El gas en bolivia

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El gas en bolivia

  1. 1. EL GAS EN BOLIVIAASPECTOS TÉCNICOSIng. M.Sc. Ricardo Gumucio del VilarUnidad Académica SucreUNIVERSIDAD DEL VALLERESUMENEl presente artículo, es un estudio técnico, sobre la potencialidad del gasnatural en Bolivia. Las reservas probadas de gas en Bolivia son 27.36 TPC,lo cual corresponde a menos del 0,5% mundial. Al nivel de consumo actualdel país, alcanzaría para 150 años. Este indicador para Norte América es de11.4 años, y un promedio mundial es de 63.4 años, es por este motivo quea Norte América le urge importar gas. En Sud América, Chile requerirá a 10años 700 MMPCD de gas y solo produce 220. Con la proyección deproducción que se pretende de 4115 MMPCD, este indicador baja a 18años. De los tres productos que separamos del gas: la gasolina naturaltiene mercado y ligeros excedentes que se exportan a Chile, el GLP es unproducto sin mercado para el cual es imperioso buscarle solución, con unpotencial de 2000 TMD con una adecuada separación, caso contrarioseguiremos exportándolo junto al gas a precio menor. Del precio de 3.91$us/MPC para el GLN puesto EEUU, solo 0.125 (3.1%) corresponde aBolivia por regalías, este valor se muestra como un mal negocio. Sepropone una producción máxima de 1150 MMPCD (para mantener el índicepromedio mundial 63.4 años) con 120 MMPCD para petroquímica, lo quesupone 2350 TMD de materia prima, cantidad considerable, que requierede serios cambios de estrategias y políticas para el gas.INTRODUCCIÓNEl presente artículo, es un estudio técnico, sobre la potencialidad del gasnatural en Bolivia.En los últimos meses, se ha interpretado a gusto y paciencia, sobre elsignificado de este potencial e incluso se le ha dado cariz político, a unasunto que debe ser tratado inicialmente desde un punto de vista técnico.Lastimosamente, a esta inmensa mayoría de gente que he escuchadoopinar en estratos públicos (eminentes políticos, personeros de prensa,gente común del pueblo, etc.), les digo que por favor lean el presenteartículo. Que junto a los lamentables hechos acaecidos en el país derivadosinicialmente por la no venta del gas y con la profunda crisis nacional actualque vive Bolivia; es que no puedo, quedar indiferente y propongo esteartículo técnico sobre el gas en Bolivia, como una contribución culturalreferente al tema; sobre todo, a las personas que pretenden un rol dedirigencia del país.ANTECEDENTES
  2. 2. 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 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. Unacomposición típica promedio del gas dentro del reservorio, puede ser 83%molar para el componente metano, como podrá verse más adelante en elcuadro 2.Para que este gas pueda ser utilizado en cualquiera de sus formas, esnecesario que transite por una serie de procesos, para su adecuación parael transporte y separación de los componentes, tanto deseables comoindeseables.RESERVASLas reservas que publica YPFB al 2002, son: Reservas probadas 27.36,probables 24.94, total 52.30 TPC. Desde 1997 al 2002 las reservasaumentaron de 5.69 a 52.3 TPC; es decir, creció nueve veces las reservastotales de gas, a un ritmo promedio de 55.8% anual.Las reservas de hidrocarburos líquidos, que vienen asociados al gasnatural descubiertas, permiten que estas crezcan de 200 a 929 millones debarriles; es decir, un crecimiento de 4.6 veces. Con una capacidad deproducción diaria de 70000BPD.Esta creciente cuantificación de las reservas de gas en el país hacen que seconsidere como nación gasífera, y es gracias a la inversión de capitales deprospección, realizadas por la gran cantidad de consorcios contratistas quese instalan en Bolivia (campo Margarita) y por YPFB (campo San Antonio).Recordemos que YPFB por la sangría continua y sistemática de susrecursos, quedo descapitalizada e imposibilitada de realizar unaprospección petrolera y gasífera, seria en nuestro país.El potencial de estas reservas considerando 1 $us/MPCS en boca de pozocorrespondería a:probadas 27360 millones de $us. Probables 52300 millones de $us.CONSUMO DE GAS NATURALEl consumo de gas natural en el Mundo es de 100 TPC anuales y lasreservas probadas mundiales son del orden de 5501.5 TPC lo que significaun 0.5% de estas. Venezuela el país sudamericano de mayores reservasprobadas de 148 TPC; para la cuales, nuestras reservas corresponde a un18.5% de estas.Las tasas Reserva/Producción (R/P), exceden los 100 años en el MedioOriente y África. Para la ex Unión Soviética la tasa es de 83.4 años, y paraCentro y Sud América de 71.5 años. Norte América y Europa tienen tasasmás bajas, con 11.4 años y 18.3 años respectivamente. Estos dos últimosindican que están llegando a su agotamiento pese a las grandes reservasque tiene EEUU, también es el consumidor más grande del planeta. La tasaR/P del gas natural en el mundo es de 63.4 años, superior a la del petróleode 41 años.
