Unidad 6 costos de perforacion

Facultad Integral del Chaco Profesor: Carlos Miranda Peña
Carrera Ing. Petróleo y Gas Natural Asignatura: Economía Petrolera
UNIDAD 6
COSTOS DE PERFORACION
1. Estructura de costos totales en Argentina
El costo promedio total de un barril de petróleo en Argentina era 13,57 U$S en 1993 y, en
1994, bajó a 12,64U$S. Actualmente se estima, según analistas independientes, entre 9 y
12 U$S. según las regiones y la calidad del crudo.
Dentro de la estructura de los costos petroleros, hay que diferenciar los dos principales
rubros: los costos de producción y los costos de reposición de reservas. Para explotar un
barril de petróleo, además de las inversiones involucradas en el pozo productivo, hay que
incurrir en costos operativos y contribuir al mantenimiento de los costos de estructura
(indirectos). El barril producido en Argentina paga regalías e impuestos (Ingresos Brutos).
Además, el barril producido obliga a reponer reservas; la reposición de reservas tiene
costos de exploración y de desarrollo que resultan del desempeño de la empresa para
sumar reservas e incluyen la ampliación de áreas en explotación, descubrimientos,
revisiones de reservas ya comprobadas y mejoras en los sistemas de recuperación. Con
criterio amplio, pueden incluirse en este concepto las adquisiciones de reservas.
ESTRUCTURA DE COSTOS TOTALES EN ARGENTINA
Participación estimada de los distintos rubros
Costos de producción 100%
Operativos 19%
Amortizaciones 38%
Indirectos 25%
Regalías 16%
Impuestos 2%
Costos de reposición de reservas 100%
Exploración 37%
Desarrollo 63%
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El costo de producción promedio de petróleo bajó en Argentina de 9,55 U$S por barril en
1993 a 7,37 U$S por barril en 1994. Si excluimos regalías e impuestos, el costo de
producción promedio de petróleo es de 5,77 U$S por barril.
COSTOS DE PRODUCCIÓN PROMEDIO ESTIMADOS
EN DISTINTAS REGIONES DEL MUNDO
Región U$S por barril
Estados Unidos 3,00-7,00
Mar del Norte 3,00-6,00
América del Sur 2,00-6,00
África 2,00-5,00
Medio Oriente 1,00-5,00
Argentina 3,00-6,00
El costo promedio de reposición de reservas en la Argentina era de alrededor de 3,98
U$S por barril en 1993 pero, en 1994, aumentó a 5,27 U$S por barril. Tal variación
encuentra su fundamento en el hecho que una vez finalizada la transición que marcó el
paso a la desregulación petrolera, la reposición de reservas exige inversiones. Argentina
se encuentra en la media mundial de estos costos: los costos de reposición de reservas
para la industria petrolera a nivel mundial fueron de 5,27 U$S por barril de crudo durante
el período 1988-1991.
Por otra parte, el precio promedio de crudo que obtienen los productores en Argentina,
debido a las correcciones de calidad y a la condición de sobreoferta del mercado local, se
referencia a la cotización del WTI menos 2,5 U$S por barril en promedio. Con un precio
del barril que ronda los 20 U$S, la recuperación total de costos promedios está
asegurada. En suma, el sector petrolero argentino está recuperando totalmente los costos
(recién cuando el WTI cotiza por debajo de los 15 U$S queda comprometida, en
promedio, la recuperación total de costos). El sector upstream mantiene el ritmo
productivo a pleno porque el costo marginal de producir un barril adicional de petróleo
varía entre 3 y 6 U$S, según los yacimientos, por lo que dejar de producirlo implicaría la
privación de un ingreso adicional de 17,5 U$S, si el precio internacional gira en torno de
los 20 U$S por barril.
En la operatividad del mercado, la baja sostenida de precios, no resiente en el corto plazo
el ritmo productivo. Por el contrario, la necesidad de cash flow de
muchas empresas puede acelerarlo. La víctima de un escenario de precios bajos empieza
siendo la reposición de reservas y luego la recuperación de la inversión.
2. Acerca de la explotación de los yacimientos
2

En la rama de la explotación de hidrocarburos existen diversas tecnologías que deben ser
consideradas para la incorporación de reservas y el mejoramiento de la producción. La
tendencia va hacia la superación de las dificultades para localizar y evaluar nuevos
yacimientos petrolíferos y para explotarlos eficientemente.
Actualmente se estima que los yacimientos que se consideran económicamente agotados
contienen todavía alrededor de la tercera parte de su volumen original de hidrocarburos, y
los nuevos o de reciente descubrimiento ofrecen dificultades para su explotación por su
profundidad, complejidad geológica y tipos de fluidos.
La explotación de yacimientos, desde el punto de vista rigurosamente técnico, puede
considerarse como el conjunto de decisiones y operaciones mediante las cuales a un
yacimiento petrolífero se le identifica, cuantifica, desarrolla, explota, monitorea y evalúa en
todas sus etapas de producción; esto es, desde su descubrimiento, pasando por su
explotación, hasta su abandono, aunque probablemente haya tantas definiciones como
percepciones del proceso.
