COSTOS Y PRESUPUESTOS EN LA INDUSTRIA PETROLERA – PET 04218

TEMA 1.CONCEPTOS BASICOS E INTRODUCCION A LOS COSTOS EN LA INDUSTRIA PETROLERA

1.1 INTRODUCCIONLos costos y presupuestos de la industria petrolera no forman una rama especial de la ciencia económica general, pero si corresponden a una singular combinación de factores matemáticos; términos estadísticos, teoría de probabilidades, conocimientos técnicos especializados, mas las reglas básicas de la moderna ingeniería económica.

La industria petrolera se diferencia del resto de actividades del actual desarrollo y tecnología mundial, por sus grandes inversiones requeridas y al estar expuestas a riesgos muy altos. La industria abarca 4 grandes áreas de actividad: la exploración que es la de mayor riesgo y alta inversión; la explotación de petróleo y gas que igualmente demanda altos riesgos pero menores que la exploración y es la de mayores inversiones; la industrialización que demanda un riesgo menor e inversiones importantes y el transporte que involucra grandes inversiones pero con riesgos menores

1.2. EL UPSTREAM Y EL DOWNSTREAM

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LA EXPLOTACION PETROLERA

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En el sistema establecido en Bolivia para la industria del petróleo, desde las leyes de la capitalización(1997) se definieron dos áreas de operación general: el upstream y el downstream

El upstream corresponde a todas las operaciones de exploración, perforación y producción del petróleo y gas y las empresas que operan en estas actividades deberán cumplir con las normativas de tasas de exploración, regalías e impuestos a la producción.

En cambio el downstream corresponde a las operaciones de transporte a las refinerías y plantas de proceso para obtener los derivados de petróleo y gas, el proceso mismo en refinerías, plantas y finalmente el transporte y comercialización (en mercado interno o externo). Las empresas que operan en esta área cumplirán con otras normativas regulatorias pertinentes a la aplicación del IVA e impuestos a la elaboración.

En cada una de las fases tanto del UPSTREAM como del DOWNSTREAM, se generarán costos por la operación de equipos, disposición de materiales, uso de tecnologías, disponibilidad de servicios y el trabajo de personal técnico y administrativo capacitado y especializado.

1.3 CONCEPTOS BASICOS DE LA ECONOMIA PETROLERA

La utilidad o ganancia. El objetivo ideal en todo proyecto o empresa y en mayor grado en una empresa petrolera es el de la maximacion de utilidades, y el moderno desarrollo internacional de empresas y países, sobre todo en el esquema neoliberal ha establecido objetivos mas prácticos de tipo operativo. El moderno criterio operativo establece que la utilidad económica es el logro mas optimo de una empresa. Este parámetro estaría dado por:

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UPSSTREAMUSTRIA DOWNSTREAM

MANEJO REDES DE DUCTOS

TRANSPORTE DE HIDROC. PARA COMERCIO EXTERNO

INSTALACIONES Y SISTEMAS DE

COMERCIO CONSUMIDOR FINAL

MANEJO REDES DE GAS

PRODUCCIONINSTALACIONES

MATERIALESPERSONAL

TRANSPORTE DE HIDROC A REFINERIAS Y PLANTAS

EXPLORACIONSUBSUPERFICIAL Y SUPERFICIAL

PERFORACION *MATERIALES*EQUIPOS *TECNOLOGIA**PERSONAL

PROCESOS REFINACION Y TRATAMIENTO

DOWNSTREAM

UPSTREAM

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UTILIDAD ECONOMICA = INGRESO TOTAL – EGRESO TOTAL EGRESO TOTAL = INVERSIONES + COSTOS + DEPRECIACIONES + IMPUESTOS

LA INVERSION es la utilización o dedicación de recursos para la preparación y puesta en marcha de un proyecto en el upstream o downstream, cuyo ingreso futuro permitirá rembolsar en un plazo conveniente la inversión inicial, cubrir los costos y otras obligaciones para obtener finalmente una ganancia adecuada. En general en el área de los hidrocarburos, es difícil establecer con certeza el alcance de los beneficios futuros, pues todo proyecto petrolero, en mayor o menor grado involucra un riesgo y su evaluación racional debe relacionar el rendimiento económico con el riesgo.

