Proyecto final de Fisica (1)

Título: Reservas de Hidrocarburos en Bolivia
Autor: Elmer Apaza Colque
Edwin Mamani Tenorio
Índice General
1.-INTRODUCCION ...................................................................................................................... 3
2.-Objetivos ..................................................................................................................................... 3
3.-Justificación ................................................................................................................................ 4
4.-Alcance ....................................................................................................................................... 4
5.-Marco teórico .............................................................................................................................. 4
3.1 ¿QUÉ ES UNA RESERVA DE HIDROCARBUROS? ....................................................... 4
3.2 ¿COMO SE CLASIFICA UNA RESERVA DE HIDROCARBUROS? ............................. 5
5.3.- Clasificación de las reservas de acuerdo a las facilidades de producción ........................ 10
3.4.-COMO SE REALIZA UNA RESEVA.- ........................................................................... 11
3.5.-CUALES SON SUS COMPONENTES DE UNA RESERVA ......................................... 12
3.6.-UTILIDADES DE LAS RESERVAS EN BOLIVIA ........................................................ 14
6.-Marco practico .......................................................................................................................... 15
6.1.-Revolución del gas en Bolivia ........................................................................................... 15
6.2.-Situación Actual ................................................................................................................. 17
6.3.-Proyeccion futura ............................................................................................................... 21
6.4.-Produccion y Consumo ...................................................................................................... 24
6.5.-Exportacion e importación ................................................................................................. 27
7.-CONCLUSION ........................................................................................................................ 31
8.-ANEXOS .................................................................................................................................. 32
9.-BIBLIOGRAFIA ...................................................................................................................... 40
10.-EVALUACION DEL DOCENTE................................ Ошибка! Закладка не определена.
Índice de Figuras
Figura 1 Reserva de hidrocarburos ................................................................................................ 5
Figura 2 Área de exploración ingre ............................................................................................. 17
Figura 3 Planta YPFB .................................................................................................................. 19
Figura 4 Planta Campo Camirí .................................................................................................... 20
Figura 5 Áreas con potencial hidrocarburíferos .......................................................................... 20
Figura 6 Evolución de la renta petrolera ..................................................................................... 21
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Asignatura: Física I
Carrera: Ing. Gas y Petróleo
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Figura 8 Curva de producción de campos margarita e Incahuasi ............................................... 23
Figura 9 Desarrollo del sector Hidrocarburo .............................................................................. 26
Figura 10 Reservas Hidrocarbúferas certificadas ....................................................................... 27
Figura 11 Producción de gas natural........................................................................................... 27
Figura 12 Importaciones de gasolina ........................................................................................... 28
Figura 13 Recursos asignados por departamento ........................................................................ 29
Figura 14 Exportaciones 2014-2015 ............................................................................................ 30
Figura 15 Importaciones de YPFB 2010-2013............................................................................. 30
Figura 16 Uso de GNV y sus ventajas .......................................................................................... 31
Figura 17 Producción certificada de petróleo condensado y gasolina ........................................ 31
Figura 18 Recaudación impositiva de hidrocarburos .................................................................. 32
Figura 19 Evolución de los ingresos de los hidrocarburos 2006-2013 ....................................... 33
Figura 20 Evolución de la renta petrolera ................................................................................... 33
Figura 21 Campo Gualberto ........................................................................................................ 33
Figura 22 Importación de gasolina y diesel ................................................................................. 34
Figura 23 Áreas de potencial hidrocarburíferos .......................................................................... 34
Figura 24 Producción y venta de gas natural ............................................................................. 35
Figura 25 Ingreso de la nacionalización ...................................................................................... 35
Figura 26 Certificación de las reservas de gas natural y petróleo .............................................. 35
Figura 27 Producción nacional de GLP y consumo de diesel ..................................................... 36
Figura 28 Reservas probadas de gas natural ............................................................................... 36
Figura 29 Demanda de gas natural en Bolivia y en los mercados externos ................................ 36
Figura 30 Evolución de las reservas de gas natural 1987-2016 .................................................. 37
Figura 31 La demanda interna y Externa del gas natural ........................................................... 37
Figura 32 Precios promedio de exportación de gas y petróleo.................................................... 37
Figura 33 Reservas y extracción de petróleo en Bolivia .............................................................. 38
Figura 34 Precios de exportación de gas ..................................................................................... 38
Figura 35 Costo y beneficio del incentivo fiscal a las empresas petroleras ................................ 38
Figura 36 Probables reservorios de shale gas ............................................................................. 39
Figura 37 Inversiones del sector y utilidades de YPFB corporación ........................................... 39
Figura 38 Caída de exportación de los hidrocarburos 2015-2016 .............................................. 39
Figura 39 Campo margarita y Huacaya ...................................................................................... 40
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1.-INTRODUCCION
En el presente documento queremos brindarles a ustedes estimado lector un documento de
recopilación sobre el tema de las “reservas de hidrocarburos en Bolivia”, este campo de estudio es
muy interesante ya que aprenderás la información relacionado sobre los hidrocarburos, cuanta
reserva tenemos en nuestro país, como se realiza la reserva, situación actual de los hidrocarburos
en Bolivia, evolución de las reservas en Bolivia.
También trataremos los temas de la exportación del gas, que realiza Bolivia hacia Argentina y
Brasil. También conocerás las importaciones que realizo nuestro país de combustible en un tiempo
determinado.
También conocerás las exploraciones que realiza nuestro país en todo el territorio nacional, y
podremos ver también las perforaciones que se realizan en estos años.
2.-Objetivos
a. Definir que es una reserva
b. Definir que es un reservorio
c. Detallar la cantidad de reservas con que cuenta Bolivia actualmente
I.
Determinar Cantidad de reservas probadas de Bolivia
II.
Determinar la cantidad de reservas probables de Bolivia
III.