  3. 3. En Bolivia, el consumo total de gas junto, a las exportaciones a Brasil yArgentina, es de 570 MMPCSD con una producción anual 0.208 TPC y unarelación de R/P = 131.5 años para las reservas probadas y 251.4 años conlas reservas totales. Esta elevada relación, es superior a la media mundialy está entre las mas altas del mundo, e indica el poco consumo interno eincluso de exportación que tenemos en la actualidad y por su puesto, estade acuerdo a los indicadores de los países muy poco industrializados.De los 570 MMPCSD la distribución es la siguiente: Al Brasil 320, Argentina150 , mercado interno 100. De estos 100 MMPCSD el sector industrialconsume el 94.45% igual a 94.45 MMPCSD, 3.84% consume el sectorvehículos transformados 3.84 y apenas 1.71 MMPCSD como combustibledoméstico y comercial.Podemos concluir que, con un 0.5% de las reservas somos un país muypequeño en reservas gasíferas desde el punto de vista mundial; pero estasreservas, significan una gran cantidad para la producción y consumointerno actual. Más aún si estas reservas, corresponden solo al 14% delterritorio Boliviano potencialmente prospectado, lo cual puede suponer unincremento aún mayor si se sigue invirtiendo en la prospección.En cuanto al precio de venta del gas, es muy sensible y diferente al sitio deventa: si es puesto pozo, si es en frontera o en puerta de consumidor.También es muy sensible al contenido de compuestos superiores C3 + ypor lo tanto al poder calorífico que posee.Los precios internacionales para el 2002 puesto CIF son:Japón 4.27, Europa 3.47, USA 3.33, Canadá 2.57, Bolivia 1.59 $us. el millónde BTU. (precio promedio de exportación al Brasil en septiembre del 2002).La exportación a la Argentina durante 27 años fue de 1.87 TCF, 187MMPCDla cuarta parte del contrato con el Brasil a un precio promedio de 2.44$ud/MPC puesto CIF con un precio inicial de contrato de 0.2153$us/MMBTU, aunque posteriormente se mejoraron sustancialmente traslargas y duras negociaciones, estableciendo los mecanismos de ajustes deprecios, experiencia que se utilizó para el contrato con el Brasil. Losprecios que se facturan por venta de gas a la Argentina en la actualidadson de 1.042 $us/MPCS CIF.El contrato de 20 años de exportación al Brasil supone un volumen total de7.7 TCF 1000 MMPCD a un precio de 0.95 $us/MMBTU que corresponde a1.08 $us/MPC en boca de pozo y 1.8 $us el MPC puesto CIF. El precio delmercado interno está en 0.80 $us/MPCS.Chile consume 600 MMPCSD con una proyección a 10 años de 1352MMPCSD. De los 600, corresponde a importación de la Argentina 380 yproducción propia 220. Para el 2010 Chile tendrá un déficit de 700MMPCSD los cuales Argentina parece no estar dispuesta a aumentar por laimposibilidad de reservas, por contrato y consumo propio de la Argentina.Este déficit que tendrá Chile, es de imperiosa necesidad para el paísvecino, solucionarlo y por supuesto con miras a importarlo de Bolivia.PROYECCIÓN DEL CONSUMO DE GAS NATURAL
  4. 4. Esta proyección optimista del consumo interno como de las exportacionesde gas en los próximos años, se muestra en el Cuadro 1:Cuadro 1. Producción actual y proyectada de gas en Bolivia2002 2020 (MMPCSD)Brasil 320 1750Argentina Madrejones 80 90Cuba 70 250GNL (Gas Natural Licuado) 0 850Consumo Industrial y Doméstico 100 235GTL (50 MBPD de líquidosA partir de gas) 0 500Petroquímica 0 120Termoeléctricas Proyectadas 0 320Total 570 4115R/P 131.5 17.55 añosAún con este consumo tan grande y optimista, incluyendo exportación deGNL (Gas Natura Licuado) y petroquímica, las reservas pueden durar másde 18 años, pero esto demuestra que nuestras