Industrialización del gas natural boliviano: ventajas para Bolivia.

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INDUSTRIALIZACION DEL GAS NATURAL BOLIVIANO Ventajas para Bolivia Saul J. Escalera, Ph.D. Director Proyecto CAE, Universidad Mayor de San Simón Cochabamba, Bolivia

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_____________________________ Conferencia Magistral presentada en el Io. Congreso Nacional de Ingeniería Industrial, Cochabamba, Bolivia, Julio 24-25, 2002.

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INDUSTRIALIZACION DEL GAS NATURAL BOLIVIANO: VENTAJAS PARA BOLIVIA(*) Dr. Ing. Saul J. Escalera Director Proyecto CAE-UMSS New York Academy of Sciences En los últimos tres años, propios y extraños, gurus y laicos, han escrito sobre el tema del gas natural (GN), tan controvertido para todos los bolivianos. Pero, la mayoría sólo se refiere al gas natural transportado para ser utilizado como combustible, mientras han sido muy pocos los que han versado sobre su utilidad para fabricar derivados petroquímicos y fertilizantes nitrogenados. De lo que se trata aquí es de dar a conocer las características y bondades que tiene el gas natural como materia prima para la elaboración de productos derivados de alto valor agregado, como fertilizantes, materias semielaboradas para la producción de plásticos (parafinas, olefinas y alcoholes orgánicos) y diesel oil. También es utilizado para la reducción directa del fierro en las plantas siderúrgicas que pueden tener un impacto socioeconómico importante sobre nuestro país, como una alternativa viable a la venta del gas natural crudo a los vecinos de Bolivia.

1. EL GAS NATURAL Y SU COMPOSICION. Se conoce como gas natural a una corriente gaseosa compuesta por una mezcla de hidrocarburos, principalmente metano (CH4). Casi por lo general incluye etano, propano y otros hidrocarburos más pesados, al igual que algunos gases inertes y posibles compuestos de azufre. Además, generalmente contiene impurezas como vapor de agua, gas carbónico, nitrógeno, sulfuro de hidrógeno y helio. El gas natural puede encontrarse asociado con el crudo a ser extraído de un pozo, o estar libre (no-asociado) cuando se encuentra solo en un yacimiento. El gas natural se define de acuerdo con su composición y sus propiedades físicoquímicas que son diferentes en cada yacimiento y su procesamiento busca enmarcarlo dentro de unos límites de contenido de componentes bajo una norma de calidad establecida. Los tipos más comunes de gas natural que ocurren el mundo son los siguientes [Galvis, 1995]: Gas ácido: Gas que contiene más de 6 mg/m3 de H2S. Gas dulce: Gas que contiene menos del 6 mg/m3 de H2S. Gas húmedo: Gas con un contenido de humedad mayor a 14 cm3 de agua por m3 de gas. Gas seco:

Gas con un contenido menor a 14 cm3 de agua por m3 de gas.

Gas rico:

Gas que contiene una cantidad significativa de compuestos más pesados que el etano, alrededor de 95 cm3 de C3+ por m3 de gas.

Gas pobre: Gas que contiene pocas cantidades de propano y más pesados.

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Ponencia presentada en el Primer Congreso Nacional de Ing. Industrial, Cochabamba, Julio 2002. El Dr. Escalera, profesional cochabambino, tiene títulos de M.Sc. y Ph.D. del New Mexico Tech, USA. Es experto y consultor internacional en Ing. Química.

3 La siguiente Tabla 1 presenta un detalle de la composición promedio del gas natural que la planta procesadora de YPFB en Valle Hermoso recibe como mezcla de varios lugares de Bolivia y de la Provincia Carrasco. El gas natural de Carrasco puede sido clasificado como "gas rico" [Andia, 1997] y su producción promedio del primer trimestre de 1997 fue de 2.145 millones de pies cúbicos. Es importante notar que el gas natural boliviano está excento de sulfuro de hidrógeno, y otros heteroátomos, pero la presencia de altas cantidades de dióxido de carbono, CO2, como en el de Carrasco puede ser muy ofensivo para ciertas áreas de consumo o para las reacciones que involucren procesos de conversión del gas en otros productos. Por lo tanto, su remoción es altamente aconsejable; para este efecto existen varios procedimientos muy efectivos, incluyendo la utilización de tamices moleculares y algunos adsorbentes basados en amidas. Tabla 1. Componentes del Gas Natural en Bolivia(*) Componente (Sustancia)

Mezcla (% Vol)

Carrasco (% Vol.)

Metano 88,36 84,25 Etano 7,17 6,89 Propano 1,57 2,74 Butanos 0,19 1,13 Más pesados 0,63 0,68 Dióxido de carbono, CO2 1,14 3,99 _________________________________________________________ (*) Suarez, comunicación privada 1997

La industrialización del gas natural se realiza para producir varios grupos de productos importantes. En el presente artículo se presentan sólo dos ideas de industrialización del gas natural cochabambino, a saber: producción de fertilizantes nitrogenados y de derivados petroquímicos. Las tecnologías descritas han sido extractadas de documentos técnicos de reciente data provenientes de diferentes fuentes que son citadas al final del artículo.