El propósito básico de la explotación de hidrocarburos es controlar las operaciones para
obtener la máxima recuperación económica posible de un yacimiento, basado en
hechos, información y conocimiento, donde se consideran las siguientes etapas:
Evaluación de yacimientos
En esta etapa se realiza el estudio de las propiedades de las rocas y su relación con los
fluidos que contiene para cuantificar el volumen original de hidrocarburos existentes en los
yacimientos petroleros, y establecer estrategias de explotación, tomando en cuenta
los modelos de caracterización y simulación de yacimientos.
Desarrollo de campos
Consiste principalmente en la perforación y operación de pozos. Está condicionado por
los tipos de fluidos y su comportamiento en el yacimiento. Aquellos determinarán cuántos
pozos y dónde de deberán perforar, y cómo deberán producir para aumentar las
ganancias. Existe una variedad de pozos según la necesidad del yacimiento. Entre ellos
podemos mencionar: pozos convencionales, direccionales, de alcance extendido,
horizontales, de diámetro reducido, multilaterales y ramificados. Todos ellos tienen
como objetivo principal optimizar la extracción y aumentar las ganancias del hidrocarburo.
Recuperación de hidrocarburos
Tradicionalmente los métodos de producción por agotamiento primario y secundario
permiten recuperar in situ una tercera parte del crudo de un yacimiento. En épocas
pasadas esta situación no recibía mucha atención debido a que el crudo era relativamente
fácil de encontrar y, en consecuencia, el costo de producción de un barril de crudo de un
nuevo descubrimiento resultaba inferior al de un barril incorporado por métodos de
recuperación terciaria o mejorada.
Dada la declinación de reservas y la baja probabilidad de localizar nuevos campos
importantes, los productores han buscado incrementar la recuperación final de
hidrocarburos de campos abandonados o en estado avanzado de explotación.
Asimismo, la caracterización computarizada de yacimientos constituye una de
las herramientas más importantes en los procesos de recuperación mejorada de petróleo;
de hecho, el éxito de estos procedimientos depende, prácticamente, de aplicar la energía
3

mediante los fluidos inyectados en el lugar, tiempo y volumen correctos (también se
puede realizar esta estrategia con un simulador de yacimientos adecuado).
Sistemas e instalaciones de producción
Esta etapa tiene una estrecha interrelación con el estudio de los fluidos y
su interacción con las rocas, pero es el propio pozo y/o su diseño superficial el que
determina la recuperación del crudo en forma optimizada, con la disposición de
instalaciones superficiales adecuadas para futuras expansiones.
3. Evaluación de Costos en el Upstream
Costos de Exploración
Los costos exploratorios consisten generalmente en costos de reconocimiento geológico o
geofísico, costos sísmicos, costos de perforación exploratorios y gastos administrativos y
fijos. Como ya hemos visto, en áreas terrestres es posible llevar a cabo tanto
levantamientos aéreos como trabajos de campo normales.
Los costos de dichos levantamientos dependerán directamente del tamaño del área y de
la complejidad logística. No obstante, los costos de los levantamientos aéreos
de observación son bastante moderados; así, el costo de desarrollar una campaña
de registro aerogravi-magnetométrico, cubriendo una concesión de 5.000 km2 de
superficie ubicada en Sudamérica, está entre los 200.000 y 300.000 dólares.
El costo del trabajo geológico de campo presenta una gran variabilidad, dependiendo en
alto grado de los costos logísticos y de la mano de obra, tales como los costos
de transporte (costos de helicópteros).
En cuanto a los costos de prospección sísmica puede señalarse que los mismos son
mucho más elevados, pudiendo efectuar una diferenciación en cuanto a las
prospecciones en 2D o en 3D. Como se ha señalado oportunamente, la sísmica en 3D
presenta desventajas en cuanto a los costos, puesto que la misma implicar una erogación,
por kilómetro lineal, tres o cuatro veces mayor a la que representa la sísmica en 2D. El
costo de una prospección sísmica 2D en Sudamérica asciende aproximadamente a
20.000 U$S por kilómetro de perfil (Ver Anexo 6.2).
En comparación con los levantamientos geológicos y geofísicos, el costo de prospección
sísmica 3D cubriendo sólo 250 km2 puede llegar a valores que oscilan entre 2 y 3
millones de dólares. Por otra parte, puede decirse que un estudio sísmico tridimensional
en el mar cuesta U$S 15.000 por km2, según el lugar y las condiciones reinantes.
Costos de Perforación
Por lo regular, los costos de perforación dependen de tres factores importantes: los costos
diarios del equipo de perforación, los costos diarios de otros elementos, tales como
combustibles, los revestimientos o tuberías y el tiempo empleado en la perforación del
pozo.
Los costos de perforación son expresados, a veces, en términos de unidad monetaria por
día o unidad monetaria por metro o pié; lo más común es que los contratistas operen en
base a costos diarios.
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A partir de la siguiente ecuación se puede obtener el costo unitario de perforación en
U$S por metro:
donde:
: Costos operativos fijos del equipo de perforación (U$S/hora)
: Costo del trépano (U$S)
: Tiempo total de rotación (horas)
: Tiempo total de no rotación (horas)
: Tiempo de viaje o round tup (horas)
: Profundidad perforada con el trépano (metros)
Los costos de un equipo de perforación dependen mucho del mercado. Siempre que se
da una alta demanda para perforaciones, los propietarios de equipo estarán en la
capacidad de pedir precios elevados en vista a la escasez creada por dicha demanda.
