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ACTIVIDADES HIDROCARBURIFERAS
La cadena del sector hidrocarburos corresponde al conjunto de actividades
económicas relacionadas con la exploración, producción, transporte, refinación o
procesamiento y comercialización de los recursos naturales no renovables
conocidos como hidrocarburos (material orgánico compuesto principalmente por
hidrógeno y carbono), dicho conjunto también está conformado por la regulación y
administración de estas actividades.
La Cadena de Valor de los hidrocarburos, consta de dos grandes áreas: Upstream
y Downstream.
Upstream
También conocido como exploración y producción (E&P) este sector incluye las
tareas de búsqueda de potenciales yacimientos de petróleo crudo y de gas
natural, tanto subterráneos como submarinos, la perforación de pozos
exploratorios, y posteriormente la perforación y explotación de los pozos que
llevan el petróleo crudo o el gas natural hasta la superficie.
Downstream
Se refiere comúnmente a las tareas de refinamiento del petróleo crudo y al
procesamiento y purificación del gas natural, así como también la comercialización
y distribución de productos derivados del petróleo crudo y gas natural.
1. EXPLORACIÓN
Exploración es el término usado en la industria petrolera para designar la
búsqueda de petróleo o gas. Es la fase anterior al descubrimiento. Para
comprobar la existencia de hidrocarburos se debe recurrir a la perforación de
pozos exploratorios.
Herramientas más utilizadas por los exploradores
Mapas
De afloramientos: muestran las rocas que hay en la superficie.
Topográficos: indican las elevaciones y los bajos del terreno con
curvas que unen puntos de igual altitud.
De subsuelo: muestran la geometría y la posición de una capa de
roca en el subsuelo. Usan la sísmica de reflexión
Aeromagnetometría y la gravimetría
Permiten determinar el espesor de la capa sedimentaria.
El costo de llevar a cabo una campaña de registro
aerogravi/magnetométrico, cubriendo una concesión de 5.000 km2 de
superficie ubicada en Sudamérica, está entre los 200.000 a 300.000
dólares.
Geoquímica de superficie
Detección de hidrocarburos acumulados en el subsuelo a través de la
medición de los gases concentrados en muestras de suelo
La sísmica de reflexión consiste en emitir ondas de sonido en la superficie del
terreno.
Explosivos enterrados
Camiones vibradores (en tierra)
Cañones de aire (cuencas marinas)
El producto final es una "imagen" del subsuelo: grillado 2D (dos dimensiones)
grillado 3D (tres dimensiones).
TECNICAS DE EXPLORACION
La exploración en búsqueda de petróleo y gas ha sido considerada un arte más
que una ciencia, integra métodos antiguos con las técnicas más modernas. El
Exploracion
Por Imagenes
Fotografia aerea
Imagen Satelital
geologia
Directa
Indirecta
Geofisica y Geoquimica
Gravimetria
Magnetometria
Sismica
Profunda
Rayos Gamma
Perfilaje Electrico
Perfilaje Sonico
Geólogo combina un análisis científico y la imaginación para resolver
exitosamente el problema de encontrar y recuperar los hidrocarburos”
2. PRODUCCION
La producción petrolera es la actividad de la industria que se encarga de todas las
etapas necesarias para manejar los hidrocarburos (petróleo y gas) desde el
yacimiento hasta el pozo, y desde éste a la superficie; donde se separan, tratan,
almacenan, miden y transportan para su posterior utilización.
2.1 RECUPERACION PRIMARIA
Primera etapa de la producción de hidrocarburos, en la cual la energía del
yacimiento natural, tales como la de drenaje por gas, el drenaje por agua o el
drenaje gravitacional, desplaza los hidrocarburos del yacimiento hacia el pozo y
hacia la superficie. Inicialmente, la presión del yacimiento es considerablemente
más elevada que la presión del fondo del pozo dentro de él. Esta elevada presión
diferencial natural empuja los hidrocarburos hacia el pozo y hacia la superficie. No
obstante, a medida que la presión del yacimiento disminuye debido a la
producción, de la misma forma lo hace la presión diferencial. Para reducir la
presión del fondo del pozo o incrementar la presión diferencial para aumentar la
producción de hidrocarburos, es necesario implementar un sistema de
levantamiento artificial, tales como una bomba de varilla, una bomba eléctrica
sumergible o una instalación de levantamiento artificial por gas. La producción
utilizando el levantamiento artificial se considera como recuperación primaria. La
etapa de recuperación primaria alcanza su límite cuando la presión del yacimiento
es tan baja que los índices de producción no son económicos, o cuando las
proporciones de gas o agua en la corriente de producción son demasiado
elevadas. Durante la recuperación primaria, se produce sólo un pequeño
porcentaje de los hidrocarburos inicialmente en el lugar, típicamente alrededor del
10% para los yacimientos de petróleo. La recuperación primaria también se
denomina producción primaria.
