Facultad Integral del Chaco Profesor: Carlos Miranda Pea
Carrera Adm. de Empresas Asignatura: Comercio Internacional
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UNIVERSIDAD AUTNOMA "GABRIEL REN MORENO"
FACULTAD INTEGRAL DEL CHACO CARRERA DE INGENIERIA DEL PETROLEO Y GAS NATURAL
ASIGNATURA: ECONOMIA PETROLERA
SIGLA: ECO 500
NIVEL: NOVENO SEMESTRE
PROFESOR: CARLOS MIRANDA PEA
Camiri, Marzo de 2013
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UNIDAD VII
LOS COSTOS DE LOS HIDROCARBUROS EN EL UPSTREAM
Costos del Crudo: El costo de la exploracin
Costos de produccin en la fase de upstream y sus efectos en la renta petrolera
Costos de Perforacin
1. Costos del Crudo
1.1. El Desarrollo de un campo El verdadero costo del upstream Despus de la exploracin positiva de un rea y si su evaluacin avala un mnimo de rentabilidad, se inicia el desarrollo del campo y de los yacimientos. Las inversiones en desarrollo son las que conforme pasa el tiempo van concretando el tamao de las reservas existente en un campo, y al hacerlo, automticamente van perfilando el costo de cada barril descubierto y desarrollado. Las actividades bsicas en el desarrollo de un campo descubierto y evaluado son las siguientes: * Instalacin de equipos de perforacin y produccin * Instalacin de servicios logsticos (almacenamiento, oleoductos, etc) * Establecimientos de recuperacin secundaria y terciaria, en el caso y momento que sean necesarios para alargar la vida del campo. Los operadores petroleros tienen que evaluar sus inversiones en desarrollo, lo que supone valorar la adicin de reservas que se vayan obteniendo, porque, al fin y al cabo, estas representan los rendimientos buscados. Todo operador define su costo de capital como la tasa mnima aceptable para una nueva inversin y que iguale los rendimientos obtenidos por otras inversiones obtenidos con un grado de riesgo similar. A continuacin se obtiene la tasa de descuento al igualar las actualizaciones de las inversiones y los beneficios hasta la consumacin fsica de las reservas aadidas. Si la tasa de descuento excede al costo de capital prefijado por el operador, el proyecto se considera viable. Una poltica de inversiones en desarrollo de reservas ms intensiva redunda en un ratio produccin/reservas mayor, lo que necesariamente incrementa la inversin por barril producido; se acelera al mismo tiempo la generacin de beneficios, y, consecuentemente, aumenta el valor actual de la actividad. Los costos de produccin se reparten segn las caractersticas de cada yacimiento: Exploracin entre 10 y 20% Desarrollo entre 40 y 60% Extraccin entre 20 y 50&
1.2. Los costos operativos y los costos marginales Los costos operativos son el reflejo, en el corto plazo anual, de los costos de desarrollo en el upstream. Se le suele asignar a los costos operativos un 5% de las inversiones en desarrollo por pozo y ao.
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Los costos de perforacin (Drilling Cost) suponen el principal componente del upstream, significan aproximadamente el 70% de los desembolsos exploratorios y el 60% del desarrollo del campo. Las inversiones en desarrollo expanden las reservas y la capacidad de produccin siempre que el costo permanezca por debajo del precio de mercado. El precio de un commodity como el crudo, soslayando los diferenciales de calidad localizacin, es el mismo para todos los campos de produccin. Cuando se empieza la explotacin de un yacimiento y durante un periodo de tiempo no muy largo, los costos fijos y costos unitarios decrecen al incrementarse la produccin del pozo. Asimismo, durante ese corto plazo, el costo variable y el costo marginal se identifican en un valor constante, hasta alcanzar un punto en el que no es posible incrementar la produccin.
1.3. Economa de perforacin Los pozos profundos resultan ser generalmente los ms costosos y eso debido a que con la profundidad del pozo se ingresan a formaciones ms duras, los costos de trpanos para estas formaciones son ms caros y tienen corta vida. La severidad de los problemas se manifiesta notablemente con la profundidad. Una buena prctica es utilizar informacin de costos de perforacin de pozos similares y aplicarlos en los nuevos proyectos. La economa de perforacin se agrupa en: costos de perforacin, costos tangibles y costos intangibles.
1.3.1. Costos de perforacin
Incluye el costo de traslado y montaje del equipo de perforacin, la tarifa diaria de perforacin del equipo, el campamento, la alimentacin, los combustibles y lubricantes, desmontaje y retiro del equipo de perforacin.
1.3.2. Costos tangibles
Incluye los costos de caeras, tuberas, cabezales de pozo, arbolito de navidad, y material de terminacin de pozo.
1.3.3. Costos intangibles Se los puede dividir en los siguientes grupos: Administracin y afines: Costos de seguro y administracin, medio ambiente y seguridad. Ingeniera y supervisin: Costos de supervisin e ingeniera, geologa, perforacin direccional, contratista e inspeccin. Materiales y herramientas: Costos de materiales de lodos, aditivos e ingeniera, cemento y sus aditivos, trpanos, alquiler de servicios y herramientas. Servicios especializados: Costos de registros elctricos, perforacin con aire, alquiler de aviones, toma de testigos y su evaluacin, pruebas de formacin y de produccin. Estos costos deben ser ajustado y respaldados para evaluar el costo final de perforacin de un pozo.
2. Costos de produccin en la fase de upstream y sus efectos en la renta petrolera
2.1. Evolucin de los costos de produccin mundiales en la fase de upstream y
sus efectos en la renta petrolero, 1990 a 2009.
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La energa constituye uno de los sectores clave en la historia y desarrollo de la humanidad. Se trata de un factor que atraviesa todos los mbitos de la vida social y que resulta crucial para comprender las luchas por el poder que han caracterizado al capitalismo contemporneo. Dentro de los energticos, el petrleo es el que ms destaca, pues no es una mercanca cualquiera, al ser un recurso natural no renovable, finito y altamente apreciado porque no tiene un sustituto para el gran numero de productos derivados de l y necesarios para el desarrollo de la humanidad. La industria petrolera internacional, por su naturaleza, exhibe rasgos marcadamente oligoplicos y se caracteriza por enfrentar desequilibrios permanentes entre la oferta y demanda. Por un lado, la oferta petrolera es controlada por pocos agentes y, por el otro, su demanda tiene a ser bastante inelstica en el corto plazo ante cambios en el precio. En la actualidad, el petrleo aporta 40%, el gas 24%, el carbn 26% y el restante 10% proviene de otras fuentes energticas. Esta situacin no presentar cambios sustanciales en las prximas dcadas, pues de acuerdo con la Agencia Internacional de Energa (AIE) los hidrocarburos continuarn dominando la escena energtica global. A nivel econmico, en palabras de Stevens (2005), el petrleo crudo y los productos refinados constituyen la mayor mercanca en el comercio internacional, medido por volumen y valor. Festor, Grossin, Barreau y Sigonney (2007), afirman que el petrleo tiene un mercado mundial mayor a 1.5 trillones de dlares, de los cuales 10 son instalaciones y los restantes 90 trillones representan el valor de las reservas probadas a 70 dlares por barril (dpb) (Labban, 2008). Durante la mayor parte de la dcada de los aos noventa el precio se mantuvo voltil, rondando entre los 25 a 35 dlares por barril (dpb), sin embargo, en los ltimos aos, el precio del petrleo ha tenido una tendencia alcista, al pasar de 20 dpb en 1999 a ms de 140 dpb a mediados de 2008, el nivel ms alto de la historia a precios constantes. En cambio los costos totales de reproduccin, con base en la informacin del Departamento de Energa de Estados Unidos (2007) para las principales empresas privadas para el periodo de 2005-2007, costa afuera (offshore) de Estados Unidos (EU) fueron de 59.45 dlares por barril (dpb). En consecuencia, se puede inferior que los pases y empresas que se encuentran en la posesin o manejo de los recursos petroleros obtienen ganancias extraordinarias. En esta unidad nos concentraremos en la parte de los costos de reproduccin, centrndonos en la fase del upstream, pues es en ella donde se generan estas ganancias. Esta etapa de acuerdo a Figueroa (2006, p.27) es constituida por las fases de exploracin, desarrollo y produccin. Por tal motivo surgen las siguientes preguntas Cmo han evolucionado los costos de reproduccin en la industria de 1990-2008? Qu factores han incidido en su evolucin? Y Qu efectos han tenido en el comportamiento de la renta petrolera? Con el fin de dar respuestas a estas interrogantes tomaremos en primer lugar, las bases terico-practicas de la renta petrolera y el anlisis de la estructura de costos en la industria; en segundo lugar, presentaremos la evolucin de la renta petrolera, adems de los efectos que tiene en ella la propiedad de los recursos petroleros y la tecnologa; en tercer lugar, los efectos que ha tenido la crisis energtica del 2008.