reservas son suficientespero que hay que saber administrarlas y decidir una política adecuada ensu uso y distribución racional.Si no exportamos GNL ni Proyectamos una exportación exagerada a Brasil,pero incluimos todos los demás proyectos (petroquímica) la R/P probadaes de: 31.7 o 45.1 años probables que pueden considerarse comorazonables y que corresponderían a un ingreso anual para Bolivia de: 863millones de $us/año (1 $us/MPCS) cantidad importante para el país.ASPECTOS TÉCNICOSCOMPOSICIÓN DEL GAS NATURALLa composición del gas natural (Cuadro 2) varía del campo que procede,durante la vida productiva del campo y sobre todo varía de acuerdo altratamiento posterior que se le ha realizado. El gas dentro del campo esuna mezcla que va desde el metano C1 pasando por C2, C3, C4, C5, C6 yalgo de C7+ heptano. También incluye otros componentes que seencuentran en menor cantidad y considerados indeseables como son: elNitrógeno N2, dióxido de carbono CO2, agua H2O y en algunos casos ácidosulfhídrico (H2S), este último muy corrosivo y totalmente indeseable parala petroquímica y felizmente no se encuentra en nuestros campos deBolivia, lo que supondrían tratamientos adicionales al gas para materiaprima petroquímica y un aumento en su precio.Cuadro 2. Una composición promedio aceptable que sale del pozo es de:%Mol %Peso BTU/PCS $us/MPCS* $us./MPCS**CO2 0.2 0.45 0 0N2 0.1 1.17 0 0C1 83.69 68.54 973 1.55 7C2 6.8 13.45 1706 2.71 16.8C3 3.2 7.17 2429 3.86C4 4.9 4.43 3149 5.01 14.5C5 0.58 2.20 3869 6.15
  5. 5. C6+ 0.53 2.19 4590 7.3 23.7Total 100 100 1140 1.81* Precio calculado según el contenido energético del componente yconsiderando el precio promedio de 1.59 $us/MMBTU CIF Bolivia.** Precio estimado como potencial, si se considera su venta del productocon valor agregado.Como cualquier materia prima industrial susceptible de generar múltiplesproductos, el gas se puede separar en muchos productos y su mercadeo sediversifica.Desde un punto de vista energético y de la estructura química, loscomponentes del gas son más valiosos a medida que ascendemos en laescala y orden presentados en la anterior tabla (Figura 1). Esto lo confirmatambién, el precio internacional de estos componentes.Si el metano C1 se vende para carburante de movilidades su precio sube a7 $us/MPC, si el etano se convierte en etileno su precio promedio de 0.26$us/Lb. equivale a 16.8 $us/MPC El C3 y C4 vendido al precio deexportación 250 $us/Ton que equivale a 14.5 $us.MPC y por último el C5 yC6 vendidos como gasolina a precio de exportación 26 $us/BBL equivale a24.7 $us/MPCS.Es muestra clara, que lo ideal es quemar como combustible el metano (lomuy necesario) y los excedentes y a los componentes superiores se debedar mayor valor agregado.Figura 1. Precios ComparativosCAMPO GASÍFEROUn campo gasífero (Figura 2) podemos imaginarnos como una esponja dearenisca y piedra que está a profundidades variables, nuestros camposestán llegando a profundidades del orden de los 5000 metros. Contecnología de avanzada otros países consiguen profundidades de 10000metros o más. En ningún caso, podemos imaginarnos cavernas perfectasen el subsuelo. Sin embargo, podemos estimar aproximadamente elvolumen que tienen estos bolsones de acuerdo a la extensión superficialdel campo determinado por los pozos de desarrollo y la altura del lecho. Aeste volumen debemos restarle el espacio que ocupan las areniscas deacuerdo a la densidad existente dentro del lecho. Ya que se conoce lapresión y temperatura interna del bolsón, con la ecuación de los gases,podemos estimar su volumen y corregirlo a las condiciones estándar.