2. FERTILIZANTES NITROGENADOS EN BASE AL GAS NATURAL. La industria del procesamiento de gas ocupa un segmento importante en el sector de los hidrocarburos, en especial en el campo de la petroquímica donde se busca transformar al gas para producir productos de mayor valor agregado para una amplia gama de aplicaciones. La producción de amoniaco y sus derivados a partir de gas natural reformado es un proceso muy conocido en el mundo, y muchos países productores de gas natural casi siempre han comenzado su industrialización con una planta de amoniaco. Por ejemplo, Perú erigió su primera planta de amoniaco en Talara (Piura) en 1973, aunque posteriormente, por problemas de suministro de gas fue sacado de servicio en 1991. Actualmente, existen planes para que esta planta sea relocalizada en La Dorada, Departamento de Caldas, de Colombia [Salgado, 1997]. El proceso de fabricación de amoniaco utilizando gas natural y vapor de agua como materias primas se desarrolla en cinco etapas bien definidas que son:

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Descarbonización. Etapa en la cual, utilizando un lecho adsorbente de etanolamidas, se retira el dióxido de carbono que pueda contener el gas natural.

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Reforma. En esta etapa el gas natural se hace reaccionar con vapor de agua en presencia de un catalizador de níquel. El gas natural así reformado produce tres moléculas de hidrógeno y una de monóxido de carbono.

CH4 + H2O ------> 3 H2 + CO Esta reacción es muy eficiente con rendimientos mayores al 90%.

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Conversión del CO y purificación del gas. Etapa en la cual en un lecho catalizador de óxido de hierro, el monóxido de carbono se convierte en bióxido de carbono, que luego es retirado a través de una solución de Catacarb en una torre de absorción, dejando al hidrógeno molecular libre de impurezas.

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Metanación. En esta etapa, las trazas de monóxido y bióxido de carbono son transformadas en metano a través de un lecho de catalizador de níquel. Esta etapa es importante debido al carácter de veneno que tienen los óxidos de carbono en el paso siguiente de síntesis del amoniaco.

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Compresión y síntesis del amoniaco. En esta etapa, el hidrógeno proveniente del gas reformado se mezcla con aire comprimido como fuente de nitrógeno molecular, produciendo una mezcla gaseosa en una proporción molar de 1 a 3. Luego, esta mezcla es comprimida hasta una presión de 320 kg/cm2 y sometida a una temperatura de 400oC para hacerla reaccionar en un lecho catalizador de óxido de hierro y promotores para formar dos moléculas de amoniaco, según la siguiente reacción:

N2 + 3 H2

------> 2 NH3

El amoniaco así formado con un rendimiento del 90% ya es totalmente comerciable, pero puede ser utilizado como materia prima para producir urea haciéndolo reaccionar con el dióxido de carbono que proviene de la misma planta; otro derivado que se puede producir es el nitrato de amonio. Tanto la urea como el nitrato de amonio son fertilizantes ampliamente conocidos en la industria agrícola. La Figura 1 muestra un esquema de la conversión del gas natural en amoniaco y sus derivados. Es muy importante enfatizar que la operación de una planta de amoniaco no produce mucha contaminación ambiental. Aún así, habrá necesidad de realizar un estudio de impacto ambiental para cumplir con las regulaciones dentro la normatividad de un desarrollo sostenible. Las emisiones (condensados con trazas de amoniaco y urea, así como polvos de urea) tendrán que ser reducidas en un 80% como mínimo antes de ser vertidas o recirculadas al proceso.

2.1. Proyectos Bolivianos para Fertilizantes a Partir del Gas Natural. En las últimas dos décadas, la empresa estatal YPFB contrató a consultores extranjeros la elaboración de por lo menos 4 estudios de factibilidad para la industrialización del gas natural boliviano. Por razones de una falta de definición de una política nacional respecto a la industrialización del gas natural boliviano, estos proyectos fueron postergados. El reciente Simposio sobre el Rol del Ingeniero Químico en el uso del gas natural en Bolivia, realizado en nuestra ciudad el 29 de Agosto pasado, sacó como conclusiones que estos proyectos de YPFB deberían ser reactualizados. Será importante que se comience con proyectar una planta pequeña con una capacidad de 300 TM/día de amoniaco producido para cubrir la demanda nacional y para la exportación del excedente a los mercados del Pacto Andino y el Mercosur. Los expertos han calculado que una planta de esas características requiere de una inversión de alrededor de 60 millones de dólares americanos

5 [Salgado, 1997]. Será conveniente que la ubicación de esta planta sea en una localidad que esté cerca a la carretera Chimore-Yapacani, para asegurar una oportuna distribución de los productos nitrogenados y a costos bajos a su zona agrícola de influencia: Santa Cruz, Beni y Cochabamba. Esta posición es estratégica, no sólo porque se ubica muy próxima a los mayores consumidores de fertilizantes, sino por la disponibilidad de gas natural de Carrasco, hechos que hacen que la planta se mantenga económicamente competitiva.

2.2. Mercado para los Fertilizantes Nitrogenados Bolivianos. Tradicionalmente, Bolivia nunca ha sido un mercado atractivo para el rubro de fertilizantes. En efecto, la demanda de fertilizantes nitrogenados en 1990 fue de 20.000 TM/año y se espera que para el año 2000 apenas llegue a los 30.000 TM/año. Por lo tanto, los mercados naturales para los fertilizantes nitrogenados que produciría Bolivia son el Mercosur y el Pacto Andino. En los países que componen el Grupo Andino al que pertenece Bolivia, el consumo de fertilizantes nitrogenados es grande. En efecto, sólo en Colombia se estima que la demanda de urea para el año 2000 será de 400.000 TM/año subiendo a 500.000 TM/año para el año 2010 [Salgado, 1997]. Si se toma en cuenta todos los países de la subregión Andina, esta demanda puede sobrepasar fácilmente el millón de TM/año para el año 2000. Esto se debe a que los fertilizantes nitrogenados son muy importantes en la agricultura regional (café, banano, arroz, caña de azúcar, algodón, tabaco y pastos). En los países que componen el Mercosur, al que también pertenece Bolivia, la demanda de fertilizantes nitrogenados es aún mayor, debido a que Brasil, Argentina y Paraguay tienen una agricultura intensiva, especialmente para la producción de café, soya, caña de azúcar, algodón y pastos. Su demanda para el año 2000 será mayor a los 2 millones de TM/año. Por lo tanto, como el consumo de este tipo de fertilizantes en Bolivia es muy bajo, la planta industrial deberá ser diseñada para abastecer los dos grandes mercados a los que pertenece Bolivia: Mercosur y Pacto Andino, donde la demanda para la próxima década será enorme, alrededor 3 millones de TM/año