Determinar la cantidad de reservas posibles de Bolivia
d. Definir el análisis de comportamiento de las reservas de hidrocarburos de
Bolivia
I.
Definir el balance de materia en los reservorios
II.
Determinar la curva de inclinación de la producción de los
hidrocarburos de Bolivia
III.
Definir la simulación numérica de la producción de los hidrocarburos
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e. Definir tipos de empuje por recuperación primaria de yacimientos petroleros
3.-Justificación
El presente documento se realizó con la finalidad de poder brindar una buena información
sobre el tema de “las reservas de hidrocarburos en Bolivia”, nosotros necesitamos tener a
disposición la información sobre nuestros hidrocarburos, como están modificándose nuestras
reservas, si se está incrementando o se está disminuyendo estamos dichas reservas.
4.-Alcance
a. El alcance de este documento es de finir que es una reserva y conocer la cantidad de
reservas con que cuenta actualmente Bolivia ya sea reservas probables, reservas
probables o reservas posibles.
b. También definir qué cantidad de gas y petróleo está exportando a nuestros dos
mayores mercados los cuales son Brasil y argentina y cuanto está saliendo al mercado
interno
c. También Determinar los dados de extracción de hidrocarburos de cada campo que
tiene Bolivia.
5.-Marco teórico
5.1.- ¿QUÉ ES UNA RESERVA DE HIDROCARBUROS?
Las reservas de hidrocarburos son volúmenes de petróleo crudo, condensado, gas natural y
líquidos del gas natural que pueden ser recuperables de acumulaciones conocidas desde una fecha
determinada en adelante.
La estimación de estas reservas consiste en el análisis, actualización y revisión de la información
técnica de los yacimientos donde se encuentran almacenados.
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Esta información es muy valiosa para el sector y las empresas petroleras, ya que muestra los
indicadores más importantes que se requieren para definir las actividades de exploración y
producción de los yacimientos.
La estimación de reservas de hidrocarburos es una labor compleja que requiere una
interpretación de volúmenes y datos que tienen cierto grado de incertidumbre, y es por ello que
vamos a analizar sus elementos más relevantes.
Figura 1 Reserva de hidrocarburos
3.2 ¿COMO SE CLASIFICA UNA RESERVA DE HIDROCARBUROS?
Las Reservas de Hidrocarburos se clasifican de la siguiente manera:
1. Certidumbre de Ocurrencia.
Probadas

Probables

Posibles
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2. Facilidades de producción.
Probadas desarrolladas

Probadas no desarrolladas
3. Método de recuperación.
Primarias

Suplementarias
1. Clasificación de las reservas de acuerdo a la certidumbre de ocurrencia
a) Reservas Probadas
Son volúmenes de hidrocarburos estimados con un grado de certeza mayor al 90% y recuperables
de yacimientos conocidos, según información geológica e ingenieril disponible y bajo condiciones
operacionales, económicas y relaciones gubernamentales prevalecientes.
Lo anterior quiere decir que las empresas operacionales deben estimar las reservas a través de los
medios información geológicos y de ingeniería que dispongan pero de encontrar volúmenes de
hidrocarburos que no sean extraíbles bajo las condiciones operacionales disponibles o por ejemplo
no sea económicamente rentable su extracción ya que el costo de producción de un barril de ese
petróleo es mayor que el precio de venta del mismo, dicho volumen no puede ser contabilizado
como reserva probada.
El Manual describe ciertos casos de reservas probadas
Son reservas probadas los volúmenes de hidrocarburos producibles en yacimientos con producción
comercial o donde se hayan realizado pruebas de producción o formación exitosas.
Son reservas probadas los volúmenes producibles del área de un yacimiento que ha sido delimitada
por información estructural, estratigráfica y de contactos de fluidos de pozos perforados en ellas o
límites arbitrarios razonables.
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Son reservas probadas los volúmenes producibles en las áreas aún no perforadas pero que
encuentren entre yacimientos conocidos, cuya información geológica y de ingeniería indiquen que
hay continuidad entre ellos.
Son reservas probadas los volúmenes de yacimientos que pueden ser extraídos cuando son
sometidos a proyectos comerciales de recuperación suplementaria, tales como inyección de gas,
inyección de agua, mantenimiento de presión, métodos térmicos, entre otros.
Son reservas probadas los volúmenes que provengan de proyectos de recuperación suplementaria
comprobados siempre y cuando los proyectos están basados en proyectos pilotos exitosos
realizados en ese yacimiento, o en respuestas favorables de proyectos de recuperación realizados
en yacimientos análogos de características similares según información geológica e ingenieril; y
cuando sea razonablemente cierto que dichos proyectos de recuperación suplementaria serán
realizados.
En ciertos casos se considerarán reservas probadas los volúmenes producibles de pozos cuyos
análisis de núcleos y/o perfiles indican que pertenecen a un yacimiento análogo a dos o más que
están produciendo en el mismo horizonte o que han demostrado su capacidad productora.
b) Reservas Probables
Son los volúmenes estimados de hidrocarburos asociados a acumulaciones conocidas,
donde información geológica y de ingeniería indican con un grado de certeza del 50% que se
podrían recuperar bajo las condiciones operacionales, económicas y contractuales que lo permitan.
Se estiman como reservas probables los volúmenes de hidrocarburos que puedan producirse en
condiciones económicas futuras diferentes de las utilizadas para las reservas probadas; es decir, si
en el momento actual no es rentable la producción de crudo en un yacimiento pero se aprecia una
tendencia económica que a futuro hará rentable su producción, entonces estos volúmenes pasan a
ser reservas probables.
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En Bolivia se ha establecido un sistema de Series Numeradas para indicar los casos que califican
como Reservas Probables, de acuerdo al riesgo y posibilidad de existencia:
Serie 100
Los volúmenes que podrían recuperarse de yacimientos donde no se hayan hecho pruebas
de producción pero el análisis de perfiles de sus pozos indica con alta certeza la probabilidad de
su existencia.
