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Costos de Perforación

Enviado por jpazcona



Indice
1. Estructura de costos totales en Argentina
2. Acerca de la explotación de los yacimientos
3. Evaluación de Costos en el Upstream

1. Estructura de costos totales en Argentina

El costo promedio total de un barril de petróleo en Argentina era 13,57 U$S en 1993 y, en 1994, bajó a 12,64U$S. Actualmente se estima, según analistas independientes, entre 9 y 12 U$S según 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 producción y los costos de reposición de reservas. 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 Argentina 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. Con criterio amplio, pueden incluirse en este concepto las adquisiciones de reservas.

ESTRUCTURA DE COSTOS TOTALES EN ARGENTINA

Participación estimada de los distintos rubros

Costos de producción

100%

Operativos

19%

Amortizaciones

38%

Indirectos

25%

Regalías

16%

Impuestos

2%

Costos de reposición de reservas

100%

Exploración

37%

Desarrollo

63%

  • Fuente: Montamat. Op.Cit.

El costo de producción promedio de petróleo bajó en Argentina de 9,55 U$S por barril en 1993 a 7,37 U$S por barril en 1994. Si excluímos regalías e impuestos, el costo de producción promedio de petróleo es de 5,77 U$S por barril.

COSTOS DE PRODUCCIÓN PROMEDIO ESTIMADOS

EN 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

Argentina

3,00-6,00

Fuente: Montamat. Op.Cit.

El costo promedio de reposición de reservas en la Argentina era de alrededor de 3,98 U$S por barril en 1993 pero, en 1994, aumentó a 5,27 U$S por barril. Tal variación encuentra su fundamento en el hecho que una vez finalizada la transición que marcó el paso a la desregulación petrolera, la reposición de reservas exige inversiones. Argentina se encuentra en la media mundial de estos costos: los costos de reposición de reservas para la industria petrolera a nivel mundial fueron de 5,27 U$S por barril de crudo durante el período 1988-1991.
Por otra parte, el precio promedio de crudo que obtienen los productores en Argentina, debido a las correcciones de calidad y al condición de sobreoferta del mercado local, se referencia a la cotización del WTI menos 2,5 U$S por barril en promedio. Con un precio del barril que ronda los 20 U$S, la recuperación total de costos promedios está asegurada. En suma, el sector petrolero argentino está recuperando totalmente los costos (recién cuando el WTI cotiza por debajo de los 15 U$S queda comprometida, en promedio, la recuperación total de 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$S, según los yacimientos, por lo que dejar de producirlo implicaría la privación de un ingreso adicional de 17,5 U$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 víctima de un escenario de precios bajos empieza siendo la reposición de reservas y luego la recuperación de la inversión.

2. Acerca de la explotación de los yacimientos

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

Evaluación de yacimientos
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.

Desarrollo de campos
Consiste 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.

Recuperación de hidrocarburos
Tradicionalmente 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).

Sistemas e instalaciones de producción
Esta etapa tiene una estrecha interrelación con el estudio de los fluidos y su interacción con las rocas, pero es el propio pozo y/o su diseño superficial el que determina la recuperación del crudo en forma optimizada, con la disposición de instalaciones superficiales adecuadas para futuras expansiones.

3. Evaluación de Costos en el Upstream

Costos de Exploración
Los 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 200.000 y 300.000 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 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$S por kilómetro de perfil (Ver Anexo 6.2).
En comparación con los levantamientos geológicos y geofísicos, el costo de prospección sísmica 3D cubriendo sólo 250 km2 puede llegar a valores que oscilan entre 2 y 3 millones de dólares. Por otra parte, puede decirse que un estudio sísmico tridimensional en el mar cuesta U$S 15.000 por km2, según el lugar y las condiciones reinantes.

Costos de Perforación
Por 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 tup (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 las tablas presentadas en el Anexo 6.3 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. dados en el año 2000.
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.
En la Argentina 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%).

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.

Perforación y

Rubro

Perforación

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

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

Tiempo y velocidad de perforación
El 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 40 días para un pozo de 1.800 metros de profundidad a 150 días para uno cuya profundidad alcance los 5.000 m.
Analíticamente podemos decir que, cuando no se presentan mayores variaciones en el subsuelo, la velocidad de perforación decrece exponencialmente con la profundidad. Bajo estas condiciones, la velocidad de perforación puede vincularse a la profundidad , a través de

Ecuación 1

donde y son constantes propios de cada área o región.

A partir de la Ecuación 1, el tiempo de perforación requerido para perforar una profundidad dada, puede ser obtenido separando variables e integrando. Así

Ecuación 2

Luego, haciendo la sustitución y resolviendo

obtenemos que

Ecuación 3

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.

