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INGENIERÍA DEL PETRÓLEO Y GAS NATURAL

MATERIA : COMERCIALIZACIÓN DE HIDROCARBUROS TEMA : ANÁLISIS DE RESERVAS CERTIFICADAS EN BOLIVIA DOCENTE : LIC. CARLOS MIRANDA UNIVERSITARIOS : RUBEN SANTANDER NUÑEZ

MIJAEL RAMOS BARRIENTOS YURI PONCE VARGAS LUIS MIGUEL YLLESCAS ACEBO GRUPO

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NUMERO 1 FECHA

:

SEPTIEMBRE DEL 2011

Camiri - Bolivia INDICE Contenido INTRODUCCION ............................................................................................................... 3 OBETIVO

GENERAL ......................................................................................................... 3 OBJETIVOS ESPECIFICOS .............................................................................................. 4 FORMULACION DEL PROBLEMA .................................................................................... 4 CAPITULO I GENERALIDADES ........................................................................................ 5 1. DEFINICIONES PREVIAS ......................................................................................... 5 1.1. CLASIFICACION DE RESERVAS ........................................................................... 5 1.1.1. RESERVAS PROBADAS ......................................................................... 5 1.1.2. RERSERVAS PROBABLES ................................................................................. 5 1.1.3. RESERVAS POSIBLES............................................................................ 5 1.2 CERTIFICACION DE RESERVAS ...................................................................... 5 CAPITULO II RESERVAS DE GAS NATURAL ................................................................. 6 2. RESERVAS DE GAS NATURAL EN BOLIVIA ............................................................... 6 3. CERTIFICACION DE RESERVAS REALIZADAS EN BOLIVIA .................................. 6 3.1. RESERVAS CALCULADAS POR LA DEGOLYER & MACNAUGHTON .............. 6 4. COMERCIALIZACIÓN EXTERNA DEL GAS NATURAL ............................................. 8 4.1. CONTRATO DE VENTA DE GAS NATURAL AL BRASIL ....................................... 8 4.2. CONTRATO DE VENTA DE GAS NATURAL A LA ARGENTINA............................ 9 5. RESERVAS CALCULADAS POR LA RYDER SCOTT .................................................. 9 5.1. POSICIONAMIENTO DE RESERVAS A NIVEL LATINOAMERICA ....................... 11 6. REPOCISION DE RESERVAS DE CONSUMO ........................................................... 11 7. RELACION DE RESERVAS EN 20 AÑOS .................................................................. 12 7.1 ¿PODRA BOLIVIA CUMPLIR CON SUS CONTRATOSY OTRO PROYECTOS DE INTUSTRIALIZACION? ........................................................................... 12 8. BALANCE DE RESERVAS VS. DEMANDAS .............................................................. 14 9. PROYECCIONES DE DEMANDA A MEDIANO PLASO .............................................. 15 10. CONCLUSIONES ...................................................................................................... 16 ANÁLISIS DE RESERVAS DE GAS NATURAL EN BOLIVIA

INTRODUCCION

importancia creciente en el mundo debido principalmente al incremento en la demanda por energías denominadas limpias, las abundantes reservas de gas descubiertas, la expansión de las redes de distribución y el avance de la tecnología. Bajo este contexto, Bolivia se constituye en un país estratégico por su alto nivel de reservas gasíferas aún no comprometidas, su situación geográfica dentro de América del Sur y la creciente demanda mundial por este energético, especialmente de Norteamérica. Por tanto, reviste particular interés consolidar este negocio como prioridad estratégica nacional. OBETIVO GENERAL

Analizar las reservas certitificadas de gas natural de nuestro país bajo una proyección de veinte años futuros. OBJETIVOS ESPECIFICOS

Estudiar las certificaciones de las reservas de gas natural en Bolivia Conocer los contratos de comercialización externa del gas natural Proponer alternativas de reposición de reservas de consumo Proyectar una relación de reservas en 20 años Realizaras un Balance de reservas vs. demandas Saber cuáles son las proyecciones de demanda a mediano plazo FORMULACION DEL PROBLEMA

El informe de la empresa DeGolyer & MacNaughton en el 2005 establecía que hasta entonces las reservas de gas alcanzaban a 26,7 trillones de pies cúbicos (TCF) en los megacampos de San Alberto, San Antonio, Itaú y Margarita de Tarija. Sin embargo la Ryder Scott entregó oficialmente el 17 de septiembre de 2010 el informe final de la certificaci|ón de reservas a YPFB, en la cual afirma que Bolivia pasó de tener reservas probadas de 26,7 el año 2005 a 9,94 TCF el año 2010. Tomando en cuenta estos datos entregados por la última empresa consultora que contrato el gobierno, las reservas no alcanzarán más que para ocho años de consumo.