Serie 200
Los volúmenes que podrían recuperarse a una distancia razonable fuera del área probada
cuyo límite fue establecido por el pozo estructuralmente más bajo pero donde no se ha determinado
el contacto agua-petróleo y por ende exista la probabilidad de que el yacimiento se extienda
abarcando el área de interés.
Serie 300
Los volúmenes que pudieran contener las áreas adyacentes a yacimientos conocidos que
están separados de éstas por fallas sellantes, siempre y cuando información geológica y de
ingeniería afirme con razonable certeza que en dichas áreas existen condiciones geológicas
favorables para la acumulación de hidrocarburos.
Serie 400
Los volúmenes estimados a través de estudios geológicos o de ingeniería realizados o
estudios en proceso, donde el juicio técnico indica, con 50% de certeza, que dichos volúmenes
podrían recuperarse en yacimientos probados si se aplicaran procedimientos comprobados de
recuperación suplementaria.
c) Reservas Posibles.8
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Son los volúmenes estimados de hidrocarburos asociados a acumulaciones conocidas,
donde información geológica y de ingeniería indican con un grado de certeza de por lo menos 10%
que se podrían recuperar bajo las condiciones operacionales, económicas y contractuales que lo
permitan.
En otras palabras, se clasifican como reservas posibles lo volúmenes que no califiquen como
reservas probables debido a que la información geológica y de ingeniería tiene menor grado de
certeza.
Del mismo modo que para las reservas probables, en Venezuela se ha establecido un sistema de
Series Numeradas para identificar aquellos casos que califiquen como reservas posibles:
Serie 600
Los volúmenes sustentados por pruebas de producción o formación que no pueden ser
producidos por las condiciones económicas en el momento de la estimación, pero que serían
rentables al utilizar condiciones futuras razonablemente ciertas.
Serie 700
Los volúmenes que podrían existir en formaciones donde las muestras de núcleos o perfiles
de pozos describen características de acumulaciones de hidrocarburos potenciales pero con un alto
grado de incertidumbre.
Serie 800
Los volúmenes que podrían existir en áreas que, de acuerdo a información geológica y de
ingeniería, se encuentran en una estructura mayor que la limitada por las reservas probables y
probadas y la perforación de pozos fuera del área probada y probable ofrece menor certeza de
resultados positivos.
Serie 900
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Los volúmenes que podrían existir en segmentos fallados no probados, adyacentes a
yacimientos probados, en donde existe una duda razonable de que ese segmento contenga
volúmenes recuperables de hidrocarburos.
Serie 1000
Los volúmenes adicionales en yacimientos cuyas características geológicas y de fluidos
indican la posibilidad de ser extraídos con éxito si se aplicara algún método de recuperación
suplementaria.
5.3.- Clasificación de las reservas de acuerdo a las facilidades de producción
a) Reservas Probadas Desarrolladas.Son los volúmenes de hidrocarburos comercialmente recuperables de yacimientos por los
pozos e instalaciones de producción disponibles. Se incluyen las reservas detrás de la tubería de
revestimiento que requieren un costo menor y generalmente no requieren uso de taladro para
incorporarlas a la producción. También se incluyen aquellas que se esperan obtener por la
aplicación de métodos de recuperación suplementaria.
b) Reservas Probadas No Desarrolladas.Son los volúmenes de reservas probadas que no pueden ser comercialmente recuperables a
través de los pozos e instalaciones de producción disponibles. Incluye las reservas detrás de la
tubería de revestimiento que requieren un costo mayor para incorporarlas a la producción (RA/RC)
y las que necesitan de nuevos pozos e instalaciones o la profundización de pozos que no hayan
penetrado el yacimiento.
3. Clasificación de las reservas de acuerdo al Método de Recuperación.a) Reservas Primarias.10
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Son los volúmenes de hidrocarburos que pueden recuperarse con la energía propia o natural
del yacimiento. Dicha energía puede venir del empuje de una capa de gas, de un acuífero o de gas
en solución liberado, por compresión del volumen poroso o expansión del volumen de los fluidos;
pero dichos mecanismos de empuje natural dependen de la presión del yacimiento respecto a la
presión de burbuja.
b) Reservas Suplementarias.Son los volúmenes adicionales que se podrían recuperar en un yacimiento si el mismo es
sometido a una incorporación de energía suplementaria a través de métodos de recuperación
artificiales tales como la inyección de agua, gas, fluidos miscibles o cualquier otro fluido o energía
que ayude a restituir la presión del yacimiento y/o desplazar hidrocarburos que aumenten la
extracción de petróleo.
3.4.-COMO SE REALIZA UNA RESEVA
Dentro de los criterios que se utilizan para hacer una estimación de reservas, se debe tomar
en cuenta la disponibilidad de datos suficientes y fiables, la evaluación que se tiene de la etapa de
desarrollo, el comportamiento histórico, la experiencia con la que se cuenta respecto al lugar donde
se hará el análisis, y con respecto a zonas con propiedades similares.
Una vez considerada la información disponible, se procede a elegir algún método para hacer la
estimación de las reservas, la cual depende del criterio profesional que se basará tanto en su
experiencia como en la localización geográfica y las características geológicas para elegir el
método más oportuno. La combinación de diferentes métodos proporciona una mayor confianza a
la estimación.
1. Los métodos más utilizados son el método volumétrico, el análisis de datos, los modelos
matemáticos, las analogías de reservas comparables y los métodos de estimación de
reservas tanto determinísticas como probabilísticas.
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2. Atreves del análisis del desempeño y proyecciones de las reservas también se pueden
estimar las mismas. Estas estimaciones pueden ser pronosticadas con base en el análisis de
la declinación de producción y en consideraciones apropiadas de otros parámetros como
por ejemplo la proporción de la presión del reservorio aceite/agua, promedio de gas/aceite
y promedio de gas/liquido.