2.2. Elementos tericos de la renta petrolera Lneas arriba se mostraba el gran diferencial existente entre el precio de venta del petrleo y los
costos de produccin. Esta diferencia puede ser entendida, en una primera mirada, como la renta
petrolera. La renta es originada en el proceso de produccin llevado a cabo por las empresas
petroleras. Tal renta es muy importante, pues la disputa que hay por su generacin y apropiacin es
central en la industria petrolera global. Las condiciones que se encuentren presentes en la produccin
contribuirn en gran parte en el nivel alcanzado de renta y en su reparticin entre los diferentes
actores que pueden tener acceso a ella, pues esta permite analizar el modo bajo el cual se vinculan
los diferentes participantes en la industria petrolera. Al ser el petrleo el energtico ms utilizado en el
mundo, posibilita la apropiacin de elevadas ganancias extraordinarias bajo la forma de renta del
suelo. El petrleo incluye una ganancia por arriba de la media que cubre los costos totales de
produccin y el margen de ganancia normales de la mayora de las mercancas. Esta ganancia
extraordinaria es la renta.
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Se identifican tres tipos de renta: la renta absoluta, la renta diferencial y la de monopolio. La renta absoluta tiene dos condiciones para que se presente: i) la composicin orgnica del capital (COC) en el rea de los recursos naturales debe ser menor al resto de los sectores productivos de la economa; y ii) la existencia, en los recursos naturales, de algn tipo de propiedad dependiente de las relaciones de produccin vigentes que funcione como freno a la inversin de capital. En el caso del petrleo no se cumple la primera condicin. Por el contrario, la renta diferencial depende de las dismiles calidades del suelo, y es resultado de la diferencia entre el costo individual de los productores en las peores condiciones y aquellos ubicados en mejor situacin. A su vez, la renta de monopolio se sustenta en un precio monoplico, que no est determinado por el precio de produccin, ni por el valor de las mercancas, sino por las necesidades y capacidad de compra de los consumidores. Bajo este argumento se sostiene que la renta es plus-valor producido en esferas de la produccin distintas a la petrolera y realizada por la venta de productos petroleros y que es extrada por el capital.
La renta en el sector petrolero se estima a partir de la diferencia entre el precio de venta del crudo y su
precio de reproduccin (costos de reproduccin + ganancia media). El costo de reproduccin es igual
a sus costos de produccin ms los costos de exploracin y desarrollo de los yacimientos recin
descubiertos. Cabe precisar que el costo de reproduccin en la concepcin moderna, corresponde a
una adecuacin de la nocin del precio de reproduccin para el caso de los recursos no renovables.
Una dificultad siempre presente para poder pasar los elementos tericos a la realidad emprica son los datos estadsticos, pues estos han sido construidos para la economa convencional, lo que complica su anlisis. Otro obstculo que se presenta en esta clase de estudios es el de conocer los costos de produccin de las empresas petroleras, en especial las pblicas. Con el fin de salvar estas dificultades, se recurrir a los Performance Profiles of major Energy Producers (PPMP), informes que van desde 1993 a 2007, elaborados por Energy Information Administratin (EAI), pertenecientes al Departamento de Energa de los Estados Unidos, los cuales incluyen los costos de produccin (lifting) y de extraccin (finding). En este sentido, estos costos son una estimacin muy cercana a la nocin de precio de reproduccin planteada por Angelier. Adems, estos informes presentan una excedente informacin estadstica y homognea de los costos de produccin que enfrentan las principales petroleras privadas por sus operaciones en varios lugares del mundo, adems de hacer posible el poder comparar los datos en el periodo de estudio y tener un seguimiento en el tiempo.
Estos informes suministran anlisis y revisin financiera de las actividades domsticas y mundiales de
las compaas energticas ms importantes de EU. Los informes examinan las operaciones de las
compaas a un nivel consolidado, sobre las lneas de negocios, por las principales funciones en cada
lnea de negocio, en varias regiones geogrficas. El reporte se centra en los cambios agregados
anuales sobre las ganancias, flujos de efectivo, inversiones en la industria energtica internacional y
de EU; adems, explora los cambios en los principales gastos en exploracin y desarrollo, reservas
adicionadas y en los costos y mrgenes de refinacin.
Los costos de produccin (lifting costs) son los costos (out of the pocket) de extraer petrleo y gas,
incluyen costos de operacin (direct lifting costs), impuestos a la produccin y pagos relacionados. Los
costos directos por barril miden los costos de extraer cada barril de petrleo o barril equivalente de
gas de los depsitos de hidrocarburos. Se incurre en ellos por operar y mantener los pozos, equipos
relacionados e instalaciones, incluyendo la depreciacin, costos de operacin aplicables a las
instalaciones y equipo de apoyo, otros costos de mantenimiento y operacin. Algunos ejemplos son:
costos de mano de obra para operar los pozos, los equipos relacionados y las instalaciones; costos de
mantenimiento y reparacin; los costos de los materiales, suministros, combustible consumidos y los
servicios usados en la operacin de los pozos, equipos e instalaciones relacionados; y los impuestos
por despido o separacin.
Los costos de extraccin (finding costs) son definidos como los gastos hechos en exploracin y
desarrollo, excluyendo los gastos sobre las reservas probadas, divididos por las adiciones en las
reservas, excluyendo las adquisiciones netas. Esta proporcin a menudo es usada como un indicador
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del costo de adicionar otro barril de reserva mediante las actividades de exploracin y desarrollo.
Pueden ser definidos tambin como los gastos (para hallar reservas adicionales) por pozo completado
dividido por la tasa de extraccin (adiciones de reservas probadas por pozo completado). Son
expresados por el promedio de tres aos seguidos, con el fin de suavizar la volatilidad de los
descubrimientos y para disminuir las diferencias entre el tiempo en el cual los gastos son hechos y el
tiempo cuando las reservas adicionadas asociadas son registradas. Los mercados de capital ponen
especial atencin en estos costos como un indicador de la capacidad de las empresas para
permanecer en el negocio petrolero. Las empresas a menudo enfatizan sus reducciones en sus
estados financieros.
2.3. Anlisis de los Costos de Reproduccin
En la grfica siguiente se muestra la evolucin a lo largo del tiempo de los costos de reproduccin, es decir, los costos de produccin y de extraccin.
Grfica 1 Costos de reproduccin promedio a nivel mundial, 1992-1994 a 2005-2007
(Dlares, 2008)
a) Costos de produccin (lifting cost) En relacin a los costos de produccin vemos que durante la dcada de los aos noventa se tuvo una tendencia descendente, presentando su valor mnimo en 1998 2000 de 5.04 dlares por barril y promediando los 6 dlares en el periodo de estudio. Estados Unidos fue la regin que present tanto la zona con los mayores costos de produccin (onshore) y de menor costo (offshore). Tal tendencia comenz a revertirse con claridad a partir del periodo 2002 2004 hasta alcanzar los 8.04 dlares por barril en 2005-2007, su valor mximo. Estos costos se dividen entre costos directos y los impuestos a la produccin. La cada que se present en los costos de produccin en los noventa respondi al mejoramiento de las prcticas de operacin y a la aplicacin de nuevas tecnologas (uso de materiales nuevos y procesos computarizados).
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En este sentido, los costos directos convergieron a la baja desde 1991, resultado de la mayor integracin en sus operaciones a nivel internacional y el mejor desempeo de los pozos. Las compaas tuvieron una cada en estos costos entre 1991 a 1997 de 40%. En relacin a los impuestos a la produccin, stos presentaron un camino descendente durante los aos noventa, ayudando a la cada en los costos de produccin. A partir de los primeros aos de la presente dcada los costos de produccin presentan una tendencia ascendente. Hasta antes de 2003 aumentan ligeramente por el lanzamiento de nuevos proyectos como lo son el inicio de los programas de recuperacin y de nueva produccin en lnea, tales proyectos presentan fuertes costos inciales. En estos aos frica fue la regin de ms altos costos como consecuencia del aumento en sus gastos de produccin, seguido de Medio Oriente, que aument sus costos fijos a causa de los cortos en la produccin por parte de la OPEP. A partir de 2003 la tendencia alcista se consolid gracias al incremento en los costos directos por la cada en la produccin y por el aumento en los precios del petrleo que han impulsado los gastos en produccin. Desde 2006 el mayor contribuyente de los costos de produccin globales han sido los gastos de produccin en EU, que obedecen a su parte costa adentro (Onshore) que presenta tanto altos costos directos como impuestos a la produccin. Canad y frica son las otras regiones que presentan altos costos directos. Con la llegada del nuevo siglo la situacin se invirti, pues los impuestos a la produccin en relacin a los costos de produccin pasaron de 15% en 1997 1999 a 27% en 2005-2007, tal tendencia se vio fuertemente impulsada por el alza de precios del petrleo. Medio Oriente y Estados Unidos y frica registraron los mayores aumentos en materia impositiva en este lapso.
b) Costos de extraccin (finding cost)
Estos costos mostraron un promedio de 9.18 dlares por barril, con un valor mnimo presentado en 1994-1996 con 2.90 dpb y un valor mximo en 2004-2006 con 18.40 dpb, 211% superior al mnimo. La parte offshore de Estados Unidos present en promedio los costos ms altos en el tiempo con 20.86 dpb; mientras Medio Oriente registr el menor costo de extraccin con 5.62 dpb. Cabe destacar que en los primeros aos el costo de extraccin se encontraba por debajo del costo de produccin.
