Estructura de Costos de Perforacin (caso Argentina)ndice1. Estructura de costos totales en Argentina2. Acerca de la explotacin de los yacimientos3. Evaluacin de Costos en el Upstream

1. Estructura de costos totales en ArgentinaEl costo promedio total de un barril de petrleo en Argentina era 13,57 U$S en 1993 y, en 1994, baj a 12,64U$S. Actualmente se estima, segn analistas independientes, entre 9 y 12 U$S segn las regiones y la calidad del crudo.Dentro de la estructura de los costos petroleros, hay que diferenciar los dos principales rubros: los costos de produccin y los costos de reposicin de reservas. Para explotar un barril de petrleo, adems de las inversiones involucradas en el pozo productivo, hay que incurrir en costos operativos y contribuir al mantenimiento de los costos de estructura (indirectos). El barril producido en Argentina paga regalas e impuestos (Ingresos Brutos).Adems, el barril producido obliga a reponer reservas; la reposicin de reservas tiene costos de exploracin y de desarrollo que resultan del desempeo de la empresa para sumar reservas e incluyen la ampliacin de reas en explotacin, descubrimientos, revisiones de reservas ya comprobadas y mejoras en los sistemas de recuperacin. Con criterio amplio, pueden incluirse en este concepto las adquisiciones de reservas.

Fuente: Montamat. Op.Cit.El costo de produccin promedio de petrleo baj en Argentina de 9,55 U$S por barril en 1993 a 7,37 U$S por barril en 1994. Si excluimos regalas e impuestos, el costo de produccin promedio de petrleo es de 5,77 U$S por barril.

Fuente: Montamat. Op.Cit.El costo promedio de reposicin de reservas en la Argentina era de alrededor de 3,98 U$S por barril en 1993 pero, en 1994, aument a 5,27 U$S por barril. Tal variacin encuentra su fundamento en el hecho que una vez finalizada la transicin que marc el paso a la desregulacin petrolera, la reposicin de reservas exige inversiones. Argentina se encuentra en la media mundial de estos costos: los costos de reposicin de reservas para la industria petrolera a nivel mundial fueron de 5,27 U$S por barril de crudo durante el perodo 1988-1991.Por otra parte, el precio promedio de crudo que obtienen los productores en Argentina, debido a las correcciones de calidad y al condicin de sobreoferta del mercado local, se referencia a la cotizacin del WTI menos 2,5 U$S por barril en promedio. Con un precio del barril que ronda los 20 U$S, la recuperacin total de costos promedios est asegurada. En suma, el sector petrolero argentino est recuperando totalmente los costos (recin cuando el WTI cotiza por debajo de los 15 U$S queda comprometida, en promedio, la recuperacin total de costos). El sector up stream mantiene el ritmo productivo a pleno porque el costo marginal de producir un barril adicional de petrleo vara entre 3 y 6 U$S, segn los yacimientos, por lo que dejar de producirlo implicara la privacin de un ingreso adicional de 17,5 U$S, si el precio internacional gira en torno de los 20 U$S por barril.

En la operatividad del mercado, la baja sostenida de precios, no resiente en el corto plazo el ritmo productivo. Por el contrario, la necesidad de cash flow de muchas empresas puede acelerarlo. La vctima de un escenario de precios bajos empieza siendo la reposicin de reservas y luego la recuperacin de la inversin.

2. Acerca de la explotacin de los yacimientosEn la rama de la explotacin de hidrocarburos existen diversas tecnologas que deben ser consideradas para la incorporacin de reservas y el mejoramiento de la produccin. La tendencia va hacia la superacin de las dificultades para localizar y evaluar nuevos yacimientos petrolferos y para explotarlos eficientemente.Actualmente se estima que los yacimientos que se consideran econmicamente agotados contienen todava alrededor de la tercera parte de su volumen original de hidrocarburos, y los nuevos o de reciente descubrimiento ofrecen dificultades para su explotacin por su profundidad, complejidad geolgica y tipos de fluidos.La explotacin de yacimientos, desde el punto de vista rigurosamente tcnico, puede considerarse como el conjunto de decisiones y operaciones mediante las cuales a un yacimiento petrolfero se le identifica, cuantifica, desarrolla, explota, monitorea y evala en todas sus etapas de produccin; esto es, desde su descubrimiento, pasando por su explotacin, hasta su abandono, aunque probablemente haya tantas definiciones como percepciones del proceso.El propsito bsico de la explotacin de hidrocarburos es controlar las operaciones para obtener la mxima recuperacin econmica posible de un yacimiento, basado en hechos, informacin y conocimiento, donde se consideran las siguientes etapas:

Evaluacin de yacimientosEn esta etapa se realiza el estudio de las propiedades de las rocas y su relacin con los fluidos que contiene para cuantificar el volumen original de hidrocarburos existentes en los yacimientos petroleros, y establecer estrategias de explotacin, tomando en cuenta los modelos de caracterizacin y simulacin de yacimientos.

