20.2 POTENCIAL HIDROCARBURÍFERO

Teniendo en cuenta el área de interés hidrocarburífero en Bolivia, se ha dividido el país en dos zonas:

a) Zonas sin potencial de producir hidrocarburos (44,4%)
b) Zonas con potencial de producir hidrocarburos (55,6%)

a) Zonas sin potencial de producir hidrocarburos. Estas áreas han sido muy poco estudiadas y se las clasifica en tres: 1) Escudo Precámbrico (Cratón). 2) Cordillera Oriental y 3) Cordillera Occidental (Arco Volcánico).

b) Zonas con potencial de producir hidrocarburos. En esta categoría se han seleccionados aquellas áreas que, teniendo en cuenta el grado de conocimiento geológico, tienen todos los atributos capaces de soportar un proyecto de perforación exploratoria, independientemente de los costos y rango del riesgo involucrado. Estas zonas abarcan una superficie de 610.528 Km2 donde se distinguen las áreas tradicional y potencial.

Área tradicional. Caracterizada por su amplia trayectoria histórica en exploración y explotación de hidrocarburos. El área de explotación alcanza a 91.000 Km2 que constituye solo el 15 % del área potencial. Comprende gran parte de las unidades del subandino y de la llanura beniana y chaqueña.

Área potencial. Sin evidencia de producción de hidrocarburos pero con características geológicas altamente favorables.

El área potencial de interés petrolero, dentro de las cuencas sedimentarias del país, representa el 55,6 % de toda la superficie del territorio boliviano.

Madre de Dios 81.832 Km2
Beni 102.944 Km2
Chaco 118.750 Km2
Pantanal 44.720 Km2
Pie de Monte 33.092 Km2
Subandino Norte 44.082 Km2
Subandino Sur 75.108 Km2
Altiplano 110.000 Km2

Total 610.528 Km2

20.3 CAMPOS PETROLÍFEROS
En el área tradicional de explotación de 91.000 Km2 sometida al proceso de trabajo prospectivo, se delimitaron cuencas y subcuencas sedimentarias, donde se han definido 518 estructuras anticlinales cuyo estudio en detalle permitió preseleccionar 487 como aptas para la investigación ulterior de entrampamiento de hidrocarburos o zonas potenciales para proyectos de perforación exploratoria. Se descubrieron 84 campos de acuerdo al siguiente detalle: Subandino sur 23 Campos, Llanura sur 15 Campos, Llanura centro 33 Campos, Subandino centro 8 Campos, Llanura Chaco Beniana 4 Campos, Llanura norte 1 Campo.

Las compañías que descubrieron campos comienzan en 1924 con la Standard Oil Co. (SOC), luego YPFB de 1947 a 1965. A partir de 1996 solo descubrieron campos empresas que actuaron en base a la ley de Hidrocarburos (1966). En el Cuadro Nº 20.1 en la columna de fecha de descubrimiento se cita el año de descubrimiento a veces seguido por el año de descubrimiento de nuevos yacimientos en el mismo campo.

1. Exploración y Producción
Privada – Contratos de riesgo compartido.
Capitalización de YPFB (Chaco – Andina)
Contratos de Operación y Contratos de Asociación

2. Transporte por ductos
Privada – Concesión
Capitalización Oleoductos y Gasoductos YPFB (Transredes)
Otras concesiones: Gasoducto al Brasil, Gasoducto San Miguel – San Matías, Yacuiba – Río Grande (Poliductos)
Empresa de logística de Hidrocarburos de Bolivia.

3. Industrialización
Privada
Empresa Boliviana de Refinería – EBR (Ex. Refinerías. YPFB)

Estatal
Refinería Oro Negro, Refinería Reficruz, Sucre

4. Comercialización y Distribución.
Petróleo Derivados: Privada
Mayoristas Carburantes: Privado
Minoristas Carburantes: Privado

Gas
Exportación: YPFB agregador (Brasil) – Privados
Gas por Redes: Productores Privados Mayoristas en Santa Cruz, Camiri, Sucre y Tarija y Empresas mixtas para distribución. YPFB en La Paz – El Alto, Oruro y Potosí.

Con datos de YPFB se establece que a partir de 1997 y hasta el 2002 las inversiones en exploración y explotación alcanzan a la suma de $us. 2.888 millones sin tomar en cuenta los $us. 347 millones invertidos en el gasoducto entre Yacuiba y Río Grande.

20.5 PERFORACIÓN DE POZOS
Entre 1924 y el 2003 el metraje total perforado fue de 3 millones de metros, correspondiendo 1,3 millones a pozos exploratorios y 1,7 millones a pozos de desarrollo.

Departamentalmente se han perforado 948 pozos en Santa Cruz, 270 en Tarija, 165 en Chuquisaca, 37 en Cochabamba y 30 pozos en los otros departamentos.

20.6 LOS HIDROCARBUROS EN LA ECONOMÍA BOLIVIANA
La participación de Bolivia en el espectro mundial de energía es insignificante y menor al 0,04 % de la producción mundial de petróleo líquido y 0,004 % de la producción de gas natural.