Los costos de extraccin hasta 1994-96 presentaron un aumento que se revirti en 1995-97 y
que perdur hasta el final de la dcada. Los movimientos en los costos son explicados por los
cambios en la perforacin, en los gastos de exploracin y desarrollo por pozo y por cambios
en la tasa de extraccin.
Asimismo, la cada de los pecios del petrleo de 1993 a 1994 impulsaron los esfuerzos de las
empresas a reducir costos. En torno a la perforacin, varios avances tecnolgicos
contribuyeron al descenso en los costos de extraccin, pues ha permitido la convergencia de
costos a nivel global; mientras los gastos en la exploracin y desarrollo por pozo declinaron de 4.2 millones de dls en 1990-1992 a 3.7 millones de dls en 1994-96 (EIA, 1996). Por tanto,
80% de la cada mundial entre 1990-92 y 1994-96 es explicada por el aumento de la tasa de
extraccin.
Desde 1995, los costos aumentaron, eliminando el descenso que se dio desde principios de
los aos noventa. En el perodo 1995-97, los costos subieron en 13% a nivel mundial, respecto al perodo anterior. En EU el aumento se produjo por la cada en la tasa de
extraccin (rendimientos decrecientes en perforacin) y por el aumento en los gastos por
pozos (aumentos en la perforacin, adquisicin de superficie para explorar, contratos de los
equipos, equipo de apoyo y costos generales). Los costos costa fuera (offshore) fueron los
mayores en el mundo, reflejando el movimiento al alza de las actividades de exploracin y desarrollo, especialmente en el Golfo de Mxico (G de M). Canad y OECD Europa (Mar del
Norte) tambin sufrieron incrementos por los altos costos en las reas maduras y por las
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revisiones hacia la baja de las reservas, consecuencia de los bajos precios en 1998 que
hicieron algunas reservas econmicamente inviables para su explotacin. Esta tendencia
declin ligeramente en 1999- 2001 por la cada en los costos de EU (offshore), ocasionado por
el aumento en reservas y por el descenso en la adquisicin de la superficie para explorar. En los informes se aprecia que los costos son afectados sustancialmente por lo que pasa en EU,
la zona del mundo con la mayor actividad petrolera, pues concentra el mayor nmero de
plataformas petroleras, seguido de Canad.
Empero, a pesar que es la zona con el mayor nmero de plataformas en el mundo, presenta
una declinacin en su produccin entre 1990- 2007 de 22%. La tendencia en el nmero de
plataformas en operacin va muy de la mano con el precio del petrleo, situacin que se hizo
ms evidente en los ltimos aos, pues con el mayor precio del petrleo se dio un fuerte
incentivo a la actividad productiva. A nivel mundial la mayor parte de las plataformas se
encuentran onshore; aunque la actividad offshore se encuentra en crecimiento porque muchos
lugares donde se encuentra petrleo por explotar se localizan en aguas profundas como el
Golfo de Mxico, costa occidental de frica y el Mar Caspio, lo que demuestra que la actividad
petrolera se est desplazando cada vez ms a zonas de difcil acceso.
La parte del upstream de petrleo y gas es un sector muy intensivo de capital, pues se
necesita muchos recursos materiales para poder extraer el petrleo del subsuelo. Se mostr
que los costos de extraccin en los ltimos aos se incrementaron fuertemente. Los costos
offshore han repercutido seriamente en la estructura de costos, ya que como estima Parra
(2003) su produccin alcanza un tercio del total mundial. La inversin en la exploracin de
petrleo y gas requiere recursos anuales por casi 200 billones de dlares. En el rubro de la
perforacin un pozo en esta zona ronda entre los 10 a 50 millones de dlares (mdd) e incluso
llegar a los 100 mdd si las condiciones son muy difciles, con una duracin entre los 30 a 100
das. La contratacin de una plataforma de representa entre 20 a 35% de los costos de
perforacin. A principios del ao 2000, el costo de contratar una plataforma oscilaba entre 15
mil a 25 mil dlares diarios (dls/d) por equipo costa adentro y de 25 mil a 150 mil dls/d para
operaciones costa fuera y desde 2004 alrededor de 200 mil dls/.
Este incremento encuentra su explicacin en el ciclo econmico, pues los equipos e
instalaciones que son necesarios para su elaboracin como el acero (el sector petrolero es el
mayor consumidor de acero, necesarios para los ductos) y otras materias primas registraron
precios muy altos; aunado a la escasez en el mercado de equipos de exploracin;
capacidades tcnicas y mano de obra calificada. Hasta antes de la actual crisis econmica se
esperaba que en los prximos aos la oferta se adecuara a los niveles de demanda. La
estructura de costos aqu presentada muestra que los altos costos de reproduccin, a pesar
de la actual crisis, permanecern por un largo tiempo, pues las condiciones estructurales del
sector upstream as lo demuestran, ya que las nuevas zonas de posible produccin petrolera
(Golfo de Mxico, frica, Brasil, entre otras) son de difcil acceso y que necesitarn fuertes
gastos en tecnologa de punta para acceder a ellos, lo que repercute en los costos.
2.4. Evolucin de la renta petrolera Mencionamos que la renta del suelo es una de las herramientas ms tiles para entender la industria
petrolera a nivel internacional. La estimacin de la renta petrolera resulta de la diferencia entre el
precio de venta del petrleo y el precio de reproduccin (costos de reproduccin ms una ganancia
media). En los prrafos anteriores analizamos los costos de produccin y de extraccin, elementos
muy importantes en la determinacin de la renta petrolera. Lneas atrs se mencion que son
comunes tres tipos de renta: absoluta, diferencial y de monopolio. En el caso del petrleo se
presentan las rentas de monopolio y la diferencial, pues los requerimientos necesarios para que se
presente una renta absoluta no se dan (COC en el rea de los recursos naturales debe ser menor al
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resto de los sectores productivos de la economa, lo que no sucede en el petrleo). Este tipo de renta
responde a un precio de monopolio que es determinado por la demanda y la capacidad de compra de
los consumidores, tal caso se puede apreciar con mayor claridad con la evolucin del precio del
petrleo en los ltimos aos, alcanzando casi los 70 dpb promedio. La renta diferencial, en cambio,
depende de las caractersticas naturales de los yacimientos.
Grfica 2 Precio de reproduccin, precio del petrleo y renta promedio a nivel internacional, 1992-
1994 a 2005-2007 (Dlares de 2008)
Para homologar la renta petrolera y el precio de reproduccin, los dos primeros se calcularon en
perodos de tres aos promedio. La renta que se tiene por un precio monoplico en el perodo que
tiene en promedio 16 dpb, consecuencia de un precio del petrleo del orden de los 33.5 dpb y unos
precios de reproduccin de 17.3 dpb, promedio. Su valor mnimo fue de casi 9 dpb y su mximo de
36.5 dpb, una diferencia de cuatro veces. El precio de reproduccin como se vio en la seccin anterior
fue impulsado en gran parte por los costos de extraccin. La grfica muestra que de 1992-1994 a
1995-1997 la renta creci ligeramente, resultado del leve aumento en los precios del hidrocarburo y la
estabilidad del precio de reproduccin. La renta present la mayor cada entre 1997-1999, gracias al
severo desplome en los precios del petrleo haca fines de los noventas (1998) por la crisis asitica, la
mayor hasta esos aos. La cada en la renta produjo un cisma en el sector petrolero que puso en
aprietos la viabilidad de las empresas petroleras. Muchas de estas empresas cerraron, obligando a las
sobrevivientes a unirse mediante fusiones y adquisiciones y de esta forma sortear la tormenta. Estos
movimientos resultaron en una mayor concentracin, en los aos siguientes, de la actividad petrolera
en un menor nmero de participantes, tanto en las petroleras como en las que proveen servicios
petroleros. Labban (2008) menciona que las 15 mayores petroleras del mundo, en trminos de
reservas, controlan 68.5% de las reservas petroleras globales hacia finales del 2006; mientras que en
trminos de produccin, las 14 ms importantes controlan 52% de la produccin mundial. Lo que
demuestra que en el rengln upstream la mayor parte del mercado se concentra en pocas manos.