Desarrollo de camposConsiste principalmente en la perforacin y operacin de pozos. Est condicionado por los tipos de fluidos y su comportamiento en el yacimiento. Aquellos determinarn cuntos pozos y dnde debern perforar, y cmo debern producir para aumentar las ganancias. Existe una variedad de pozos segn la necesidad del yacimiento. Entre ellos podemos mencionar: pozos convencionales, direccionales, de alcance extendido, horizontales, de dimetro reducido, multilaterales y ramificados. Todos ellos tienen como objetivo principal optimizar la extraccin y aumentar las ganancias del hidrocarburo.

Recuperacin de hidrocarburosTradicionalmente los mtodos de produccin por agotamiento primario y secundario permiten recuperar in situ una tercera parte del crudo de un yacimiento. En pocas pasadas esta situacin no reciba mucha atencin debido a que el crudo era relativamente fcil de encontrar y, en consecuencia, el costo de produccin de un barril de crudo de un nuevo descubrimiento resultaba inferior al de un barril incorporado por mtodos de recuperacin terciaria o mejorada.Dada la declinacin de reservas y la baja probabilidad de localizar nuevos campos importantes, los productores han buscado incrementar la recuperacin final de hidrocarburos de campos abandonados o en estado avanzado de explotacin.Asimismo, la caracterizacin computarizada de yacimientos constituye una de las herramientas ms importantes en los procesos de recuperacin mejorada de petrleo; de hecho, el xito de estos procedimientos depende, prcticamente, de aplicar la energa mediante los fluidos inyectados en el lugar, tiempo y volumen correctos (tambin se puede realizar esta estrategia con un simulador de yacimientos adecuado).

Sistemas e instalaciones de produccinEsta etapa tiene una estrecha interrelacin con el estudio de los fluidos y su interaccin con las rocas, pero es el propio pozo y/o su diseo superficial el que determina la recuperacin del crudo en forma optimizada, con la disposicin de instalaciones superficiales adecuadas para futuras expansiones.

3. Evaluacin de Costos en el Upstream

Costos de ExploracinLos costos exploratorios consisten generalmente en costos de reconocimiento geolgico o geofsico, costos ssmicos, costos de perforacin exploratorios y gastos administrativos y fijos.Como ya hemos visto, en reas terrestres es posible llevar a cabo tanto levantamientos areos como trabajos de campo normales.Los costos de dichos levantamientos dependern directamente del tamao del rea y de la complejidad logstica. No obstante, los costos de los levantamientos areos de observacin son bastante moderados; as, el costo de desarrollar una campaa de registro aerogravi-magnetomtrico, cubriendo una concesin de 5.000 km2 de superficie ubicada en Sudamrica, est entre los 200.000 y 300.000 dlares.El costo del trabajo geolgico de campo presenta una gran variabilidad, dependiendo en alto grado de los costos logsticos y de la mano de obra, tales como los costos de transporte (costos de helicpteros).En cuanto a los costos de prospeccin ssmica puede sealarse que los mismos son mucho ms elevados, pudiendo efectuar una diferenciacin en cuanto a las prospecciones en 2D o en 3D. Como se ha sealado oportunamente, la ssmica en 3D presenta desventajas en cuanto a los costos, puesto que la misma implicar una erogacin, por kilmetro lineal, tres o cuatro veces mayor a la que representa la ssmica en 2D. El costo de una prospeccin ssmica 2D en Sudamrica asciende aproximadamente a 20.000 U$S por kilmetro de perfil (Ver Anexo 6.2).En comparacin con los levantamientos geolgicos y geofsicos, el costo de prospeccin ssmica 3D cubriendo slo 250 km2 puede llegar a valores que oscilan entre 2 y 3 millones de dlares. Por otra parte, puede decirse que un estudio ssmico tridimensional en el mar cuesta U$S 15.000 por km2, segn el lugar y las condiciones reinantes.