EL FINANCIAMIENTO Una vez que se haya determinado la inversión para llevara cabo un determinado proyecto, la pregunta que nos planteamos es ¿de donde consigo esos recursos financieros?, es decir tenemos que pensar en el financiamiento. El financiamiento en un proyecto consiste en el proceso de las fuentes de financiamiento que se van a utilizar para conseguir los recursos que permitan arrancar el proyecto; a través del financiamiento podremos establecer la estructura de financiamiento del proyecto, lo cual implica determinar el grado de participación de cada fuente de financiamiento, los intereses y otras obligaciones inherentes a pagar, los programas de pago, etc.

EL COSTO. Económicamente por costo se entiende, la suma de esfuerzo humano, materiales, tecnología y otros recursos que es necesario invertir para producir los hidrocarburos, o bien costo es el monto de dinero que se desplaza o gasta para obtener el petróleo o gas o bien sus derivados elaborados.

En la ecuación básica de la utilidad final, se establece que la utilidad máxima dependerá fundamentalmente de lograr un alto ingreso bruto aparejado con un mínimo costo total, pues las variables de impuestos y depreciaciones están sujetas a normas y procesos que no son fácilmente controlables. Al estar el ingreso bruto dependiendo de las fluctuaciones de precios del mercado internacional y asimismo de las políticas del país, resulta que la variable que puede controlarse en mejor forma son los costos parciales y totales de extracción y proceso de los hidrocarburos.

1.4. COMPORTAMIENTO DE LOS PARAMETROS ECONOMICOS

Los elementos que influyen directamente en la utilidad de los proyectos petroleros corresponden a:

Precio de venta del barril de petróleo. La economía del petróleo tiene mayor alcance que la mera demanda y oferta de la principal fuente de energía primaria del mundo.El negocio petrolero sufre muchas influencias, en particular, la de las políticas de los gobiernos de las naciones productoras y consumidoras y la de los regímenes fiscales. Los precios del petróleo han sido, en general, sumamente variables, excepto durante un breve período de estabilidad en la década de 1950 y a principios de la de 1960. Cuando Edwin Drake vendió por primera vez petróleo de su pozo de Pennsylvania, le pagaron 20 dólares por barril. Al poco tiempo el precio había bajado a unos pocos céntimos.

1.4.1. LAS FLUCTUACIONES MUNDIALES DEL PRECIO DEL PETROLEO

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En 1960 Irán , Irak, Kuwait, Arabia Saudita y Venezuela fundaron la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), con el fin de promover los intereses de los países integrantes con respecto a su producción de hidrocarburos y a los ingresos que obtenían de ellos. De eses entonces a la fecha se han tenido innumerables alzas y bajas del precio.

La mayor parte del petróleo se comercia ahora en relación con el precio "spot" de ciertos crudos de referencia, tales como Brent del Mar del Norte, Dubai de Medio Oriente o North Slope de Alaska. El precio "spot" es el precio de un cargamento único de petróleo crudo vendido en un lugar en particular. Entonces, expresado brevemente, la economía del petróleo es compleja y sufre muchas influencias distintas, entre las que pueden mencionarse las resoluciones de la OPEP, el comportamiento de los países productores no miembros de la OPEP, los cambios en los regímenes fiscales, las decisiones de las compañías petroleras y las generadoras de electricidad en cuanto a las inversiones. En tales condiciones, es inevitable que haya incertidumbre y éste es el factor que quienes actúan en la escena petrolera van reconociendo que tienen que aceptar, aunque no les plazca. 1.5. ESTRUCTURA DEL COSTO TOTAL

1.5.1. Componentes Fundamentalmente se establece que el costo de producir un barril de petroleo (Cp) esta constituido por los siguientes componentes:

Cp = C1 + C2 + C3 +C4 + C5

Donde : Cp = costo total de explotación o extracción C1 = costos de exploración C2 = costos de perforación C3 = costos de producción C4 = costos de transporte y acondicionamiento C5 = costos varios adicionales

El costo promedio total de un barril de petróleo en Bolivia era 3 U$S en 1990 y, en 1999, bajó a 2,60U$S. Actualmente se estima, según analistas independientes, entre 3 y 5 U$S .

