PLANTAS DE PROCESAMIENTO DEL GAS NATURAL 1. INTRODUCCION: El procesamiento del gas natural empieza en la boca de pozo e incluye todos los procesos necesarios para la purificación del gas natural. La composición del gas natural explorado varía significativamente en función de cada pozo individual y está constituida por hidrocarburos gaseosos, líquidos del gas natural, hidrocarburos líquidos y una determinada cantidad de agua y otros Gases. Los pasos del proceso de purificación del gas natural van de la separación al tratamiento del gas amargo, a la deshidratación del gas, a la captura de los líquidos del gas natural, hasta la compresión final en la red de tuberías del gas.
PRODUCCION DEL GAS NATURAL REMOCIÓN DE CONTAMINANTES CO2, H2S, Hg
TRATAMIENTO CON GLICOL
AJUSTE DE PUNTO DE ROCÍO
RECUPERACIÓN DE LPG
COMPRESIÓN
POZOS Y SISTEMAS DE TRANSPORTE
SEPARACIÓN PRIMARIA
TRATAMIENTO DE PETRÓLEO
RESERVORIO
POZOS DE REINYECCIÓN
TRATAMIENTO DE AGUA
ALMACENAJE Y BOMBEO
VENTA DE GAS
VENTA DE CRUDO
El endulzamiento del gas se hace con el fin de eliminar el H2S y el CO2 del gas natural. Como se sabe el H2S y el CO2 son gases que pueden estar presentes en el gas natural y pueden en algunos casos, especialmente el H2S, ocasionar problemas en el manejo y procesamiento del gas; por esto hay que eliminarlos para llevar el contenido de estos gases ácidos a los niveles exigidos por los consumidores del gas. El H2S y el CO2 se conocen como gases ácidos, porque en presencia de agua forman ácidos, y un gas natural que posea estos Contaminantes se conoce como gas agrio. REGENERACION DE AMINA:
Usualmente, el gas natural contiene cantidades significativas de vapor de agua. Éste debe ser removido con el fin de proteger el sistema de corrosión y formación de hidratos. Además, el vapor de agua en el sistema debe reducirse a niveles aceptables en la industria. Típicamente, el valor permisible de contenido de agua en tuberías está entre 4-7 lb H2O/MMPCS. Por lo anterior, la deshidratación es un paso básico en el tratamiento del gas. SISTEMA DE CLICOL:
2. OBJETIVOS:
Identificar las diferentes plantas de procesamiento del gas natural Dar a conocer los datos estadísticos de procesamiento del gas natural de la gestión 2003-2012 Dar a conocer las capacidades de producción de las plantas de procesamiento del gas natural Identificar el tipo de proceso de las diferentes plantas de procesamiento
3. DESARROLLO: En los últimos 10 años la producción de hidrocarburos a nivel nacional se incrementó por la venta de mayores volúmenes de gas natural al mercado externo, gracias a la firma del Contrato de Exportación de Gas Natural (GSA) con la República de Brasil el año 1996. La tasa de crecimiento entre 1997 y 2007 fue de 186% para la producción de gas natural, mientras que la de petróleo para el mismo período fue de 50%
PRODUCCION DE GAS NATURAL: En 1997 más del 50% de la producción total de gas natural se entregaba al mercado interno y de exportación; el restante 50% era inyectado, utilizado como combustible en los campos o quemado. Posteriormente, producto del incremento en las nominaciones de gas natural para el mercado del Brasil y la Argentina, a partir del año 1999, la tendencia del uso del gas natural para inyección, combustible y quema disminuyó.