Costos de PerforacinPor lo regular, los costos de perforacin dependen de tres factores importantes: los costos diarios del equipo de perforacin, los costos diarios de otros elementos, tales como combustibles, los revestimientos o tuberas y el tiempo empleado en la perforacin del pozo.Los costos de perforacin son expresados, a veces, en trminos de unidad monetaria por da o unidad monetaria por metro o pi; lo ms comn es que los contratistas operen en base a costos diarios.A partir de la siguiente ecuacin se puede obtener el costo unitario de perforacin en U$S por metro:

donde:: costos operativos fijos del equipo de perforacin (U$S/hora): costo del trpano (U$S): tiempo total de rotacin (horas): tiempo total de no rotacin (horas): tiempo de viaje o round tup (horas): profundidad perforada con el trpano (metros)Los costos de un equipo de perforacin dependen mucho del mercado. Siempre que se da una alta demanda para perforaciones, los propietarios de equipo estarn en la capacidad de pedir precios elevados en vista a la escasez creada por dicha demanda. Para el caso de un mercado dbil, los propietarios se vern forzados a reducir el precio hasta niveles apenas suficientes para mantener el equipo en operacin y recuperar al menos, parte de los costos de capital. En condiciones de mercado normales, un propietario tratar de recuperar suficientes costos de capital como para estar en condiciones de adquirir nuevo equipo cuando el actual se encuentre totalmente depreciado. Por consiguiente, en un mercado robusto, el propietario del equipo tratar de depreciar el valor del mismo sobre la base del valor de reemplazo.Los costos del equipo de perforacin dependen directamente de la potencia en caballaje y de las capacidades del mismo. Un equipo con capacidad para perforar pozos profundos ser ms caro que uno con capacidad para perforar solamente pozos poco profundos. Esto puede observarse en las tablas presentadas en el Anexo 6.3 donde se describen los costos de equipos de perforacin y terminacin y de mantenimiento de pozos productores de petrleo y de gas en distintas regiones de EE.UU. dados en el ao 2000.En condiciones de mercado de gran demanda, el operador podr recobrar el 0,20% por da de los costos o ms, mientras que en condiciones de mercado dbil, podr obtener solamente alrededor de un 0,08% por da de esos costos.En la Argentina no se encuentran equipos de perforacin en la abundancia que se d en EE.UU., por ejemplo, por lo que los costos pueden obtenerse sobre la base de contratos de largo plazo. Las tarifas diarias son ms bajas para los contratos a largo plazo pero los costos de equipo resultan ms altos a causa de los problemas de mantenimiento, de riesgo y los costos de movilizacin y desmovilizacin, adems que los perodos ociosos son ms largos.Los grficos siguientes muestran el comportamiento que los precios ndices del petrleo y del gas natural y los costos ndices de los equipos de perforacin y terminacin y de mantenimiento de pozos productores, han tenido desde el ao 1976, tomado como base, hasta el ao 2000.Por caso, para el gas natural se observa que tanto el costo de equipamiento como de mantenimiento han experimentado una menor variacin en el perodo considerado que la que tuvo el precio del gas natural. Los costos de equipos para pozos productores de gas han permanecido, durante gran parte del perodo, por debajo del indicado para el ao base, al igual que lo ocurrido para el costo de equipamiento de pozos productores de petrleo.Algo similar se observa en el grfico que muestra los precios ndices de petrleo, costos ndices de equipos y mantenimiento de pozos productores de petrleo. Hay dos diferencias principales entre los dos grficos. Primero, el precio ndice del gas natural se ha mantenido por encima del ao base, mientras que el precio ndice del crudo ha estado apenas por encima del ao base solamente en tres aos desde 1986, en 1987, 1990 y 2000. El precio ndice de 1998 fue slo el 20% del alcanzado en 1981.Segundo, los costos ndices de mantenimiento de pozos productores de petrleo han permanecido por encima de los niveles de 1976 mientras que el costo ndice de mantenimiento de pozos productores de gas natural qued por debajo de los valores del ao base, en 1984, pero ambos han permanecido dentro de un rango relativamente estrecho desde entonces.El costo ndice de mantenimiento de pozos productores de petrleo ha aumentado ms marcadamente con respecto a 1999 que lo que lo hizo el correspondiente al gas natural (9% contra 2%).

La siguiente tabla nos da la integracin porcentual en detalle de los costos relativos promedios de perforacin y terminacin de un pozo tpico de EE.UU., los cuales se refieren a pozos de desarrollo promedios e incluyen equipo de boca de pozo.

Se estima que la relacin entre costos diarios de perforacin y otros costos es alrededor de 40-60.

Tiempo y velocidad de perforacinEl tiempo de perforacin de los pozos depende de su profundidad; en primer lugar, debido a que las formaciones ms profundas son ms difciles de perforar, y segundo debido al "tiempo de reposicin" que se incrementa con la profundidad cada vez que la sarta de perforacin tenga que ser repuesta. Tambin, el tiempo de perforacin del pozo depende de las clases de formaciones geolgicas que van encontrndose; as, si se encuentran calizas duras o areniscas o lutitas fangosas, el ritmo de la perforacin disminuir sensiblemente y en el caso de las ltimas, la perforacin puede llegar hasta paralizarse. En otro caso, si hay mucha probabilidad de presiones inesperadas, se necesitar preparar un programa de revestimiento especial, lo que tomar ms tiempo en instalarse.En suma, la eleccin del tiempo de perforacin apropiado depende por entero de la profundidad y de las condiciones geolgicas y tcnicas. Sin embargo, puede variar dicho tiempo de 40 das para un pozo de 1.800 metros de profundidad a 150 das para uno cuya profundidad alcance los 5.000 m.