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Si se toma como punto de partida el 1999-2001 la renta petrolera sigui un camino creciente, salvo
por la cada en los precios del petrleo en 2001- 2003, hasta el ltimo perodo expuesto en la grfica.
Tales niveles de renta son resultado del sorprendentemente aumento en el precio del petrleo que
excedi sustantivamente el precio de reproduccin.
Este ltimo tambin present un alza sin precedentes en la historia reciente del sector, motivada por
los fuertes costos en extraccin de los ltimos aos. En concordancia con las fuertes ganancias
expuestas en estas lneas y partiendo del mismo sustento terico, Rojas (2007) estima que para el
ao 2006 el nivel mundial de la renta petrolera alcanz alrededor de los 900 mil mdd, que en su ma-
yora es riqueza transferida a los productores. Esto pone de manifiesto las ganancias extraordinarias
que se hacen presentes en l y el porqu es una de las ramas privilegiadas del capitalismo
contemporneo.
Con estos niveles de renta las grandes petroleras y los principales pases productores han obtenido
ganancias extraordinarias. Muchas empresas han canalizado una parte significativa de estas
ganancias a los mercados financieros o repartido entre sus accionistas, dejando de lado la innovacin
tecnolgica como estrategia para mantener su posicin. Myers y Soligo (2007) muestran que las
grandes corporaciones petroleras (ExxonMobil, BP, Shell, ConocoPhillips y Chevron) no estn
reinvirtiendo sus ganancias al ritmo necesario que se necesita en el proceso productivo (exploracin),
sino que las estn canalizando a los accionistas o colocndolas en los mercados financieros en busca
de ganancias a corto plazo, pues 56% de su flujo de efectivo en 2006 se encauz en recompras y
entrega de dividendos a los accionistas. Pero a pesar de esto y como lo exhibe la IEA (2008) entre los
aos 2000-2007, las compaas privadas aportaron 60% de las inversiones en el upstream.
Las cinco sper mayores (BP, ExxonMovil, Chevron, Shell y Total) representaron 29% de las
inversiones, otras compaas privadas representan 17% y las empresas que se dedican a la
exploracin y produccin 14%. Como consecuencia de lo anterior, los investigadores exhiben que las
cinco grandes petroleras disminuyeron su produccin de 10.25 a 9.7 millones de barriles diarios entre
1996 a 2006 y se dio una declinacin de las reservas.
2.5. El papel de la renta diferencial en el negocio petrolero Esta renta se encuentra basada en las diferencias de productividad presentes entre distintas parcelas
de desigual fertilidad, suponiendo que las tierras con mejor calidad son escasas, con igual cantidad de
capital y trabajo. Es decir, este tipo de renta captura tanto las variaciones de la calidad del suelo como
del capital invertido. Para Marx dicha renta es la ms compatible con el desarrollo del modo capitalista
de produccin en la medida que se asocia con el desarrollo tecnolgico y la innovacin, y no por la
propiedad territorial.
En este tipo de renta, el precio regulador (valor de mercado) debe establecerse con base en los
productores que enfrentan las condiciones ms adversas, pues de no ser as stos dejaran de
producir. La renta, en este caso, es definida por la diferencia entre el costo individual de los
productores en las peores condiciones y aquellos ubicados en mejor situacin. Esta ganancia
excedente es plus-valor generado en las ramas industriales o en otros sectores y transferidas a la
rama de los recursos naturales.
En la grfica que a continuacin se presenta se ve la renta diferencial, resultado de la diferencia entre
las regiones con los mayores y menores costos de produccin.
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Grfica 3 Renta diferencial 1992-1994 a 2005-2007
(Dlares a 2008)
Estos montos de renta diferencial (RD) demuestran que la discrepancia de productividades entre regiones explica en mucho el negocio petrolero, haciendo que las grandes petroleras privadas se mantengan en el juego, dependiendo del lugar geogrfico donde ellas operen. La grfica muestra un crecimiento exponencial en el perodo, con una renta diferencial promedio de 18 dpb, un valor mnimo de 5.63 dpb y un mximo de 60 dpb. Esto es una aproximacin, pues es difcil de conocer si toda la
renta es apropiada por las empresas de EU. Es claro que durante los aos noventa la renta diferencial fluctu entre los cinco a diez dlares, nivel considerable de renta, pero sin punto de comparacin con lo que sucede en la presente dcada, aos en donde la renta entre la zona ms productiva y la menor es sorprendente, especialmente entre 2002-2004 a 2005-2007, pues pasa de 25 a 60 dpb. En trminos generales la zona con el mayor costo de reproduccin promedio mundial es la regin
offshore de los EU (25 dpb) y seguida de OCDE Europa (Mar del Norte); zonas que se enfrentan a difcil condiciones climatolgicas y profundidades que hacen difcil accesar a los recursos. Con lo anterior, queda de manifiesto que EU mantiene su posicin como la regin que contiene el precio regulador del mercado, ya que no de no ser as, su produccin saldra del mismo. Este costo de reproduccin afecta, hasta cierto punto, el nivel de precios del petrleo, pues tiene que cubrir la produccin en la zona ms cara. A su vez, la zona con el menor costo promedio es Medio Oriente (11.3 dpb), que tradicionalmente ha contado con los menores costos de produccin por sus condiciones naturales, mantenindola como el nudo gravitacional en la captacin de ganancias extraordinarias en el sector. Con estos bajos costos y volmenes de reservas se entiende el por qu esta zona del mundo es altamente disputada por las principales empresas privadas y potencias del orbe. Por otra parte, no hay que dejar de lado el hecho de que el precio del crudo, en los aos anteriores a la crisis, se encontraba a un nivel muy por encima de su precio de reproduccin. Tal precio responda ms al efecto de los mercados financieros que a la estructura de costos de la industria. En la medida
en que la produccin ms costosa produccin costa fuera de EU- sea indispensable para satisfacer la demanda global, y exista un precio de venta que lo haga posible, es claro que el mecanismo de la
RD seguir siendo un elemento clave en los niveles de ganancias extraordinarias y por ende en la marcha de la industria a futuro.
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3. Costos de Perforacin
3.1. Estructura de costos totales en Argentina
El costo promedio total de un barril de petrleo en Argentina era 13,57 U$S en 1993 y, en 1994, baj a
12,64U$S. Actualmente se estima, segn analistas independientes, entre 9 y 12 U$S. segn las
regiones y la calidad del crudo.
Dentro de la estructura de los costos petroleros, hay que diferenciar los dos principales rubros: los
costos de produccin y los costos de reposicin de reservas. Para explotar un barril de petrleo,
adems de las inversiones involucradas en el pozo productivo, hay que incurrir en costos operativos y
contribuir al mantenimiento de los costos de estructura (indirectos). El barril producido en Argentina
paga regalas e impuestos (Ingresos Brutos).
Adems, el barril producido obliga a reponer reservas; la reposicin de reservas tiene costos de
exploracin y de desarrollo que resultan del desempeo de la empresa para sumar reservas e
incluyen la ampliacin de reas en explotacin, descubrimientos, revisiones de reservas ya
comprobadas y mejoras en los sistemas de recuperacin. Con criterio amplio, pueden incluirse en
este concepto las adquisiciones de reservas.
ESTRUCTURA DE COSTOS TOTALES EN ARGENTINA
Participacin estimada de los distintos rubros
Costos de produccin 100%
Operativos 19%
Amortizaciones 38%
Indirectos 25%
Regalas 16%
Impuestos 2%
Costos de reposicin de reservas 100%
Exploracin 37%
Desarrollo 63%
El costo de produccin promedio de petrleo baj en Argentina de 9,55 U$S por barril en 1993 a 7,37
U$S por barril en 1994. Si excluimos regalas e impuestos, el costo de produccin promedio de
petrleo es de 5,77 U$S por barril.
COSTOS DE PRODUCCIN PROMEDIO ESTIMADOS EN DISTINTAS REGIONES DEL MUNDO
Regin U$S por barril
Estados Unidos 3,00-7,00
Mar del Norte 3,00-6,00
Amrica del Sur 2,00-6,00
frica 2,00-5,00
Medio Oriente 1,00-5,00
Argentina 3,00-6,00
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El costo promedio de reposicin de reservas en la Argentina era de alrededor de 3,98 U$S por barril
en 1993 pero, en 1994, aument a 5,27 U$S por barril. Tal variacin encuentra su fundamento en el
hecho que una vez finalizada la transicin que marc el paso a la desregulacin petrolera, la
reposicin de reservas exige inversiones. Argentina se encuentra en la media mundial de estos
costos: los costos de reposicin de reservas para la industria petrolera a nivel mundial fueron de 5,27
U$S por barril de crudo durante el perodo 1988-1991.
