1. Estructura de costos totales en Argentina

El costo promedio total de un barril de petróleo en Argentina era 13,57 U$S en 1993 y, en 1994, bajó a 12,64U$S. Actualmente se estima, según analistas independientes, entre 9 y 12 U$S según las regiones y la calidad del crudo.
Dentro de la estructura de los costos petroleros, hay que diferenciar los dos principales rubros: los costos de producción y los costos de reposición de reservas. Para explotar un barril de petróleo, además de las inversiones involucradas en el pozo productivo, hay que incurrir en costos operativos y contribuir al mantenimiento de los costos de estructura (indirectos). El barril producido en Argentina paga regalías e impuestos (Ingresos Brutos).
Además, el barril producido obliga a reponer reservas; la reposición de reservas tiene costos de exploración y de desarrollo que resultan del desempeño de la empresa para sumar reservas e incluyen la ampliación de áreas en explotación, descubrimientos, revisiones de reservas ya comprobadas y mejoras en los sistemas de recuperación. Con criterio amplio, pueden incluirse en este concepto las adquisiciones de reservas.

Fuente: Montamat. Op.Cit.

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

Fuente: Montamat. Op.Cit.

El costo promedio de reposición de reservas en la Argentina era de alrededor de 3,98 U$S por barril en 1993 pero, en 1994, aumentó a 5,27 U$S por barril. Tal variación encuentra su fundamento en el hecho que una vez finalizada la transición que marcó el paso a la desregulación petrolera, la reposición de reservas exige inversiones. Argentina se encuentra en la media mundial de estos costos: los costos de reposición de reservas para la industria petrolera a nivel mundial fueron de 5,27 U$S por barril de crudo durante el período 1988-1991.
Por otra parte, el precio promedio de crudo que obtienen los productores en Argentina, debido a las correcciones de calidad y al condición de sobreoferta del mercado local, se referencia a la cotización del WTI menos 2,5 U$S por barril en promedio. Con un precio del barril que ronda los 20 U$S, la recuperación total de costos promedios está asegurada. En suma, el sector petrolero argentino está recuperando totalmente los costos (recién cuando el WTI cotiza por debajo de los 15 U$S queda comprometida, en promedio, la recuperación total de costos). El sector up stream mantiene el ritmo productivo a pleno porque el costo marginal de producir un barril adicional de petróleo varía entre 3 y 6 U$S, según los yacimientos, por lo que dejar de producirlo implicaría la privación de un ingreso adicional de 17,5 U$S, si el precio internacional gira en torno de los 20 U$S por barril.
En la operatividad del mercado, la baja sostenida de precios, no resiente en el corto plazo el ritmo productivo. Por el contrario, la necesidad de cash flow de muchas empresas puede acelerarlo. La víctima de un escenario de precios bajos empieza siendo la reposición de reservas y luego la recuperación de la inversión.

2. Acerca de la explotación de los yacimientos

En la rama de la explotación de hidrocarburos existen diversas tecnologías que deben ser consideradas para la incorporación de reservas y el mejoramiento de la producción. La tendencia va hacia la superación de las dificultades para localizar y evaluar nuevos yacimientos petrolíferos y para explotarlos eficientemente.
Actualmente se estima que los yacimientos que se consideran económicamente agotados contienen todavía alrededor de la tercera parte de su volumen original de hidrocarburos, y los nuevos o de reciente descubrimiento ofrecen dificultades para su explotación por su profundidad, complejidad geológica y tipos de fluidos.
La explotación de yacimientos, desde el punto de vista rigurosamente técnico, puede considerarse como el conjunto de decisiones y operaciones mediante las cuales a un yacimiento petrolífero se le identifica, cuantifica, desarrolla, explota, monitorea y evalúa en todas sus etapas de producción; esto es, desde su descubrimiento, pasando por su explotación, hasta su abandono, aunque probablemente haya tantas definiciones como percepciones del proceso.
El propósito básico de la explotación de hidrocarburos es controlar las operaciones para obtener la máxima recuperación económica posible de un yacimiento, basado en hechos, información y conocimiento, donde se consideran las siguientes etapas:

Evaluación de yacimientos
En esta etapa se realiza el estudio de las propiedades de las rocas y su relación con los fluidos que contiene para cuantificar el volumen original de hidrocarburos existentes en los yacimientos petroleros, y establecer estrategias de explotación, tomando en cuenta los modelos de caracterización y simulación de yacimientos.