Para el caso de un mercado débil, los propietarios se verán forzados a reducir el precio
hasta niveles apenas suficientes para mantener el equipo en operación y recuperar al
menos, parte de los costos de capital. En condiciones de mercado normales, un
propietario tratará de recuperar suficientes costos de capital como para estar en
condiciones de adquirir nuevo equipo cuando el actual se encuentre totalmente
depreciado. Por consiguiente, en un mercado robusto, el propietario del equipo tratará de
depreciar el valor del mismo sobre la base del valor de reemplazo.
Los costos del equipo de perforación dependen directamente de la potencia en caballaje y
de las capacidades del mismo. Un equipo con capacidad para perforar pozos profundos
será más caro que uno con capacidad para perforar solamente pozos poco profundos.
Esto puede observarse en las tablas presentadas en el Anexo 6.3 donde se describen los
costos de equipos de perforación y terminación y de mantenimiento de pozos productores
de petróleo y de gas en distintas regiones de EE.UU. dados en el año 2000.
En condiciones de mercado de gran demanda, el operador podrá recobrar el 0,20% por
día de los costos o más, mientras que en condiciones de mercado débil, podrá obtener
solamente alrededor de un 0,08% por día de esos costos.
En la Argentina no se encuentran equipos de perforación en la abundancia que se dá en
EE.UU., por ejemplo, por lo que los costos pueden obtenerse sobre la base
de contratos de largo plazo. Las tarifas diarias son más bajas para los contratos a largo
plazo pero los costos de equipo resultan más altos a causa de los problemas de
mantenimiento, de riesgo y los costos de movilización y desmovilización, además que los
períodos ociosos son más largos.
Los gráficos siguientes muestran el comportamiento que los precios índice del petróleo y
del gas natural y los costos índices de los equipos de perforación y terminación y de
mantenimiento de pozos productores, han tenido desde el año 1976, tomado como base,
hasta el año 2000.
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Por caso, para el gas natural se observa que tanto el costo de equipamiento como de
mantenimiento han experimentado una menor variación en el período considerado que la
que tuvo el precio del gas natural. Los costos de equipos para pozos productores de gas
han permanecido, durante gran parte del período, por debajo del indicado para el año
base, al igual que lo ocurrido para el costo de equipamiento de pozos productores de
petróleo.
Algo similar se observa en el gráfico que muestra los precios índices de petróleo, costos
índice de equipos y mantenimiento de pozos productores de petróleo. Hay dos diferencias
principales entre los dos gráficos. Primero, el precio índice del gas natural se ha
mantenido por encima del año base, mientras que el precio índice del crudo ha estado
apenas por encima del año base solamente en tres años desde 1986, en 1987, 1990 y
2000. El precio índice de 1998 fue sólo el 20% del alcanzado en 1981.
Segundo, los costos índices de mantenimiento de pozos productores de petróleo han
permanecido por encima de los niveles de 1976 mientras que el costo índice de
mantenimiento de pozos productores de gas natural quedó por debajo de los valores del
año base, en 1984, pero ambos han permanecido dentro de un rango relativamente
estrecho desde entonces.
El costo índice de mantenimiento de pozos productores de petróleo ha aumentado más
marcadamente con respecto a 1999 que lo que lo hizo el correspondiente al gas natural
(9% contra 2%).
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La siguiente tabla nos da la integración porcentual en detalle de los costos relativos
promedios de perforación y terminación de un pozo típico de EE.UU., los cuales se
refieren a pozos de desarrollo promedios e incluyen equipo de boca de pozo.
Perforación y
Rubro Perforación Terminación
Costos Intangibles
Preparación de sitios y caminos 2,42 3,03
Equipo de perforación y herramientas 24,09 17,09
Fluídos de perforación 9,17 5,45
Alquiler de equipos 6,29 6,24
Cementación 4,00 2,53
Servicios de apoyo 12,30 12,85
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Transporte 5,67 3,89
Supervisión y administración 1,88 1,44
SUBTOTAL 65,82 52,52
Costos Tangibles
Equipamiento de tubería 32,81 39,46
Equipo de boca de pozo 1,36 7,28
Equipo de terminación 0,00 0,73
SUBTOTAL 34,17 47,47
Contingencia* 15,00 15,00
* El porcentaje se aplica al costo total del pozo perforado y/o terminado
Se estima que la relación entre costos diarios de perforación y otros costos es alrededor
de 40-60.
Tiempo y velocidad de perforación
El tiempo de perforación de los pozos depende de su profundidad; en primer lugar, debido
a que las formaciones más profundas son más difíciles de perforar, y segundo debido al
"tiempo de reposición" que se incrementa con la profundidad cada vez que la sarta de
perforación tenga que ser repuesta. También, el tiempo de perforación del pozo depende
de las clases de formaciones geológicas que van encontrándose; así, si se encuentran
calizas duras o areniscas o lutitas fangosas, el ritmo de la perforación disminuirá
sensiblemente y en el caso de las últimas, la perforación puede llegar hasta paralizarse.