Dentro de la estructura de los costos petroleros, hay que diferenciar los dos principales rubros: los costos de perforación y los costos de producción. Para explotar un barril de petróleo, además 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 Bolivia paga regalías e impuestos (Ingresos Brutos).Además, el barril producido obliga a reponer reservas; la reposición de reservas tiene costos de exploración y de desarrollo que resultan del desempeño de la empresa para sumar reservas e incluyen la ampliación de áreas en explotación, descubrimientos, revisiones de reservas ya comprobadas y mejoras en los sistemas de recuperación. Tomamos como ejemplo una estructura promedio de costos

Participación estimada de distintos rubros

Costos totales 100%

Operativos de explotacion 20%

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Amortizaciones 40%

Indirectos 30%

Regalías 18%

Impuestos 12%

COSTOS DE PRODUCCIÓN PROMEDIO ESTIMADOSEN DISTINTAS REGIONES DEL MUNDO

Región U$S por barril

Estados Unidos 3,00 - 7,00

Mar del Norte 3,00 - 6,00

América del Sur 2,00 - 6,00

Africa 2,00 - 5,00

Medio Oriente 1,00 - 5,00

Bolivia 3,00 - 5,00

.El precio promedio de crudo que obtienen los productores, debido a las correcciones de calidad y al condición de sobreoferta del mercado local, se referencia a la cotización del WTI. Con un precio del barril que ronda los 60 U$S, la recuperación total de costos promedios está altamente asegurada. En suma, el sector petrolero está recuperando totalmente los costos El sector up stream mantiene el ritmo productivo a pleno porque el costo marginal de producir un barril adicional de petróleo varía entre 3 y 6 U$S, según los yacimientos, por lo que dejar de producirlo implicaría la privación de un ingreso adicional de mas de 50 U$S, si el precio internacional gira en torno de los 60 U$S por barril.

1.5.2. Acerca de la explotación de los yacimientosEn la rama de la explotación de hidrocarburos existen diversas tecnologías que deben ser consideradas para la incorporación de reservas y el mejoramiento de la producción. La tendencia va hacia la superación de las dificultades para localizar y evaluar nuevos yacimientos petrolíferos y para explotarlos eficientemente.

Actualmente se estima que los yacimientos que se consideran económicamente agotados contienen todavía alrededor de la tercera parte de su volumen original de hidrocarburos, y los nuevos o de reciente descubrimiento ofrecen dificultades para su explotación por su profundidad, complejidad geológica y tipos de fluidos.

La explotación de yacimientos, desde el punto de vista rigurosamente técnico, puede considerarse como el conjunto de decisiones y operaciones mediante las cuales a un yacimiento petrolífero se le identifica, cuantifica, desarrolla, explota, monitorea y evalúa en todas sus etapas de producción; esto es, desde su descubrimiento, pasando por su explotación, hasta su abandono, aunque probablemente haya tantas definiciones como percepciones del proceso.

El propósito básico de la explotación de hidrocarburos es controlar las operaciones para obtener

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la máxima recuperación económica posible de un yacimiento, basado en hechos, información y conocimiento, donde se consideran las siguientes etapas:

En esta etapa se realiza el estudio de las propiedades de las rocas y su relación con los fluidos que contiene para cuantificar el volumen original de hidrocarburos existentes en los yacimientos petroleros, y establecer estrategias de explotación, tomando en cuenta los modelos de caracterización y simulación de yacimientos.

1.5.3. Desarrollo de camposConsiste principalmente en la perforación y operación de pozos. Está condicionado por los tipos de fluidos y su comportamiento en el yacimiento. Aquellos determinarán cuántos pozos y dónde de deberán perforar, y cómo deberán producir para aumentar las ganancias. Existe una variedad de pozos según la necesidad del yacimiento. Entre ellos podemos mencionar: pozos convencionales, direccionales, de alcance extendido, horizontales, de diámetro reducido, multilaterales y ramificados. Todos ellos tienen como objetivo principal optimizar la extracción y aumentar las ganancias del hidrocarburo.

1.5.4. Recuperación de hidrocarburosTradicionalmente los métodos de producción por agotamiento primario y secundario permiten recuperar in situ una tercera parte del crudo de un yacimiento. En épocas pasadas esta situación no recibía mucha atención debido a que el crudo era relativamente fácil de encontrar y, en consecuencia, el costo de producción de un barril de crudo de un nuevo descubrimiento resultaba inferior al de un barril incorporado por métodos de recuperación terciaria o mejorada.

Dada la declinación de reservas y la baja probabilidad de localizar nuevos campos importantes, los productores han buscado incrementar la recuperación final de hidrocarburos de campos abandonados o en estado avanzado de explotación.Asimismo, la caracterización computarizada de yacimientos constituye una de las herramientas más importantes en los procesos de recuperación mejorada de petróleo; de hecho, el éxito de estos procedimientos depende, prácticamente, de aplicar la energía mediante los fluidos inyectados en el lugar, tiempo y volumen correctos (también se puede realizar esta estrategia con un simulador de yacimientos adecuado).