Por lo que vemos necesario realizar un análisis a las certificaciones realizadas por las empresas Ryder Scott y DeGolyer, saliendo de esta manera de una incertidumbre que podría tener un resultado positivo o bien negativo para el país y sus habitantes.

CAPITULO I GENERALIDADES 1. DEFINICIONES PREVIAS 1.1. RESERVAS

Las reservas son cantidades de hidrocarburos que se considera que pueden ser recuperados comercialmente. 1.2. CLASIFICACION DE RESERVAS 1.2.1. RESERVAS PROBADAS

Las reservas probadas son las cantidades de hidrocarburos que, por análisis de datos de geología e ingeniería, pueden ser estimadas con "razonable certeza" que serán recuperables comercialmente, a partir de una fecha dada, de reservorios conocidos y bajo las actuales condiciones económicas, métodos de operación y regulaciones. 1.2.2. RERSERVAS PROBABLES

Las reservas probables son las reservas no probadas que el análisis de datos de geología e ingeniería sugieren que son menos ciertas que las probadas. En este contexto, cuando se usen métodos probabilísticos, debe existir al menos una probabilidad de 50 % de que la cantidad a ser recuperada será igual o excederá a la suma del estimado de reservas probadas mas las probables. 1.2.3. RESERVAS POSIBLES

Las reservas posibles son las reservas no probadas que el análisis de los datos de geología e ingeniería sugieren que son menos ciertas a ser recuperadas que las reservas probables.

En este contexto, cuando se utilicen métodos probabilísticos, debe existir al menos una probabilidad de 10 % de que las cantidades a ser recuperadas serían iguales o excederían la suma de las reservas probadas mas probables y mas posibles. 1.3. CERTIFICACION DE RESERVAS

A partir del D.S. Nº 24419 de 1999 dispuesto por el gobierno de Hugo Banzer Suárez.la certificación de reservas se define como el estudio que se realizan a los yacimientos o reservorios para determinar cuantitativamente las reservas probadas, probables y posibles, de petróleo y gas natural, que podría disponer un país para su consumo interno y externo.

CAPITULO II RESERVAS DE GAS NATURAL 2. RESERVAS DE GAS NATURAL EN BOLIVIA

La cuantificación y certificación de las reservas nacionales, efectuada por la empresa Ryder Scott, al 17 de septiembre de 2010, precisa la existencia de 9,94 TCF de Reservas Probadas de gas natural (P1), 13,65 TCF con las Reservas Probadas más Probables y 19,9 TCF, entre Probadas (P1), Probables (P2) y Posibles (P3). Esta 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 en el Campo Margarita y por YPFB en el campo San Antonio.

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3. CERTIFICACION DE RESERVAS REALIZADAS EN BOLIVIA 3.1. RESERVAS CALCULADAS POR LA DEGOLYER & MACNAUGHTON

Luego que la empresa estatal petrolera de Bolivia, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), en junio del 2004 anunciara los resultados de la revisión de reservas del gas de ese país a través de la compañía DeGolyer&MacNaughton sobre 77 yacimientos de gas y petróleo, Bolivia se ratificó como laprimera potencia gasífera latinoamericana de gas “no asociado al petróleo” -

o gas libre, con 76,4 TCF. El estudio de certificación se realizó sobre 76 campos de hidrocarburos, 40 de los cuales son productores y 36 en reserva. En el 2001, las reservas gasíferas llegaban a 46,83 TCF, actualmente el crecimiento en las reservas petroleras se debe a los descubrimientos realizados en los campos de Margarita, San Alberto, San Antonio, Itaú, Madrejones y Tacobo. Las reservas probadas de gas de Bolivia fueron certificadas en 26,7 TCF y las probables en 24,7 TCF, lo que suma 51,3 TCF, adicionalmente se ha calculado que las reservas posibles están en 24,1 TCF, lo que totalizan un potencial de 75,5 TCF del hidrocarburo gaseoso.

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El hecho que Bolivia sea una potencia gasífera la re posiciona con ventaja empezando a gravitar en el concierto internacional, con peso propio, más ahora que ha nacionalizado dicho recurso.

4. COMERCIALIZACIÓN EXTERNA DEL GAS NATURAL 4.1. CONTRATO DE VENTA DE GAS NATURAL AL BRASIL

El 23 de agosto de 1995 se suscribió el addendum Nº 2 que determina un volumen adicional anual estableciéndose la garantía de suministro de acuerdo a la programación respectiva. El anexo Nº 1 fija las cantidades contratadas y garantizadas en (MMm3/D) de la siguiente manera:

En agosto de 1996, en la ciudad de Río de Janeiro, Brasil, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) Y Petróleo Brasilero S.A (Petrobras) suscriben los siguientes contratos: Contrato definitivo de compra – venta de gas natural. Contrato de pago anticipado por servicios de transporte.

