plantas de gas natural bolivia

8/18/2019 plantas de gas natural bolivia

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PLANTAS DE PROCESAMIENTO DEL GAS NATURAL

1. INTRODUCCION:El procesamiento del gas natural empieza en la boca de pozo e

incluye todos los procesos necesarios para la purifcación del gasnatural. La composición del gas natural explorado varíasignifcativamente en unción de cada pozo individual y estáconstituida por hidrocarburos gaseosos, líuidos del gas natural,hidrocarburos líuidos y una determinada cantidad de agua y otros!ases.

Los pasos del proceso de purifcación del gas natural van de laseparación al tratamiento del gas amargo, a la deshidratación delgas, a la captura de los líuidos del gas natural, hasta la

compresión fnal en la red de tuberías del gas.

PRODUCCION DEL GAS NATURAL

REMOCI N DECONTAMINANTES

CO2, H2S, Hg

TRATAMIENTOCON GLICOL

AJUSTE DEPUNTO DE ROCÍO

RECUPERACIÓNDE LPG

COMPRESIÓN VENTA DE GAS

POZOS YSISTEMAS DETRANSPORTE

SEPARACIÓNPRIMARIA

TRATAMIENTO DEPETRÓLEO

ALMACENAJE YBOMBEO

VENTA DECRUDO

RESERVORIO

POZOS DEREINYECCIÓN

TRATAMIENTO DEAGUA


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El endulzamiento del gas se hace con el fn de eliminar el "#$ y el% del gas natural. %omo se sabe el "#$ y el % son gases uepueden estar presentes en el gas natural y pueden en algunoscasos, especialmente el "#$, ocasionar problemas en el mane'o yprocesamiento del gas( por esto hay ue eliminarlos para llevar el

contenido de estos gases ácidos a los niveles exigidos por losconsumidores del gas.El "#$ y el % se conocen como gases ácidos, porue enpresencia de agua orman ácidos, y un gas natural ue poseaestos%ontaminantes se conoce como gas agrio.

REGENERACION DE AMINA:


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)sualmente, el gas natural contiene cantidades signifcativas devapor de agua. *ste debe ser removido con el fn de proteger elsistema de corrosión y ormación de hidratos.+demás, el vapor de agua en el sistema debe reducirse a nivelesaceptables en la industria. ípicamente, el valor permisible de

contenido de agua en tuberías está entre -/ lb "#&0112%$. 2orlo anterior, la deshidratación es un paso básico en el tratamientodel gas.

SISTEMA DE CLICOL:

2. OBJETIVOS:


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• 3dentifcar las dierentes plantas de procesamiento del gasnatural

• 4ar a conocer los datos estadísticos de procesamiento delgas natural de la gestión #556#57#

• 4ar a conocer las capacidades de producción de las plantas

de procesamiento del gas natural• 3dentifcar el tipo de proceso de las dierentes plantas de

procesamiento

3. DESARROLLO:

En los 8ltimos 75 a9os la producción de hidrocarburos a nivel nacionalse incrementó por la venta de mayores vol8menes de gas natural almercado externo, gracias a la frma del %ontrato de Exportación de!as :atural ;!$+< con la =ep8blica de >rasil el a9o 7??@.

La tasa de crecimiento entre 7??/ y #55/ ue de 7A@B para laproducción de gas natural, mientras ue la de petróleo para el mismoperíodo ue de C5B


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PRODUCCION DE GAS NATURAL:

En 7??/ más del C5B de la producción total de gas natural seentregaba al mercado interno y de exportación( el restante C5B erainyectado, utilizado como combustible en los campos o uemado.

2osteriormente, producto del incremento en las nominaciones de gasnatural para el mercado del >rasil y la +rgentina, a partir del a9o7???, la tendencia del uso del gas natural para inyección,combustible y uema disminuyó.


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FACTORES QUE AFECTAN LA PRODUCCION:

4e acuerdo al análisis de la producción histórica de hidrocarburos seidentifcaron ciertos eventos ue aectaron la capacidad deproducción, disminuyendo así los vol8menes disponibles de gas paraatender a los mercados.

