lugar de Latinoamérica en reservas de gas natural. Señalan que ahora Venezuela tiene 200,1 trillones de pies cúbicos, Perú 16, Trinidad y Tobago 15,37, Argentina 13,2, Brasil 12,90 y Colombia 4,38.

3 Relación de Reservas en 20 años

¿PODRA BOLIVIA CUMPLIR CON SUS CONTRATOS Y OTRO PROYECTOS DE INDUSTRIALIZACION?La atención de la demanda de gas natural boliviano, durante los próximos quince años, requiere 14,8 trillones de pies cúbicos (TCF) de reservas, las certificadas están en 13,65 TCF, incluyendo probadas y probables, de acuerdo con datos oficiales.

Los volúmenes certificados por Ryder Scott al 31 de diciembre del 2009, serían suficientes si se toma en cuenta tan sólo el consumo contratado, es decir 5,9 TCF para el contrato GSA con Brasil, que concluye en julio del 2019, para Argentina 4,1 TCF hasta el 2026, y Bolivia 3,1 TCF.Si se añaden los proyectos como la siderurgia del cerro Mutún, que demandará 0,6 TCF, la producción de líquidos sintéticos con GTL otros 0,6 TCF y la planta de urea 0,5 TCF, de acuerdo con la revista Petróleo y Gas de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBH). El consumo de reservas gasíferas, con la demanda de los actuales mercados, va en ascenso, pues, hasta la gestión pasada se dijo que se restaban 0,5 TCF por año, para

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el 2011 están proyectados 0,6 TCF, con su pico máximo el 2019 y 2020, cuando se supere 1 TCF y llegar el 2026, bordeando 1 TCF.

4. Balance Reservas/Demanda

CONSUMODEMANDA DE GN TCF

20 AÑOSEXPORTACIÓN AL BRASIL 7,9CUIBA BRASIL 2ª FASE 1,3VOLUMEN ADICIONAL AL BRASIL 1,9EXPORTACIÓN A LA ARGENTINA 2,0PROYECTO GNEA 5,2PROYECTOS GNL 7,7PROYECTOS GTL 0,7PETROQUÍMICA Y FERTILIZANTES 1,6POLO GAS QUÍMICO (ETILENO, POLIETILENO)

10,3

TERMOELÉCTRICAS 1,7MERCADO INTERNO 1,4TOTAL 41,7RESERVAS DISPONIBLES (P1+P2) = 13.65

El país produce entre 40 y 41MMm3/D, esta producción alcanza para cubrir en lo justo el mercado de exportación de la Argentina y Brasil, además del consumo interno, pero si aumenta la demanda, el país estaría en serios aprietos de cumplir los contratos.

Bolivia, para cumplir satisfactoriamente con la exportación tanto a Brasil como Argentina, además del consumo del mercado interno, debería producir 50 millones de metros cúbicos de gas por día.Las diferencias en la estimación de las reservas de petróleo, gas y productos asociados han sido, son y serán un tema controversial en la industria petrolera. Con el transcurso de los años, la definición de reservas ha representado diferentes significados dentro de la misma industria a tal punto que las compañías de petróleo, las instituciones financieras, los gobiernos y otras instituciones han utilizado su propia versión.

Los volúmenes de las reservas de hidrocarburos no son datos fijos, sino que tienen un carácter dinámico debido a un ajuste continuo a medida que se tiene la información técnica de sísmica (reinterpretaciones), geología (correlaciones), ingeniería de reservorios (ajuste de parámetros de cálculo), petrofísica, ingeniería de producción y otros. La exactitud de las reservas depende de la calidad y la cantidad de los datos disponibles, los valores más cercanos a la realidad, se obtienen a medida que se realiza un control minucioso y permanente de los parámetros de comportamiento durante la vida productiva y económica de los reservorios.YPFB , encargada de realizar este inventario de reservas, después de cinco años ha retomado la contratación de la empresa certificadora Ryder Scott Company para conocer esta tarea como lo hizo siempre con DeGolyer & MacNaughton.