Por otra parte, el precio promedio de crudo que obtienen los productores en Argentina, debido a las
correcciones de calidad y a la condicin de sobreoferta del mercado local, se referencia a la cotizacin
del WTI menos 2,5 U$S por barril en promedio. Con un precio del barril que ronda los 20 U$S, la
recuperacin total de costos promedios est asegurada. En suma, el sector petrolero argentino est
recuperando totalmente los costos (recin cuando el WTI cotiza por debajo de los 15 U$S queda
comprometida, en promedio, la recuperacin total de costos). El sector upstream mantiene el ritmo
productivo a pleno porque el costo marginal de producir un barril adicional de petrleo vara entre 3 y 6
U$S, segn los yacimientos, por lo que dejar de producirlo implicara la privacin de un ingreso
adicional de 17,5 U$S, si el precio internacional gira en torno de los 20 U$S por barril.
En la operatividad del mercado, la baja sostenida de precios, no resiente en el corto plazo el ritmo
productivo. Por el contrario, la necesidad de cash flow de muchas empresas puede acelerarlo. La
vctima de un escenario de precios bajos empieza siendo la reposicin de reservas y luego la
recuperacin de la inversin.
3.2. Acerca de la explotacin de los yacimientos
En la rama de la explotacin de hidrocarburos existen diversas tecnologas que deben ser
consideradas para la incorporacin de reservas y el mejoramiento de la produccin. La tendencia va
hacia la superacin de las dificultades para localizar y evaluar nuevos yacimientos petrolferos y para
explotarlos eficientemente.
Actualmente se estima que los yacimientos que se consideran econmicamente agotados contienen
todava alrededor de la tercera parte de su volumen original de hidrocarburos, y los nuevos o de
reciente descubrimiento ofrecen dificultades para su explotacin por su profundidad, complejidad
geolgica y tipos de fluidos.
La explotacin de yacimientos, desde el punto de vista rigurosamente tcnico, puede considerarse
como el conjunto de decisiones y operaciones mediante las cuales a un yacimiento petrolfero se le
identifica, cuantifica, desarrolla, explota, monitorea y evala en todas sus etapas de produccin; esto
es, desde su descubrimiento, pasando por su explotacin, hasta su abandono, aunque probablemente
haya tantas definiciones como percepciones del proceso.
Evaluacin de yacimientos
En esta etapa se realiza el estudio de las propiedades de las rocas y su relacin con los fluidos que
contiene para cuantificar el volumen original de hidrocarburos existentes en los yacimientos petroleros,
y establecer estrategias de explotacin, tomando en cuenta los modelos de caracterizacin y
simulacin de yacimientos.
Desarrollo de campos
Consiste principalmente en la perforacin y operacin de pozos. Est condicionado por los tipos de
fluidos y su comportamiento en el yacimiento. Aquellos determinarn cuntos pozos y dnde de
debern perforar, y cmo debern producir para aumentar las ganancias. Existe una variedad de
pozos segn la necesidad del yacimiento. Entre ellos podemos mencionar: pozos convencionales,
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direccionales, de alcance extendido, horizontales, de dimetro reducido, multilaterales y ramificados.
Todos ellos tienen como objetivo principal optimizar la extraccin y aumentar las ganancias del
hidrocarburo.
Recuperacin de hidrocarburos
Tradicionalmente los mtodos de produccin por agotamiento primario y secundario permiten
recuperar in situ una tercera parte del crudo de un yacimiento. En pocas pasadas esta situacin no
reciba mucha atencin debido a que el crudo era relativamente fcil de encontrar y, en consecuencia,
el costo de produccin de un barril de crudo de un nuevo descubrimiento resultaba inferior al de un
barril incorporado por mtodos de recuperacin terciaria o mejorada.
Dada la declinacin de reservas y la baja probabilidad de localizar nuevos campos importantes, los
productores han buscado incrementar la recuperacin final de hidrocarburos de campos abandonados
o en estado avanzado de explotacin.
Asimismo, la caracterizacin computarizada de yacimientos constituye una de las herramientas ms
importantes en los procesos de recuperacin mejorada de petrleo; de hecho, el xito de
estos procedimientos depende, prcticamente, de aplicar la energa mediante los fluidos inyectados
en el lugar, tiempo y volumen correctos (tambin se puede realizar esta estrategia con un simulador
de yacimientos adecuado).
Sistemas e instalaciones de produccin
Esta etapa tiene una estrecha interrelacin con el estudio de los fluidos y su interaccin con las rocas,
pero es el propio pozo y/o su diseo superficial el que determina la recuperacin del crudo en forma
optimizada, con la disposicin de instalaciones superficiales adecuadas para futuras expansiones.
3.3. Evaluacin de Costos en el Upstream
Costos de Exploracin
Los costos exploratorios consisten generalmente en costos de reconocimiento geolgico o geofsico,
costos ssmicos, costos de perforacin exploratorios y gastos administrativos y fijos. Como ya hemos
visto, en reas terrestres es posible llevar a cabo tanto levantamientos areos como trabajos de
campo normales.
Los costos de dichos levantamientos dependern directamente del tamao del rea y de la
complejidad logstica. No obstante, los costos de los levantamientos areos de observacin son
bastante moderados; as, el costo de desarrollar una campaa de registro aerogravi-magnetomtrico,
cubriendo una concesin de 5.000 km2 de superficie ubicada en Sudamrica, est entre los 200.000 y
300.000. dlares.
El costo del trabajo geolgico de campo presenta una gran variabilidad, dependiendo en alto grado de
los costos logsticos y de la mano de obra, tales como los costos de transporte (costos de
helicpteros).
En cuanto a los costos de prospeccin ssmica puede sealarse que los mismos son mucho ms
elevados, pudiendo efectuar una diferenciacin en cuanto a las prospecciones en 2D o en 3D. Como
se ha sealado oportunamente, la ssmica en 3D presenta desventajas en cuanto a los costos, puesto
que la misma implicar una erogacin, por kilmetro lineal, tres o cuatro veces mayor a la que
representa la ssmica en 2D. El costo de una prospeccin ssmica 2D en Sudamrica asciende
aproximadamente a 20.000 U$S por kilmetro de perfil (Ver Anexo 6.2).
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En comparacin con los levantamientos geolgicos y geofsicos, el costo de prospeccin ssmica 3D
cubriendo slo 250 km2 puede llegar a valores que oscilan entre 2 y 3 millones de dlares. Por otra
parte, puede decirse que un estudio ssmico tridimensional en el mar cuesta U$S 15.000 por km2,
segn el lugar y las condiciones reinantes.
3.4. Costos de Perforacin
Por lo regular, los costos de perforacin dependen de tres factores importantes: los costos diarios del
equipo de perforacin, los costos diarios de otros elementos, tales como combustibles, los
revestimientos o tuberas y el tiempo empleado en la perforacin del pozo.
Los costos de perforacin son expresados, a veces, en trminos de unidad monetaria por da o unidad
monetaria por metro o pi; lo ms comn es que los contratistas operen en base a costos diarios.
A partir de la siguiente ecuacin se puede obtener el costo unitario de perforacin en U$S por
metro:
donde:
: Costos operativos fijos del equipo de perforacin (U$S/hora)
: Costo del trpano (U$S)
: Tiempo total de rotacin (horas)
: Tiempo total de no rotacin (horas)
: Tiempo de viaje o round tup (horas)
: Profundidad perforada con el trpano (metros)
Los costos de un equipo de perforacin dependen mucho del mercado. Siempre que se da una
alta demanda para perforaciones, los propietarios de equipo estarn en la capacidad de pedir precios
elevados en vista a la escasez creada por dicha demanda. Para el caso de un mercado dbil, los
propietarios se vern forzados a reducir el precio hasta niveles apenas suficientes para mantener el
equipo en operacin y recuperar al menos, parte de los costos de capital. En condiciones de mercado
normales, un propietario tratar de recuperar suficientes costos de capital como para estar en
condiciones de adquirir nuevo equipo cuando el actual se encuentre totalmente depreciado. Por
consiguiente, en un mercado robusto, el propietario del equipo tratar de depreciar el valor del mismo
sobre la base del valor de reemplazo.
Los costos del equipo de perforacin dependen directamente de la potencia en caballaje y de las
capacidades del mismo. Un equipo con capacidad para perforar pozos profundos ser ms caro que
uno con capacidad para perforar solamente pozos poco profundos. Esto puede observarse en las
tablas presentadas en el Anexo 6.3 donde se describen los costos de equipos de perforacin y
terminacin y de mantenimiento de pozos productores de petrleo y de gas en distintas regiones de
EE.UU. dados en el ao 2000.
En condiciones de mercado de gran demanda, el operador podr recobrar el 0,20% por da de los
costos o ms, mientras que en condiciones de mercado dbil, podr obtener solamente alrededor de
un 0,08% por da de esos costos.
