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Módulo 1: ENERGIA I
Bolivia
1. Prospectiva energética
2. Situación del Gas Natural
Universidad Mayor de San Andrés (UMSA) Facultad de Ciencias Puras y Naturales (FCPN)
Carrera de Ciencias Químicas
Ing. MSc Daniel Álvarez Gantier
2do Diplomado en Petroquímica del Gas Natural
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Mundo: Mapa de los seis grupos de países
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Bolivia
Bolivia es el país pionero en exportación de gas natural en América Latina.
Los ingresos por las exportaciones de gas han tenido impacto importante en su economía, durante los últimos 30 años.
El mercado interno de gas natural es pequeño, debido al tamaño de las poblaciones consumidoras.
La red de gasoductos alcanza a los 3500 Km.
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El gas natural en la demanda de energía
Los primeros descubrimientos comerciales de petróleo en Bolivia, los realizó la empresa Standard Oil de New Jersey a fines de la segunda década del siglo pasado.
A partir del año 1960 se inicia el descubrimiento de los primeros yacimientos importantes de gas natural en el departamento de Santa Cruz (campos Caranda, Colpa y Rio Grande).
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El gas natural en la demanda de energía
En 1996, se inició el proceso de modernización del Estado Boliviano.
En el sector de energía, se practicó el modelo de capitalización de sus empresas públicas.
La capitalización consistió en la atracción de empresas privadas para la conformación de sociedades con el pueblo boliviano cuyas acciones son administradas por agencias internacionales privadas de fondos de pensiones (AFP).
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Bolivia: Proceso de Capitalización
Como resultado del proceso de capitalización del sector hidrocarburos, YPFB dejó la actividad productiva para transformarse en la contraparte boliviana en los contratos de riesgo compartido a nombre y en representación del Estado, suscritos con las empresas privadas petroleras que operan en el sector “upstream”.
YPFB, quedó como responsable de la suscripción y ejecución de los contratos de compraventa de gas con el Brasil, por lo que asume el rol de “agregador”, asignando a las empresas productoras de gas cuotas correspondientes a volúmenes de entrega.
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Bolivia: Regiones geológicas
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Bolivia: Superficie hidrocarburífera
Bolivia, localizada entre los 10° a 23° de latitud sur y los 58° a 70° de longitud oeste, en la parte central de América del Sur, posee mayormente una estratigrafía paleozoica.
Cuenta con una superficie potencialmente hidrocarburífera de aproximadamente 450,000 Km2 que equivale al 42% de su territorio.
De esta superficie, se ha explorado cerca del 20%.
OLADE, 2003
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Bolivia: Zonas de Hidrocarburos
El área potencialmente hidrocarburífera, está dividida en ocho provincias geológicas, delimitadas sobre la base de los eventos geológicos comunes y a la similitud de rasgos fisiográficos.
Madre de Dios. Conformadas por llanuras, bañados y pantanos. Ubicada al noroeste del país, comparten los departamentos de La Paz, Beni y Pando. Tiene una extensión de 69,000 Km2.
Beni. Conformada por llanuras. Ubicada entre el Subandino Norte y el Escudo Brasileño, comparten los departamentos de Beni, La Paz y Santa Cruz. Tiene una extensión de 68,000Km2.
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Mundo: Reservas probadas
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Incrementos de Reservas
Subandino Norte. Conformada por Serranias altas, valles y Yungas. Ubicada entre la cordillera oriental y la llanura Beniana, comparten los departamentos de La Paz y Cochabamba. Tiene una extensión mayor a los 30,000 Km2.
Subandino Sur. Conformado por serranias y valles. Pegada a la cordillera oriental, se caracteriza por un plegamiento intenso con fallas longitudinales inversas, forman anticlinales y sinclinales estrechos, alineados paralelamente a la cordillera oriental de los Andes.
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Incrementos de Reservas
Pie de monte. Conformado por serranías suaves. Faja relativamente delgada, limita al oeste con el Subandino Sur y al este con Chaco. Comparten los departamentos de Santa Cruz, Chuquisaca y Tarija. Tiene una extensión de alrededor de 30,000 Km2.
Chaco. Llanura que se encuentra ubicada a continuación de la Faja Subandina y se extiende hacia el este, teniendo como límite el escudo brasileño. Se caracteriza por la poca intensidad de plegamiento y fallamiento, es un área extensa conformada por rocas sedimentarias del Devónico, Carbonífero, Cretácico y del Terciario. Tiene una extensión de alrededor de 90,000 Km2.