+ continuación un detalle de Dstos

F 4eclinación de la producción

Es un eecto normal y controlable de las curvas de los campos, sinembargo cuando se descontrola y se presenta en mega campos ueaportan vol8menes importantes, la producción se ve aectada enmayor proporción.

F raba'os de mantenimiento en plantas de proceso

+ctividades ue inGuyen de manera signifcativa en los vol8menesde producción disponibles, cuando los mismos no son programadosadecuadamente mediante reducciones parciales para minimizar elimpacto en las entregas de gas.

F 1antenimiento de instalaciones de compresión en los gasoductos

+ctividades ue reducen la capacidad de transporte de gasproveniente de los campos ue aportan producción al mercado, lascuales pueden aectar de manera signifcativa las entregas en casode no ser bien programadas.

F raba'os de conexión de líneas de recolección

raba'os de mantenimiento y habilitación de líneas de recolección delos pozos a las plantas, así como reparaciones de las instalaciones

superfciales de los pozos ue aectan la producción normal delcampo.

CONTRATOS DE OPERACIÓN CON LAS EMPRESASPETROLERAS:


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En cumplimiento al mandato del 4ecreto $upremo de :acionalizaciónde los "idrocarburos, H2I> y el 1inisterio de "idrocarburos y Energíacomo cabeza del sector llevaron adelante el proceso de negociaciónde los contratos petroleros asumiendo como contrato tipo, acorde alos ob'etivos de la :acionalización y el control de la propiedad de los

yacimientos de hidrocarburos producidos, el %ontrato de &peración.*ste tiene como ob'eto la e'ecución por parte del itular ;empresapetrolera con uien H2I> ha suscrito contrato< de todas las&peraciones 2etroleras ;exploración, evaluación, desarrollo,explotación y abandono< dentro del Jrea del %ontrato, a su exclusivacuenta y riesgo, a cambio de recibir de H2I> el pago de la retribucióncorrespondiente.

El itular debe cubrir los costos y proveer el personal, la tecnología,las instalaciones, los materiales y el capital necesarios para larealización de las &peraciones 2etroleras.

En el %uadro siguiente se eect8a una comparación entre los%ontratos de =iesgo %ompartido ;suscritos ba'o la Ley :K 7@A?< y los%ontratos de &peración vigentes

El %ontrato de &peración y sus respectivos +nexos cumplen con lasnormas establecidas en la %onstitución 2olítica del Estado vigente, laLey de "idrocarburos :K 65CA y el 4ecreto $upremo de


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:acionalización :K #A/57, garantizando así las operaciones deExploración y Explotación por parte de las empresas petroleras ba'oel control y fscalización de H2I>.

%omo resultado del proceso de negociación de los contratos

petroleros, llevado a cabo el #/ y #A de octubre de #55@, H2I>suscribió -- %ontratos de &peración con las siguientes empresaspetroleras

F >! >olivia %orporation $ucursal >olivia.

F %anadian Energy Enterprises %.E.E. >olivia $.=.L.

F %ompa9ía 2etrolera Exploración y Explotación M2etrolexN $.+.

F %ompa9ía 2etrolera &=%+ $.+.

F 4ongOon%orporation ;$ucursal >olivia


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Es bueno hacer notar ue a la echa, alta conciliar el monto deinversión de C contratos Rarnes, 1onteagudo, El 4orado, 3tatiui y2almar, sin embargo, en razón de los ba'os montos de inversión

declarada en los mismos, no se espera ue haya una modifcaciónimportante en los montos se9alados anteriormente.

El monto declarado de los contratos mencionados es de CC.@ 11 deSus.

+ partir de la protocolización ;# de mayo de #55/< entran en vigencialos -- %ontratos de &peración debidamente aprobados por el%ongreso :acional, tal como lo establece la %onstitución 2olítica delEstado.

