1. EL GAS EN BOLIVIA
ASPECTOS TÉCNICOS
Ing. M.Sc. Ricardo Gumucio del Vilar
Unidad Académica Sucre
UNIVERSIDAD DEL VALLE
RESUMEN
El presente artículo, es un estudio técnico, sobre la potencialidad del gas
natural 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 actual
del país, alcanzaría para 150 años. Este indicador para Norte América es de
11.4 años, y un promedio mundial es de 63.4 años, es por este motivo que
a Norte América le urge importar gas. En Sud América, Chile requerirá a 10
años 700 MMPCD de gas y solo produce 220. Con la proyección de
producción que se pretende de 4115 MMPCD, este indicador baja a 18
años. De los tres productos que separamos del gas: la gasolina natural
tiene mercado y ligeros excedentes que se exportan a Chile, el GLP es un
producto sin mercado para el cual es imperioso buscarle solución, con un
potencial de 2000 TMD con una adecuada separación, caso contrario
seguiremos 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 a
Bolivia por regalías, este valor se muestra como un mal negocio. Se
propone una producción máxima de 1150 MMPCD (para mantener el índice
promedio mundial 63.4 años) con 120 MMPCD para petroquímica, lo que
supone 2350 TMD de materia prima, cantidad considerable, que requiere
de serios cambios de estrategias y políticas para el gas.
INTRODUCCIÓN
El presente artículo, es un estudio técnico, sobre la potencialidad del gas
natural en Bolivia.
En los últimos meses, se ha interpretado a gusto y paciencia, sobre el
significado de este potencial e incluso se le ha dado cariz político, a un
asunto que debe ser tratado inicialmente desde un punto de vista técnico.
Lastimosamente, a esta inmensa mayoría de gente que he escuchado
opinar en estratos públicos (eminentes políticos, personeros de prensa,
gente común del pueblo, etc.), les digo que por favor lean el presente
artículo. Que junto a los lamentables hechos acaecidos en el país derivados
inicialmente por la no venta del gas y con la profunda crisis nacional actual
que vive Bolivia; es que no puedo, quedar indiferente y propongo este
artículo técnico sobre el gas en Bolivia, como una contribución cultural
referente al tema; sobre todo, a las personas que pretenden un rol de
dirigencia del país.
ANTECEDENTES

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. Una
composición típica promedio del gas dentro del reservorio, puede ser 83%
molar para el componente metano, como podrá verse más adelante en el
cuadro 2.
Para que este gas pueda ser utilizado en cualquiera de sus formas, es
necesario que transite por una serie de procesos, para su adecuación para
el transporte y separación de los componentes, tanto deseables como
indeseables.
RESERVAS
Las reservas que publica YPFB al 2002, son: Reservas probadas 27.36,
probables 24.94, total 52.30 TPC. Desde 1997 al 2002 las reservas
aumentaron de 5.69 a 52.3 TPC; es decir, creció nueve veces las reservas
totales de gas, a un ritmo promedio de 55.8% anual.
Las reservas de hidrocarburos líquidos, que vienen asociados al gas
natural descubiertas, permiten que estas crezcan de 200 a 929 millones de
barriles; es decir, un crecimiento de 4.6 veces. Con una capacidad de
producción diaria de 70000BPD.
Esta creciente cuantificación de las reservas de gas en el país hacen que se
considere como nación gasífera, y es gracias a la inversión de capitales de
prospección, realizadas por la gran cantidad de consorcios contratistas que
se instalan en Bolivia (campo Margarita) y por YPFB (campo San Antonio).
Recordemos que YPFB por la sangría continua y sistemática de sus
recursos, quedo descapitalizada e imposibilitada de realizar una
prospección petrolera y gasífera, seria en nuestro país.
El potencial de estas reservas considerando 1 $us/MPCS en boca de pozo
correspondería a:
probadas 27360 millones de $us. Probables 52300 millones de $us.