Los elementos que hacen bajar básicamente las reservas de hidrocarburos son: En primer término, es normal que después de una década de producción, las reservas de gas,

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condensado, petróleo y productos asociados en Bolivia hayan tenido un descenso. Se produce cada año alrededor de 0.55 TCF de gas natural. En un futuro cercano (2016), se estima que el país producirá 1.0 TCF por año. Entonces la misión de YPFB como principal socio de las corporaciones tiene que ser como mínimo reemplazar este trillón, al menos como objetivo básico, si no queremos quedar desabastecidos a corto plazo.

Desde otro punto de vista, no se cuentan con inversiones significativas desde 2002, no sólo para reponer las reservas afectadas por la producción, sino para incrementarlas en grandes volúmenes, más aún si se está pensando en la industrialización del gas.No existen incentivos para la inversión extranjera en nuestro país. Al no haber inversión en actividad exploratoria, no habrá nuevas reservas de hidrocarburos. Mientras no se tenga una administración profesional en YPFB y el Gobierno nacional, seguiremos empantanados en materia de reservas.

Desde 2007, y a escala mundial, los entes reguladores y certificadores como la SEC (Securities Exchange Comission), y otros, han cambiado los mecanismos de medición con mejores instrumentos y métodos tecnológicos más eficaces y confiables. Hoy se conoce mucho mejor el comportamiento de los reservorios productivos y por lo tanto existe una evaluación más precisa.

Otro aspecto subjetivo que puede hacer disminuir o aumentar las reservas es el criterio pesimista, optimista o conservador del evaluador que con la misma información, los mismos datos, etc. podría orientar sus resultados de certificación hacia políticas preestablecidas. Éste es el caso más peligroso porque es difícil controlar subjetividades del analista. Para ello, la fiscalización a los entes reguladores y certificadores deberá contar con un equipo de expertos en fiscalización que orienten el trabajo de certificación estrictamente sólo a aspectos técnicos.

En el territorio nacional no se ha llegado al 20 por ciento de exploración de hidrocarburos, lo que implica que existe un enorme potencial para el desarrollo de este recurso, máxime si se tiene favorables condiciones geológicas que podrían asegurar la presencia de hidrocarburos en nuevos reservorios.

De todo este análisis, lo importante son las condiciones favorables de inversión y el empleo de nuevas tecnologías, métodos y administración, todo bajo un marco de profesionalismo altamente calificado.

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Mientras las reservas de crudo continúan en declive desde el 2006, el Gobierno reveló que las reservas probadas, probables y posibles de petróleo condensado que se extraerán del gas natural de Bolivia llegan a 487,59 millones de barriles (Bbl).Así lo establece el estudio del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE) “Análisis Estadístico Regalías y Participaciones Hidrocarburíferas. Período 2000-2010” presentado en agosto durante el Cuarto Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía 2011.

De acuerdo con el estudio, las reservas probadas de petróleo condensado representan sólo el 18,64% del total de los barriles que pueden obtenerse de las reservas de gas del país; las probables llegan al 41,06%; y las posibles son el 40,28% (ver infografía).

Un informe de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) señala que, en el período 2006-2010, la producción de petróleo crudo se redujo en 51,4% y la de condensado en 3,64. Toda vez que el petróleo crudo tiene un mayor rendimiento en diesel que el condensado, la declinación de las reservas de crudo afecta la producción de hidrocarburos líquidos para el mercado interno (diesel, gasolina y gas licuado de petróleo) e incrementa la importación de combustibles.

Asimismo, los resultados de la cuantificación de reservas de la consultora internacional Ryder Scott al 31 de diciembre del 2009 detallan que las reservas probadas de gas natural son de 9,94 TCF (trillones de pies cúbicos, por sus siglas en inglés); las probables de 3,71 TCF y las posibles de 6,27, según la información del MHE.

INICIATIVA. Según el estudio del Plan Exploratorio 2011-2020 de YPFB, establece que Bolivia tiene un potencial gasífero de 54 TCF y uno petrolífero de 1.409 MMBbl (millones de barriles de líquidos).

Sin embargo, la industria petrolífera carece de incentivos, debido a que por cada barril de crudo, la utilidad de las petroleras es de sólo $us 10,29 y la producción de petróleo condensado derivado del gas es insuficiente.

