Reporte Energía Edición N° 69

Foto Franco García / RE

PETRÓLEO & GAS

YPFB Petroandina afina labor previa a perforación en Lliquimuni en 2012 Según Miguel Ángel Pradel, gerente general de YPFB Petroandina SAM, se estima encontrar 1 TCF de gas condensado y 50 MM de barriles de petróP. 6 leo. Interesan Lliquimuni Centro y Norte.

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ISSN 2070-9218

Precio en Bolivia Bs. 10 Nro. 69

Del 16 al 30 de Noviembre de 2011

Petróleo & Gas I Electricidad I Energías Alternativas I Minería I Medio Ambiente I Agua I RSE Foto: Franco García / Reporte Energía

INFORMACIÓN ENERGÉTICA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE PRECIO DEL GAS SEMANA DEL 8 AL 14 DE DICIEMBRE 2011 Spot Prices ($/MMBtu) Thu, Fri, Mon, Tue, Wed,

08-Dec 09-Dec 12-Dec 13-Dec 14-Dec Henry Hub

3.42

3.29

3.13

3.11

3.08

New York

3.80

3.80

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3.45

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Chicago

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3.22

3.21

Cal. Comp. Avg,*

3.62

3.55

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3.59

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Futures ($/MMBtu) January delivery

3.457

3.317

3.254

3.279

3.136

February delivery

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3.187

*Avg. of NGI's reported avg. prices for: Malin, PG&E citygate, and Southern California Border Avg. Fuente: NGI’s Daily Gas Price Index

Foto: Franco García /RE

DESTACADO

Petróleo & gas

FIGAS 2011 exhorta a las partes al diÁlogo en tema margarita Profundizar el diálogo, a fin de resolver diferencias en un marco de respeto y con argumentos técnicos para mantener una relación armoniosa y de beneficio, reza P. 12-13 una de las conclusiones del Foro. petróleo & gas

Hasta 2020 el mercado interno demandará 26 MMmcd de gas Según el CNMCH de YPFB 13 MMmcd serán destinados para el consumo, 1.46 para demanda retenida de plantas de GLP, 4.70 irán al proyecto siderúrgico Mutún y 6.70 P. 10 MMmcd a industrialización.

Transportadora de Hidrocarburos de Bolivia y Sudamérica

www.ypfbtransporte.com

medidores ultrasónicos, presentados por el cnmch de ypfb, entre las principales atracciones de expo figas 2011 p. 17

electricidad

p. 4-5

apremia adecuación del sector eléctrico para cumplir con suministro En un panel dedicado a la electricidad, en el marco de FIGAS 2011, se explicó que a la par o más allá de una ley sectorial se requiere reglas de juego claras para los actores económicos del sector energético, a fin de atraer más inversión privada y pública. El fortalecimiento de ENDE es crucial.

E

l titular de la Cámara Boliviana de Electricidad, Mario Rojas, afirma que se requiere un “plan de viaje” que incluya un verdadero plan óptimo de expansión, estudios de tarifas sociales – subsidios, eficiencia energética, costos de no-calidad y confiabili-

dad del sistema, costos de suministro de energía primaria, plan de negocios y estudio organizacional de ENDE, además de leyes de inversión y adecuación a Código de Comercio, de sociedades cooperativas, de asociaciones comunitarias y de empresas públicas.

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Reservorios no convencionales requieren nuevas tecnologías

Foto: Franco García / Reporte Energía

Foto: Franco García / Reporte Energía

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Gobernación: Tarija subirá uso de gas de 45% a 56% al 2014

Experto del CTR (España) presenta nuevos desafíos para industria del gas

LO ÚLTIMO

EDITORIAL

MHE niega que uso de focos ahorradores afecte la vista

COMBUSTIBLE PARA EL TRANSPORTE MUNDIAL

Mediante un comunicado el Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE), apoyándose en informes médicos, descartó que el uso de los focos ahorradores de energía afecte a la vista.

El informe oficial cita al oftalmólogo cirujano, Luis Carlos Menacho, quien dijo “en mi práctica profesional diaria no he visto absolutamente nada sobre este tema que está relacionado con los focos ahorradores. No se han visto cambios estructurales en alguna de las capas del ojo”.

reporte energía en el wpc Darío Arias, fue el corresponsal de nuestro medio en el World Petroleum Congress (WPC), uno de los mayores eventos de la industria, realizado en Doha, Qatar, entre el 4 y el 8 de diciembre. En la próxima edición contaremos con un informe completo desde la capital catarí.

Por su parte YPFB envió a Silvia Durán como delegada de la empresa.

nombran a Chevron compañía de energía “más tóxica” de 2011 El gigante petrolero estadounidense Chevron ha sido nombrado la compañía de energía “más tóxica” del año 2011 por AlterNet, una prestigiosa revista en línea con sede en los Estados Unidos que sigue de cerca los asuntos ambientales, señala RNewswire.

Chevron ganó el triste premio la misma semana que “se encontró a la compañía engañando a las autoridades brasileñas que amenazaban a funcionarios de la empresa con penas de prisión por un creciente derrame en el mar”. El nombramiento llegó también el mismo año en que Chevron perdió la mayor demanda ambiental de la historia por su contaminación intencional de la selva de la Amazonía en Ecuador.

Según evidencias presentadas ante un tribunal ecuatoriano que recientemente ordenó a la compañía pagar $us 18.000 MM en daños, la contaminación en Ecuador diezmó grupos indígenas y provocó un estallido de cáncer que ha matado o amenaza matar a miles de personas.

AlterNet informó que Chevron superó a ExxonMobile y BP, que se clasificaron en el segundo y el tercer lugar, respectivamente.

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Plantean cambiar sistema de venta de gas natural en mercado interno

Foto: Franco García / Reporte Energía

Monitoreo de operaciones, es la base de la eficiencia de GTB--

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Foto: Farnco García / Reporte Energía

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Foto: Franco García / Reporte Energía

16 al 30 de Noviembre | 2011

Acaba de darse a conocer en Doha, en el marco del Congreso Mundial del Petróleo, un importante estudio del Consejo Mundial de Energía (CME ó WEC en inglés), respecto a la relación del transporte y la producción de combustible en el mundo denominado: “Escenarios del Transporte Mundial al 2050”.

El Consejo, ha previsto que el mayor pico de la demanda de combustible para el transporte en los próximos cuarenta años, se dará principalmente en los países con mayor crecimiento como China e India, donde el consumo crecerá entre un 200% a 300%. En contraste, dice el informe, la demanda de combustible para el transporte de los países desarrollados se reducirá hasta en un 20%, debido principalmente a una mayor eficiencia y políticas de reducción de gases de efecto invernadero. La demanda de los países en desarrollo, se espera que supere la de los países desarrollados para el año 2025.

La entidad mundial establece también que el petróleo aún puede alimentar más del 80% del transporte global para los próximos 40 años, debido principalmente al crecimiento de la demanda en el sector

DIRECTOR : MIGUEL ZABALA BISHOP mzabala@reporteenergia.com

de servicios de transporte pesado pesado, el transporte marítimo y el aéreo. Mirando hacia el 2050, la entidad considera que la demanda mundial de combustible en todas las modalidades de transporte podría aumentar de un 30% a un 82% en comparación con los niveles de 2010.

El estudio, desarrollado a lo largo de un año, describe además la evolución potencial de la composición de los combustibles para el transporte global y la aplicación de nuevas tecnologías para bajar el consumo de petróleo a través de mezclas aceptadas y en pleno uso en países con políticas agresivas de reducción y racionalización del uso de hidrocarburos en su matriz de transporte.

Es sorprendente ver que, a diferencia de Bolivia, los países en desarrollo como China e India, así como los de la Comunidad Europea, buscan alternativas al consumo de petróleo, optimizando sus recursos y aplicando tecnologías de punta en carreteras y sistemas de transporte. Aquí aún dependemos de la voluntad draconiana de los dirigentes del transporte agremiado, que imponen el tipo de unidades de transporte, acorde a sus intereses, así como de la importación indiscriminada de

chatarra convertida en transporte público, aprovechando la nociva subvención estatal al diésel y la gasolina.

Las cifras de crecimiento de la demanda de combustibles para el transporte son, definitivamente, preocupantes. Sin embargo, gracias a estudios como el del CME, podemos analizar los escenarios de producción y de demanda y anticiparnos a ellos.

Nos preguntamos con qué interés está mirando el país esta situación global y cómo nos preparamos para el crecimiento de esas demandas, como país productor, léase, como estamos preparando el terreno para la inversión en exploración y qué condiciones competitivas estamos ofreciendo al capital externo para el desarrollo de nuevos prospectos que dinamicen la economía nacional.

Consideramos que una apertura hacia un modelo que, sin mellar el principio constitucional de soberanía, permita atraer socios e inversionistas especialmente a proyectos exploratorios en hidrocarburos, se habrá dado un gran paso en términos de ampliar la oferta, cumplir los compromisos y lo más importante, abrir nuevos mercados.

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electricidad

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Tenemos desafíos importantes aún sin respuesta. necesitamos un plan, una agenda de viaje que contenga elementos necesarios para asegurar que llegaremos a los objetivos

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Mario Rojas, presidente de la Cámara Boliviana de Electricidad

ponencia Plantea 8 desafíos

urge adecuación del sector eléctrico para cumplir con suministro en el país

T

omando en cuenta que ENDE Corporación tiene la responsabilidad de garantizar la seguridad energética en el país, y ante los desafíos de millonarias inversiones que deberá ejecutar en los próximos años, esta deberá ser adecuada en el área legal, financiera y de planificación de gestión, propuso el presidente de la Cámara Boliviana de Electricidad, Mario Rojas, como parte de las tareas para ordenar al sector eléctrico.

En el marco de un análisis sobre la realidad la situación energética del país, recordó que hasta el 2020 ENDE propuso invertir más de 2 mil millones de dólares en generación, 200 millones de dólares en transmisión y más de 1000 millones de dólares en distribución.

“Las inversiones requeridas son urgentes y cuantiosas, sin antecedentes en los últimos años en Bolivia. Comparativamente son cuantiosas para una economía que estaría aportando entre el 1,3% y el 0,91% de su Producto Interno Bruto (PIB) en el desarrollo del sector con un solo actor, ENDE. En otras economías como la colombiana (con diversos actores) la proporción de las necesidades de inversión respecto a su economía no pasa del 0,24%”, explicó.