CONSUMO DE GAS NATURAL
El consumo de gas natural en el Mundo es de 100 TPC anuales y las
reservas probadas mundiales son del orden de 5501.5 TPC lo que significa
un 0.5% de estas. Venezuela el país sudamericano de mayores reservas
probadas de 148 TPC; para la cuales, nuestras reservas corresponde a un
18.5% de estas.
Las tasas Reserva/Producción (R/P), exceden los 100 años en el Medio
Oriente y África. Para la ex Unión Soviética la tasa es de 83.4 años, y para
Centro y Sud América de 71.5 años. Norte América y Europa tienen tasas
más bajas, con 11.4 años y 18.3 años respectivamente. Estos dos últimos
indican que están llegando a su agotamiento pese a las grandes reservas
que tiene EEUU, también es el consumidor más grande del planeta. La tasa
R/P del gas natural en el mundo es de 63.4 años, superior a la del petróleo
de 41 años.

3. En Bolivia, el consumo total de gas junto, a las exportaciones a Brasil y
Argentina, es de 570 MMPCSD con una producción anual 0.208 TPC y una
relación de R/P = 131.5 años para las reservas probadas y 251.4 años con
las reservas totales. Esta elevada relación, es superior a la media mundial
y está entre las mas altas del mundo, e indica el poco consumo interno e
incluso de exportación que tenemos en la actualidad y por su puesto, esta
de acuerdo a los indicadores de los países muy poco industrializados.
De los 570 MMPCSD la distribución es la siguiente: Al Brasil 320, Argentina
150 , mercado interno 100. De estos 100 MMPCSD el sector industrial
consume el 94.45% igual a 94.45 MMPCSD, 3.84% consume el sector
vehículos transformados 3.84 y apenas 1.71 MMPCSD como combustible
doméstico y comercial.
Podemos concluir que, con un 0.5% de las reservas somos un país muy
pequeño en reservas gasíferas desde el punto de vista mundial; pero estas
reservas, significan una gran cantidad para la producción y consumo
interno actual. Más aún si estas reservas, corresponden solo al 14% del
territorio Boliviano potencialmente prospectado, lo cual puede suponer un
incremento aún mayor si se sigue invirtiendo en la prospección.
En cuanto al precio de venta del gas, es muy sensible y diferente al sitio de
venta: si es puesto pozo, si es en frontera o en puerta de consumidor.
También es muy sensible al contenido de compuestos superiores C3 + y
por 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 millón
de BTU. (precio promedio de exportación al Brasil en septiembre del 2002).
La exportación a la Argentina durante 27 años fue de 1.87 TCF, 187MMPCD
la 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 tras
largas y duras negociaciones, estableciendo los mecanismos de ajustes de
precios, experiencia que se utilizó para el contrato con el Brasil. Los
precios que se facturan por venta de gas a la Argentina en la actualidad
son de 1.042 $us/MPCS CIF.
El contrato de 20 años de exportación al Brasil supone un volumen total de
7.7 TCF 1000 MMPCD a un precio de 0.95 $us/MMBTU que corresponde a
1.08 $us/MPC en boca de pozo y 1.8 $us el MPC puesto CIF. El precio del
mercado interno está en 0.80 $us/MPCS.
Chile consume 600 MMPCSD con una proyección a 10 años de 1352
MMPCSD. De los 600, corresponde a importación de la Argentina 380 y
producción propia 220. Para el 2010 Chile tendrá un déficit de 700
MMPCSD los cuales Argentina parece no estar dispuesta a aumentar por la
imposibilidad de reservas, por contrato y consumo propio de la Argentina.
Este déficit que tendrá Chile, es de imperiosa necesidad para el país
vecino, solucionarlo y por supuesto con miras a importarlo de Bolivia.