2.2 RECUPERACION SECUNDARIA
La fase secundaria, se emplea cuando la primera etapa termina o si el yacimiento
no produjo naturalmente. Se utilizan la inyección de agua o gas para llevar el
crudo hasta los pozos de producción.
2.2.1 Inyección de Agua
Es un proceso donde el petróleo es llevado hacia los pozos de producción por
acción de la presión ejercida por el agua
No debe ser corrosivo
Los componentes minerales como BaSO4, SrSO4, CaSO4 * 2H2O,
CaCO3, MgCO3, FeS y Fe2S3 ocasionan la formación de conchas por lo
que se debe tratar de eliminar del agua este tipo de minerales.
Debe eliminarse los sólidos o líquidos en gran volumen que produzcan la
obstrucción de los pozos de inyección.
Muchos de los minerales arcillosos que se encuentran en el yacimiento al
unirse con el agua, producen el aumento del volumen de los mismos, por
eso el agua inyectada no debe reaccionar con estos.
El agua preparada para la inyección debe presentar características
similares al agua encontrada en el yacimiento para que sean compatibles y
pueda funcionar el método.
2.2.2 Inyección de Gas
Fue el primer método empleado y es un proceso donde el gas se inyecta en el
yacimiento con la finalidad de aumentar la recuperación, disminuir la tasa de
producción del crudo y para conservar el gas que se utilizará para la venta.
La inyección de gas es un proceso inmiscible a menos que el gas inyectado se
efectué a alta presión o enriquecido con hidrocarburos livianos.
Un proceso de alta presión se refiere a la combinación del petróleo existente en el
yacimiento y el gas inyectado, que produce la formación de una fase homogénea
simple, la menor presión para que ocurra la movilización del crudo, es
aproximadamente 3.000 psi, por lo que la profundidad queda restringida en un
valor mínimo de 5000 pies. El proceso enriquecido de hidrocarburos varía según el
proceso de inyección de gas a alta presión principalmente, por la manera que los
hidrocarburos son transferidos de una fase a otra, este proceso puede ser
aplicado a menores presiones que la del proceso de alta presión.
Factores importantes que intervienen en la cantidad de petróleo que se puede
extraer mediante la inyección de gas:
Las propiedades de los fluidos del yacimiento.
El tipo de empuje.
La geometría del yacimiento.
La continuidad de la arena.
El relieve estructural.
Las propiedades de la roca.
Temperatura y presión del yacimiento.
3. REFINACION
El petróleo crudo es una mezcla de hidrocarburos con pequeñas cantidades de
compuestos de azufre, oxígeno, nitrógeno y ciertos metales como: vanadio, níquel,
sodio y otros, considerados impurezas de petróleo, las cuales afectan su calidad.
El color de petróleo crudo es variado: lechoso, marrón, amarillo, verde oscuro
hasta negro. Su viscosidad y densidad varían dependiendo de su composición
química y su olor depende del contenido de azufre.
El petróleo crudo, tal como se extrae del subsuelo, tiene poco uso, por lo que es
necesario refinarlo.
La refinación comprende una serie de procesos de separación, transformación y
purificación, mediante los cuales el petróleo crudo es convertido en productos
útiles con innumerables usos, que van desde la simple combustión en una
lámpara hasta la fabricación de productos intermedios, que a su vez, son la
materia prima para la obtención de otros productos industriales.
El petróleo crudo que fluye de un pozo es muy espeso. Antes de que pueda ser
utilizado tiene que ser limpiado y descompuesto en las diferentes formas útiles del
petróleo, en un proceso llamado refinación. Las diferentes formas son separadas
en altas columnas llamadas columnas de fraccionamiento. Cada forma de
petróleo, llamada fracción, es una mezcla de hidrocarburos (sustancias
compuestas solamente por carbono e hidrógeno). Estas fracciones varían de
"pesadas" (con grandes moléculas) a "livianas".