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Por tal motivo, YPFB Corporación pretende que los campos petrolíferos de la empresa de capitales hispano-argentinos Repsol sean transferidos a su administración y así concentrar el total de la producción de crudo del país.

“La estrategia que hemos tomado es concentrar todos los campos petroleros en YPFB; de tal manera que al interior de la corporación podamos generar las condiciones óptimas para que la producción de estos campos se mantenga o tienda a aumentar”, reveló a La Razón el presidente ejecutivo de la empresa petrolera estatal, Carlos Villegas.

En Bolivia existen 13 campos marginales productores de petróleo crudo (campos desarrollados que han producido el 90% de sus reservas probadas). Cinco corresponden a YPFB Chaco, tres a YPFB Andina y cinco a Repsol.

Sólo tres de estos 13 campos generan una remuneración que está por encima del costo de producción unitario. Los tres campos están en manos de Repsol, según información oficial de YPFB.

Además, dijo, el plan de exploración que impulsa la corporación desde finales del 2010 incrementará las reservas de crudo del país dando prioridad a la prospección de las áreas con potencial petrolífero que están concentradas en La Paz, Pando, Beni y Cochabamba.

ProductividadCrudo y condensadoLa producción de crudo y condensado registró un notable incrementó del 2004 al 2007 por el buen rendimiento de los campos petrolíferos del Chapare y el aporte del condensado de los megacampos gasíferos. En los últimos 10 años, la producción promedio fue de 36 mil de barriles por día (Bbld).Gasolina naturalLa producción de gasolina natural obtenida tanto en campo como en las plantas de gas natural registró un crecimiento importante a partir del 2004 (2,79 MMBbld) hasta alcanzar el mayor volumen el año pasado con 3,05 MMBbld: crecimiento que estuvo sujeto a los volúmenes de gas natural exportados al Brasil.Gas naturalLa producción de gas registró también un crecimiento notorio desde el 2004 por el impulso recibido de los megacampos gasíferos. En la última década, el promedio de producción fue de 33 millones de pies cúbicos día (MMpcd), según datos del Ministerio de Hidrocarburos.Petrobras mantiene primacía en gas natural La empresa incrementó en 88% su producción de gas en la última décadaDesde hace ocho años, Petrobras Bolivia lidera la producción de gas natural del país y alcanzó al 2010 una participación en el sector de casi el 60%. En la última década, la petrolera brasileña incrementó la producción del energético en más del 88%.Así lo establece el estudio “Análisis Estadístico Regalías y Participaciones Hidrocarburíferas. Período 200-2010” del Ministerio de Hidrocarburos y Energía.El liderazgo de la petrolera de capitales brasileños se registró desde el 2003 cuando le arrebataron la primacía a YPFB Andina con una producción anual de 126,78 millones de pies cúbicos (MMpc), cifra que se incrementó progresivamente hasta llegar el 2010 a 313,77 MMpc, lo cual representa una participación en la producción gasífera del 58,35%, señalan los datos del MHE.

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BALANCE. Petrobras Bolivia fue creada a fines de 1995, pero inició sus actividades de forma efectiva a mediados del 2006 y en menos de 10 años se ha convertido en la petrolera más relevante de las empresas operadoras del país.En el período 2000-2010 no se registraron muchos cambios en el escenario empresarial del sector hidrocarburífero del país. De las 11 empresas que operaron en los campos productores de gas y petróleo, Dong Won cedió su participación a la empresa GTLI Bolivia a finales del 2010 y Total E&P Bolivia se incorporó al sector con los descubrimientos de Itaú (2002) y Aquio (2011), recuerda el Análisis Estadístico oficial.

Producción de gas caerá desde 2015 si no amplían contrato GSALuego de alcanzar su máximo rendimiento en los próximos tres años, la producción de gas registrará una declinación constante desde el 2015 si Bolivia no amplía el contrato GSA suscrito con el Brasil. Al 2020, el precio promedio de exportación llegaría a $us 11,28 por millón de BTU.