3. Las reservas futuras producciones se pueden estimar a través de la combinación de estudios
detallados de geología e ingeniería junto con la simulación de modelos matemáticos.
4. Cuando se tiene información de reservorios comparables, con la misma formación y el
mismo ambiente geológico que comparte características litológicas (se refiere a las
características de las rocas), se puede hacer estimaciones de la producción y las reservas
por pura analogía.
5. El método determinístico también es útil para la estimación de reservas, el analista de
reservas selecciona un valor único por cada parámetro, para ser utilizado en el cálculo de
las reservas.
6. EL método probabilístico se utiliza un amplio rango de valores para cada parámetro y se
utiliza una técnica matemática, como la Simulación de Monte Carlo, para generar un rango
de posibles resultados para las reservas y su probabilidad de ocurrencia.
3.5.-CUALES SON SUS COMPONENTES DE UNA RESERVA
El petróleo es un líquido formado por una mezcla de hidrocarburos. En las refinerías se
separan del petróleo distintos componentes como gasolina, gasoil, fueloil y asfaltos, que son
usados como combustibles. También se separan otros productos de los que se obtienen plásticos,
fertilizantes, pinturas, pesticidas, medicinas y fibras sintéticas.
El gas natural está formado por un pequeño grupo de hidrocarburos: fundamentalmente metano
con una pequeña cantidad de propano y butano. El propano y el butano se separan del metano y se
usan como combustible para cocinar y calentar, distribuidos en bombonas. El metano se usa como
combustible tanto en viviendas como en industrias y como materia prima para obtener diferentes
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compuestos en la industria química orgánica. El metano se distribuye normalmente por
conducciones de gas a presión (gaseoductos).
En 1990 se obtenía del petróleo el 38,6% de la energía comercial del mundo, aunque unos años
antes, en 1974 llegó a representar el 47,4%, antes de la crisis planteada por la OPEP. Ese mismo
año la proporción de energía comercial suministrada por el gas natural fue de un 21,6% y desde la
crisis del petróleo de 1973 ha ido aumentando ligeramente la proporción en la que se consume.
Formación
El petróleo y el gas natural se forman cuando grandes cantidades de microorganismos
acuáticos mueren y son enterrados entre los sedimentos del fondo de estuarios y pantanos, en un
ambiente muy pobre en oxígeno. Cuando estos sedimentos son cubiertos por otros que van
formando estratos rocosos que los recubren, aumenta la presión y la temperatura y, en un proceso
poco conocido, se forman el petróleo y el gas natural. Este último se forma en mayor cantidad
cuando las temperaturas de formación son más altas.
El petróleo y el gas, al ser menos densos que la roca, tienden a ascender hasta quedar atrapados
debajo de rocas impermeables, formando grandes depósitos. La mayor parte de estos combustibles
se encuentran en rocas de unos 200 millones de años de antigüedad como máximo.
Tipos de crudo
La palabra crudo es típica para designar al petróleo antes de su refinado.
La composición de los crudos es muy variable dependiendo del lugar en el que se han formado.
No solo se distinguen unos crudos de otros por sus diferentes proporciones en las distintas
fracciones de hidrocarburos, sino también porque tienen distintas proporciones de azufre,
nitrógeno y de las pequeñas cantidades de diversos metales, que tienen mucha importancia desde
el punto de vista de la contaminación.
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3.6.-UTILIDADES DE LAS RESERVAS EN BOLIVIA
El potencial hidrocarburíferos de Bolivia llega a 15.000 millones de barriles de petróleo y
130 trillones de pies cúbicos de gas natural (TCF por sus siglas en inglés), según los resultados de
un estudio realizado por la consultora internacional Beicip Franlab. Para la estatal YPFB esos
dados ayudarán a definir un plan de exploración adecuado y acertado.
El presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Óscar Barriga, destacó este
martes el potencial hidrocarburíferos detectado tras varios años de estudio y en una proyección
pesimista, como ocurre en este tipo de trabajos, en las diferentes regiones tradicionales y no
tradicionales de Bolivia.
Los datos ya fueron presentados ayer en Santa Cruz durante la firma de memorándums de
entendimiento con las petroleras Kampac Oil y Milner Capital que comprometieron una inversión
conjunta de $us 2.500 millones en el desarrollo de actividades hidrocarburíferas en la cuenca
Madre de Dios, en el norte de Bolivia, una zona no tradicional.
Dos petroleras comprometen $us 2.500 MM en labor hidrocarburífera en el norte de Bolivia
El jefe de proyecto de la empresa Beicip-Franlab, Frederick Jean Simón Schneider, presentó los
resultados y explicó que ese tipo de estudios permiten reducir la incertidumbre, es decir los riesgos
en la exploración prospectiva y “también tiene como consecuencia -gracias al conocimiento
regional- reducir el tiempo y entonces los costos de todo lo que es evaluación de prospectos”.
“Hay una primera evaluación de lo que se puede esperar en el futuro que puede ser económica o
no económica, y estamos hablando de cifras que superan los 15 mil millones de barriles de petróleo
y unos 130 TCF de gas”, detalló en el encuentro en el que estuvo el presidente Evo Morales.
Una de las zonas no tradicionales está en la cuenca Madre de Dios, en el norte de Bolivia. En esa
región, según el estudio, hay un potencial conservador de 4 mil millones de barriles de petróleo y
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12 TCF de gas asociado (que se extrae junto con el petróleo crudo y contiene grandes cantidades
de hidrocarburos como etano, propano, butano y naftas).