Es así ue las empresas petroleras deciden invertir un montoconsiderable ue a fnes del #55/ alcanzó a #77, 6711Sus en costosde capital, de acuerdo al detalle ue se muestra en el siguientecuadro


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El %ontrato de &peración suscrito por H2I> con las empresaspetroleras garantiza el pago del 7AB por concepto de =egalías y2articiones y el 6#B de 3mpuesto 4irecto a los "idrocarburos.

+simismo establece las reglas sobre la =etribución del itular ;%ostos=ecuperables y )tilidad< y la 2articipación de H2I>.

CARACTERISTICAS DELOS CAMPOS BAJO CONTRATO DE

OPERACIÓN:

En el marco de los -- %ontratos de &peración vigentes, los camposue se encuentran en el área de explotación se clasifcan a nivelnacional como campos en producción sostenida, campos enretención y campos sin producción.

CAMPOS EN PRODUCCION:


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$obre la base de la 8ltima %ertifcación &fcial de =eservas disponibleal 7K de enero de #55C y los vol8menes de produccióncorrespondientes a las gestiones #55@ y #55/, se pudo determinar losniveles de reserva remanente de los campos clasifcados comocampos en producción.

En el caso del %ampo 2ercheles, dado ue no existe certifcaciónofcial de reservas, se utilizó el 3norme Iinal de estimación dereservas elaborado por 4e!olyerP1ac:aughton a diciembre de #55-y proporcionado por la Empresa %haco $.+. en su 2lan de 4esarrollo.Los vol8menes de los %ampos $urubí, %arrasco y Tanata incluyen losvol8menes de los campos $urubí >>, %arrasco IR y Tanata IR,respectivamente.

2ara la gestión #55/, la producción del mes de diciembre se estimó

en relación al mes de noviembre 8ltima %ertifcación de 2roducciónemitida por H2I> a la echa.


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Los datos expuestos expresan ue los actuales campos en produccióncuentan con niveles de reservas de gas natural remanentes( sinembargo, es necesario tener en cuenta ue la capacidad deproducción del campo está directamente asociada a la capacidad deprocesamiento del hidrocarburo, es decir a la capacidad de las

plantas de procesamiento.

2or lo tanto, la inversión en el desarrollo de un campo cuando lacapacidad de la planta se encuentra a su máximo nivel, debeconsiderar la inversión en la ampliación de dichas plantas y0o lainstalación de nuevas plantas para adecuar el gas natural a lascondiciones de transporte reueridas.

El siguiente %uadro muestra la capacidad de las plantas instaladasen el territorio nacional y el nivel actual de utilización.


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La efciencia de las plantas ue calculada en unción a lacromatograía del gas natural de entrada y salida de las plantascorrespondientes al primer semestre del #55/ y aplicables para elcálculo de =egalías y 2articipación al !: para el segundo semestre#55/.

En cuanto a la capacidad utilizada promedio de las plantas se utilizóinormación correspondiente a la gestión#55/, considerando para elmes de diciembre la misma producción del mes de noviembre 8ltimomes certifcado por H2I>.

CAMPOS EN RETENCION:


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Los campos ba'o %ontratos de &peración vigentes ue se encuentranen retención por causales de alta de asignación de mercado, sedetallan en el siguiente cuadro, el mismo ue muestra de acuerdo a%ertifcación &fcial de =eservas al 7K de enero de #55C los nivelesde reservas de cada uno de ellos.

odos los campos a excepción del %ampo 3ncahuasi, cuyas reservasno se encuentran certifcadas poseen niveles sufcientes de reservasde gas natural ue permitirían incrementar los actuales vol8menes deproducción, una vez se declare comercial el campo y salga del estadode retención.

Especialmente en el caso del %ampo 3ta8, clasifcado, por sus nivelesde reserva y producción, como mega campo.