En esta línea si se considera que uno de los desafíos del país es superar la pobreza y desigualdad existente en el país, a lo que se suma el escaso uso productivo de la energía eléctrica y tasas de crecimiento de recientes de energía y potencia de alrededor de 7 por ciento, se muestra inconveniente destinar grandes recursos públicos para el sector eléctrico, cuando se puede atraer inversión privada para lograr estos fines, indicó.

Por otro lado, según Rojas el desarrollo del plan de expansión óptimo del Sistema Interconectado Nacional (SIN) elaborado por el Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC), no obedece a estudios de necesidades del sector, sino a una sumatoria de proyectos que fueron heredados de anteriores gestiones.

De acuerdo al análisis, se trata de un plan que simplemente optimiza la operación y no planifica la adhesión de nuevas obras desde el punto de vista de la inversión. Por ejemplo, se destinará en generación hidroeléctrica grandes sumas de dinero en los próximos años sin que se haya realizado un estudio del sostenimiento de ese proyecto y de cómo afectará los mismos al usuario final en cuestión de precios, tomando en cuenta el subsi-

dio que tiene la generación termoeléctrica.

Respecto a los proyectos de energía alternativa que prevé ejecutar ENDE, el experto eléctrico afirmó que el Plan de Desarrollo Energético establece escenarios deseados para conformar una matriz energética amigable. “Restaría complementar con una optimización de la inversión a la luz de los costos de tecnología y la capacidad de pago de los consumidores”, remarcó.

Los subsidios a los hidrocarburos están actualmente en discusión por estar en niveles por debajo de los precios del Gas Natural de exportación y no cubrir sus costos de producción. En todo caso actualmente se tiene un subsidio general, disperso e implícito sin generar incentivos a la eficiencia y no se cuenta con un plan para focalizar subsidios, que seguirán siendo necesarios en la economía de una parte de la población, señaló.

Otro de los desafíos a superar es que la institucionalidad y estructura del sector eléctrico aún adolece de problemas para permitir que se incorpore en forma eficiente la oferta necesaria para una energía abundante. “Actualmente el único actor visible en el sector de la generación es ENDE que justamente adolece de imperfecciones legales. De igual forma es importante definir los roles del Regulador y del CNDC así como de la planificación (futura) a la luz principalmente del rol que se crea conveniente conceder a la inversión privada sea esta nacional o extranjera”, dijo.

A la par o más allá de una ley sectorial se requiere la formulación de reglas de juego para los actores económicos que componen

Mario Rojas, presidente de la Cámara Boliviana de Electricidad, disertó sobre paradigmas de seguridad energética en FIGAS 2011

el sector energético, lo que dará claridad de señales a los inversores privados, cooperativas, asociaciones comunitarias y para la misma empresa estatal ENDE, expresó Rojas.

Para concretar los objetivos trazados de desarrollo óptimo del sector y seguridad energética se necesita un “plan de viaje” que contemple un verdadero plan óptimo de expansión, estudios de tarifas sociales – subsidios, eficiencia energética, costos de nocalidad y confiabilidad del sistema y costos de suministro de energía primaria. A su vez, se requiere un plan de negocios y estudio

organizacional de ENDE, ley de inversiones y adecuación a Código de Comercio, ley de sociedades cooperativas, ley de Asociaciones Comunitarias y Ley de empresas públicas.

“Tenemos desafíos importantes aún sin respuesta. Para el viaje necesitamos un plan, una agenda de viaje que contenga los elementos necesarios para asegurar que llegaremos a los objetivos trazados. Solo entonces, cuando estemos conscientes del camino a recorrer podremos plantear las reglas de juego que son necesarias a cumplir para quien quiera acompañarnos en el viaje”, concluyó.

proyecciones de inversión en el sector eléctrico Fuente: Presentación de Mario Rojas en FIGAS 2011

TEXTO: FRANCO GARCÍA S.

Foto: Franco García S. / Reporte Energía

Según el titular de la Cámara Boliviana de Electricidad, Mario Rojas, a la par o más allá de una ley sectorial se requiere reglas de juego claras para los actores económicos del sector energético, a fin de atraer más inversión privada y pública.

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Se muestra la fragilidad y el carácter estratégico del rubro eléctrico, además de las necesidades que hay que satisfacer. se debe fortalecer institucionalmente el sector

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Mario Guerra, director de la Autoridad de Electricidad

Las debilidades legales • ENDE actúa como Empresa Pública Nacional Estratégica, cuando el Código de Comercio y el ordenamiento jurídico vigente no tienen esta figura.

• Además ENDE, de acuerdo a decretos supremos, es una empresa que actúa de forma integrada en todas las actividades de la cadena del sector eléctrico, cuando la Ley de Electricidad vigente (1604) prohíbe la integración vertical de actividades.

• Finalmente, ENDE es una empresa corporativa, conformada por subsidiarias, estableciendo un conjunto jurídico empresarial sui géneris, de acuerdo al siguiente detalle: • La casa matriz es una Empresa Pública.

• Algunas subsidiarias son Sociedades Anónimas Mixtas ( ENDE Andina).

• Otras subsidiarias son Sociedades Anónimas (Guaracachi, Valle Hermoso).

• Esta situación es una disfunción legal, que debería ser corregida en una norma legal, una Ley del Estado Plurinacional de Bolivia, que regule el funcionamiento de ENDE, y en su defecto de todas las Empresas Públicas Nacionales Estratégicas.

Fuente: Mario Rojas

electricidad

Propuestas y visiones de protagonistas del rubro eléctrico Ing. Juvenal Manzaneda gte. de Planif. e Ing. de ENDE

Mario Guerra, director de la Autoridad de Electricidad

Renán Orellana, responsable de proyectos de Energética

“No es fácil retomar las riendas del sector”

“Existe gran necesidad de tener reglas claras”

“debemos pensar en todas las formas de energía”

El panorama energético se volvió crítico, aunque esto viene de mucho tiempo. En el sector eléctrico ENDE está tratando de ejecutar proyectos postergados, con bastantes dificultades, porque no es fácil retomar las riendas con una ENDE que está resurgiendo. Se tiene que rearmar el equipo enfrentando dificultades de mano de obra y de contratistas. ENDE ha planificado un plan de suministro de energía eléctrica a corto plazo en base a generación térmica hasta el 2014. Luego hay otro plan de mediano plazo que va de 2014 a 2020 en el que se utilizará básicamente centrales hidroeléctricas. Pensamos que con estos programas se va a revertir la crisis energética con 60% de energía hidro-renovables y 40% en base a termoeléctricas.

Se está mostrando la fragilidad y lo estratégico del sector eléctrico, además de las necesidades que hay que satisfacer. Coincido en que se debe avanzar en el fortalecimiento institucional del sector. Es el momento de plantear en todas las instancias la gran necesidad de que el sector tenga reglas claras que hagan el equilibrio entre la inversión pública y privada o mixto para el desarrollo de la industria eléctrica. Es importante darle el marco legal, sostenible y eficaz para que ENDE desarrolle una actividad efectiva. Las instituciones como el ente regulador deben tener toda la solvencia y fortaleza porque tenemos que recordar que al final de la cadena se encuentra el usuario.

Es importante tomar en cuenta que cuando se habla de energía se debe englobar todas las formas existentes. Actualmente la tendencia mundial apunta a los sistemas de generación distribuida. En Bolivia estamos hablando de ello, aunque sea solo a nivel de discusión de ese proceso.

Respecto a la energía generado por el viento, en el país existen algunas zonas que tienen potencial eólico, aunque se debe tomar en cuenta que la altitud es un factor determinante porque reduce la densidad.

Por el lado de la energía solar, se tiene que considerar que existe 700 mil hogares que no tienen acceso a electricidad. Se debe entonces pensar en sistemas locales de generacion para zonas aisladas porque la extensión de red es un desafío muy grande.

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petróleo & gas

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Bolivia enfocó su tarea al desarrollo de campos en actual producción, pero se hace necesario continuar con la exploración que hace un buen tiempo fue casi nula en el país

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Miguel Ángel Pradel, gerente general de YPFB Petroandina SAM

YPFB Petroandina afina labor previa a perforación en Lliquimuni

Cuadros: Presentación Petroandina en FIGAS 2011

áREA CERRADA DEL PROSPECTO LLIQUIMUNI

Se estima encontrar 1 TCF de gas condensado y 50 MMB de petróleo. Interesan dos estucturas: Lliquimuni Centro y Norte.

TEXTO: Franco García S.

L

uego de concluir las tareas de sísmica en el bloque Lliquimuni, YPFB Petroandina SAM informó que alista las tareas previas a la perforación de su primer pozo en la zona en 2012. Para ello, tramitan la obtención de licencia ambiental y planifican las labores de ingeniería para definir la ruta del camino y la planchada.

Miguel Ángel Pradel, gerente de YPFB Petroandina SAM, indicó que en el área se identificaron dos estructuras con interés prospectivo, denominadas como Lliquimuni Centro (LQMC) y Lliquimuni Norte (LQMN) con un área total cerrada de 156 Km2 en base al mapa estructural del Devónico superior (Formación Tomachi). Los volúmenes asociados a las estructuras se estiman en 50 millones de barriles (MMB) de petróleo y 1 trillón de pies cúbicos (TCF) de gas.

Una de las novedades obtenidas durante la realización de las tareas sísmicas en el área tiene que ver con la estimación de contar con gas condensado, a diferencia de anteriores estudios que señalaban que se tenía un potencial exclusivamente petrolero.

De acuerdo al informe de YPFB Pe-

troandina SAM, desde el 2008 se comenzó a realizar tareas de exploración en el bloque Lliquimuni, con levantamiento sísmico de envergadura y con campañas geológicas que tenían el objetivo de reforzar y determinar las estructuras geológicas prospectables en el área. Los resultados del estudio conllevan a tener optimismo sobre el potencial petrolero del norte de La Paz, se afirma.

“En estos últimos años las empresas que operan en el país se enfocaron al desarrollo de campos en actual producción pero se hace necesario continuar con las tareas de exploración que desde hace un buen tiempo fueron casi nulas. Fue satisfactorio haber reiniciado esta labor especialmente cuando se trata de un área no tradicional, cuando sabemos que los riesgos se multiplican e implica un cambio de logística”, dijo Pradel.

Las tareas de levantamiento sísmico de la sociedad formada por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y Petróleos de Venezuela (PDVSA) en Bolivia se concentraron en el Bloque 32 - Lliquimuni - que se encuentra ubicado en la zona Centro-Oeste del Subandino Norte Boliviano, entre el ámbito geotectónico de la Cordillera Oriental y el resto de los alineamientos estructurales de la faja plegada fallada y corrida de piel delgada, explicó la compañía.