Analticamente podemos decir que, cuando no se presentan mayores variaciones en el subsuelo, la velocidad de perforacin decrece exponencialmente con la profundidad. Bajo estas condiciones, la velocidad de perforacin puede vincularse a la profundidad, a travs de:Ecuacin 1donde y son constantes propios de cada rea o regin.A partir de la Ecuacin 1, el tiempo de perforacin requerido para perforar una profundidad dada, puede ser obtenido separando variables e integrando. AsEcuacin 2Luego, haciendo la sustitucin y resolviendo

obtenemos queEcuacin 3

Entre los factores que afectan la velocidad de perforacin pueden distinguirse variables y fijos: entre los primeros, se cuentan el tipo y peso del trpano, rapidez de rotacin, propiedades del lodo o barro de perforacin, limpieza del fondo del pozo; entre los fijos, se reconocen a la dureza de las rocas y la presin de la formacin.

Costos de Pozo TotalesSi los costos de perforacin han sido establecidos en trminos de unidad monetaria por da, la multiplicacin de los costos del equipo de perforacin ms los otros costos por el nmero de das requeridos para perforar un pozo, nos dar los costos totales. Si, en cambio, aquellos expresados por metro o pi, el costo total se obtendr multiplicando los costos por la profundidad total.

En reas especiales, los costos de movilizacin y desmovilizacin de un equipo de perforacin deben tomarse en cuenta, pues pueden llegar a varios cientos de miles de dlares. La forma ms econmica de proceder es mediante la suscripcin de contratos a largo plazo, si ello es posible, en vista del nmero de objetivos de exploracin disponibles.El costo total del pozo tiende a incrementarse exponencialmente con la profundidad; as es que, con frecuencia, se asume una relacin entre el costo total y la profundidad, dada por

donde y son constantes que dependen primariamente de la localizacin del pozo (rea o regin).En la mayora de las reas del mundo, los costos logsticos adicionales pueden ser especialmente altos si hay necesidad de construir carreteras y nuevos caminos o campos especiales; la necesidad de contar con servicio areo ampliar el rengln de costos de transporte, pues habr que preparar pistas de aterrizaje y bases, sobre todo si dichos servicios se vuelven muy necesarios. Esto har elevar sensiblemente los costos de perforacin. Por ejemplo, en Guatemala un pozo tpico de 3.700 metros cuesta alrededor de $ 4,5 millones de dlares y este costo se compone en buena proporcin de costos diarios adicionales.

Gastos GeneralesLos gastos fijos pueden variar grandemente de un pozo a otro, an dentro de una misma rea general. Estos costos se relacionan con la administracin, la interpretacin de datos, la toma de decisiones, etc. y, por lo general se expresan como un porcentaje de los costos geofsicos y de perforacin exploratoria. En reas bien conocidas y desarrolladas los gastos fijos pueden ser bajos y representar el 15% de los costos geofsicos y el 10% de los costos de perforacin, mientras que en reas nuevas, los gastos fijos son por lo general altos: alrededor del 25% de los primeros y el 20% de los segundos.

Costos de DesarrolloLos costos de desarrollo de un campo petrolero o gasfero terrestre pueden dividirse en costos de:

pozos de delimitacin infraestructura de pozos perforacin de pozos de desarrollo instalaciones, y lneas de flujo

Costos de Perforaciones de DelimitacinLos costos de perforaciones de delimitacin son muy similares a los costos de perforacin de un pozo exploratorio. El tiempo empleado en las perforaciones de delimitacin es importante, ya que pueden iniciarse unos meses despus de haberse efectuado el descubrimiento. En reas donde los costos logsticos son altos y los equipos de perforacin han sido empleados para otros propsitos, podra tomar hasta un ao para que el primer pozo de delimitacin pudiera iniciarse.El nmero de pozos de delimitacin depende directamente de la complejidad y del tamao de la estructura. En reas terrestres, actualmente se acostumbra a iniciar la produccin antes de que el campo est completamente delimitado.