1.6. EVALUACION DE LOS COSTOS EN EL UPSTREAM

1.6.1.Costos de ExploraciónLos costos exploratorios consisten generalmente en costos de reconocimiento geológico o geofísico, costos sísmicos, costos de perforación exploratorios y gastos administrativos y fijos.Como ya hemos visto, en áreas terrestres es posible llevar a cabo tanto levantamientos aéreos como trabajos de campo normales.Los costos de dichos levantamientos dependerán directamente del tamaño del área y de la complejidad logística. No obstante, los costos de los levantamientos aéreos de observación son bastante moderados; así, el costo de desarrollar una campaña de registro aerogravi-magnetométrico, cubriendo una concesión de 5.000 km2 de superficie ubicada en Sudamérica, está entre los 300.000 y 500.000 dólares.

El costo del trabajo geológico de campo presenta una gran variabilidad, dependiendo en alto grado de los costos logísticos y de la mano de obra, tales como los costos de transporte (costos de helicópteros).

En cuanto a los costos de prospección sísmica puede señalarse que los mismos son mucho más elevados, pudiendo efectuar una diferenciación en cuanto a las prospecciones en 2D o en

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3D. Como se ha señalado oportunamente, la sísmica en 3D presenta desventajas en cuanto a los costos, puesto que la misma implicar una erogación, por kilómetro lineal, tres o cuatro veces mayor a la que representa la sísmica en 2D. El costo de una prospección sísmica 2D en Sudamérica asciende aproximadamente a 20.000 U$S por kilómetro de perfil

En comparación con los levantamientos geológicos y geofísicos, el costo de prospección sísmica 3D cubriendo sólo 250 km2 puede llegar a valores que oscilan entre 2 y 3 millones de dólares. Por otra parte, puede decirse que un estudio sísmico tridimensional en el mar cuesta U$S 15.000 por km2, según el lugar y las condiciones reinantes.

1.6.2. Costos de PerforaciónPor lo regular, los costos de perforación dependen de tres factores importantes: los costos diarios del equipo de perforación, los costos diarios de otros elementos, tales como combustibles, los revestimientos o tuberías y el tiempo empleado en la perforación del pozo.Los costos de perforación son expresados, a veces, en términos de unidad monetaria por día o unidad monetaria por metro o pié; lo más común es que los contratistas operen en base a costos diarios.

A partir de la siguiente ecuación se puede obtener el costo unitario de perforación en U$S por metro:

donde:

: costos operativos fijos del equipo de perforación (U$S/hora)

: costo del trépano (U$S) : tiempo total de rotación (horas): tiempo total de no rotación (horas): tiempo de viaje o round trip (horas): profundidad perforada con el trépano (metros)

Los costos de un equipo de perforación dependen mucho del mercado. Siempre que se da una alta demanda para perforaciones, los propietarios de equipo estarán en la capacidad de pedir precios elevados en vista a la escasez creada por dicha demanda. Para el caso de un mercado débil, los propietarios se verán forzados a reducir el precio hasta niveles apenas suficientes para mantener el equipo en operación y recuperar al menos, parte de los costos de capital. En condiciones de mercado normales, un propietario tratará 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 tratará de depreciar el valor del mismo sobre la base del valor de reemplazo.

Los costos del equipo de perforación dependen directamente de la potencia en caballaje y de las capacidades del mismo. Un equipo con capacidad para perforar pozos profundos será más caro que uno con capacidad para perforar solamente pozos poco profundos. Esto puede observarse en la tabla ADJUNTA donde se describen los costos de equipos de perforación y terminación y de mantenimiento de pozos productores de petróleo y de gas en distintas regiones de EE.UU.

En condiciones de mercado de gran demanda, el operador podrá recobrar el 0,20% por día de los costos o más, mientras que en condiciones de mercado débil, podrá obtener solamente alrededor de un 0,08% por día de esos costos.

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En Bolivia no se encuentran equipos de perforación en la abundancia que se dá en EE.UU., por ejemplo, por lo que los costos pueden obtenerse sobre la base de contratos de largo plazo. Las tarifas diarias son más bajas para los contratos a largo plazo pero los costos de equipo resultan más altos a causa de los problemas de mantenimiento, de riesgo y los costos de movilización y desmovilización, además que los períodos ociosos son más largos.Los gráficos siguientes muestran el comportamiento que los precios índice del petróleo y del gas natural y los costos índice de los equipos de perforación y terminación y de mantenimiento de pozos productores, han tenido desde el año 1976, tomado como base, hasta el año 2000.