CAMPOS SIN PRODUCCION:

4e acuerdo a %ertifcación &fcial de =eservas al 7K de enero de #55C,en el siguiente %uadro se detallan los campos ue a la echa noproducen hidrocarburos( por lo tanto los vol8menes de la columnaproducción acumulada #55C #55/ no muestra valores. 4ebido a ueno existe una certifcación actualizada de reservas, se asume ue la


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reserva remanente de los mencionados campos es igual a la reservaprobada a enero #55C, como se detalla a continuación

Los campos detallados en el anterior cuadro poseen niveles dereservas remanentes estimados( sin embargo, actualmente, no seencuentran en producción debido a actores como la alta deacilidades para acceder a los mercados tanto interno como de


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exportación, así como actores económicos ue no 'ustifcan supuesta en producción.

%abe aclarar ue los campos con reservas de gas natural igual a cero,son campos netamente petrolíeros.

MEGA CAMPOS DE PROCESAMIENTO DEL GAS NATURAL:

+ continuación se presenta una breve descripción de lascaracterísticas de los mega campos ue aportan con más del @5B dela producción nacional de gas natural.

CAMPO SAN ALBERTO:

$e encuentra ubicado en la $erranía de $an +ntonio a'a sub andinasur en la provincia !ran %haco del departamento de ari'a.

La asociación está conormada por 2etrobras >olivia $.+. ;6CBolivie ;7CB


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11mcd< con una capacidad de venta o entrega máxima de 6?#11pcd.

CAMPO SABALO:

El >loue $an +ntonio se encuentra ubicado entre las $erranías+guarague y %aipipendi de la a'a subandinosur a 65 Vilómetros de laciudad de Qillamontes y 6/ Vilómetros de la localidad de 2alos>lancos en el departamento de ari'a.

La asociación está conormada por 2etrobras >olivia $.+. ;6CBolivie ;7CBLU7($>LU#( $>LU6 y $>LU-. En la actualidad se encuentran perorandoel uinto pozo del >loue ;$>LC< con previsión de entrada a

producción a partir de comienzos del a9o #55A.

2ara transportar la producción de los pozos a la planta se haninstalado tuberías de 75 y 7# pulgadas de diámetro con una longitudtotal de aproximadamente -C Vm. incluyendo al nuevo pozoproductor.

)na vez procesado el gas en la planta y separadas las racciones decondensado y gas natural, el gas de exportación es evacuado atravDs de un gasoducto de #AN de diámetro y aproximadamente #5

Vm de longitud, conectando a los !asoductos !+$H=! y H+>&!.

El condensado de exportación es evacuado a travDs de un oleoductode exportación de AN de diámetro con una longitud aproximada de #@Vm conectando al oleoducto troncal de la empresa =+:$=E4E$.

La 2lanta de ratamiento de !as de $ábalo consta de dos unidadesmodulares independientes.

+mbos módulos procesan íntegramente el gas natural producido porlos pozos del %ampo, separando las ases de gas, condensado y agua,acondicionándolos para su comercialización.

+ partir del análisis de productividad de cada pozo se f'ó un caudaloperativo máximo del >loue $an +ntonio de -A5 11pcd ;76,@11mcd< de producción con una capacidad máxima de venta oentrega en el punto de fscalización de -/511pcd ;76,6 11mcdLC.


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CAMPO MARGARITA:

El %ampo 1argarita se encuentra ubicado en las sierras delsubandino sur de los departamentos de $anta %ruz, %huuisaca y ari'a. Iue descubierto mediante la peroración del pozo exploratorio1!= U7 y el reservorio confrmado por la peroración de los pozos1!=U#, 1!=U6 y 1!=- de los cuales los pozos 1!=U6y 1!=-demostraron la capacidad de producción de gas rico en condensado yen cantidades comerciales.

En el a9o #55- se construyeron acilidades de recolección,tratamiento, compresión y exportación.

Esto permitió incrementar la producción de gas a partir de los pozosexistentes.

+l momento cuatro pozos han sido perorados exitosamente en el%ampo 1argarita.

Las Líneas de Ilu'o de los pozos son AN de diámetro nominal y ladistancia de los pozos a la planta de recolección y procesamiento;E2I< es de aproximadamente 65 Tm.