En otro caso, si hay mucha probabilidad de presiones inesperadas, se necesitará preparar
un programa de revestimiento especial, lo que tomará más tiempo en instalarse.
En suma, la elección del tiempo de perforación apropiado depende por entero de la
profundidad y de las condiciones geológicas y técnicas. Sin embargo, puede variar dicho
tiempo de 40 días para un pozo de 1.800 metros de profundidad a 150 días para uno cuya
profundidad alcance los 5.000 m.
Analíticamente podemos decir que, cuando no se presentan mayores variaciones en el
subsuelo, la velocidad de perforación decrece exponencialmente con la profundidad. Bajo
estas condiciones, la velocidad de perforación puede vincularse a la profundidad , a
través de
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Ecuación 1
donde y son constantes propios de cada área o región.
A partir de la Ecuación 1, el tiempo de perforación requerido para perforar una
profundidad dada, puede ser obtenido separando variables e integrando. Así
Ecuación 2
Luego, haciendo la sustitución y resolviendo
obtenemos que
Ecuación 3
Entre los factores que afectan la velocidad de perforación pueden distinguirse variables y
fijos: entre los primeros, se cuentan el tipo y peso del trépano, rapidez de rotación,
propiedades del lodo o barro de perforación, limpieza del fondo del pozo; entre los fijos, se
reconocen a la dureza de las rocas y la presión de la formación.
Costos de Pozo Totales
Si los costos de perforación han sido establecidos en términos de unidad monetaria por
día, la multiplicación de los costos del equipo de perforación más los otros costos por el
número de días requeridos para perforar un pozo, nos dará los costos totales. Si,
en cambio, aquellos expresados por metro o pié, el costo total se obtendrá multiplicando
los costos por la profundidad total.
Pozos totales, profundidad perforada e inversiones estimadas en perforación
Estados Unidos 2000 vs. 1999
Tipo de Pozos
Petróleo Gas Seco Total
2000 1999 2000 1999 2000 1999 2000 1999
Cantidad de
Pozos 7.651 12.808 14.231 21.418 3.738 4.119 25.620 37.687
9

Total
Perforado 10.957 17.268 23.666 33.795 6.721 7.184 41.343 57.302
(en miles de
metros)
Costo Total 4.540 5.761 10.772 15.372 4.020 4.269 19.332 25.054
(millones de
U$S)
Profundidad
media 1.432 1.348 1.663 1.578 1.798 1.744 1.614 1.520
(metros)
Costo por
pozo medio 593.386 449.825 756.939 717.709 1.075.441 1.036.405 754.567 664.798
(U$S/pozo)
Costo por
metro medio 414 334 455 455 598 594 468 437
(U$S/metro)
Fuente: Joint Association Survey on Drilling Costs. American Petroleum
Institute. 2001
www.api.org
En áreas especiales, los costos de movilización y desmovilización de un equipo de
perforación deben tomarse en cuenta, pues pueden llegar a varios cientos de miles de
dólares. La forma más económica de proceder es mediante la suscripción de contratos a
largo plazo, si ello es posible, en vista del número de objetivos de exploración disponibles.
El costo total del pozo tiende a incrementarse exponencialmente con la profundidad; así
es que, con frecuencia, se asume una relación entre el costo total y la profundidad ,
dada por
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donde y son constantes que dependen primariamente de la localización del pozo (área
o región).
En la mayoría de las áreas del mundo, los costos logísticos adicionales pueden ser
especialmente altos si hay necesidad de construir carreteras y nuevos caminos o campos
especiales; la necesidad de contar con servicio aéreo ampliará el renglón de costos de
transporte, pues habrá que preparar pistas de aterrizaje y bases, sobre todo si
dichos servicios se vuelven muy necesarios. Esto hará elevar sensiblemente los costos de
perforación. Por ejemplo, en Guatemala un pozo típico de 3.700 metros cuesta alrededor
de $ 4,5 millones de dólares y este costo se compone en buena proporción de costos
diarios adicionales.
Gastos Generales
Los gastos fijos pueden variar grandemente de un pozo a otro, aún dentro de una misma
área general. Estos costos se relacionan con la administración, la interpretación de datos,
la toma de decisiones, etc. y, por lo general se expresan como un porcentaje de los
costos geofísicos y de perforación exploratoria. En áreas bien conocidas y desarrolladas
los gastos fijos pueden ser bajos y representar el 15% de los costos geofísicos y el 10%
de los costos de perforación, mientras que en áreas nuevas, los gastos fijos son por lo
general altos: alrededor del 25% de los primeros y el 20% de los segundos.
Costos de Desarrollo
Los costos de desarrollo de un campo petrolero o gasífero terrestre pueden dividirse en
costos de:
• pozos de delimitación
• infraestructura de pozos
• perforación de pozos de desarrollo
• instalaciones, y
• líneas de flujo
Costos de Perforaciones de Delimitación
Los costos de perforaciones de delimitación son muy similares a los costos de perforación
de un pozo exploratorio. El tiempo empleado en las perforaciones de delimitación es
importante, ya que pueden iniciarse unos meses después de haberse efectuado el
descubrimiento. En áreas donde los costos logísticos son altos y los equipos de
perforación han sido empleados para otros propósitos, podría tomar hasta un año para
que el primer pozo de delimitación pudiera iniciarse.