Consorcio Sproule se adjudica certificación de reservas de hidrocarburos; estará lista hasta mayo
En febrero, el consorcio extranjero Sproule International Limited se adjudicó la licitación sobre la
cuantificación y certificación de las reservas de hidrocarburos de Bolivia por $us 750.000. “El
2013, cuando certificamos, ya no eran 9,9 (2009), eran 10,45 y seguramente la empresa que nos
certifique estará por un valor similar”, sostuvo en ese entonces Sánchez.
Barriga confirmó el potencial cifrado en 130 TCF, aunque sobre los barriles de petróleo sostuvo
que superan los 12.000 millones.
“Esto va a permitir tener a los bolivianos y a YPFB un conocimiento exacto del potencial
aproximado que tenemos, eso ha sido una de las cosas muy importantes. Consideramos que cuando
uno conoce en su plenitud el potencial que tiene es posible que definamos una estrategia y un plan
exploratorio lo más adecuado y acertado posible”.
6.-Marco practico
6.1.-Revolución del gas en Bolivia
En 1939 YPFB perforó el primer pozo en San andita. En 1938, el presidente militar,
Germán Busch, decretó el pago del 11% de la producción a favor de los departamentos
productores. Asimismo, suscribió con Brasil un convenio de vinculación ferroviaria que dio origen
a las exportaciones de gas a este país. En 1941, la producción tomó impulso, llegado a 230.000
barriles por año (BPA). Posteriormente en 1942 logró producir 334.000 BPA. En 1953, Camirí
llegaba a producir 1.58 millones de BPA.Para 1954, producía 2.8 millones de BPA.A partir de este
momento, el país y YPFB vivirían el período denominado los “años dorados” deY P F B , e n t r e
1954-1958. Se aprobó el Código de Petróleo, o “Davenport”. Los volúmenes
d e producción se superaron cada año. Las refinerías de Cochabamba y Santa Cruz fueron
complementadas con centros de acopio. Las estaciones de YPFB empezaron a proliferar por todo
el país y se extendió la actividad exploratoria. A partir de la década de 1960, se otorgaron nuevas
concesiones para empresas privadas. La más importante y perdurable fue la Bolivian Gulf Oil
Company (BOGOC). Esta empresa descubrió y explotó pozos en el norte cruceño, en la zona de
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Caranda, Colpa y Río Grande entre 1960 y 1962.En 1965, la producción de BOGOC en Caranda
llegaba a los 40.000 BPD y sus reservas eran diez veces mayores a las de YPFB. Esta empresa
también firmó un contrato de veinte años de venta de gas a Argentina. La explotación de gas trajo
un grave problema, porque no figuraba en el Código de Petróleo., donde el estado mantenía la
propiedad sobretodos los yacimientos y el operador dividía la producción de petróleo y gas en
porcentajes iguales (50/50). Mientras tanto, la producción de gas natural llegaba a 400 millones de
pies cúbicos por día (MMPCD) y la exportación de gas a 150 MMPC. Este período coincidió con
el registro de precios de materias primas más altos de la historia. Las refinerías de Cochabamba y
Santa Cruz duplicaron su capacidad. La producción llegaba a 500.000 MMPBD y la exportación
a 200.000
Los campos productores se dividieron en dos: Chaco S.A. por una inversión
d e $ U S 3 0 7 millones y Andina S.A. por $US 265 millones. El sistema de oleoductos fue para
Transredes. Las empresas serían dueñas del 50% de las acciones, mientras que un 34% se
destinarían a un fondo de pensiones y el 16% para los trabajadores de las nuevas empresas
constituidas. En este nuevo escenario, el estado sería propietario de los hidrocarburos hallados en
el subsuelo, permitiendo la exploración, explotación, producción y comercialización con
contratos de riesgo compartido conYPFB e inversionistas privados. Los contratos
serían por 40 años y las inversiones a riesgo del adjudicatario. En mayo del 2006, Luego
de ver la refundación de YPFB, la población boliviana está a la expectativa de las nuevas
disposiciones legales para ver surgir a YPFB como lo hicieron sus fundadores, con
institucionalidad, a favor de políticas de Estado y convisión a largo plazo.
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Figura 2 Área de exploración ingre
6.2.-Situación Actual
En Bolivia la producción de gas y petróleo, en los últimos años, tiene varias características
que deben ser analizadas para entender los problemas que enfrenta el sector.
La producción de gas y de líquidos ha tenido un crecimiento continuo a lo largo de la gestión de
este Gobierno. Así, entre los años 2009 y 2014, la producción bruta de gas natural subió de menos
de 37 MMM3/D (millones de metros cúbicos por día) a 61,34 MMM3/D y la producción de
líquidos subió de 40,75 MBPD (miles de barriles por día), del año 2009, a más de 63 MBPD
La producción de líquidos está compuesta por petróleo, condensado y gasolina natural. Como el
gas boliviano es asociado a líquidos, es normal que la mayor producción de gas esté acompañada
de una mayor producción de líquidos. Como son pocos los campos que producen petróleo,
solamente se tiene el problema que si se dejara de producir gas también se dejaría de producir
líquidos, al menos en el volumen necesario para alimentar las refinerías.
Del análisis de la composición de los líquidos, entre los años 2009 y 2014, se puede determinar
que la participación porcentual del condensado y de la gasolina natural subió en 5,5% y la del
petróleo bajó en la misma proporción. Esto significa que cada vez son más livianos los líquidos
producidos
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La participación de los tres mega campos Margarita- Huacaya (asimilados como un solo campo
desde el año 2012), San Alberto y San Antonio concentra el 71% de la producción total de gas y
el 74,2% de la producción total de líquidos. Esto significa que sin la existencia de estos tres campos
no
sería
imaginable
la
producción
hidrocarburíferos
actual
de
Bolivia.
De los tres campos citados, el más reciente es Margarita (operado por Repsol), que empezó a
producir diez años después de San Alberto y San Antonio. A partir del año 2012, Margarita que
está unitizado con el campo Huacaya.