FACTORES QUE AFECTAN LA PRODUCCION: De acuerdo al análisis de la producción histórica de hidrocarburos se identificaron ciertos eventos que afectaron la capacidad de producción, disminuyendo así los volúmenes disponibles de gas para atender a los mercados. A continuación un detalle de éstos: • Declinación de la producción: Es un efecto normal y controlable de las curvas de los campos, sin embargo cuando se descontrola y se presenta en mega campos que aportan volúmenes importantes, la producción se ve afectada en mayor proporción. • Trabajos de mantenimiento en plantas de proceso: Actividades que influyen de manera significativa en los volúmenes de producción disponibles, cuando los mismos no son programados adecuadamente mediante reducciones parciales para minimizar el impacto en las entregas de gas. • Mantenimiento de instalaciones de compresión en los gasoductos: Actividades que reducen la capacidad de transporte de gas proveniente de los campos que aportan producción al mercado, las cuales pueden afectar de manera significativa las entregas en caso de no ser bien programadas. • Trabajos de conexión de líneas de recolección: Trabajos de mantenimiento y habilitación de líneas de recolección de los pozos a las plantas, así como reparaciones de las instalaciones superficiales de los pozos que afectan la producción normal del campo. CONTRATOS PETROLERAS:
DE
OPERACIÓN
CON
LAS
EMPRESAS
En cumplimiento al mandato del Decreto Supremo de Nacionalización de los Hidrocarburos, YPFB y el Ministerio de Hidrocarburos y Energía como cabeza del sector llevaron adelante el proceso de negociación de los contratos petroleros asumiendo como contrato tipo, acorde a los objetivos de la Nacionalización y el control de la propiedad de los yacimientos de hidrocarburos producidos, el Contrato de Operación. Éste tiene como objeto la ejecución por parte del Titular (empresa petrolera con quien YPFB ha suscrito contrato) de todas las Operaciones Petroleras (exploración, evaluación, desarrollo, explotación y abandono) dentro del Área del Contrato, a su exclusiva cuenta y riesgo, a cambio de recibir de YPFB el pago de la retribución correspondiente. El Titular debe cubrir los costos y proveer el personal, la tecnología, las instalaciones, los materiales y el capital necesarios para la realización de las Operaciones Petroleras. En el Cuadro siguiente se efectúa una comparación entre los Contratos de Riesgo Compartido (suscritos bajo la Ley Nº 1689) y los Contratos de Operación vigentes:
El Contrato de Operación y sus respectivos Anexos cumplen con las normas establecidas en la Constitución Política del Estado vigente, la Ley de Hidrocarburos Nº 3058 y el Decreto Supremo de
Nacionalización Nº 28701, garantizando así las operaciones de Exploración y Explotación por parte de las empresas petroleras bajo el control y fiscalización de YPFB. Como resultado del proceso de negociación de los contratos petroleros, llevado a cabo el 27 y 28 de octubre de 2006, YPFB suscribió 44 Contratos de Operación con las siguientes empresas petroleras: • BG Bolivia Corporation – Sucursal Bolivia. • Canadian Energy Enterprises C.E.E. Bolivia S.R.L. • Compañía Petrolera Exploración y Explotación “Petrolex” S.A. • Compañía Petrolera ORCA S.A. • DongwonCorporation (Sucursal Bolivia). • Empresa Petrolera Andina Sociedad Anónima EPAN S.A. • Empresa Petrolera Chaco S.A. “EPCHA S.A.”. • Matpetrol S.A. • Monroy Electrónica y Control “Monelco” S.R.L. • PAE E&P Bolivia Limited (Sucursal Bolivia). • Petrobras Bolivia S.A. • Petrobras Energía S.A. Sucursal Bolivia. • Pluspetrol Bolivia Corporation S.A. • Repsol YPF E&P Bolivia S.A. • Total E&P Bolivie Sucursal Bolivia. • Vintage Petroleum Boliviana Ltd. (Sucursal Bolivia). • Tecpetrol de Bolivia S.A.
