INTRODUCCIÓN La presente investigación permitió determinar la capacidad de producción y su comportamiento a lo largo del tiempo, ante el declive de los yacimientos convencionales evalúa la potencia de la extracción no convencional lo cual permitirá establecer los beneficios y riesgos a los que está expuesto, la cual por ahora representa una opción pero se debe considerar el hecho que aunque se visualice como una solución a la problemática no garantiza que perdure en el tiempo. Actualmente la producción energética se considera ineficiente ante el desmesurado consumo por lo que se hace necesario la aplicación de nuevas fuentes de energía no renovables, en la producción de hidrocarburos convencionales se encuentran, los crudos livianos, medianos, pesados y extrapesado; además de obtener gas seco, húmedo y condensado; estos contienen menos azufre que los hidrocarburos no convencionales y son fáciles de extraer; aunque el petróleo producido sea extrapesado es menos complejo en el ámbito operativo si su extracción se realiza mediante técnicas convencionales. La producción convencional ha disminuido debido a la declinación natural de la reserva por esta razón se plantea la factibilidad económica de la producción de hidrocarburos no convencional por ahora su procesamiento causa un fuerte impacto ambiental, además de aumentar los costos operativos; la técnica más usada para la producción no convencional es el Fracturamiento hidráulico o el Fracking. La fracturación hidráulica es el proceso por el cual se aplica una presión hidráulica a la roca del yacimiento hasta que se produce una fractura, de tal forma que se crea un canal de flujo nuevo y mayor que podrá comunicar la permeabilidad natural de la roca y suministrar un área adicional de drenaje.
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El fluido usado para crear la fractura se llama fluido de Fracturamiento, el primer fluido de Fracturamiento que penetra la fractura se llama volumen de colchón, que une la fractura y empieza a controlar la pérdida de fluido. Se utilizan unos sustentadores que previenen el cierre de la fractura esta técnica es tema de polémica debido que cubriría la demanda energética y se daría una posible solución al problema que se presenta en la actualidad teniendo en cuenta sus ventajas y desventajas que en este momento se sustenta. Es por esto que se plantea la presente investigación, la cual se desarrolla en tres capítulos a saber; en el primer capítulo, donde se describe y contextualiza el problema del cual parte el estudio sus causas y consecuencias, formas de corregirlo y a partir de allí se definen el objetivo general y los específicos. Adicionalmente, la justificación referida a los aportes como lo son: técnicos, teóricos, metodológicos y sociales. Por último la delimitación espacial y temporal de la investigación. En el segundo capítulo se incluyen los antecedentes de la investigación, los cuales aportan información relacionada al tema, luego se desarrolla el marco referencial, donde se plantean los aportes teóricos necesarios para establecer un conocimiento previo del tema a tratar. Además se define el sistema de categoría en nominal, conceptual y operacionalmente; por último la definición de términos básicos los cales aclaran el contenido de la investigación realizada. El tercer capítulo, está relacionado con todo lo concerniente al marco metodológico de la investigación, donde se describe la modalidad y tipo de investigación, unidad de análisis, matriz de análisis, procedimiento, técnicas de acopio de la información y técnicas de análisis. Finalmente se encuentra el cuarto capítulo; que permite realizar el cierre de la investigación; está comprendido por los análisis y resultados, las conclusiones, recomendaciones y referencias. Todo lo mencionado anteriormente permitió realizar la investigación.
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CAPITULO I EL PROBLEMA Contextualización del Problema Uno de los conceptos clave para comprender la capacidad de producción energética actual es el de la la Tasa de Retorno Energético (TRE; en inglés EROEI, que corresponde a Energy Return on Energy Investment). Es importante señalar que la tasa de retorno energético, es la relación entre la energía que proporciona una fuente y la energía que se tiene que gastar para conseguirla. Así, el petróleo convencional estima su tasa de retorno energético por cada unidad de energía destinada a la producción de petróleo (en la elaboración de los materiales usados en los pozos, su instalación, la perforación, la operación, el mantenimiento, entre otros). Asimismo, La tasa de retorno energético es un cociente, el factor de amplificación correspondiente a la fuente de energía en estudio. El valor crítico de la (TRE) es 1: cuando llega a la unidad, se recupera tanta energía como la que se invierte y el sistema deja de tener sentido como fuente de energía. Sin embargo, determinados sistemas de producción que se usan tienen una (TRE) por debajo de 1; se trata entonces de vectores especializados de energía o portadores, pero no de fuentes de energía. Por otra parte, la tasa de retorno energético, es siempre positiva, En el caso del petróleo (el más estudiado), ha disminuido desde los principios del siglo XX a la actualidad. Este proceso constatado de caída de la (TRE) está relacionado con la degradación de calidad de los yacimientos explotados, que a pesar de las sucesivas mejoras en las técnicas de explotación acaba pesando más y obliga a gastar más energía por unidad producida. Si la sociedad no se adapta a los cambios que requiere la disminución de la tasa 3
de retorno energético y mantiene las actividades que no pueden sufragarse, el riesgo de colapso es elevado. Algunos expertos que reconocen la importancia en la disminución de la tasa de retorno energético pero que tienen una actitud optimista argumentan que quienes alertan sobre el rápido declive de la energía neta tienen un punto de vista excesivamente pesimista ya que consideran la (TRE) como algo estático mientras que en realidad la misma evoluciona con el tiempo y con la introducción de mejoras tecnológicas se gana en eficiencia y por tanto la tasa de retorno energético sube, o puede subir en el momento en que estas mejoras se implementen a escala masiva. Sin embargo, no se pueden descartar los peligros potenciales como lo son el déficit de capacidad de desarrollo tecnológico y el hecho que el desarrollo actual de la tecnología nunca ha buscado optimizar la tasa de retorno energético. En este sentido, el progreso tecnológico seguirá un rápido desarrollo y aunque no se conozca todo el potencial de desarrollo de la tecnología futura, lo que sí que es cierto es que la explosión inventiva ha sido propiciada por el acceso a la energía abundante, barata y al financiamiento. Por otra parte, laboratorios de todo el mundo, desde EE.UU. hasta China pasando por Europa reducen su presupuesto debido a la necesidad, sobre todo en Occidente, donde se
destina capital a otras necesidades más
perentorias, retirando los recursos para investigar. La tecnología de extracción de materias primas no renovables, no busca la optimización de la tasa de retorno energético, sino que se aleja de ese objetivo, ya que siempre se pretende aumentar la producción, es decir, la cantidad de energía neta producida por unidad de tiempo. El problema es que el sistema económico es muy rápido. Con la gran potencia de los combustibles fósiles el énfasis está en la producción, aún a costa de sacrificar la eficiencia relativa. En ese caso, aumentar la tasa de retorno energético (TRE) a base de disminuir el consumo energético, es algo que al mundo actual no parece
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interesarle ya que la tendencia de consumismo cada vez se incrementa más. Es tanto el fervor en incrementar la producción que para hacerlo existen métodos distintos al método convencional o que necesita ser sometido a un proceso físico o químico antes de llevarlo a un proceso de refinación. De acuerdo a la Agencia Internacional de la Energía, las fuentes de petróleo no convencional son: Petróleo extra pesado, Petróleo de arenas bituminosas, petróleo proveniente de yacimientos lutiticos (shale oil y shale gas), crudos sintéticos producidos a partir del carbón, crudos sintéticos producidos a partir de la biomasa, crudos sintéticos producidos a partir del gas natural. Es importante acotar, que el petróleo convencional es más fácil de manejar, con menos azufre y más fácil de extraer, los no-convencionales tienen que considerar varios aspectos. Cabe destacar, que la declinación de la producción de los yacimientos, las reservas remanentes en el mundo es de crudo pesado, que dificulta la movilidad y requiere mayor esfuerzo para llevarlo a superficie donde se hace necesaria la aplicación de técnicas térmicas para poder producirlas, por otra parte las reservas de petróleo no convencional como los bitúmenes de Canadá son extraídos a cielo abierto a diferencia del petróleo, necesitando grandes cantidades de vapor y agua para producirlo. Por estas razones se plantea la presente investigación la cual ayudará a determinar la capacidad de producción de los principales países y su comportamiento en el tiempo lo cual permitirá inferir los beneficios y riesgos a los que se está expuesto
ante el declive natural de los yacimientos
convencionales y evaluar la potencia de la producción no-convencional, la cual por ahora representa una solución pero se debe considerar el hecho que aunque exista un suministro actual lo cual no garantiza la perdurabilidad en el tiempo. El problema de la caída de la tasa de retorno energético es muy grave, porque puede abocarnos a una situación más complicada de lo que la sola observación de la curva de producción nos podría indicar.
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Formulación del Problema Por lo anteriormente expuesto habría que realizar la siguiente pregunta ¿Cómo
evaluar la tasa de retorno energético entre la producción de petróleo convencional y no convencional de Venezuela.
Objetivos de la Investigación Objetivo General
Evaluar la tasa de retorno energético entre la producción de petróleo convencional y no convencional de Venezuela.
Obj etivo s Esp ecífic os
Estudiar las diferencias operativas entre la producción petrolera convencional y no convencional. Identificar los factores que afectan el comportamiento de la tasa de retorno energético. Describir los costos operativos de inversión en la producción de petróleo convencional y no convencional basada en data documentada. Analizar
la producción histórica de
petróleo convencional y no
convencional basada en los reportes públicos de las petroleras internacionales. Estimar la tasa de retorno energético entre la producción de petróleo convencional y no convencional basada en criterios homologables.
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Justificación de la Investigación Desde el punto de vista técnico , Esta Investigación busca evaluar la capacidad de producción energética en la producción de crudo convencional y no convencional, lo cual permitirá
estimar el potencial de producción de
los principales países productores incluyendo Venezuela. Para ello se considera los gastos operativos y reportes de producción generados por las organizaciones gubernamentales a nivel internacional. Actualmente uno de los factores que inciden mayormente en la baja del barril de petróleo y su comportamiento oscilante lo constituye la inclusión dentro del mercado petrolero de la producción de petróleo no convencional, entre estos shale oil y los bitúmenes de Canadá. Así mismo, las reservas de este petróleo no convencional no son abundantes por ahora, su producción es contaminante y genera muchos más costos asociados que la del petróleo convencional pero también es cierto que la tasa de retorno energético puede mejorar en medida que se apliquen nuevas tecnologías que faciliten su extracción. Por otra parte, producir petróleo convencionalmente aunque sea extrapesado es menos complicado operativamente pero la mayoría de los campos petroleros en la actualidad están afectados por la declinación natural, sin incluir otros factores agravantes como lo son la dificultad en el descubrimiento de nuevos yacimientos, pozos costa afuera, en zonas profundas, entre otros. Por todas estas razones, esta investigación pretende evaluar las condiciones operativas para cada una de las técnicas de producción y la relación entre la inversión requerida para cada operación y la tasa de producción registrada en cada uno de los principales países productores, lo cual permite la estimación de la tasa de retorno energético, su comportamiento próximo mediante un ejercicio de proyección y como esta
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situación influirá en los precios del barril de petróleo y en el mercado petrolero. Las fuentes no renovables de energía, a pesar de los progresos hechos en su extracción, tienen producciones declinantes, el tipo de tecnología que hemos desarrollado para la explotación de los recursos no nos permite aumentar la TRE. La única forma posible es disminuir la producción total y con la creciente demanda del mercado es casi imposible que eso ocurra. En este sentido es importante un análisis profundo tomando en consideración la evolución histórica con el fin de generar posibles soluciones y recomendaciones que permitan evitar los riesgos de colapso si la sociedad se empeña en mantener actividades que no pueden sufragarse. Desde el punto de vista metodológico, para lograr cumplir los objetivos expuestos se acudirá al análisis de diferentes fuentes de información que contengan resultados de estudios realizados anteriormente por diversos autores así como también guías, papers, manuales de reportes de producción e internet que traten sobre los métodos de extracción de petróleo convencional y no convencional. La información ha sido recopilada de reportes públicos nacionales e internacionales, basada en data documentada publicada por PDVSA, la OPEP y empresas operadoras extranjeras como PB. Que se utilizarón como base teórica sustentada para desarrollar la presente investigación. Desde el enfoque social, esta investigación se realizara con el objetivo de ayudar a los estudiantes de ingeniería en petróleo, como una herramienta que les permita conocer sobre las variables que determinan la relación entre la cantidad de energía que se necesita para producir otra fuente de energía y analizar su influencia sobre el comportamiento futuro del mercado petrolero y de la sustentabilidad de la industria petrolera mundial.