Desarrollo de campos
Consiste principalmente en la perforación y operación de pozos. Está condicionado por los tipos de fluidos y su comportamiento en el yacimiento. Aquellos determinarán cuántos pozos y dónde de deberán perforar, y cómo deberán producir para aumentar las ganancias. Existe una variedad de pozos según la necesidad del yacimiento. Entre ellos podemos mencionar: pozos convencionales, direccionales, de alcance extendido, horizontales, de diámetro reducido, multilaterales y ramificados. Todos ellos tienen como objetivo principal optimizar la extracción y aumentar las ganancias del hidrocarburo.

Recuperación de hidrocarburos
Tradicionalmente los métodos de producción por agotamiento primario y secundario permiten recuperar in situ una tercera parte del crudo de un yacimiento. En épocas pasadas esta situación no recibía mucha atención debido a que el crudo era relativamente fácil de encontrar y, en consecuencia, el costo de producción de un barril de crudo de un nuevo descubrimiento resultaba inferior al de un barril incorporado por métodos de recuperación terciaria o mejorada.
Dada la declinación de reservas y la baja probabilidad de localizar nuevos campos importantes, los productores han buscado incrementar la recuperación final de hidrocarburos de campos abandonados o en estado avanzado de explotación.
Asimismo, la caracterización computarizada de yacimientos constituye una de las herramientas más importantes en los procesos de recuperación mejorada de petróleo; de hecho, el éxito de estos procedimientos depende, prácticamente, de aplicar la energía mediante los fluidos inyectados en el lugar, tiempo y volumen correctos (también se puede realizar esta estrategia con un simulador de yacimientos adecuado).

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

3. Evaluación de Costos en el Upstream

Costos de Exploración
Los costos exploratorios consisten generalmente en costos de reconocimiento geológico o geofísico, costos sísmicos, costos de perforación exploratorios y gastos administrativos y fijos.
Como ya hemos visto, en áreas terrestres es posible llevar a cabo tanto levantamientos aéreos como trabajos de campo normales.
Los costos de dichos levantamientos dependerán directamente del tamaño del área y de la complejidad logística. No obstante, los costos de los levantamientos aéreos de observación son bastante moderados; así, el costo de desarrollar una campaña de registro aerogravi-magnetométrico, cubriendo una concesión de 5.000 km² de superficie ubicada en Sudamérica, está entre los 200.000 y 300.000 dólares.
El costo del trabajo geológico de campo presenta una gran variabilidad, dependiendo en alto grado de los costos logísticos y de la mano de obra, tales como los costos de transporte (costos de helicópteros).
En cuanto a los costos de prospección sísmica puede señalarse que los mismos son mucho más elevados, pudiendo efectuar una diferenciación en cuanto a las prospecciones en 2D o en 3D. Como se ha señalado oportunamente, la sísmica en 3D presenta desventajas en cuanto a los costos, puesto que la misma implicar una erogación, por kilómetro lineal, tres o cuatro veces mayor a la que representa la sísmica en 2D. El costo de una prospección sísmica 2D en Sudamérica asciende aproximadamente a 20.000 U$S por kilómetro de perfil (Ver Anexo 6.2).
En comparación con los levantamientos geológicos y geofísicos, el costo de prospección sísmica 3D cubriendo sólo 250 km² puede llegar a valores que oscilan entre 2 y 3 millones de dólares. Por otra parte, puede decirse que un estudio sísmico tridimensional en el mar cuesta U$S 15.000 por km², según el lugar y las condiciones reinantes.

Costos de Perforación
Por lo regular, los costos de perforación dependen de tres factores importantes: los costos diarios del equipo de perforación, los costos diarios de otros elementos, tales como combustibles, los revestimientos o tuberías y el tiempo empleado en la perforación del pozo.
Los costos de perforación son expresados, a veces, en términos de unidad monetaria por día o unidad monetaria por metro o pié; lo más común es que los contratistas operen en base a costos diarios.
A partir de la siguiente ecuación se puede obtener el costo unitario de perforación en U$S por metro:

donde:

: costos operativos fijos del equipo de perforación (U$S/hora)

: costo del trépano (U$S)

: tiempo total de rotación (horas)

: tiempo total de no rotación (horas)

: tiempo de viaje o round tup (horas)

: profundidad perforada con el trépano (metros)