Costo de Infraestructura de PozosEn tierra, el costo de la preparacin del sitio para las instalaciones de produccin o para las perforaciones de desarrollo es generalmente barato; de hecho, en reas donde hay abundantes carreteras y las condiciones de la tierra son aceptables, la preparacin del sitio solamente costar unos cuanto miles de dlares. En reas ms remotas y de terreno inestable o pantanoso es necesaria una completa preparacin para el futuro sitio de produccin y podr costar medio milln de dlares o ms. Tambin en reas remotas tendrn que construirse caminos adicionales y probablemente pistas de aterrizaje.

Costos de Perforacin y Terminacin de Pozos de DesarrolloLos costos terrestres por pozo productivo (petrolero o gasfero) terminado para una situacin tpica de EE.UU al ao 1996 son los que detalla la siguiente tabla:

Los costos diarios del equipo de perforacin, de logstica y otros, no varan mucho de los de un pozo exploratorio.En general, en pases como la Argentina, los costos de los pozos de desarrollo terrestres resultan ms elevados por causa de los factores logsticos y el riesgo, segn se explic anteriormente. Por caso, y en base a los datos de las diferentes reas y yacimientos ubicados en la Provincia de Ro Negro (Cuenca Neuquina) se registran costos promedios de perforacin y terminacin que ascienden a $ 1.077.000 por pozo, cuya profundidad promedio alcanza los 2.800 metros.Por otra parte, los costos promedio de pozos terrestres con perforacin horizontal en EE.UU., para el ao 1996, son los siguientes:

Nmero de Pozos de DesarrolloLos pozos de desarrollo se agrupan a menudo en productores, inyectores y secos. Los pozos inyectores son necesarios solamente si el campo petrolero se desarrolla sobre la base de la inyeccin de gas o agua. El nmero de pozos a perforarse solamente puede ser evaluado sobre la base de los estudios en detalle de los reservorios. A veces sucede que las permeabilidades son extremadamente buenas y que un solo pozo pueda drenar eficientemente una gran rea, condicionada a que se aplique el mantenimiento de la presin, tal como la inyeccin de agua. En otras reas, la geologa es extremadamente variable y los pozos slo podrn drenar una pequea rea. Por ejemplo, en el campo petrolero de Rubelsanto en Guatemala, un solo pozo drena una extensa rea de 18 kilmetros cuadrados (1.800 Has) y, en contrapartida, en Woodbourne en Barbados, los pozos estn siendo perforados con un espaciamiento de 5 acres (lo que hace un pozo cada 2 Has.).Los pozos secos son aquellos que se los ha encontrado o evaluado incapaces de producir petrleo y/o gas natural en suficientes cantidades para justificar su terminacin como pozo productivo. Obsrvese, en los Anexos 6.5, 6.7 y 6.8, que las inversiones en estos pozos que finalmente no resultan productivos son importantes. Estos costos son necesarios para encontrar petrleo o gas natural y, a pesar de contar con tecnologas y equipos complejos, la industria slo encuentra hidrocarburos en el 25% de las veces.Si se necesita un patrn de espaciamiento particular, entonces, el nmero de pozos puede ser determinado por la cantidad de hectreas probadas de un campo. Si se aplica inyeccin de agua, puede usarse como principio que se necesita un pozo inyector para cada 2 o 3 productores. Tambin por causa de circunstancias geolgicas particulares, es bueno contar con el hecho de que uno de cada 10 pozos que se perforen en el campo resultar seco.El nmero de pozos de desarrollo perforados anualmente depende de la cantidad de torres o equipos de perforacin que se hayan empleado en el desarrollo del campo y tambin del tiempo de perforacin por pozo. El uso simultneo de 2, 3 o 4 equipos de perforacin, dependiendo del nmero de pozos, no es cosa extraordinaria.

Costos de InstalacionesLos costos de las instalaciones para operaciones terrestres pueden ser muy modestos. Para un campo petrolero que consiste en unos cuantos pozos de un nivel bajo de produccin, puede ser suficiente la instalacin de tanques con una capacidad de 2.000 o 3.000 barriles, un separador de campo y otro de prueba junto con las bombas necesarias, as como las tarimas de carga de los camiones cisterna para retirar el petrleo del campo. Los costos actuales de un tanque alcanzan aproximadamente $ 20 por barril/capacidad, consecuentemente un tanque de 2.000 barriles de capacidad costar $ 40.000. Los separadores cuestan cerca de $12 por barril/capacidad, por consiguiente un campo petrolero pequeo no puede ser instalado con menos de $ 100.000. pero por lo general, necesita ms inversin.Si el gas es un tanto sulfuroso, se necesitar una chimenea para eliminar el H2S del gas sulfuroso antes de que pueda ser empleado en operaciones de campo, la cual puede llegar a costar varios millones de dlares. Si fuera necesario inyectar agua, se requerir de una bomba con un costo promedio de $700 por caballo de fuerza.