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Delimitación de la Investigación La presente investigación se realizó en las instalaciones del Instituto Universitario Politécnico Santiago Mariño, durante el periodo comprendido entre los meses de Abril hasta Diciembre del 2015. Se limitó a estudiar la “Evaluación de la tasa de retorno energético entre la producción de petróleo
convencional y no convencional de Venezuela. Además para el desarrollo del trabajo se utilizó material bibliográfico como informes, artículos técnicos, trabajos de grados relacionados y papers así como también el apoyo de algunos ingenieros que laboran en la industria y profesores de la Universidad. Ubicada en la línea de investigación de yacimientos, específicamente en el área Gerencia Integrada.
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CAPITULO II MARCO REFERENCIAL
Según Méndez (2001) el marco teórico o referencial es la descripción de todos los elementos teóricos planteados por uno o diferentes autores que permitan al investigador fundamentar los procesos de conocimientos con dos aspectos diferentes; donde el primer aspecto permite ubicar el tema objeto de investigación dentro las teorías existentes para precisar en cuales corrientes de pensamientos se inscribe y en qué medida significa algo nuevo o complementario, y el segundo aspecto es una descripción detallada de cada uno de los elementos de la teoría que serán directamente utilizados en el desarrollo de la investigación incluyendo las relaciones más significativas que se dan dentro de esos elementos teóricos.
Antecedentes de la Investigación Según Bavaresco (2006) refiere a todos los estudios previos relacionados con el problema planteado, es decir investigaciones realizadas que guardan alguna vinculación con el objeto de estudio, se colocan en orden cronológico, desde las fechas más antiguas hasta las más recientes. En este punto se debe señalar apellido del autor, entre paréntesis el año de la investigación, el título, el objetivo general y una síntesis de las principales conclusiones, así mismo el investigador debe agregar sus comentarios relacionando las investigaciones reseñadas con su objeto de estudio, con el fin de enriquecer su investigación se presentaran varias investigaciones relacionadas con las estimaciones de costos para calcular la tasa de retorno energético.
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De acuerdo al estudio de Chacín, y Parra, (2014), presentaron su trabajo especial de grado titulado de la siguiente manera “Shale gas recurso no convencional para satisfacer la demanda energética del gas natural”
cuyo
investigación fue desarrollado en el Instituto Universitario Politécnico Santiago Mariño, perteneciente a la escuela de petróleo cuyo propósito fue evaluar el shale gas recurso no convencional para satisfacer la demanda energética del gas natural. El problema planteado en esta investigación fue la búsqueda de alternativas para cubrir el desmesurado incremento del consumo energético mundial;
Los resultados del análisis permitieron
describir los aspectos
geológicos de los yacimientos de Shale gas, identificar las técnicas de explotación de este recurso, además del impacto ambiental y social que producen estas técnicas de explotación. La modalidad fue documental y el tipo de investigación fue descriptiva. El estudio demostró que las líneas de acción para el desarrollo sustentable del Shale gas como alternativa para satisfacer la demanda de gas natural, contribuyen una herramienta de gran utilidad para la explotación de estos recursos, de modo que brindan un aporte significativo en el desarrollo de proyectos de gran magnitud en la explotación de las Shale gas. Finalmente la información que presenta esta investigación en su marco teórico y/o referencial está muy relacionada con los basamentos requeridos en esta investigación, es por ello que este antecedente proporciona un aporte tipo documental a las bases teóricas requeridas para la elaboración del presente estudio ya que esta contiene información acerca de la técnica de obtención de recursos no convencionales. Así mismo la investigación de Añez,(2013) , presento ante el instituto universitario politécnico Santiago Mariño extensión Maracaibo, su trabajo especial de grado titulado “Factibilidad de la explotación de arenas
bituminosas de la faja petrolífera del Orinoco como fuente no convencional de petróleo” cuyo propósito fue analizar la factibilidad de la explotación de
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arenas bituminosas de la faja petrolífera del Orinoco como fuente no convencional de petróleo, en el cual se detallaron las características de las arenas bituminosas para su desarrollo e incremento del factor de recobro. En cuanto a su metodología, esta investigación es documental de tipo descriptiva y se concluyó que las arenas bituminosas representan una cifra importante de reservas de petróleo no convencional ya que requiere procesos térmicos que demandan altos costos de producción. En relación a su caracterización, estas son un tipo de arenisca no consolidada, que contiene un crudo muy pesado siendo su extracción y refinación un proceso complejo donde se debe tomar en cuenta las regulaciones ambientales que establece la Ley Orgánica del Ambiente. En torno a lo mencionado anteriormente, esta investigación brinda un aporte sustentable para permitir la producción de crudos no convencionales, que durante mucho tiempo se han considerado marginales; y representan un aporte importante para suplir el agotamiento de las reservas convencionales, estableciendo que el desarrollo de los proyectos existentes para la faja petrolífera del Orinoco; sin económicamente factibles concluyendo que es conveniente la explotación de las arenas bituminosas en Venezuela. Así mismo, Díaz ( 2011) realizo una investigación titulada “Factibilidad Técnico Económico de reactivación de pozos inactivos completados en el yacimiento Eoceno del Campo la Concepción”. Trabajo especial de grado.
Escuela de ingeniería en petróleo Instituto Universitario Politécnico Santiago Mariño. Maracaibo, Venezuela. Tuvo como objetivo general evaluar la Factibilidad Técnico Económico de reactivación de pozos inactivos completados en el yacimiento Eoceno del Campo la Concepción, analizando las causas de cierre de los pozos de estudio, parámetros de yacimiento, condiciones mecánicas y de superficie; para finalmente incluir un estudio de factibilidad económica de reactivación de los pozos inactivos. La modalidad de este trabajo de grado fue documental y el tipo de investigación fue descriptiva.
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Según lo expuesto, el propósito es reactivar los pozos y aprovechar las reservas remanentes del área, alargando la vida útil de los pozos . Una vez realizado el análisis se concluyó que si es factible económicamente reactivar ciertos pozos ya que el retorno de la inversión en la reparación adecuada para cada pozo está garantizada y se descartaron aquellos que no poseen potencial o requerían inversiones excesivas para su reactivación. En cuanto el aporte del trabajo de investigación es que se tomaran como referencia los costos asociados a la disposición de equipos y personal como guía para las estimaciones en el costo de producción de un barril de petróleo. De igual forma Ramírez; (2011), realizo su trabajo de investigación cuyo título fue “Un modelo sobre la producción petrolera en Venezuela” trabajo
especial de grado realizado en la Universidad de los Andes; previo a la obtención del título de ingeniero en Sistemas, cuyo propósito fue presentar un modelo de simulación de la producción petrolera utilizando una metodología de sistemas. La modalidad de este trabajo de grado fue documental y el tipo de investigación fue descriptiva. El aporte de esta investigación está dado por la estimación del potencial de la producción mediante el desarrollo de un análisis cuantitativo y cualitativo del beneficio obtenido por la producción petrolera, realizar un análisis histórico de su variación en el tiempo y la afectación directa sobre los precios del barril de petróleo. La secuencia de estudio de esta investigación puede ser utilizada como guía para el presente trabajo de investigación ya que aporta datos valiosos sobre capacidad de producción, energía requerida para producir y oscilaciones del ingreso petrolero. Tapia, y Macías, (2011), realizaron su trabajo de investigación cuyo título es sobre “Estudio Técnico Económico para la perforación de un pozo
horizontal en el área de Ceuta – Bloque VII del lago de Maracaibo Venezuela” trabajo especial de grado realizado en el I.U.P Santiago Mariño
extensión Maracaibo, lo cual tuvo como objetivo realizar el estudio técnico económico de la perforación horizontal en el campo de Ceuta bloque VII
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ubicado en la región centro oriental del lago de Maracaibo. En la presente investigación fue realizado un análisis de las condiciones geológicas, petrofísicas y se elaboró una correlación con los pozos del área a fin de obtener la data necesaria para la elaboración de un programa de perforación. La modalidad de este trabajo de grado fue documental y el tipo de investigación fue descriptiva basándose en la recolección de datos de segunda mano y de autores específicos en el área relacionada. De las generalidades anteriores se acota que si la arena productora es de poco espesor, perforar un pozo horizontal permite obtener un mejor aprovechamiento de la zona prospectiva ya que cuenta con una importante extensión productora lateral por lo que este tipo de direccionamiento aumenta el área de drenaje. En el estudio se incluyeron datos económicos y costos asociados que se pretenden tomar como referencia en la presente investigación.
Bases Teóricas Arias. (2006), establece que las bases teóricas están compuestas por los conceptos, proposiciones y filosofías que explican o contribuyen a esclarecer el problema de estudio. Estas permiten ubicar el tema objeto de estudio dentro del conjunto de teorías existentes además de permitir en cual corriente de pensamientos se escribe y lo explica así: Las bases teóricas comprenden el conjunto de proposiciones que constituyen un punto de vista el cual va dirigido a explicar el fenómeno o problema planteado, por ello se pueden dividir las bases teóricas en función de los tópicos que integran la temática tratada a las variables que serán analizadas.