Los costos de un equipo de perforación dependen mucho del mercado. Siempre que se da una alta demanda para perforaciones, los propietarios de equipo estarán en la capacidad de pedir precios elevados en vista a la escasez creada por dicha demanda. Para el caso de un mercado débil, los propietarios se verán forzados a reducir el precio hasta niveles apenas suficientes para mantener el equipo en operación y recuperar al menos, parte de los costos de capital. En condiciones de mercado normales, un propietario tratará de recuperar suficientes costos de capital como para estar en condiciones de adquirir nuevo equipo cuando el actual se encuentre totalmente depreciado. Por consiguiente, en un mercado robusto, el propietario del equipo tratará de depreciar el valor del mismo sobre la base del valor de reemplazo.
Los costos del equipo de perforación dependen directamente de la potencia en caballaje y de las capacidades del mismo. Un equipo con capacidad para perforar pozos profundos será más caro que uno con capacidad para perforar solamente pozos poco profundos. Esto puede observarse en las tablas presentadas en el Anexo 6.3 donde se describen los costos de equipos de perforación y terminación y de mantenimiento de pozos productores de petróleo y de gas en distintas regiones de EE.UU. dados en el año 2000.
En condiciones de mercado de gran demanda, el operador podrá recobrar el 0,20% por día de los costos o más, mientras que en condiciones de mercado débil, podrá obtener solamente alrededor de un 0,08% por día de esos costos.
En la Argentina no se encuentran equipos de perforación en la abundancia que se dá en EE.UU., por ejemplo, por lo que los costos pueden obtenerse sobre la base de contratos de largo plazo. Las tarifas diarias son más bajas para los contratos a largo plazo pero los costos de equipo resultan más altos a causa de los problemas de mantenimiento, de riesgo y los costos de movilización y desmovilización, además que los períodos ociosos son más largos.
Los gráficos siguientes muestran el comportamiento que los precios índice del petróleo y del gas natural y los costos índice de los equipos de perforación y terminación y de mantenimiento de pozos productores, han tenido desde el año 1976, tomado como base, hasta el año 2000.
Por caso, para el gas natural se observa que tanto el costo de equipamiento como de mantenimiento han experimentado una menor variación en el período considerado que la que tuvo el precio del gas natural. Los costos de equipos para pozos productores de gas han permanecido, durante gran parte del período, por debajo del indicado para el año base, al igual que lo ocurrido para el costo de equipamiento de pozos productores de petróleo.
Algo similar se observa en el gráfico que muestra los precios índice de petróleo, costos índice de equipos y mantenimiento de pozos productores de petróleo. Hay dos diferencias principales entre los dos gráficos. Primero, el precio índice del gas natural se ha mantenido por encima del año base, mientras que el precio índice del crudo ha estado apenas por encima del año base solamente en tres años desde 1986, en 1987, 1990 y 2000. El precio índice de 1998 fue sólo el 20% del alcanzado en 1981.
Segundo, los costos índice de mantenimiento de pozos productores de petróleo han permanecido por encima de los niveles de 1976 mientras que el costo índice de mantenimiento de pozos productores de gas natural quedó por debajo de los valores del año base, en 1984, pero ambos han permanecido dentro de un rango relativamente estrecho desde entonces.
El costo índice de mantenimiento de pozos productores de petróleo ha aumentado más marcadamente con respecto a 1999 que lo que lo hizo el correspondiente al gas natural (9% contra 2%).

La siguiente tabla nos da la integración porcentual en detalle de los costos relativos promedios de perforación y terminación de un pozo típico de EE.UU., los cuales se refieren a pozos de desarrollo promedios e incluyen equipo de boca de pozo.

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

Tiempo y velocidad de perforación
El tiempo de perforación de los pozos depende de su profundidad; en primer lugar, debido a que las formaciones más profundas son más difíciles de perforar, y segundo debido al "tiempo de reposición" que se incrementa con la profundidad cada vez que la sarta de perforación tenga que ser repuesta. También, el tiempo de perforación del pozo depende de las clases de formaciones geológicas que van encontrándose; así, si se encuentran calizas duras o areniscas o lutitas fangosas, el ritmo de la perforación disminuirá sensiblemente y en el caso de las últimas, la perforación puede llegar hasta paralizarse. En otro caso, si hay mucha probabilidad de presiones inesperadas, se necesitará preparar un programa de revestimiento especial, lo que tomará más tiempo en instalarse.
En suma, la elección del tiempo de perforación apropiado depende por entero de la profundidad y de las condiciones geológicas y técnicas. Sin embargo, puede variar dicho tiempo de 40 días para un pozo de 1.800 metros de profundidad a 150 días para uno cuya profundidad alcance los 5.000 m.
Analíticamente podemos decir que, cuando no se presentan mayores variaciones en el subsuelo, la velocidad de perforación decrece exponencialmente con la profundidad. Bajo estas condiciones, la velocidad de perforación puede vincularse a la profundidad , a través de

Ecuación 1

donde y son constantes propios de cada área o región.