PROYECCIÓN DEL CONSUMO DE GAS NATURAL

4. Esta proyección optimista del consumo interno como de las exportaciones
de gas en los próximos años, se muestra en el Cuadro 1:
Cuadro 1. Producción actual y proyectada de gas en Bolivia
2002 2020 (MMPCSD)
Brasil 320 1750
Argentina Madrejones 80 90
Cuba 70 250
GNL (Gas Natural Licuado) 0 850
Consumo Industrial y Doméstico 100 235
GTL (50 MBPD de líquidos
A partir de gas) 0 500
Petroquímica 0 120
Termoeléctricas Proyectadas 0 320
Total 570 4115
R/P 131.5 17.55 años
Aún con este consumo tan grande y optimista, incluyendo exportación de
GNL (Gas Natura Licuado) y petroquímica, las reservas pueden durar más
de 18 años, pero esto demuestra que nuestras reservas son suficientes
pero que hay que saber administrarlas y decidir una política adecuada en
su 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 probada
es de: 31.7 o 45.1 años probables que pueden considerarse como
razonables y que corresponderían a un ingreso anual para Bolivia de: 863
millones de $us/año (1 $us/MPCS) cantidad importante para el país.
ASPECTOS TÉCNICOS
COMPOSICIÓN DEL GAS NATURAL
La composición del gas natural (Cuadro 2) varía del campo que procede,
durante la vida productiva del campo y sobre todo varía de acuerdo al
tratamiento posterior que se le ha realizado. El gas dentro del campo es
una mezcla que va desde el metano C1 pasando por C2, C3, C4, C5, C6 y
algo de C7+ heptano. También incluye otros componentes que se
encuentran en menor cantidad y considerados indeseables como son: el
Nitrógeno N2, dióxido de carbono CO2, agua H2O y en algunos casos ácido
sulfhídrico (H2S), este último muy corrosivo y totalmente indeseable para
la petroquímica y felizmente no se encuentra en nuestros campos de
Bolivia, lo que supondrían tratamientos adicionales al gas para materia
prima 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 0
N2 0.1 1.17 0 0
C1 83.69 68.54 973 1.55 7
C2 6.8 13.45 1706 2.71 16.8
C3 3.2 7.17 2429 3.86
C4 4.9 4.43 3149 5.01 14.5
C5 0.58 2.20 3869 6.15

5. C6+ 0.53 2.19 4590 7.3 23.7
Total 100 100 1140 1.81
* Precio calculado según el contenido energético del componente y
considerando el precio promedio de 1.59 $us/MMBTU CIF Bolivia.
** Precio estimado como potencial, si se considera su venta del producto
con valor agregado.
Como cualquier materia prima industrial susceptible de generar múltiples
productos, el gas se puede separar en muchos productos y su mercadeo se
diversifica.
Desde un punto de vista energético y de la estructura química, los
componentes del gas son más valiosos a medida que ascendemos en la
escala y orden presentados en la anterior tabla (Figura 1). Esto lo confirma
también, el precio internacional de estos componentes.
Si el metano C1 se vende para carburante de movilidades su precio sube a
7 $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 de
exportación 250 $us/Ton que equivale a 14.5 $us.MPC y por último el C5 y
C6 vendidos como gasolina a precio de exportación 26 $us/BBL equivale a
24.7 $us/MPCS.
Es muestra clara, que lo ideal es quemar como combustible el metano (lo
muy necesario) y los excedentes y a los componentes superiores se debe
dar mayor valor agregado.
Figura 1. Precios Comparativos
CAMPO GASÍFERO
Un campo gasífero (Figura 2) podemos imaginarnos como una esponja de
arenisca y piedra que está a profundidades variables, nuestros campos
están llegando a profundidades del orden de los 5000 metros. Con
tecnología de avanzada otros países consiguen profundidades de 10000
metros o más. En ningún caso, podemos imaginarnos cavernas perfectas
en el subsuelo. Sin embargo, podemos estimar aproximadamente el
volumen que tienen estos bolsones de acuerdo a la extensión superficial
del campo determinado por los pozos de desarrollo y la altura del lecho. A
este volumen debemos restarle el espacio que ocupan las areniscas de
acuerdo a la densidad existente dentro del lecho. Ya que se conoce la
presión y temperatura interna del bolsón, con la ecuación de los gases,
podemos estimar su volumen y corregirlo a las condiciones estándar.