El número de pozos de delimitación depende directamente de la complejidad y del tamaño
de la estructura. En áreas terrestres, actualmente se acostumbra a iniciar la producción
antes de que el campo esté completamente delimitado.
Costo de Infraestructura de Pozos
En tierra, el costo de la preparación del sitio para las instalaciones de producción o para
las perforaciones de desarrollo es generalmente barato; de hecho, en áreas donde hay
abundantes carreteras y las condiciones de la tierra son aceptables, la preparación del
sitio solamente costará unos cuanto miles de dólares. En áreas mas remotas y de terreno
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inestable o pantanoso es necesario una completa preparación para el futuro sitio de
producción y podrá costar medio millón de dólares o más. También en áreas remotas
tendrán que construirse caminos adicionales y probablemente pistas de aterrizaje.
Costos de Perforación y Terminación de Pozos de Desarrollo
Los costos terrestres por pozo productivo (petrolero o gasífero) terminado para una
situación típica de EE.UU al año 1996 son los que detalla la siguiente tabla:
Costos promedios de perforación y terminación de
pozos productivos terrestres en EE.UU. (U$S)
Profundidad Pozo
(metros) Productivo
Hasta 850 149.559
850-1500 153.488
1500-2000 347.535
2000-2400 640.349
2400-3000 870.432
3000-3600 1.585.158
Más de 3600 2.600.372
Fuente: Joint Association Survey on Drilling Costs (1996)
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Los costos diarios del equipo de perforación, de logística y otros, no varían mucho de los
de un pozo exploratorio.
En general, en países como la Argentina, los costos de los pozos de desarrollo terrestres
resultan más elevados por causa de los factores logísticos y el riesgo, según se explicó
anteriormente. Por caso, y en base a los datos de las diferentes áreas y yacimientos
ubicados en la Provincia de Río Negro (Cuenca Neuquina) se registran costos promedios
de perforación y terminación que ascienden a $ 1.077.000 por pozo, cuya profundidad
promedio alcanza los 2.800 metros.
Por otra parte, los costos promedio de pozos terrestres con perforación horizontal en
EE.UU., para el año 1996, son los siguientes:
Costos promedios de Pozos Terrestres
con Perforación Horizontal en EE.UU. (U$S)
Longitud Pozo
(metros) Perforado
Hasta 500 95.667
500-1000 128.787
1000-2000 506.686
2000-2500 1.007.804
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2500-3000 1.220.000
Más de 3000 1.443.000
Fuente: Joint Association Survey on Drilling Costs (1996)
Número de Pozos de Desarrollo
Los pozos de desarrollo se agrupan a menudo en productores, inyectores y secos. Los
pozos inyectores son necesarios solamente si el campo petrolero se desarrolla sobre la
base de la inyección de gas o agua. El número de pozos a perforarse solamente puede
ser evaluado sobre la base de los estudios en detalle de los reservorios. A veces sucede
que las permeabilidades son extremadamente buenas y que un solo pozo pueda drenar
eficientemente una gran área, condicionado a que se aplique el mantenimiento de la
presión, tal como la inyección de agua. En otras áreas, la geología es extremadamente
variable y los pozos sólo podrán drenar una pequeña área. Por ejemplo, en el campo
petrolero de Rubelsanto en Guatemala, un solo pozo drena una extensa área de 18
kilómetros cuadrados (1.800 Has) y, en contrapartida, en Woodbourne en Barbados, los
pozos están siendo perforados con un espaciamiento de 5 acres (lo que hace un pozo
cada 2 Has.).
Los pozos secos son aquellos que se los ha encontrado o evaluado incapaces de producir
petróleo y/o gas natural en suficientes cantidades para justificar su terminación como pozo
productivo. Obsérvese, en los Anexos 6.5, 6.7 y 6.8, que las inversiones en estos pozos
que finalmente no resultan productivos son importantes. Estos costos son necesarios para
encontrar petróleo o gas natural y, a pesar de contar con tecnologías y equipos
complejos, la industria sólo encuentra hidrocarburos en el 25% de las veces.
Si se necesita un patrón de espaciamiento particular, entonces, el número de pozos
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puede ser determinado por la cantidad de hectáreas probadas de un campo. Si se aplica
inyección de agua, puede usarse como principio que se necesita un pozo inyector para
cada 2 o 3 productores. También por causa de circunstancias geológicas particulares, es
bueno contar con el hecho de que uno de cada 10 pozos que se perforen en el campo
resultará seco.
El número de pozos de desarrollo perforados anualmente depende de la cantidad de
torres o equipos de perforación que se hayan empleado en el desarrollo del campo y
también del tiempo de perforación por pozo. El uso simultáneo de 2, 3 o 4 equipos de
perforación, dependiendo del número de pozos, no es cosa extraordinaria.
Costos de Instalaciones
Los costos de las instalaciones para operaciones terrestres pueden ser muy modestos.