Es bueno hacer notar que a la fecha, falta conciliar el monto de inversión de 5 contratos: Warnes, Monteagudo, El Dorado, Itatiqui y Palmar, sin embargo, en razón de los bajos montos de inversión declarada en los mismos, no se espera que haya una modificación importante en los montos señalados anteriormente. El monto declarado de los contratos mencionados es de 55.6 MM de $us. A partir de la protocolización (2 de mayo de 2007) entran en vigencia los 44 Contratos de Operación debidamente aprobados por el Congreso Nacional, tal como lo establece la Constitución Política del Estado. Es así que las empresas petroleras deciden invertir un monto considerable que a fines del 2007 alcanzó a 211, 31MM$us en costos de capital, de acuerdo al detalle que se muestra en el siguiente cuadro:
El Contrato de Operación suscrito por YPFB con las empresas petroleras garantiza el pago del 18% por concepto de Regalías y Particiones y el 32% de Impuesto Directo a los Hidrocarburos. Asimismo establece las reglas sobre la Retribución del Titular (Costos Recuperables y Utilidad) y la Participación de YPFB. CARACTERISTICAS OPERACIÓN:
DELOS
CAMPOS
BAJO
CONTRATO
DE
En el marco de los 44 Contratos de Operación vigentes, los campos que se encuentran en el área de explotación se clasifican a nivel nacional como: campos en producción sostenida, campos en retención y campos sin producción. CAMPOS EN PRODUCCION:
Sobre la base de la última Certificación Oficial de Reservas disponible al 1º de enero de 2005 y los volúmenes de producción correspondientes a las gestiones 2006 y 2007, se pudo determinar los niveles de reserva remanente de los campos clasificados como campos en producción. En el caso del Campo Percheles, dado que no existe certificación oficial de reservas, se utilizó el Informe Final de estimación de reservas elaborado por DeGolyer&MacNaughton a diciembre de 2004 y proporcionado por la Empresa Chaco S.A. en su Plan de Desarrollo. Los volúmenes de los Campos Surubí, Carrasco y Kanata incluyen los volúmenes de los campos Surubí BB, Carrasco FW y Kanata FW, respectivamente. Para la gestión 2007, la producción del mes de diciembre se estimó en relación al mes de noviembre: última Certificación de Producción emitida por YPFB a la fecha.
Los datos expuestos expresan que los actuales campos en producción cuentan con niveles de reservas de gas natural remanentes; sin embargo, es necesario tener en cuenta que la capacidad de producción del campo está directamente asociada a la capacidad de procesamiento del hidrocarburo, es decir a la capacidad de las plantas de procesamiento. Por lo tanto, la inversión en el desarrollo de un campo cuando la capacidad de la planta se encuentra a su máximo nivel, debe considerar la inversión en la ampliación de dichas plantas y/o la instalación de nuevas plantas para adecuar el gas natural a las condiciones de transporte requeridas. El siguiente Cuadro muestra la capacidad de las plantas instaladas en el territorio nacional y el nivel actual de utilización.
La eficiencia de las plantas fue calculada en función a la cromatografía del gas natural de entrada y salida de las plantas correspondientes al primer semestre del 2007 y aplicables para el cálculo de Regalías y Participación al TGN para el segundo semestre 2007. En cuanto a la capacidad utilizada promedio de las plantas se utilizó información correspondiente a la gestión2007, considerando para el mes de diciembre la misma producción del mes de noviembre: último mes certificado por YPFB. CAMPOS EN RETENCION:
Los campos bajo Contratos de Operación vigentes que se encuentran en retención por causales de falta de asignación de mercado, se detallan en el siguiente cuadro, el mismo que muestra -de acuerdo a Certificación Oficial de Reservas al 1º de enero de 2005- los niveles de reservas de cada uno de ellos.
Todos los campos -a excepción del Campo Incahuasi, cuyas reservas no se encuentran certificadas- poseen niveles suficientes de reservas de gas natural que permitirían incrementar los actuales volúmenes de producción, una vez se declare comercial el campo y salga del estado de retención. Especialmente en el caso del Campo Itaú, clasificado, por sus niveles de reserva y producción, como mega campo.