A pesar de su pequeño tamaño comparado con los estándares mundiales, la industria boliviana de hidrocarburos continúa siendo uno de los más importantes componentes de la economía nacional. Para 1995, cerca del 60 % de los ingresos consolidados del Tesoro General de la Nación, provinieron de los ingresos de YPFB, pagados como impuestos o transferencias directas.

Desde la década de los años 1970 en que se inicia la exportación de gas a la República Argentina, la industria de hidrocarburos se ha convertido en una de las principales generadoras de ingresos para la economía nacional.
La exportación de gas natural a la República Argentina se inició en el mes de Mayo del año 1972 y finalizó el 1º de Julio de 1999.
A partir del mes de Noviembre de 2002, la Empresa Pluspetrol inició la exportación de gas natural a la República Argentina, proveniente del campo Madrejones. La compañía argentina está exportando un promedio de 8 millones de pies cúbicos / día de gas natural al norte argentino, para la generación de energía eléctrica.

A partir del mes de julio del año 1999, se dio inicio a la exportación de gas natural a la República Federativa del Brasil, este contrato firmado el año 1993 entre YPFB y Petrobrás, prevé que para el año 2005 se podrá estar exportando un volumen de 30 millones de metros cúbicos por día, representando un sustancial aporte para la economía del país.

La facturación por el Contrato de Gas al Brasil el año 2003 alcanzó la suma de 365 millones de dólares.

20.7 PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS
La producción de petróleo en Bolivia se inicia a partir de 1925, con el descubrimiento del Campo Bermejo por The Standard Oil Co.

Bolivia se autoabastece de productos refinados de petróleo a partir del año 1957. Desde el año 1960 el crecimiento del sector de hidrocarburos es sostenido hasta 1973, posteriormente fue decreciendo paulatinamente por el agotamiento de los principales campos productores. Desde el año 1995 se tuvo que importar un 40 % del total de diesel que constituye la demanda nacional.

A la producción de petróleo y condensado, se añaden los licuables obtenidos en Plantas de Gas a partir del gas natural, como la gasolina natural y el gas licuado, cuyos volúmenes incrementaron la producción de líquidos a partir de 1961 (gasolina natural) y 1969 (gas licuado).

Desde el año 1997, la producción de hidrocarburos proviene de campos operados por compañías privadas, que a noviembre del 2003 alcanzaron un total de 44.350 barriles por día de petróleo, condensado y gasolina natural, 57.500 toneladas de GLP y 980 millones de pies cúbicos / día de gas natural.

Los principales campos productores son: Sábalo, San Alberto, Paloma, Surubí, Kanata, Bulo Bulo y Río Grande.

Producción de Gas Natural
La producción total de gas natural en el año 2002 creció en 24,48% respecto al año anterior. Este crecimiento tiene origen en el fuerte incremento de la producción de Pluspetrol (109,9%), BG (90,2%), Petrobras (59,7).
Por orden de importancia, los mayores productores de gas son: Andina SA, Chaco SA, y Petrobras.

En el ámbito regional, el mayor productor de gas natural es el departamento de Tarija. No obstante en el año 2001 el mayor productor fue Santa Cruz.

La importancia de Tarija se incrementará en los próximos años conforme se aumenten los volúmenes de exportación al Brasil, ya que los campos de San Alberto, San Antonio, Margarita e Itaú están localizados en ese departamento.

Los yacimientos que producen grandes volúmenes de gas acompañado de volúmenes reducidos de un petróleo liviano, son llamados yacimientos de gas y condensado. En el país todos los yacimientos productores importantes son de esta naturaleza. Para lograr una recuperación óptima del gas y el petróleo de esos yacimientos, en casos especiales, parte del gas en superficie debe ser reinyectado.

20.8.1 Consumo de Gas Natural
El uso del gas natural como combustible se inició en Santa Cruz y Sucre como sustitutivo del diesel oil en la generación de energía eléctrica. Posteriormente se implementó su uso en Camiri (1980), Villamontes (1981), Cochabamba, La Paz (1982) y Puerto Suárez para generar energía eléctrica al Brasil (1998).

Desde 1984 el consumo doméstico de gas natural del país se ha incrementado sustancialmente aunque su distribución doméstica sólo se la efectúa a los centros industriales y a las ciudades grandes, por no existir una red de gasoductos amplia.

Distribución de Gas Natural por Redes
Las redes de distribución de gas natural permiten el abastecimiento de este carburante a los distintos usuarios, sean estos industriales, comerciales o domésticos.

En la actualidad la distribución de gas natural por redes se encuentra bajo la responsabilidad de cinco empresas distribuidoras que operan en los Departamentos de Cochabamba (EMCOGAS), Santa Cruz (SERLAS), Tarija (EMTAGAS), y Chuquisaca (EMDIGAS); el resto de los Departamentos están atendidos por YPFB.

20.8.2 Consumo de Gas Licuado de Petróleo
El consumo interno de gas licuado de petróleo (butano y propano) se incrementó de 1.718.200 barriles en 1982 a 2.723.150 barriles en 1995 y a 3.467.135 en el 2003.