Para un campo petrolero que consiste en unos cuantos pozos de un nivel bajo de
producción, puede ser suficiente la instalación de tanques con una capacidad de 2.000 o
3.000 barriles, un separador de campo y otro de prueba junto con las bombas necesarias,
así como las tarimas de carga de los camiones cisterna para retirar el petróleo del campo.
Los costos actuales de un tanque alcanzan aproximadamente $ 20 por barril/capacidad,
consecuentemente un tanque de 2.000 barriles de capacidad costará $ 40.000. Los
separadores cuestan cerca de $12 por barril/capacidad, por consiguiente un campo
petrolero pequeño no puede ser instalado con menos de $ 100.000. Pero por lo general,
necesita más inversión.
Si el gas es un tanto sulfuroso, se necesitará una chimenea para eliminar el H2S del gas
sulfuroso antes de que pueda ser empleado en operaciones de campo, la cual puede
llegar a costar varios millones de dólares. Si fuera necesario inyectar agua, se requerirá
de una bomba con un costo promedio de $700 por caballo de fuerza.
Líneas de flujo
En operaciones terrestres, la red de líneas de recolección conectan los pozos individuales
con las instalaciones de producción; y son suficientes para este propósito, ductos de
cuatro a seis pulgadas. El costo de estos ductos es variable con respecto al tamaño del
campo petrolero y al número total de pozos.
Costos de Operación
En los campos terrestres medianos y grandes, los costos anuales de operación están casi
en función directa al capital total invertido. Los costos de operación totales anuales
pueden dividirse en costos de operación propiamente dichos, costos de mantenimiento,
costos de seguro y costos de administración.
Los costos de operación propiamente dichos incluyen los abastecimientos, el tratamiento
de hidrocarburos, las comunicaciones, las provisiones para la seguridad y otros elementos
afines.
Los costos de mantenimiento consisten en las inspecciones de la estructura y
mantenimiento; operaciones de reparación del equipo y modificación o reemplazo de
partes; y el servicio de pozos. Generalmente mientras mayor sea el nivel de inversión,
mayores serán los desembolsos por servicio de pozos. Por otro lado, los gastos
en seguros aumentan en proporción a los costos de capital y los costos de administración
se incrementan conforme sube el nivel de las operaciones.
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La mayoría de los costos anuales de operación son fijos. Por esta razón nos encontramos
con costos como las inspecciones periódicas, las cuales deben efectuarse con regularidad
por medio del servicio de transporte como helicópteros, los que deben estar siempre a
disposición, independientemente del nivel de producción. También en lo que se refiere al
servicio de pozos, éste se debe efectuar siempre, ya sea que los pozos tengan un nivel de
producción alto o un nivel moderado. Solamente ciertos costos menores son directamente
variables al nivel de la producción tales como los combustibles y los productos químicos.
En consecuencia, para la mayoría de análisis económicos es aceptable considerar los
costos de operación anuales como fijos y como un porcentaje constante de la inversión.
Sin embargo, esto no es totalmente cierto puesto que algunos costos de mantenimiento
están sujetos a incrementarse conforme aumenta la antigüedad del campo. Inicialmente,
los costos de operación de un campo petrolero podrían ser altos como consecuencia de
los esfuerzos necesarios para corregir errores menores durante la construcción pero en
seguida, una vez que el equipo se encuentra en funcionamiento adecuado, dichos costos
tienden a reducirse. La obsolescencia del equipo da lugar a ligeros incrementos en los
costos de operación pero sin embargo, se desconoce en gran parte la secuencia exacta
que siguen los costos de operación y, por ello, el considerar los costos de operación
simplemente como una suma anual fija es una práctica aceptable.
La proporción de los costos de operación, expresada en términos porcentuales, varía
mucho según las circunstancias y las condiciones mismas de operación. Los costos de
operación serán algo más elevados en los campos pequeños que en los grandes, lo cual
también depende de la zona geográfica en donde se llevan a cabo las operaciones. Si los
costos de mano de obra son relativamente bajos, los costos totales anuales de operación
serán más bajos puesto que aquellos juegan un papel importante.
Un factor por demás importante lo constituyen las condiciones técnicas del campo, así por
ejemplo, si el gas del campo contiene grandes volúmenes de H2S pueden darse serios
problemas de corrosión y si el petróleo contiene gran cantidad de parafinas podría
requerirse de servicios periódicos de desparafinamiento de los pozos.
Sin embargo, un nivel razonable para los costos de operación es usar alrededor de un 4 a
5% de los costos de capital para los campos económicos, y de un 13 a 15% para los más
caros.
Costos de Transporte Petrolero y Gasífero
El petróleo y el gas pueden transportarse por medio de ductos o tanqueros en el medio
marítimo, y ductos, camiones cisternas o vagones tanque en el medio terrestre.
Ductos:
Los costos de los ductos incluyen el costo de tubería, preparación de zanjado y
enterramiento.
Los costos de los ductos instalados en tierra firme pueden expresarse para mayor
conveniencia por pulgada/milla o por centímetro/kilómetro. Los costos de construcción de
ductos mayores son casi directamente proporcionales a su longitud.