CAMPOS SIN PRODUCCION: De acuerdo a Certificación Oficial de Reservas al 1º de enero de 2005, en el siguiente Cuadro se detallan los campos que a la fecha no producen hidrocarburos; por lo tanto los volúmenes de la columna producción acumulada 2005 – 2007 no muestra valores. Debido a que no existe una certificación actualizada de reservas, se asume que la
reserva remanente de los mencionados campos es igual a la reserva probada a enero 2005, como se detalla a continuación:
Los campos -detallados en el anterior cuadro- poseen niveles reservas remanentes estimados; sin embargo, actualmente, no encuentran en producción debido a factores como la falta facilidades para acceder a los mercados tanto interno como
de se de de
exportación, así como factores económicos que no justifican su puesta en producción. Cabe aclarar que los campos con reservas de gas natural igual a cero, son campos netamente petrolíferos. MEGA CAMPOS DE PROCESAMIENTO DEL GAS NATURAL: A continuación se presenta una breve descripción de las características de los mega campos que aportan con más del 60% de la producción nacional de gas natural. CAMPO SAN ALBERTO: Se encuentra ubicado en la Serranía de San Antonio faja sub andina sur en la provincia Gran Chaco del departamento de Tarija. La asociación está conformada por Petrobras Bolivia S.A. (35%), Empresa Petrolera Andina S.A. (50%) y Total Bolivie (15%). En este campo se han perforado seis pozos con objetivos profundos: San Alberto-X9; San Alberto-X10; SanAlberto-X11; San Alberto-X12; San Alberto-13 y San Alberto-14. Para transportar la producción de los pozos a la planta se han instalado tuberías de 10 pulgadas de diámetro con una longitud total de 37 km. Una vez procesado el gas en la planta y separadas las fracciones de condensado y gas natural, ambos productos son evacuados a través de un gasoducto de 24” de diámetro conectado al Gasoducto YacuibaRío Grande (GASYRG Y TRANSREDES) y a un oleoducto de 6” de diámetro (TRANSREDES) con una longitud estimada de 25 km. La Planta de Tratamiento de Gas tiene una capacidad nominal instalada de 13,2 MMmcd (466 MMpcd) de gas; y consta de dos unidades modulares independientes. Ambos módulos procesarán íntegramente el gas natural producido por los pozos del Campo, separando así las fases de gas, condensado, y agua, acondicionando los para su comercialización. De acuerdo a información proporcionada por el Operador del Campo, a partir del análisis de productividad de cada pozo, se fijó un caudal operativo máximo del campo San Alberto de 400 MMpcd (11,3
MMmcd) con una capacidad de venta o entrega máxima de 392 MMpcd. CAMPO SABALO: El Bloque San Antonio se encuentra ubicado entre las Serranías Aguarague y Caipipendi de la faja subandinosur a 30 kilómetros de la ciudad de Villamontes y 37 kilómetros de la localidad de Palos Blancos en el departamento de Tarija. La asociación está conformada por Petrobras Bolivia S.A. (35%), Empresa Petrolera Andina S.A. (50%) y Total Bolivie (15%). En este campo se han perforado cuatro pozos productivos: SBL-X1; SBL-X2; SBL-X3 y SBL-X4. En la actualidad se encuentran perforando el quinto pozo del Bloque (SBL-5) con previsión de entrada a producción a partir de comienzos del año 2008. Para transportar la producción de los pozos a la planta se han instalado tuberías de 10 y 12 pulgadas de diámetro con una longitud total de aproximadamente 45 km. incluyendo al nuevo pozo productor. Una vez procesado el gas en la planta y separadas las fracciones de condensado y gas natural, el gas de exportación es evacuado a través de un gasoducto de 28” de diámetro y aproximadamente 20 km de longitud, conectando a los Gasoductos GASYRG y YABOG. El condensado de exportación es evacuado a través de un oleoducto de exportación de 8” de diámetro con una longitud aproximada de 26 km conectando al oleoducto troncal de la empresa TRANSREDES. La Planta de Tratamiento de Gas de Sábalo consta de dos unidades modulares independientes. Ambos módulos procesan íntegramente el gas natural producido por los pozos del Campo, separando las fases de gas, condensado y agua, acondicionándolos para su comercialización. A partir del análisis de productividad de cada pozo se fijó un caudal operativo máximo del Bloque San Antonio de 480 MMpcd (13,6 MMmcd) de producción con una capacidad máxima de venta o entrega en el punto de fiscalización de 470MMpcd (13,3 MMmcd), a partir del comienzo de producción del pozo SBL-5.