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Tasa de Retorno Energético Según Hall (1970), se denomina Tasa de Retorno Energético (TRE) o Energy Return on Investment (EROI, o también EROEI) al cociente de la cantidad de energía total que es capaz de producir una fuente de energía y la cantidad de energía que es necesario emplear o aportar para explotar ese recurso energético. Una fuente de energía será tanto mejor cuanto mayor sea su TRE. Ahora bien eso implica que se obtiene una mayor cantidad de energía neta utilizable por cada unidad de energía invertida en ella. Por el contrario, una tasa de retorno inferior a la unidad implica que esa fuente no es rentable en términos energéticos para su funcionamiento ya que consume más energía de la que produce. Según Camargo (2014), Considerando la merma y posible agotamiento de los recursos fósiles, preocupa conocer entonces la cantidad de energía útil que se obtiene de una fuente de generación determinada y la energía invertida para lograrlo, y el índice que analiza dichos aspectos se denomina Tasa de retorno energético (TRE), Energy Return On Investment (EROI). La Tasa de Retorno Energético está cobrando importancia en estos años debido a las dudas sobre la cantidad de reservas existentes de petróleo y el auge que están experimentando las energías renovables. La relación entre la cantidad de energía invertida en un proceso, y la magnitud de la energía obtenida, se estima mediante la siguiente expresión:
TRE = (Energía Total de la Fuente/ Energía Invertida)
Ecuación (1)
Este concepto ha sido desarrollado en tiempos recientes para estimar el costo energético de la producción de petróleo o gas, que puede ser desligada de su costo económico; cualquier fuente de la misma necesita energía para producirse. La EROI mide cuantos barriles equivalentes de petróleo se pueden producir por cada barril que usamos para obtener una 15
determinada fuente de energía. Es claro que tiene sentido producir petróleo siempre y cuando la EROI es mayor a 1. En la estimación de la EROI entra no solo la energía necesaria para producir un barril sino también la energía para transportarlo hasta su lugar de refinación. Por ejemplo, si para obtener cien barriles de petróleo invertimos solamente uno, tendremos una TRE de 100. Pero si para obtener veinte, invertimos cuarenta, tendremos una TRE de 0,5. En el caso de un aerogenerador, la energía invertida será la necesaria para construirlo y mantenerlo en funcionamiento, mientras que la obtenida será la energía que nos entrega durante todos los años que esté en funcionamiento. Con este ejemplo nos hacemos una idea de que necesitamos procesos de producción de energía con una TRE mayor que 1. Cuanto mayor sea el valor de EROI, mayor rendimiento tendrá la instalación. Cuando su valor sea igual a 1, o más bajo, ya no tendrá sentido su explotación. Durante los primeros años del inicio de uso del petróleo, la exploración y la explotación eran algo relativamente fácil, lo que se traducía en un EROI alto. A medida que el petróleo y el gas “fáciles” se han agotado progresivamente, cada vez
resulta más difícil encontrarlos y extraerlos. Razón por la cual la industria petrolera ha decidido explorar y desarrollar la producción de hidrocarburos no convencionales. Diferencias Operativas entre la Prod ucción Producción Convencional
Según Chacín, y Parra, (2014), en un yacimiento convencional, el petróleo o el gas natural está atrapado por una capa de roca impermeable que evita que escape a la superficie, la cual tiene características físicas comunes en términos de viscosidad y densidad. La producción de algunos hidrocarburos
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convencionales tales como crudo liviano, mediano, pesado y gas natural. De acuerdo con lo expuesto puede ser extraído en condiciones simples con la aplicación de los métodos de levantamiento artificial comunes entre estos (BES, BCP, BM, BH, GAS LIFT) desde un punto de vista técnico y rentable. Producción no Convencional
Según Muerza (2013), es un hidrocarburo más pesado sulfurado y difícil de extraer; requiere de mayor energía para su producción, considerando el agotamiento de las reservas convencionales y el aumento de la demanda; en este sentido surge la necesidad de explotar arenas no convencionales perjudicando el medio ambiente ya que este recurso es más contaminante y requiere de más agua para su procesado. Los yacimientos no convencionales consisten en una serie de capas de baja permeabilidad. El gas y el petróleo quedarían así atrapados entre ellas. Para poder aprovechar estos yacimientos, se requieren técnicas de fracturación que aumenten su permeabilidad, como por ejemplo técnicas de extracción horizontal así como de fracturación hidráulica (fracking). La utilización de nuevas tecnologías genera por consecuencia aumento en los costos de inversión. Proceso de producción de hidrocarburo convencional
(PDVSA 2005), la fase de producción de un campo productor de hidrocarburos comienza después de que se ha comprobado la presencia del recurso gracias a la perforación de pozos exploratorios. La estrategia adoptada para mejorar el desempeño, en el corto y mediano plazos en este proceso de la industria petrolera nacional, ha sido la de adoptar las mejores prácticas en términos de esquemas de negocios, procesos, productividad, medio ambiente y seguridad industrial en las operaciones entre ellas se destacan las siguientes: Se inyecta agua o gas bajo presión al yacimiento para ayudar al desplazamiento del fluido hacia la superficie y lograr una mejor explotación
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del recurso. A través de un pozo de inyección, cuya ubicación depende del tipo de yacimiento y las características de las rocas y los fluidos, se inyecta el agua o el gas. La tarea es apoyada por modelos de simulación computarizados y experimentales. Como en algunas condiciones la inyección no es aplicable o satisfactoria, se han desarrollado técnicas de recuperación mejorada. Según esta aplicación se modifican algunas propiedades del petróleo en el yacimiento o de los fluidos inyectados para mejorar la efectividad del desplazamiento. Por ejemplo en los yacimientos de petróleo pesado y viscoso se ha logrado un sustancioso aumento de la recuperación, mediante la aplicación de calor con agua caliente, vapor de agua y la generación directa de fuego en el subsuelo, inflamando el petróleo y manteniendo la combustión con inyección de aire. Si el yacimiento es de petróleo mediano y liviano, se inyectan solventes y productos químicos junto al gas o al agua, con el fin de reducir las fuerzas capilares que promueven la adhesión del petróleo a la roca, y reducir la viscosidad del petróleo para facilitar su movilidad, de la misma manera se puede perseguir el fin de aumentar la viscosidad del fluido inyectado para mejorar la efectividad de su empuje. Las últimas investigaciones han demostrado que existen las posibilidades de
recuperación
mejorada
como
por
ejemplo
la
inyección
de
microorganismos (bacterias) en el yacimiento. Estas bacterias influyen positivamente el desplazamiento del petróleo hacia los pozos productores y también influyen en la calidad del mismo. Sin embargo no es comúnmente aplicada debido a sus altos costos de inversión. Proceso de producción de hidrocarburo no convencional
Chacín, y Parra, (2014), son hidrocarburos que presentan características similares a los convencionales por ser recursos no renovables. Sin embargo, su acumulación no responde a un sistema petrolero tradicional, pues
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necesitan de una estimulación adicional para su extracción, y por la manera como están distribuidos en el subsuelo. Los Recursos No-Convencionales se dividen en dos categorías: petróleo no convencional y gas no convencional. Los primeros están conformados por arenas bituminosas y shale oil; los segundos se subdividen en gas metano, tight gas, shale gas y gas hydrates. De igual manera, la Canadian Society for Unconventional Resources (La Sociedad Canadiense para Recursos No-Convencionales), explica que este tipo de hidrocarburos no presentan un movimiento fluido, pues la mayoría de veces se encuentran en rocas poco permeables, lo que significa que requieren de una tecnología mucho más avanzada en los procesos de extracción. Se encuentran en grandes cantidades, incluso más que los de tipo convencional, y su explotación es difícil. Estos recursos se encuentran incrustados en una roca madre, a la que se debe inyectar gas o agua en grandes cantidades para su extracción. Con relación al petróleo no convencional, existen varios métodos de extracción, entre los que se destaca la minería a cielo abierto, los pozos verticales e inyección de polímeros y los pozos horizontales. La energía procedente de los yacimientos no convencionales de gas y petróleo se denomina shale energy (shale gas y shale oil). Por su parte, la Agencia Internacional de la Energía, las fuentes de petróleo no convencional también incluyen al petróleo extrapesado y al extraído en yacimientos off-shore (en aguas profundas). Peinado M. (2014), el Fracking o fracturamiento hidráulico es una técnica de extracción que implica la perforación de un pozo vertical en el cual, una vez alcanzada la profundidad deseada, a más de 2500 metros de profundidad, se gira el taladro 90° en sentido horizontal y se continúa perforando entre 1000 y 3000 m de longitud; a continuación se inyecta en el terreno agua a presión mezclada con algún material apuntalante y químicos, con el objetivo de ampliar las fracturas existentes en el sustrato rocoso que encierra el gas o el petróleo, y que son típicamente menores a 1 mm, y favorecer así su salida hacia la superficie. Habitualmente el material
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inyectado es agua con arena y productos químicos, lo cual favorece la creación de canales para que fluyan los hidrocarburos. A continuación en la Figura 1, se observa mediante una pirámide de modo jerárquico la calidad del crudo, así mismo el aumento de los costos y la necesidad de mejoras tecnológicas al aumentar el factor de recobro de los crudos no convencionales.
Figura 1. Reservorios convencionales y No-Convencionales Fuente: La energía en cifras IESA (2012)
Clasificación del petróleo convencional
Según arias (2006), el petróleo convencional se categoriza en función de variables como los grados API, la composición química, y el contenido de azufre. Por su densidad
a) El crudo ligero o liviano con grado API mayor a 31,1, contiene gran concentración de hidrocarburos de bajo peso molecular, lo cual lo 20
hace fácil de transportar, con este tipo de petróleo se busca para obtener la mayor cantidad de combustible posible. en forma de Diesel, Queroseno y Gasolina. b) El crudo medio o mediano con grado API entre a 29.9 y 22, contiene concentración media de hidrocarburos de bajo peso molecular, lo cual lo hace fácil de transportar, con este tipo de petróleo se busca para obtener combustible y materias primas para polímeros y parafinas. c) El crudo pesado con grado API entre a 21.9 y 10, contiene gran concentración de hidrocarburos de mediano peso molecular, lo cual lo hace complicado de transportar, con este tipo de petróleo se busca para obtener la mayor cantidad de parafinas, polímeros, aceites, combustibles, aceites. d) El crudo extrapesado de API iguales o inferiores a 10,0 Grados API, contiene menos concentración de hidrocarburos con mayor peso molecular, lo cual lo hace más pesado y difícil de transportar, con este tipo de petróleo se busca para obtener aceites, parafinas, polímeros y betunes. La faja petrolífera del Orinoco contiene la mayor reserva de crudo extrapesado en el mundo. Por la composición química
a) Parafínico: compuesto principalmente de parafina. Es fluido y de color claro. Proporciona más cantidad de nafta que los otros tipos de petróleo en el proceso de refinación. Se usa para obtener productos de lavado al seco, solventes de pintura, gasolinas y lubricantes . b) Nafténico: su composición principal son naftenos y los hidrocarburos aromáticos. Es muy viscoso y de coloración oscura. Generan una gran cantidad de residuos tras el proceso de refinación. c) Mixtos: compuesto de ambos ingredientes, el del parafínico y el nafténico.
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Por la cantidad de azufre
a) Petróleo Dulce: este tipo de petróleo contiene menos de 0.5% de contenido sulfuroso, es decir, con presencia de azufre. Es de alta calidad y ampliamente utilizado para ser procesado como gasolina. b) Petróleo Agrio: este contiene al menos 1% de contenido sulfuroso en su composición. Dada la mayor presencia de azufre, su costo de refinamiento es mayor, por lo que es usado mayormente en productos destilados como el diesel. Clasificación del gas convencional
Chacín y Parra (2014 ), consideran que el gas convencional se clasifica en los siguientes grupos: a) Gas Seco también conocido como gas pobre, posee poco contenido de hidrocarburos líquidos, de modo; que no permite que se licue a temperatura y presión ambiente, además tiene un contenido bajo de propano hasta heptano. b) Gas Húmedo se denomina como gas rico; contiene cantidades importantes de hidrocarburos más pesados que el metano, es el gas asociado. Este contiene hidrocarburos licuables a temperatura y presión ambiente; tiene alto contenido de propano hasta heptano. c) Gas Condensado Es un tipo de fluido que se encuentra en fase gaseosa dentro del yacimiento, cuando ocurre una disminución de presión se produce una condensación de líquidos provenientes provenientes del gas en forma de fase liquida libre en el yacimiento.
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Clasificación Petróleo No-Convencional.
Según Arias (2006), el petróleo no convencional se clasifica de la siguiente manera:
Las arenas bituminosas: Son el recurso de más baja calidad energética dentro del petróleo no convencional. Las mayores reservas se encuentran en Canadá, Kazakstan y Rusia pero solo en el primer país se están explotando de manera significativa. Se trata de arenas impregnadas de bitumen altamente viscoso que se explotan a cielo abierto ya que el hidrocarburo no fluye. Para producirlo, el material cavado necesita ser calentado con vapor de agua y soda caustica. Las reservas de petróleo no convencional son muy grandes pero a pesar de enormes inversiones y grandes avances tecnológicos su producción sigue siendo limitada.
Shale oil: Es un petróleo no convencional producido a partir de esquistos bituminosos mediante pirolisis, hidrogenación, o disolución térmica. Estos procesos convierten a la materia orgánica contenida dentro de la roca (querógeno) en petróleo sintético y gas. El petróleo resultante puede ser utilizado
como
combustible
o
ser mejorado para
ajustarse
a
las
especificaciones del material que alimenta una refinería mediante el agregado de hidrógeno y la eliminación de impurezas tales como azufre y nitrógeno. Los productos refinados pueden ser utilizados para los mismos fines que aquellos obtenidos a partir del petróleo crudo.
El petróleo de aguas profundas: Es el que se extrae de campos offshore (es un término del idioma inglés que literalmente significa "en el mar, alejado de la costa", "ultramar”) en profundidades de agua mayor que 500
pies (150 m). En los últimos años se ha llegado a perforar a más de 2,500 m de profundidad de agua (lecho marino) para llegar a yacimientos sepultados hasta 6 km bajo el piso oceánico. La exploración y la producción requieren infraestructura submarina y operación remota por robots.
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La extracción se realiza por medio de plataformas flotantes no ancladas que tienen que enfrentar desde corrientes marinas hasta grandes oleadas durante los huracanes con el consecuente desgaste de las estructuras que puede llegar hasta su sedimento. Debido a estas condiciones de trabajo el riesgo de accidentes y sus consecuencias es también mayor que en los pozos en tierra. No obstante, el rápido desarrollo de este tipo de recurso en 2011 el petróleo de aguas profundas representaba solo el 5% de la producción mundial.