  6. 6. La presión dentro del bolsón, va aumentando a medida que aumenta laprofundidad, debido a la carga de la altura piezométrica terrestre existenteencima del campo gasífero. De igual manera, la temperatura aumenta amedida que vamos profundizando la tierra. Es así que, las presiones ennuestros campos están comprendidas entre 2000- 3000 Psia (140 – 200Atm.) y 100- 160 °F, que podemos considerarlas elevadas.Figura 2.El precio que tiene un campo que no ha sido descubierto, por supuesto escero. 0 $us.Para nuestras reservas de gas de 27.36 TPC y 929.16 MMBBL de petróleo ycondensados. Transformando a la misma base Bep (Bep es un barrilequivalente de petróleo, 1BPC de GN 180000 barriles de petróleo).Tendríamos una reserva probada de 5854 y probable de 610343 MMBBLBep de energía total. La inversión en prospección, según YPFB hasta el año2002 en Bolivia ha sido de 1416.03 millones de $us y el costo de encontrarpetróleo en Bolivia (en el peor de los casos utilizando la reserva probable)es de 1.21 $us/BBL inferior al promedio mundial de 4.49 $us/BBL. Estainversión supone un costo de nuestro gas de 0.22 $us./MPCS.EXPLOTACIÓN DEL CAMPODebemos considerar al bolsón, como un globo que se irá desinflando amedida que extraemos los hidrocarburos de su interior. Por tanto, lapresión irá disminuyendo continuamente a lo largo de la vida del campo.Existe el peligro que al descender la presión toquemos la curva desaturación, con la consiguiente formación de hidrocarburos (superioresC5+) líquidos. Cuando un gas pasa a la fase líquida su volumen disminuyeenormemente, ocasionando aún más una disminución de presión dentrodel bolsón. Naturalmente un campo gasífero, no está configurado paraalmacenar líquidos (caso contrario sería un campo petrolero), estoslíquidos por densidad se irán al fondo y se perderán en las areniscas. Conesto el bolsón colapsa y se lo pierde. Para que no ocurra esto, debemosmantener la presión alta superior a unos 600 Psia. para evitar lacondensación retrógrada. Esto se lo consigue con la reinyección de parte otodo el gas que se está extrayendo. Para esto se requieren de enormescompresores capaces de levantar la presión por encima a la del campo,para que pueda ser reintroducido al bolsón. La cantidad de gas que sereinyecta inclusive con compresores gigantes, es muy pequeña comparadacon la cantidad del reservorio; por consiguiente, el tiempo de respuestapara que se note cambios en la presión interior son grandes, de meses oaños (el estado transiente del campo es de respuesta muy lenta). Luego,tomar precauciones para evitar caídas de presión, son vitales en el campoy deben ser realizadas con años de anticipación. Algunos campos requieren
  7. 7. que los primeros años de existencia, todo el gas sea de reinyección,separándole tan solo los condensables. Una vez pinchado un campo, so selo puede dejar sellado o sin producción, por el peligro de colapso,derrumbes de los pozos y entubados, pérdidas económicas, etc. Hasta estepunto el gas ya tiene un valor 0.22 $us./MPCS, que es el que se hainvertido en descubrir el campo; pero para su venta, requiere todavía deun 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 encontacto con aguas subterráneas, es seguro que el gas está saturado convapor 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 porlas siguientes razones: cuando disminuyamos la presión del gas queestamos extrayendo, este se enfría. Por otro lado, necesitamos enfriarlopara que condensen C3+ y si lo transportamos por ducto a La Paz, el gaspasará por las cumbres andinas y se enfriará a temperaturas bajo cero. Atemperaturas bajas, el gas forma compuestos de hidratos de hidrocarburosde naturaleza sólida (parecidos al hielo) que ocasionarán el taponeo deequipos y tuberías, por tanto es necesario deshidratar el gas a cantidadesiguales o menores de las 7 Lb/MMPC.Si el gas tiene ácido sulfhídrico y dióxido de carbono, es necesariosepararlos del gas, por que se constituyen en un compuesto sin podercalorífico, que supone fletes de transporte inútiles, por lo que estoscomponentes son castigados dentro de la composición del gas para