Si se trata de ductos muy cortos, sucede a veces que los costos suben sensiblemente,
puesto que en este caso todo el equipo habrá de ser movilizado y desmovilizado, aparte
de que los costos de ingeniería y los gastos fijos también resultan mucho más altos.
Como consecuencia, con los ductos muy cortos (de unos pocos kilómetros de extensión)
sucede que los costos sobrepasan en mucho el promedio.
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Sin embargo, los proyectos normales de mayor longitud acusan menos variación y los
costos vienen a ser directamente proporcionales a la longitud.
Un aspectos a tener en cuenta es el costo de los materiales, los que pueden variar
ampliamente, como sucede con el acero, cuyo mercado es sumamente variable, sufriendo
alzas y bajas sensibles, a veces en el término de unos cuantos meses.
Los costos de las estaciones compresoras son, por lo regular, directamente
proporcionales al costo de su potencia, expresada ésta en términos de caballaje (HP).
Selección del tamaño
Atendiendo a que los costos de un ducto son casi directamente proporcionales a su
tamaño, es importante seleccionar el tamaño adecuado. En este sentido, deben tenerse
en cuenta aspectos diferenciales según se trate de petróleo o gas.
Petróleo: El diámetro del ducto petrolero, en pulgadas o centímetros, lo determina el flujo
requerido en barriles por día; la viscosidad del petróleo y las condiciones del terreno.
También se considera el grosor de la lámina de la tubería, ya que mientras mayor sea,
podrán soportarse mayores presiones. Por otro lado, la opción de seleccionar un ducto de
pequeñas dimensiones depende directamente de cuán elevado es el diferencial de
presión. Aparte de los espesores de las paredes, es igualmente importante el factor
calidad en la selección de las presiones máximas de operación. En la actualidad, para un
proyecto en particular, la determinación de las dimensiones de un ducto, el grosor de la
lámina y la calidad, se realizan mediante programas de optimización de computadoras.
De todas maneras, la variable principal es el requerimiento sobre el nivel de flujo y es
importante asegurar siempre que todo ducto que se diseñe tenga suficiente capacidad
como para permitir posibles expansiones futuras en el nivel de flujo, las que serán
consecuencia de un aumento en la producción petrolera. La capacidad del oleoducto
puede ser aumentada por medio de la adición al sistema de estaciones de bombeo.
La siguiente tabla proporciona una idea de los tamaños típicos del ducto atendiendo al
nivel de producción:
Volumen Diario Tamaño(*)
(Barriles) (Pulgadas) (centímetros)
5.000 6 15
10.000 8 20
15.000 10 25
25.000 14 35
50.000 18 45
100.000 20 50
17

150.000 24 60
300.000 28 70
500.000 32 80
(*) Estos tamaños permiten niveles de flujo mayores a los indicados, en el caso de que se
agreguen estaciones de bombeo.
Gas: También para el caso del gas, el diámetro del ducto depende principalmente del
volumen a ser transportado, pero además y muy particularmente, de las distancias entre
estaciones compresoras a lo largo del ducto.
Al igual que con los oleoductos, el tamaño depende también del grosor de la lámina y de
las consideraciones de calidad. Es posible obtener una estimación somera mediante la
aplicación de la fórmula de Weymouth:
donde:
Q: Volumen de gas en pies cúbicos/hora
D: Diámetro de línea en pulgadas
P1: Presión de entrada en lbs/pulg2
P2: Presión de salida en lbs/pulg2
L: Longitud de la línea, en millas
Es también aconsejable que para el caso de gasoductos, el diseño incluya capacidad para
un incremento futuro aunque se debe evitar el sobredimensionamiento, dado que siempre
es posible tender otro ducto en el mismo derecho de vía si es que se desea incrementar la
producción a niveles que excedan la capacidad de flujo del ducto original.
Costos de los gasoductos
El costo de un gasoducto está constituído predominantemente de los siguientes
componentes: derecho de vía (ROW) y costos de agrimensura, costos de materiales,
costos relativos a la instalación, y costos de ingeniería y gastos generales.
La mayor porción del total consiste en los costos de materiales e instalación. Cuando se
estima el costo de un gasoducto, otro componente, costos de contingencia, debería ser
considerado.
• costos de derecho de vía
Los costos de derecho de vía consisten en el pago de los derechos del suelo tomado y el
pago de daños y perjuicios ocasionados inevitablemente por los trabajos realizados.
Los dos factores que más afectan el costo ROW son:
· densidad de población encontrada a lo largo de la traza del ducto. En general cuánto
más alta sea la densidad poblacional, los costos ROW son más altos;
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· factores ambientales a tener en cuenta a lo largo de la traza del ducto. El paso por áreas
ambientalmente sensibles puede causar un incremento en la longitud del ducto, lo cual, a
su turno, puede resultar en el agregado de gastos devenidos por el cruce de más
inmuebles (parcelas).
• costos de materiales
Los costos de materiales incluyen a aquellos componentes como tuberías,
revestimientos, válvulas y demás componentes sueltos. El costo de estos ítems se
incrementa con el diámetro del ducto planificado. La tubería usualmente será el ítem más
costoso.