CAMPO MARGARITA: El Campo Margarita se encuentra ubicado en las sierras del subandino sur de los departamentos de Santa Cruz, Chuquisaca y Tarija. Fue descubierto mediante la perforación del pozo exploratorio MGR -X1 y el reservorio confirmado por la perforación de los pozos MGR-X2, MGR-X3 y MGR-4 de los cuales los pozos MGR-X3y MGR-4 demostraron la capacidad de producción de gas rico en condensado y en cantidades comerciales. En el año 2004 se construyeron facilidades tratamiento, compresión y exportación.
de
recolección,
Esto permitió incrementar la producción de gas a partir de los pozos existentes. Al momento cuatro pozos han sido perforados exitosamente en el Campo Margarita. Las Líneas de Flujo de los pozos son 8” de diámetro nominal y la distancia de los pozos a la planta de recolección y procesamiento (EPF) es de aproximadamente 30 Km. El campo cuenta con una Planta de Procesamiento de Gas (denominada EPF) que tiene una capacidad de70,63MMpcd. Esta planta fue diseñada tomando en cuenta la capacidad de producción observada en los pozos MGR-X1 y MGR-X2. La planta de procesamiento posee facilidades para separar los condesados del gas producido, para deshidratar el gas y comprimirlo para su exportación. Las líneas actuales de exportación van desde la EPF hasta el Campo Sábalo, donde se conectan con el sistema principal de evacuación de este campo. Las líneas de exportación están conformadas por dos líneas de 27 Km de longitud; una línea de 6” de diámetro para el transporte de líquido y una de 10” de diámetro para el transporte de gas.
PRODUCCION DE GAS NATURAL GESTION 2010: La producción nacional de gas natural ha tenido, durante enero y julio de la presente gestión, un promedio de 1.342 millones de pies cúbicos día, lo que es equivalente a 38.1 millones de metros cúbicos día, los cuales se destinan tanto al mercado interno en los departamentos del país donde existe estructura de ductos (citygate) como el de exportación, mercado argentino y brasilero. Junio y julio del 2010 son los meses que mayor volumen producido reportan.
PRODUCCION DEL GAS NATURAL GESTION 2011: La producción nacional de gas natural durante la gestión 2011 ha tenido un promedio de 45.07 millones de metros cúbicos día, equivalentes a 1.592 millones de pies cúbicos día, volúmenes que se destinan tanto al mercado interno en los departamentos del Estado Plurinacional donde existe estructura de gasoductos (citygate) como el de exportación, mercado brasilero y argentino. El volumen producido durante el 2011 en comparación al 2010 tuvo una variación positiva del 8.74%, llegando a producir 45.07 de 41.42 millones de metros cúbicos día. Las estadísticas reflejan que a partir del mes junio se nota un incremento en razón de tratarse de la época de invierno cuando el mercado de exportación nomina (demanda) volúmenes mayores del energético.
PRODUCCION DE GAS NATURAL GESTION 2012: La producción nacional de gas natural durante la gestión 2012 ha tenido un promedio de 51.11 millones de metros cúbicos día, equivalentes a 1.805 millones de pies cúbicos día, volumen que se destina tanto al mercado interno donde existe estructura de gasoductos (citygate) como el de exportación, mercado brasilero y argentino. El volumen producido durante el 2012 en comparación al 2011 tuvo una variación positiva del 13.41%. Las estadísticas reflejan que la
producción de gas natural seguirá incrementándose en razón de la creciente demanda del mercado de exportación.
PRODUCCION DE GAS NATURAL GESTION 2013:
La producción sujeta al pago de IDH, regalías y participaciones es aquella producción medida en punto de fiscalización a la salida de la planta más los volúmenes de producción sujetos a penalidades por quemas. A su vez, es menor a la producción bruta contemplada en el Cuadro N° 1 debido a que esta última es medida en boca de pozo antes del proceso de separación de los componentes licuables y se realicen las actividades de uso del gas como combustible en los campos, quema y venteo.