Los procesos de refinación del petróleo para tratar y poder transformar los
diferentes derivados del petróleo son los siguientes:
Destilación (Fraccionamiento): Dado que el petróleo crudo es una mezcla
de hidrocarburos con diferentes temperaturas de ebullición, que pueden ser
separados por destilación en grupos de hidrocarburos que hierven entre
dos puntos determinados de ebullición.
Reforma: La reforma es un proceso que utiliza calor, presión y un
catalizador (por lo general contiene platino) para provocar reacciones
químicas con naftas actualizar el alto octanaje de la gasolina y como
materia prima petroquímica.
Craqueo (Agrietamiento): En el refino de petróleo los procesos de craqueo
descomponen las moléculas de hidrocarburos más pesados (alto punto de
ebullición) en productos más ligeros como la gasolina y el gasóleo.
Alquilación: Olefinas (moléculas y compuestos químicos) tales como el
propileno y el butileno son producidos por el craqueo catalítico y térmico.
Alquilación se refiere a la unión química de estas moléculas de luz con
isobutano para formar moléculas más grandes en una cadena ramificada
(isoparafinas) que se forma para producir una gasolina de alto octanaje.
Isomerización: La Isomerización se refiere a la reorganización química de
los hidrocarburos de cadena lineal (parafinas), por lo que contienen
ramificaciones unidas a la cadena principal (isoparafinas).
Polimerización: Bajo la presión y la temperatura, más un catalizador ácido,
las moléculas de luz de hidrocarburos insaturados reaccionan y se
combinan entre sí para formar moléculas más grandes de hidrocarburos.
Este proceso con los suministros de petróleo se puede utilizar para
reaccionar butenos con iso-butanopara obtener una gasolina de alto
octanaje.
DECRETO SUPREMO Nº 28397
Este decreto supremo trata de una reglamentación de las distintas operaciones que se
realizan en las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, se mostrara
solo algunos artículos para entender el decreto, ya que es este es muy extenso.
CONSIDERANDO:
Que los Capítulos I y II del título III, de la Ley N° 3058 de 17 de mayo de 2005 - Ley de
Hidrocarburos, se refiere a las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos.
Que es necesario que las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en el
territorio nacional sean realizadas conforme a las normas técnicas y de seguridad
internacionalmente aceptadas en la industria petrolera.
Que la citada Ley dispone su reglamentación por parte del Poder Ejecutivo.
Que en consecuencia es necesario aprobar el Reglamento de Normas Técnicas y de
Seguridad para las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos.
Que tomando en cuenta lo anteriormente citado, es necesario dictar la presente norma, la
misma que en el marco del Capítulo IX del Decreto Supremo Nº 27230 de 31 de octubre
de 2003, fue aprobada por el Consejo Nacional de Política Económica - CONAPE en
fecha 5 de octubre de 2005.
TÍTULO V
DE LA EXPLORACIÓN
Capítulo I
De las Actividades Exploratorias
ARTÍCULO 14.- Los Titulares podrán llevar a cabo las siguientes actividades
exploratorias; pero no limitadas a:
a) Estudios Geofísicos (Magnetometría, Gravimetría, Sísmica)
b) Estudios de Fotogeología y Fotogrametría
c) Estudios Geoquímicos
d) Estudios Geológicos de superficie y subsuelo
e) Perforación de Pozos y de ser necesario terminación de los mismos.
f) Pruebas de Formación y/o Producción.
ARTÍCULO 15.- Durante el período de Exploración, el Titular deberá presentar a YPFB,
para su información, sus programas de trabajo anuales para las porciones del área del
Contrato que no hayan sido declaradas como áreas de Explotación o seleccionadas como
áreas de Retención.
El primer programa deberá presentarlo dentro de los 30 días posteriores a la fecha
efectiva del contrato, y los posteriores programas dentro de los 90 días anteriores a la
terminación de cada año calendario.