El gas licuado de petróleo GLP se expende en garrafas de 10 Kg. al sector doméstico y comercial y en garrafas de 45 Kg. y en pequeños tanques estacionarios al sector industrial.

Se produce gas licuado de petróleo y gasolina natural en las plantas de gas de Río Grande (750 m3 por día), Vuelta Grande (450 m3 por día), Colpa (40 m3 por día) y Camiri (32 m3 por día).

20.9 TRANSPORTE
La red de líneas de transporte de hidrocarburos líquidos está constituida por 3636 Km de tubería de diferentes diámetros, estaciones de bombeo, terminales y otras instalaciones; mientras que el sistema de transporte de gas natural está constituido por 2276 Km de líneas de diferentes diámetros.

Oleoductos
1. Camiri - Santa Cruz II
2. Santa Cruz - Sicasica - Arica.
3. Cambeití - Boyuibe
4. Espino - OCSE
5. Tita - Santa Cruz
6. Río Grande - Santa Cruz
7. La Vertiente - Villa Montes
8. Porvenir - Nancaroinza
9. Vertiente - Tiguipa
10. Carrasco - Cochabamba

Poliductos
1. Sucre - Potosí
2. Camiri - Villa Montes
3. Villa Montes - Tarija
4. Cochabamba - Puerto Villarroel
5. Refinería Palmasola - Viru Viru

Gasoductos
1. Taquipirenda - Camiri - Monteagudo - Sucre
2. Sucre - Potosí
3. Tarabuco - Tapirani - Cochabamba
4. Santa Cruz - Cochabamba - Oruro - La Paz
5. Río Grande - Santa Cruz
6. Yacuiba – Río Grande (Operado por Transredes)
7. Yacuiba – Río Grande (Operado por Petrobras)
8. Líneas de distribución de gas natural a diferentes industrias de La Paz, Santa Cruz, Cochabamba, Oruro y Sucre (118 Km diferentes diámetros).

20.12 INDUSTRIALIZACIÓN
La industrialización de hidrocarburos, se remonta a la década de los años 1920 cuando se inicia la producción de gasolina en unidades primarias de destilación de crudo en Bermejo, posteriormente en Camiri, Sucre, Cochabamba y Santa Cruz. En 1978 se amplía la refinería de Cochabamba y se inaugura la refinería de Santa Cruz. Con el funcionamiento de estos complejos refineros se satisface toda la demanda nacional de carburantes de mejor calidad y se suprime la importación de productos derivados como la gasolina de aviación, aceites bases, parafinas y cemento asfáltico.

Las principales refinerías que operaba YPFB, se encuentran ubicadas en las ciudades de Cochabamba, Santa Cruz y Sucre. Las dos primeras a partir del año 1999 fueron privatizadas y entregadas para su administración y operación a una compañía subsidiaria de Petrobras denominada Empresa Boliviana de Refinación (EBR).

20.13 RESERVAS
En relación a la industria de hidrocarburos se pueden hacer referencia a tres tipos de reservas, las denominadas probadas, probables y posibles.
- Reservas Probadas (P1): Representan la cantidad estimada de hidrocar-buros, que de acuerdo con los análisis geológicos y de ingeniería, demuestran que es razonablemente recuperable bajo las condiciones económicas y operativas vigentes.
- Reservas Probables (P2): Son la cantidad estimada de hidrocarburos que, sobre la base de evidencia geológica que respaldan las proyecciones de las reservas probadas, razonablemente se espera que exista y pueda ser recuperable bajo las condiciones económicas y operativas vigentes.
- Reservas Posibles (P3): Son aquellas calculadas estudiando el tamaño de las cuencas sedimentarias y tienen un alto grado de incertidumbre.

Las reservas totales de Petróleo / condensado, en términos absolutos, crecieron en mas de 1.000 millones de barriles en el periodo 1992 – 2003. Por otra parte, debido a la escasa disponibilidad de información del periodo anterior a la reforma del sector hasta 1996, se incluye en la definición de reservas probables y posibles. En el periodo 1992 – 1996 las reservas de este hidrocarburo crecieron 5,03% al año, en el periodo posreforma estas crecieron 24,12% al año. (4)

En el gas natural, el éxito de los programas de exploración, emprendidos por las diferentes empresas que operan en Bolivia, ha tenido como resultado que las reservas probadas de este energético (P1+ P2) se incrementen substancialmente pasando de 5,69 TCF (Trillones de Pies Cúbicos) en 1997 a 54,86 TCF en enero de 2003. Estas reservas de gas natural son suficientes para duplicar el contrato de venta de gas al Brasil de 30 MMmcd por 20 años, sin desatender, simultáneamente, los requerimientos y crecimiento del mercado interno.

La distribución de las reservas probadas por departamento son Tarija 87%, Chuquisaca 1,2%, Cochabamba 2,1%, Santa Cruz 9,6%, Tarija, en el corto plazo se constituirá en el centro del desarrollo gasífero del país.