Los campos San Alberto y San Antonio, operados por Petrobras, ya tienen 20 años de
producción continua y muestran señales inequívocas de agotamiento, especialmente el campo
San Alberto.
San Antonio subió su producción el año 2013, pero cayó 2,2% el año pasado. San Alberto tiene
una pronunciada y continua caída desde hace tres años. El año 2013 la producción de gas cayó en
12% y el año pasado el 19,8%.
La declinación de la producción de líquidos es aún más aguda. El año 2013 cayó 18% y el año
pasado 24%. Se sabe también que varios pozos de este campo han sufrido invasión de agua, por
lo que, a corto plazo, se deberán sustituir de otros campos los 8 MMM3/D de gas y los 6 MBPD
de líquidos que este campo aporta a la producción nacional y a la exportación al Brasil.
La distribución de inversiones en la cadena productiva explica el incremento observado en la
producción. Entre los años 2011 y 2014 se han invertido 3.234 millones de dólares en explotación;
es decir, el 47% de la inversión ejecutada total fue canalizada a la producción, siendo un
porcentaje incluso más alto de lo programado.
Estos montos contrastan con la inversión en exploración en el mismo lapso de tiempo. La inversión
ejecutada en exploración fue de 779 millones de dólares, que significa sólo el 11,4 % de la
inversión total. La inversión en producción ha sido cuatro veces más grande que las inversiones
en exploración, esto demuestra la prioridad gubernamental en la política petrolera: producir sin
incrementar reservas.
Las reservas están muy ajustadas. La marcada preferencia por explotar antes que explorar se ha
traducido en contados descubrimientos de nuevos campos.
Ninguno de significación y escasamente se pudieron reponer las reservas consumidas.
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Título: Reservas de Hidrocarburos en Bolivia
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No hay ningún otro campo que pueda sustituir la producción de los mega campos.
Sólo se tiene la esperanza de que en Acero se puedan descubrir reservas de cierta magnitud. Los
demás prospectos son medianos o chicos, cuyas reservas fluctuarían entre 0,1 y 3 TCF’s.
La capacidad de producción ha llegado a su límite. Son pocos los campos en los que se podría
esperar mayor producción, como Itau o Incahuasi, los demás no son transcendentes. Esto implica
que si no se descubren nuevos campos, la declinación de San Alberto no podrá ser compensada
con nueva producción.
Al 31 de diciembre de 2013 las reservas probadas de gas natural alcanzan a 10.45 TCF, las
probables a 3.50 TCF y las posibles a 4.15 TCF”, anunció Morales en una conferencia de prensa
realizada en Palacio de Gobierno.
Asimismo, el estudio señala que el país cuenta con 211,45 millones de barriles de petróleo
condensado.
Las reservas certificadas garantizan hasta el año 2025 los requerimientos del mercado interno, la
exportación y la industrialización.
“Totalmente tenemos garantizado el gas probado hasta el 2025 y estamos convencidos de
acuerdos a informaciones preliminares (esperaremos los estudios) que Bolivia tiene garantizado
hidrocarburos para mucho tiempo”, dijo Morales.
Las empresas más grandes del mundo como Total, Repsol, BG y Petrobras prestan servicios en el
país.
Figura 3 Planta YPFB
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Figura 4 Planta Campo Camirí
Figura 5 Áreas con potencial hidrocarburíferos
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Figura 6 Evolución de la renta petrolera
6.3.-Proyeccion futura
Proyectarán para la siguiente década el comportamiento del mercado del gas en el mundo,
anunció ayer el presidente de YPFB, Óscar Barriga.
El evento desarrollará además paneles para analizar aplicaciones sobre la magneto telúrica en la
exploración petrolera para la reducción de la incertidumbre geológica y la generación de la energía
en la región.
YPFB dará a conocer su estrategia para acelerar el proceso de inversiones en exploración e
industrialización.
Marcelo Urquidi Moore – Según lo formulado por YPFB Corporación en su Plan de Inversiones
2009-2015, en ese período se perforarían 10 pozos exploratorios situados en diversos campos ya
existentes, en los cuáles se realizarían trabajos de profundización con el objetivo de llegar a
formaciones con alto contenido de petróleo y gas.
Consideran en dicho plan que en 3 de dichos pozos tendrían éxito y que la inversión total en los
10 pozos sería de 379 millones de dólares, empero sería arriesgado hacer suposiciones sobre los
volúmenes a lograrse.
Sin embargo, es necesario hacer notar que para la aplicación de los planes de industrialización del
gas natural es necesario previamente disponer de mayores volúmenes de gas, pues actualmente la
producción es baja y escasamente alcanza a cubrir la demanda, por lo que es muy necesario recurrir
a nuevas alternativas de obtención de gas natural.
En Bolivia tenemos la formación Los Monos, que se halla extendida en todo el Subandino y en el
interandino Sud y Centro, penetrando esta formación incluso a Argentina y Paraguay. La potencia
o sea el espesor de esta formación es alta en ciertas áreas y variable en otras. Por ejemplo en el
pozo bulo bulo X8 perforado en 1995, la formación Los Monos aparece a los 2.360 metros de
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profundidad y prosigue hasta los 3.978 metros o sea que en ese lugar presenta un espesor de 1.618
metros.
La explotación de gas de esquisto o “shale gas” requiere efectuar la fractura hidráulica de las
formaciones, como ser camiones cisternas, bombas inyectoras de alta presión, aditivos, tanques
mezcladores, tanques de recuperación de fluidos, separadores, tubería reforzada, etc., y bastante
movimiento de la sarta de perforación, o sea que es más cuantiosa que una convencional, por eso
cualquier contrato debe realizarse por un tiempo suficientemente largo como para que el
inversionista pueda amortizar la inversión adicional o extra que se requiere cuando se utiliza esta
técnica y por lo que se sabe la etapa de producción puede ser prolongada.