Lneas de flujoEn operaciones terrestres, la red de lneas de recoleccin conectan los pozos individuales con las instalaciones de produccin; y son suficientes para este propsito, ductos de cuatro a seis pulgadas. El costo de estos ductos es variable con respecto al tamao del campo petrolero y al nmero total de pozos.

Costos de OperacinEn los campos terrestres medianos y grandes, los costos anuales de operacin estn casi en funcin directa al capital total invertido. Los costos de operacin totales anuales pueden dividirse en costos de operacin propiamente dichos, costos de mantenimiento, costos de seguro y costos de administracin.Los costos de operacin propiamente dichos incluyen los abastecimientos, el tratamiento de hidrocarburos, las comunicaciones, las provisiones para la seguridad y otros elementos afines.Los costos de mantenimiento consisten en las inspecciones de la estructura y mantenimiento; operaciones de reparacin del equipo y modificacin o reemplazo de partes; y el servicio de pozos. Generalmente mientras mayor sea el nivel de inversin, mayores sern los desembolsos por servicio de pozos. Por otro lado, los gastos en seguros aumentan en proporcin a los costos de capital y los costos de administracin se incrementan conforme sube el nivel de las operaciones.La mayora de los costos anuales de operacin son fijos. Por esta razn nos encontramos con costos como las inspecciones peridicas, las cuales deben efectuarse con regularidad por medio del servicio de transporte como helicpteros, los que deben estar siempre a disposicin, independientemente del nivel de produccin. Tambin en lo que se refiere al servicio de pozos, ste se debe efectuar siempre, ya sea que los pozos tengan un nivel de produccin alto o un nivel moderado. Solamente ciertos costos menores son directamente variables al nivel de la produccin tales como los combustibles y los productos qumicos.En consecuencia, para la mayora de anlisis econmicos es aceptable considerar los costos de operacin anuales como fijos y como un porcentaje constante de la inversin.Sin embargo, esto no es totalmente cierto puesto que algunos costos de mantenimiento estn sujetos a incrementarse conforme aumenta la antigedad del campo. Inicialmente, los costos de operacin de un campo petrolero podran ser altos como consecuencia de los esfuerzos necesarios para corregir errores menores durante la construccin pero en seguida, una vez que el equipo se encuentra en funcionamiento adecuado, dichos costos tienden a reducirse. La obsolescencia del equipo da lugar a ligeros incrementos en los costos de operacin pero sin embargo, se desconoce en gran parte la secuencia exacta que siguen los costos de operacin y, por ello, el considerar los costos de operacin simplemente como una suma anual fija es una prctica aceptable.La proporcin de los costos de operacin, expresada en trminos porcentuales, vara mucho segn las circunstancias y las condiciones mismas de operacin. Los costos de operacin sern algo ms elevados en los campos pequeos que en los grandes, lo cual tambin depende de la zona geogrfica en donde se llevan a cabo las operaciones. Si los costos de mano de obra son relativamente bajos, los costos totales anuales de operacin sern ms bajos puesto que aquellos juegan un papel importante.Un factor por dems importante lo constituyen las condiciones tcnicas del campo, as por ejemplo, si el gas del campo contiene grandes volmenes de H2S pueden darse serios problemas de corrosin y si el petrleo contiene gran cantidad de parafinas podra requerirse de servicios peridicos de desparafinamiento de los pozos.Sin embargo, un nivel razonable para los costos de operacin es usar alrededor de un 4 a 5% de los costos de capital para los campos econmicos, y de un 13 a 15% para los ms caros.

Costos de Transporte Petrolero y GasferoEl petrleo y el gas pueden transportarse por medio de ductos o tanqueros en el medio martimo, y ductos, camiones cisternas o vagones tanque en el medio terrestre.

Ductos:Los costos de los ductos incluyen el costo de tubera, preparacin de zanjado y enterramiento.Los costos de los ductos instalados en tierra firme pueden expresarse para mayor conveniencia por pulgada/milla o por centmetro/kilmetro. Los costos de construccin de ductos mayores son casi directamente proporcionales a su longitud.Si se trata de ductos muy cortos, sucede a veces que los costos suben sensiblemente, puesto que en este caso todo el equipo habr de ser movilizado y desmovilizado, aparte de que los costos de ingeniera y los gastos fijos tambin resultan mucho ms altos. Como consecuencia, con los ductos muy cortos (de unos pocos kilmetros de extensin) sucede que los costos sobrepasan en mucho el promedio.Sin embargo, los proyectos normales de mayor longitud acusan menos variacin y los costos vienen a ser directamente proporcionales a la longitud.Un aspectos a tener en cuenta es el costo de los materiales, los que pueden variar ampliamente, como sucede con el acero, cuyo mercado es sumamente variable, sufriendo alzas y bajas sensibles, a veces en el trmino de unos cuantos meses.Los costos de las estaciones compresoras son, por lo regular, directamente proporcionales al costo de su potencia, expresada sta en trminos de caballaje (HP).