Por caso, para el gas natural se observa que tanto el costo de equipamiento como de mantenimiento han experimentado una menor variación en el período 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 período, por debajo del indicado para el año base, al igual que lo ocurrido para el costo de equipamiento de pozos productores de petróleo.Algo similar se observa en el gráfico que muestra los precios índice de petróleo, costos índice de equipos y mantenimiento de pozos productores de petróleo. Hay dos diferencias principales entre los dos gráficos. Primero, el precio índice del gas natural se ha mantenido por encima del año base, mientras que el precio índice del crudo ha estado apenas por encima del año base solamente en tres años desde 1986, en 1987, 1990 y 2000. El precio índice de 1998 fue sólo el 20% del alcanzado en 1981.

Segundo, los costos índice de mantenimiento de pozos productores de petróleo han permanecido por encima de los niveles de 1976 mientras que el costo índice de mantenimiento de pozos productores de gas natural quedó por debajo de los valores del año base, en 1984, pero ambos han permanecido dentro de un rango relativamente estrecho desde entonces.

El costo índice de mantenimiento de pozos productores de petróleo ha aumentado más marcadamente con respecto a 1999 que lo que lo hizo el correspondiente al gas natural (9% contra 2%).

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La siguiente tabla nos da la integración porcentual en detalle de los costos relativos promedios de perforación y terminación de un pozo típico de EE.UU., los cuales se refieren a pozos de desarrollo promedios e incluyen equipo de boca de pozo.

Rubro Perforación Perforación y Terminación

Costos Intangibles

Preparación de sitios y caminos 2,42 3,03

Equipo de perforación y herramientas 24,09 17,09

Fluídos de perforación 9,17 5,45

Alquiler de equipos 6,29 6,24

Cementación 4,00 2,53

Servicios de apoyo 12,30 12,85

Transporte 5,67 3,89

Supervisión y administración 1,88 1,44

SUBTOTAL 65,82 52,52

Costos Tangibles

Equipamiento de tubería 32,81 39,46

Equipo de boca de pozo 1,36 7,28

Equipo de terminación 0,00 0,73

SUBTOTAL 34,17 47,47

Contingencia* 15,00 15,00

* El porcentaje se aplica al costo total del pozo perforado y/o terminado

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1.6.2.1.Tiempo y velocidad de perforaciónEl tiempo de perforación de los pozos depende de su profundidad; en primer lugar, debido a que las formaciones más profundas son más difíciles de perforar, y segundo debido al "tiempo de reposición" que se incrementa con la profundidad cada vez que la sarta de perforación tenga que ser repuesta. También, el tiempo de perforación del pozo depende de las clases de formaciones geológicas que van encontrándose; así, si se encuentran calizas duras o areniscas o lutitas fangosas, el ritmo de la perforación disminuirá sensiblemente y en el caso de las últimas, la perforación puede llegar hasta paralizarse. En otro caso, si hay mucha probabilidad de presiones inesperadas, se necesitará preparar un programa de revestimiento especial, lo que tomará más tiempo en instalarse.En suma, la elección del tiempo de perforación apropiado depende por entero de la profundidad y de las condiciones geológicas y técnicas. Sin embargo, puede variar dicho tiempo de 60 días para un pozo de 1.800 metros de profundidad a 180 – 240 días para uno cuya profundidad alcance los 5.000 m.

Entre los factores que afectan la velocidad de perforación pueden distinguirse variables y fijos: entre los primeros, se cuentan el tipo y peso del trépano, rapidez de rotación, propiedades del lodo o barro de perforación, limpieza del fondo del pozo; entre los fijos, se reconocen a la dureza de las rocas y la presión de la formación.

1.6.2.2. Costos de Pozo TotalesSi los costos de perforación han sido establecidos en términos de unidad monetaria por día, la multiplicación de los costos del equipo de perforación más los otros costos por el número de días requeridos para perforar un pozo, nos dará los costos totales. Si, en cambio, aquellos expresados por metro o pié, el costo total se obtendrá multiplicando los costos por la profundidad total.