Si en Estados Unidos con mano de obra mucho más cara que en Bolivia la explotación de esquistos
es un buen negocio, con mayor razón sería un muy buen negocio aplicarla acá. Otro punto a favor
estriba en que no hay posibilidad de pozos secos, podrá ser de mayor o menor cuantía el volumen
obtenido según la zona, pero siempre será positivo.
Algo que favorece en nuestro caso, en que se presentan formaciones de gran espesor, estriba en
que pueden efectuarse en un solo pozo operaciones de hidrodracturamiento paralelas a diferentes
niveles cada 100 metros de separación, cosa que no es posible en otros países que cuentan con
formaciones de solo 80 a 100 metros de espesor.
La calificadora de riesgo sugiere que la producción de gas debería permanecer estable en próximos
años con la explotación de campos como Incahuasi.
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Figura 7 Curva de producción de campos margarita e Incahuasi
“La perspectiva más allá de 2019 es menos clara en la ausencia de grandes nuevos
descubrimientos. Para estimular la exploración y producción, las autoridades aprobaron una ley de
hidrocarburos con incentivos a finales de 2015 y han esbozado un plan de grandes
inversiones arriba de 7.300 millones de dólares para 2016-2020 (21% del PIB)”, subraya el
documento emitido el miércoles en Nueva York.
Sugiere que la producción de gas debería permanecer estable en los próximos años con la
explotación de campos como Incahuasi, ubicado entre Santa Cruz y Chuquisaca, cumpliendo la
demanda de exportación de los mercados de Brasil y Argentina.
se evidenciaron algunos cortes de suministro del combustible boliviano al mercado brasileño
durante este año, debido a que el contrato de compra-venta entre YPFB y Petrobras establece un
envío hasta 2019 de 30,08 millones de metros cúbicos día (MMmcd).
Desde mayo pasado hasta lo que va de este mes, el transporte fue variable de entre 24,1 y 31,5
MMmcd de gas, reporta la página web de YPFB Transporte.
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En junio pasado, el presidente de YPFB, Guillermo Achá, afirmó al respecto que Bolivia cumple
con las nominaciones que realizan los mercados y que se envía el total que estipula el acuerdo
para cada mes.
Aunque, Fitch supone que Bolivia será capaz de mantener la producción de gas natural alrededor
de los niveles actuales y cumplir con los requisitos de los contratos del mercado local y la
exportación con Argentina y Brasil entre el periodo 2016 y 2018.
A partir de 2025, toda la producción del campo Incahuasi se reducirá a un ritmo del 10% anual”,
señala el estudio de la industria brasileña.
El estudio, publicado en la revista brasileña Valor Económico, aclara que la falta de información
y estimaciones públicas de la curva de producción de gas natural en Bolivia obligaron a hacer
algunas proyecciones sobre el futuro de la producción de las principales zonas productoras de
Bolivia.
Proyección La declinación de los tres mega campos de gas natural de Bolivia, Margarita-Huacaya,
San Alberto y Sábalo, localizados en el Chaco, se acentuará entre 2022 y 2024, señala un análisis
de las industrias brasileñas, realizado en junio pasado.
Caída En general, apunta que la declinación natural anual de San Alberto, Sábalo (San Antonio),
Margarita-Huacaya y otros pequeños campos, en el próximo quinquenio, estará en el orden del
5%, en promedio. Luego de ese periodo tendrá una acelerada disminución a un ritmo del 10% al
año.
Evaluación El documento anticipa que el suministro de Bolivia a Brasil puede disminuir
sustancialmente entre 2022 y 2024, debido a que las reservas probadas no son suficientes para
mantener los volúmenes actuales del contrato por un nuevo periodo de 20 años.
6.4.-Produccion y Consumo
“YPFB abastece en promedio y diariamente 5,2 millones de litros de gasolina especial, un
porcentaje de insumos y aditivos es importado de empresas de diferentes países del mundo como
Argentina, México, Perú, Brasil, países del Golfo Pérsico y otros, entre ellos de una empresa de
Chile, esta última representa menos del 2,5% del volumen comercializado en el país”.
Las importaciones de gasolina en 2006 sólo llegaban a 10.297 dólares en valor, pero desde 2009
se dispararon hasta un pico de 284 millones de dólares en 2015. En 2016 bajaron a 150,5 millones
de dólares, pero hasta septiembre de este año ya suman 171 millones de dólares.
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El país debe comprar del exterior este combustible debido a que la producción de
petróleo descendió. Por ejemplo, en 2016 bajó de un promedio de 56 mil barriles por día
(MBPD), registrado en 2016, a 53,2 MBPD a mayo pasado, es decir menor en 5,8%. Cuando se
produce menos petróleo, las refinerías tampoco pueden extraer las cantidades que se necesitan de
gasolina y diésel.
Internación desde 2010 hasta septiembre pasado, Bolivia compró aditivos del exterior por 85,3
millones de dólares por un volumen de 21,6 millones de kilogramos. Los principales vendedores
fueron Estados Unidos, Chile, Noruega, Alemania, México, China y otros países con menor
participación, según el Instituto Nacional de Estadística.
El país demanda más de cinco millones de litros día de gasolina especial, de los cuales cuatro
millones son procesados en las refinerías y el otro millón es extraído de las plantas separadoras
de líquidos como gasolina blanca estabilizada. Ésta última, según el director de la ANH, Gary
Medrano, debe ser mezclada con aditivos de alto octanaje, para ser puesta en el mercado.
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Figura 8 Desarrollo del sector Hidrocarburo
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Figura 9 Reservas Hidrocarbúferas certificadas
Figura 10 Producción de gas natural
6.5.-Exportacion e importación
Las exportaciones de Bolivia sumaron 1.069 millones de dólares en el primer bimestre del
año, cifra de la que el 60 % proviene de la venta de minerales e hidrocarburos, según lo informó
el Instituto Nacional de Estadística (INE). Las ventas subieron 1 % respecto al valor del mismo
período del año pasado, cuando la cifra llegó a 1.060 millones de dólares.