Seleccin del tamaoAtendiendo a que los costos de un ducto son casi directamente proporcionales a su tamao, es importante seleccionar el tamao adecuado. En este sentido, deben tenerse en cuenta aspectos diferenciales segn se trate de petrleo o gas.Petrleo: El dimetro del ducto petrolero, en pulgadas o centmetros, lo determina el flujo requerido en barriles por da; la viscosidad del petrleo y las condiciones del terreno. Tambin se considera el grosor de la lmina de la tubera, ya que mientras mayor sea, podrn soportarse mayores presiones. Por otro lado, la opcin de seleccionar un ducto de pequeas dimensiones depende directamente de cun elevado es el diferencial de presin. Aparte de los espesores de las paredes, es igualmente importante el factor calidad en la seleccin de las presiones mximas de operacin. En la actualidad, para un proyecto en particular, la determinacin de las dimensiones de un ducto, el grosor de la lmina y la calidad, se realizan mediante programas de optimizacin de computadoras.De todas maneras, la variable principal es el requerimiento sobre el nivel de flujo y es importante asegurar siempre que todo ducto que se disee tenga suficiente capacidad como para permitir posibles expansiones futuras en el nivel de flujo, las que sern consecuencia de un aumento en la produccin petrolera. La capacidad del oleoducto puede ser aumentada por medio de la adicin al sistema de estaciones de bombeo.La siguiente tabla proporciona una idea de los tamaos tpicos del ducto atendiendo al nivel de produccin:

(*) Estos tamaos permiten niveles de flujo mayores a los indicados, en el caso de que se agreguen estaciones de bombeo.

Gas: Tambin para el caso del gas, el dimetro del ducto depende principalmente del volumen a ser transportado, pero adems y muy particularmente, de las distancias entre estaciones compresoras a lo largo del ducto.Al igual que con los oleoductos, el tamao depende tambin del grosor de la lmina y de las consideraciones de calidad. Es posible obtener una estimacin somera mediante la aplicacin de la frmula de Weymouth:

donde:Q: Volumen de gas en pies cbicos/horaD: Dimetro de lnea en pulgadasP1: Presin de entrada en lbs/pulg2P2: Presin de salida en lbs/pulg2L: Longitud de la lnea, en millasEs tambin aconsejable que para el caso de gasoductos, el diseo incluya capacidad para un incremento futuro aunque se debe evitar el sobredimensionamiento, dado que siempre es posible tender otro ducto en el mismo derecho de va si es que se desea incrementar la produccin a niveles que excedan la capacidad de flujo del ducto original.

Costos de los gasoductosEl costo de un gasoducto est constituido predominantemente de los siguientes componentes: derecho de va (ROW) y costos de agrimensura, costos de materiales, costos relativos a la instalacin, y costos de ingeniera y gastos generales.La mayor porcin del total consiste en los costos de materiales e instalacin. Cuando se estima el costo de un gasoducto, otro componente, costos de contingencia, debera ser considerado.

Costos de derecho de vaLos costos de derecho de va consisten en el pago de los derechos del suelo tomado y el pago de daos y perjuicios ocasionados inevitablemente por los trabajos realizados.Los dos factores que ms afectan el costo ROW son: Densidad de poblacin encontrada a lo largo de la traza del ducto. En general cunto ms alta sea la densidad poblacional, los costos ROW son ms altos; Factores ambientales a tener en cuenta a lo largo de la traza del ducto. El paso por reas ambientalmente sensibles puede causar un incremento en la longitud del ducto, lo cual, a su turno, puede resultar en el agregado de gastos devenidos por el cruce de ms inmuebles (parcelas).

Costos de materialesLos costos de materiales incluyen a aquellos componentes como tuberas, revestimientos, vlvulas y dems componentes sueltos. El costo de estos tems se incrementa con el dimetro del ducto planificado. La tubera usualmente ser el tem ms costoso.El espesor de la pared del ducto juega un rol importante en los costos de la tubera. Los factores que afectan el costo de los materiales son: La velocidad de flujo de diseo y la presin de operacin mxima permisible (MAOP) del gasoducto; Densidad de poblacin encontrada a lo largo del trayecto propuesto, y Disponibilidad de materiales.La velocidad de flujo de diseo y la presin MAOP determinarn el dimetro del ducto y el tamao de las vlvulas y dems partes sueltas. Un cambio insignificante en la velocidad de flujo o en el MAOP puede afectar sensiblemente el costo del gasoducto.La densidad de poblacin encontrada en el trayecto determina las clases de localizacin del gasoducto y por lo tanto, el factor de diseo, el cual tiene una relacin directa con el espesor de la pared de la tubera y la resistencia lograda del acero. Tanto una como otra, a su turno, establecen el peso de la tubera y, en consecuencia, el costo.La disponibilidad de material est relacionada al nmero de proyectos de ductos que se estn llevando a cabo simultneamente.