Petróleo Extrapesado: El crudo pesado y extra-pesado es un petróleo de muy alta viscosidad (< 22 grados API) que necesita sistemas de producciones especiales como pozos horizontales e inyección de vapor y/o solventes para que una parte fluya hacia la superficie a través de otros pozos. En su mayoría se encuentra en yacimientos conocidos desde tiempo que hasta hace una década no eran económicamente y/o técnicamente explotables. Debido a su composición dominada por hidrocarburos pesados requiere de refinerías especialmente diseñadas para poder ser procesado y la cantidad de gasolinas que se puede obtener es siempre inferior al petróleo convencional. Clasificación del Gas No-Convencional.
Según Arias (2006), el gas no convencional se clasifica en cuatro grupos que son los siguientes: puede describirse como un gas natural que se encuentra Shale gas: alojado en depósitos de esquistos, que son rocas sedimentarias de grano fino que están repartidas en diferentes cuencas del mundo. Se forman a partir de la deposición de sedimentos orgánicos y posterior compactación con partículas muy pequeñas de otros sedimentos. La producción de este tipo de gas en volúmenes comerciales requiere de tecnología moderna y tratamientos de estimulación que incrementen su permeabilidad.
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Hidratos de Gas: Son sólidos similares al hielo, compuestos de jaulas
rígidas de moléculas de agua que encierran moléculas de gas, principalmente metano. Pueden formarse y permanecer estables a altas presiones y relativamente bajas temperaturas, desde que este presente suficiente cantidad de hidrocarburos. Ver Figura 2, para apreciar las zonas de gas no convencional.
Figura 2. Esquematización de Reservorios. Fuente: Fernández de la Hoz (2012)
Es un tipo de gas que se encuentra en arenas de baja Tight gas: permeabilidad, en rocas antiguas y de buen espesor. Para presentarse como económicamente rentable, se necesita de tratamientos masivos de estimulación en los procesos de explotación. El tight gas encierra grandes volúmenes de gas natural y se considera como un desafío a las técnicas de exploración, perforación, terminación y producción. Se trata de gotas de petróleo y gas atrapadas en rocas de baja o nula permeabilidad (arcillas) donde, a diferencia del petróleo convencional, la roca generadora funciona
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también como roca almacén. Los yacimientos eran conocidos con anterioridad pero no eran económicamente y/o técnicamente explotables. Factores q ue Afectan el Comp ortamiento d e la Tasa de Retorno En er g é tic o
Según Zanoni (2002), Existen una serie de factores que interactúan día a día, e inciden en el comportamiento del mercado petrolero: eventos políticos, factores climáticos, manejos de los fondos petroleros, y las interacciones que se dan entre sus actores (productores, consumidores y empresas petroleras), las cuales son cambiantes, muy dinámicos. Para su comprensión, se requiere una observación y análisis del entorno del sistema petrolero internacional en un contexto temporal determinado. Dependiendo de los cambio de esos factores o de las variables petroleras, se van a reflejar directamente en los precios del petróleo. Es por ello, que el precio del petróleo es considerado un precio político que expresa los conflictos de intereses entre los países OPEP y no OPEP, y entre estos con las compañías petroleras internacionales y los Estados consumidores. De igual forma, el precio del petróleo es regulado por los agentes del mercado y administrado por el lado de la oferta. Los actores del mercado petrolero interactúan día a día. Pero sus actuaciones están en función de los distintos factores coyunturales que determinan el comportamiento de ese mercado. Cada uno de los actores traza sus planes y estrategias de acuerdo con los vaivenes de la economía mundial,
de
los
factores
climáticos,
de
las
relaciones
políticas
intergubernamentales, y de las relaciones comerciales entre los Estados y las Compañías transnacionales, entre otras. Dependiendo de los cambios que reflejen las variables que explican el comportamiento de esos factores, los actores actuarán. De esta manera, la interacción dinámica, compleja, a veces no perceptible y no previsible que se genera entre los actores del mercado petrolero 26
mundial explican su comportamiento en un momento determinado, el cual fluctúa continuamente de irregular en el tiempo. Finalmente, ese comportamiento se refleja directamente en el comportamiento promedio de los precios del petróleo internacional, la cual va a representar la forma más básica para medir tal interacción. El contexto del mercado petrolero internacional indicaba que este estaba impactado por: a) La demanda mundial de energía creciente. b) El crecimiento económico de las principales economías emergentes encabezadas por China y la India. c) Un afianzamiento de las políticas de defensa de los precios por parte de la OPEP. d) Continúo estado de incertidumbre en el Medio Oriente. e) Fallas en la Industria Petrolera por problemas de mantenimiento. f) Indicios de la proximidad de una recesión económica mundial. g) Sobreoferta y desarrollo de petróleo no convencional Las economías de los pocos países y exportadores de petróleo crudo y sus derivados, sufren un impacto positivo en la balanza de cuenta corriente cada vez que se anuncia que hubo un incremento en el precio por cada barril vendido en el mercado petrolero internacional. En contraposición, el resto los países del planeta sufren una merma en dicho indicador macroeconómico, al tener que pagar más por cada barril del combustible fósil que importan a su economía. Según Figueroa (2006), Los altos precios del petróleo afectan la economía de la mayoría de los países del planeta, debido a su incidencia en los precios finales de los bienes y servicios, generando lo que técnicamente se conoce como inflación. Algunas teorías económicas sobre los precios establecen lo predecible del comportamiento de los precios de bienes altamente demandados como los del petróleo, pero en muchos casos esas predicciones llevan envueltas acciones especulativas, es decir, de simples reacomodos de los mercados especulativos de materias primas. Cuando los
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precios del petróleo suben de manera desacostumbradamente alta, los mercados generan mecanismos tendentes a disminuirlos. Factores considerados en la producción de un barril de petróleo
Según L. Ferrari (2013). En el caso de diferenciar entre la producción convencional o no convencional, los primeros requieren una fuerte inversión inicial y una menor durante el resto de la vida útil del yacimiento, los yacimientos no convencionales requieren de una inversión constante durante todo su proceso de producción. El hecho de que estos yacimientos tengan baja permeabilidad implica mayor incertidumbre en el recobro, bajo recobro por pozo, mayor complejidad en el manejo del yacimiento, mayores inversiones de capital y tecnologías de última generación, pozos más costosos (perforación horizontal y direccional, y estimulación), con lo cual, este tipo de proyectos presentan menor rentabilidad y mayor periodo de repago de la inversión que los proyectos de exploración y producción en yacimientos convencionales. Consumo energético
Según la Agencia Internacional de Energía, (2015); El petróleo, gas y carbón son recursos finitos. La energía química contenida en ellos es energía solar del pasado geológico, capturada por medio de la fotosíntesis de plantas que posteriormente se acumularon junto con otra materia orgánica en cuencas marinas someras, donde por el sepultamiento y aumento paulatino de la presión y la temperatura hasta provocar su transformación. Una vez formados, petróleo y gas tienden a migrar hacia la superficie debido a su contraste de densidad, pero en condiciones geológicas apropiadas pueden acumularse en rocas porosas constituyendo reservorios con un volumen importante de hidrocarburo.
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Asimismo, la formación, migración y acumulación de carbón, petróleo y gas son procesos que duran entre centenares de miles de años hasta millones de años. Por lo tanto son recursos no renovables ya que lo que existe en el planeta no puede aumentar, por lo menos no en el arco de la civilización humana. La formación de un yacimiento petrolero necesita una serie de eventos geológicos que solo se dieron en ciertos periodos geológicos y en determinadas regiones del planeta. Por otro lado en la Figura 3 se observa la creciente demanda energética a nivel mundial con el transcurrir del tiempo.
Figura 3. Demanda de crudo a nivel mundial Fuente: Boletin anual de estadísticas de la OPEP (2015).
Si bien es cierto, que desde que empezó a producir el primer pozo de petróleo, ha mediado del siglo XIX, se ha explorado con tecnología cada vez más moderna casi todo el globo y se conoce con razonable certidumbre donde pueden existir petróleo, gas y carbón también, el techo de producción de petróleo es una realidad actual, el mundo sigue su desenfrenado consumo de petróleo y sobre todo de una manera muy desigual. De esta manera, los países con economías de mercado consolidadas mantienen sus altos niveles de consumo que crecen de manera proporcional a sus poblaciones, algo similar ocurre con las economías de transición, pero las economías emergentes tienen un crecimiento energético de comportamiento 29
exponencial, como lo habían tenido los países con mercados consolidados hace 50 años atrás. Calidad del petróleo .
Tal como lo plantea Marco (2014) esta depende esencialmente de dos factores: la densidad (que se mide en grados API, American Petroleum Institute) y el contenido de sulfuros. Un petróleo de mejor calidad es “ligero” (> 31 grados API) y “dulce” (< 0,5% de sulfuros) y permite conseguir una
mayor cantidad de productos para la transportación como la gasolina refinando la misma cantidad de crudo. Este tipo de petróleo es el primero en fluir en un yacimiento y por lo tanto el primero en agotarse. El haber alcanzado el pico de la producción significa, entre otro, que hemos consumido en buena medida la parte mejor del petróleo disponible en el planeta. De hecho, el petróleo de muchos yacimientos de aguas profundas y una parte importante de lo que queda en los yacimientos gigantes del Oriente Medio es un petróleo pesado, que pocas refinerías pueden procesar. Aún de menor calidad es el llamado petróleo no convencional: el crudo ultra pesado de la zona del Orinoco en Venezuela. Costos Operativos de Inversión en la Producc ión d e Petróleo Convencion al y No Convencional
En una economía de mercado el precio de los productos energéticos, tales como el petróleo, el gas o la electricidad se comportan según un principio de oferta y demanda que puede ocasionar cambios repentinos en el precio de la energía cuando cambia la oferta o la demanda. Por otra parte, hay que tomar en cuenta el carácter no renovable de los sistemas e infraestructuras de captación y transformación de energía, en el sentido de
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que poner en funcionamiento dichos sistemas exige un importante consumo de recursos no renovables. Costo
El costo se define según Figueroa (2006) como el valor sacrificado para obtener bienes y servicios, es la expresión monetaria de los gastos en que se incurre en la fabricación y realización de la producción. El sacrificio hecho se mide en dinero mediante la reducción de activos o el aumento de pasivos en el momento en que se obtienen los beneficios presentes o futuros. El costo tiene que ser por tanto, un medidor del aprovechamiento de los recursos materiales, laborales y financieros en el proceso de producción, reflejando el efecto de las desviaciones respecto a lo previsto y permitiendo asegurar la correcta planificación de los recursos materiales y humanos. Importancia de los Costos
Según el Boletín de la Asociación para el estudio de los recursos energéticos (2006). El costo representa un indicador fundamental para medir la eficiencia económica, muestra el costo de producir o vender la producción. Refleja los niveles de productividad del trabajo; el grado de eficiencia con que se emplean los fondos, así como los resultados de economizar los recursos materiales, laborales y financieros.
Además, permite la
comparación de los resultados obtenidos en distintos períodos y así ayuda a encontrar nuevas vías para el uso racional y óptimo de los recursos productivos, de una forma planificada. Constituye un elemento indispensable en cualquier sistema de dirección económica, asegurar el papel del costo en la planificación económica del país y fundamentalmente en la correcta dirección de las empresas mediante mecanismos ágiles que permitan su cálculo con un grado elevado de confiabilidad.
