195232270.UNIDAD Nº 7 Los Costos de los Hidrocarburos en el Upstream.pdf

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.



12

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



13

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,



14

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).



15

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.



16

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.



17

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



18

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.



19

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)



20

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.



21

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)



22

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



23

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,



24

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



25

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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