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Las ventas se hicieron sobre todo a Argentina (17,5 %), Brasil (13,4 %), Japón (9,4 %), China (7,5
%), Colombia (6,9 %) y Estados Unidos (6,8 %), entre las cifras más significativas. Brasil y
Argentina siguen siendo los principales mercados de Bolivia debido a sus importaciones de gas
natural, aunque su valor se mantiene bajo al estar indexado a los precios del petróleo.
Según el reporte del INE, las exportaciones de manufacturas sumaron 359 millones de dólares;
minerales, 326 millones; gas natural, 311 millones y las del sector de agricultura y de la ganadería
se situaron en 46 millones de dólares.
La venta de zinc, plata y plomo empujó el crecimiento de las exportaciones globales del sector
minero si se compara con la cifra del primer bimestre del 2016, de 240 millones de dólares. Al
contrario, la venta de gas cayó en relación con el valor de los primeros del año pasado, de 392,8
millones de dólares.
Figura 11 Importaciones de gasolina
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Chile es el segundo país de donde Bolivia importa más gasolina. Hasta septiembre el
valor ascendió a más de 28 millones de dólares. En primer lugar está Argentina con 93,9 millones
de dólares, según los datos del Instituto Nacional de Estadística (INE), procesados por el Instituto
Boliviano de Comercio Exterior (IBCE). La ANH, sin embargo, negó que se compre de ese país
ese combustible.
En 2016, Bolivia pagó a ese mercado por el combustible importado 30,3 millones de dólares;
mientras que a Argentina le pagó más de 80,8 millones de dólares; a Suiza, 16,1 millones de
dólares, entre otros.
“Los puertos chilenos sólo son de entrada, grandes cantidades de mercadería para Bolivia ingresan
por Arica o Iquique. Chile no produce absolutamente nada, no produce gasolina, ni diesel, ni Gas
Licuado de Petróleo (GLP). Chile lo compra todo desde afuera. El hecho de que entre por sus
puertos no significa que sea producto chileno”,
“Nosotros compramos aditivos, la legislación boliviana no permite comprar gasolinas, sólo se
traen insumos y aditivos que son productos altamente oxigenados que luego se los mezcla con la
gasolina blanca que producen las plantas separadoras, para luego llegar (a una gasolina)
Sobre el tema, el martes YPFB informó que realiza la importación de insumos y aditivos de
empresas de varios países del mundo para la formulación y obtención de gasolinas.
Figura 12 Recursos asignados por departamento
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Figura 13 Exportaciones 2014-2015
Figura 14 Importaciones de YPFB 2010-2013
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Figura 15 Uso de GNV y sus ventajas
Figura 16 Producción certificada de petróleo condensado y gasolina
7.-CONCLUSION
En conclusión la información que pudimos investigar sobre las reservas de Bolivia es un
tema que nos interesa mucho a todos los Bolivianos ya que gracias a la venta del gas estamos
estables económicamente, es nuestra principal fuente de ingresos, vemos como nuestros reservas
de hidrocarburos andan disminuyendo porque aún no encontramos otras zonas petrolíferos que nos
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puedan hacer crecer nuestra explotación de hidrocarburos, lamentablemente tenemos unas
exploraciones de zonas petrolíferos en algunos sectores del territorio Boliviano sin ningún éxito.
Los costos de exploraciones son elevadísimos, necesitamos tener más conocimiento sobre la forma
de poder encontrar petróleo en nuestro país también internacionalizar a nuestra empresa que es
YPFB así podemos estar en los diferentes países y ser una empresa estatal grande que traerá
utilidades para nuestra amada Bolivia.
También necesitamos diversificar nuestra producción como el policarbonato, también necesitamos
estabilizar a nuestra empresa de urea y que este trabaje todo el año sin parar, porque tiene que
cumplir su obligación de proveer material a los clientes.
Bueno es un campo interesante el sector petrolero, hay que gestionar de buena manera a nuestras
reservas para tener utilidades futuras, hay que encontrar nuevos campos petroleros con potencial
de explotación.
8.-ANEXOS
Figura 17 Recaudación impositiva de hidrocarburos
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Figura 18 Evolución de los ingresos de los hidrocarburos 2006-2013
Figura 19 Evolución de la renta petrolera
Figura 20 Campo Gualberto
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Figura 21 Importación de gasolina y diesel
Figura 22 Áreas de potencial hidrocarburíferos
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Figura 23 Producción y venta de gas natural
Figura 24 Ingreso de la nacionalización
Figura 25 Certificación de las reservas de gas natural y petróleo
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Figura 26 Producción nacional de GLP y consumo de diesel
Figura 27 Reservas probadas de gas natural
Figura 28 Demanda de gas natural en Bolivia y en los mercados externos
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Figura 29 Evolución de las reservas de gas natural 1987-2016
Figura 30 La demanda interna y Externa del gas natural
Figura 31 Precios promedio de exportación de gas y petróleo
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Figura 32 Reservas y extracción de petróleo en Bolivia
Figura 33 Precios de exportación de gas
Figura 34 Costo y beneficio del incentivo fiscal a las empresas petroleras
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Figura 35 Probables reservorios de shale gas
Figura 36 Inversiones del sector y utilidades de YPFB corporación
Figura 37 Caída de exportación de los hidrocarburos 2015-2016
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Figura 38 Campo margarita y Huacaya
9.-BIBLIOGRAFIA
www.olipprice.com/reservasdegasnaturalenbolivia
www.gazprom-international.com/boliviapotencialdegasnatural/reservas
www.indexmundi.com/reservasdehibrucarburosdebolivia
Adis chilind (1986) reservas de hidrocarburos 5° ed.
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