El espesor de la pared del ducto juega un rol importante en los costos de la tubería. Los
factores que afectan el costo de los materiales son:
· la velocidad de flujo de diseño y la presión de operación máxima permitible (MAOP) del
gasoducto;
· densidad de población encontrada a lo largo del trayecto propuesto, y
· disponibilidad de materiales.
La velocidad de flujo de diseño y la presión MAOP determinarán el diámetro del ducto y el
tamaño de las válvulas y demás partes sueltas. Un cambio insignificante en la velocidad
de flujo o en el MAOP pueden afectar sensiblemente el costo del gasoducto.
La densidad de población encontrada en el trayecto determina las clases de localización
del gasoducto y por lo tanto, el factor de diseño, el cual tiene una relación directa con el
espesor de la pared de la tubería y la resistencia lograda del acero. Tanto una como otra,
a su turno, establecen el peso de la tubería y, en consecuencia, el costo.
La disponibilidad de material está relacionada al número de proyectos de ductos que se
están llevando a cabo simultáneamente.
• costos de instalación
Los costos relacionados con la instalación dependen de varios factores, entre ellos se
encuentran la densidad de población, las restricciones ambientales, las características del
terreno, la época del año y la disponibilidad de contratistas y mano de obra.
· La mayor densidad de población implica obstáculos que incrementan los costos de
instalación en comparación con las áreas rurales;
· Las restricciones ambientales pueden aumentar los costos de los trabajos si el
contratista debe trabajar sobre ROW con fuertes restricciones, cruce de ríos, restauración
de terrenos, o bien con restricciones devenidas por sitios arqueológicos o históricos;
· El terreno juega un mayor rol en el costo de los trabajos cuando la construcción debe
efectuarse en suelos rocosos en lugar de arenosos, boscoso en lugar de áreas abiertas,
tierras húmedas en lugar de áridas, o zonas montañosas en lugar de terrenos nivelados;
· Si la construcción del ducto tiene lugar en primavera, verano, otoño o invierno tiene
directa relación con los costos de los trabajos. En general, la construcción en primavera e
invierno implica menores costos;
· La disponibilidad de contratistas y mano de obra puede afectar directamente las
licitaciones de contratistas.
• costos de ingeniería
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Los costos de ingeniería varían con la complejidad del proyecto del gasoducto. Los gastos
generales usualmente los establece cada empresa en particular y se expresan como un
porcentaje del costo total del proyecto.
Los costos de contingencia se los considera como un porcentaje del costo total estimado
del proyecto.
Fig. 1-Los costos de un gasoducto dependen del tamaño y el terreno, así como de la
ubicación. Generalmente se incrementan con el tamaño del ducto (longitud y diámetro) y
son mucho más altos en áreas densamente pobladas.
La siguiente tabla muestra la participación porcentual promedio de cada ítem en el costo
total de un gasoducto (EE.UU, 1988):
Item Porcentaje del
Costo Total
Terreno y Derecho de Vía 6
Materiales 33
Instalación 43
Otros * 18
(*) Ingeniería, gastos generales y contingencia.
Depreciación y costos de mantenimiento y operación: En la mayoría de los casos un ducto
será diseñado para un período de aproximadamente 20 años, que es el período promedio
de duración de un campo petrolero o gasífero; sin embargo, y según sea la caso, el
mismo puede ser mayor o menor.
En los ductos terrestres, los costos de mantenimiento y operación son relativamente
bajos, no más de U$S 2.000 a U$S 5.000 por kilómetro para cada ducto.
Costos de ductos marítimos
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En este caso también se evidencia que para proyectos de ductos cortos (de unos cuantos
kilómetros), los costos son extremadamente altos a causa de la necesidad de movilizar y
desmovilizar las barcazas de tendido, mientras que los costos de los proyectos mayores
son comparativamente menores, estando en función directa de la longitud. Así, en EE.UU.
(más precisamente en proyectos desarrollados en el Golfo de México), el costo promedio
por centímetro/kilómetro para los proyectos de ductos muy cortos es de 16.000 U$S,
mientras que para los proyectos mayores es apróx. 7.000 U$S por centímetro/kilómetro.
El costo promedio de estaciones compresoras típicas, por caballo de fuerza, es
aproximadamente un 33% mayor que el costo para estaciones terrestres.
Nótese, no obstante, que los costos para el Golfo de México no pueden ser
representativos para el resto del mundo; por lo mismo, en casi cualquier otra región del
globo, los costos serán sustancialmente más elevados; también los costos de movilización
y desmovilización de las barcazas de tendido son bastante elevados, ya que éstas
constituyen uno de los elementos más caros del equipo utilizado en operaciones
marítimas. Además, en otras regiones será necesario importar mano de obra altamente
calificada para llevar a cabo este trabajo especializado.
Los costos de ductos marítimos también dependen en particular, de la profundidad del
mar y pueden llegar a ser muy altos en aguas muy profundas. Un ejemplo típico lo
proporciona el ducto de 20 pulgadas y 220 km de longitud que conecta Italia con Túnez,
donde fue necesaria una inversión de 327 millones de dólares, lo que corresponde a U$S
29.000 por centímetro/kilómetro, o sea, más de cuatro veces el costo promedio en el
Golfo de México.
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Unidad 6 costos de perforacion

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