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Acuerdo para la ingeniería, adquisición y construcción, “llave de mano”, del

gasoducto Bolivia – Brasil, en el tramo boliviano. 4.2. CONTRATO DE VENTA DE GAS NATURAL A LA ARGENTINA El contrato original de compra y venta de gas natural del 19 del octubre del año 2006 entre Argentina y Bolivia, representadas respectivamente por las estatales YPFB y ENARSA, suscribieron un importante acuerdo comercial para suministro de gas boliviano donde se estipulaba envíos progresivos de gas natural al vecino país desde los 7.7 MMm3/D el 2007, hasta 16 MMm3/D entre el 2008 y el 2009 para llegar a 27.7 MMm3/D durante el 2010 y así progresivamente hasta el 2027. La adenda introduce las conocidas cláusulas como “takeorpay” y “deliveryorpay”.

Es decir, si Bolivia no cumple con las entrega de gas es sancionado con el 15% del valor del volumen faltante, pero si la Argentina no compra deberá pagar una multa del 3% del valor del volumen no tomado. 5. RESERVAS CALCULADAS POR LA RYDER SCOTT

La empresa Ryder Scott certificó oficialmente como reservas probadas de gas natural al 31 de diciembre de 2009 la existencia de 9,94 Trillones de Pies Cúbicos (TCF). El presidente de YPFB, Carlos Villegas, y el ministro de Hidrocarburos, José Luis Gutiérrez, hicieron conocer ayer en Santa Cruz la cuantificación oficial, que no toma en cuenta descubrimientos de 2010.

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El informe a su vez confirma la existencia de 13,65 TCF entre reservas probadas y probables y 19,92 TCF como posibles.

En 2004, Bolivia tenía reservas de 26,7 TCF, que la ubicaban en el segundo lugar detrás de Venezuela en la región. Sin embargo, en 2005 caen a 12,1 TCF. Las autoridades justificaron el nivel de reservas como las reales debido a que en el pasado las petroleras que tenían el control de los hidrocarburos inflaron las mismas. Pero también aseguraron que la metodología empleada por Ryder Scott para hacer la cuantificación arrojó datos más precisos. El informe de Ryder Scott por otra parte certificó la existencia de 487,5 millones de barriles de condensado (asociado a la producción de gas natural) y 18,6 millones de barriles de petróleo (Mbbl) entre reservas probadas, probables y posibles. YPFB explicó que para la determinación de reservas entre 2004 y 2005 DeGolyer&MacNaughtonsolamente utilizó una metodología, basada en cálculos volumétricos. Ryder en cambio contempló una metodología más exhaustiva con siete parámetros: perforación de nuevos pozos, datos adquiridos durante el desarrollo del campo, historial de producción, pruebas de potencial, datos de presiones, comportamiento de reservorios y datos y estudios geológicos. GRUPO Nº 1

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5.1. POSICIONAMIENTO DE RESERVAS A NIVEL LATINOAMERICA

Tras retenerlo varios meses, el Gobierno presentó los resultados de un estudio hecho en 2010 por la consultora estadounidense Ryder Scott, que confirma que Bolivia cayó del segundo al sexto lugar de Latinoamérica en reservas de gasnatural. Señalan que ahora Venezuela tiene 200,1 trillones de pies cúbicos, Perú 16, Trinidad y Tobago 15,37, Argentina 13,2, Brasil 12,90 y Colombia 4,38.

6. REPOCISION DE RESERVAS DE CONSUMO

El tema de las reservas de gas natural es muy delicado y se han dado muchas opiniones y cifras al respecto. Sin embargo, en todos los casos, la información tiene un común denominador: las reservas de hidrocarburos en Bolivia se han reducido. Es importante recordar que la certificación de las reservas hidrocarburíferas en Bolivia son nuestro aval o garantía ante las empresas que pretendan invertir aquí.

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También puede darse el caso de que nos pidan cantidades que ahora no tenemos, pero sabemos que haciendo las gestiones adecuadas las podemos tener en un tiempo determinado (reservas probables). Con ese dato podemos comprometer mayores ventas o planificar proyectos. Todo eso se aplica al gas que exportamos, al gas que necesitamos para el proceso de industrialización o al gas para nuestro consumo interno. Tener certificadas nuestras reservas es importantísimo para negociar contratos que podamos cumplir a corto, mediano y largo plazo y la cantidad de esas reservas definirá la holgura de esas negociaciones. Si tenemos menos reservas probablemente debamos reducir, previa negociación, las exportaciones para destinar esos volúmenes al consumo interno o tal vez se deba iniciar una agresiva campaña de exploración.