Capítulo II
Del Manejo de Explosivos
ARTÍCULO 19.- Los depósitos construidos en superficie deberán tener las siguientes
características:
a) Estarán construidos a prueba de balas y las paredes, techos y pisos forrados con
madera.
b) Las puertas estarán provistas de candados y llaves de seguridad.
c) La estructura deberá estar conectada a tierra.
d) El interior deberá estar adecuadamente ventilado, seco y limpio.
e) Estarán protegidos con pararrayos.
ARTÍCULO 31.- Los vehículos que transportan explosivos no deberán estacionarse en
áreas ocupadas por campamentos y zonas urbanas.
ARTÍCULO 32.- No se hará uso de la radio en el vehículo que se transporten explosivos.
ARTÍCULO 37.- Las operaciones con explosivos serán conducidas por personal
experimentado, entrenado y competente, los que entenderán los peligros que involucra su
manejo.
El personal que maneja explosivos deberá:
a) Haber demostrado tener los conocimientos necesarios.
b) Ser capaz de tomar decisiones correctas y seguras en toda situación.
c) Estar en condiciones óptimas de salud y no ser adicto a ningún tóxico, narcótico,
tabaco o cualquier tipo de drogas.
d) Tener conocimiento de las normas locales y reglamentos aplicables a su trabajo.
Capítulo III
De la Seguridad
De la Organización
ARTÍCULO 38.- El Titular será responsable de la ejecución del trabajo en concordancia
con las normas de seguridad avaladas por organizaciones como la OSHA, ISO, API u
otras similares reconocidas en la industria petrolera y siguiendo las buenas prácticas de
trabajo.
ARTÍCULO 40.- El Titular debe organizar reuniones de seguridad previas al inicio del
trabajo, prestando especial atención, pero sin limitarse, a los siguientes puntos.
a) Primeros auxilios, prácticas contra incendio y técnicas de supervivencia.
b) Ropa y equipamiento de seguridad.
c) Servicios de primeros auxilios y provisión de servicios médicos calificados.
d) Control de vías de acceso (carreteras, puentes, etc.)
e) Planes de contingencia.
f) Distancias seguras para el uso de fuentes de energía.
g) Seguridad en el transporte.
h) Salud, alcohol y narcóticos.
i) Salud ocupacional.
j) Almacenamiento y transporte de explosivos, combustibles y químicos.
k) Consideraciones ambientales.
l) Consideraciones climatológicas.
m) Operaciones acuáticas (si es aplicable).
ARTÍCULO 44.- El Titular deberá identificar posibles situaciones de emergencia, para las
cuales propondrá un Plan de Contingencias. El Plan de Contingencias deberá ser
actualizado anualmente cuando corresponda, en función de los trabajos a realizar, y
enviar una copia al MHD y YPFB.
El Plan de Contingencias entre otras cosas deberá contener:
TÍTULO VI
DE LA PERFORACIÓN
ARTÍCULO 58.- Las técnicas, normas y especificaciones que se utilizan en la perforación
de Pozos, tanto en la Exploración como en el Desarrollo de su área, son similares,
diferenciándose solamente en la mayor exigencia en lo concerniente a la seguridad de la
operación exploratoria, debido al desconocimiento del subsuelo. Una vez conocida el
área, dichas normas se adaptarán, con la debida justificación, a las condiciones reales
que se vayan encontrando.
Capítulo I
De la Instalación y del Equipo de
Perforación
ARTÍCULO 59.- El Titular obtendrá toda la información relacionada con la Ubicación del
futuro Pozo, condiciones y habitantes de la zona, clima y topografía cercana y resistencia
de suelos que le permita la correcta instalación del equipo de perforación así como
también la planificación de sus operaciones.
ARTÍCULO 60.- Para la Ubicación de Pozos petrolíferos se aplicarán las siguientes
distancias mínimas:
- a 50 metros de las tuberías de flujo de Hidrocarburos.
- a 50 metros de caminos.
- a 100 metros de cualquier construcción o instalación.
CAPÍTULO IV
Del Abandono de Pozos y Reservorios
ARTÍCULO 124.- Queda establecido que todo pozo sea exploratorio o de desarrollo debe
ser abandonado por el Titular cuando corresponda por no haber sido exitoso en sus
resultados o por no ser su producción económicamente rentable. En todo caso, la
propuesta de abandono de un Pozo o de un Reservorio deberá ser necesariamente
aprobado por escrito por YPFB, previa presentación del programa de abandono y las
causas que justifiquen el mismo, en dicha aprobación se determinará el tipo de abandono
al que se sujetará el pozo
TITULO VII
DE LA PRODUCCIÓN
Capítulo III
De las Operaciones de Producción
ARTICULO 168.- No se deben operar los pozos con la válvula del espacio anular de la
cañería de revestimiento de producción abierta al aire, ni producir pro el espacio anular de
manera regular.