6. La presión dentro del bolsón, va aumentando a medida que aumenta la
profundidad, debido a la carga de la altura piezométrica terrestre existente
encima del campo gasífero. De igual manera, la temperatura aumenta a
medida que vamos profundizando la tierra. Es así que, las presiones en
nuestros campos están comprendidas entre 2000- 3000 Psia (140 – 200
Atm.) y 100- 160 °F, que podemos considerarlas elevadas.
Figura 2.
El precio que tiene un campo que no ha sido descubierto, por supuesto es
cero. 0 $us.
Para nuestras reservas de gas de 27.36 TPC y 929.16 MMBBL de petróleo y
condensados. Transformando a la misma base Bep (Bep es un barril
equivalente de petróleo, 1BPC de GN 180000 barriles de petróleo).
Tendríamos una reserva probada de 5854 y probable de 610343 MMBBL
Bep de energía total. La inversión en prospección, según YPFB hasta el año
2002 en Bolivia ha sido de 1416.03 millones de $us y el costo de encontrar
petróleo 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. Esta
inversión supone un costo de nuestro gas de 0.22 $us./MPCS.
EXPLOTACIÓN DEL CAMPO
Debemos considerar al bolsón, como un globo que se irá desinflando a
medida que extraemos los hidrocarburos de su interior. Por tanto, la
presión irá disminuyendo continuamente a lo largo de la vida del campo.
Existe el peligro que al descender la presión toquemos la curva de
saturación, con la consiguiente formación de hidrocarburos (superiores
C5+) líquidos. Cuando un gas pasa a la fase líquida su volumen disminuye
enormemente, ocasionando aún más una disminución de presión dentro
del bolsón. Naturalmente un campo gasífero, no está configurado para
almacenar líquidos (caso contrario sería un campo petrolero), estos
líquidos por densidad se irán al fondo y se perderán en las areniscas. Con
esto el bolsón colapsa y se lo pierde. Para que no ocurra esto, debemos
mantener la presión alta superior a unos 600 Psia. para evitar la
condensación retrógrada. Esto se lo consigue con la reinyección de parte o
todo el gas que se está extrayendo. Para esto se requieren de enormes
compresores capaces de levantar la presión por encima a la del campo,
para que pueda ser reintroducido al bolsón. La cantidad de gas que se
reinyecta inclusive con compresores gigantes, es muy pequeña comparada
con la cantidad del reservorio; por consiguiente, el tiempo de respuesta
para que se note cambios en la presión interior son grandes, de meses o
años (el estado transiente del campo es de respuesta muy lenta). Luego,
tomar precauciones para evitar caídas de presión, son vitales en el campo
y deben ser realizadas con años de anticipación. Algunos campos requieren

7. que los primeros años de existencia, todo el gas sea de reinyección,
separándole tan solo los condensables. Una vez pinchado un campo, so se
lo puede dejar sellado o sin producción, por el peligro de colapso,
derrumbes de los pozos y entubados, pérdidas económicas, etc. Hasta este
punto el gas ya tiene un valor 0.22 $us./MPCS, que es el que se ha
invertido en descubrir el campo; pero para su venta, requiere todavía de
un largo proceso de separación y adecuación para su transporte.
TRATAMIENTO DEL GAS DE POZO
El gas que se extrae, requiere de procesos de tratamiento. Al estar en
contacto con aguas subterráneas, es seguro que el gas está saturado con
vapor de agua a las condiciones de P, T del bolsón. Esta cantidad de agua,
que varía entre 60 – 100 Lb de agua/MMPC., es indeseable en el gas por
las siguientes razones: cuando disminuyamos la presión del gas que
estamos extrayendo, este se enfría. Por otro lado, necesitamos enfriarlo
para que condensen C3+ y si lo transportamos por ducto a La Paz, el gas
pasará por las cumbres andinas y se enfriará a temperaturas bajo cero. A
temperaturas bajas, el gas forma compuestos de hidratos de hidrocarburos
de naturaleza sólida (parecidos al hielo) que ocasionarán el taponeo de
equipos y tuberías, por tanto es necesario deshidratar el gas a cantidades
iguales o menores de las 7 Lb/MMPC.