Así lo señala el estudio del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE) ¨”Análisis Estadístico, Regalías y Participaciones Hidrocarburíferas Período 2000-2010”, presentado en el Cuarto Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía. Retos y Oportunidades, organizado por Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE) en la ciudad de Santa Cruz.

De acuerdo con datos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) elaborados por el Viceministerio de Exploración y Explotación de Hidrocarburos (VMEEH), el gas natural alcanzará su volumen máximo de producción el 2014 con 61,98 millones de metros cúbicos día (MMmcd). Sin embargo, un año después, la producción del energético comenzará a registrar una “constante” reducción (ver infografía).“Una vez abastecido el mercado interno y los requerimientos de gas natural bajo el contrato GSA (Gas Supply Agreement, por sus siglas en inglés), la producción restante se destinará al mercado de Enarsa (Energía Argentina SA). Luego del 2014, se observa una declinación constante hasta alcanzar un valor mínimo de producción de 42,03 MMmcd (2020)”, indica el documento.

La cuarta adenda al contrato GSA de compra-venta de gas natural entre Bolivia y Brasil establece la exportación del gas boliviano hasta el 2019 y uno retroactivo al 2007 por la exportación de “gas rico” con componentes licuables. Según las cláusulas de la adenda. Bolivia debe enviar al Brasil en el período 2010-2019 un volumen mínimo de gas de 24,06 MMmcd y uno máximo de 31,5 MMmcd.El convenio con Argentina, por su parte, establecía un tope de exportación hasta la anterior gestión de 7,7 MMmcd. Este año, luego de la construcción del Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA) la cantidad máxima permitida es de 11,3 MMmcd, el 2019 será de 25,1 MMmcd y del 2021 al 2026 de 27,7 MMmcd, en función de las ampliaciones de gasoductos de ambos países.

CONSUMO. “Según el pronóstico de la demanda en el mediano plazo de YPFB, en el período 2011-2020, el consumo de gas en el mercado interno alcanzará un valor promedio de 12 MMmcd; de 8,31 MMmcd en la industrialización; y de 1,25 MMmcd por el gas retenido (también denominado gas combustible y pérdidas de licencia)”, explica el documento.

Los precios proyectados en punto de fiscalización tanto para el consumo interno como para la exportación mantendrán un incremento constante hasta llegar al 2020 a $us 3,54

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el millón de BTU (Unidad Térmica Británica, por sus siglas en inglés) para el mercado interno y $us 11,28 (ver infografía) para el mercado externo, señalan los datos.

“Este pico (de $us 11,28) se debe a la terminación del contrato GSA, hecho que conduce a que la producción se destine al mercado Enarsa luego de cubrir el mercado interno, y por ende la aplicación de niveles más elevados de precios de acuerdo a la fórmula de este contrato”, cita el estudio.

En el mercado interno se considera un valor fijo de $us 0,73 por millón de BTU y un valor equivalente al 50% del precio mínimo de exportación (igual a $us 4,18 por millón de BTU) para el mercado de industrialización.Producción de líquidos en Bolivia“La producción de hidrocarburos en Bolivia en el período 2000-2010 estuvo marcada por el importante ingreso en producción de los megacampos San Alberto, Sábalo y Margarita”, lo cual es muy significativo, porque en el período mencionado “casi el 60% de la producción de hidrocarburos líquidos en el país provino de estos campos gasíferos”, señala el estudio “Análisis Estadístico Regalías y Participaciones Hidrocarburíferas” del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE). Actualmente, la estatal YPFB se encuentra inmersa en la búsqueda de nuevas reservas de petróleo crudo en el país.‘Se debe buscar el momento más oportuno para negociar’El ex ministro de Hidrocarburos Guillermo Torres dijo que el país debe buscar el “momento más oportuno” para negociar la ampliación del contrato de exportación de gas al Brasil y que en el mismo debe añadirse el pago a precio internacional del “gas rico”.“Estas negociaciones tienen aspectos psicológicos muy importantes que se basan en la necesidad de comprar o vender el gas. Quien más urgencia tenga estará en inferioridad de condiciones durante el proceso. La estrategia de Bolivia para la exportación del gas natural debe tomar en cuenta este aspecto”, explicó Torres.