suventa disminuyéndose 0.27 $us/PC de contenido; por lo tanto, se debehacerle un tratamiento de endulzamiento, sobre todo si este gas estádestinado a la industria petroquímica. (el H2S es altamente corrosivo paralos equipos y es veneno para los catalizadores en partes por millón depresencia).El nitrógeno es un gas inerte, que solo se constituye en una carga para eltransporte pero que no se exige separarlo. Por último, la separación que sepuede realizar a los hidrocarburos va desde una separación rigurosa, hastauna separación somera de fracciones, de acuerdo a los requerimientos delmercado de los productos.Actualmente en el país, la separación que se realiza al gas es en tresfracciones: C1, C2, C3, C4 que se constituye en el gas de exportación, algode C3, C4 que es el gas licuado de petróleo GLP que se consumeengarrafado para la mayoría del uso doméstico como combustible y C5,C6vendible como gasolina natural. Se deshidrata el gas, pero no se separa elCO2 o N2.ANÁLISIS DE LOS PRODUCTOSGASOLINA:La fracción más pesada C5, C6 que se constituye en gasolina comocarburante automotriz, tiene un mercado interno asegurado y con algúnexcedente para la exportación. Antes del año 2000 existieron épocas en lasque Bolivia estuvo al límite de la importación de gasolina como ocurrió conel diesel oil. Nuestra capacidad de reserva de gasolina está alrededor delos 70000 BBL/día y tenemos un consumo interno de 40000 BBL/D cercana
  8. 8. a la capacidad instalada de refinación de 50000 BBL/D. Los excedentes enla 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 vendecomo gasolina a un precio de 0.43 $us/lt (el precio internacional estácercano a 1 $us/lt.).GLP (GAS LICUADO DE PETROLEO):En cuanto a la fracción C3, C4. Si se la separa correctamente, podríamostener una producción actual de 1420 TM/D para la producción de 570MMPCSD (asumiendo un 95% de recuperación). El consumo de GLP en elpaís esta alrededor de 770 TM/D . con una tasa de crecimiento de un8.3%, que representa la mitad del potencial.¿Que se hace con el excedente de GLP?. Ya que el transporte de GLP es unode los más caros porque hay que licuarlo para enviarlo en carros cisterna ocomo líquido presurizado y frío, entre lotes de gasolina, lo que ocasiona unelevado flete de transporte; es por esta razón que, es muy difícil suexportación. Ya que no existe mercado el C3, C4 no se lo separa del gasnatural y se lo exporta como gas, lógicamente a menor precio querepresenta el valor agregado de la separación. Así que pasa la frontera, loprimero que hacen los vecinos es recuperar y separar el GLP, por estotampoco quieren importar GLP.Si se pretende producir los 4115 MMPCD esto supone un potencial de GLPde 10250 TM/D inmensa cantidad que debe ser una prioridad que se debesolucionar, 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 elmundo.Este problema no es solo de Bolivia, es un problema mundial, ya que elproducto limitante por su mercado es el GLP, EEUU está actualmentealmacenando en cavernas subterráneas preparadas y acondicionadas paraeste efecto, en las cuales se confina el GLP líquido.Para este tipo de separación parcial, no es necesario poner plantassofisticadas de tratamiento de gas. Basta con realizar separacionesprimarias de fases en el mismo terreno del campo gasífero junto a lagasolina transportados por oleoductos a las refinerías que serán las queterminen la separación del la gasolina y GLP.Las únicas plantas de tratamiento que realmente realizan una separaciónconcienzuda son las primeras que se instalaron hace 30 años atrás: GasCamiri muy pequeña, Río Grande y Collpa en Santa Cruz, que con sucapacidad instalada (1000TMD) junto a las refinerías, todavía sonsuficientes para la demanda del mercado actual y pueden tener inclusoexcedentes si existiera el mercado.Se podría separar parte del GLP en propano y butano puros (con aumentode su valor agregado) para petroquímica y como fluidos refrigerantes, peroesto no significaría un consumo significativo al de las diez mil toneladasdiarias potenciales que podemos tener. Y todos los problemas de estosgases licuados son los mismos que para el GLP.