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En la Argentina no se encuentran equipos de perforacin en la abundancia que se d en EE.UU., por
ejemplo, por lo que los costos pueden obtenerse sobre la base de contratos de largo plazo. Las tarifas
diarias son ms bajas para los contratos a largo plazo pero los costos de equipo resultan ms altos a
causa de los problemas de mantenimiento, de riesgo y los costos de movilizacin y desmovilizacin,
adems que los perodos ociosos son ms largos.
Los grficos siguientes muestran el comportamiento que los precios ndice del petrleo y del gas
natural y los costos ndices de los equipos de perforacin y terminacin y de mantenimiento de pozos
productores, han tenido desde el ao 1976, tomado como base, hasta el ao 2000.
Por caso, para el gas natural se observa que tanto el costo de equipamiento como de mantenimiento
han experimentado una menor variacin en el perodo considerado que la que tuvo el precio del gas
natural. Los costos de equipos para pozos productores de gas han permanecido, durante gran parte
del perodo, por debajo del indicado para el ao base, al igual que lo ocurrido para el costo de
equipamiento de pozos productores de petrleo.
Algo similar se observa en el grfico que muestra los precios ndices de petrleo, costos ndice de
equipos y mantenimiento de pozos productores de petrleo. Hay dos diferencias principales entre los
dos grficos. Primero, el precio ndice del gas natural se ha mantenido por encima del ao base,
mientras que el precio ndice del crudo ha estado apenas por encima del ao base solamente en tres
aos desde 1986, en 1987, 1990 y 2000. El precio ndice de 1998 fue slo el 20% del alcanzado en
1981.
Segundo, los costos ndices de mantenimiento de pozos productores de petrleo han permanecido por
encima de los niveles de 1976 mientras que el costo ndice de mantenimiento de pozos productores
de gas natural qued por debajo de los valores del ao base, en 1984, pero ambos han permanecido
dentro de un rango relativamente estrecho desde entonces.
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La siguiente tabla nos da la integracin porcentual en detalle de los costos relativos promedios de
perforacin y terminacin de un pozo tpico de EE.UU., los cuales se refieren a pozos de desarrollo
promedios e incluyen equipo de boca de pozo.
Perforacin y Terminacin
Rubro Perforacin Terminacin
Costos Intangibles
Preparacin de sitios y caminos 2,42 3,03
Equipo de perforacin y herramientas 24,09 17,09
Fludos de perforacin 9,17 5,45
Alquiler de equipos 6,29 6,24
Cementacin 4,00 2,53
Servicios de apoyo 12,30 12,85
Transporte 5,67 3,89
Supervisin y administracin 1,88 1,44
SUBTOTAL 65,82 52,52
Costos Tangibles
Equipamiento de tubera 32,81 39,46
Equipo de boca de pozo 1,36 7,28
Equipo de terminacin 0,00 0,73
SUBTOTAL 34,17 47,47
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Contingencia* 15,00 15,00
* El porcentaje se aplica al costo total del pozo perforado y/o terminado
Se estima que la relacin entre costos diarios de perforacin y otros costos es alrededor de 40-60.
Tiempo y velocidad de perforacin
El tiempo de perforacin de los pozos depende de su profundidad; en primer lugar, debido a que las
formaciones ms profundas son ms difciles de perforar, y segundo debido al "tiempo de reposicin"
que se incrementa con la profundidad cada vez que la sarta de perforacin tenga que ser repuesta.
Tambin, el tiempo de perforacin del pozo depende de las clases de formaciones geolgicas que van
encontrndose; as, si se encuentran calizas duras o areniscas o lutitas fangosas, el ritmo de la
perforacin disminuir sensiblemente y en el caso de las ltimas, la perforacin puede llegar hasta
paralizarse. En otro caso, si hay mucha probabilidad de presiones inesperadas, se necesitar preparar
un programa de revestimiento especial, lo que tomar ms tiempo en instalarse.
En suma, la eleccin del tiempo de perforacin apropiado depende por entero de la profundidad y de
las condiciones geolgicas y tcnicas. Sin embargo, puede variar dicho tiempo de 40 das para un
pozo de 1.800 metros de profundidad a 150 das para uno cuya profundidad alcance los 5.000 m.
Analticamente podemos decir que, cuando no se presentan mayores variaciones en el subsuelo, la
velocidad de perforacin decrece exponencialmente con la profundidad. Bajo estas condiciones, la
velocidad de perforacin puede vincularse a la profundidad , a travs de
Ecuacin 1
donde y son constantes propios de cada rea o regin.
A partir de la Ecuacin 1, el tiempo de perforacin requerido para perforar una profundidad dada,
puede ser obtenido separando variables e integrando. As
Ecuacin 2
Luego, haciendo la sustitucin y resolviendo
obtenemos que
Ecuacin 3
Entre los factores que afectan la velocidad de perforacin pueden distinguirse variables y fijos: entre
los primeros, se cuentan el tipo y peso del trpano, rapidez de rotacin, propiedades del lodo o barro
de perforacin, limpieza del fondo del pozo; entre los fijos, se reconocen a la dureza de las rocas y
la presin de la formacin.
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Costos de Pozo Totales
Si los costos de perforacin han sido establecidos en trminos de unidad monetaria por da, la
multiplicacin de los costos del equipo de perforacin ms los otros costos por el nmero de das
requeridos para perforar un pozo, nos dar los costos totales. Si, en cambio, aquellos expresados por
metro o pi, el costo total se obtendr multiplicando los costos por la profundidad total.
Pozos totales, profundidad perforada e inversiones estimadas en perforacin
Estados Unidos 2000 vs. 1999
Tipo de Pozos
Petrleo 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)
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Fuente: Joint Association Survey on Drilling Costs. American Petroleum Institute.
2001
www.api.org
En reas especiales, los costos de movilizacin y desmovilizacin de un equipo de perforacin deben
tomarse en cuenta, pues pueden llegar a varios cientos de miles de dlares. La forma ms econmica
de proceder es mediante la suscripcin de contratos a largo plazo, si ello es posible, en vista del
nmero de objetivos de exploracin disponibles.
El costo total del pozo tiende a incrementarse exponencialmente con la profundidad; as es que, con
frecuencia, se asume una relacin entre el costo total y la profundidad , dada por
donde y son constantes que dependen primariamente de la localizacin del pozo (rea o regin).
En la mayora de las reas del mundo, los costos logsticos adicionales pueden ser especialmente
altos si hay necesidad de construir carreteras y nuevos caminos o campos especiales; la necesidad de
contar con servicio areo ampliar el rengln de costos de transporte, pues habr que preparar pistas
de aterrizaje y bases, sobre todo si dichos servicios se vuelven muy necesarios. Esto har elevar
sensiblemente los costos de perforacin. Por ejemplo, en Guatemala un pozo tpico de 3.700 metros
cuesta alrededor de $ 4,5 millones de dlares y este costo se compone en buena proporcin de costos
diarios adicionales.
Gastos Generales
Los gastos fijos pueden variar grandemente de un pozo a otro, an dentro de una misma rea general.
Estos costos se relacionan con la administracin, la interpretacin de datos, la toma de decisiones,
etc. y, por lo general se expresan como un porcentaje de los costos geofsicos y de perforacin
exploratoria. En reas bien conocidas y desarrolladas los gastos fijos pueden ser bajos y representar
el 15% de los costos geofsicos y el 10% de los costos de perforacin, mientras que en reas nuevas,
los gastos fijos son por lo general altos: alrededor del 25% de los primeros y el 20% de los segundos.
Costos de Desarrollo
Los costos de desarrollo de un campo petrolero o gasfero terrestre pueden dividirse en costos de:
pozos de delimitacin
infraestructura de pozos
perforacin de pozos de desarrollo
instalaciones, y
lneas de flujo
Costos de Perforaciones de Delimitacin
Los costos de perforaciones de delimitacin son muy similares a los costos de perforacin de un pozo
exploratorio. El tiempo empleado en las perforaciones de delimitacin es importante, ya que pueden
iniciarse unos meses despus de haberse efectuado el descubrimiento. En reas donde los costos
logsticos son altos y los equipos de perforacin han sido empleados para otros propsitos, podra
tomar hasta un ao para que el primer pozo de delimitacin pudiera iniciarse.
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El nmero de pozos de delimitacin depende directamente de la complejidad y del tamao de la
estructura. En reas terrestres, actualmente se acostumbra a iniciar la produccin antes de que el
campo est completamente delimitado.
Costo de Infraestructura de Pozos
En tierra, el costo de la preparacin del sitio para las instalaciones de produccin o para las
perforaciones de desarrollo es generalmente barato; de hecho, en reas donde hay abundantes
carreteras y las condiciones de la tierra son aceptables, la preparacin del sitio solamente costar
unos cuanto miles de dlares. En reas mas remotas y de terreno inestable o pantanoso es necesario
una completa preparacin para el futuro sitio de produccin y podr costar medio milln de dlares o
ms. Tambin en reas remotas tendrn que construirse caminos adicionales y probablemente pistas
de aterrizaje.