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Bolivia: zonas potenciales
Altiplano. Conformada por serranías y altiplano donde se encuentran, al norte los lagos
Titicaca y Poopo y al sur laguna colorada. Comparten los departamentos de La Paz, Oruro y
Potosí. Tiene una extensión de alrededor de 90,000 Km2.
Pantanal. Conformado por llanos y pantanos. Se encuentra ubicada en el sur este de Bolivia, limita con la frontera del Brasil y se encuentra en el departamento de Santa Cruz. Tiene una extensión de aproximadamente 20,000 Km2.
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Bolivia: Exploración
Desde 1923 se perforaron más de 200 estructuras diferentes, habiéndose descubierto más de 70 campos con reserva comercial.
Se perforaron alrededor de 1,400 pozos de los cuales un tercio fueron exploratorios y dos tercios fueron pozos de desarrollo.
La profundidad a variado entre los 530 metros y los 5,400 metros por pozo.
La perforación sobrepasó los 3 millones de metros, de estos el 43% correspondió a pozos exploratorios y 57% a pozos de desarrollo.
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Bolivia: Primeros pozos
Desde un principio, la actividad hidrocarburífera se concentró en las provincias geológicas del Subandino Sur y Pie de Monte, dando a esta zona la denominación de “área tradicional”.
Los primeros campos descubiertos entre 1923 y 1929 fueron de petróleo, en yacimientos que se encontraban a poca profundidad y mayormente en la zona sur del país (Bermejo, Cambeiti, Buena Vista, Camiri, Sanandita, Tatarenda y Camatindi).
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Bolivia: Primeros pozos
A principios de los años 60, también en el Pie de Monte cerca de la ciudad de Santa Cruz, se encontraron los primeros yacimientos de gas natural ricos en condensado y líquidos del gas (Caranda, Colpa, Naranjillos y Río Grande), estos descubrimientos, permitieron desarrollar el proyecto de exportación de gas a la república Argentina.
A fines de los años 60 principios de los 70, se descubrieron un conjunto de campos de gas (Yapacaní, Santa Rosa W, Enconada, Palometas y Palacios) al noroeste de la ciudad de Santa Cruz, denominándose a esta zona, por su forma “Boomerang Hill”, en esta misma zona a mediados de los años 80 se descubrieron los campos Sirari y Víbora.
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Mundo: Consumo de Gas Natural Seco (CH4)
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Bolivia: Descubrimientos (1970-80)
A fines de los 70, principios de los 80 comienzan los descubrimientos de los campos de gas en los departamentos de Chuquisaca (Vuelta Grande y Porvenir) y Tarija (Escondido, San Roque,
Los Suris, y Taiguati). A inicios de los años 90, siguiendo hacia el oeste del Boomerang Hill y dentro del departamento de Cochabamba, provincia Chapare, se descubrieron campos de gas condensado (Carrasco, Katari y Bulo Bulo), posteriormente el campo petrolífero de Surubí y Paloma.
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Bolivia: Descubrimientos (1970-80)
El descubrimiento en los años 80 de los yacimientos profundos del campo Bermejo (formaciones Huamanpampa y Santa Rosa) con la perforación del pozo Bermejo-X44 realizado por YPFB, permitió establecer que era factible volver a los campos antiguos de petróleo para buscar los niveles profundos de las formaciones Huamampampa y Santa Rosa.
El descubrimiento de los yacimientos en la formación Huamanpanpa en el campo San Alberto, fue realizado por YPFB en 1988, con la perforación del pozo SAL X-9 a una profundidad de 4,550 metros, penetrando 37 metros en la arena saturada de la formación Huamanpampa.
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Bolivia: Procedimiento adjudicación de áreas
En cada una de las normas legales se establecieron diversas formas de contratación y requisitos para la adjudicación de áreas.
En la actualidad, el procedimiento para la adjudicación de áreas para la exploración fue establecido en los artículos 17 al 32 del Título IV, Capítulo Único de la ley de Hidrocarburos N° 1689 de 30 de abril de 1996 y en el Reglamento de Licitación de Áreas para Exploración y Explotación.
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Bolivia: Procedimiento adjudicación de áreas
1. Provisión de información. YPFB, cuenta con un Centro de Información Hidrocarburífera, en la ciudad de Santa Cruz de la Sierra.
Ubicado en este Centro, se encuentra la Sala de Datos (Data Room) que posee un sistema de información con datos técnicos de las áreas libres, compuesto por líneas sísmicas, información proveniente de pozos perforados y estudios geológicos y otros.
La Sala de Datos está abierta al público interesado para recabar cualquier información de las áreas libres para la exploración.