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

Ecuación 2

Luego, haciendo la sustitución y resolviendo

obtenemos que

Ecuación 3

Entre los factores que afectan la velocidad de perforación pueden distinguirse variables y fijos: entre los primeros, se cuentan el tipo y peso del trépano, rapidez de rotación, propiedades del lodo o barro de perforación, limpieza del fondo del pozo; entre los fijos, se reconocen a la dureza de las rocas y la presión de la formación.

Costos de Pozo Totales
Si los costos de perforación han sido establecidos en términos de unidad monetaria por día, la multiplicación de los costos del equipo de perforación más los otros costos por el número de días requeridos para perforar un pozo, nos dará los costos totales. Si, en cambio, aquellos expresados por metro o pié, el costo total se obtendrá multiplicando los costos por la profundidad total.

En áreas especiales, los costos de movilización y desmovilización de un equipo de perforación deben tomarse en cuenta, pues pueden llegar a varios cientos de miles de dólares. La forma más económica de proceder es mediante la suscripción de contratos a largo plazo, si ello es posible, en vista del número de objetivos de exploración disponibles.
El costo total del pozo tiende a incrementarse exponencialmente con la profundidad; así es que, con frecuencia, se asume una relación entre el costo total y la profundidad , dada por

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

En la mayoría de las áreas del mundo, los costos logísticos adicionales pueden ser especialmente altos si hay necesidad de construir carreteras y nuevos caminos o campos especiales; la necesidad de contar con servicio aéreo ampliará el renglón de costos de transporte, pues habrá que preparar pistas de aterrizaje y bases, sobre todo si dichos servicios se vuelven muy necesarios. Esto hará elevar sensiblemente los costos de perforación. Por ejemplo, en Guatemala un pozo típico de 3.700 metros cuesta alrededor de $ 4,5 millones de dólares y este costo se compone en buena proporción de costos diarios adicionales.

Gastos Generales
Los gastos fijos pueden variar grandemente de un pozo a otro, aún dentro de una misma área general. Estos costos se relacionan con la administración, la interpretación de datos, la toma de decisiones, etc. y, por lo general se expresan como un porcentaje de los costos geofísicos y de perforación exploratoria. En áreas bien conocidas y desarrolladas los gastos fijos pueden ser bajos y representar el 15% de los costos geofísicos y el 10% de los costos de perforación, mientras que en áreas nuevas, los gastos fijos son por lo general altos: alrededor del 25% de los primeros y el 20% de los segundos.

Costos de Desarrollo
Los costos de desarrollo de un campo petrolero o gasífero terrestre pueden dividirse en costos de:

• pozos de delimitación
• infraestructura de pozos
• perforación de pozos de desarrollo
• instalaciones, y
• líneas de flujo

Costos de Perforaciones de Delimitación
Los costos de perforaciones de delimitación son muy similares a los costos de perforación de un pozo exploratorio. El tiempo empleado en las perforaciones de delimitación es importante, ya que pueden iniciarse unos meses después de haberse efectuado el descubrimiento. En áreas donde los costos logísticos son altos y los equipos de perforación han sido empleados para otros propósitos, podría tomar hasta un año para que el primer pozo de delimitación pudiera iniciarse.
El número de pozos de delimitación depende directamente de la complejidad y del tamaño de la estructura. En áreas terrestres, actualmente se acostumbra a iniciar la producción antes de que el campo esté completamente delimitado.

Costo de Infraestructura de Pozos
En tierra, el costo de la preparación del sitio para las instalaciones de producción o para las perforaciones de desarrollo es generalmente barato; de hecho, en áreas donde hay abundantes carreteras y las condiciones de la tierra son aceptables, la preparación del sitio solamente costará unos cuanto miles de dólares. En áreas mas remotas y de terreno inestable o pantanoso es necesario una completa preparación para el futuro sitio de producción y podrá costar medio millón de dólares o más. También en áreas remotas tendrán que construirse caminos adicionales y probablemente pistas de aterrizaje.

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