Mapa estructural Tope Devónico mostrando la extensión de la estructura cerrada a este nivel. El cierre máximo estimado se encuentra a -4.200m TVDSS.

MAPA DE CALIDAD DEL DATO SÍSMICO 615,000

630,000

645,000

660,000

675,000

690,000

705,000

720,000

735,000 8,340,000

8,325,000

8,310,000

8,295,000

8,280,000

8,265,000

MAPA DE UBICACIÓN DEL BLOQUE 32 (LLIQUIMUNI) 8,250,000

8,235,000

8,220,000

1093 kilómetros lineales de sísmica 2D interpretada

El bloque 32 - Lliquimuni - se encuentra ubicado en la zona Centro-Oeste del Subandino Norte Boliviano, entre el ámbito geotectónico de la Cordillera Oriental y el resto de los alineamientos estructurales de la faja plegada fallada y corrida de piel delgada.

Resolución Sísmica Baja Media Alta

Leyenda Pozos Perforados Localizaciones Propuestas

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Se debe tomar en cuenta que Cada reservorio de gas no convencional es distinto y complejo, ya que dentro de una formación existen porciones con diferente composición

Richard Botello, Schlumberger

“

petróleo & gas Foto: Franco García / Reporte Energía

Para desarrollo del shale gas

Reservorios no convencionales requieren nuevas tecnologías La complejidad en la explotación de estos hidrocarburos obliga a las empresas petroleras a utilizar nuevos métodos.

TEXTO: edén garcía s.

L

a explotación de reservorios de gas no convencional requiere tecnología y métodos más avanzados que los tradicionales, puesto que la operación es compleja y extremadamente costosa, según Richard Botello, gerente general de Schlumberger Bolivia.

“Es evidente que los hidrocarburos fáciles de alcanzar ya se han descubierto y se explotaron. Los que nos quedan hoy en día son los recursos difíciles de producir que yacen en las aguas profundas o están atrapados en las rocas madres”, señaló.

Para la perforación de un pozo explicó que se requiere entre 10 y 20 etapas independientes y que para cada fractura se necesita aproximadamente 3 mil metros cúbicos de agua bombeada a un ritmo de 70 barriles por minuto y entre 200 mil y 400 mil kilos de arena a una presión de 10 mil psi (presión libra-

fuerza por pulgada cuadrada) de bombeo.

Afirmó que inicialmente se pensaba que solo el hecho de aplicar fuerza bruta y utilizar más potencia hidráulica para crear mayor cantidad y tamaño de fracturas era la mejor manera de producir las lutitas, no obstante, luego se descubrió que esta teoría no era la correcta.

A su vez señaló que para poner en producción de manera eficiente los yacimientos de gas no convencional se deben perforar la mayor cantidad de pozos en el menor tiempo posible, maximizando el contacto de estos con los reservorios.

Un factor crítico que según Botello, se pasa por alto es que cada reservorio de gas no convencional es distinto y complejo, puesto que dentro de una formación existen porciones con diferente composición.

En este sentido, indicó que la aplicación de la tecnología correcta lleva a la mejora de la producción, eficiencia y por lo tanto a la obtención de buenos resultados económicos.

Para el desarrollo de la perforación, re-

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Indicó que la aplicación de la tecnología correcta lleva a la mejora en la producción.

Gas no convencional reservorios. Son formaciones compuestas por partículas muy pequeñas con una baja porosidad y permeabilidad. tecnología. Los requerimientos tecnológicos dependen de cada reservorio, su aplicación correcta lleva a una mejora en la producción, eficiencia y resultados económicos.

marcó la importancia de la calidad de completación que permite prever la manera en que va a responder la roca a los tratamientos de fractura y su relación con los fluidos de fracturación. Indicó que la realización de un buen estudio en esta etapa evitará fracasos posteriores que impidan la producción.

“Realizar fracturas a ciegas no producirá los mejores resultados. Sólo con un enfoque multidisciplinario y con la integración de todas las medidas disponibles las fracturas podrán realizarse con éxito”, acotó.

Perforación. Es crítico entender la calidad del reservorio y la completación del mismo.

Eficiencia. Se debe maximizar el contacto de los pozos con los reservorios.

Hiway. Es el tipo de fractura desarrollado por Schlumberger que genera un incremento importante en la producción.

En este sentido, Schlumberger desarrolló una tecnología denominada fractura Hiway que según Botello, envía pulso de agente de sostén a la formación y crea pilares que mantiene abierta la fractura produciendo canales más amplios para que el fluido se diluya en el reservorio.

Indicó que con esta tecnología se realizó trabajos para YPF SA en el campo Loma La Lata, en Neuquén Argentina, con buenos resultados, puesto que la producción inicial de gas fue 53% mayor de lo que se esperaba.

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Petróleo & gas

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El proyecto margarita está contemplado dentro del plan estratégico de repsol 2010-2012, por lo que los recursos para la inversión de la fase I y ii ESTÁN GARANTIZADOS

“

Jorge Ciacciarelli, gerente general de Repsol Bolivia SA

Según proyecciones de repsol

En el 2014 Margarita abastecerá con el 50% de gas a Argentina Para ese año este campo alcanzará su pico máximo de participación en la venta de gas natural al país vecino. Se prevé que en el 2019 la demanda de este energético para el mercado argentino aumente hasta los 25 MMmcd aproximadamente.

TEXTO: Edén garcía s.

proyección del destino del gas boliviano

estructuras. Se utilizan 25.800 metros cuadrados de terreno para el montaje de 1.256 toneladas de estructuras metálicas.

Horas. Un total de 7.8 millones de horas de trabajo hombre y 800 mil horas de máquinas en la construcción de la nueva planta.

Personal. Más de 3 mil personas trabajando en la construcción de la planta, líneas de recolección y evacuación y completación de pozos.

E

l gas del campo Margarita estará destinado principalmente al abastecimiento del mercado argentino que del 5% de participación que tiene actualmente pasará al 50% el 2014, alcanzando en ese año su pico más alto, según proyecciones estadísticas de Repsol presentado por Jorge Ciacciarelli, presidente de la petrolera en Bolivia.

Los datos también muestran que entre 2015 y 2019 la participación del campo Margarita bajará hasta el 38%. Asimismo, la demanda de gas natural de Argentina en el 2014 bordeará los 19 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd) y para el 2019 aumentará hasta los 25 MMmcd.

Ciacciarelli señaló que el proyecto Margarita está contemplado dentro del plan estratégico de Repsol 2010-2012 a nivel mundial, por lo que los recursos de inversión para las fases I y II están garantizados.

En este sentido, con la conclusión de la fase I en abril del 2012, incluyendo las actividades de base realizadas hasta el 2004, en este campo se está invirtiendo un total de 900 millones de dólares para obtener una producción de 9 MMmcd, indicó.

Entre los principales trabajos realizados en esta etapa está la construcción de

fase i

Fuente: Repsol Bolivia

una planta de procesamiento de gas de 6 MMmcd, la completación de dos de los cinco pozos perforados en el área, la construcción y montaje de los gasoductos de

recolección y evacuación de gas y la perforación de un pozo para inyección de agua de formación tratada.

Aseguró que para la segunda fase que

concluirá el 2014 ya están comprometidos otros 600 millones de dólares destinados a la perforación de cuatro pozos más, la instalación de una planta adicional de tratamiento de gas de 6 MMmcd y otros trabajos que incrementará la producción hasta los 15 MMmcd aproximadamente.

Además, añadió que al culminar la fase II de Margarita también se producirán 21 mil barriles de líquidos diarios (KBbld).

Si bien el proyecto Margarita tiene como objetivo principal el cumplimiento de los compromisos asumidos por Bolivia ante Argentina, Ciacciarelli afirmó que el gas también aportará con el abastecimiento al mercado interno y la exportación a Brasil.

Tarija elevará uso de Gas Natural de 45% a 56% al 2014, según gobernación Como parte de una política “agresiva” para el consumo de gas y cambio de matriz energética se proyecta hasta el 2014 incrementar de 40.200 a 51.000 los usuarios de Gas Natural (GN) en los sectores doméstico, industrial y comercial en Tarija, señaló el secretario de Hidrocarburos y Energía del Gobierno Departamental de esa región, Dino Beltrán.

Explicó que la Empresa Tarijeña del Gas (Emtagas), encargada de la expansión de redes secundarias e instalaciones domiciliarias, ampliará de 45% a 56% el uso de gas natural en los diferentes sectores proyectados.

En esta gestión se transfirió cerca de

30 millones de bolivianos para extender el crecimiento de las redes de gas no solamente en la capital, sino también en las provincias.

Indicó que una de las principales políticas de la Gobernación de Tarija es la masificación y aceleración del cambio de matriz energética, debido a que los combustibles líquidos no son suficientes para abastecer la creciente demanda.

En esta misma línea, señaló que por ejemplo, a la fecha se habría efectuado la conversión de vehículos a GNV en todo el departamento en un 40%, con 10.430 motorizados.

De esta manera “el departamento se

convierte en uno de los primeros en todo el territorio nacional en presentar estos números. En esta gestión se transfirió de la Gobernación al programa de GNV, 26 millones de bolivianos”, detalló.

En este marco informó acerca de la presentación de un proyecto a la Asamblea Legislativa Departamental referido a la dotación de calefones a toda la población, mismo que reducirá en un 70% el consumo de energía eléctrica, a un costo mínimo y donde el agente receptor será Emtagas.

“Los combustibles líquidos no son suficientes en el mercado interno, por lo tanto, debemos generar políticas agresivas para el cambio de matriz energética,

enfocarnos en la industrialización que da valor agregado al gas y de esta manera se benefician todos los bolivianos”, remarcó el funcionario.

En este sentido aclaró que con la nueva Constitución Política del Estado, de acuerdo al artículo 300, se otorga facultad a los gobiernos departamentales para formar sociedades estratégicas con empresas nacionales.

Señaló que esperan la respuesta de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y la Empresa Nacional de Electricidad para concretar sociedades, necesarias para el desarrollo de proyectos energéticos en Tarija.

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Esta modificación no afectaría los temas tarifarios, pero daría claridad en la asignación correspondiente a los aspectos tributarios de regalías, idh y participaciones

Hector García, director de Resources Energy Consulting

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Petróleo & gas

Bolivia es el único país de la región que vende gas en pies cúbicos. se propone utilizar el btu

sistema de venta de gas natural debe cambiar de ´volumen´ a ´energía´ Foto: Franco García / Reporte Energía

En el mercado interno del país el gas se distribuye en unidades de volumen que ocasiona que algunos usuarios reciban gas más rico que otros, según el analista argentino Héctor García. Sugiere cambiar sistema de ventas a BTU (energía).