El campo cuenta con una 2lanta de 2rocesamiento de !as;denominada E2I< ue tiene una capacidad de/5,@611pcd. Estaplanta ue dise9ada tomando en cuenta la capacidad de producciónobservada en los pozos 1!=U7 y 1!=U#.

La planta de procesamiento posee acilidades para separar loscondesados del gas producido, para deshidratar el gas y comprimirlopara su exportación.

Las líneas actuales de exportación van desde la E2I hasta el %ampo

$ábalo, donde se conectan con el sistema principal de evacuación deeste campo.

Las líneas de exportación están conormadas por dos líneas de #/Tm de longitud( una línea de @N de diámetro para el transporte delíuido y una de 75N de diámetro para el transporte de gas.


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PRODUCCION DE GAS NATURAL GESTION 2010:

La producción nacional de gas natural ha tenido, durante enero y 'uliode la presente gestión, un promedio de 7.6-# millones de piesc8bicos día, lo ue es euivalente a 6A.7 millones de metros c8bicos

día, los cuales se destinan tanto al mercado interno en losdepartamentos del país donde existe estructura de ductos ;citygate<como el de exportación, mercado argentino y brasilero. Wunio y 'uliodel #575 son los meses ue mayor volumen producido reportan.


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PRODUCCION DEL GAS NATURAL GESTION 2011:

La producción nacional de gas natural durante la gestión #577 hatenido un promedio de -C.5/ millones de metros c8bicos día,euivalentes a 7.C?# millones de pies c8bicos día, vol8menes ue sedestinan tanto al mercado interno en los departamentos del Estado2lurinacional donde existe estructura de gasoductos ;citygate< comoel de exportación, mercado brasilero y argentino.

El volumen producido durante el #577 en comparación al #575 tuvouna variación positiva del A./-B, llegando a producir -C.5/ de -7.-#millones de metros c8bicos día. Las estadísticas reGe'an ue a partirdel mes 'unio se nota un incremento en razón de tratarse de la Dpocade invierno cuando el mercado de exportación nomina ;demanda<vol8menes mayores del energDtico.


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La producción nacional de gas natural durante la gestión #57# hatenido un promedio de C7.77 millones de metros c8bicos día,

euivalentes a 7.A5C millones de pies c8bicos día, volumen ue sedestina tanto al mercado interno donde existe estructura degasoductos ;citygate< como el de exportación, mercado brasilero yargentino.

El volumen producido durante el #57# en comparación al #577 tuvouna variación positiva del 76.-7B. Las estadísticas reGe'an ue la


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producción de gas natural seguirá incrementándose en razón de lacreciente demanda del mercado de exportación.



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La producción su'eta al pago de 34", regalías y participaciones es

auella producción medida en punto de fscalización a la salida de laplanta más los vol8menes de producción su'etos a penalidades poruemas. + su vez, es menor a la producción bruta contemplada en el%uadro :X 7 debido a ue esta 8ltima es medida en boca de pozoantes del proceso de separación de los componentes licuables y serealicen las actividades de uso del gas como combustible en loscampos, uema y venteo.


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La producción de gas natural su'eta al pago de 34", regalías yparticipaciones, durante el primer trimestre de #576, alcanzó unpromedio de CC,6C 11m60día, mostrando un incremento de #-,/6Ben relación al #57#. Esta producción ue entregada en su totalidad a H2I> por las dierentes empresas ue operan los campos ba'o

contratos de operación.

+simismo para el primer trimestre #576, los campos con mayorproducción ueron $ábalo y $an +lberto representando el 6#,AB y#5,@B respectivamente de la producción total, el campo 1argarita "uacaya representó el 7@,#B. &tros campos ue tuvieron unaproducción signifcativa son Hapacaní y >ulo >ulo, ue representandoel -,#B y 6,AB del total respectivamente, 3ta8, =ío !rande, Quelta!rande, acobo y %uriche representaron el #,AB, #,/B, #,CB, #,5B y7,/B del total de la producción de gas natural del primer trimestre#576. El resto de los campos representaron el 75,AB del totalproducido, ue incluye los campos con una producción menor a 5,?@11m60día( en el caso del primer trimestre de #57#, incluye loscampos con producción menor a 7,-- 11m60día.