3. PETROQUIMICA EN BASE AL GAS NATURAL. Las rutas indirectas vía CO/H2 han progresado substancialmente en términos de desarrollo comercial del gas natural. La tecnología de proceso basada en la catálisis FT puede producir una gran variedad de productos, incluyendo las olefinas de bajo peso molecular (principalmente etileno y propileno), parafinas, alcoholes u otros productos de alto valor agregado que son mate-ria prima parta la industria de los plásticos. La Figura 2 muestra una representación esquemática de varios productos derivados del gas natural por procesos petroquímicos. En este artículo sólo se mencionarán dos rutas para la producción de olefinas en base a metano concentrado producido a partir de gas natural. Una ruta es la síntesis directa basada en el acoplamiento oxidativo del metano, y la otra es la conversión del metanol (derivado del metano vía síntesis del gas) en presencia de un catalizador de tamiz molecular en base a aluminofosfato. Según los expertos [Nirula, 1996], estas dos rutas son las más factibles económicamente.

3.1. Acoplamiento Oxidativo Es un proceso desarrollado por la compañía norteamericana ARCO que ha transferido la responsabilidad de su comercialización a la Lyondell Petrochemical Co. El catalizador preferido es un óxido de manganeso reducible y que contiene compuestos de Li, Mg y B como promotores. El proceso ARCO utiliza un reactor con sistema de lecho fijo donde se coalimenta oxígeno junto con el metano. La conversión del metano tiene una eficiencia de 25% por pasada y la selectividad total del carbono a etileno y propileno es de 44,5% y 6,5%, respectivamente [Nirula, 1996].

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3.2. Conversión vía Metanol La compañía Union Carbide Chemicals & Plastics ha desarrollado a fines de la década pasada una familia de catalizadores basados en tamices moleculares de aluminofosfatos, estos catalizadores ofrecen no sólo mayor selectividad para producir olefinas de bajo carbono (cerca de 95% para C2—C4), sino que la selectividad se sostiene en la conversión casi completa del metanol [Nirula, 1996]. El producto formado es una mezcla de hidrocarburos rica en etileno y propileno (más del 50% en peso en cada caso) y con un contenido total de olefinas C2—C5 que permanece virtualmente en un 90% en peso, es decir que la conversión del metanol es virtualmente completa. La Figura 3 muestra un esquema de cada una de las rutas mencionadas para la conversión del gas natural en etileno y propileno.

3.3. Evaluación Económica. El análisis efectuado por los expertos indica que la producción de etileno por los dos procesos indicados tienen un costo muy similar [Nirula, 1996]. La inversión de capital requerida para el proceso vía metanol es un poco más alta que para el proceso de acoplamiento oxidativo (cerca de 7% más), pero es compensado por el uso más eficiente de la alimentación de metano. Sin embargo, el proceso de metanol integrado es significativamente más atractivo y apenas un poco más caro que la producción de etileno vía crackeo de etano. Por otro lado, el proceso de acomplamiento oxidativo es menos favorable que el de crackeo de nafta. Se ha estimado que una planta con una producción de 100.000 TM por año, costaría alrededor de 250 millones de dólares por la ruta de metanol, mientras que para una de similar producción por la ruta de acoplamiento oxidativo sería ligeramente menor, unos 200 millones de dólares [Nirula, 1996]. En todo caso, los costos de operación por ambas rutas aún no pueden competir con la de cracking de etano. Sin embargo, tal vez la ruta de acomplamiento oxidativo podría ser una alternativa mejor si es que se logra aumentar la selectividad total de etileno más propileno hasta 50% y 80%, respectivamente. En ambos casos, los costos de operación podrían disminuir substancialmente si es que el precio del gas natural se mantuviera en su precio actual en Bolivia de $US 1,25 por millón de BTU y la planta es localizada cerca de la boca de pozo, evitando así costos de transporte.

4. PRODUCCION DE DIESEL A PARTIR DE GAS NATURAL. Un proceso de conversión de gas natural muy importante es el proceso "Methanol-toGasoline" (MTG) desarrollado por la Mobil Oil Company. Este proceso se basa en la conversión selectiva de metanol utilizando zeolita ZSM-5 como catalizador para producir un producto aromático que hierve en el rango de la gasolina [Nirula, 1996]. La primera planta comercial que utiliza esta tecnología está en Nueva Zelandia, y permite la formación de diesel oil similar a la gasolina en dos etapas consecutivas. Muy recientemente la Shell Oil Company ha desarrollado el proceso "Síntesis de Destilación Media" (SMDS) que utiliza gas natural en dos etapas catalíticas consecutivas. En la primera etapa se produce una parafina de alto peso molecular por una catálisis FT y en la segunda etapa la parafina es hidrocrackeada en un rango de punto medio de ebullición [Fierro, 1993]. La primera planta comercial de este tipo será construido en Malasia que utilizará el gas natural de un campo remoto para producir un diesel sintético de un alto número de octano y sin estructuras aromáticas o heteroátomos (S, N, V, Ni).