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Los costos juegan un papel decisivo dentro del sistema informativo, sus objetivos están orientados hacia la comunicación de información útil a los distintos usuarios y son utilizados como medidor fundamental del aprovechamiento de los recursos materiales, laborales y financieros en el proceso de producción, permitiendo asegurar la correcta planificación. En los últimos años la contabilidad de costo es la base de la toma de decisiones a nivel gerencial, es el instrumento que nos permite medir la competitividad de la empresa en el mercado, mediante análisis detallado de los mismos. En este sentido, la contabilidad de costos tiene como ámbito de acción fundamental la determinación precisa y el análisis de los gastos y de los resultados de la actividad operativo-económica de la empresa. Con tal objetivo, desagrega analíticamente las partidas de gasto de la contabilidad general y establece nuevas formas de clasificación de los mismos, de forma tal que permite analizar y determinar el costo real de cada uno de los artículos, servicios y actividades funcionales que desarrolla la empresa, así como cada uno de sus eslabones productivos y administrativos. El costo de producción es una categoría económica de la producción que expresa los gastos de las empresas en la producción, es decir, los gastos en forma monetaria. El costo de producción se define como la expresión monetaria de los recursos empleados en el proceso de producción de las empresas y refleja la esencia económica de las relaciones de producción. Constituye una categoría económica que expresa la suma de todos los gastos que se incurren en la producción de un artículo o en la prestación de un servicio determinado en forma monetaria. La estructura del costo de producción se caracteriza por la proporción específica de los diferentes elementos, de los gastos que se incluyen en la misma. En dependencia de la importancia de uno u otro elemento de los gastos existe la producción de elevado gasto de materiales, energía, de trabajo y la producción básica. Los factores internos de la producción son, por ejemplo, la magnitud de la empresa, su nivel técnico, la organización del
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trabajo, el grado de especialización interna de la fábrica y de cooperación de la producción. En los factores externos se incluyen la distancia de la empresa con respecto a las fuentes de materia prima y a los consumidores de producción, el nivel ramal de la especialización y de la cooperación de la empresas, el desarrollo del transporte, la variación de los precios de la materia prima, los materiales, el combustible, la variación de las tarifa para la energía y los servicios, de las tarifas del salario. El análisis se efectúa en varias direcciones. Se analiza no solo el costo de la producción mercantil por las partidas de los cálculos, sino además los gastos y materiales, salario, los gastos de taller y los gastos generales de la fábrica, los gastos por peso de producción mercantil (la comparable y no comparable) se determina las tareas planificada de la reducción de los gastos en general y por partidas de los cálculos. Clasificación de los costos
Marco (2014) Los costos presentan diversas formas o criterios para su clasificación. Por su naturaleza económica:
a) Materiales: Son los principales bienes que se utilizan en la producción y que se transforma en artículos terminados con la adición de mano de obra directa y costos indirectos de fabricación. b) Materiales Directos: Son todos los materiales utilizados que se puede identificar fácilmente con el producto en la producción de un artículo, representa el principal costo de materiales en la producción de ese artículo terminado. c) Materiales indirectos: Son todos los materiales comprendidos en la fabricación de un producto diferentes de los materiales directos.
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d) Mano de obra: Es el esfuerzo físico o mental utilizado en la fabricación de un producto. El costo de la mano de obra se puede dividir en mano de obra directa y mano de obra indirecta. e) Mano de obra directa: Es toda la mano de obra directa involucrada en la fabricación de un producto terminado que se puede fácilmente asociar con el producto terminado y que representa el principal costo de mano de obra en la fabricación de ese producto. f) Mano de obra indirecta: Es toda mano de obra involucrada en la fabricación de un producto, que no se considera mano de obra directa. La mano de obra indirecta se incluye como parte de los costos indirectos de fabricación. g) Costos indirectos de fabricación : Son costos no asociados directamente a un artículo o área específica y se usa para acumular los materiales indirectos, la mano de obra indirecta y todos los costos indirectos de manufacturas. Tales conceptos se incluyen en los costos indirectos de fabricación por qué no se le puede identificar directamente con los productos específicos. Por su relación con la producción:
a) Costos primos: Los costos primos son la sumatoria de los materiales directos y la mano de obra directa, los costos primos están directamente relacionados con la producción. b) Costos de conversión: Son los costos relacionados con la transformación de los materiales directos en productos terminados. Los costos de conversión están conformados por la mano de obra directa y los costos indirectos de fabricación. c) Costos variables: Son aquellos en los cuales el costo total cambia en proporción directa a los cambios en el volumen o producción,
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dentro del rango relevante, mientras el costo unitario permanece constante. d) Costos fijos: Los costos fijos son aquellos en los cuales el costo fijo total permanece constante para un rango relevante de producción, mientras que el costo fijo por unidad varía con la producción. e) Costos mixtos: Contiene ambas características tanto de costo fijo como de costo variable, a lo largos de varios rangos relevantes de operación. Por las áreas funcionales:
a) Costos de manufacturas: Se relacionan con la producción de un artículo. Los costos de manufacturas son la suma de los materiales directos, mano de obra directa y costos indirectos de fabricación. b) Costos de mercadeo: Se incurre en la venta de un producto o servicio. c) Costos financieros: Se relacionan con la obtención de fondos para la operación de la empresa. Incluyen el costo de los intereses que la empresa debe pagar por los préstamos, así como los costos de otorgar crédito a los clientes. d) Costos de administración: Se incurren en la dirección, control y operación de una empresa e incluyen el pago de salarios a la gerencia y al personal de oficina. Gasto.
Marco (2014), es el valor del consumo de materiales, salario, combustible, energía y desgaste de los medios básicos, para facilitar su registro los mismos se agrupan por elementos. Expresa la naturaleza económica del gasto en sí, estén o no asociados directamente al producto, permiten la 35
cuantificación de los recursos materiales, laborales y monetarios, identifican la cantidad de trabajo vivo y pretérito que se gasta en la producción, se relacionan y agrupan según los factores que intervienen en el proceso de producción, objeto de trabajo, trabajo y medios de trabajo, además de tener en cuenta otros gastos monetarios. Clasificación de los gastos.
Según, L Ferrari (2013); Para lograr la clasificación de los gastos por cada uno de los productos se hace necesario clasificarlos por su forma de inclusión en el costo de producción, atendiendo a este criterio pueden ser: a) Gastos Directos: Pueden identificarse
con la elaboración de
determinado producto, se consideran en las partidas directas. b) Gastos Indirectos: No pueden identificarse directamente con la elaboración de determinado producto, se consideran en las partidas indirectas. En la planificación, el registro y análisis de los costos unitarios
de
producciones
necesario
tener
en
cuenta
el
comportamiento con relación al volumen de producción, según el cual los gastos se clasifican en: c) Gastos Variables: Son los gastos que en su expresión global varían proporcionalmente con el volumen de producción de la empresa, esta variabilidad en el nivel global implica necesariamente que dicho gasto por cada unidad del producto elaborada es constante. d) Gastos Fijos: Son independientes del volumen de producción, en su volumen global son constante y en lo que corresponde a cada producto serán variables. e) Gastos Semi-variables: No se comportan de forma pura ni como variables ni como fijos. Los gastos de mantenimiento, almacenamiento y transporte suelen ser costos semi-variables a menos que se decida descomponerlo en una parte fija y una variable. La suma de los
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gastos de toda naturaleza expresada monetariamente, que se aplican a una producción o servicio determinado constituyen su costo que nos es más que el valor de los recursos sacrificados con la finalidad de alcanzar un objetivo específico en un periodo dado y que se recuperan, mediante el acto de venta, a partir del ingreso que estos representan. Costos de producción de un Barril de Petróleo
Rafael Ramírez Carreño Ministro de Energía y Petróleo y Presidente de PDVSA 137° Reunión Ordinaria de la OPEP en Viena. El precio del barril de petróleo se debe a factores estructurales. „‟Hay que darle la debida
importancia al asunto de la capacidad de refinación. La situación del mercado tiene que ver con muchos factores, no sólo los geopolíticos‟‟. El
costo del barril de petróleo se estima tomando en cuenta la presión generada por los costos laborales y el comportamiento de los mercados internacionales. Según Scolat, (2014), los costos de producción de un barril de crudo aumentan “significativamente” en la medida que las “reservas mundiales de
crudos medianos y livianos se vayan agotando. En todo el mundo se calcula que existen más de 1,5 billones de barriles de crudos pesados en reservas y la cifra va en ascenso cada año, mientras que las reservas de los menos densos van disminuyendo. Por lo tanto en el costo de producción de un barril de petróleo influyen varios factores: entre estos el tipo de yacimiento si es convencional o n convencional, la localización geográfica en areas de fácil o difícil acceso, tipos de hidrocarburos si son pesados o livianos, las condiciones del mercado.
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Influencia de los precios del barril de petróleo en los costos de producción.
Según L. Ferrari (2013). Los precios del gas natural y el petróleo están influenciados por los costos de producción y a su vez el precio del barril determinara los costos de produccion por el encarecimiento de materiales, personal y equipo. Así, durante los próximos años, cabe esperar tan sólo un lento aumento de los precios, asociado al aumento de los costos de producción. Es difícil pronosticar el impacto del aumento de la oferta de petróleo no convencional sobre el precio del petróleo. Teniendo en cuenta además que la OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo), es un cartel que controla el 40% de la producción mundial de crudo y puede responder limitando su oferta para provocar un alza en el precio del petróleo. Dicha variación del precio del crudo Venezolano se observa en la figura 4. En los últimos años.
Figura 4. Variación del precio del barril de Petróleo Venezolano en los últimos 15 años Fuente: MPPEP (2015).
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Produc ción de Petróleo
Según Añez (2013) La producción petrolera es referida a los procesos involucrados en la extracción de petróleo durante la vida útil del pozo donde se aplicaran métodos y técnicas en pro de incrementar su recobro haciendo un aprovechamiento óptimo del recurso energético. Asimismo, la proporción de petróleo del yacimiento que puede ser producida mediante distintos procedimientos de recuperación, varía ampliamente. Esto se debe a un número de factores, incluyendo la viscosidad del gas y densidad del petróleo; la presencia o ausencia de un casquete de gas; la presencia y fuerza de una base acuosa; la profundidad, presión y grado de complejidad del reservorio; la permeabilidad y porosidad de las rocas. La cuantificación y monitoreo de los niveles de producción se mide considerando la tasa de aporte por unidad de tiempo, producción anual Bls/año, producción diaria Bls/d, e histórico de producción cuando se muestra un recuento de la producción del pozo desde el inicio de su producción hasta la fecha actual. Sera la guía principal en las estimaciones de la tasa de retorno energético, para evaluar el potencial del yacimiento, su declinación o indicador de problemas operacionales. Mercado Petrolero
Según la AEREN, (2015); En el comercio petrolero internacional de los hidrocarburos, los países se clasifican en compradores y vendedores o importadores y exportadores. En cuanto a los compradores existen los importadores netos los cuales son aquellos países que dependen en su totalidad de la compra diaria de petróleo crudo en el exterior para poder satisfacer sus requerimientos netos de hidrocarburos. En la Figura 6, se presentan los principales países importadores netos y algunos no productores de petróleo. Como se puede apreciar, Japón,
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Alemania, Corea del Sur, Francia, España, Taiwán, Holanda, Singapur, Bélgica y Turquía figuran entre los 10 primeros países importadores de petróleo que no poseen reservas probadas en su territorio. Existen un grupo de países productores que son al mismo tiempo importadores netos. En estos casos, la producción de petróleo no les alcanza para cubrir sus necesidades. En la Figura 6. Se muestran los principales países importadores netos de petróleo y algunos de ellos son de igual forma productores. Uno de los principales países productores y que al mismo tiempo es el principal consumidor del mundo es Estados Unidos, cuya producción se ubica en 8.82 millones b/d., pero consume 19,48 millones de b/d., por lo cual importa aproximadamente 11 millones de b/d. El segundo es China cuya relación importaciones –producción es mucho menor que la de los Estados Unidos, ya que produce 4.19 millones de b/d. y consume 10.64 millones de b/d., importando un total de 6.186 millones de b/d. Según la British Petroleum (2009), La India, Italia, Tailandia, Australia, Brasil, Reino Unido, Rumania, Perú y Uzbekistán son países productores pero que dependen de las importaciones de crudo o productos derivados para satisfacer su consumo petrolero. De igual forma la India, Italia, Tailandia, Australia, Brasil, Reino Unido, Rumania, Perú y Uzbekistán son países productores pero que dependen de las importaciones de crudo o productos derivados para satisfacer su consumo petrolero Finalmente, existen países productores que son exportadores netos, es decir, su producción supera el nivel de consumo interno, quedando un excedente para comercializarlo en el mercado petrolero internacional. Como se puede apreciar en la Figura 5, Arabia Saudita es el mayor exportador con 8,38 millones de b/d., seguido de la Federación Rusa, quien exportó un promedio diario de 4.487 millones de b/d. Ninguno del resto de los países exportó más de 3 millones de b/d.
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Figura 5. Exportaciones de petróleo crudo a nivel mundial por Region Fuente: Boletin anual de estadísticas de la OPEP 2015
Figura 6. Países Productores, exportadores e importadores de crudo Fuente: Boletín anual de estadísticas de la Agencia Internacional de Energía (2014).