Hector García ve una distribución injusta del gas.

TEXTO: edén garcía s.

P

ara Héctor García, director de Resources Energy Consulting, el gran desafío del mercado interno del gas natural en el país pasa por mejorar la forma en que se comercializa este recurso, puesto que según su apreciación, el actual sistema de ventas en unidades de volumen genera una distribución no equitativa.

“La principal diferencia que tiene el mercado interno de Bolivia con el resto de los países de la región es que acá la unidad de comercialización está expresado en unidades de volumen (pies cúbicos) y eso es un gran error”, manifestó.

Por el contrario, señaló que el mercado

interno debería migrar a un sistema de ventas de energía en BTU (British Termal Unit), puesto que un mismo caudal de volumen entregado no significa una igual distribución de energía, sino que depende de otros factores como el poder calorífico.

Cuando se recibe el mismo volumen, un usuario puede obtener un gas más rico que genera mayor energía, mientras que otro consumidor que vive en una región distinta recibe un gas más pobre con menos poder calorífico. Por ello, indicó que se debe vender en términos de energía y no de volumen.

Además, debido a que Bolivia tiene distintos relieves geográficos, se debe tomar en cuenta la altura sobre el nivel del mar que define la presión barométrica, la cual a su vez determina la presión absoluta del gas recibido, remarcó.

“Es decir, un mismo caudal de gas entregado en Santa Cruz puede diferir entre 7% y 10% con lo recibido en La Paz”, puntualizó.

Advirtió que la no aplicación del factor de corrección por presión introduce errores en la medición y en la facturación.

Esta modificación no afectaría los aspectos tarifarios, pero dará claridad en la asignación correspondiente a los aspectos tributarios tomando en cuenta que las regalías y el IDH se valoran en unidades energéticas, afirmó.

En cuanto a las medidas adoptadas, García recordó que en el año 2003 los productores de gas, en conjunto con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), completaron los estudios para que en Bolivia este recurso sea comercializado como energía, sin embargo lamentó que esta medida nunca se aplicó.

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petróleo & gas

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Se trata de montos y volúmenes elevados, es por ello lo importante de la medición, que en realidad no solo son flujos, sino dinero que asegura ingresos económicos para el país

“

Luis Alberto Sánchez, director del CNMCH

Proyección de YPFB

Hasta el 2020 el mercado interno demandará 26 MMmcd de gas De acuerdo al informe oficial, 13.76 MMmcd serán destinados para el consumo interno; 1.46 para demanda retenida en plantas de GLP; 4.70 para la planta siderúrgica del Mutún y 6.70 MMmcd para ´proyectos de industrialización´.

Proyección DE 2011 A 2026 de la demanda de gas natural (mmMcd) ESCENARIO PROMEDIO

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

8.61

9.69

13.54

14.86

18.62

18.88

23.19

24.45

25.49

26.62

27.49

28.32

29.20

30.14

31.14

32.21

8.61

9.69

10.70

11.55

12.49

12.62

12.41

11.64

12.66

13.76

14.54

15.37

16.25

17.19

18.19

19.26

DEMANDA RETENIDA DE PLANTAS DE GLP

-

-

0.64

1.11

1.23

1.36

1.38

1.41

1.43

1.46

1.55

1.55

1.55

1.55

1.55

1.55

MUTÚN

-

-

-

-

2.70

2.70

2.70

4.70

4.70

4.70

4.70

4.70

4.70

4.70

4.70

4.70

INDUSTRIALIZACIÓN

-

-

2.20

2.20

2.20

2.20

6.70

6.70

6.70

6.70

6.70

6.70

6.70

6.70

6.70

6.70

39.20

43.10 45.00

47.70

49.10

51.40

51.80 52.40 52.80

53.30

43.50

43.50

43.50

43.50

31.50

31.50

31.50

31.50

31.50

31.50

31.50

31.50

31.50

31.50

20

20

20

20

20

20

7.70

11.60

13.60

17.60

19.90

20.30

20.90

21.30

21.80

23.50

23.50

23.50

23.50

23.50

23.50

23.50

52.79 58.54 62.56

67.72

70.28

74.99

76.85 78.29

79.92

70.99

71.82

72.70 73.64

74.64

75.71

MERCADO INTERNO MERCADO. INT. CONSUMO

MDO EXPORTACIÓN BRASIL ARGENTINA DEMANDA TOTAL (MMmcd)

47.81

43.50 43.50

Fuente: Presentación CNMCH-Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

D

e acuerdo a proyecciones de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) en los próximos nueve años la demanda interna del país crecerá drásticamente de 8.61 a 26.62 millones de metros cúbicos (MMmcd) de gas natural.

Luis Alberto Sánchez, director del Centro Nacional de Medición y Control Hidrocarburífero (CNMCH), presentó la previsión de evolución de la demanda comprometida de gas natural con el mercado interno, de exportación y otros proyectos.

Según la estimación, hasta el 2020 de los 26.62 MMmcd de gas para el mercado interno, 13.76 serán destinados para el consumo, 1.46 para demanda retenida de plantas de GLP, 4.70 se enviará a la planta siderúrgica Mutún y 6.70 MMmcd se usará en proyectos de industrialización.

Entre tanto, se prevé que hasta ese mismo año Bolivia exporte diariamente 31.5 MMmcd de gas a Brasil y 21.8 MMmcd a Argentina.

En cuanto al incremento de la producción de gas natural en el país hasta el mismo periodo, el informe señala que los megacampos gasíferos Sábalo, San Alberto y Margarita, que actualmente producen el 70% de gas natural equivalente a 1.125 millones de pies cúbicos día (MMpcd), au-

mentarán hasta 1.980 MMpcd al 2020.

Actualmente los datos de la sala de control del CNMCH, indican que en octubre de este año se produjeron aproximadamente 45 millones de metros cúbicos de gas por día, de los que la exportación a Brasil representó un promedio de 29.2 MMmcd, a Argentina 7.2 y en el mercado interno 8.9 MMmcd.

Con cifras, Sánchez explicó que desde enero hasta octubre se exportó 34.2 MMmcd de gas, lo que equivale a 2.290 millones de dólares por año en ventas a Brasil, 761 millones de dólares por año en comercialización a Argentina, proyectando en total hasta fin de año 4 mil millones de dólares de ingresos para Bolivia.

“Se trata de montos y volúmenes

En Bolivia urge acelerar entrenamiento del personal en la industria del gas En el país es necesario acelerar el entrenamiento del personal encargado de trabajar en la industria del gas natural, especialmente en operadores, técnicos, ingenieros que trabajan en este sector para garantizar su desarrollo, señaló el experto venezolano, Marcías Martínez.

El docente en capacitación del capital humano, explicó que la industria de la energía permite actualizar al profesional y a la vez obtener mejores resultados para la empresa y el sector. Remarcó que es importante seguir la tendencia del resto de los países en América Latina para decidir en qué campos o áreas se necesita mayor entrenamiento del

personal.

Como ejemplo de país que no siguió las tendencias mundiales, señaló el caso de Colombia, puesto que cuando se decretó la masificación del gas, los ingenieros civiles manejaban las obras hidráulicas, carreteras y la instalación de servicios básicos, por lo tanto encajaron en el desarrollo de redes citadinas, pero frenaron el paso a la ingeniería química.

En cuanto al tema académico, Martínez detectó que la cultura en la educación de América Latina tiende a aceptar como profesor al profesional “parlanchín” que al experto que tiene experiencia pero no se expresa cla-

ro. “Pero cómo se va a desarrollar un país en ingeniería cuando los profesores de las universidades están enseñando algo que ellos nunca hicieron”, cuestionó el experto. Ante este fenómeno en la formación profesional, sugiere que se debe enseñar el trabajo de campo al estudiante para que cuando se gradúe sea un usuario del ingenio. “Este es el individuo que termina desarrollando la ingeniería en América Latina”, sostuvo.

Por otro lado, aseguró que se puede sacar el máximo provecho a esta fuente energética, si se adquiere una cultura gasífera que ayude a entender todas sus ventajas y lo que ello representa para el desarrollo de un país.

elevados. Es por ello la importancia de la medición. En realidad no solo medimos flujos, sino dinero, que asegura ingresos económicos justos para el país”, subrayó.

El director del CNMCH de la estatal petrolera, explicó además que el trabajo que se ejecuta consiste en medición, control, calibración, ajuste, monitoreo, adquisición de datos y conciliación de volúmenes de gas y líquidos en toda la cadena hidrocarburífera del país.

Asimismo, anunció que para el 2012 se aplicará uno de los proyectos más importantes para el país, que es la implementación de facilidades de calibración de gas y líquidos, únicos en América Latina con el fin de certificar todos los medidores que existe en la región.

Foto: Franco García / Reporte Energía

TEXTO: lizzett vargas o.

Marcías Martínez, de Ingenieros Consultores de Venezuela.

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la industria del gas ha disfrutado de un desarrollo sin precedentes. sin embargo ahora se presentan nuevos desafíos que pueden ampliar las oportunidades de negocio

“

Calogero Migliore, investigador del Centro de Tecnología de Repsol en Madrid - España

TEXTO: Edén garcía s.

L

a industria del gas natural ha disfrutado de un desarrollo sin precedentes durante los últimos años gracias al avance de todas las tecnologías asociadas a su cadena de valor, sin embargo actualmente se presentan nuevos desafíos que pueden ampliar las oportunidades de negocio en la industria de este recurso, afirmó Calogero Migliore, responsable del Centro de Tecnología de Repsol en Móstoles (Madrid), España.

El experto abordó cuatro aspectos en los que, según su criterio, se presentan oportunidades para el desarrollo de la industria del gas. Indicó que los retos pasan por desarrollar nuevas metodologías y equipos.

El primer aspecto explicado por Migliore fue el de la licuación flotante que consiste en desarrollar la producción, almacenamiento y descarga de gas natural licuado (GNL) fuera de las costas (offshore). Argumentó que el principal reto de esta tecnología se centra en la optimización del uso del espacio, puesto que al tener que situar todos los equipos en una barcaza de 370 metros de largo por 70 metros de ancho, se torna difícil el diseño.

Otro reto señalado tiene que ver con la modificación de los equipos que funcionan en tierra para operar offshore por 20 a 25 años. También los tanques de almacena-

11

Petróleo & gas

con una visión hacia el futuro

4 nuevas tecnologías para el gas marcan tendencia Investigador del CTR de España, presentó cuatro ejemplos en los que la investigación y el desarrollo se centran mundialmente para maximizar el uso del gas natural y sus derivados. miento deben estar diseñados para soportar el golpe del oleaje generado por el movimiento, evitando fuga de energía.