Pozos totales, profundidad perforada e inversiones estimadas en perforación(USA)

Pozos Petróleo Pozos Gas Pozos Secos Total

Años 2000 1999 2000 1999 2000 1999 2000 1999

Cantidad de Pozos 7.651 12.808 14.231 21.418 3.738 4.119 25.620 37.687

Total Perforado (miles de metros) 10.957 17.268 23.666 33.795 6.721 7.184 41.343 57.302

Costo Total (millones $us) 4.540 5.761 10.772 15.372 4.020 4.269 19.332 25.054

Profundidad (metros) 1.432 1.348 1.663 1.578 1.798 1.744 1.614 1.520

Costo por pozo ($us/pozo) 593.386 449.825 756.939 717.709 1.075.441 1.036.405 754.567 664.798

Costo por metro ($us/metr) 414 334 455 455 598 594 468 437

Fuente: Joint Association Survey on Drilling Costs. American Petroleum Institute

En áreas especiales, los costos de movilización y desmovilización de un equipo de perforación deben tomarse en cuenta, pues pueden llegar a varios cientos de miles de dólares. La forma más económica de proceder es mediante la suscripción de contratos a largo plazo, si ello es posible, en vista del número de objetivos de exploración disponibles.

En la mayoría de las áreas del mundo, los costos logísticos adicionales pueden ser especialmente altos si hay necesidad de construir carreteras y nuevos caminos o campos especiales; la necesidad de contar con servicio aéreo ampliará el renglón de costos de transporte, pues habrá que preparar pistas de aterrizaje y bases, sobre todo si dichos servicios se vuelven muy necesarios. Esto hará elevar sensiblemente los costos de perforación. Por

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ejemplo, en Bolivia un pozo típico de 3.700 metros puede costar alrededor de $ 6 millones de dólares y este costo se compone en buena proporción de costos diarios adicionales.

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

1.6.2.4.Costos de DesarrolloLos costos de desarrollo de un campo petrolero o gasífero terrestre pueden dividirse en costos de: pozos de delimitación infraestructura de pozos perforación de pozos de desarrollo instalaciones líneas de flujo

1.6.2.5.Costos de Perforaciones de DelimitaciónLos costos de perforaciones de delimitación son muy similares a los costos de perforación de un pozo exploratorio. El tiempo empleado en las perforaciones de delimitación es importante, ya que pueden iniciarse unos meses después de haberse efectuado el descubrimiento. En áreas donde los costos logísticos son altos y los equipos de perforación han sido empleados para otros propósitos, podría tomar hasta un año para que el primer pozo de delimitación pudiera iniciarse.El número de pozos de delimitación depende directamente de la complejidad y del tamaño de la estructura. En áreas terrestres, actualmente se acostumbra a iniciar la producción antes de que el campo esté completamente delimitado.

1.6.2.6.Costo de Infraestructura de PozosEll costo de la preparación del sitio para las instalaciones de producción o para las perforaciones de desarrollo es generalmente barato, en áreas donde hay abundantes carreteras y las condiciones de la tierra son aceptables, la preparación del sitio solamente costará unos cuanto miles de dólares. En áreas mas remotas y de terreno inestable o pantanoso es necesario una completa preparación para el futuro sitio de producción y podrá costar medio millón de dólares o más. También en áreas remotas tendrán que construirse caminos adicionales y probablemente pistas de aterrizaje con elevadas inversiones.Los costos diarios del equipo de perforación, de logística y otros, no varían mucho de los de un pozo exploratorio.

1.6.2.8. Número 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 inyección de gas o agua. El número 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 área, condicionado a que se aplique el mantenimiento de la presión, tal como la inyección de agua. En otras áreas, la geología es extremadamente variable y los pozos sólo podrán drenar una pequeña área. Por ejemplo, en el campo petrolero de Rubelsanto en Guatemala, un solo pozo

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drena una extensa área de 18 kilómetros cuadrados (1.800 Has) y, en contrapartida, en Woodbourne en Barbados, los pozos están 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 petróleo y/o gas natural en suficientes cantidades para justificar su terminación como pozo productivo.. Estos costos son necesarios para encontrar petróleo o gas natural y, a pesar de contar con tecnologías y equipos complejos, la industria sólo encuentra hidrocarburos en el 25% de las veces.

Si se necesita un patrón de espaciamiento particular, entonces, el número de pozos puede ser determinado por la cantidad de hectáreas probadas de un campo. Si se aplica inyección de agua, puede usarse como principio que se necesita un pozo inyector para cada 2 o 3 productores. También por causa de circunstancias geológicas particulares, es bueno contar con el hecho de que uno de cada 10 pozos que se perforen en el campo resultará seco.El número de pozos de desarrollo perforados anualmente depende de la cantidad de torres o equipos de perforación que se hayan empleado en el desarrollo del campo y también del tiempo de perforación por pozo. El uso simultáneo de 2, 3 o 4 equipos de perforación, dependiendo del número de pozos, no es cosa extraordinaria.