Actores del mercado petrolero internacional
Según Zanoni (2002), En el mercado petrolero internacional interactúan tres actores fundamentales: los países productores (OPEP y no OPEP), los consumidores y las empresas petroleras. En el caso de los países
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productores, estos dependen o están en función de la cantidad de reservas petroleras que poseen, los niveles de desarrollo tecnológico, del recurso humano calificado y de la capacidad instalada de producción En cuanto a los países consumidores, éstos dependen del desarrollo de su economía, de las inversiones en infraestructuras para el procesamiento del crudo, de la política energética y el desarrollo de fuentes alternas al petróleo, de la política petrolera y la capacidad de los gerentes de entender adaptarse los cambios que ocurren en el manejo del negocio petrolero, de la política ambiental, y finalmente de los niveles de cooperación y conflictos con los países productores. Factores que actúan en el mercado petrolero .
Según Zanoni (2002), Con respecto a las empresas petroleras transnacionales, estas dependen de su capacidad financiera, de la relación con los estados productores, de la capacidad de producción instalada en cualquiera de las fases que se desarrollan en la industria petrolera (exploración, perforación, extracción, almacenamiento, transporte, refinación y distribución), y de las alianzas estratégicas con otras empresas. Para comprender el entorno donde se desarrolla el mercado petrolero mundial, hay que hacerles seguimientos a los: a) Eventos políticos. b) Factores climáticos. c) Manejos de los fondos petroleros Los factores mencionados anteriormente además de las interacciones que se dan entre sus actores como (productores, consumidores y empresas petroleras). Permiten que, la conjunción de estos factores y sus diferentes pesos en el mercado petrolero mundial determinen su comportamiento y como consecuencia reflejen los precios del petróleo, las cuales de una manera dinámica varían diariamente.
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Calcu lo de la tasa d e Reto rn o Ener gé tic o
Estimación por cálculos analíticos
Ferrari (2013), se procede a exponer la estimación de la tasa de retorno energético por cálculos analíticos directos. Esta estimación consiste en resolver la relación procedente de la definición, evaluando la energía invertida en la maquinaria utilizada y en equipamiento durante la explotación del recurso renovable; se puede observar mediante la Ecuación número 2, posteriormente se definen cada una de las variables que actúan de forma directa en la TRE.
Ecuación (2).
EROI = ( ERet /(Em+Ee))
Existen dos parámetros que dificultan tal estimación, en primer lugar los límites de influencia respecto a la Energía Invertida, y en segundo lugar los criterios adoptados respecto a Eficiencia Energética, impacto social y ambiental. Respecto al primero, el cálculo no solo se circunscribe únicamente el gasto en construcción y funcionamiento de los distintos equipos utilizados en la extracción y/o explotación de la fuente energética, sino en toda la cadena de producción hasta llegar a los minerales extraídos. También refiere al gasto realizado en transporte y equipos necesarios y pérdidas energéticas de índole eléctrica, térmica, hidráulica. La actualidad energética tiene carácter dinámico, existe una demanda creciente en forma exponencial, avances tecnológicos a ritmos acelerados, mayor rigurosidad en las reglamentaciones buscando minimizar el impacto ambiental. Esto aumenta la dificultad de proponer un índice fijo y obtener información del mismo sobre los parámetros del sistema considerado, requiriéndose información adicional. En consecuencia las discusiones realizadas hasta ahora son insuficientes para extraer conclusiones para
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tomar decisiones satisfactorias que permitan la optimización de la Sustentabilidad Energético/Ambiental. Estimación de la EROI por análisis monetarios - Análisis de ciclo de vida
Ferrari (2013) el Análisis de Ciclo de Vida (ACV) - Life Cycle Assessment (LCA) permite realizar un diseño, investigación y evaluación de un proceso productivo y del impacto ambiental asociado durante la explotación del recurso energético en cuestión. La finalidad es evaluar el impacto potencial sobre el ambiente a lo largo de todo su ciclo de vida mediante la cuantificación del uso de recursos. El procedimiento es el siguiente: en primer lugar se fijan los límites del sistema, luego se miden las pérdidas de los distintos subsistemas, efectuando correcciones en la calidad de energía. En tercer lugar, se efectúan la conversión económica-monetaria de energía, y por último se analizan las estadísticas obtenidas. Se definen las entradas como energía, materias primas, maquinarias nuevas y la salida deseada la cantidad de petróleo producido Entre las dificultades de esta metodología está la introducción de análisis flujos monetarios que distorsiona la tasa obtenida, dificulta la capacidad de independizar el resultado respecto a otros ámbitos económicos y referirlo a un estándar que permita la comparación entre distintas fuentes renovables, esto es: nuclear vs solar, eólica. Hay subjetividad en la monetización del impacto ambiental Energía
YPF, (2013). La energía es una base fundamental para el desarrollo de nuestra vida. Sin energía no habría alimentos, transporte, electricidad, calefacción, internet, telecomunicaciones, vestimenta, sería difícil el
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desarrollo económico y el bienestar social. Hoy la principal fuente de energía en el mundo proviene de combustibles fósiles como el petróleo y el gas. El crecimiento de la demanda de energía requiere unir nuestros esfuerzos para desarrollar el potencial energético del país y alcanzar el autoabastecimiento. Fuente de energía
Según la Internacional Energy Agency (2015). Es un conjunto de fenómenos y/o factores naturales que puedan reconocerse como origen o causa primaria de uno o más vectores energéticos. Como origen debe entenderse a la causa directa, sin que se requiera otra acción o efecto previo ni intervención de un factor externo. Todo ello independientemente del tamaño, capacidad o duración de esa fuente. Clasificación:
a) Fuente Solar b) Fuente Gravitacional c) Fuente Nuclear de Fisión d) Fuente Nuclear de Fusión e) Fuente Fósil
Figura 7 Fuentes Mundiales de energía primaria Fuente: Ballenilla (2012) 45
De acuerdo al criterio moderno, las fuentes o los recursos se dividen en:
Fuentes Renovables: Todas aquellas que se originan en fenómenos naturales como la fuente Solar (tanto los vectores primarios directos como los indirectos), la fuente Gravitacional, la fuente Geotérmica y la fuente Nuclear de Fusión.
Fuentes No renovables: Todas aquellas que se originan en elementos y/o sustancias almacenadas en la corteza terrestre bajo la forma de yacimientos, como es el caso de los combustibles fósiles (carbón, petróleo y gas), como los elementos fisionables (minerales de Uranio). El valor de la energía
Internacional Energy Agency (2015), el desarrollo de las generaciones está íntimamente ligado a sus consumos energéticos Existen tres factores que permiten medir el grado de progreso cultural: la cantidad de energía consumida per cápita anualmente, la eficiencia de los medios tecnológicos para el control y la explotación de la energía, la cantidad de bienes y servicios producidos destinados a cubrir las necesidades humanas. Asimismo, el crecimiento exponencial de la humanidad de los últimos ú ltimos tres siglos ha ocurrido gracias al gran incremento de la energía disponible asociada al uso masivo de los combustibles fósiles. Desde que se empezó a usar el carbón fósil como fuente de energía con la Revolución Industrial la población mundial inicio a crecer de manera aritmética y desde que inicio el uso sistemático del petróleo el crecimiento ha sido exponencial. A final de 2012 se alcanzó los 7,000 millones de seres humanos, una cifra 7 veces mayor al momento en que se empezó a usar el petróleo. En buena medida esto se debió a la mecanización del campo y a la aplicación sistemática de los pesticidas y fertilizantes en la agricultura, que han permitido que la productividad agrícola se incrementara enormemente.
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Trabajo mecánico, irrigación, pesticidas y fertilizantes derivan directamente del uso de petróleo y gas natural, sin los cuales la agricultura solo podría soportar una mitad de la población actual de allí que se genera su valor intangible. Matriz Energética
Ballenita (2012), se refiere a las distintas fuentes de energía existentes. Las matrices energéticas a lo largo del tiempo han cambiado en función de los recursos disponibles que tenía el hombre a su alrededor. Hoy en día esta matriz se ha modificado y revertido considerablemente a tal punto que el uso de energía renovables paso a cubrir el 7.6% y las no renovables el 92.4% restante. De este altísimo porcentaje utilizado en recursos obtenidos de la tierra, el 82% es obtenido del “carbono” (gas, petróleo y carbón).
Figura 8. Histórico 8. Histórico de consumo de Barriles Diarios de petróleo en el Mundo. Fuente: Ferrari Fuente: Ferrari (2013).
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En la figura 8 se observó la variación de petróleo consumido en los últimos años a nivel mundial. Por otra parte en la actualidad los combustibles fósiles constituyen el 80% de la energía que se usa en el mundo (32% petróleo, 21% gas y 27% carbón) y cerca del 67% de las fuentes con que se produce electricidad (5% petróleo, 22% gas y 40% carbón). En el campo del transporte la dependencia de los combustibles fósiles es aún más significativa ya que los derivados del petróleo constituyen el 95% de las fuentes de energía. Sis tem a d e Cat ego ría Definición Nominal
Tasa de Retorno Energético Definición Conceptual
Según Hall (1970), se denomina Tasa de Retorno Energético (TRE) o Energy Return on Investment (EROI, o también EROEI) al cociente de la cantidad de energía total que es capaz de producir una fuente de energía y la cantidad de energía que es necesario emplear o aportar para explotar ese recurso energético. Una fuente de energía será tanto mejor cuanto mayor sea su TRE. Ahora bien eso implica que se obtiene una mayor cantidad de energía neta utilizable por cada unidad de energía invertida en ella. Por el contrario, una tasa de retorno inferior a la unidad implica que esa fuente no es rentable en términos energéticos para su funcionamiento ya que consume más energía de la que produce. Definición Operacional
La tasa de retorno energético establece la relación que existe entre la cantidad de energía total que es capaz de producir una fuente de energía y la
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cantidad de energía que se necesita para explotar ese recurso energético mientras el Valor de la tasa de retorno energético sea mayor a 1, indica que se obtiene una mayor cantidad de energía. En la actualidad existe una demanda energética presente, la cual requiere desarrollar el potencial energético para alcanzar el autoabastecimiento; a fin de garantizar un desempeño optimo productivo se requiere aplicar un análisis de costo y determinar así los gastos generales y materiales a fin de aumentar el recobro, obteniendo un aprovechamiento eficiente del recurso energético.
Términos Básicos Barril de petróleo crudo equivalente: Bareiro (2011) es el volumen de gas (u otros energéticos) expresado en barriles de petróleo crudo a 60oF, y que equivalen a la misma cantidad de energía (equivalencia energética) obtenida del crudo.
Energía primaria: Ferrari (2013).Se entiende por energía primaria a las distintas formas de energía tal como se obtienen de la naturaleza, ya sea, en forma directa como en el caso de la energía hidráulica o solar, la leña, y otros combustibles vegetales; o después de un proceso de extracción como el petróleo, carbón mineral, geoenergía, etc.
Energías alternativas: Ferrari (2013).Son aquellas que pueden suplir a las energías o fuentes energéticas actuales, ya sea por su menor efecto contaminante, o fundamentalmente por su posibilidad de renovación.
Esquisto: Añez, M (2013) .Su nombre técnico es lutitas. Se trata de rocas sedimentarias y porosas que contienen grandes reservas de petróleo y gas. Ambos hidrocarburos no convencionales pueden ser obtenidos a partir
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técnicas como la fracturación hidráulica („fraking‟). Este método, que inyecta
agua a alta presión junto a varios químicos para fracturar a las rocas y obtener los recursos, está prohibido en Francia y en el estado de Nueva York por su presunto daño al medio ambiente.
Fuentes no renovables: Ottulich (2010). Son fuentes de energías imposibles de recuperar.