Además, luego de producir el GNL se debe asegurar que se pueda realizar la descarga a los barcos para su transporte a los centros de consumo. Una de las opciones más factibles para realizar el trasvase, es que el barco esté en tándem y no lado a lado como se realiza en operaciones similares.

El segundo aspecto sobre el que disertó Migliore fue la tecnología del hidrato de gas natural (HGN) que en un principio se consideraba un problema, pero que debido a su capacidad de concentrar 180 metros cúbicos de gas por cada metro cúbico de este recurso, se vio como una oportunidad de transporte.

Del mismo modo remarcó que una de sus ventajas es que la cantidad de energía para producir hidrato es mucho menor que

el GNL, que necesita llegar hasta los -160 grados centígrados, mientras que el HGN es estable a los 20 grados centígrados y la presión atmosférica.

Otro desafío que Migliore apuntó para la industria del gas es la utilización del GNL en vehículos. Afirmó que la capacidad que tiene el GNL de concentrar energía (1 metro cúbico de GNL es igual a 600 metros cúbicos en fase gas), lo que permite ganar autonomía, además que es menos contaminante que los derivados del petróleo.

Los motores se pueden adaptar al uso del gas licuado, pero indicó que el principal reto en este sector está en el almacenamiento de este recurso en los surtidores y en los vehículos que están parados por un tiempo relativamente largo, ya que el GNL al estar expuesto al calor se regasifica o sufre un cambio en su composición conocido como

“envejecimiento del GNL”.

Un último aspecto que Migliore desarrolló fue la conversión de GTL (gas a líquidos, por su sigla en inglés) en el que si bien no se le dio mucha importancia en la industria hidrocarburífera, afirmó que ahora se analiza la oportunidad de monetizar el gas vía esta tecnología.

En este proceso se produce gas, a través de la síntesis Fischer Tropsch, que puede ser procesado bajo métodos similares a los que existe en una refinería para producir nafta y diésel.

Indicó que entre los principales desafíos que debe afrontarse con el uso de GTL figura el manejo de reactores, problemas de atrición de los catalizadores que reduce su vida útil, la gestión de las aguas residuales y el transporte de equipos, que en el caso del GTL son muy grandes y pesados.

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“

se recomienda profundizar el diálogo, a fin de resolver las diferencias en un marco de respeto y con argumentos técnicos en una relación armoniosa y de beneficio

“

Documento de Conclusiones FIGAS 2011 Franco García S../ Reporte Energía

petróleo & gas

El geólogo tarijeño, Daniel Centeno, (izq) cuestiona al gerente de Repsol Bolivia, Jorge Ciaciarelli, (der) acerca de las bases técnicas del estudio que realizó esta compañía sobre la supuesta conectividad entre los campos Margarita y Huacaya.

diferendo entre chuquisaca y tarija por megacampo se mantiene

FIGAS exhorta a dialogar en conflicto

La disputa por las regalías del campo Margarita fue uno de los temas de análisis más candentes en el marco de la realización del Foro.

Gobernación de Tarija. Nueva ley de hidrocarburos y de electricidad, más tecnología y ampliación de redes de gas, son las principales TEXTO: Franco garcía S.

R

especto al conflicto surgido por diferencias de puntos de vista sobre el campo Margarita, entre los departamentos de Chuquisaca y Tarija, “se recomienda profundizar el diálogo entre las partes, a fin de resolver las diferencias en un marco de respeto y con los argumentos técnicos que permitan mantener una relación armoniosa y de beneficio para las partes”, señala una de las conclusiones del Foro Internacional del Gas (FIGAS), celebrado del 16 al 18 de noviembre pasado.

La disputa por las regalías del campo Margarita fue uno de los temas de análisis más candentes en el marco de la realización

del Foro. En esa oportunidad se conoció la versión de Repsol Bolivia, compañía operadora que anteriormente había emitido un informe técnico sobre la conectividad entre los campos Margarita y Huacaya, mismo que fue de conocimiento de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

Previo a la realización del FIGAS, Tarija ejecutó un paro de 24 horas para exigir al presidente del Estado Plurinacional, Evo Morales Ayma, reciba a la Comisión Multisectorial del Comité Cívico para explicar su posición regional respecto al campo Margarita.

Posteriormente durante la realización del Foro el geólogo tarijeño Daniel Centeno, a nombre del Gobierno Departamental Autónomo de Tarija, increpó al presidente de Repsol Bolivia, Jorge Ciaciarelli, acerca del estudio realizado por la compañía respecto

a la supuesta conectividad entre el campo Margarita y Huacaya.

Por su parte Ciaciarelli respondió las consultas del representante tarijeño y dejó abierta la invitación para que se realice visitas al campo Margarita, a fin de constatar las labores que se ejecutan y para cualquier investigación que se pretenda efectuar al respecto.

De acuerdo con un informe oficial presentado por Repsol YPF E&P Bolivia a YPFB Corporación en diciembre de 2010, titulado “Conectividad de Campos: MargaritaHuacaya Reservorio Huamampampa H1b”, establece en sus conclusiones la existencia de suficiente soporte técnico que evidencia la conexión entre los campos Margarita y Huacaya.

El informe señala textualmente que para fines de control y seguimiento de reservas

debe considerarse al reservorio Huamampampa H1b como una única unidad de flujo y que por tanto es un reservorio compartido entre los departamentos de Tarija y Chuquisaca, por lo que se aplicaría lo establecido en el Artículo 45 de la Ley de Hidrocarburos 3058, respecto a regalías.

Entre tanto hasta el cierre de esta edición quedó pendiente la decisión de yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) acerca de la contratación de una empresa para que ejecute el estudio sobre el factor de distribución del campo gasífero Huacaya-Margarita.

Al respecto, el Comité Cívico de Intereses de Chuquisaca (Codeinca) dio un plazo hasta el 30 de marzo del siguiente año para la conclusión de este estudio, mientras que la entidad homóloga de Tarija rechaza la licitación para efectuar este trabajo.

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Participantes del Foro Internacional del Gas

‘off the record’ CAMBIO DE PERFIL. A diferencia de otros años, en una muestra de apertura comunicacional, la ANH se presentó en ExpoFIGAS 2011 con un amplio y atrayente

stand corporativo para mostrar las actividades que desarrolla.

LA SEDE NO SE MUEVE. Representantes del Gobierno Departamental y Municipal de Tarija hicieron conocer al comité organizador del FIGAS su solicitud de mantener a su ciudad como sede de este Foro.

Además se incluyó a este evento como parte de la estrategia de desarrollo económico de la región.

GRAN COBERTURA MEDIÁTICA. Los medios de comunicación de Tarija realizaron un seguimiento a detalle del desarrollo del Foro Internacional del Gas. El presidente de Repsol y el Comisario del FIGAS, fueron los más solicitados para entrevistas por los periodistas.

AZAFATAS ORIGINARIAS. Como parte de la Expo FIGAS Transierra presentó en su stand productos artesanales hechos por

mujeres weenhayek, comunidad por la que atravieza el Gasyrg. Las damas comercializaron con gran éxito sus trabajos, obteniendo gran aceptación del público.

memoria 2010: ‘el reto es verificar lo que se cumplió’

CENTENO ANTE CIACIARELLI. Sin duda el momento más caliente del Foro fue cuando el geólogo tarijeño, Daniel Centeno, increpó en público al presidente de Repsol, Jorge Ciaciarelli sobre las bases del estudio de esta compañía que refiere a la conectividad de los campos Margarita y Huacaya. Luego de la respuesta el ejecutivo dejó abierta la invitación para cualquier visita al Megacampo.

NOCHE CHAPACA INOLVIDABLE. Al igual que en anteriores versiones del FIGAS, la noche chapaca fue un escenario para el derroche de alegría y confraternización. El buen vino y el chivo y chancho ‘al palo’ dejaron un exquisito recuerdo.

VISITA A BODEGA DE VINO. Se realizó un recorrido por una de las bodegas de vino más grandes de Tarija, Kohlberg, catando su mejor producción.

o sobre Margarita

. En esa oportunidad se conoció la versión de Repsol Bolivia y de la conclusiones del Foro Internacional del Gas en su tercera versión.

crece tensión por campo que sube producción La tensión entre los departamentos de Chuquisa y Tarija por el conflicto referido al campo Margarita se mantiene, con anuncios de denuncias contra el presidente interino de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, por incumplimiento de deberes, específicamente del Decreto Supremo 181 y por ultimátum mutuos al Gobierno Central.

En este marco la Brigada Parlamentaria de Tarija impugnó la licitación de la estatal petrolera referido a la contratación de una empresa que haga el estudio sobre el factor de distribución del campo

petróleo & gas

Foto: Franco García S./ Reporte Energía

“

La elaboración de las memorias 2009 y 2010 del Figas, fueron resaltadas al mencionarse que se trata de un documento valioso de análisis del sector petrolero y eléctrico

13

petrolero Margarita con Chuquisaca.

Entre tanto, se informó que el próximo año la producción de gas natural del campo Margarita podría ascender hasta los 14 MMmcd, lo que significa a un incremento mayor al anunciado anteriormente.

El anuncio oficial coincide con el diferendo que mantienen los departamentos de Tarija y Chuquisaca por el destino que deben tener las regalías del campo Margarita, por lo que sigue sin aclararse si está conectado con el de Huacaya, formando de esta manera un solo Megacampo, el más grande del país.

El Comisario General, Miguel Zabala, presentó la Memoria FIGAS 2010 durante la inauguración de la 3era versión de este Foro.

A fin de contar con un documento que recoja los planteamientos, críticas y observaciones del sector energético, el Comisario General del Foro Internacional del Gas (FIGAS), Miguel Zabala, presentó la Memoria del evento correspondiente al año pasado.

En este libro se transcribe textualmente las exposiciones de conferencias y paneles de la segunda versión del Foro, además de las conclusiones elaboradas luego del desarrollo de esta cita. También se adjunta fotografías de los principales momentos del encuentro.

Justamente Zabala al presentar la obra hizo incapié en la necesidad de revisar el

contenido de la misma para verificar que propuestas y conclusiones de la segunda versión del FIGAS fueron tomadas en cuenta por los actores del sector público y privado.

La primera versión del FIGAS también cuenta con una Memoria que resume las principales propuestas que fueron entregadas al ministro de Hidrocarburos y Energía y al presidente de YPFB de ese tiempo.