Si el gas tiene ácido sulfhídrico y dióxido de carbono, es necesario
separarlos del gas, por que se constituyen en un compuesto sin poder
calorífico, que supone fletes de transporte inútiles, por lo que estos
componentes son castigados dentro de la composición del gas para su
venta disminuyéndose 0.27 $us/PC de contenido; por lo tanto, se debe
hacerle un tratamiento de endulzamiento, sobre todo si este gas está
destinado a la industria petroquímica. (el H2S es altamente corrosivo para
los equipos y es veneno para los catalizadores en partes por millón de
presencia).
El nitrógeno es un gas inerte, que solo se constituye en una carga para el
transporte pero que no se exige separarlo. Por último, la separación que se
puede realizar a los hidrocarburos va desde una separación rigurosa, hasta
una separación somera de fracciones, de acuerdo a los requerimientos del
mercado de los productos.
Actualmente en el país, la separación que se realiza al gas es en tres
fracciones: C1, C2, C3, C4 que se constituye en el gas de exportación, algo
de C3, C4 que es el gas licuado de petróleo GLP que se consume
engarrafado para la mayoría del uso doméstico como combustible y C5,C6
vendible como gasolina natural. Se deshidrata el gas, pero no se separa el
CO2 o N2.
ANÁLISIS DE LOS PRODUCTOS
GASOLINA:
La fracción más pesada C5, C6 que se constituye en gasolina como
carburante automotriz, tiene un mercado interno asegurado y con algún
excedente para la exportación. Antes del año 2000 existieron épocas en las
que Bolivia estuvo al límite de la importación de gasolina como ocurrió con
el diesel oil. Nuestra capacidad de reserva de gasolina está alrededor de
los 70000 BBL/día y tenemos un consumo interno de 40000 BBL/D cercana

8. a la capacidad instalada de refinación de 50000 BBL/D. Los excedentes en
la actualidad se están exportando a Chile por el oleoducto a Arica. Es decir,
prácticamente todo el C5, C6 del gas que producimos se los separa y vende
como gasolina a un precio de 0.43 $us/lt (el precio internacional está
cercano a 1 $us/lt.).
GLP (GAS LICUADO DE PETROLEO):
En cuanto a la fracción C3, C4. Si se la separa correctamente, podríamos
tener una producción actual de 1420 TM/D para la producción de 570
MMPCSD (asumiendo un 95% de recuperación). El consumo de GLP en el
país esta alrededor de 770 TM/D . con una tasa de crecimiento de un
8.3%, que representa la mitad del potencial.
¿Que se hace con el excedente de GLP?. Ya que el transporte de GLP es uno
de los más caros porque hay que licuarlo para enviarlo en carros cisterna o
como líquido presurizado y frío, entre lotes de gasolina, lo que ocasiona un
elevado flete de transporte; es por esta razón que, es muy difícil su
exportación. Ya que no existe mercado el C3, C4 no se lo separa del gas
natural y se lo exporta como gas, lógicamente a menor precio que
representa el valor agregado de la separación. Así que pasa la frontera, lo
primero que hacen los vecinos es recuperar y separar el GLP, por esto
tampoco quieren importar GLP.
Si se pretende producir los 4115 MMPCD esto supone un potencial de GLP
de 10250 TM/D inmensa cantidad que debe ser una prioridad que se debe
solucionar, sea cual sea el tipo de destino que le demos a nuestro gas.
El GLP es materia prima principal para la producción de caucho sintético,
tendríamos suficiente para proveer de llantas para movilidades a todo el
mundo.
Este problema no es solo de Bolivia, es un problema mundial, ya que el
producto limitante por su mercado es el GLP, EEUU está actualmente
almacenando en cavernas subterráneas preparadas y acondicionadas para
este efecto, en las cuales se confina el GLP líquido.