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5. PROYECTOS BOLIVIANOS PARA PRODUCIR FIERRO Y ACERO UTILIZANDO GAS NATURAL REFORMADO. La directa correlación que existe entre el consumo del acero y el desarrollo económico de un país es un hecho firmemente establecido en el mundo. Consecuentemente, las perspectivas del crecimiento futuro de la economía boliviana estarán estrechamente ligadas al desarrollo siderúrgico, especialmente si el país cuenta con el Mutun, una de las reservas más grandes de menas de hierro en Sudamérica. Un índice muy elocuente de la relación de la siderurgia con la economía general de un país es la relación entre el consumo del acero y el producto bruto interno. Es así que, tanto en los países desarrollados y con tradición de producción siderúrgica, como en casi todos los países en desarrollo deseosos de dar una base sólida a sus programas de industrialización y de ocupación de mano de obra, el conseguir el abastecimiento fluido de acero se ha convertido en el eje de una política moderna. En la década de los 70, durante el gobierno de Banzer la empresa estatal SIDERSA contrató a consultores extranjeros para la elaboración de estudios de factibilidad con consultoras americanas para la producción de fierro y acero utilizando las enormes reservas de hematita del Mutun que actualmente se ubican en 4.000 millones de toneladas con una ley del 50% Fe, siendo el segundo yacimiento más grande de Sud América, después de Serra dos Carajas del Brasil. En efecto, desde 1972 han sido muchos los estudios técnico-económicos que se han realizado sobre los yacimientos ferríferos bolivianos. Sin embargo, en opinión del autor, sólo tres estudios tienen bastante detalle de análisis sobre los aspectos técnico-económicos del yacimiento, ellos son:

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“Oportunidades para la Producción de Acero en Bolivia”, Realizado por la consultora Arthur D. Little, Inc. de USA, en asociación con Prudencio Claros y Asociados de Bolivia. Informe Final Agosto de 1972.

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“Estudio Preliminar de Reservas, Minería, Concentración e Instalaciones del Depósito de Hierro Bolivia”. Realizado por la consultora Kaiser Engineers, USA para SIDERSA. Informe Final Julio de 1978.

El Gobierno de Banzer gastó alrededor de 11 millones de dólares americanos en los 2 estudios, pero por razones de una falta de definición de una política nacional respecto a la industrialización del hierro del Mutun y como aún no se conocían las reservas de gas natural en los campos bolivianos, estos proyectos fueron postergados por el Gobierno de Banzer. Posteriormente, en 1984, la Unidad Promotora del Hierro y Acero de Santa Cruz, contrata los servicios de la consultora brasilera COBRAPI y su informe tiene el siguiente título:

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“Estudio de Minería, Concentración y Reducción del Fierro del Depósito del Mutun, Bolivia”. Realizado por la consultora brasilera COBRAPI para SIDERSA. Informe Final Julio de 1985.

Este estudio costó 650 mil dólares americanos y nuevamente fue postergado por razones geopolíticas del Gobierno de Paz Estenssoro. Parecen haber existido motivos fundamentales para esta falta de definición, entre ellas: (a) En el pasado, una falta de definición de SIDERSA para lograr una política siderúrgica nacional. Esta falta produjo innumerables estudios e informes, en ocasiones contradictorios, con una consecuente dispersión de esfuerzos y fondos económicos, sin

8 arribar a definiciones que permitan al Gobierno de turno decidir el camino más adecuado para la explotación de nuestros recursos ferríferos. (b) El mantenimiento de los objetivos argentinos y paraguayos a la importación de Bolivia de solo concentrados de fierro. Desde el punto de vista del interés de Bolivia, la sola exportación de materia prima no es comercialmente interesante y no justifica económicamente el riesgo de una elevada inversión. (c) El bajo consumo boliviano de hierro y acero (apenas de 100.000 tons/año en la actualidad), comparado con los países vecinos, lo que no hace atractiva la inversión de capital en la instalación de hornos de fundición y de acería en el país. (d) La situación de una sobre-oferta mundial de hierro y acero, por la constante baja en el consumo de estos materiales en los países altamente desarrollados, v.g. Japón, USA, Europa, hecho que induce a bajar los precios mundiales de estos materiales. Pero, las razones expuestas no deberían ser el fundamento primario para no desarrollar una siderurgia nacional. La historia nos demuestra que los países europeos (v.g. Alemania, Francia e Italia) comenzaron con producciones modestas de hierro y acero sólo para satisfacer sus necesidades internas y recién luego se proyectaron al mercado internacional. Lo mismo ocurrió en el Brasil, Argentina y Chile hasta no hace poco; sólo en Venezuela se proyectó desde el principio una siderurgia para la exportación.

5.1. Tratamiento Metalúrgico Previo a la Reducción Directa del Fierro. En los estudios citados existe concordancia en los datos que se dan sobre las leyes de la mena de Mutun; en efecto la mena tiene un contenido de 50 % Fe, 26 % de sílice y 0,05 % P. Esta calidad de mena es muy pobre en contenido de fierro y un tanto alta en sílice, pero excelente en contenido de P. Generalmente, las acerías exigen concentrados de leyes mayores a 65 % Fe, por lo que casi siempre las menas de fierro tienen que ser beneficiadas previamente para ser enviadas al horno de reducción y ese es el caso del Mutun [Escalera, 1993]. El beneficio de menas de fierro no es difícil. Comienza con una reducción de tamaño (trituración y molienda) de la mena entregada por la mina, seguido de una tamización, lavado y separación por cualquiera de los siguientes tres métodos: gravítico (espirales de Humphrey), por flotación catiónica (con aminas primarias como colectores) o por separación magnética de alta intensidad (tipo Jones), el proceso depende de la naturaleza física y mineralógica de la mena. El mineral concentrado con una ley > 65 % Fe es peletizado o aglomerado antes de ser enviado al horno de reducción. La peletización se efectúa mezclando una cantidad pequeña de aglomerante (bentonita o hidróxido de cal) con el mineral concentrado y luego sarandeado en tambores rotatorios o “pailas” especialmente diseñadas; hay que controlar el contenido de humedad por debajo del 10 %. Los pellets “verdes” son quemados en un horno a 1.200oC dando un producto mecánicamente resistente para aguantar el tratamiento metalúrgico de reducción directa con gas reformado. Tradicionalmente, la reducción del mineral hematítico peletizado se realiza por reducción directa a metal con gas reformado por el proceso MIDREX. En la fabricación de acero, es más conveniente utilizar el Horno Eléctrico por ser el más eficiente. En todo caso, será absolutamente necesario realizar pruebas de laboratorio para definir la tecnología a ser adoptada y establecer los parámetros operacionales del proceso. Nunca ha sido aconsejable diseñar y construir plantas en base a datos extrapolados de otras experiencias, la