El contrato de venta de gas al Brasil fenece el 2019 e incluye un sistema de pagos retroactivo al 2007 por la exportación de “gas rico” con componentes licuables.“El nuevo contrato debería contemplar sólo la venta de metano como gas natural y posiblemente porcentajes mínimos de etano —sin que ello reduzca el precio del energético— y no así los propanos y butanos que actualmente abastecen de GLP parte del oeste de Brasil”, manifestó.

Mercado. Según proyecciones del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE), Bolivia registrará el 2014 su más alta producción de gas con 61,98 millones de metros cúbicos día (MMmcd). Sin embargo, un año después, se producirá una declinación constante en los volúmenes del energético hasta llegar el 2020 a los 42,03 MMmcd.

“Brasil es un mercado muy importante por el constante incremento de su demanda energética y el país no debe darse el lujo de perderlo”. No obstante, “tener sólo dos mercados nos da poco margen de maniobra en las negociaciones y, por lo tanto, la diversificación de mercados es necesaria”.

5 Relación Reservas/Producción de Petróleo

La producción de petróleo en el país se ha reducido de 19.000 a 6.000 barriles por día entre los años 1998 – 2009; la razón está en que en dicho periodo no se han descubierto nuevos yacimientos de petróleo y se han ido agotando los existentes. La causa principal para que el país llegue a esta situación ha sido la prioridad que se ha dado al mercado

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externo y la consecuencia más grave es que el desabastecimiento del mercado interno y la inseguridad energética del país se agravaran.

Aunque la clasificación de los hidrocarburos de acuerdo con su densidad varía de país a país, podemos asumir que en Bolivia los hidrocarburos se clasifican en Gas condensado, Petróleo liviano, Petróleo medio y Petróleo pesado. Si bien ningún pozo produce a un solo tipo de hidrocarburos sino una mezcla de los mismos, de acuerdo con los parámetros antes señalados de los 70 campos hidrocarburíferos que existen en el país, 19 pueden catalogarse como petrolíferos, porque producen una mayor proporción de hidrocarburos con una densidad entre los 35º y 50º API, y los restantes 51 pueden clasificarse como campos gasíferos debido a que producen una mayor proporción de gas natural y en menor proporción hidrocarburos líquidos con una densidad superior a los 50º API, denominado condensado.

En este escenario, en el futuro inmediato la industria hidrocarburifera boliviana debe enfrentar el agotamiento de las reservas de petróleo de los 19 campos mencionados y los problemas derivados de dicho agotamiento, algunos de los cuales ya estamos soportando ahora.De acuerdo con nuestros cálculos al ritmo de producción diaria de diciembre de 2009, las actuales reservas de petróleo alcanzarían para abastecer 734 días de producción, es decir un poco más de dos años. Si tomamos en cuenta que los estándares internacionales que lo optimo es contar con una relación reservas producción de por lo menos 20 años, podemos hacernos una idea de lo grave que es la situación para el país. Esto no quiere decir que en dos años ya no habrá pozos petroleriferos en el país, ciertamente la declinación de cada uno de estos pozos variará dependiendo de su caudal de producción, por ejemplo el campo patujusal Oeste produce solo 8 barriles por día, con ese caudal aunque sus reservas sean mínimas su producción puede extenderse a mas de dos años, en línea contraria esta la producción de los campos de surubí, surubí BB Noreste y Paloma, que actualmente cubren más del 70% de la producción nacional de petróleo, a ese ritmo de producción sus reservas pueden agotarse inclusive antes de los dos años estimados.