Para este tipo de separación parcial, no es necesario poner plantas
sofisticadas de tratamiento de gas. Basta con realizar separaciones
primarias de fases en el mismo terreno del campo gasífero junto a la
gasolina transportados por oleoductos a las refinerías que serán las que
terminen la separación del la gasolina y GLP.
Las únicas plantas de tratamiento que realmente realizan una separación
concienzuda son las primeras que se instalaron hace 30 años atrás: Gas
Camiri muy pequeña, Río Grande y Collpa en Santa Cruz, que con su
capacidad instalada (1000TMD) junto a las refinerías, todavía son
suficientes para la demanda del mercado actual y pueden tener incluso
excedentes si existiera el mercado.
Se podría separar parte del GLP en propano y butano puros (con aumento
de su valor agregado) para petroquímica y como fluidos refrigerantes, pero
esto no significaría un consumo significativo al de las diez mil toneladas
diarias potenciales que podemos tener. Y todos los problemas de estos
gases licuados son los mismos que para el GLP.

9. ¿Por que existe escasez de GLP en algunas partes y algunos días?. El
problema no es que no exista GLP (hemos demostrado que si lo hay), es el
transporte y las plantas de engarrafado (no las de tratamiento de gas). Las
plantas de engarrafado están instaladas cercanas a los núcleos grandes de
consumo de GLP, uno de los mercados mas grandes es La Paz, estas
engarrafadoras están instaladas con capacidades casi idénticas al volumen
requerido por el mercado, cualquier falla de una de estas supone un atraso
en la distribución normal. Cualquier problema en el transporte de cisternas
o oleoducto desde los valles o Santa Cruz a La Paz también causa un
retardo en la distribución; por tanto, el cuello de botella es el transporte y
la capacidad de las plantas engarrafadoras. La idea de migrar del consumo
de GLP a gas sería lo ideal desde el punto de vista económico como
químico, pero hay que solucionar que hacer con los excedentes de este
producto.
GAS NATURAL:
En cuanto al metano y etano, C1 C2. Las Plantas de tratamiento de gas
están instaladas para fraccionar estos compuestos. Lo ideal es separarlos
para consumo de petroquímica y el C1 o desechos petroquímicos en el uso
de combustible doméstico. El mercado interno es pequeño frente a la
exportación. De este mercado, la gran mayoría es para consumo industrial.
El crecimiento del mercado interno es lento y las reservas solo para
consumo interno podrían alcanzar 250 años, sin considerar futuros
descubrimientos, no podemos dejar de aprovechar la oportunidad de sacar
el mejor rédito posible al gas.
EEUU tiene un R/P de 11.4 años, pese a la cantidad de reservas que tiene,
debido al gran consumo industrial, México es menor aún. Esto les obliga a
comprar gas de otros países para mantener su nivel energético.
En cuanto al transporte de esta fracción, es relativamente económica
mediante gasoductos, hasta ciertas distancias, la construcción del
gasoducto al Brasil que ha costado cerca de 1000 millones de $us, supone,
para la capacidad proyecta de exportación un costo adicional de transporte
de 0.13 $us./MPC, cuyo valor se puede duplicar por efectos de rentabilidad
y triplicar por efectos de mantenimiento y operación del mismo. Luego, el
coste de transporte al Brasil es de 0.39 $us/MPC (1000 Km.) que sumado
al costo de prospección (0.22) es de 0.61 $us/MPC CIF, este no incluye
todavía el costo de tratamiento del gas.
Otra forma interesante del transporte es transformarlo este gas en líquido
o mejor aún en sólido.
El GNL Gas natural licuado (LNG en ingles), es la alternativa propuesta
para exportar el gas al norte. Esta alternativa supone procesos criogénicos
de – 160°C con presiones elevadas. La tecnología supone compresores
gigantes, mayores a los de reinyección y esta planta tiene que estar
ubicada cerca de los barcos cisterna para el inmediato trasvase del líquido.