1.6.3.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 producción, puede ser suficiente la instalación 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, así como las tarimas de carga de los camiones cisterna para retirar el petróleo del campo. un campo petrolero pequeño no puede ser instalado con menos de $ 100.000. pero por lo general, necesita más inversión. Líneas de flujoEn operaciones terrestres, la red de líneas de recolección conectan los pozos individuales con las instalaciones de producción; y son suficientes para este propósito, ductos de cuatro a seis pulgadas. El costo de estos ductos es variable con respecto al tamaño del campo petrolero y al número total de pozos.

1.6.4.Costos de OperaciónEn los campos terrestres medianos y grandes, los costos anuales de operación están casi en función directa al capital total invertido. Los costos de operación totales anuales pueden dividirse en costos de operación propiamente dichos, costos de mantenimiento, costos de seguro y costos de administración.

Los costos de operación propiamente dichos incluyen los abastecimientos, el tratamiento de hidrocarburos, las comunicaciones, las provisiones para la seguridad y otros elementos afines.

1.6.5. Los costos de mantenimiento consisten en las inspecciones de la estructura y mantenimiento; operaciones de reparación del equipo y modificación o reemplazo de partes; y el servicio de pozos. Generalmente mientras mayor sea el nivel de inversión, mayores serán los desembolsos por servicio de pozos. Por otro lado, los gastos en seguros aumentan en proporción a los costos de capital y los costos de administración se incrementan conforme sube el nivel de las operaciones.Un factor por demás importante lo constituyen las condiciones técnicas del campo, así por ejemplo, si el gas del campo contiene grandes volúmenes de H2S pueden darse serios problemas de corrosión y si el petróleo contiene gran cantidad de parafinas podría requerirse de servicios periódicos de desparafinamiento de los pozos.

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Sin embargo, un nivel razonable para los costos de operación es usar alrededor de un 4 a 5% de los costos de capital para los campos económicos, y de un 13 a 15% para los más caros.

1.7. Costos de Ductos: Los costos de los ductos incluyen el costo de tubería, preparación de zanjado y enterramiento.Los costos de los ductos instalados en tierra firme pueden expresarse para mayor conveniencia por pulgada/milla o por centímetro/kilómetro. Los costos de construcción 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 habrá de ser movilizado y desmovilizado, aparte de que los costos de ingeniería y los gastos fijos también resultan mucho más altos. Como consecuencia, con los ductos muy cortos (de unos pocos kilómetros de extensión) sucede que los costos sobrepasan en mucho el promedio.

Sin embargo, los proyectos normales de mayor longitud acusan menos variación 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 término de unos cuantos meses.Los costos de las estaciones compresoras son, por lo regular, directamente proporcionales al costo de su potencia, expresada ésta en términos de caballaje (HP).

1.7.1.Selección del tamañoAtendiendo a que los costos de un ducto son casi directamente proporcionales a su tamaño, es importante seleccionar el tamaño adecuado. En este sentido, deben tenerse en cuenta aspectos diferenciales según se trate de petróleo o gas.Petróleo: El diámetro del ducto petrolero, en pulgadas o centímetros, lo determina el flujo requerido en barriles por día; la viscosidad del petróleo y las condiciones del terreno. También se considera el grosor de la lámina de la tubería, ya que mientras mayor sea, podrán soportarse mayores presiones. Por otro lado, la opción de seleccionar un ducto de pequeñas dimensiones depende directamente de cuán elevado es el diferencial de presión. Aparte de los espesores de las paredes, es igualmente importante el factor calidad en la selección de las presiones máximas de operación. En la actualidad, para un proyecto en particular, la determinación de las dimensiones de un ducto, el grosor de la lámina y la calidad, se realizan mediante programas de optimización 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 diseñe tenga suficiente capacidad como para permitir posibles expansiones futuras en el nivel de flujo, las que serán consecuencia de un aumento en la producción petrolera. La capacidad del oleoducto puede ser aumentada por medio de la adición al sistema de estaciones de bombeo.La siguiente tabla proporciona una idea de los tamaños típicos del ducto atendiendo al nivel de producción:

Volumen Diario Tamaño(*)

(Barriles) (Pulgadas) (centímetros)

5.000 6 15

10.000 8 20

15.000 10 25

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25.000 14 35

50.000 18 45

100.000 20 50

150.000 24 60

300.000 28 70

500.000 32 80

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

Gas: También para el caso del gas, el diámetro del ducto depende principalmente del volumen a ser transportado, pero además y muy particularmente, de las distancias entre estaciones compresoras a lo largo del ducto. Al igual que con los oleoductos, el tamaño depende también del grosor de la lámina y de las consideraciones de calidad.