Análisis: LAS RESERVAS DE GAS Y PETRÓLEO DE BOLIVIA Y LAS CAUSAS DE SU CAÍDAPara recuperar y desarrollar reservas lo importante son las condiciones favorables de inversión y nuevas tecnologías, dice el ingeniero TórrezJosé Guillermo Tórrez G. O.*Plataformaenergetica.org (La Paz, 02/02/11).- Las diferencias en la estimación de las reservas de petróleo, gas y productos asociados han sido, son y serán un tema controversial en la industria petrolera. Con el transcurso de los años, la definición de reservas ha representado diferentes significados dentro de la misma industria a tal punto que las compañías de petróleo, las instituciones financieras, los gobiernos y otras instituciones han utilizado su propia versión.Los volúmenes de las reservas de hidrocarburos no son datos fijos, sino que tienen un carácter dinámico debido a un ajuste continuo a medida que se tiene la información técnica de sísmica (reinterpretaciones), geología (correlaciones), ingeniería de reservorios (ajuste de parámetros de cálculo), petrofísica, ingeniería de producción y otros. La exactitud de las reservas depende de la calidad y la cantidad de los datos disponibles, los valores más cercanos a la realidad, se obtienen a medida que se realiza un control

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minucioso y permanente de los parámetros de comportamiento durante la vida productiva y económica de los reservorios.YPFB , encargada de realizar este inventario de reservas, después de cinco años ha retomado la contratación de la empresa certificadora Ryder Scott Company para conocer esta tarea como lo hizo siempre con DeGolyer & MacNaughton.Los elementos que hacen bajar básicamente las reservas de hidrocarburos son: En primer término, es normal que después de una década de producción, las reservas de gas, condensado, petróleo y productosasociados en Bolivia hayan tenido un descenso. Se produce cada año alrededor de 0.55 TCF de gas natural. En un futuro cercano (2016), se estima que el país producirá 1.0 TCF por año. Entonces la misión de YPFB como principal socio de las corporaciones tiene que ser como mínimo reemplazar este trillón, al menos como objetivo básico, si no queremos quedar desabastecidos a corto plazo.Desde otro punto de vista, no se cuentan con inversiones significativas desde 2002, no sólo para reponer las reservas afectadas por la producción, sino para incrementarlas en grandes volúmenes, más aún si se está pensando en la industrialización del gas.No existen incentivos para la inversión extranjera en nuestro país. Al no haber inversión en actividad exploratoria, no habrá nuevas reservas de hidrocarburos. Mientras no se tenga una administración profesional en YPFB y el Gobierno nacional, seguiremos empantanados en materia de reservas.Desde 2007, y a escala mundial, los entes reguladores y certificadores como la SEC (Securities Exchange Comission), y otros, han cambiado los mecanismos de medición con mejores instrumentos y métodos tecnológicos más eficaces y confiables. Hoy se conoce mucho mejor el comportamiento de los reservorios productivos y por lo tanto existe una evaluación más precisa.Otro aspecto subjetivo que puede hacer disminuir o aumentar las reservas es el criterio pesimista, optimista o conservador del evaluador que con la misma información, los mismos datos, etc. podría orientar sus resultados de certificación hacia políticas preestablecidas. Éste es el caso más peligroso porque es difícil controlar subjetividades del analista. Para ello, la fiscalización a los entes reguladores y certificadores deberá contar con un equipo de expertos en fiscalización que orienten el trabajo de certificación estrictamente sólo a aspectos técnicos.En el territorio nacional no se ha llegado al 20 por ciento de exploración de hidrocarburos, lo que implica que existe un enorme potencial para el desarrollo de este recurso, máxime si se tiene favorablescondiciones geológicas que podrían asegurar la presencia de hidrocarburos en nuevos reservorios.De todo este análisis, lo importante son las condiciones favorables de inversión y el empleo de nuevas tecnologías, métodos y administración, todo bajo un marco de profesionalismo altamente calificado.*José Guillermo Tórrez G. O. es ingeniero geólogo y administrador de empresas** Este es un servicio de la Plataforma de Política Energética, un espacio permanente, plural y abierto a todos, para compartir información, generar conocimiento y promover el debate público sobre los temas fundamentales del sector energético (www.plataformaenergetica.org)

El 84� de las reservas probadas de gas de Bolivia está en TarijaCertificación. Las reservas de petróleo condensado del país llegan a 487,62 MMBbl