La elaboración de las memorias 2009 y 2010 del Foro Internacional del Gas, realizadas por Reporte Energía, fueron resaltadas por los participantes del evento al mencionar que se trata de un documento valioso de análisis del sector petrolero y eléctrico.

FIGAS 2011 - Conclusiones 1. Con carácter de urgencia se debe promulgar la nueva ley de hidrocarburos, incluyendo los insumos aportados por los actores públicos y privados, con el fin de sacar al sector de la incertidumbre. En este sentido, se debe definir y promulgar la nueva Ley alineando sus preceptos con la Constitución Política del Estado, lo que facilitará la atracción de nuevas inversiones.

2. Deberá promulgarse la nueva Ley de Electricidad, para reacomodar el mercado eléctrico, puesto que en las condiciones actuales no es posible crecer y resolver las demandas reales del mercado.

3. Urge adoptar nuevas tecnologías y políticas de innovación para crear valor en la cadena de hidrocarburos. A su vez, al ser Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

(YPFB) el principal actor de esta cadena, debería asumir con mayor intensidad este concepto.

4. El mercado interno de gas natural se desarrolla con normalidad y se destaca un crecimiento importante. Sin embargo, se debe ampliar la penetración de redes primarias y secundarias en áreas con importante densidad de población, tanto urbana como rural, que aún no cuentan con el servicio.

5. Respecto al conflicto surgido por diferencias de puntos de vista respecto al campo Margarita, se recomienda profundizar el diálogo entre las partes, a fin de resolver las diferencias en un marco de respeto y con los argumentos técnicos que permitan mantener una relación armoniosa y de beneficio para las partes.

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16 al 30 de Noviembre | 2011

petróleo & gas

“

posibilidades del productor y necesidades del mercado deben ser coordinadas continuamente para lograr relaciones comerciales satisfactorias en compromisos contractuales

“

Kathya Diederich, presidente de Gas TransBoliviano SA

destacan compromiso de gestión con el cliente

monitoreo de operaciones, base de la eficiencia en entrega de gas de gtb De acuerdo a la presidente de la transportadora de gas, Kathya Diederich, se debe coordinar continuamente las posibilidades del productor y las necesidades del mercado para tener relaciones comerciales satisfactorias, según compromisos contractuales.

TEXTO: franco garcía S.

FLUJO - CAPACIDAD CONTRATADA EN FIRME Y PICOS MÁXIMOS

U

Volúmenes transportados por GTB SA desde el 1 de julio de 1999 hasta el 1 de octubre de 2011

ción de unidades, juntamente con la disminución de costos de operación y mantenimiento.

Asimismo se utiliza tecnología de punta en todas las instalaciones con un monitoreo y control de las variables críticas de la operación, con condición del equipo y la atención predictiva de las fallas y optimización de tiempos de respuesta a las fallas no predecibles, señala GTB SA. Se cuenta con tecnologías de comunicación como el sistemas Scada y el Monito-

reo de Condición que ayuda a la compañía a minimizar las dificultades que presenta la logística de su sistema. A su vez, se utiliza el stock de gas como back up adicional a fin de minimizar el riesgo de incumplimiento en caso de fallas de unidades.

Del mismo modo se ejecuta inversiones por un monto de 33 millones de dólares en continuidad operativa con el Nuevo Cruce del Río Grande de 2700 metros y se realizó la interconexión con la línea regular sin interrupción del servicio (mediante la

wärtsilä destaca ventajas de su motor de generación eléctrica Wärtsilä Power Plants, uno de los principales proveedores a nivel mundial de centrales termoeléctricas con grandes motores modernos de combustión, presentó sus ventajas operativas en la optimización de sistemas de generación.

En este tema, Jean Paul Claisse, Business Development Manager de Wärtsilä, explicó los beneficios de la tecnología Smart Power Generation y sus ventajas para lograr una óptima administración de costos en un sistema de generación eléctrica integrado por diferentes tecnologías.

Explicó que a diferencia de las turbinas que demandan mayor tiempo de arranque, las plantas eléctricas con motores que ofrece Wärtsilä alcanzan el máximo de potencia en solo cinco minutos y su operatividad no requiere la utilización de agua porque utilizan ciclos cerrados sin pérdida de este elemento.

La compañía ofrece motores de 1 hasta 23 Megavatios (MW) y para la generación de energía eléctrica tiene una versatilidad en la utilización de distintos combustibles, desde crudo pesado hasta gases natura-

les y biocombustible con escasa pérdida de rendimiento. Además brinda una generación flexible que permite capacidad frecuente arranque de paradas, sin tener impacto en el mantenimiento.

Entres sus principales características figuran su bajo costo de generación por su alta eficiencia. A su vez presenta un alto despacho con baja emisiones de óxido de carbono y emisiones locales en toma de carga o carga parcial.

Actualmente, Wärtsilä diseña una simulación para el sistema eléctrico bolivia-

técnica Hot Tap).

Referente a la gestión de mantenimiento se dispone de un monitoreo continuo de equipos y sistemas con altos niveles de disponibilidad y confiabilidad. Además se aplica estrategias y filosofías de vanguardia para mantenimiento basado en confiabilidad (RCM), en Condición (CBM), uso de metrología y búsqueda de integridad de ductos. También se cuenta con acuerdos estratégicos con los fabricantes para la atención continua, remarca GTB SA.

Foto: Franco García / Reporte Energía

no de los aspectos fundamentales para lograr seguridad de cumplimiento en entregas de transporte de gas natural al mercado de Brasil, que aplica Gas TransBoliviano SA (GTB), es el control y monitoreo constante de la operación, destaca su presidente Kathya Diederich.

En ese sentido, la transportadora de gas, subsidiaria de YPFB Transporte SA, detalla que se realiza un seguimiento local y remoto a sus operaciones 24 horas al día durante todos los días del año. A ello, se suma el control de presiones, cantidad, calidad, condiciones del sistema, todo en tiempo real y con almacenaje de datos históricos.

De acuerdo a Diederich, se requiere compromiso de gestión con el cliente dado que el cumplimiento es esencial para mantener el mercado. En ese sentido “GTB proyecta en Brasil una imagen de eficiencia y calidad en Bolivia”, afirma.

Las posibilidades del productor y las necesidades del mercado deben ser coordinadas continuamente para lograr relaciones comerciales satisfactorias en compromisos contractuales, indica.

Otro aspecto que contribuye a un manejo óptimo de los equipos es contar con personal altamente capacitado y con actualización permanente en operación y mantenimiento de los equipos y sistemas.

De este modo se asegura una operación segura y eficiente, prevención y corrección de fallas, reducción los tiempos de reposi-

Jean Paul Claisse, Business Development Manager de Wärtsilä

no con información del Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC) y los planes estratégicos de expansión, incluyendo las adiciones de potencia tanto en lo hídrico como en la termoeléctrica, resultados que permitirán conocer el verdadero valor de esta tecnología para reducir los costos de operación. (LVO).

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Los incentivos no son el factor determinante para traer inversiones a un país, pero sí la estabilidad legal. se debería dar mayor estímulo para exploración y explotación

“

Marcos Simon, consultor jurídico tributario

petróleo & gas

Empresas de servicio buscan ser más competitivas

Trabas en tributos AFECTAn negocios de PETROLERAS La estructura tributaria en la Nueva Constitución Política del Estado (NCPE) dificulta el andamiaje de la industria petrolera boliviana, especialmente de las empresas del sector upstream, por su falta de aplicación y también por falta de claridad en su reglamentación, de acuerdo a Marcos Simon, consultor jurídico en la materia, quién tuvo a su cargo un taller especializado en el Foro Internacional del Gas (FIGAS), realizado en Tarija el mes pasado.

Para el experto, el tributo que más afecta al sector hidrocarburífero es el Impuesto a las Utilidades de las Empresas (IUE), puesto que genera tensión entre las empresas petroleras del upstream y el Servicio de Impuestos Nacionales (SIN) por la falta de claridad en su aplicación.

En este punto, no se aclara si los costos recuperables para los hidrocarburos son un gasto deducible o no.

Otra de las dificultades en la estructura tributaria se presenta en la finalización de la gestión fiscal, que es el 31 de marzo y el la conclusión de la operación contable el 31 de diciembre, lo que genera a las empresas petroleras dos cierres en un mismo año.

Asimismo, Simon señaló que anteriormente las utilidades se podían compensar “desde infinito hacia adelante, mientras que ahora para todos los contribuyente son tres años y para el sector hidrocarburos cinco años, por lo que no está todavía claro que tiempo es el que se aplica actualmente para este efecto”.

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Taller tributario dirigido por Marcos Simon en FIGAS 2011.

En cuanto a los incentivos tributarios para la industria, según Simon, fueron de escasa aplicación hasta la fecha y estaban enfocados en la industrialización de los hidrocarburos en el sentido que liberaban de impuestos a la importación de maquinarias en otros aspectos.

“Los incentivos como tal no son el factor determinante para traer inversiones a un país, pero sí ante todo la estabilidad legal. Paralelamente se debería dar mayor incentivo para la exploración y explotación”, enfatizó.

Indicó que los hidrocarburos son un recurso estratégico para el desarrollo de un país, pero en el marco del principio de igualdad que la ley establece tienen un trato diferente. Además afirmó que las empresas tienen derecho a exigir que estas reglas se cumplan.

Por lo tanto, concluye que los diferentes actores involucrados en el sector deben reunirse para solicitar una reforma de la Ley de Hidrocarburos que incluya un cambio en el régimen tributario, puesto que el actual sistema no atrae inversiones y carece de claridad en su reglamentación. (LVO)

Las empresas nacionales de servicios petroleros buscan ser protagonistas del 80% de la construcción de las plantas de gas en el país, con lo que se lograría un valor agregado a sus servicios y bajarían los costos de importación para sus clientes.

En este tema, el presidente de Bolinter, Enrique Menacho, manifestó que en la competencia con empresas internacionales de su rubro, a veces, no se toma en cuenta la experiencia que pueden tener las empresas nacionales. “Existe compañías del país que tienen gran desempeño internacional y que pueden competir de esa manera con una compañía del exterior”, destacó.

Uno de los desafíos para Bolinter, es ser a futuro constructor de plantas de gas en el país y dejar de participar en la industria como subcontratista. “Podríamos lograr un valor agregado importante si las obras pudieran ser ejecutadas por empresas nacionales en libre competencia con las del mismo rubro internacional, pero montadas en su totalidad en talleres de Bolivia para que de esta manera dejemos de ser empresas subcontratistas”, señaló Menacho.