Hidrocarburos: Chacín, M y Parra, A (2014) Grupo de compuestos orgánicos que contienen principalmente carbono e hidrógeno. Son los compuestos orgánicos más simples y pueden ser considerados como las substancias principales de las que se derivan todos los demás compuestos orgánicos. Los hidrocarburos más simples son gaseosos a la temperatura ambiente, a medida que aumenta su peso molecular se vuelven líquidos y finalmente sólidos, sus tres estados físicos están representados por el gas natural, el petróleo crudo y el asfalto. Los hidrocarburos pueden ser de cadena abierta (alifáticos) y enlaces simples los cuales forman el grupo de los (alcanos y parafinas) como el propano, butano o el hexano. En caso de tener cadena abierta y enlaces dobles forman el grupo de los alquenos u olefinas como el etileno o el propileno. Los alquinos contienen enlaces triples y son muy reactivos, por ejemplo el acetileno. Tanto los alquenos como los alquinos, ambos compuestos insaturados, son producidos principalmente en las refinerías en especial en el proceso de desintegración (cracking). Los compuestos de cadena cerrada o cíclica pueden ser tanto saturados (cicloalcanos) como el ciclohexano o insaturados. El grupo más importante de hidrocarburos cíclicos insaturados es el de los aromáticos, que tienen como base un anillo de 6 carbonos y tres enlaces dobles. Entre los compuestos aromáticos más representativos se encuentran el benceno, el tolueno, el antroceno y el naftaleno.
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OPEP: (OPEC, Organización
de
Organization Países
of
Petroleum
Exportadores
de
Exporting Petróleo.
Countries). Organización
internacional que se ocupa de coordinar las políticas relativas al petróleo elaboradas por sus miembros. La OPEP, que fue fundada en 1960, está constituida por 12 países: Argelia, Indonesia, Irán, Irak, Kuwait, Libia, Nigeria, Katar, Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos y Venezuela (Ecuador se incorporó en 1973, pero abandonó la organización en 1992). La sede de la OPEP se encuentra en Viena (Austria). Su autoridad suprema es la Conferencia, compuesta por altos representantes de los gobiernos miembros, que se reúnen al menos dos veces al año para definir las líneas políticas a seguir respecto a las exportaciones petroleras.
Regalía: Ramírez (2011). Pago que recibe el Estado por la explotación de hidrocarburos. El artículo 45 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos contempla que: “La regalía podrá ser exigida por el Ejecutivo Nacional, en especie o en
dinero, total o parcialmente. Mientras no la exigiere de otra manera, se entenderá que opta por recibirla totalmente y en dinero
Reserva original: Ottulich (2010) Es el volumen de hidrocarburos a condiciones atmosféricas, que se espera recuperar económicamente con los métodos y sistemas de explotación aplicables a una fecha específica. También se puede decir que es la fracción del recurso que podrá obtenerse al final de la explotación del yacimiento.
Tasa de Producción: Fernández, D (2001) son Barriles diarios (bpd); En producción, el número de barriles de hidrocarburos producidos en un periodo de 24 horas. Normalmente es una cifra promedio de un periodo de tiempo más grande. Se calcula dividiendo el número de barriles durante el año entre 365 o 366 días, según sea el caso.
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CAPITULO III MARCO METODOLOGICO Según Arias (2006) explica el marco metodológico como el “Conjunto de
acciones destinadas por medio, técnicas y procedimientos que se emplean para formular, resolver y analizar el fondo del problema planteado”, Este método se basa en cómo se realizara la investigación;
donde existe
formulación de hipótesis las cuales pueden ser confirmadas o descartadas por medios de investigaciones relacionadas al problema.
Modalidad de la Investigación El Manual De Trabajo De Grado Del Instituto Universitario Politécnico “Santiago Mariño” (2006) define la Investigación Documental como el estudio
de un problema con el objeto de ampliar y profundizar el conocimiento inherente a su naturaleza, el cual está contenido en diversas fuentes documentales. La información puede ser obtenida a partir de artículos de revistas especializados, periódicos, catálogos, libros, trabajo de grado. Bavaresco (2006) Establece que la investigación documental constituye prácticamente la investigación que da inicio a casi todas las demás por cuanto permite un conocimiento previo o bien el soporte bibliográfico vinculante al tema de estudio conociéndose los antecedentes y quienes han escrito sobre el tema, es decir es un conjunto de procesos sistemáticos y empírico que aplican al estudio de un fenómeno. Por otra parte según Alfonso (1995), la investigación documental tiene la particularidad de utilizar como una fuente primaria de insumos como los
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documentos escritos en sus diferentes formas: documentos impresos, electrónicos y audio visuales; es un procedimiento científico y sistemático de indagación, recolección, organización, análisis e interpretación de información o datos en torno a un determinado tema.
Tipos de Investigación Según el Manual De Trabajo De Grado Del Instituto Universitario Politécnico “Santiago Mariño (2006) El tipo de investigación es descriptiva
porque consiste en la caracterización de un fenómeno o descripción concreta que indican los rangos más importantes y que ayuden a fortalecer el desarrollo de las mismas por lo que se hizo necesario consultar en materiales de
referencias comprendidas de base de datos,
trabajos especial de grado. De acuerdo a lo expuesto por Zorrilla (1993) los estudios descriptivos buscan desarrollar una imagen o fiel representación (descripción) del fenómeno estudiado a partir de sus características. Describir en este caso es sinónimo de medir, miden variable o conceptos con el fin de especificar las propiedades importantes, el énfasis está en el estudio independiente de cada característica, es posible que de alguna manera se integren las mediciones. En base al criterio de Tejedor y García, (1994) La investigación evaluativa bebe entenderse como un proceso riguroso, controlado y sistemático de recogida y análisis de información valida y fiable para tomar decisiones acerca del programa educativo; y así aumentar la racionalidad de las decisiones acerca de la puesta en marcha, sobre su desarrollo y evaluación evitando la excesiva dependencia de las decisiones políticas.
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Procedimiento de la Investigación Según Bernal (2006). El procedimiento de la investigación específica los pasos para la obtención de la información en el desarrollo del tema objeto de estudio, es decir, en este punto se explica las diferentes fases secuenciales
que se han venido utilizando para desarrollar la
investigación. Desde la búsqueda de los elementos teóricos, la definición del contexto de estudio, hasta la construcción del corpus de reflexiones teóricas que sustentaran la investigación.
Fase I: Estudiar las diferencias operativas entre la producción petrolera convencional y no convencional. En esta etapa se estudiara la información existente sobre técnicas convencionales y se establecerán las diferencias al comparar con los procedimientos de obtención de petróleo mediante técnicas no convencionales de producción. Para cumplir este objetivo se recopilara toda la información sobre técnicas aplicadas en campo, equipos utilizados, tiempos de producción e inversiones requeridas.
Fase II: Identificar los factores que afectan el comportamiento de la tasa de retorno energético. En esta etapa se identificaran aquellos elementos operativos y económicos o condiciones externas involucradas en el proceso productivo que inciden directamente en la capacidad de producción considerando la cantidad de energía invertida durante el proceso, además de identificar la calidad del petróleo según su composición y el contenido de trazas acidas.
Fase III: Revisar los costos operativos de inversión en la producción de petróleo convencional y no convencional basada en data documentada estableciendo el precio de un barril de petróleo; considerando sus variables fundamentales tal como lo son la inversión y ganancia, tanto energética como económica; de modo tal que se pueda determinar si la producción es económicamente factible.
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Fase IV: .Analizar la producción de
petróleo convencional y no
convencional basada en los reportes públicos de las petroleras internacionales. En esta se revisaran detalladamente los datos de producción y su evolución histórica con el fin de detectar los niveles de declinación anual entre ambas técnicas de producción. De igual manera realiza un estudio del mercado petrolero, a fin de satisfacer los requerimientos de hidrocarburos.
Fase V: Estimar la tasa de retorno energético entre la producción de petróleo
convencional
y
no
convencional
basada
en
criterios
homologables. En esta última etapa, luego de obtener los datos sobre los costos operativos en la producción de los barriles de petróleo se calculara la tasa de retorno energético para conocer la cantidad de energía invertida en la producción de un barril de petróleo en ambas técnicas comparando el costo-beneficio entre la producción convencional y no convencional de petróleo.
Unidad de Análisis De acuerdo al criterio de Merino (2011) define la unidad de análisis como la entidad mayor o representativa de lo que va hacer el objeto de estudio, por ejemplo: el investigador debe obtener la información a partir de la unidad que haya sido definida como tal, aun cuando, para acceder a ella, haya debido recorrer pasos intermedios. El tipo de análisis al que se someterá la información es determinante para elegir cada etapa que se debe desarrollar durante la investigación, de modo que la variable debe ser exhaustiva, debe considerar todas las posibles alternativas u opciones de respuesta, a fin de poder complementar cada objetivo específico y plantear toda la información necesaria para aclarar cada punto a tratar para explicar de forma objetiva y sistemática los contenidos de la unidad.
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Cuadro 1 Matriz de análisis Objetivo General: Evaluar la tasa de retorno energético entre la producción de petróleo convencional y no convencional en Venezuela Objetivos Categoría Sub-Categorías Unidad de análisis Específicos Proceso de producción de Estudiar las hidrocarburo convencional. diferencias Proceso de producción de operativas entre la Diferencias hidrocarburo no convencional producción operativas entre la Clasificación de la producción petrolera producción convencional convencional y no Clasificación de producción no convencional. convencional Identificar los factores que afectan el comportamiento de la tasa de retorno energético. Describir los costos operativos de inversión en la producción de petróleo Tasa de convencional y no retorno convencional Energético basada en data documentada Analizar la producción de petróleo convencional y no convencional basada en los reportes públicos de las petroleras internacionales. Estimar la tasa de retorno energético entre la producción de petróleo convencional y no convencional basada en criterios homologables.
Factores que afectan el comportamiento de la tasa de retorno energético.
Factores que inciden en los precios y la producción del barril de petróleo Consumo energético Calidad del petróleo.
Costos operativos de inversión en la producción de petróleo convencional y no convencional
Costos Importancia de los costos Clasificación de los costos Gastos Clasificación de los gastos. Precios del barril respecto a los costos de producción petrolera
Producción petróleo
Mercado Petrolero de Actores del mercado petrolero. Factores que actual en el mercado.
Calculo de la tasa Energía de retorno Fuentes de energía Valor de la energía. energético. Matriz Energético
PEÑUELA (2016) 56
Técnicas de Acopio de la Investigación La técnica de recolección de acopio de la información, Según sabino (2002) Las fuentes de información son primarias o secundarias. Las primarias comprenden la información obtenida de primera mano por los investigadores, Su finalidad es la propia investigación; que ya han sido recogidos y procesados por otros investigadores, y del tal manera las secundarias son aquel tipo de información recolectadas por registros escritos que proceden de un contacto con la realidad, de lo que ya han sido recogidos y procesados por otro investigador De esta manera el medio de medición con que se va a recolectar la información es el instrumento de medición, según Hernández, Fernández y Batista (2006) lo definen como aquel que registra los datos observables que representan los conceptos o variables que el investigador tiene en mente, es decir, el recurso utiliza el investigador para obtener información de la variable que se desea medir. De acuerdo a lo antes expuesto se puede decir que la técnica de recolección de la información es el análisis documental, los cuales son una fuente de datos secundarios y el instrumento utilizado será la unidad de almacenaje de información como por ejemplo: tesis de grado, libros, entre otros, las técnicas de análisis Según Hernández (2007) las define como una técnica para estudiar la comunicación de una manera objetiva, sistemática y que cuantifica los contenidos en categorías. Estas técnicas es muy útil para analizar los procesos en diversos contextos. Se recopila cualquier información o dato referente al contenido de la tesis que se elabora en consonancia directa con el problema planteado, la verificación de las variables y de la hipótesis formulada, la naturaleza del instrumento a utilizar dependerá del tipo de investigación. Debemos indicar que la aplicación de un instrumento no excluye a otro por cuanto puede ser que los complemente. Es importante recalcar que cualquier
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instrumento debe estar en relación estrecha e íntima con la variable formulada, para descomponer analizar y estudiar apartir de ese instrumento.