9 práctica de una buena ingeniería debe estar siempre basada enteramente en datos generados en pruebas con insumos y condiciones locales.

5.2. Reducción Directa del Fierro con Gas Natural Reformado. La reducción directa del fierro utilizando gas natural reformado es un proceso muy conocido en el mundo, y muchos países productores de acero (v.g. USA, Canada, Ucrania, Brazil y Venezuela) producen actualmente alrededor de 10 millones de toneladas año de fierro y acero con esa tecnología. El proceso de reducción directa del fierro a partir del concentrados de hematita utilizando gas natural reformado como reductor se desarrolla en dos etapas bien definidas que son las siguientes [Escalera, 1993]:

• Reforma. En esta etapa el gas natural se hace reaccionar con vapor de agua en presencia de un catalizador de níquel. El gas natural así reformado produce tres moléculas de hidrógeno y una de monóxido de carbono.

CH4 + H2O ------> 3 H2 + CO Esta reacción es muy eficiente con rendimientos mayores al 90%.

• Reducción de Fierro. En esta etapa, tanto el hidrógeno molecular y el monóxido de carbono producidos son utilizados directamente para reducir la hematita en un horno de retorta a 800oC mediante las siguientes reacciones:

Fe2O3 + 3 H2 ------> Feo + H2O Fe2O3 + CO ------> Feo ( 4-5%C) + CO2 Este proceso produce el llamado “fiero esponja” con un contenido de carbono entre 4 a 5 % y fue desarrollado por HYLSA de México en la década de los 60 y posteriormente la norteamericana MIDREX adquirió la tecnología para comercializarla mundialmente a partir de la década de los 80. Según la consultora A. D. Little, el costo de inversión para la planta de tratamiento metalúrgico sería de $US 160.000.

5.3. Producción de Acero En esta etapa, el fierro esponja es enviado a un horno eléctrico con electrodos de grafito, donde se insufla aire comprimido para rebajar el contenido de carbono del fierro esponja. Luego esta mezcla es sometida a una temperatura de 1.600oC para producir acero según la siguiente reacción:

Feo ( 4-5%C) + O2

------> Fe—C ( 2%C) + CO2

El acero así producido con un rendimiento mayor al 90% y es totalmente comerciable con el nombre de palanquilla, que es luego utilizado como materia prima para su transformación en otros derivados del acero (v.g. acero inoxidable). Por ejemplo, Aceros TESA de Oruro compra palanquilla del Paraguay la Argentina para luego transformarlo en diversos productos comerciables. Aquí hay que resaltar el hecho de que Paraguay produce fierro y acero con mineral de fierro que compra del Mutun en Bolivia, mientras que Bolivia no produce ni un kilogramo de esos materiales.

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5.4. Costos de Inversión. Según los expertos, la inversión en una planta de fierro para producir un millón de toneladas año por el proceso MIDREX llega alrededor de los $US 640 millones. Esto da un costo de $US 0,64 por Kg de hierro producido. Sólo que en el caso Boliviano la mayor parte del fierro y acero así producidos tendrá que ser exportado porque el consumo nacional es de apenas 100 mil toneladas año para los dos productos combinados. Aún así, es importante mencionar que debemos seguir adelante con el proyecto porque el precio que se paga en Bolivia por un kilogramo de hierro de construcción ($US 1,0) es en realidad el precio que tiene un kilogramo de acero especial en el Brasil o en Venezuela. No podemos seguir gravando onerosamente la economía del pueblo boliviano, especialmente si tenemos yacimientos de hierro que son técnica y económicamente viables de explotarlos [Escalera, 1993].

6. ¿QUE HACER EN BOLIVIA? NUEVA ESTRATEGIA PARA EL GAS BOLIVIANO La gran pregunta del momento que se hace todo boliviano es ¿cuál es el puerto del Pacífico más favorable para exportar nuestro gas al exterior desde Margarita en Tarija? ¿Patillos en Chile o Ilo en el Perú?. Haciendo un análisis profundo sobre lo que debe ser la política nacional del gas natural, me lleva a la conclusión de que la ruta Margarita-Ilo, con subestaciones en Tarija, Uyuni y Oruro, es la más conveniente para los intereses bolivianos. Mientras que la ruta Margarita-Patillos sólo beneficia a las transnacionales y a Chile, tal como se demuestra en las secciones siguientes del presente trabajo. Considero que es muy importante para Bolivia que un recurso natural no-renovable como el gas natural — tan preciado en el mercado internacional como energético estratégico — no debe ser comercializado como combustible solamente, sino que debe hacerse todo esfuerzo para industrializarlo en nuestro propio país. Luego, el excedente que produzcamos de gas natural deberá ser exportado al exterior y que no es poca cosa, si consideramos que de los 53 trillones de pies cúbicos de reserva que tenemos, 12 trillones serán exportados en los próximos 20 años al Brasil, y las industrias petroquímica, de fertilizantes y termoeléctricas que se construyan en el país no consumirán más de 10 trillones quedando, entonces, más de 33 trillones para su exportación a los mercados de USA en los próximos 20 años. Mientras que la manifiesta visión de los tarijeños es convertir a Bolivia en el distribuidor más grande de energético (gas natural) en Sud América, mi posición es diferente, porque mi visión al futuro (unos 10 años adelante) ve a Bolivia como un gran productor y distribuidor regional de todos los productos derivados del gas natural (fertilizantes NPK, plásticos-base, energía eléctrica y fierro y acero). Para esto es imprescindible que el LNG exportable salga por Ilo-Peru. Me explico.