En este tipo de servicio, destacó a la empresa Carlos Caballero que ahora es fabricante y que tiene por primera vez en Bolivia productos con el sello ASME. En esta línea, dijo que como empresa de servicios petroleros tienen la capacidad de fabricar los módulos en talleres locales con mayor control de calidad y productividad, los que significaría para el cliente un ahorro económico.

Según el presidente de Bolinter la

modalidad de plantas “empaquetadas” trae consigo el pago de dos impuestos, cuando debiera ser uno. En este sentido dijo que actualmente se paga un tributo por la planta empaquetada y otro por los componentes. Al respecto propuso que una medida favorable para las empresas de servicio sería que los componentes de las plantas a construirse sean importadas a nombre del cliente.

“Este es el desafío que tenemos frente a las empresas extranjeras. Apoyamos la iniciativa privada y estamos de acuerdo con su forma de operar en el país, pero creo que nosotros debemos aprovechar esta oportunidad para levantar nuestro estatus y competencia”, enfatizó.

En el marco del Foro Internacional del Gas 2011 (FIGAS), los ejecutivos de la compañías Repsol y BG Bolivia destacaron el trabajo de las empresas nacionales de servicios petroleros, especialmente de las que operan en el campo Margarita.

Enrique Menacho, presidente de Bolinter en FIGAS 2011.

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imágenes figas 2011

Miguel Zabala (izq) entrega reconocimiento al representante de Maxam Fanexa (der).

De izq. a der. Bernardo Prado, Marcos Simon y Boris Gómez en uno de los coffee break.

Luego de la inauguración del Foro Internacional del Gas, autoridades municipales, departamentales y ejecutivos de las principales compañías del sector hidrocarburos visitaron el stand de Repsol Bolivia, que recibió por segundo año consecutivo el galardón al primer lugar.

La delegación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos se destacó como una de las más alegres de la Noche Chapaca.

De izq. a der. Hugo Muñoz y Claudia Cronembold de Transierra, kathya Diederich de GTB y Enrique Menacho de Bolinter. Participaron del cóctel de bienvenida del FIGAS 2011.

Los asistentes al Foro Internacional del Gas tuvieron la oportunidad de compartir un delicioso almuerzo, tiempo que también fue aprovechado para mantener una amena charla.

El regocijo desbordante durante la Noche Chapaca fue la marca distintiva de la segunda jornada en Tarija.

De izq. a der. Mario Salazar, Fernando Vincenti y Nasser Akhtar.

YPFB Petroandina fue parte de esta versión de FIGAS. Su gerente general, Miguel Ángel Pradel, (2do. de la der) estuvo como conferencista.

Los tradicionales y exquisitos chancho y chivo ‘al palo’ satisficieron sin duda los más exigentes paladares, en compañía de variedades de vino.

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imágenes figas 2011 Durante la jornada de inauguración del evento energético realizado en el Hotel Los Parrales, se presentó la Orquesta Sinfónica Tarija que brindó el marco acústico ideal para la velada nocturna en primera jornada en FIGAS 2011.

La Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad concienció acerca de las bondades del uso de focos ahorradores.

El Centro Nacional de Medición de Hidrocarburos, de YPFB, mostró el uso de medidores ultrasónicos y las principales actividades que desarrolla.

YPFB Transporte difundió información acerca de los principales proyectos hidrocarburíferos para el departamento de Tarija.

En el stand de Gas TransBoliviano (GTB) se dio a conocer las obras más importantes que se ejecutan para garantizar el suministro de gas natural a Brasil.

Una de las empresas de servicio que fue nombrada como un ejemplo a seguir fue Carlos Caballero, por el crecimiento y altos estándares de calidad alcanzados.

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petroleo & gas

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Es una forma comprimida de transportar la energía, ya que el volumen se reduce 600 veces aproximadamento lo que permite almacenar y transportar más energía

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Jordi Solé, Indo Cryo Energy Foto: Reporte Energía

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TEXTO: edén garcía s.

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os vehículos pesados que utilizan gas natural licuado (GNL) como combustible tienen mayor autonomía de recorrido en comparación con los que usan gas natural comprimido (GNC), según datos brindados por Jordi Solé de Indox Cryo Energy.

Explicó que normalmente un camión con GNC tiene una autonomía de 350 kilómetros, mientras que con GNL puede llegar hasta los 1.250 kilómetros aproximadamente, lo que significa que brinda por lo menos tres veces mayor tiempo de funcionamiento que el GNC. Además indicó que el tanque para Gas Natural Licuado es tres veces más pequeño que el del GNC, pero almacena más energía, puesto que 1 metro cúbico de GNL equivale a 600 metros cúbicos de este recurso en estado gaseoso.

También destacó que el GNL es un combustible útil para lugares donde no es económicamente factible construir gasoductos.

“Es una forma comprimida de transportar la energía, puesto que el volumen se reduce 600 veces aproximadamente, lo que permite almacenar y transportar más energía y llevar el gas natural donde la tubería no está disponible”, aseguró.

De acuerdo a su explicación técnica, el GNL se puede obtener de dos formas: la primera con plantas de licuación de pequeña escala y la segunda a partir del patio de carga de cisternas en terminales de importación.

Para las plantas de pequeña escala la tecnología que se aplica es el ciclo Brayton en el que se licúa el gas utilizando el enfriamiento del nitrógeno para luego continuar al almacenaje, carga en cisternas y transporte.

En caso de que sea necesario, Solé señaló que se puede utilizar parte de este gas para producir la electricidad requerida en la planta puesto que este tipo de tecnología consume bastante energía.

La segunda forma de obtener el GNL sería a partir de cisternas de terminales. Estas plantas constan de una o más líneas y en cada una se puede llegar a una capacidad de carga de aproximadamente 750 metros cúbicos de GNL al día, lo que equivale a unos 450 mil metros cúbicos en fase gas.

El patio de carga está formado por una línea de alimentación de GNL, una línea de carga, el sistema de control, un cromatógrafo para poder comprobar que gas se suministra a los camiones, los sistemas de protección de fuego de gas, dos balanzas comerciales de

El GNL es un combustible útil para lugares donde no es económicamente factible construir gasoductos.

para un mayor rendimiento

Destacan ventajas del GNL sobre el GNC en camiones Según el experto español, Jordi Solé de Indox Cryo Energy, la compresión del volumen de gas en 600 veces permite a las unidades de transporte una mayor autonomía. peso estático y una balanza de peso dinámico requerido.

El procedimiento de carga según Solé es relativamente sencillo, las conexiones y desconexiones de las mangueras flexibles se realizan de forma manual pero todo el sistema de carga se realiza por la sala de control que es un sistema automatizado. El tiempo aproximado de carga de una cisterna es de 90 minutos.

Para el transporte del GNL existen principalmente dos tipos de cisternas, los aislados con poliuretano y los criogénicos o aislados al vacío.

Independientemente del tipo, un cisterna transporta aproximadamente 22 toneladas de GNL, es decir, 1.150 millones de BTU (British Thermal Unit) de energía. Este vehículo con las mismas toneladas de diésel equivaldría a 950 millones de BTU, lo que significa que con GNL se transporta un 20% más de energía.

En cuanto a las estaciones de servicio, Solé afirmó que una de las ventajas con el GNL es que se puede montar surtidores donde no hay gasoductos. “En medio de una autopista se podría poner una estación de servicio ya que se abastece por camión y si

incluso no hay electricidad se puede poner un pequeño generador a gas”, puntualizó.

Básicamente, en el esquema de funcionamiento de los surtidores, el GNL pasa por una bomba criogénica sumergida y de ahí al dispensador que suministra gas a la presión que requiere el motor del camión.

También se puede proveer GNC a partir del GNL utilizando una bomba de pistones para comprimir el líquido antes de comprimir el gas para luego pasarlo por un vaporizador ambiental de alta presión que lo regasifica a 300 bares. Después se almacena y se lo suministra al dispensador de GNC.

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hoy tenemos todos los recursos necesarios para desarrollar inspección a todo tipo de equipo motriz, desde una camioneta hasta un tractor o una grúa de alto tonelaje

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Gustavo López, gerente de operaciones de Petrovisa

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empresa de servicios con 11 años de experiencia

petrovisa logra certificación iso 17020 como organismo de inspección Respecto al significado de la acreditación obtenida por la empresa, su gerente de operaciones, Gustavo López, considera a la misma como un forma más de respaldar su trabajo. “La expectativa es mantener y mejorar nuestros estándares”, afirma.

TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

P

etrovisa, es una empresa de servicios para la industria en general y el sector petrolero en particular, que obtuvo recientemente el reconocimiento como Organismo de Inspección Acreditado, según la ISO 17020.

Esta norma establece los requisitos que debe cumplir una empresa para ser reconocida como Organismo de Inspección Acreditado. Su proceso de implementación es similar a la de otras más conocidas, como la ISO 9001 o la 14001, explica Gustavo López, gerente de operaciones de Petrovisa.

Añade que se tiene que documentar todos los procesos, procedimientos, registros, trazabilidad, instrumentos calibrados y otros.

Luego un ente externo, en este caso, la Dirección Técnica de Acreditación (DTA) del Instituto Boliviano de Metrología (Ibmetro) realiza una auditoría para evaluar el cumplimiento de los requisitos.

Para obtener la certificación ISO 17020 “lo más importante para Petrovisa fue y es la formación y entrenamiento del personal.

En este marco los criterios de inspección, (de aceptación o rechazo), deben ser cuidadosamente manejados. Si bien están escritos en la normativa técnica internacional, su interpretación y aplicación debe ser muy objetiva”, subraya.

Otro aspecto que meciona el ejecutivo es que este proceso conlleva una inversión económica considerable. Por ejemplo, “contar con diez dinamómetros de distinta capacidad, que anualmente se envía a Argentina para mantenimiento y calibración, tiene un costo importante”. Y añade que la inversión para tener los equipos de su línea de Inspección Técnica Vehicular fue mayor a 100 mil dólares.

Respecto al significado de la certificación con la norma ISO 17020 para Petrovisa, López la considera como un forma más de respaldar el trabajo que desarrollan.

“Estamos acreditados por una instancia independiente y oficial. Nuestra expectativa es mantener y mejorar nuestros estándares.

Además una vez por año se realizará una evaluación por la propia DTA”, remarca.

Hace 11 años, Petrovisa era únicamente una empresa proveedora de materiales de izajes, o sea, para levantar cargas. Más tarde obtuvo la representación de Crosby, (EEUU) que es la marca más importante del mundo para elementos en este rubro. Luego tam-

Petrovisa es una empresa de servicios especializada en provisión de materiales para izaje y actualmente realiza inspecciones a grúas, maquinas viales, equipo mediano y equipo liviano.