  9. 9. ¿Por que existe escasez de GLP en algunas partes y algunos días?. Elproblema no es que no exista GLP (hemos demostrado que si lo hay), es eltransporte y las plantas de engarrafado (no las de tratamiento de gas). Lasplantas de engarrafado están instaladas cercanas a los núcleos grandes deconsumo de GLP, uno de los mercados mas grandes es La Paz, estasengarrafadoras están instaladas con capacidades casi idénticas al volumenrequerido por el mercado, cualquier falla de una de estas supone un atrasoen la distribución normal. Cualquier problema en el transporte de cisternaso oleoducto desde los valles o Santa Cruz a La Paz también causa unretardo en la distribución; por tanto, el cuello de botella es el transporte yla capacidad de las plantas engarrafadoras. La idea de migrar del consumode GLP a gas sería lo ideal desde el punto de vista económico comoquímico, pero hay que solucionar que hacer con los excedentes de esteproducto.GAS NATURAL:En cuanto al metano y etano, C1 C2. Las Plantas de tratamiento de gasestán instaladas para fraccionar estos compuestos. Lo ideal es separarlospara consumo de petroquímica y el C1 o desechos petroquímicos en el usode combustible doméstico. El mercado interno es pequeño frente a laexportación. De este mercado, la gran mayoría es para consumo industrial.El crecimiento del mercado interno es lento y las reservas solo paraconsumo interno podrían alcanzar 250 años, sin considerar futurosdescubrimientos, no podemos dejar de aprovechar la oportunidad de sacarel 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 acomprar gas de otros países para mantener su nivel energético.En cuanto al transporte de esta fracción, es relativamente económicamediante gasoductos, hasta ciertas distancias, la construcción delgasoducto al Brasil que ha costado cerca de 1000 millones de $us, supone,para la capacidad proyecta de exportación un costo adicional de transportede 0.13 $us./MPC, cuyo valor se puede duplicar por efectos de rentabilidady triplicar por efectos de mantenimiento y operación del mismo. Luego, elcoste de transporte al Brasil es de 0.39 $us/MPC (1000 Km.) que sumadoal costo de prospección (0.22) es de 0.61 $us/MPC CIF, este no incluyetodavía el costo de tratamiento del gas.Otra forma interesante del transporte es transformarlo este gas en líquidoo mejor aún en sólido.El GNL Gas natural licuado (LNG en ingles), es la alternativa propuestapara exportar el gas al norte. Esta alternativa supone procesos criogénicosde – 160°C con presiones elevadas. La tecnología supone compresoresgigantes, mayores a los de reinyección y esta planta tiene que estarubicada cerca de los barcos cisterna para el inmediato trasvase del líquido.Con una inversión del proyecto que se discute será entre 5000 a 7000millones de dólares, esto equivale a aumentar al precio del gas 0.4$us/MPC por la inversión, sin considerar la operación y mantenimiento dela misma que puede duplicar este valor 0.8 $us/MPC; es decir, ya tenemosun total de 1.41 $us./MPC puesto en barco.
  10. 10. La otra alternativa más costosa pero de tecnología interesante, es la deconvertir 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 oligeramente menor con moderadas presiones, para que se forme el hidratode hidrocarburo. Este proceso supone arrastrar el agua de hidratación decastigo junto al gas, que alcanza un 85% del peso total del sólido,situación que encarece enormemente el transporte. 1 MMPCS de gas seco ytratado, equivale para un peso molecular de 17 a 19.62 TM/MMPCS 111.2TM de agua que supone acarrear al norte(México) para la cantidad deexportación proyectada de 850 MMPCSD 16667 TM/D de gas seco. Con unflete de barco de 0.74 $us/MPC para el gas seco, contra 4.94 $us/MPCequivalente de transportar los hidratos sólidos, lo que inviabiliza estasegunda alternativa.Para el gas licuado el precio de flete de barco 0.74 mas los 1.41 es 2.151$us/MPCS mas los costos de transporte en los países del norte 0.115,Costo de regasificación 0.35, se tiene un precio de 2.616 $us/MPCS Cuadro 3. Resumen de precios del gas exportadoSi a este precio de 3.225 le sumamos el precio que queremos de beneficiopara el país de 1.05 a 1.55 $us./MMBTU o 1.2 a 1.8 $us/MPC se tiene untotal de 4.425 a 5.025 $us/MPC puesto en puerta del consumidor oequivalente a (3.9 – 4.4 $us/MMBTU) que comparado al de 3.33$us/MMBTU valor actual en EEUU no sería rentable para ellos; es por estarazón que, fijan el precio para conveniencia de ellos en venderles a 0.6 –0.7 $us./MPC en boca de pozo. De los cuales además solo corresponderíael 18% de regalías al estado Boliviano, 0.125 $us./MPCS. Lo querepresenta 3.1 % de la Torta ( de cad 100 $us solo correspondería deregalía al Estado y por tanto a la región 3.1 $us)Figura 3.