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Bolivia: Procedimiento adjudicación de áreas
2. Nominación de áreas. Dentro de las fechas establecidas en el cronograma anual para la nominación y licitación de áreas libres, cualquier persona individual o colectiva, nacional o extranjera, puede solicitar al Viceministerio de Energía e Hidrocarburos la nominación de una o más áreas en el mapa de áreas libres que administra dicho Viceministerio.
3. Definición de áreas nominadas. Una vez recibidas las nominaciones de áreas en el Viceministerio, éste procede a realizar la definición de áreas nominadas solucionando las eventuales controversias entre los interesados por superposiciones de áreas.
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Bolivia: Procedimiento adjudicación de áreas
4. Convocatoria para la licitación. YPFB realiza la convocatoria para la licitación de las áreas nominadas que es publicada por la prensa boliviana durante tres días consecutivos.
5. Adjudicación de áreas. En la fecha establecida en la convocatoria, se procede al cierre de la Sala de Datos, recepción, apertura, calificación y adjudicación de áreas, en un solo acto, el mismo día, culminando con la emisión de la respectiva Resolución Administrativa de adjudicación a la mejor propuesta.
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Bolivia: Contratos de riesgo compartido
6. Suscripción de contratos de riesgo compartido. Una vez, que el proponente ganador, se convierte en adjudicatario y cumple con los requisitos legales, suscribe un contrato de riesgo compartido con YPFB, para la exploración, explotación y comercialización de hidrocarburos en el área adjudicada.
De acuerdo con los artículos N° 14, 15, 16 y a todos los artículos del Título IV de la Ley de Hidrocarburos vigente, los contratos de riesgo compartido para la exploración, explotación y comercialización de hidrocarburos, deben ser suscritos por YPFB a nombre y en representación del Estado y se rigen por las disposiciones legales bolivianas. Estos contratos tienen un plazo máximo de vigencia de 40 años.
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Bolivia: Contratos de riesgo compartido: Parcelas
El área de contrato de riesgo compartido para la exploración, explotación y comercialización de hidrocarburos estará conformada por una o más parcelas con una extensión máxima de 40 parcelas en las zonas tradicionales y de 400 parcelas en las zonas no tradicionales.
Las parcelas son la unidad de medida del área de contrato y tiene cada una de ellas, una extensión de 2,500 Ha.
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Bolivia: Situación actual de la actividad exploratoria
De los 82 contratos de riesgo compartido en ejecución, 38 de ellos se encuentran en la etapa de exploración.
Las siguientes empresas internacionales y nacionales, participan en uno o varios de los 38 contratos de riesgo compartido con YPFB, que se encuentran en la etapa de exploración:
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Bolivia: Empresas que operan en Bolivia
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Bolivia: Distribución de empresas por bloques
La distribución de los contratos de riesgo compartido por provincias geológicas es:
1. Madre de Dios. No hay ningún contrato de exploración vigente en el área.
2. Beni. Hay dos empresas que tienen contratos de exploración vigentes. La Empresa Petrolera Andina S.A. en le bloque Sara Boomerang-I y la empresa Maxus Bolivia Inc. en el bloque Mamoré-I Este.
3. Subandino Norte. Repsol Exploración Sécure S.A. se encuentra con contratos de exploración vigentes, en los bloques Securé y Tuichi.
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Bolivia: Distribución de empresas por bloques
4. Subandino Sur. La Empresa Petrolera Andina S.A. se encuentra con contratos de exploración vigentes, en los bloques Amboró-Espejos, Cambari, Camiri Norte y Camiri Sur.
La Empresa Petrolera Chaco S.A. en los bloques Aguarague y Bermejo-Churumas.
La empresa Maxus Bolivia Inc. en los bloques Caipipendi y Charagua Sur.
Petrobras en los Bloques San Alberto Este, San Alberto Oeste y San Antonio.
Pluspetrol en los bloques Candua y Entre Ríos.
Tecpetrol en los bloques Ipati Norte y Ipati Sur.
Total Exploration Production Bolivie en el bloque Tarija Oeste. Vintage en el bloque Chaco Centro
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Bolivia: Distribución de empresas por bloques
5. Pie de monte. La Empresa Petrolera Andina S.A. se encuentra con contratos de exploración vigentes, en los bloques Grigotá Este, Grigota Oeste y Sara Boomerang-II. Bolipetro en los bloques El Dorado Este y El Dorado Oeste.
La Empresa Petrolera Chaco S.A. en los bloques Juan Latino-II y Santa Rosa – Monos Araña-I Sur.
Don Wong en el bloque Palmar del Oratorio.