ARTICULO 169.- No se permite fumar a una distancia menor de 50 metros del pozo, de
separadores, tanques y otras posibles fuentes de gas combustible no protegidas. Esta
prohibido el uso de fuego abierto a menos de 50 metros de un Pozo.
ARTICULO 170 .- El condensado y gasolina natural recuperados en algún proceso, deben
ser incorporados al sistema de petróleo una vez medidos.
ARTICULO 180.- Si en las operaciones de Explotación de Hidrocarburos se requiere de
grandes cantidades de agua para proyectos de Recuperación Secundaria o Mejorada, el
operador deberá atenerse a los siguientes criterios:
a) Usar preferentemente la misma agua de formación.
b) Se podrá usar agua dulce e subsuelo o Fuentes superficiales sólo cuando se
cuente con la autorización ambiental correspondiente, otorgada por autoridad
competente.
ARTICULO 181.- Un proyecto de Recuperación Secundaria realizado por el Titular deberá
tener un sistema de inyección de las características siguientes:
a) Sistema de recolección; compuesto por una fuente de suministro de fluido
adecuado, independiente a la Planta de reprocesamiento de agua producida o
mixta.
b) Una planta de tratamiento que adecue el fluido para las condiciones de inyección
contando con los controles, recipientes, bombas, desoxigenadotes, filtros y
tratamiento químico y bioquímico necesario.
c) Facilidades de almacenamiento de fluidos para una operación normal y de
emergencia.
d) Sistema de inyección de volúmenes de fluidos adaptados al proyecto, compatibles
con los de la formación y corrosividad controlada, múltiples de inyección, control
de caudales, bombas, cabezales de pozos y pozos inyectores.
e) Planes de mantenimiento correspondientes.
4. TRANSPORTE Y ALMACENAJE
Al comienzo de la era petrolera, cuando comenzó a desarrollarse esta industria,
nossss existían los suficientes medios ni instalaciones apropiadas para la
transportación del petróleo, pero estas dificultades no fueron más que un incentivo
para poner a funcionar todo el ingenio y la creatividad humana.
En muy poco tiempo las empresas centraron su atención en el almacenamiento y
el transporte del petróleo y comenzaron a fabricar tubos, bombas, recipientes de
metal y muchos otros instrumentos y equipos necesarios para esta actividad.
Al principio la transportación se hacía mediante una gran variedad de barriles de
madera de diferentes volúmenes los cuales eran utilizados en dependencia del
contenido líquido o sólido.
Hoy en día existen una gran cantidad de recipientes para envasar el petróleo y los
derivados, entre ellos está el barril metálico el cual se usa para envasar aceites,
lubricantes, asfaltos y determinados combustibles.
4.1. TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS
Durante la segunda guerra mundial (período de 1939 a 1945) la situación exigió un
gran esfuerzo por parte de la ciencia y la técnica puestas al servicio del negocio de
transporte de petrolero. Fue en este momento que se fabricaron tuberías de gran
diámetro para el tendido de oleoductos y poliductos que recorrerían grandes
distancias.
Los constantes retos planteados a causa del vertiginoso crecimiento de la industria
petrolera, los momentos históricos atravesados y el fuerte mercado competitivo de
la industria petrolera, condujeron a la obtención de importantes logros en el
transporte de hidrocarburos.
Existen muchas empresas que se dedican al ámbito del trasporte en Bolivia,
nombraremos algunas empresas operadoras en Bolivia:
- Transredes S.A.
- Gas TransBoliviano
- Gas Oriente Boliviano S.R.L.
- Or d s
- Comsur
- Trasnsierra S.A.
- RefiCruz
- Otros
Actualmente los principales medios utilizados en esta industria los constituyen los
gasoductos, los oleoductos, poliductos y cisternas.
4.1.1. GASODUCTOS
Un gasoducto es una conducción de tuberías que sirven para transportar
gases combustibles a gran escala. Es muy importante su función en la actividad
económica actual.