1.7.2. Costos de los gasoductosEl costo de un gasoducto está constituído predominantemente de los siguientes componentes: derecho de vía (ROW) y costos de agrimensura, costos de materiales, costos relativos a la instalación, y costos de ingeniería y gastos generales.La mayor porción del total consiste en los costos de materiales e instalación. Cuando se estima el costo de un gasoducto, otro componente, costos de contingencia, debería ser considerado.

1.7.3. costos de derecho de vía Los costos de derecho de vía consisten en el pago de los derechos del suelo tomado y el pago de daños y perjuicios ocasionados inevitablemente por los trabajos realizados.Los dos factores que más afectan el costo son· densidad de población encontrada a lo largo de la traza del ducto. En general cuánto más alta sea la densidad poblacional, los costos son más altos;· factores ambientales a tener en cuenta a lo largo de la traza del ducto. El paso por áreas 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 más inmuebles (parcelas).

1.7.4. costos de materialesLos costos de materiales incluyen a aquellos componentes como tuberías, revestimientos, válvulas y demás componentes sueltos. El costo de estos ítems se incrementan con el diámetro del ducto planificado. La tubería usualmente será el ítem más costoso.El espesor de la pared del ducto juega un rol importante en los costos de la tubería. Los factores que afectan el costo de los materiales son:· la velocidad de flujo de diseño y la presión de operación máxima permitible (MAOP) del gasoducto;· densidad de población encontrada a lo largo del trayecto propuesto· disponibilidad de materiales.La velocidad de flujo de diseño y la presión determinarán el diámetro del ducto y el tamaño de las válvulas y demás partes sueltas. Un cambio insignificante en la velocidad de flujo puede afectar sensiblemente el costo del gasoducto.La densidad de población encontrada en el trayecto determina las clases de localización del gasoducto y por lo tanto, el factor de diseño, el cual tiene una relación directa con el espesor de la pared de la tubería y la resistencia lograda del acero. Tanto una como otra, a su turno,

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establecen el peso de la tubería y, en consecuencia, el costo.La disponibilidad de material está relacionada al número de proyectos de ductos que se están llevando a cabo simultáneamente.

1.7.5.costos de instalaciónLos costos relacionados con la instalación dependen de varios factores, entre ellos se encuentran la densidad de población, las restricciones ambientales, las características del terreno, la época del año y la disponibilidad de contratistas y mano de obra.

La mayor densidad de población implica obstáculos que incrementan los costos de instalación en comparación con las áreas rurales

Las restricciones ambientales pueden aumentar los costos de los trabajos si el contratista debe trabajar con fuertes restricciones, cruce de ríos, restauración de terrenos, o bien con restricciones devenidas por sitios arqueológicos o históricos.

El terreno juega un mayor rol en el costo de los trabajos cuando la construcción debe efectuarse en suelos rocosos en lugar de arenosos, boscoso en lugar de áreas abiertas, tierras húmedas en lugar de áridas, o zonas montañosas en lugar de terrenos nivelados.

Si la construcción del ducto tiene lugar en primavera, verano, otoño o invierno tiene directa relación con los costos de los trabajos. En general, la construcción en primavera e invierno implica menores costos.

La disponibilidad de contratistas y mano de obra puede afectar directamente las licitaciones de contratistas.

1.7.6. costos de ingenieríaLos costos de ingeniería varían 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.

1.7.7. Los costos de contingencia se los considera como un porcentaje del costo total estimado del proyecto.La siguiente tabla muestra la participación porcentual promedio de cada ítem en el costo total de un gasoducto (EE.UU, 1988):

Item % del Costo Total

Terreno y Derecho de Vía 6

Materiales 33

Instalación 43

Otros * 18

(*) Ingeniería, gastos generales y contingencia.

1.7.8 Depreciación y costos de mantenimiento y operación : En la mayoría de los casos un ducto será diseñado para un período de aproximadamente 20 años, que es el período promedio de duración de un campo petrolero o gasífero; sin embargo, y según sea la caso, el mismo puede ser mayor o menor.

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