Maxus Bolivia Inc. en el bloque Charagua Norte. Pluspetrol en los bloques San Isidro y Yacuiba.
Tesoro en el bloque Tarija Este.
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Bolivia: Distribución de empresas por bloques
6. Chaco. La Empresa Petrolera Chaco S.A. se encuentra con un contrato de exploración vigente, en el bloque Santa Rosa – Monos Araña-I Norte.
Don Wong en el bloque Bañados.
Maxus Bolivia Inc. en los bloques Montero Este y Montero Oeste.
Petrobras en el bloque Cañadas.
Pluspetrol en los bloques Colibrí y Parapetí.
Repsol Exploración Sécure S.A. En el bloque Pilcomayo.
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Bolivia: Formaciones descubiertas
Las acumulaciones de gas descubiertas en los campos Margarita, Itaú, San Alberto y San Antonio se encuentran en las capas profundas del Devónico, en las formaciones denominadas Huamanpampa y Santa Rosa.
Con esos descubrimientos, la zona sur (departamento de Tarija), posee los campos de gas más grandes de Bolivia y pasa a ocupar una posición de privilegio para articular los mercados de la región y en especial del Mercosur ampliado
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Bolivia: Reservas
El Reglamento de comercialización de gas, en su capitulo IV, Reservas de hidrocarburos y su administración, establece que YPFB deberá contratar los servicios de una firma consultora de prestigio internacional para realizar los estudios de cuantificación y certificación de reservas al 1° de enero de cada año.
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Bolivia: Reservas al 2001
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Bolivia: Evolución de Reservas
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Bolivia: Reservas
Como puede apreciarse, Bolivia a incrementado sustancialmente sus reservas de gas.
El crecimiento de las reservas en el cuatrienio fue de 823%.
Durante el año 1999 se cuadriplicaron las reservas de 1998 y el 2000 se duplicaron las reservas de 1999.
Para el 2003 Bolivia contaba con 24 TCF de gas natural (P1) y 28 TCF de reservas probables (P2)
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Bolivia: Reservas de Gas natural en América Latina
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Bolivia: Reservas
Teniendo en cuenta que la reserva de gas libre en Venezuela y México es el 10 y 65 por ciento de sus reservas totales respectivamente, Bolivia ocupa el primer lugar en reservas disponibles en América Latina y el Caribe.
En Latinoamérica, Bolivia ocupa el tercer lugar, después de Venezuela y México, en reservas de gas probadas y el segundo lugar después de Venezuela, en reservas de gas tipo P1 + P2.
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Latinoamérica: Reservas disponibles
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Bolivia: Producción de gas natural
A partir de 1953, se inició la producción de pequeñas cantidades de gas natural asociado a la extracción de petróleo.
Todo el gas producido era quemado y venteado. Por su volumen, no justificaba el desarrollo de infraestructura para la comercialización.
En 1959, comenzó el uso de gas natural para la recuperación mejorada de petróleo en el campo Camiri (gas lift).
Con el descubrimiento de los campos Colpa, Caranda y Río Grande en el departamento de Santa Cruz a partir del año 1960, Bolivia se transforma en un país con importantes reservas de gas disponibles.
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Bolivia: Producción de gas natural
Las reservas descubiertas contenían hidrocarburos líquidos asociados (condensado, gasolina natural y gas licuado de petróleo).
El inicio de la exportación de gas a la república Argentina en 1972, permite aumentar la producción de hidrocarburos líquidos asociados al gas, con lo que Bolivia satisface sus requerimientos de petróleo para su mercado interno y genera excedentes para la exportación.
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Bolivia: Producción de gas natural
Por muchos años, Bolivia mantuvo una capacidad de producción de gas superior a los requerimientos de la demanda interna y a los compromisos de exportación.
Como la producción de gas natural para el mercado interno y la exportación no permitía liberar las cantidades suficientes de hidrocarburos líquidos para la refinación, era necesario producir mayores cantidades de gas que no tenía mercado y por tanto una vez despojado de los líquidos se inyectaba a los yacimientos para conservarlo y evitar aumentar la quema.