4.1.2. OLEODUCTOS
Se denomina oleoducto a la tubería e instalaciones conexas utilizadas para el
transporte de petróleo, sus derivados y biobutanol, a grandes distancias.
Los oleoductos transportan crudos de manera ininterrumpida, todo el día, todo el
año facilitando el intercambio mercantil. Por otro lado ofrecen precios con los que
otros medios de transporte no pueden competir.
Estos oleoductos son muy seguros aun cuando se trata de recorrer grandes
distancias.
Cuando se conectan varios oleoductos entre sí se forma un sistema o red de
oleoductos que brinda un servicio de transporte regional, nacional o internacional.
4.1.3. POLIDUCTOS
Los poliductos pueden transportar distintos tipos de petróleo crudo, kerosene,
naftas, gas-oil y gases licuados. El transporte se realiza en baches sucesivos, de
acuerdo a programaciones preestablecidas controladas por centros de
computación, encargados de regular las presiones y la velocidad de
desplazamiento de cada producto particular. A condición de que se cumplan
ciertas normas, el nivel de mezcla de los sucesivos productos que pasan por el
poliducto alcanza sólo a pocas decenas de metros. Dados los enormes volúmenes
transportados los niveles de contaminación sólo llegan a una fracción del 1 por
ciento, lo que permite -sin que los costos afecten a la operación- degradar al nivel
del producto de menor calidad la fracción que pasó por el poliducto. Sucede
normalmente que uno de grandes dimensiones contenga cuatro o cinco productos
diferentes en distintos puntos de su recorrido, para su entrega en la terminal de
recepción o en estaciones intermedias ubicadas a lo largo de la ruta.
4.1.3. CISTERNAS Y BUQUES
Para llevar los combustibles a las estaciones de servicios se emplean camiones
cisternas para el transporte de circulación. Estos camiones están reequipados y
modernizados, de acuerdo a las exigencias de seguridad y protección ambiental
vigentes, los camiones y buques están dotados de diferentes sistemas especiales
para la recuperación de gases y posee dispositivos electrónicos especiales que
permiten medir permanentemente la carga de combustibles recibida, en tránsito y
despachada.
4.2. ALMACENAJE DE HIDROCARBUROS
Es el conjunto de recintos y recipientes de todo tipo que contengan o puedan
contener líquidos inflamables y/o combustibles, incluyendo los recipientes
propiamente dichos, sus cubetos de retención, las calles intermedias de
circulación y separación, las tuberías de conexión y las zonas e instalaciones de
carga, descarga y otras instalaciones necesarias para el almacenamiento, siempre
que sean exclusivas del mismo.
Los tanques de almacenamiento se utilizan como depósitos para contener una
reserva suficiente de algún producto para su uso posterior y/o comercialización.
Existen distintas plantas almacenadoras en Bolivia:
PLANTAS DE ALMACENAJE DE COMBUSTIBLES LIQUIDOS
PLANTAS DE ENGARRADADO
PLANTAS DE ENGARRADADO
4.2.1. CLASIFICACION DE LOS TIPOS DE TANQUE DE ALMACENAMIENTO
La clasificación que se puede observar a continuación es generalizada a todos los
servicios de almacenamiento que prestan los diferentes modelos de tanques, de
acuerdo a sus presiones de operación y producto que almacenan, pero si
queremos generalizar podremos decir que tenemos tres tipos de tanques, que son
tanques de techo fijo (cualquiera que sea su forma) tanques de techo flotante
(cualquiera que sea su sistema de flotación) y esferas o tanques esféricos
(almacenamiento de gas).
1.- Cilíndrico con Techo Cónico Fijo
2.- Cilíndricos con Tapa Cóncavos
3.- Cilíndricos con Techo Flotante
4.- Cilíndricos con Membrana Flotante
5.- Tanques de Cono Radial y Esféricos
6.- Tanques de Techo Flexible
El diseño de los distintos tipos de tanques de almacenamiento se basas en las
distintas normas para su fabricación:
27,7 mm Brasil
- Norma API 650, “Cathodic Protection of Aboveground Petroleum Storage
Tanks”
- Norma, API 653, “Tank inspection, Repair, Alteration and Reconstruction”,
- Norma, API 2003, “Protection Against Ignitions Arising Out of Static,
Lightning and Stray Currents”
- Norma, API 650 – 653, Diseño, Fabricación, Montaje y Reconstrucción de
Tanques Soldados
- Normas ASME
5. COMERCIALIZACION
Una vez que el petróleo crudo ha sido refinado y transformado en combustibles
para el transporte, combustibles para calefacción doméstica, lubricantes y otros
productos, éstos deben comercializarse y distribuirse a clientes comerciales y de
venta minorista.