Costos de Perforacin y Terminacin de Pozos de Desarrollo
Los costos terrestres por pozo productivo (petrolero o gasfero) terminado para una situacin tpica de
EE.UU al ao 1996 son los que detalla la siguiente tabla:
Costos promedios de perforacin y terminacin 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
Ms de 3600 2.600.372
Fuente: Joint Association Survey on Drilling Costs (1996)
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Los costos diarios del equipo de perforacin, de logstica y otros, no varan mucho de los de un pozo
exploratorio.
En general, en pases como la Argentina, los costos de los pozos de desarrollo terrestres resultan ms
elevados por causa de los factores logsticos y el riesgo, segn se explic anteriormente. Por caso, y
en base a los datos de las diferentes reas y yacimientos ubicados en la Provincia de Ro Negro
(Cuenca Neuquina) se registran costos promedios de perforacin y terminacin que ascienden a $
1.077.000 por pozo, cuya profundidad promedio alcanza los 2.800 metros.
Por otra parte, los costos promedio de pozos terrestres con perforacin horizontal en EE.UU., para el
ao 1996, son los siguientes:
Costos promedios de Pozos Terrestres
con Perforacin 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
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2500-3000 1.220.000
Ms de 3000 1.443.000
Fuente: Joint Association Survey on Drilling Costs (1996)
Nmero 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 inyeccin
de gas o agua. El nmero de pozos a perforarse solamente puede ser evaluado sobre la base de los
estudios en detalle de los reservorios. A veces sucede que las permeabilidades son extremadamente
buenas y que un solo pozo pueda drenar eficientemente una gran rea, condicionado a que se aplique
el mantenimiento de la presin, tal como la inyeccin de agua. En otras reas, la geologa es
extremadamente variable y los pozos slo podrn drenar una pequea rea. Por ejemplo, en el campo
petrolero de Rubelsanto en Guatemala, un solo pozo drena una extensa rea de 18 kilmetros
cuadrados (1.800 Has) y, en contrapartida, en Woodbourne en Barbados, los pozos estn siendo
perforados con un espaciamiento de 5 acres (lo que hace un pozo cada 2 Has.).
Los pozos secos son aquellos que se los ha encontrado o evaluado incapaces de producir petrleo y/o
gas natural en suficientes cantidades para justificar su terminacin como pozo productivo. Obsrvese,
en los Anexos 6.5, 6.7 y 6.8, que las inversiones en estos pozos que finalmente no resultan
productivos son importantes. Estos costos son necesarios para encontrar petrleo o gas natural y, a
pesar de contar con tecnologas y equipos complejos, la industria slo encuentra hidrocarburos en el
25% de las veces.
Si se necesita un patrn de espaciamiento particular, entonces, el nmero de pozos puede ser
determinado por la cantidad de hectreas probadas de un campo. Si se aplica inyeccin de agua,
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puede usarse como principio que se necesita un pozo inyector para cada 2 o 3 productores. Tambin
por causa de circunstancias geolgicas particulares, es bueno contar con el hecho de que uno de
cada 10 pozos que se perforen en el campo resultar seco.
El nmero de pozos de desarrollo perforados anualmente depende de la cantidad de torres o equipos
de perforacin que se hayan empleado en el desarrollo del campo y tambin del tiempo de perforacin
por pozo. El uso simultneo de 2, 3 o 4 equipos de perforacin, dependiendo del nmero de pozos, no
es cosa extraordinaria.
Costos de 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 produccin, puede ser
suficiente la instalacin de tanques con una capacidad de 2.000 o 3.000 barriles, un separador de
campo y otro de prueba junto con las bombas necesarias, as como las tarimas de carga de los
camiones cisterna para retirar el petrleo del campo. Los costos actuales de un tanque alcanzan
aproximadamente $ 20 por barril/capacidad, consecuentemente un tanque de 2.000 barriles de
capacidad costar $ 40.000. Los separadores cuestan cerca de $12 por barril/capacidad, por
consiguiente un campo petrolero pequeo no puede ser instalado con menos de $ 100.000. Pero por
lo general, necesita ms inversin.
Si el gas es un tanto sulfuroso, se necesitar una chimenea para eliminar el H2S del gas sulfuroso
antes de que pueda ser empleado en operaciones de campo, la cual puede llegar a costar varios
millones de dlares. Si fuera necesario inyectar agua, se requerir de una bomba con un costo
promedio de $700 por caballo de fuerza.
Lneas de flujo
En operaciones terrestres, la red de lneas de recoleccin conectan los pozos individuales con las
instalaciones de produccin; y son suficientes para este propsito, ductos de cuatro a seis pulgadas.
El costo de estos ductos es variable con respecto al tamao del campo petrolero y al nmero total de
pozos.
Costos de Operacin
En los campos terrestres medianos y grandes, los costos anuales de operacin estn casi
en funcin directa al capital total invertido. Los costos de operacin totales anuales pueden dividirse
en costos de operacin propiamente dichos, costos de mantenimiento, costos de seguro y costos de
administracin.
Los costos de operacin propiamente dichos incluyen los abastecimientos, el tratamiento de
hidrocarburos, las comunicaciones, las provisiones para la seguridad y otros elementos afines.
Los costos de mantenimiento consisten en las inspecciones de la estructura y mantenimiento;
operaciones de reparacin del equipo y modificacin o reemplazo de partes; y el servicio de pozos.
Generalmente mientras mayor sea el nivel de inversin, mayores sern los desembolsos por servicio
de pozos. Por otro lado, los gastos en seguros aumentan en proporcin a los costos de capital y los
costos de administracin se incrementan conforme sube el nivel de las operaciones.
La mayora de los costos anuales de operacin son fijos. Por esta razn nos encontramos con costos
como las inspecciones peridicas, las cuales deben efectuarse con regularidad por medio del servicio
de transporte como helicpteros, los que deben estar siempre a disposicin, independientemente del
nivel de produccin. Tambin en lo que se refiere al servicio de pozos, ste se debe efectuar siempre,
ya sea que los pozos tengan un nivel de produccin alto o un nivel moderado. Solamente ciertos
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costos menores son directamente variables al nivel de la produccin tales como los combustibles y
los productos qumicos.
En consecuencia, para la mayora de anlisis econmicos es aceptable considerar los costos de
operacin anuales como fijos y como un porcentaje constante de la inversin.
Sin embargo, esto no es totalmente cierto puesto que algunos costos de mantenimiento estn sujetos
a incrementarse conforme aumenta la antigedad del campo. Inicialmente, los costos de operacin de
un campo petrolero podran ser altos como consecuencia de los esfuerzos necesarios para corregir
errores menores durante la construccin pero en seguida, una vez que el equipo se encuentra en
funcionamiento adecuado, dichos costos tienden a reducirse. La obsolescencia del equipo da lugar a
ligeros incrementos en los costos de operacin pero sin embargo, se desconoce en gran parte la
secuencia exacta que siguen los costos de operacin y, por ello, el considerar los costos de operacin
simplemente como una suma anual fija es una prctica aceptable.
La proporcin de los costos de operacin, expresada en trminos porcentuales, vara mucho segn
las circunstancias y las condiciones mismas de operacin. Los costos de operacin sern algo ms
elevados en los campos pequeos que en los grandes, lo cual tambin depende de la zona geogrfica
en donde se llevan a cabo las operaciones. Si los costos de mano de obra son relativamente bajos,
los costos totales anuales de operacin sern ms bajos puesto que aquellos juegan un papel
importante.
Un factor por dems importante lo constituyen las condiciones tcnicas del campo, as por ejemplo, si
el gas del campo contiene grandes volmenes de H2S pueden darse serios problemas de corrosin y
si el petrleo contiene gran cantidad de parafinas podra requerirse de servicios peridicos de
desparafinamiento de los pozos.
Sin embargo, un nivel razonable para los costos de operacin es usar alrededor de un 4 a 5% de los
costos de capital para los campos econmicos, y de un 13 a 15% para los ms caros.
Costos de Transporte Petrolero y Gasfero
El petrleo y el gas pueden transportarse por medio de ductos o tanqueros en el medio martimo, y
ductos, camiones cisternas o vagones tanque en el medio terrestre.
Ductos:
Los costos de los ductos incluyen el costo de tubera, preparacin de zanjado y enterramiento.
Los costos de los ductos instalados en tierra firme pueden expresarse para mayor conveniencia por
pulgada/milla o por centmetro/kilmetro. Los costos de construccin de ductos mayores son casi
directamente proporcionales a su longitud.