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Bolivia: Evolución de la Producción de gas natural
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Bolivia: Contratos de riesgo compartido en explotación
Las siguientes empresas internacionales y nacionales, participan en uno o varios de los 44contratos de riesgo compartido con YPFB, que se encuentran en la etapa de explotación:
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Bolivia: Contratos de riesgo compartido en explotación
La producción bruta de gas natural durante el año 2000, alcanzó un promedio de 550.24 MMPCD (15.58 MMmc/d),
De este volumen se exportaron al Brasil 203.35 MMPCD (5.76 MMmc/d),
Se destinaron al mercado interno (incluyendo el gas utilizado en el sistema de transporte por ductos) 111.8 MMPCD (3.17 MMmc/d), se reinyectaron a campos de producción 177.85 MMPCD (5.04 MMmc/d), se consumieron en campos de producción 18.7 MMPCD (0.53 MMmc/d) y entre quemado venteado y transformado a líquidos se consumieron 38.45 MMPCD ( 1.09 MMmc/d)
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Bolivia: Exportación de Gas natural al Brasil (2002)
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
MMPCD
Enero Febrero Marzo Abril Mayo J unio J ulio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
C1
Meses
EXPORTACIÓN DE GAS AL BRASIL (Gestión 2002)
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Bolivia: Balance del Gas Natural (2002)
Vintage 24.8
Chaco 86.91
INYECCIÓN DE CAMPOS
Maxus 9.17
BG 76.93
Andina 141.49
INYECCIÓN TOTAL 579.63
EXPORTACIÓN MERCADO INTERNO
A Cuiabá 35.39
A Sao Paulo 411.25
Export. TOTAL 457.42
Por Madrejones 10.78
Otros 6.83
Distribución Gas Redes 46.35
Cochabamba 15.25
Chuquisaca 3.98
La Paz 10.51
Oruro 2.58
Potosí 0.54
Santa Cruz 10.90
Tarija 2.43
C. directo 0.40
C. propio Gas 15.96
C. propio Ole. 1.14
G. Eléctrica 42.78
Refinerías 8.41
Venteos 0.35
Consumo MI 115.39
FLUJO DE GASDiciembre 2002
MMPCD
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Bolivia: Contratos de riesgo compartido en explotación
La evolución de la producción y el destino del gas natural en el período de transición entre la finalización de la exportación de gas natural a la Argentina y el inicio de las exportaciones al Brasil, se muestran en el gráfico siguiente que cubre un horizonte de 28 meses desde enero de 1999 hasta abril de 2001.
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Bolivia: Evolución de la producción (1999-2001)
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Bolivia: Transporte por gasoductos
En 1970 se inició la construcción del gasoducto de exportación a la república Argentina con una longitud en territorio boliviano de 529 km. y un diámetro de 24 pulgadas.
Partía del campo de gas Colpa y terminaba en Pocitos (frontera con la República Argentina).
Con la construcción del gasoducto Monteagudo Sucre, para abastecer con gas natural a la planta termoeléctrica de la Empresa Nacional de Electricidad y a la fábrica de Cemento en la ciudad de Sucre, se inicia en 1974, el abastecimiento de gas natural al mercado boliviano.
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Bolivia: Transporte por gasoductos
Posteriormente con la ampliación del gasoducto Monteagudo Sucre llega el gas a las ciudades de Cochabamba y La Paz.
Con la construcción del gasoducto al Altiplano en 1988, se incrementa el abastecimiento de gas a Cochabamba y La Paz.
En 1989, se construye el gasoducto Villamontes Tarija.
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Bolivia: Transporte por gasoductos
Bolivia tiene una red extensa de gasoductos que conecta los campos de producción de gas con los centros de consumo de siete de los nueve departamentos y cinco conexiones de exportación, dos hacia Brasil y tres hacia la Argentina.
La longitud de la red interna es de 3,707 kilómetros. En el gráfico siguiente, se presenta la configuración de la red de gasoductos.
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Bolivia: Red de gasoductos
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Bolivia: Transporte por gasoductos
A través de la Superintendencia de Hidrocarburos se fijaron tarifarios del costo de gas natural para estimular la inversión en este sector
El proceso de fijación de las nuevas tarifas debía considerar el monto neto acumulado en la cuenta diferida, para ello se realiza una auditoría de dicha cuenta, de manera de incorporar los montos auditados en la nueva tarifa.
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Bolivia: Transporte por gasoductos
Las Resoluciones Administrativas que establecen las nuevas tarífas de transporte de gas por gasoductos a partir del 17 de mayo de 2001, son las siguientes:
1.SSDH N° 0340/2001: Establece para el sistema de gasoductos la “Tarifa Mercado Interno” (TMI) en 0.41 US$/MPC, y aprueba el monto de 0.0257 US$/MPC para el “Transporte en Mercado Interno” (TEMI);
2.SSDH N° 0341/2001: Aprueba la tarifa de exportación para el sistema de gasoductos de exportación de Transredes S.A. en 0.2205 US$/MPC. La tarifa es la sumatoria del Precio Base 0.1635 US$/MPC, TEMI 0.0257 US$7MPC y SDC 0.0313 US$/MPC.