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Las reservas de petróleo condensadoLa Razón / Wálter Vásquez / La Paz03:09 / 09 de enero de 2012Tarija confirma su potencial hidrocarburífero, pues el estudio de cuantificación de reservas de gas de Ryder Scott revela que el departamento tiene el 84,4% de los recursos probados de Bolivia (8,39 TCF). Este volumen asegura 186,83 MMBbl de reservas de petróleo condensado.Los resultados del estudio de cuantificación de reservas de gas natural, efectuado al 31 de diciembre de 2009 por la certificadora internacional Ryder Scott, señalan que el país cuenta con 19,9 trillones de pies cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés) del energético: 9,94 TCF de reservas probadas, 3,71 TCF de reservas probables y 6,25 TCF de reservas posibles. Según datos del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE), el 88,09% del total de las reservas de gas está en Tarija, el 8,19% en Santa Cruz, el 2,46% en Cochabamba y el 1,3% en Chuquisaca (ver infografía).El departamento de Tarija tiene el 84,4% de las reservas probadas (8,39 TCF), Santa Cruz el 10,56% (1,05% TCF), Cochabamba el 2,91% (0,29%) y Chuquisaca el 2,11% (0,21 TCF).Un balance oficial de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) indica que el total de la demanda de gas generada en Bolivia y los mercados de exportación hasta 2026 será de 14,8 CTF, tomando en cuenta que existe un consumo histórico promedio de 0,5 a poco más de 1 TCF por año, en función de la evolución de los requerimientos.Es así que del total de 19,9 TCF se deduce una oferta de al menos 15,5 TCF, si se toma en cuenta parámetros internacionales que consignan la estimación del 100% de las reservas probadas (9,94 CTF), el 50% de las reservas probables (1,9 CTF) y el 10% de las reservas posibles (0,63 TCF).Para llegar a los 15,5 TCF se incluyó también 0,53 TCF de recursos contingentes; 0,82 TCF de campos sin certificar en producción; y 1,72 TCF de nuevos prospectos exploratorios en ejecución.DATOS. El 28 de septiembre de 2011, el vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB Corporación, Juan José Sosa, precisó que para garantizar el abastecimiento del mercado interno, los proyectos de industrialización y los compromisos de exportación al Brasil y a la Argentina se habían tomado en cuenta 1,72 TCF de prospectos exploratorios, donde “la certeza de hacer un descubrimiento comercial es

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bastante alta” y 0,82 TCF de los campos sin certificar Río Grande y Dorado Sur, descubiertos en la anterior gestión.Posteriormente, el 20 de octubre, Petroandina SAM, subsidiaria de YPFB Corporación, anunció que los resultados de la prueba sísmica 2D efectuada en el Área de Contrato Lliquimuni (norte de La Paz) identificaron la existencia de 50 MMBbl de petróleo crudo y 1 TCF de gas natural.Condensado. Los datos del Ministerio de Hidrocarburos señalan que el total de las reservas de petróleo condensado (asociado a la explotación de gas) llega a los 487,62 millones de barriles (MMBbl); las reservas probadas a 200,23 MMBbl (41,06%), las probables a 90,94 MMBbl (18,65%) y las posibles a 196,45 MMBbl (40,28%). Tarija tiene el 93,3% de las reservas probadas de estos líquidos (186,83 MMBbl), precisan los datos de Ryder Scott.YPFB lleva actualmente adelante su Plan Estratégico de Exploración 2011-2020 que prevé realizar actividades exploratorias en 118 áreas reservadas con una inversión estimada no menor a $us 1.800 millones para incrementar las reservas de gas natural, petróleo crudo y condensado.“El Estado invertirá por lo menos el 45% de ese monto ($us 810 millones)”, dijo el 19 de diciembre de 2011 el titular de YPFB, Carlos Villegas.Información extraoficial indica que con este plan se prevé encontrar 7,79 TCF de gas y 29,39 MMBbl de crudo con la perforación de 39 pozos exploratorios en diferentes campos. Aunque se actualizan los resultados, el plan establece también que Bolivia tiene un potencial gasífero de 54 TCF y uno petrolífero de 1.409 MMBbl. LA VENTA DE GAS EN DICIEMBREPROMEDIOEn diciembre de 2011, la comercialización de gas natural alcanzó un volumen promedio de 41,63 millones de metros cúbicos día (MMmcd), informó el director Nacional de Gas Natural de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Jorge Sosa Suárez.MERCADOS En función al contrato vigente con Petrobras, en el último mes de 2011, se destino al mercado brasileño un volumen promedio de 22,83 MMmcd de gas, mientras que a la Argentina se enviaron 10,20 MMmcd, en condiciones contractuales con Energía Argentina SA (Enarsa), según una nota de prensa institucional.Bolivia llegaría a 48 TCF con reservas de shale gas y ocuparía 4to lugar en la regiónArgentina pasaría a tener la primera representación con 774 TCF, seguido de México (681 TCF) y Brasil (226 TCF). Se proyecta que Bolivia tendría 48 TCF y Venezuela disminuiría su participación con 11 TCF, se informó en el 5to. Congreso Bolivia Gas & Energía.La Razón Digital / Carlos Corz / La Paz11:01 / 23 de agosto de 2012El shale gas (gas de esquisto) cambiará el panorama energético de América Latina, porque con el descubrimiento de la nueva energía no convencional Argentina se ubicaría como el país con mayores reservas de gas natural en la región, mientras que Bolivia pasaría a ocupar el cuarto lugar con 48 Trillones de Pies Cúbicos (TCF), según el experto Raúl García, presidente de R. Consultores.América Latina tiene 284 trillones del pies cúbicas, como reservas de gas natural probadas al 2011. Venezuela, con el 69% del total, es la que más reservas de gas probadas tiene, seguido por Brasil (6%), Trinidad & Tobago (5%), mientras que Argentina, Bolivia, Perú y México participan con el 4% cada uno, respectivamente, explicó en el 5to. Congreso Bolivia Gas & Energía, según boletín de prensa difundido por la organización.Situación que cambiaría a partir de la nueva energía no convencional. “Si uno les agregara los recursos del shale gas, de acuerdo a lo que nos propone el Departamento de Energía de los Estados Unidos, las reservas se multiplicarían por 7.6 y esto cambia