  11. 11. CONCLUSIONESCon esto todos ganan, menos los Bolivianos. Debemos mantener una R/P igual al promedio mundial 63.4 años como mínimo para que el gas boliviano se termine junto a la del mundo; Esto supone una Producción de 1150 MMPCD como máximo. Menos la producción actual de 570 MMPCD tenemos un excedente de 580 (podemos duplicar la producción actual). Este excedente podría ser repartido en: 150 para Consumo Interno, 120 para petroquímica = 2350 TMD de materia prima C1, C2 (enorme cantidad que lanza un reto de competitividad a nivel sudamericano) Debemos separar todo el GLP con un excedente de 2000 TMD (fuera del consumo interno 965 TMD), enorme cantidad de materia prima C2, C3 Por tanto el aumento máximo en exportación al Brasil, puede ser 270 MMPCSDAntecedentes para la Industrialización del gasAntes de entrar en las potencialidades de la petroquímica, sin llegar alpesimismo, debemos indicar algunos aspectos del porque Bolivia no esindustrializado: Los mercados internos son tan pequeños, que por relación de escala muy pocos proyecto son rentables. La industria, para ser rentable, debiera considerar la exportación aumentando la escala de producción. Competir internacionalmente, supone mejorar rendimientos, eficacias, eficiencias en la producción. En el mundo son 6 las transnacionales que acaparan las patentes tecnológicas de la petroquímica. Comprar una industria llave en mano, supone costos de inversión 100 veces mayores a los reales. Cualquier planta pequeña petroquímica esta alrededor de los 250 millones de $us. Es una forma de protección a la industria de los países desarrollados. Estas inversiones elevan los costos financieros a límites de no ser competitivos. La petroquímica, requiere de complejos industriales que intercambian subproductos. El orden de inversión de un pequeño complejo petroquímico puede superar los 5000 millones de $us. Una inversión similar al proyecto de exportación de GNL. Existen miles de productos petroquímicos, de los cuales se debe realizar estudios de prefactibilidad para su priorización y selección más adecuada. Cada día salen nuevos procesos tecnológicos petroquímicos. Esto presupone estar al día en novedades e investigación tecnológica. Muchos procesos petroquímicos ya existentes, son sustituidos por nuevos más económicos y eficientes, por lo que pueden desplazar industrias instaladas. Existen casos en los que industrias han entrado en quiebra por desplazamiento tecnológico. En el país, los índices de seguridad: económica, jurídica, social y política son de las más bajas del mundo. Ningún financiador asume riesgo bajo estas condiciones, prefieren hacerlo en Chile.
  12. 12. No existen políticas claras de protección al desarrollo de la industria en Bolivia. El contrabando siempre tiene menor precio que el producto local.Si queremos entrar en la petroquímica, debemos analizar y solucionar cadauno de éstos aspectos antes de arriesgarnos. Nuestro deber comoingenieros es proponer respuestas concretas a esta problemática, y emitirsugerencias, ideas y proyectos interesantes, coherentes y factibles, para lamejor utilización del gas. Si no lo hacemos, nadie lo hará, menos aún laclase política.Una idea interesante que se vertió el año 1987, en un seminario sobre elgas auspiciado por la Universidad San Francisco Xavier; fue la de producirnegro de humo por la quema incompleta del gas. El carbón es un excelentecombustible sólido, de elevada temperatura de llama, ya que puedeutilizarse en siderurgia y metalurgia como combustible y agente reductor,es de fácil transporte inclusive fluidizado, se puede exportar, es unaindustria que llega a producto final en una sola etapa; no como lapetroquímica que pasa por tres etapas antes de llegar a los productosfinales.Nuestra convicción, sobre todo para las generaciones futuras, debe ser sílo podemos hacer.ANEXOSRef: YPFBTPC = Trillones de pies cúbicos = 1012 pies cúbicosRESERVAS EN EL MUNDO Consumo Mundial de GNConsumo mundial de gas natural, historia y proyecciones en trillones depies cúbicos.http://www.cec.uchile.cl/
  13. 13. Las tasas Reserva/Producción (R/P), exceden los 100 años en el MedioOriente y Africa.Para la ex Unión Soviética la tasa es de 83.4 años, y para Centro y SudAmérica de 71.5 años. Norte América y Europa tienen tasas más bajas, con11.4 años y 18.3 años respectivamente. La tasa R/P del gas natural en elmundo es de 63.4 años, superior a la del petróleo de 41 años.Las siguientes Tablas de reservas, producción y precios, han sido extraidasde: http://www.bp.com/files/16/natural_gas_1618.pdf

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