4. RESULTADOS:Fig!" 1: EVALUACION #ISTORICA DE LOS VOLUMENES DEPRODUCCION


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Fig!" 2: PRODUCCION DE GAS NATURAL GESTION 1$$%&200'

Fig!" 3: COMPARACION DE CONTRATOS DE OPERACIÓN ( DE RIESGOS COMPARTIDOS.


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Fig!" 4: RESERVAS REMANETES DE GAS NATURAL ADICIEMBRE 200'.


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Fig!" ): CONSILIACION DE INVERSIONES GESTION 200%


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Fig!" %: INVERSIONES EN E*PLORACION ( E*PLOTACION

Fig!" +: CAPACIDAD DE PLANTAS DE PROCESAMIENTO DEGAS INSTALADAS EN BOLIVIA


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Fig!" ': RESEVAS CERTIFICADAS DE GAS NATURAL ENCAMPOS DE RETENCION


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Fig!" $: RESERVAS REMANENTES DE GAS NATURAL ADICIEMBRE DE 200+& CAMPOS SIN PRODUCCION


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Fig!" 10: VOLUMEN PRODUCIDO ( ENTREGADO DE GASNATURAL , GESTION 2010

Fig!" 11: PRODUCCION DE GAS NATURAL , GESTION 2011


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Fig!" 12: PRODUCCION DE GAS NATURAL , GESTION 2012


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Fig!" 13: PRODUCCION DE GAS NATURAL POR CAMPO DEENERO A MAR-O 2013


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). ANALISIS DE RESULTADOS:

Fig!" 1.& esta fgura nos indica en los 8ltimos 75 a9os laproducción de hidrocarburos a nivel nacional se incrementó gracias ala frma del %ontrato de Exportación de !as :atural ;!$+< con la=ep8blica de >rasil el a9o 7??@.

La tasa de crecimiento entre 7??/ y #55/ ue de 7A@B para laproducción de gas natural, mientras ue la de petróleo para el mismoperíodo ue de C5B

Fig!" 2.& 4e acuerdo al análisis de la producción histórica dehidrocarburos se identifcaron ciertos eventos ue aectaron lacapacidad de producción, disminuyendo así los vol8menesdisponibles de gas para atender a los mercados

F 4eclinación de la producción

F raba'os de mantenimiento en plantas de proceso

cuando los mismos no son programados adecuadamente mediantereducciones parciales para minimizar el impacto en las entregas degas.

F 1antenimiento de instalaciones de compresión en los gasoductos

+ctividades ue reducen la capacidad de transporte de gasproveniente de los campos ue aportan producción al mercado, las


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cuales pueden aectar de manera signifcativa las entregas en casode no ser bien programadas.

Fig!" 3.& En esta fgura se puede observar ue a partir del a9o#55C H2I> se hizo cargo de los contratos de operación gracias a la

nacionalización de los hidrocarburos es decir ue se hizo cargo de la

producción, propiedad, control y comercialización

Fig!" 4.&

%omo se puede ver en la fgura los campos con mayor con mayor

producción en los a9os #55C hasta el #55/ ueron

• $ábalo con -#6.?A611pcd operadas por la empresa

2etrobras• $an +lberto con 6/-./6511pcd operadas por la empresa

2etrobras• >ulo >ulo con /5.5/?11pcd operadas por la empresa %haco

H los con menor producción serian

• 2enocos con -611pcd operada por la empresa +ndina• 2atu'usal &este con A711pcd operada por la empresa %haco• !uairuy %&: #5@11pcd operada por la empresa +ndina

Fig!" ).& de la presente fgura se puede observar ue lasinversiones ue se hicieron hasta el a9o #55@ ueron7./A6.#65.7-? Sus. 2or las empresas

