El viceministro de Industrialización y Comercialización de Hidrocarburos, William Donaire, informó que “si bien el feed back (retroalimentación) que se realiza hacia el campo cuando bajan las nominaciones (asignación de volúmenes de gas) es un problema operativo, todas las empresas están respondiendo muy bien a esos problemas operativos y se están haciendo las inyecciones necesarias de ese gas para que no haya una baja de líquidos ”.
Recordó que la producción de esos carburantes está asociada a la de gas y que una rebaja en las ventas de éste al mercado externo significa una menor generación de líquidos. “Se han tomado todas las previsiones para que exista el abastecimiento”, acotó el viceministro Donaire.
Según datos de YPFB Transporte, la producción de gas natural en el país ha bajado en los últimos meses de 41 a 35 millones de metros cúbicos diarios (MMm3d) debido al descenso de la demanda brasileña. Esta situación ha provocado también una disminución en la producción de los hidrocarburos asociados.
Donaire aseguró que Brasil está comprando al momento entre 21 y 22 millones por día y que la producción diaria de gas es de 40 millones. “Se está reinyectando aquel gas que no se está exportando, por eso es que la disminución de líquidos no ha sido muy alta, ha sido mínima”, acotó.
Explicó que operativamente es posible reinyectar hasta 120 millones de pies cúbicos (MPC) de gas, equivalentes a 3,39 millones de metros cúbicos (MMmc). Aún no se ha llegado al límite, el cual ocurriría si la medida se aplica en todos los campos, sostuvo el viceministro, en un contacto telefónico con La Razón.
En ese sentido, precisó que el 24 de septiembre se reinyectaron 16,2 millones de pies cúbicos, cifra que subió a 34,6 un día después y bajó a 29,9 el día 26. Luego añadió que el 27 y 28 de ese mes fueron reinyectados 35,9 y 27,5 millones, respectivamente.
Paralelamente, señaló, se almacena gasolina para tener el stock necesario del combustible en marzo del 2010, cuando habrá un paro de refinerías. Indicó que además se sigue importando —en la misma cantidad que antes— aditivos para la generación de gasolina especial y diésel (de 300 a 400 mil barriles al mes) para cubrir la demanda interna.
El costo de industrializar
La instalación de una planta de urea y amoníaco demanda una inversión de al menos $us 1.000 millones, que contempla desde los estudios hasta la adquisición del equipo, maquinaria y su posterior instalación, aseguraron técnicos de la firma suiza Casale Group.
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) asignó 288,5 millones de dólares para construir una planta de amoníaco y urea en el país.
Actualmente se realizan los estudios para el proyecto que será ejecutado en sociedad con la empresa Pequiven (Petroquímica de Venezuela) y, posiblemente, la brasileña Braskem, según los planes de la estatal.
A decir del viceministro de Industrialización y Comercialización de Hidrocarburos, William Donaire, se prevé todo un complejo petroquímico.
El técnico de Casale, Andrea Scotto, indicó que la planta más pequeña produce no menos de 1.000 toneladas métricas diarias de amoníaco y urea (TMD); en tanto que la capacidad máxima está en 3.300 TMD para el amoníaco y entre 4.000 y 4.500 TMD, en el caso de la urea. ANF
Puntos de vista
“Del gas que es reinyectado no siempre se recupera la totalidad”
CARLOS ALBERTO LÓPEZ, experto en hidrocarburos.
“Es un paliativo, pero no es una solución por varias razones. Primero, la capacidad de reinyección en el país es limitada. Implica costos adicionales, porque por cada metro cúbico extraído, el valor económico luego de la reinyección sólo se refiere a los líquidos extraídos que son comercializables; mientras que los costos de producción siguen siendo los mismos, como si se hubiera vendido gas completo.
La reinyección en sí misma implica un costo porque requiere compresores de alta potencia. Del gas que es reinyectado no siempre se recupera la totalidad (del mismo), cuando sube la producción. Cualquier inversión en producción es contraproducente si no existe la demanda”.
“Lo que deberíamos hacer ahora es buscar nuevos mercados”
HUGO DE LA FUENTE, ex superintendente de Hidrocarburos.
“No nos queda nada más que hacer mientras tengamos una demanda tan reducida. Lo que deberíamos hacer ahora es buscar nuevos mercados de exportación de gas natural.
Lo que podríamos ver como una alternativa es tratar de generar una planta de licuefacción en el océano Pacífico para vender nuestro gas natural.
Si no se hace de la manera correcta (la reinyección) puede damnificar los reservorios.
Por otro lado, el tema de la industrialización requiere de grandes cantidades de dinero, entre $us 1.000 y 2.000 millones, dependiendo del proyecto. Además, aparentemente, vender gas natural líquido (LNG) es más rentable que industrializarlo”.
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