La producción de gas natural sujeta al pago de IDH, regalías y participaciones, durante el primer trimestre de 2013, alcanzó un promedio de 55,35 MMm3/día, mostrando un incremento de 24,73% en relación al 2012. Esta producción fue entregada en su totalidad a YPFB por las diferentes empresas que operan los campos bajo contratos de operación. Asimismo para el primer trimestre 2013, los campos con mayor producción fueron Sábalo y San Alberto representando el 32,8% y 20,6% respectivamente de la producción total, el campo Margarita Huacaya representó el 16,2%. Otros campos que tuvieron una producción significativa son Yapacaní y Bulo Bulo, que representando el 4,2% y 3,8% del total respectivamente, Itaú, Río Grande, Vuelta Grande, Tacobo y Curiche representaron el 2,8%, 2,7%, 2,5%, 2,0% y 1,7% del total de la producción de gas natural del primer trimestre 2013. El resto de los campos representaron el 10,8% del total producido, que incluye los campos con una producción menor a 0,96 MMm3/día; en el caso del primer trimestre de 2012, incluye los campos con producción menor a 1,44 MMm3/día.
4. RESULTADOS: Figura 1: EVALUACION HISTORICA DE LOS VOLUMENES DE PRODUCCION
Figura 2: PRODUCCION DE GAS NATURAL GESTION 19962008
Figura 3: COMPARACION DE CONTRATOS DE OPERACIÓN Y DE RIESGOS COMPARTIDOS.
Figura 4: RESERVAS REMANETES DE GAS NATURAL A DICIEMBRE 2008.
Figura 5: CONSILIACION DE INVERSIONES GESTION 2006
Figura 6: INVERSIONES EN EXPLORACION Y EXPLOTACION
Figura 7: CAPACIDAD DE PLANTAS DE PROCESAMIENTO DE GAS INSTALADAS EN BOLIVIA
Figura 8: RESEVAS CERTIFICADAS DE GAS NATURAL EN CAMPOS DE RETENCION
Figura 9: RESERVAS REMANENTES DE GAS NATURAL A DICIEMBRE DE 2007- CAMPOS SIN PRODUCCION
Figura 10: VOLUMEN PRODUCIDO Y ENTREGADO DE GAS NATURAL – GESTION 2010
Figura 11: PRODUCCION DE GAS NATURAL – GESTION 2011
Figura 12: PRODUCCION DE GAS NATURAL – GESTION 2012
Figura 13: PRODUCCION DE GAS NATURAL POR CAMPO DE ENERO A MARZO 2013
5. ANALISIS DE RESULTADOS: Figura 1.- esta figura nos indica en los últimos 10 años la producción de hidrocarburos a nivel nacional se incrementó gracias a la firma del Contrato de Exportación de Gas Natural (GSA) con la República de Brasil el año 1996. La tasa de crecimiento entre 1997 y 2007 fue de 186% para la producción de gas natural, mientras que la de petróleo para el mismo período fue de 50% Figura 2.- De acuerdo al análisis de la producción histórica de hidrocarburos se identificaron ciertos eventos que afectaron la capacidad de producción, disminuyendo así los volúmenes disponibles de gas para atender a los mercados • Declinación de la producción: • Trabajos de mantenimiento en plantas de proceso cuando los mismos no son programados adecuadamente mediante reducciones parciales para minimizar el impacto en las entregas de gas. • Mantenimiento de instalaciones de compresión en los gasoductos: Actividades que reducen la capacidad de transporte de gas proveniente de los campos que aportan producción al mercado, las
cuales pueden afectar de manera significativa las entregas en caso de no ser bien programadas.