6.1. Ruta Margarita (Bolivia)—Ilo (Peru) Primer Tramo Margarita—Tarija. En Tarija debe construirse una usina termoeléctrica para suministrar energía eléctrica a toda la region del chaco boliviano y al Norte de Argentina. También en Tarija debe construirse la planta de conversión de gas natural a diesel por el proceso de craqueo de olefinas a diesel desarrollado por la Shell Oil Company, que tiene ya muchos años de conocido. De esta manera Bolivia podrá autoabastecerse y liberarse de la importación de diesel que hace anualmente. Segundo Tramo Tarija—Uyuni. Esto permitirá el establecimiento en Uyuni de una usina termoeléctrica para proveer de energía eléctrica al Complejo Minero de San Cristobal (la más grande inversión minera en Bolivia en los próximos 10 años). Asimismo, se debe construir una

11 planta de fertilizantes combinados NPK, N del amoniaco producido con gas reformado, P de las fosforitas de Cochabamba y K del salar de Uyuni. La tecnología de producir fertilizantes NPK es superconocida y no exige el pago de regalías por patentes. Esta planta produciría 300 TM/día de fertilizantes NPK que no solo cubriría la demanda nacional, sino que satisfaría la demanda del Grupo Andino (Perú, Ecuador, Colombia y Venezuela) [Escalera, 1997]. De esta manera se potenciaría la economía de Potosi que actualmente es la zona de mayor depresión que tenemos. Además, se desarrollaría el Salar de Uyuni para extraer el K y también el Li, Na y Mg. Los expertos han calculado que una planta de esas características requiere de una inversión de alrededor de 60 millones de dólares americanos [Salgado, 1997]. Tercer Tramo Uyuni—Oruro. Establecimiento en Oruro de una planta de producción de pellets de plásticos-base por el proceso basado en la catálisis FT que puede producir una gran variedad de productos, incluyendo las olefinas de bajo peso molecular (principalmente etileno y propileno), parafinas, alcoholes u otros productos de alto valor agregado que son materia prima para su transformación en bolsas, hojas, etc [Fierro, 1993]. También en Oruro debe construirse la planta de conversión de gas natural a gasolina por el proceso "Methanol-to-Gasoline" (MTG) desarrollado por la Mobil Oil Company, con una planta en Nueva Zelandia que permite la formación de diesel oil similar a la gasolina en dos etapas consecutivas. Se ha estimado que una planta con una producción de 100.000 TM por año, costaría alrededor de 200 millones de dólares [Nirula, 1996]. Cuarto Tramo Oruro—Ilo (Peru). La construcción del gasoducto en el tramo Oruro-Ilo, Peru, no presentará ningún problema por ser una ruta directa casi horizontal. Subestacion Puerto Suarez: No olvidemos que en El Mutun tenemos cerca de 4.000 millones de toneladas de mineral de fierro (hematita con 50% Fe) que deben ser industrializados para producir fierro esponja y aceros especiales por el Proceso MIDREX. Entonces, una subestación de gas natural en Puerto Suarez convertiría a Bolivia en el principal productor y distribuidor de Fierro y Acero del continente sudamericano en el futuro. Las reservas de hematita y gas natural en Bolivia son tan grandes que si se instalara una planta de fierro esponja que produzca 10 mil TM/día (la más grande de todo el mundo) tendríamos materia prima para casi mil años [Escalera, 1993].

6.2. Alternativa Chilena: Ruta Margarita-Patillos (Chile) Es verdad que esta ruta es la más directa (casi horizontal) y representa la opción más atractiva para los inversionistas, pero tiene el inconveniente de que deja muy poco para Bolivia. Con la presencia del gas en su territorio Chile construirá las mismas plantas que explicamos en párrafos anteriores y Bolivia tendrá que comprarle los derivados: fertilizantes NPK, diesel, plásticos-base y corriente eléctrica. Y peor aún, el Norte chileno se beneficiará con mayor fuentes de trabajo para sus habitantes, y por ende mayor desarrollo económico. Como se puede ver, existen sobradas razones para exigir al Gobierno Nacional que se exporte GN por la via Ilo, Peru.

7. RESUMEN DE LA PROPUESTA. En resumen, la ruta Margarita—Ilo permitirá la industrialización del gas natural en Bolivia con el establecimiento de industrias de derivados que son muy necesarios para el País y que actualmente importa. Pero, más importante aún, impulsarán el establecimiento de otras industrias y actividades comerciales de soporte en los departamentos de Potosí y Oruro, que son los más pobres de Bolivia, creando así mayores fuentes de trabajo permanente para la gente de esas regiones. Otro aspecto interesante es que las regalías e impuestos podrán ser utilizados en programas regionales de infraestructura productiva social, lo cual involucra: proyectos de saneamiento básico,

12 agua potable, electrificación y otros, desarrollando esta regiones. Sólo se espera que el Gobierno boliviano pueda otorgar incentivos suficiente para garantizar una rentabilidad económica atractiva para los inversionistas nacionales o extranjeros que se interesen en esas plantas.