Si se trata de ductos muy cortos, sucede a veces que los costos suben sensiblemente, puesto que en
este caso todo el equipo habr de ser movilizado y desmovilizado, aparte de que los costos
de ingeniera y los gastos fijos tambin resultan mucho ms altos. Como consecuencia, con los ductos
muy cortos (de unos pocos kilmetros de extensin) sucede que los costos sobrepasan en mucho el
promedio.
Sin embargo, los proyectos normales de mayor longitud acusan menos variacin y los costos vienen a
ser directamente proporcionales a la longitud.
Un aspectos a tener en cuenta es el costo de los materiales, los que pueden variar ampliamente,
como sucede con el acero, cuyo mercado es sumamente variable, sufriendo alzas y bajas sensibles, a
veces en el trmino de unos cuantos meses.
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Los costos de las estaciones compresoras son, por lo regular, directamente proporcionales al costo de
su potencia, expresada sta en trminos de caballaje (HP).
Seleccin del tamao
Atendiendo a que los costos de un ducto son casi directamente proporcionales a su tamao, es
importante seleccionar el tamao adecuado. En este sentido, deben tenerse en cuenta aspectos
diferenciales segn se trate de petrleo o gas.
Petrleo: El dimetro del ducto petrolero, en pulgadas o centmetros, lo determina el flujo requerido
en barriles por da; la viscosidad del petrleo y las condiciones del terreno. Tambin se considera el
grosor de la lmina de la tubera, ya que mientras mayor sea, podrn soportarse mayores presiones.
Por otro lado, la opcin de seleccionar un ducto de pequeas dimensiones depende directamente de
cun elevado es el diferencial de presin. Aparte de los espesores de las paredes, es igualmente
importante el factor calidad en la seleccin de las presiones mximas de operacin. En la actualidad,
para un proyecto en particular, la determinacin de las dimensiones de un ducto, el grosor de la
lmina y la calidad, se realizan mediante programas de optimizacin de computadoras.
De todas maneras, la variable principal es el requerimiento sobre el nivel de flujo y es importante
asegurar siempre que todo ducto que se disee tenga suficiente capacidad como para permitir
posibles expansiones futuras en el nivel de flujo, las que sern consecuencia de un aumento en la
produccin petrolera. La capacidad del oleoducto puede ser aumentada por medio de la adicin
al sistema de estaciones de bombeo.
La siguiente tabla proporciona una idea de los tamaos tpicos del ducto atendiendo al nivel de
produccin:
Volumen Diario Tamao(*)
(Barriles) (Pulgadas) (centmetros)
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
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500.000 32 80
(*) Estos tamaos permiten niveles de flujo mayores a los indicados, en el caso de que se agreguen
estaciones de bombeo.
Gas: Tambin para el caso del gas, el dimetro del ducto depende principalmente del volumen a ser
transportado, pero adems y muy particularmente, de las distancias entre estaciones compresoras a
lo largo del ducto.
Al igual que con los oleoductos, el tamao depende tambin del grosor de la lmina y de las
consideraciones de calidad. Es posible obtener una estimacin somera mediante la aplicacin de la
frmula de Weymouth:
donde:
Q: Volumen de gas en pies cbicos/hora
D: Dimetro de lnea en pulgadas
P1: Presin de entrada en lbs/pulg2
P2: Presin de salida en lbs/pulg2
L: Longitud de la lnea, en millas
Es tambin aconsejable que para el caso de gasoductos, el diseo incluya capacidad para un
incremento futuro aunque se debe evitar el sobredimensionamiento, dado que siempre es posible
tender otro ducto en el mismo derecho de va si es que se desea incrementar la produccin a niveles
que excedan la capacidad de flujo del ducto original.
Costos de los gasoductos
El costo de un gasoducto est constituido predominantemente de los siguientes componentes:
derecho de va (ROW) y costos de agrimensura, costos de materiales, costos relativos a la instalacin,
y costos de ingeniera y gastos generales.
La mayor porcin del total consiste en los costos de materiales e instalacin. Cuando se estima el
costo de un gasoducto, otro componente, costos de contingencia, debera ser considerado.
costos de derecho de va
Los costos de derecho de va consisten en el pago de los derechos del suelo tomado y el pago de
daos y perjuicios ocasionados inevitablemente por los trabajos realizados.
Los dos factores que ms afectan el costo ROW son:
densidad de poblacin encontrada a lo largo de la traza del ducto. En general cunto ms alta sea la
densidad poblacional, los costos ROW son ms altos;
Factores ambientales a tener en cuenta a lo largo de la traza del ducto. El paso por reas
ambientalmente sensibles puede causar un incremento en la longitud del ducto, lo cual, a su turno,
puede resultar en el agregado de gastos devenidos por el cruce de ms inmuebles (parcelas).
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costos de materiales
Los costos de materiales incluyen a aquellos componentes como tuberas, revestimientos, vlvulas y
dems componentes sueltos. El costo de estos tems se incrementa con el dimetro del ducto
planificado. La tubera usualmente ser el tem ms costoso.
El espesor de la pared del ducto juega un rol importante en los costos de la tubera. Los factores que
afectan el costo de los materiales son:
La velocidad de flujo de diseo y la presin MAOP determinarn el dimetro del ducto y el tamao de
las vlvulas y dems partes sueltas. Un cambio insignificante en la velocidad de flujo o en el MAOP
pueden afectar sensiblemente el costo del gasoducto.
La densidad de poblacin encontrada en el trayecto determina las clases de localizacin del
gasoducto y por lo tanto, el factor de diseo, el cual tiene una relacin directa con el espesor de la
pared de la tubera y la resistencia lograda del acero. Tanto una como otra, a su turno, establecen el
peso de la tubera y, en consecuencia, el costo.
La disponibilidad de material est relacionada al nmero de proyectos de ductos que se estn
llevando a cabo simultneamente.
costos de instalacin
Los costos relacionados con la instalacin dependen de varios factores, entre ellos se encuentran la
densidad de poblacin, las restricciones ambientales, las caractersticas del terreno, la poca del ao
y la disponibilidad de contratistas y mano de obra.
La mayor densidad de poblacin implica obstculos que incrementan los costos de instalacin en
comparacin con las reas rurales;
Las restricciones ambientales pueden aumentar los costos de los trabajos si el contratista debe
trabajar sobre ROW con fuertes restricciones, cruce de ros, restauracin de terrenos, o bien con
restricciones devenidas por sitios arqueolgicos o histricos;
El terreno juega un mayor rol en el costo de los trabajos cuando la construccin debe efectuarse
en suelos rocosos en lugar de arenosos, boscoso en lugar de reas abiertas, tierras hmedas en lugar
de ridas, o zonas montaosas en lugar de terrenos nivelados; si la construccin del ducto tiene lugar
en primavera, verano, otoo o invierno, implica menores costos.
costos de ingeniera
Los costos de ingeniera varan con la complejidad del proyecto del gasoducto. Los gastos generales
usualmente los establece cada empresa en particular y se expresan como un porcentaje del costo
total del proyecto.
Los costos de contingencia se los considera como un porcentaje del costo total estimado del proyecto.
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Fig. 1-Los costos de un gasoducto dependen del tamao y el terreno, as como de la ubicacin.
Generalmente se incrementan con el tamao del ducto (longitud y dimetro) y son mucho ms altos
en reas densamente pobladas.
La siguiente tabla muestra la participacin porcentual promedio de cada tem en el costo total de un
gasoducto (EE.UU, 1988):
Item Porcentaje del
Costo Total
Terreno y Derecho de Va 6
Materiales 33
Instalacin 43
Otros * 18
(*) Ingeniera, gastos generales y contingencia.
Depreciacin y costos de mantenimiento y operacin: En la mayora de los casos un ducto ser
diseado para un perodo de aproximadamente 20 aos, que es el perodo promedio de duracin de
un campo petrolero o gasfero; sin embargo, y segn sea la caso, el mismo puede ser mayor o menor.
En los ductos terrestres, los costos de mantenimiento y operacin son relativamente bajos, no ms de
U$S 2.000 a U$S 5.000 por kilmetro para cada ducto.
Costos de ductos martimos
En este caso tambin se evidencia que para proyectos de ductos cortos (de unos cuantos kilmetros),
los costos son extremadamente altos a causa de la necesidad de movilizar y desmovilizar las
barcazas de tendido, mientras que los costos de los proyectos mayores son comparativamente
menores, estando en funcin directa de la longitud. As, en EE.UU. (ms precisamente en proyectos
desarrollados en el Golfo de Mxico), el costo promedio por centmetro/kilmetro para los proyectos
de ductos muy cortos es de 16.000 U$S, mientras que para los proyectos mayores es aprx. 7.000
U$S por centmetro/kilmetro.
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El costo promedio de estaciones compresoras tpicas, por caballo de fuerza, es aproximadamente un
33% mayor que el costo para estaciones terrestres.
Ntese, no obstante, que los costos para el Golfo de Mxico no pueden ser representativos para el
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