Costos de Perforación

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.

• 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.

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.

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.

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:

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:

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:

(*) 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.

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

(*) 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