7.1. Financiamiento de las Industrias Propuestas Ahora bien, una de las preguntas que siempre han aflorado en los foros y debates donde he presentado mi propuesta tiene que ver con el financiamiento para las plantas industriales que indico, ¿de dónde se sacará el dinero para financiar las industrias propuestas?. Aquí, sostengo que los 3.000 millones de dólares que he calculado se requieren para tener las plantas en Bolivia, podrían ser financiados con la “garantía” del mismo gas al futuro. Esta práctica es muy común, y la misma Pacific LNG tenía planeado hacer lo mismo para construir todo el complejo de exportación a USA. Por otro lado, la banca nacional actualmente tiene alrededor de 700 millones de dólares de liquidez y las AFP's otros 1.800 millones de dólares que podrían financiar fácilmente a las industrias que se interesen en implementar estos proyectos. Pero, es obvio que antes será necesario realizar los estudios de factibilidad correspondientes cubriendo todo el mercado sudamericano y no solo el boliviano.

7.2. Necesidad de Crear una Política de Estado para el uso del Gas Natural Boliviano Es absolutamente cierto que el bienestar socioeconómico de Bolivia en los próximos 50 años se basará mayormente en el uso que le demos a nuestro GN. Por lo tanto, hay necesidad de diseñar y aprobar una Política de Estado para el uso de este recurso natural, para evitar que los gobiernos de turno cambien de políticas en el futuro. El gas es de los bolivianos y sus beneficios deben ser para los bolivianos. Esta Política debe basarse en los siguientes aspectos: 1. Revisión del Régimen Impositivo para las petroleras 2. La propiedad del Gas debe ser de los bolivianos. 3. Industrialización nacional de los recursos hidrocarburíferos. 4. Restitución del control de YPFB sobre la cadena productiva petrolera y gasífera Asimismo, es tiempo de que las empresas que invirtieron en Bolivia en el negocio del gas natural aporten soluciones urgentes y creativas de industrialización en el país. Esto deberá hacerse bajo un sistema justo de regalías e impuestos que no desalienten la inversión, pero que sean soportables para las capitalizadoras, estableciendo un calendario para que los insumos de la explotación del gas paulatinamente se conviertan con productos de valor agregado hechos en Bolivia.

7.3. Creación de una Nueva Especialidad de Petroquímica en la Carrera de Ingeniería Química en la Facultad de Ciencias y Tecnología de la UMSS. El reto actual que se les plantea a las universidades bolivianas es que deben precisar sus prioridades de investigación y su desarrollo científico-tecnológico en función de los intereses de la región y del país, y de los aportes que pueda ofrecer al desarrollo sostenible nacional con el concurso de investigadores capaces de generar soluciones adecuadas, imaginativas e innovadoras especialmente en los campos social y tecnológico.

13 Pero, en el caso del gas natural del boliviano y su industrialización, ¿qué institución es la llamada a realizar esta actividad básica de generación de ideas y soluciones para lograr el desarrollo de la tecnología apropiada de industrializar ese gas natural?. Como está bien reconocido que la Facultad de Ciencias y Tecnología tiene suficiente capacidad investigativa e infraestructura de laboratorios para realizar trabajos de esta naturaleza, sólo falta complementar el escenario con la creación, a corto plazo, de una especialidad relativa al procesamiento de hidrocarburos y gas natural dentro la Carrera de Ingeniería Química. Para esto, será necesario que se establezca una Comisión de Desarrollo Curricular de la especialidad de Petroquímica con el concurso de especialistas, internos y externos de la UMSS. Por otro lado, pensamos que este esfuerzo deberá ser apoyado por el Gobierno y la Industria departamentales, por lo que planteamos que la UMSS presente dicho proyecto de creación de la especialidad a consideración de las autoridades respectivas para su financiamiento. Porque es absolutamente necesario que el Gobierno Departamental y Nacional tengan la voluntad política de apoyar esta iniciativa, cuya finalidad principal sea la de promover la industrialización de los recursos energéticos de Cochabamba.

8. COMENTARIOS FINALES. Con el presente trabajo se ha querido orientar a la opinión universitaria en sentido de que un recurso natural no-renovable como el gas natural — tan preciado en el mercado internacional como energético estratégico — no debe ser comercializado como materia prima solamente, sino que debe hacerse todo esfuerzo para industrializarlo en la misma región. El gas natural boliviano puede servir de materia prima para producir una amplia gama de productos de alto valor agregado en el país, como fertilizantes nitrogenados, parafinas, olefinas y alcoholes orgánicos que son importantes para la industria de los plásticos, mediante su conversión por procesos petroquímicos. En cuanto a su utilización para la reducción directa del fierro del Mutun, sería mejor que se piense en los campos gasíferos de Tarija por estar más próximos a Santa Cruz. Esta opinión fue presentada por el autor en su discurso de clausura del 5º Congreso Mundial de Ingeniería Química realizado en San Diego, California, EE.UU. [Escalera, 1996]. Además, la industrialización del gas natural en Bolivia permitirá el establecimiento de industrias derivadas que garanticen una rentabilidad económica atractiva para los inversionistas nacionales o extranjeros. Pero, más importante aún, impulsarán el establecimiento de otras industrias y actividades comerciales de soporte en el país, creando así mayores posibilidades de trabajo permanente para la gente de la región. Como científicos académicos, ingenieros industriales o autoridades universitarias y políticas sabemos que existe la tecnología para poder lograrlo, pero ¿será que tenemos la voluntad y el coraje de hacerlo?. Esta es una pregunta que sólo será respondida con acciones concretas. Si bien Bolivia ha logrado la independencia política casi dos siglos atrás y ha avanzado mucho en su independencia social y económica en el anterior siglo, la independencia mayor que debe ser lograda en este nuevo milenio es la tecnológica, por medio de la creación endógena de la ciencia y la tecnológica aplicadas en la solución de los problemas de salud, educación, trabajo y bienestar social que tanto anhela nuestro pueblo. Todos esperamos que esa ciencia y tecnología sean aplicadas para generar nuevas fuentes de trabajo en el país, financiados por los ingresos de venta del gas y así poder resolver esos problemas en beneficio de millones de bolivianos hasta ahora marginados. La investigación científica y tecnológica en general, como actitud y disciplina que busca el nuevo conocimiento, sólo puede ser hecha por hombres imaginativos, creativos y perseverantes en la universidad. Estos hombres son el recurso natural más importante con que puede contar un país y