Costos de Pozo Totales
Si 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

Estados Unidos 2000 vs. 1999

Tipo de Pozos

Petróleo

Gas

Seco

Total

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

10.957

17.268

23.666

33.795

6.721

7.184

41.343

57.302

(en miles de metros)

Costo Total

4.540

5.761

10.772

15.372

4.020

4.269

19.332

25.054

(millones de U$S)

Profundidad media

1.432

1.348

1.663

1.578

1.798

1.744

1.614

1.520

(metros)

Costo por pozo medio

593.386

449.825

756.939

717.709

1.075.441

1.036.405

754.567

664.798

(U$S/pozo)

Costo por metro medio

414

334

455

455

598

594

468

437

(U$S/metro)

Fuente: Joint Association Survey on Drilling Costs. American Petroleum Institute. 2001

www.api.org

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.
El costo total del pozo tiende a incrementarse exponencialmente con la profundidad; así es que, con frecuencia, se asume una relación entre el costo total y la profundidad , dada por

donde y son constantes que dependen primariamente de la localización del pozo (área o región).

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 ejemplo, en Guatemala un pozo típico de 3.700 metros cuesta alrededor de $ 4,5 millones de dólares y este costo se compone en buena proporción de costos diarios adicionales.

Gastos Generales
Los 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.

Costos de Desarrollo
Los 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, y
  • líneas de flujo

Costos de Perforaciones de Delimitación
Los 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.

Costo de Infraestructura de Pozos
En tierra, el costo de la preparación del sitio para las instalaciones de producción o para las perforaciones de desarrollo es generalmente barato; de hecho, 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.

Costos de Perforación y Terminación de Pozos de Desarrollo
Los costos terrestres por pozo productivo (petrolero o gasífero) terminado para una situación típica de EE.UU al año 1996 son los que detalla la siguiente tabla:

Costos promedios de perforación y terminación de

pozos productivos terrestres en EE.UU. (U$S)

Profundidad

Pozo

(metros)

Productivo

Hasta 850

149.559

850-1500

153.488

1500-2000

347.535

2000-2400

640.349

2400-3000

870.432

3000-3600

1.585.158

Más de 3600

2.600.372

Fuente: Joint Association Survey on Drilling Costs (1996)

 

Los costos diarios del equipo de perforación, de logística y otros, no varían mucho de los de un pozo exploratorio.
En general, en países como la Argentina, los costos de los pozos de desarrollo terrestres resultan más elevados por causa de los factores logísticos y el riesgo, según se explicó anteriormente. Por caso, y en base a los datos de las diferentes áreas y yacimientos ubicados en la Provincia de Río Negro (Cuenca Neuquina) se registran costos promedios de perforación y terminación 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 perforación horizontal en EE.UU., para el año 1996, son los siguientes:

Costos promedios de Pozos Terrestres

con Perforación Horizontal en EE.UU. (U$S)

Longitud

Pozo

(metros)

Perforado

Hasta 500

95.667

500-1000

128.787

1000-2000

506.686

2000-2500

1.007.804

2500-3000

1.220.000

Más de 3000

1.443.000

Fuente: Joint Association Survey on Drilling Costs (1996)

Número de Pozos de Desarrollo
Los 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 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. Obsérvese, 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 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.

Costos de Instalaciones
Los 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. Los costos actuales de un tanque alcanzan aproximadamente $ 20 por barril/capacidad, consecuentemente un tanque de 2.000 barriles de capacidad costará $ 40.000. Los separadores cuestan cerca de $12 por barril/capacidad, por consiguiente un campo petrolero pequeño no puede ser instalado con menos de $ 100.000. pero por lo general, necesita más inversión.
Si el gas es un tanto sulfuroso, se necesitará 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 dólares. Si fuera necesario inyectar agua, se requerirá de una bomba con un costo promedio de $700 por caballo de fuerza.

Líneas de flujo
En 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.