En Bolivia rige la libre comercialización interna de hidrocarburos y derivados solo
en la distribución minorista, aunque los precios están regulados por la Agencia
Nacional de Hidrocarburos.
La exportación de gas natural, petróleo crudo, condensado, gasolina natural y gas
licuado de petróleo, así como de productos refinados de petróleo y productos
derivados del gas natural es realizada exclusivamente por YPFB.
La distribución mayorista fue íntegramente realizada por YPFB hasta el 2 de
febrero de 2001, fecha en la cual esta actividad fue privatizada. Las empresas
privadas estuvieron a cargo de la distribución mayorista hasta que en mayo de
2005, mediante la Ley Nº 3058, se eliminó de la Cadena de Distribución de
Hidrocarburos a los distribuidores mayoristas, y YPFB se convierte en el único
importador y distribuidor mayorista en el país.
5.1. DEMANDA DEL MERCADO INTERNO
5.1.1. GAS NATURAL
El mercado interno consume aproximadamente 33.312 MMpcs de gas natural, de
los cuales 59% se destina al uso industrial, 34,6% al consumo vehicular (GNV),
mientras que el restante 6,4% está repartido entre el consumo doméstico y
comercial (3,6% y 2,8% respectivamente). El crecimiento en el consumo de estos
sectores está liderizado por el GNV cuya tasa promedio de crecimiento entre 1998
y 2008 fue de 35%, seguido por el sector doméstico con 32% y el comercial con
17,6%.
5.1.2. PETROLEO Y SUS DERIVADOS
En el caso del petróleo, las refinerías demandan alrededor del 95% del total de la
producción y el resto es destinado a las exportaciones. Los mayores volúmenes
comercializados en el mercado interno, corresponden a la gasolina especial, diésel
oil y GLP. La razón se debe a que la gasolina es utilizada para combustible de
automotores, el diésel oil es utilizado por el transporte especialmente de alto
59,0% 34,6% 2,8% 3,6% ‐ 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 Industrial GNV
Comercial Doméstico MMPCS 25 tonelaje y por la agroindustria y finalmente el
GLP, porque es un producto de consumo masivo dentro la población urbana y
rural, como fuente de generación de energía por su bajo precio subvencionado.
5.2. EXPORACION DE GAS NATURAL
Actualmente, Bolivia exporta fundamentalmente gas natural, puesto que la
mayoría del petróleo producido es consumido por el mercado interno.
5.2.1. EXPORTACION DE GAS NATURAL AL BRASIL
La exportación al Brasil, objeto del Contrato de Compra y Venta de Gas Natural
(GSA) suscrito entre YPFB y PETROBRAS se inició el 1º de julio de 1999.
Asimismo, para esta exportación YPFB, PETROBRAS y Gas TransBoliviano S.A.
(GTB) suscribieron los contratos de transporte TCQ (Cantidad de Capacidad de
Transporte), TCO (Opción de Capacidad de Transporte) y TCX (Capacidad de
Transporte Extra), mediante los cuales YPFB se constituye en Cargador y
PETROBRAS como el responsable del pago por el transporte de Gas Natural
desde Río Grande hasta Mutún y por el gas consumido como combustible en el
sector Boliviano.
Bolivia también bombea alrededor de 5 millones de metros cúbicos de gas diarios
con destino a la ciudad brasileña de Cuiabá.
5.2.2. EXPORTACION DE GAS NATURAL A LA ARGENTINA
A partir de septiembre de 1999 Pluspetrol inició la exportación de Gas Natural a la
República Argentina vía el gasoducto Bermejo – Aguas Blancas. A partir de
noviembre de 2001 Pluspetrol exportó Gas Natural del campo Madrejones
Boliviano a través de un gasoducto exclusivo Madrejones – Campo Durán.
Posteriormente, las exportaciones se realizan del campo Tacobo por Madrejones.