• H2I> %"+%&• H2I> +:43:+• &+L EP2 >&L3Q3E• 2L)$ 2E=&L• Q3:+!E• 2E$+• >! >&L3Q3+• 2E=&>=+$


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• =E2$&L• 1+ 2E=&L

Fig!" %.& en esta fgura se pudo observar las inversiones en lagestión #55/ ueron un total de #77.67 11 Sus, siendo la empresa

H2I> %"+%& con mayor inversión con -A.@711 Sus, y con unamenor inversión la empresa 1+2E=&L con 5.5? 11 Sus

Fig!" +.& En la presente fgura se puede observar ue las plantasue operan con proceso criogDnicos tienen una efciencia mayor al?5B de su capacidad, es el más efciente despuDs del proceso deabsorción.

Fig!" '.& En la presente fgura se puede observar ue entre losa9os #557 al #556 se descubrieron reservorio con grandesvol8menes de reservas de gas, ue no se explotaron por alta demercados.

Fig!" $.& se puede observas ue hasta enero de #55A lasmayores reservas de gas acumuladas se encuentran en loscampos de 2+)W) con -?.-?A 11pc seguido por el campo deE:%&:+4+ con 6?./@- 11pc operados por la empresa H2I>+:43:+. ambiDn el campo de 2+L&1E+$ :R con [email protected]? 11pcoperado por la empresa H2I> %"+%&. Estos campos no seencuentran en producción debido a actores como la alta deacilidades para acceder a los mercados tanto interno como deexportación, así como actores económicos ue no 'ustifcan supuesta en producción.

Fig!" 10.& En el presente grafco se observa ue en el a9o #575

a partir del mes de mayo las producciones de gas aumentaron, laoperadora de mayor producción es 2E=&>=+$ >&L3Q3+ con un@5B, seguido por H2I> %"+%& con un 76.7B.

Fig!" 11.& En la presente grafca se observa ue la producciónde la operadora 2E=&>=+$ >&L3Q3+, tuvo un descenso en laproducción total del @5B al C?.7B, la operadora H2I> %"+%&


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subió su producción de 76.7B al 7-.#B, la operadora H2I>+:43:+ subió de @.?B al /.AB, la operadora =E2$&L subió suproducción de @.-B al @./B. En cuanto a la operadora Q3:+!Etuvo un descenso de producción del 7./B al 7.@B.

Fig!" 12.& En la presente fgura se observa ue la producción degas de la operadora 2E=&>=+$ >&L3Q3+ tuvo un descenso deproducción de C?.7B al CC.CB, la operadora H2I> %"+%& tambiDncayo su producción de 7-.#B al 7#./B, la operadora H2I> +:43:+aumento su producción de /.AB al A./B, así como la operadora=E2$&L aumento su producción de @./B al 76.6B, la operadoraQ3:+!E sigue ba'ando de 7.@B a 7.7B

FIGURA 13.& $e puede observar ue en el a9o #576 el campo demayor producción es el campo de $+>+L& con el 6#.AB, seguido

por el campo de $+: +L>E=& con el #5.@B, el campo 1+=!+=3+con 7@.#B, etc.

%. CONCLUCIONES:

La limitada capacidad de producción con la ue cuenta el país en laactualidad responde a la alta de inversión en actividades dedesarrollo de campos en los 8ltimos a9os, principalmente por lapromulgación del 4.$. #@6@@ de #- de octubre de #557, ue liberó alas empresas petroleras de sus obligaciones de inversión. Este hechose ve reGe'ado en los actuales niveles de producción.

La dierencia entre la oerta de producción y la demanda actual obligaa encarar acciones destinadas a eliminar el dDfcit existente.

+. BIBLIOGRAFIA:

• Iuente !erencia :acional de Iiscalización.• Iuente !erencia :acional de %omercialización 4irección

:acional de !as :atural.• Empresa boliviana de industrialización de hidrocarburos.

OOO.hidrocarburos.gob.bo

1inisterio de hidrocarburos y energía

OOO.hidrocarburosbolivia.com

http://www.hidrocarburos.gob.bo/http://www.hidrocarburos.gob.bo/


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