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sustancialmente el reparto de la totalidad de las reservas”, sostuvo el experto en el foro, inaugurado ayer en Santa Cruz.En ese nuevo panorama, Argentina pasaría a tener la primera representación con 774 TCF, seguido de México (681 TCF) y Brasil (226 TCF). Se proyecta que Bolivia tendría 48 TCF y Venezuela disminuiría su participación con 11 TCF. Sin embargo, China y Estados Unidos tendrían las mayores reservas de gas de esquisto con 1.275 TCF y 862 TCF, respectivamente, señaló.Se conoce como shale gas o gas no convencional porque su explotación requiere de un proceso de fracturación (fracking) de la roca arcillosa, donde el gas se encuentra atrapado. Esto implica un método de producción distinto y más costoso al que se emplea para el gas convencional. Además, para su explotación se necesita de la perforación de un gran número de pozos de poco caudal, a diferencia de los yacimientos convencionales que se pueden desarrollar con pocas excavaciones.Los resultados del estudio de cuantificación de reservas de gas natural, efectuado al 31 de diciembre de 2009 por la certificadora internacional Ryder Scott, señalan que Bolivia cuenta con 19,9 trillones de pies cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés) del energético: 9,94 TCF de reservas probadas, 3,71 TCF de reservas probables y 6,25 TCF de reservas posibles. El reporte fue presentado en enero pasado.García apuntó que cada vez se hace más importante el tipo de infraestructura del transporte, porque es el nexo de lo que es la oferta y las nuevas demandas de gas natural. “Los países que tienen una infraestructura bastante desarrollada al igual que sus mercados tiene una alta participación en la matriz energética del consumo”.Por ejemplo Bolivia y Trinidad & Tobago son países con una infraestructura de transporte destinada principalmente a la exportación de gas, pero con un escaso desarrollo para su mercado interno.Por otra parte, enfatizó que toda Latinoamérica tiene energías verdes, es decir, tiene una gran oportunidad para el gas natural que es la energía de la transición hacia los renovables, pero en grandes cantidades, además de tener mucha hidroenergía. “Desde el punto de vista de lo que es energía convencional, América Latina está muy bien posicionada en el tema ambiental”, añadió.

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797386125.unidad 5 reservas de petroleo y gas natural en bolivia

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