A partir de junio de 2004, YPFB exporta vía gasoducto Santa Cruz – Yacuiba Gas
Natural producido por Repsol YPF E&P Bolivia S.A., Petrobras Bolivia S.A. y a
partir del 29 de abril de 2005 de Pluspetrol Bolivia Corporation S.A. del campo
Tacobo. Los contratos de compra venta de gas YPFB – Pluspetrol S.A., YPFB –
Petrobras Energía S.A. y Repsol YPF S.A. fueron subrogados a favor de ENARSA
a partir del 1º de septiembre, 14 de septiembre y 19 de octubre de 2006,
respectivamente. A raíz del Convenio Marco para la Venta de Gas Natural, firmado
entre los Gobiernos de Argentina y Bolivia en junio de 2006, el 19 de octubre de
2006 se suscribe el Contrato de Compra Venta de Gas Natural entre YPFB y
ENARSA, el mismo que está en vigencia a partir de enero de 2007, con el
compromiso de exportar 7.7 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd) los años
2007 y 2008, 16.0 MMmcd el 2009 y 27.7 MMmcd desde el año 2010 hasta el
2026.
6. DISTRIBUCION DE GAS NATURAL POR REDES
A partir del 2 de mayo de 2007, como resultado de la protocolización de los
Contratos de Operación, YPFB asume la comercialización y el transporte de Gas
para el Mercado Interno.
Las redes de distribución domiciliarias, tienen la tarea de transportar el Gas
Natural desde el ‘City Gate’ o lugar de entrega del gas, hasta los usuarios finales
conectados a esta red. Estas redes se dividen en redes primarias, que son
utilizadas principalmente para la distribución a usuarios industriales, y redes
secundarias, utilizadas para el transporte y conexión de usuarios comerciales o
domésticos. La distribución de gas natural por redes se la realiza en todos los
departamentos de Bolivia, exceptuando Trinidad y Cobija. La red primaria está a
cargo de YPFB que consta del tendido de 415 Km de tubería y algunas de las
redes de distribución en el eje secundario con 320 Km de tendido. 6 Las
restantes redes en el eje secundario, fueron dadas en concesión para su
administración por 20 años el año 1989, en las cuales YPFB, algunas prefecturas
y municipios de departamento tienen participación accionaria en estas empresas
distribuidoras mayoristas. Estas concesiones fenecieron en febrero de 2009 y
ahora YPFB esté a cargo de las mismas a partir de entonces, exceptuando el caso
de EMTAGAS que se encuentra en negociación para otorgar la participación
mayoritaria a YPFB.
6.1. RESOLUCION ADMINISTRATIVA RAR-ANH-ULGR Nº022/2015
El reglamento de diseño, construcción, operación de redes de gas natural e
instalaciones internas, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 1996 de 14 de
mayo de 2014 (Reglamento), el informe DCD 2267/2014 de 25 de septiembre de
2014 de la Dirección de Comercialización de Derivados y Distribución de Gas
Natural y los antecedentes, las normas jurídicas, legales, administrativas,
sectoriales consideran:
La distribución de gas natural por redes es una actividad sujeta a regulación por
parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (A.N.H.) conforma los dispuesto
por el artículo 24 de la ley de Hidrocarburos nª3058 de 17 de mayo de 2005 y
constituye un servicio público que debe ser prestado de manera regular y continua
para satisfacer las necesidades energéticas de la población de acuerdo a lo
dispuesto por el artículo 14 de la Ley de Hidrocarburos.
En consecuencia la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), mediante
Resolución Administrativa ANH Nº 1447/2014 de 4 de junio de 2014, aprobó los
Anexos que se detallan a continuación:
- Anexo 1: Diseño de Redes
- Anexo 2: Construcción de Redes de Gas Natural
- Anexo 3; Operación y Mantenimiento de Redes de Gas Natural
- Anexo 4: Calidad del Gas
- Anexo 5: Instalación de Categorías Domesticas y Comercial de Gas Natural
- Anexo 6: Instalaciones Industriales de Gas Natural
- Anexo 7: Estaciones Distritales de Regularización
El mencionado Reglamento tiene por objetivo establecer las condiciones mínimas
exigibles de diseño, construcción y operación de redes de distribución de gas
natural e instalaciones internas de consumo de gas natural.