14 su sola presencia debe irradiar un clima de crítica objetiva y de creatividad que es el único que puede oponerse a la marcada dependencia tecnológica que agobia a nuestro país. En la actual tendencia de globalización de economías que los países de este continente están tomando (v.g. Mercosur y Pacto Andino), el uso de la tecnología para convertir nuestras materias primas en productos de alto valor agregado es la clave para promover un avance exitoso de la economía regional y de Bolivia. ¡EL GAS NOS PERTENECE POR DERECHO, INDUSTRIALIZARLO ES UN DEBER!

REFERENCIAS ANDIA, L. (1997) "Aspectos Generales del Gas Natural y Sistemas de Producción y Transporte". Memorias del Simposio sobre el rol del Ingeniero Químico en el uso del gas natural en Bolivia. Cochabamba, Agosto 29 de 1997. ESCALERA, S.J. (1993) Trabajo presentado en el Seminario-Panel: “Changolla - Perspectivas de la Siderurgia Regional”, organizado por la Universidad Mayor de San Simón y realizado en Cochabamba entre el 13 y 14 de Mayo de 1993. ESCALERA, S.J. (1996) "Technologies Critical to a Changing World". Discurso de clausura del 5º Congreso Mundial de Ingeniería Química. San Diego, California, USA, Julio18, 1996. ESCALERA, S.J. (1999) "El Nexo entre Ciencia, Tecnología y Desarrollo Socioeconómico". Trabajo-Ponencia presentado en el FORO 21 de la Universidad Boliviana. Cochabamba, Bolivia, Julio 1999. FIERRO, J.L.G. (1993) "Catalysis in C-1 Chemistry: Future and Prospects". Catalysis Letters, Vol. 22, pp. 67-91, 1993 GALVIS, H. (1995) "Variables que Determinan la Calidad del Gas Natural". Memorias del Simposio sobre tecnología del gas natural. Medellín, Colombia, Noviembre 2 al 10 de 1995. NIRULA, S. (1996) "Olefins from Methane". Proceedings of the 5th World Congress of Chemical Engineering, San Diego, California, USA. July 1996 SALGADO, P. y MIRANDA, H. (1997) "Instalación de un Complejo de Nitrogenados en La Dorada, Caldas". Trabajo técnico presentado en el XIX Congreso Colombiano de Ingeniería Química, Medellin, 6 al 8 Agosto de 1997. SUAREZ, R. (1997) Comunicación Privada, Agosto de 1997.

15

Fig.1 DERIVADOS FERTILIZANTES DEL GAS NATURAL

Gas Natural Reformado

+ Aire Comprimido

sales de amonio úrea

NH3 (amoniaco)

nitrato de amonio nitratos de K, Na, Ca nitritos

Más del 80% de la producción de NH3 se utiliza para fabricar diversas formas de fertilizantes

nitrofosfatos

16

Fig.2 PROCESOS INDUSTRIALES DEL GAS NATURAL

metanol

metano

CO/H2

proceso OCM

proceso FT

etileno etano, etc.

proceso MTG

gasolina alcoholes

olefinas parafina

hidrocrakeo

diesel oil

17

Fig.3 DERIVADOS PETROQUIMICOS DEL GAS NATURAL

Metano + oxigeno

Acopla miento oxid ativo

Etileno, propil eno, etc

RUTA -1

Metano + vapor de agua

Generaci—nde synga s crudo

S’nt esis del metanol

Conve rsi—n del metanol

Etileno, propil eno, etc

RUTA -2

18

Hematita Colector Catiónico

(50%Fe)

Espumante MIBC

(Amina Primaria)

Flotación

Espuma Silícea (5%Fe)

Concentrado (68%Fe) Gas Reformado 3H2 + CO

Reducción

Gases y Humos

(Horno Retorta)

Fierro Esponja (4-5%C)

Aire Comprimido O2

Aceración

Laminado, Troquelado

Fierro Laminado Industrial (4-5% C)

Fierro Perfilado de Construcción (4-5%C)

(Horno de Arco Eléctrico)

Palanquilla acero dulce (< 2% C)

Gases y Humos

Palanquilla acero especial (x% Me + y% C)

Transformación del Acero Fig. 4. TECNOLOGIA DEL FIERRO Y DEL ACERO Objetos de Uso por el Hombre

19

VISION DE PAIS AL AÑO 2010: Bolivia centro industrial productor y distribuidor de energía eléctrica, fertilizantes NPK, diésel, plásticos base y de fierro y acero en el continente sudamericano. C.A.N.

Fertilizantes Plásticos Base

Electricidad Diesel Diesel

Fertilizantes Fierro y Acero Plásticos Base

Electricidad Fertilizantes Fierro y Acero Plásticos Base Electricidad Fertilizantes

Fertilizantes Fierro y Acero Plásticos Base

MERCOSUR