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estamos acreditados por una instancia independiente y oficial.

Nuestra expectativa es mantener y mejorar nuestros estándares. una vez por año se realizará una evaluación por la propia DTA

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bién logró la representación de IPH (Argentina) que son fabricantes de cables de acero.

La compañía provee todos los materiales necesarios para izaje de cargas, (con certificados de calidad) y tiene amplia experiencia en inspección de equipos y personal técnicamente capacitado, por lo que se puede afirmar que Petrovisa es especialista en este rubro, lo cual fundamenta el reconocimiento obtenido, señala López.

Con la consistencia demostrada en inspección de equipos de izaje, el servicio se extendió a la de otras máquinas viales y equipo liviano.

“Hoy tenemos los recursos necesarios para desarrollar inspecciones de todo tipo de equipo motriz: desde una camioneta hasta un tractor o una grúa de alto tonelaje, pasando por camiones, cisternas, y otros”, resalta.

Horacio Sardelic, gerente general (izq) y Gustavo López (der) gerente de operaciones.

la norma iso 17020 La ISO 17020 contempla los siguientes aspectos: Independencia: No debemos estar involucrados con el diseño ni con la fabricación de aquello que inspeccionamos.

Imparcialidad: Se debe aplicar los mismos criterios de inspección (aprobación o rechazo) para todos los clientes.

Integridad: Nuestros inspectores no podrían ser influenciados por el cliente para un resultado favorable.

Confidencialidad: Se debe asegurar la confidencialidad de los resultados de una inspección.

Infraestructura, equipamiento, instrumentos: Se debe contar con equipos e instrumentos calibrados, tener infraestructura apropiada y los recursos necesarios para desarrollar inspecciones. Todo aquello que se usa para inspeccionar debe garantizar que los resultados no serán afectados por su mal estado.

También se debe mantener un sistema de trazabilidad. Esto significa que todo lo que inspeccionamos se identifica con un código, que está relacionado con los certificados que se emite.

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EMPRESA TEXTO: Lizzett Vargas o.

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na de las tecnologías más avanzadas para el transporte de hidrocarburos y producción de pozos petroleros es el software noruego denominado Olga, que ahora se encuentra disponible en Bolivia y Perú a través de la empresa de ingeniería petrolera IPE Bolivia.

Recientemente la compañía boliviana lanzó al mercado petrolero el software Olga, a raíz de un acuerdo con Scandpower Petroleum Technology de México, que le permite ser el proveedor oficial de este sistema en Bolivia y en Perú.

“Después de su lanzamiento un gran número de empresas mostraron su interés y en este momento nos encontramos programando reuniones para concretar los servicios”, señaló Miguel Ferrufino, presidente ejecutivo de IPE Bolivia.

Se trata de una de las tecnologías más avanzadas en el mundo, capaz de analizar flujo trifásico (gas, líquido y agua) y multifásico, característica que lo hace único en comparación a otros sistemas que solamente puede analizar un tipo de flujo, además que analiza la producción de pozos petroleros, destacó.

Otra de sus ventajas es que trabaja como un simulador dinámico en situaciones extremas de producción de hidrocarburos, lo que facilita su transporte. Este software puede simular la operación de un gasoducto por dos segundos o por un año. Este es un beneficio que tiene una aplicación dinámica a diferencia del otro software que trabaja con simulador estático, según Ferrufino.

Actualmente la tecnología Olga es utilizada por empresas petroleras como YPFB Chaco y Petrobras que lo adquirieron a través de su casa matriz. Anteriormente no existía en Bolivia una empresa que represente a “Olga”, por lo que para adquirir esta tecnología tenían que solicitar la misma a Noruega o México, aclaró el ejecutivo.

IPE Bolivia tomó en cuenta el manejo sofisticado y complejo de esta tecnología, por lo que proveerá a sus clientes soporte técnico con un amplio estándar de conocimiento, mediante personal que estará capacitado constantemente en México, según Ferrufino.

De acuerdo a la empresa, el costo del software “Olga” no tiene un precio fijo, puesto que depende del uso y tiempo de

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El software olga trabaja como un simulador dinámico en situaciones extremas de producción de hidrocarburos, lo que facilita su transporte

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Miguel Ferrufino, presidente ejecutivo de IPE Bolivia

es proveedor de la tecnología PARA Bolivia y Perú

IPE BOLIVIA REPRESENTANTE DE ÚNICO SOFTWARE MULTIFÁSICO El software Olga es el más avanzado en tecnología, ahora localmente se podrá acceder a sus beneficios en el transporte de hidrocarburos con flujo multifásico y soporte técnico.

Foto: Lauren Montenegro / Reporte Energía

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IPE Bolivia organizó, en Santa Cruz de la Sierra, una presentación del software Olga con las empresas petroleras que operan en Bolivia.

aplicación, por lo que puede variar entre 30 mil a 200 mil dólares.

Actualmente IPE Bolivia es la única empresa de ingeniería en el país, dedicada al rubro petrolero con 14 años de experiencia, que expande ahora sus servicios hasta Perú. “A diferencia de las compañías internacionales, nosotros tenemos capacidad y experiencia para hacer diseño de ingeniería a precios accesibles para los bolivianos”, destacó.

Para el ejecutivo, esta empresa crece a buen ritmo cada año y en este tiempo considera que la inversión que ejecutarán apunta a crecer aún más.

Entre los trabajos más importantes que desarrolla IPE Bolivia, se destaca el diseño y supervisión del Gasoducto Carrasco Cochabamba (GCC), además del soporte de la ingeniería para la empresa constructora, considerado como uno

software olga tecnología. Es un sistema con más de 30 años en el mercado que fue desarrollado en laboratorios de Noruega, país que cuenta con la empresa estatal petrolera más grande del mundo.

Tiene un esquema de investigación muy extendido, que incluye implementación de este software en base a pruebas reales, no aplicadas en otras partes del mundo.

VENTAJAS. Este sistema es el único de

de los tramos más complicados del país, debido al grado de complicación que tienen sus terrenos.

Uno de los retos trazados para 2012 por la compañía, es la expansión de servicios de obras de ingeniería en el área de operaciones y mantenimiento de plantas.

flujo multifásico a diferencia de otros que son monofásicos. Tiene una simulación dinámica mientras otros son estáticos.

REPRESENTACIÓN. IPE Bolivia firmó un convenio con Scandpower Petroleum Technology de México para ser el proveedor de este sistema en Bolivia y Perú.

IPE es una empresa de ingeniería, enfocada al área petrolera con 14 años de experiencia.

“Tenemos la ventaja de tener un equipo grande de profesionales con una óptica de ingeniería. Queremos brindar valor agregado a nuestros clientes con un sistema de monitoreo y control que va más allá de un alquiler de un operador”, resaltó el ejecutivo.

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se instalan estos sistemas en tanques, cisternas y surtidores para dispensar combustible libre de contaminantes, dejando que filtros en el equipo pulan últimas partículas

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Richard Widman, Widman SRL

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empresa

SIEMENS IMPULSA BUENAS PRÁCTICAS EMPRESARIALES En el mundo actual realizar negocios limpios es esencial para que estos sean sostenibles, es por ello que Siemens Bolivia realizó en Santa Cruz el primer conversatorio de Ética y Buenas Prácticas empresariales con el objetivo de formar una cultura empresarial transparente.

En el evento, al que asistieron representantes de entidades como Empresa Nacional de Electricidad (ENDE), la Cámara Boliviano Alemana y Coborse, los ejecutivos de Siemens expusieron sus experiencias y compartieron los métodos y herramientas que utilizan para generar comportamientos éticos en su personal.

De acuerdo a Omar Vargas, gerente general de Siemens Bolivia, lo que se pretende con esta iniciativa es empezar a establecer interacción con las empresas del sector público y privado para intercambiar

prácticas que estén orientadas a la ética en los negocios.

Si bien en esta oportunidad solamente se compartió las experiencias y los métodos que utiliza Siemens al interior de su estructura en un programa denominado Compliance, se prevé que para el próximo encuentro a realizarse en el primer trimestre del año 2012, se expondrá el trabajo que realizan otras empresas y de esa manera se amplíe el conocimiento.

“Creo que vamos a enriquecer mucho más el tema y de esta manera se trabajará en tener un círculo de ética que con seguridad irá creciendo”, manifestó Vargas quien también anunció que de existir un involucramiento importante de las empresas en esta temática se buscará la forma de realizar reuniones más a menudo en esta área.

Ejecutivos de Siemens expusieron el método Compliance de ética y buenas prácticas empresariales.

Revoluciones en filtración de combustibles y aceites Raras son las ocasiones donde se descubre nuevas tecnologías en cosas tan básicas como la filtración del combustible.

Por los últimos años los sistemas de inyección de motores se desarrollaron bastante para reducir el consumo de combustible y mejorar el medio ambiente, pero los carburantes actuales contienen tantas partículas de tierra que rápidamente se acaban las bombas y los inyectores, anulando los beneficios.

El problema básico es que se tiene diésel transparente que parece limpio al ojo, pero cuando se coloca en el microscopio se ve que tiene miles de partículas en cada milímetro (ml) de tamaño lo suficientemente grande como para hacer daño al motor.

El desafío es reducir esta contaminación de más de 20.000 partículas sobre 4 µm (micrones) por ml. Cualquier partícula sobre 2 µm daña los inyectores.

La situación se complica más por el descubrimiento que la media filtrante tradicional sufre de quemaduras y perforacio-

nes por chispas electrostáticas en pocas horas de trabajo, haciéndolo mucho menos eficientes. Después de 6 horas de labor un filtro tradicional tiene tantos agujeros que su eficiencia se reduce 1000 veces.

En este marco entra una nueva generación de filtros, desarrollados y patentados por Donaldson, el líder en filtración, que puede llevar ese diésel o aceite a 10 partículas sobre 4 µm en un sólo paso por un sólo filtro con varias capas de media filtrante laminadas para atrapar partículas de todo tamaño. Y todo esto con media filtrante que no es conductiva, evitando los problemas de cargas y chispas electrostáticas.

Así que ahora se puede instalar estos sistemas en tanques, cisternas y surtidores para dispensar combustible básicamente libre de contaminantes, dejando que los filtros en el equipo pulan las últimas partículas.

Son sistemas relativamente pequeños, de fácil instalación y cambio de cartuchos cuando se requiere. Mayores detalles en www.widman.biz. (Richard Widman).

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SIMMER