Con una inversión del proyecto que se discute será entre 5000 a 7000
millones de dólares, esto equivale a aumentar al precio del gas 0.4
$us/MPC por la inversión, sin considerar la operación y mantenimiento de
la misma que puede duplicar este valor 0.8 $us/MPC; es decir, ya tenemos
un total de 1.41 $us./MPC puesto en barco.

10. La otra alternativa más costosa pero de tecnología interesante, es la de
convertir el gas en sólido. Un sólido siempre es de más fácil transporte.
Esta tecnología supone hidratar el gas con agua a temperatura de 0°C o
ligeramente menor con moderadas presiones, para que se forme el hidrato
de hidrocarburo. Este proceso supone arrastrar el agua de hidratación de
castigo junto al gas, que alcanza un 85% del peso total del sólido,
situación que encarece enormemente el transporte. 1 MMPCS de gas seco y
tratado, equivale para un peso molecular de 17 a 19.62 TM/MMPCS 111.2
TM de agua que supone acarrear al norte(México) para la cantidad de
exportación proyectada de 850 MMPCSD 16667 TM/D de gas seco. Con un
flete de barco de 0.74 $us/MPC para el gas seco, contra 4.94 $us/MPC
equivalente de transportar los hidratos sólidos, lo que inviabiliza esta
segunda alternativa.
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 exportado
Si a este precio de 3.225 le sumamos el precio que queremos de beneficio
para el país de 1.05 a 1.55 $us./MMBTU o 1.2 a 1.8 $us/MPC se tiene un
total de 4.425 a 5.025 $us/MPC puesto en puerta del consumidor o
equivalente 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 esta
razón 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 correspondería
el 18% de regalías al estado Boliviano, 0.125 $us./MPCS. Lo que
representa 3.1 % de la Torta ( de cad 100 $us solo correspondería de
regalía al Estado y por tanto a la región 3.1 $us)
Figura 3.

11. CONCLUSIONES
Con 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 MMPCSD
Antecedentes para la Industrialización del gas
Antes de entrar en las potencialidades de la petroquímica, sin llegar al
pesimismo, debemos indicar algunos aspectos del porque Bolivia no es
industrializado:
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. 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 cada
uno de éstos aspectos antes de arriesgarnos. Nuestro deber como
ingenieros es proponer respuestas concretas a esta problemática, y emitir
sugerencias, ideas y proyectos interesantes, coherentes y factibles, para la
mejor utilización del gas. Si no lo hacemos, nadie lo hará, menos aún la
clase política.
Una idea interesante que se vertió el año 1987, en un seminario sobre el
gas auspiciado por la Universidad San Francisco Xavier; fue la de producir
negro de humo por la quema incompleta del gas. El carbón es un excelente
combustible sólido, de elevada temperatura de llama, ya que puede
utilizarse en siderurgia y metalurgia como combustible y agente reductor,
es de fácil transporte inclusive fluidizado, se puede exportar, es una
industria que llega a producto final en una sola etapa; no como la
petroquímica que pasa por tres etapas antes de llegar a los productos
finales.
Nuestra convicción, sobre todo para las generaciones futuras, debe ser sí
lo podemos hacer.
ANEXOS
Ref: YPFB
TPC = Trillones de pies cúbicos = 1012 pies cúbicos
RESERVAS EN EL MUNDO
Consumo Mundial de GN
Consumo mundial de gas natural, historia y proyecciones en trillones de
pies cúbicos.
http://www.cec.uchile.cl/

13. Las tasas Reserva/Producción (R/P), exceden los 100 años en el Medio
Oriente y Africa.
Para la ex Unión Soviética la tasa es de 83.4 años, y para Centro y Sud
América de 71.5 años. Norte América y Europa tienen tasas más bajas, con
11.4 años y 18.3 años respectivamente. La tasa R/P del gas natural en el
mundo es de 63.4 años, superior a la del petróleo de 41 años.
Las siguientes Tablas de reservas, producción y precios, han sido extraidas
de: http://www.bp.com/files/16/natural_gas_1618.pdf