Costos de instalacinLos costos relacionados con la instalacin dependen de varios factores, entre ellos se encuentran la densidad de poblacin, las restricciones ambientales, las caractersticas del terreno, la poca del ao y la disponibilidad de contratistas y mano de obra. La mayor densidad de poblacin implica obstculos que incrementan los costos de instalacin en comparacin con las reas rurales; Las restricciones ambientales pueden aumentar los costos de los trabajos si el contratista debe trabajar sobre ROW con fuertes restricciones, cruce de ros, restauracin de terrenos, o bien con restricciones devenidas por sitios arqueolgicos o histricos; El terreno juega un mayor rol en el costo de los trabajos cuando la construccin debe efectuarse en suelos rocosos en lugar de arenosos, boscoso en lugar de reas abiertas, tierras hmedas en lugar de ridas, o zonas montaosas en lugar de terrenos nivelados; Si la construccin del ducto tiene lugar en primavera, verano, otoo o invierno tiene directa relacin con los costos de los trabajos. En general, la construccin en primavera e invierno implica menores costos; La disponibilidad de contratistas y mano de obra puede afectar directamente las licitaciones de contratistas. Costos de ingenieraLos costos de ingeniera varan con la complejidad del proyecto del gasoducto. Los gastos generales usualmente los establece cada empresa en particular y se expresan como un porcentaje del costo total del proyecto.Los costos de contingencia se los considera como un porcentaje del costo total estimado del proyecto.

Fig. 1-Los costos de un gasoducto dependen del tamao y el terreno, as como de la ubicacin. Generalmente se incrementan con el tamao del ducto (longitud y dimetro) y son mucho ms altos en reas densamente pobladas.La siguiente tabla muestra la participacin porcentual promedio de cada tem en el costo total de un gasoducto (EE.UU, 1988):

(*) Ingeniera, gastos generales y contingencia.Depreciacin y costos de mantenimiento y operacin: En la mayora de los casos un ducto ser diseado para un perodo de aproximadamente 20 aos, que es el perodo promedio de duracin de un campo petrolero o gasfero; sin embargo, y segn sea la caso, el mismo puede ser mayor o menor.En los ductos terrestres, los costos de mantenimiento y operacin son relativamente bajos, no ms de U$S 2.000 a U$S 5.000 por kilmetro para cada ducto.

Costos de ductos martimosEn este caso tambin se evidencia que para proyectos de ductos cortos (de unos cuantos kilmetros), los costos son extremadamente altos a causa de la necesidad de movilizar y desmovilizar las barcazas de tendido, mientras que los costos de los proyectos mayores son comparativamente menores, estando en funcin directa de la longitud. As, en EE.UU. (ms precisamente en proyectos desarrollados en el Golfo de Mxico), el costo promedio por centmetro/kilmetro para los proyectos de ductos muy cortos es de 16.000 U$S, mientras que para los proyectos mayores es aproximadamente 7.000 U$S por centmetro/kilmetro.El costo promedio de estaciones compresoras tpicas, por caballo de fuerza, es aproximadamente un 33% mayor que el costo para estaciones terrestres.Ntese, no obstante, que los costos para el Golfo de Mxico no pueden ser representativos para el resto del mundo; por lo mismo, en casi cualquier otra regin del globo, los costos sern sustancialmente ms elevados; tambin los costos de movilizacin y desmovilizacin de las barcazas de tendido son bastante elevados, ya que stas constituyen uno de los elementos ms caros del equipo utilizado en operaciones martimas. Adems, en otras regiones ser necesario importar mano de obra altamente calificada para llevar a cabo este trabajo especializado.Los costos de ductos martimos tambin dependen en particular, de la profundidad del mar y pueden llegar a ser muy altos en aguas muy profundas. Un ejemplo tpico lo proporciona el ducto de 20 pulgadas y 220 km de longitud que conecta Italia con Tnez, donde fue necesaria una inversin de 327 millones de dlares, lo que corresponde a U$S 29.000 por centmetro/kilmetro, o sea, ms de cuatro veces el costo promedio en el Golfo de Mxico.

Autor:Juan Pedro Azcona