Figura 3.- En esta figura se puede observar que a partir del año 2005 YPFB se hizo cargo de los contratos de operación gracias a la nacionalización de los hidrocarburos es decir que se hizo cargo de la producción, propiedad, control y comercialización Figura 4.Como se puede ver en la figura los campos con mayor con mayor producción en los años 2005 hasta el 2007 fueron:
Sábalo
Petrobras San Alberto con 374.730MMpcd operadas por la empresa
Petrobras Bulo Bulo con 70.079MMpcd operadas por la empresa Chaco
con
423.983MMpcd
operadas
por
la
empresa
Y los con menor producción serian:
Penocos con 43MMpcd operada por la empresa Andina Patujusal Oeste con 81MMpcd operada por la empresa Chaco Guairuy CON 206MMpcd operada por la empresa Andina
Figura 5.- de la presente figura se puede observar que las inversiones que se hicieron hasta el año 2006 fueron 1.783.230.149 $us. Por las empresas:
YPFB CHACO YPFB ANDINA TOTAL E&P BOLIVIE PLUS PETROL VINTAGE PESA BG BOLIVIA PETROBRAS
REPSOL MAT PETROL
Figura 6.- en esta figura se pudo observar las inversiones en la gestión 2007 fueron un total de 211.31 MM $us, siendo la empresa YPFB CHACO con mayor inversión con 48.61MM $us, y con una menor inversión la empresa MATPETROL con 0.09 MM $us
Figura 7.- En la presente figura se puede observar que las plantas que operan con proceso criogénicos tienen una eficiencia mayor al 90% de su capacidad, es el más eficiente después del proceso de absorción. Figura 8.- En la presente figura se puede observar que entre los años 2001 al 2003 se descubrieron reservorio con grandes volúmenes de reservas de gas, que no se explotaron por falta de mercados. Figura 9.- se puede observas que hasta enero de 2008 las mayores reservas de gas acumuladas se encuentran en los campos de PATUJU con 49.498 MMpc seguido por el campo de ENCONADA con 39.764 MMpc operados por la empresa YPFB ANDINA. También el campo de PALOMETAS NW con 36.349 MMpc operado por la empresa YPFB CHACO. Estos campos no se encuentran en producción debido a factores como la falta de facilidades para acceder a los mercados tanto interno como de exportación, así como factores económicos que no justifican su puesta en producción.
Figura 10.- En el presente grafico se observa que en el año 2010 a partir del mes de mayo las producciones de gas aumentaron, la operadora de mayor producción es PETROBRAS BOLIVIA con un 60%, seguido por YPFB CHACO con un 13.1%. Figura 11.- En la presente grafica se observa que la producción de la operadora PETROBRAS BOLIVIA, tuvo un descenso en la producción total del 60% al 59.1%, la operadora YPFB CHACO
subió su producción de 13.1% al 14.2%, la operadora YPFB ANDINA subió de 6.9% al 7.8%, la operadora REPSOL subió su producción de 6.4% al 6.7%. En cuanto a la operadora VINTAGE tuvo un descenso de producción del 1.7% al 1.6%. Figura 12.- En la presente figura se observa que la producción de gas de la operadora PETROBRAS BOLIVIA tuvo un descenso de producción de 59.1% al 55.5%, la operadora YPFB CHACO también cayo su producción de 14.2% al 12.7%, la operadora YPFB ANDINA aumento su producción de 7.8% al 8.7%, así como la operadora REPSOL aumento su producción de 6.7% al 13.3%, la operadora VINTAGE sigue bajando de 1.6% a 1.1% FIGURA 13.- Se puede observar que en el año 2013 el campo de mayor producción es el campo de SABALO con el 32.8%, seguido por el campo de SAN ALBERTO con el 20.6%, el campo MARGARITA con 16.2%, etc.
6. CONCLUCIONES: La limitada capacidad de producción con la que cuenta el país en la actualidad responde a la falta de inversión en actividades de desarrollo de campos en los últimos años, principalmente por la promulgación del D.S. 26366 de 24 de octubre de 2001, que liberó a las empresas petroleras de sus obligaciones de inversión. Este hecho se ve reflejado en los actuales niveles de producción. La diferencia entre la oferta de producción y la demanda actual obliga a encarar acciones destinadas a eliminar el déficit existente. 7. BIBLIOGRAFIA:
Fuente: Gerencia Nacional de Fiscalización. Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización – Dirección Nacional de Gas Natural. Empresa boliviana de industrialización de hidrocarburos. www.hidrocarburos.gob.bo Ministerio de hidrocarburos y energía www.hidrocarburosbolivia.com