Costos de Operación
En 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.
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.
La mayoría de los costos anuales de operación son fijos. Por esta razón nos encontramos con costos como las inspecciones periódicas, las cuales deben efectuarse con regularidad por medio del servicio de transporte como helicópteros, los que deben estar siempre a disposición, independientemente del nivel de producción. También en lo que se refiere al servicio de pozos, éste se debe efectuar siempre, ya sea que los pozos tengan un nivel de producción alto o un nivel moderado. Solamente ciertos costos menores son directamente variables al nivel de la producción tales como los combustibles y los productos químicos.
En consecuencia, para la mayoría de análisis económicos es aceptable considerar los costos de operación anuales como fijos y como un porcentaje constante de la inversión.
Sin embargo, esto no es totalmente cierto puesto que algunos costos de mantenimiento están sujetos a incrementarse conforme aumenta la antigüedad del campo. Inicialmente, los costos de operación de un campo petrolero podrían ser altos como consecuencia de los esfuerzos necesarios para corregir errores menores durante la construcción 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 operación pero sin embargo, se desconoce en gran parte la secuencia exacta que siguen los costos de operación y, por ello, el considerar los costos de operación simplemente como una suma anual fija es una práctica aceptable.
La proporción de los costos de operación, expresada en términos porcentuales, varía mucho según las circunstancias y las condiciones mismas de operación. Los costos de operación serán algo más elevados en los campos pequeños que en los grandes, lo cual también depende de la zona geográfica en donde se llevan a cabo las operaciones. Si los costos de mano de obra son relativamente bajos, los costos totales anuales de operación serán más bajos puesto que aquellos juegan un papel importante.
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.
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.

Costos de Transporte Petrolero y Gasífero
El petróleo y el gas pueden transportarse por medio de ductos o tanqueros en el medio marítimo, y ductos, camiones cisternas o vagones tanque en el medio terrestre.

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).

Selección del tamaño
Atendiendo 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

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. Es posible obtener una estimación somera mediante la aplicación de la fórmula de Weymouth:

donde:

Q: Volumen de gas en pies cúbicos/hora

D: Diámetro de línea en pulgadas
P1: Presión de entrada en lbs/pulg2
P2: Presión de salida en lbs/pulg2
L: Longitud de la línea, en millas
Es también aconsejable que para el caso de gasoductos, el diseño 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 vía si es que se desea incrementar la producción a niveles que excedan la capacidad de flujo del ducto original.

Costos de los gasoductos
El 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.

  • 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 ROW son:
· densidad de población encontrada a lo largo de la traza del ducto. En general cuánto más alta sea la densidad poblacional, los costos ROW 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).

  • costos de materiales

Los 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, y
· disponibilidad de materiales.

La velocidad de flujo de diseño y la presión MAOP determinarán el diámetro del ducto y el tamaño de las válvulas y demás partes sueltas. Un cambio insignificante en la velocidad de flujo o en el MAOP pueden 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, 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.

  • costos de instalación

Los 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 sobre ROW 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.

  • costos de ingeniería

Los 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.
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 tamaño y el terreno, así como de la ubicación. Generalmente se incrementan con el tamaño del ducto (longitud y diámetro) y son mucho más altos en áreas densamente pobladas.

La siguiente tabla muestra la participación porcentual promedio de cada ítem en el costo total de un gasoducto (EE.UU, 1988):

Item

Porcentaje del

Costo Total

Terreno y Derecho de Vía

6

Materiales

33

Instalación

43

Otros *

18

(*) Ingeniería, gastos generales y contingencia.

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.
En los ductos terrestres, los costos de mantenimiento y operación son relativamente bajos, no más de U$S 2.000 a U$S 5.000 por kilómetro para cada ducto.

Costos de ductos marítimos
En este caso también se evidencia que para proyectos de ductos cortos (de unos cuantos kilómetros), 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 función directa de la longitud. Así, en EE.UU. (más precisamente en proyectos desarrollados en el Golfo de México), el costo promedio por centímetro/kilómetro para los proyectos de ductos muy cortos es de 16.000 U$S, mientras que para los proyectos mayores es apróx. 7.000 U$S por centímetro/kilómetro.
El costo promedio de estaciones compresoras típicas, por caballo de fuerza, es aproximadamente un 33% mayor que el costo para estaciones terrestres.
Nótese, no obstante, que los costos para el Golfo de México no pueden ser representativos para el resto del mundo; por lo mismo, en casi cualquier otra región del globo, los costos serán sustancialmente más elevados; también los costos de movilización y desmovilización de las barcazas de tendido son bastante elevados, ya que éstas constituyen uno de los elementos más caros del equipo utilizado en operaciones marítimas. Además, en otras regiones será necesario importar mano de obra altamente calificada para llevar a cabo este trabajo especializado.
Los costos de ductos marítimos también dependen en particular, de la profundidad del mar y pueden llegar a ser muy altos en aguas muy profundas. Un ejemplo típico lo proporciona el ducto de 20 pulgadas y 220 km de longitud que conecta Italia con Túnez, donde fue necesaria una inversión de 327 millones de dólares, lo que corresponde a U$S 29.000 por centímetro/kilómetro, o sea, más de cuatro veces el costo promedio en el Golfo de México.

 

 

 

 

Autor:


Juan Pedro Azcona


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