7. RELACION DE RESERVAS EN 20 AÑOS 7.1. ¿PODRA BOLIVIA CUMPLIR CON SUS CONTRATOS Y OTRO PROYECTOS DE INTUSTRIALIZACION?

La atención de la demanda de gas natural boliviano, durante los próximos quince años, requiere 14,8 trillones de pies cúbicos (TCF) de reservas, las certificadas están en 13,65 TCF, incluyendo probadas y probables, de acuerdo con datos oficiales. Los volúmenes certificados por Ryder Scott al 31 de diciembre del 2009, serían suficientes si se toma en cuenta tan sólo el consumo contratado, es decir 5,9 TCF para el contrato GSA con Brasil, que concluye en julio del 2019, para Argentina 4,1 TCF hasta el 2026, y Bolivia 3,1 TCF.

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Si se añaden los proyectos como la siderurgia del cerro Mutún, que demandará 0,6 TCF, la producción de líquidos sintéticos con GTL otros 0,6 TCF y la planta de urea 0,5 TCF, de acuerdo con la revista Petróleo y Gas de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBH). El consumo de reservas gasíferas, con la demanda de los actuales mercados, va en ascenso, pues, hasta la gestión pasada se dijo que se restaban 0,5 TCF por año, para el 2011 están proyectados 0,6 TCF, con su pico máximo el 2019 y 2020, cuando se supere 1 TCF y llegar el 2026, bordeando 1 TCF.

8. BALANCE DE RESERVAS VS. DEMANDAS

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El país produce entre 40 y 41MMm3/D, esta producción alcanza para cubrir en lo justo el mercado de exportación de la Argentina y Brasil, además del consumo interno, pero si aumenta la demanda, el país estaría en serios aprietos de cumplir los contratos. Bolivia, para cumplir satisfactoriamente con la exportación tanto a Brasil como Argentina, además del consumo del mercado interno, debería producir 50 millones de metros cúbicos de gas por día.

9. PROYECCIONES DE DEMANDA A MEDIANO PLASO

Los principales proyectos que descansan en el gas natural: Un consumo de 8 millones de metros cúbicos día para el proyecto del Mutún, que producirá acero a partir del año 2015 durante 20 años. Incluye una central de 500 MW. GRUPO Nº 1

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La adición de 1.000 MW de generación térmica en la primera parte de la década en proyectos hidroeléctricos de ENDE y los proyectos de generación de electricidad para exportación. Se estima que cada 250 MW consumen un millón de metros cúbicos por día, que eleva la eficiencia energética de la planta al 60 por ciento a través de la recuperación de calor y una turbina de vapor. Consumo interno que sube de 6 a 12 millones de metros cúbicos diarios en promedio en razón de los programas de gas a domicilio, de conversión de vehículos a gas natural, llegando a 200 millones. Proyecto de producción de carbonato de litio y potasio en el salar de Uyuni por parte de la COMIBOL y las fundiciones de cobre de Coro Coro, de bismuto y de wolfran. Ingreso en producción de la planta de amoniaco urea de Bulo Bulo para los años 2013-2014. Se estima que la planta consumirá 2.5 millones de metros cúbicos de gas. Planta de transformación de gas a líquidos (GTL) para los años 2014-2015, donde la planta consumirá 4 millones de metros cúbicos de gas al día.

CONCLUSIONES

Debe definirse como política de estado, y con amplia participación institucional, unapolítica energética nacional que sirva de base: Para el aprovechamiento racional y efectivo de este recurso en toda la cadena productiva. Para la definición de la estrategia nacional de desarrollo. Para fomentar la ejecución de proyectos de inversión que generen valor agregado, empleo y divisas a partir del gas natural. GRUPO Nº 1

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La exportación del gas en general debe circunscribirse en la política nacional energética donde se establezca entre otros aspectos, lo siguiente: Los requerimientos de gas natural para los próximos 50 años como mínimo para el consumo domestico e industrial nacional. Los requerimientos de la demanda latinoamericana en los próximos 50 años. Desarrollar proyectos con valor agregado. Termoeléctricas Petroquímica Planta para fertilizantes. Conversión de gas a líquidos. Debe apoyarse fundamentalmente cualquier iniciativa de industrialización del gas natural en territorio boliviano Se debe dar la mayor importancia a la industria del acero (MUTUN), creando allí un polo de desarrollo industrial. Se debe continuar con la actividad de desarrollo de campos descubiertos e intensificar la búsqueda de mayores reservas de hidrocarburos. Se deber intensificar el desarrollo del gas para el mercado interno. Se debe mantener las redes de gas natural en poder del estado Apoyar proyectos de fabricación de equipos, materiales e insumos para el desarrollo de redes de gas natural. Se deber contar a la brevedad con el reglamento de instalaciones de gas natural y una norma adecuada.

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