Técnicas de Análisis Según Hernández (2003) define el análisis de contenido como una “técnica para analizar y estudiar la comunicación de manera objetiva,
sistemática y cuantitativa desde modo dicho autor explica que es esta técnica se efectúa por medio de la codificación, es decir, el proceso virtual del cual las características relevante del contenido de un mensaje se transforman a unidades que permitan su descripción y análisis preciso también describe que son herramientas útiles para organizar, describir y analizar los datos recogidos con los instrumentos de investigación. La agrupación de los distintos elementos individuales que forman el todo (cuenta o partida determinada) de tal manera, que los grupos conformados constituyan unidades homogéneas de estudio. Consiste en ir de lo general a lo específico (método deductivo) con el propósito de examinar con responsabilidad y bajo el criterio de razonabilidad el que las operaciones se ajusten a la Ley, los estatutos, procedimientos, políticas y manuales de la compañía. En la técnica del Análisis se descompone el sistema en elementos de más fácil manejo, para su estudio y posterior recomposición o síntesis (inducción), sin olvidar que estas partes así estudiadas continúan formando parte del todo, por lo cual no pueden omitirse sus relaciones
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CAPITULO IV
RESULTADOS DE LA INVESTIGACION.
Según el Manual de Trabajo Especial de Grado del Instituto Universitario Politécnico Santiago Mariño (2006), la aplicación de la metodología de investigación seleccionada por el autor va a permitirle obtener resultados específicos que son analizados, interpretados y confrontados con la teoría expuesta en el marco referencial y, en algunas investigaciones también con las hipótesis, para llegar a determinadas conclusiones y recomendaciones. En este capítulo se incluye el desarrollo de las fases planteadas en el marco metodológico de la investigación, este desarrollo coincidirá con el tema, la revisión de las teorías y los principios básicos enfocados en la fundamentación teórica de los estudios.
Estudiar las Diferencias Operativas entre la Produccion Petrolera Convencional y No Convencional Para estimar la variacion de la tasa de retorno energetico entre la produccion convencional y no convencional, es necesario conocer la informacion que publican fuentes internacionales en las que se destaca que la producción de hidrocarburo es de 2,7 millones de barriles diarios, (MMBD). El consumo interno fue de 781 mil barriles diarios, (MBD) de las cuales en promedio son:
Reservas de crudo convencional (liviano y mediano): 38,9 mil millones de barriles.
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Reservas de crudo pesado y extra-pesado: 258,8 mil millones de barriles.
Producción: 2,7 millones de barriles diarios.
Producción de crudo convencional (liviano y mediano): 1,1 millones
de barriles diarios. Producción de crudo (pesado y extra-pesado): 1,6 millones de
barriles diarios. Acontinuacion la figura 9, muestra la situacion petrolera en el mundo, en America Latina, y finalmente en Venezuela; permite apreciar en cifras, la porcion de las reservas totales definiendo la cantidad del mismo de tipo convencional y no convencional, la producción y consumo de barriles diarios. A demás se observa en porcentaje la proporción de las: reservas, su producción y consumo total.
Figura 9. Situación Petrolera Fuentes: Informe de Gestion Anual de PDVSA de (2014), y BP Statistical Review of World Energy (2013).
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Los proyectos de exploración y producción de crudo convencional y no convencional en Venezuela son desarrollados bajo dos esquemas:
Esfuerzo propio de PDVSA
El esfuerzo conjunto entre PDVSA y terceros bajo la figura de empresas mixtas.
1. Proyectos de crudo convencional
Desde el 2006, los proyectos en campos de crudo convencional son desarrollados por 21 empresas mixtas las cuales previamente estuvieron vinculadas con la figura de los convenios operativos. Estas operaciones están orientadas principalmente a mantener el nivel de producción pues operan en campos maduros con una tendencia natural de declinación en la producción. 2. Proyectos de crudo No Convencional
Las empresas mixtas están constituidas con capital compartido entre la Corporación Venezolana de Petróleo (CVP), filial de PDVSA con una participación mínima de 60% y empresas privadas (fundamentalmente extranjeras), con un máximo de 40%. La Faja Petrolífera del Orinoco Hugo Rafael Chávez Frías; contiene principalmente crudo pesado y extrapesado, con alta cantidad de azufre y muy denso, requiere de un proceso complejo para convertirlo en uno más liviano y de fácil comercialización. A continuación se plantea información general de la Faja tal como; como su ubicación y propiedades.
Localización: sur de los estados Guárico, Anzoátegui y Monagas.
Área geográfica: aproximadamente 55 mil kilómetros cuadrados.
Área de explotación: cerca de 12 mil kilómetros cuadrados.
Gravedad promedio del crudo: 8,6 grados API.
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Reservas 2014: 258.809 millones de barriles.
Petróleo en sitio: aproximadamente entre 914 millardos y 1,36 billones de barriles, además de los 37 mil millones de barriles que se tenían oficializados en 2005.
Petróleo extrapesado: 254.874 mil millones de barriles.
Petróleo pesado: 3.935 mil millones de barriles.
De acuerdo con el Servicio de Geología de los Estados Unidos (USGS) las reservas de la FPO podrían calcularse desde 380 hasta 650 mil millones de barriles basado en un factor de recobro alternativo de hasta el 45 por ciento (esta tasa de recuperación toma en cuenta avances tecnológicos que todavía no se han realizado). Tecnología para la Producción de Hidrocarburo No Convencional.
El mejorador de crudo
Es tratado para aumentar su gravedad API en los niveles de crudo pesado y extrapesado a fin de llevarlos a los niveles requeridos en los centros de refinación. Esto, mediante la reducción de su contenido de hidrocarburos pesados, que son mayormente convertidos en azufre elemental y coque de petróleo. Los nuevos desarrollos de la FPO contemplan la producción de 2.561 MBD de crudo extrapesado en el año 2021, y el desarrollo de seis mejoradores, con una capacidad de 200 MBD c/u y una inversión estimada en el área de producción de 46.379 millones de dólares hasta al año 2021. Los "mejoradores" sólo están para procesar el crudo pesado o extrapesado y convertirlo en uno más liviano. Ese crudo es el que después va a las refinerías o se exporta. Los mejoradores ubicados en la refinería Jose; son operados por empresas mixtas que manejan de manera integrada la producción, mejoramiento y comercialización de crudos pesados de la Faja del Orino
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co. Uno de los "mejoradores" más grande es Petrocedeño; tiene sus operaciones específicamente en Anzoátegui, al sur de la Faja del Orinoco. Tiene una capacidad de producción de 200 mil barriles díarios. El crudo que se procesa es el Zuata Sweet con bajo contenido y proviene de San Diego de Cabrutica y trabajan en la planta unos 1.300 petroleros. Pdvsa cuenta con 60% de las acciones, la empresa francesa Total con 30,3% y la noruega Statoil 9,7%. Producción. La cadena de valor de Petrocedeño se inicia con la extracción y producción de crudo extrapesado de 8°API. Estas actividades se desarrollan en el bloque Junín (Anz) de la Faja Petrolífera. En el campo se disponen los pozos que están ubicados en macollas, instalaciones con capacidad de agrupar de seis a 24 pozos. El gas asociado es separado del crudo y éste es diluido, calentado y deshidratado para garantizar la calidad requerida para su transporte (16°API) hasta el "mejorador". El crudo que alimenta a Petrocedeño es el denominado Zuata Sweet y se caracteriza por ser un crudo mejorado de 32° API (liviano), con bajo contenido de azufre y de gran aceptación en los mercados internacionales. Los demás operadores producen un poco menos en comparación con Petrocedeño. Unos 180 mil barriles por día (bpd) procesa Petropiar, empresa mixta con participación de Pdvsa y Chevron. Petromonagas produce 120 mil bpd entre Pdvsa y la británica BP; y Petroanzoátegui con una producción de 130 mil bpd, proyecto en la que Pdvsa participa sola. El fracking o frcturamiento hidráulico
Esta técnica se emplea para la extracción de gas y petróleo no convencional, entiéndase en el caso del petróleo, crudos pesados, extrapesados en el subsuelo y lo que se denomina la roca de esquisto bituminoso, un hidrocarburo similar al carbón. Básicamente consiste en
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que se inyectan mezclas de arena, agua y aditivos químicos en un pozo, a gran presión, para de esta manera fracturar la roca madre y así facilitar la salida de petróleo o gas a la superficie, según sea el caso. Según un informe de la AIE indica que los yacimientos más prometedores
de
Venezuela
se
encuentran
en
el
occidente,
específicamente en el estado Zulia en las formaciones La Luna, la cuenca del Lago de Maracaibo y Catatumbo. Lo que ubica a Venezuela en la sexta posición en el ranquin mundial en el tipo de crudo no convencional y también está entre las primeras 20 casillas en lo que se refiere al gas de lutita. En el campo Concepción de Petrowayuu en el 2014 busco formaciones de gas de lutita que están en el Lago de Maracaibo con la finalidad de observar el aumentando de la producción de gas. Los reservorios identificados como: las formaciones Querequal y La Morita que “son conocidas en base a 112 billones de pies cúbicos de
gas”, dijo Ramírez. A través de la revista institucional “Contacto con la nueva Pdvsa”, se pudo conocer que la industria nacional ya ha realizado
la práctica del fracking, en Oriente, la cual permitió un aumento significativo de la producción en los 11 pozos del Distrito Social Norte donde fue aplicada. Tecnología para la Producción de Hidrocarburo Convencional.
Método de Levantamiento Artificial
Cuando el pozo deja de producir por flujo natural, se requiere el uso de una fuente externa de energía para conciliar la oferta con la demanda de energía. La utilización de esta fuente es con el fin de levantar los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador, es lo que se denomina levantamiento artificial. El propósito de los métodos de levantamiento artificial es minimizar los requerimientos de energía en la cara de la forma
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ción productora, con el objeto de maximizar el diferencial de presión a través del yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor afluencia de fluidos, sin que generen problemas de producción: arenamiento, conificación de agua, entre otros. El levantamiento artificial trabaja de dos formas básicas, ya sea disminuyendo la densidad del fluido que se produce o añadiendo una energía extra en un punto dado de la tubería. Las técnicas más comunes incluyen la inyección de gas o gaslift (también llamada bombeo neumático), el bombeo mecánico (BM), hidráulico (BH) y las bombas electro sumergibles (BES) y de cavidad progresiva (BCP). La escogencia de un sistema en particular dependerá de condiciones de operación como el caudal, el corte de agua, la relación gas-líquido, la profundidad del pozo… y las características de los fluidos, como la cantidad de CO 2 y H2S
y la viscosidad. Parametros
BM
BH
BES
BCP
Gas Lift
Alto Caudal
X
X
Alto Corte de Agua
X
X
Alta relación Liquido
X
X
X
X
X
X
X
Gas-
Crudo Pesado Producción de Arena
X
Figura 10 Comparación entre diferentes métodos de levantamiento para diferentes condiciones de producción.
Fuente: Ramirez (2014)
En la Figura 10, se identifican los parámetros que se deben considerar con el objeto de seleccionar el método de levantamiento artificial óptimo en función a las condiciones actuales del yacimiento. Donde los símbolos de color; significa que los métodos de levantamiento para dichos parámetros se categorizan de la siguiente forma; el color azul representa
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que es (Bueno), el color amarillo se refiere a que es (Regular), y el verde (Malo). De otro modo en la Figura 11, se observan los costos asociados a cada método de levantamiento para diferentes operaciones.
Figura 11 Comparación entre diferentes métodos de levantamiento para diversos parámetros de costo y operación.
Fuente: Ramírez (2014)
Shale Gas
Venezuela es el octavo país del mundo con mayores reservas de gas. Según el reporte anual BP Statistical Review of World Energy 2013, nuestro país tiene aproximadamente 196,4 billones de pies cúbicos de gas, que constituyen las segundas reservas más abundantes de América después de Estados Unidos cuyas reservas, según el mismo informe, alcanzan alrededor de 300 billones de pies cúbicos. Es importante destacar que las cuantiosas reservas de gas de lutitas (shale gas en inglés) todavía no han sido incorporadas a estas cifras. Así mismo, basándose en las cifras de BP, Venezuela posee 73 por ciento de las reservas de gas de Centro y Suramérica y 3 por ciento de las reservas mundiales. En general se determinó que La producción convencional permite la extracción de hidrocarburo por técnicas tradicionales tales como Bombeo
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o Gas Lift; el cual disminuyen la densidad y añaden energía, para desplazar los fluidos del fondo a la superficie. Por otra parte la producción no convencional requiere incorporar procedimientos especiales como: inyección de químicos, vapor o fracturamiento, que permitan reducir la viscosidad del fluido o aumentar la permeabilidad de la roca, generando mayor costo de producción y altos consumos adicionales de energía.
Identificar los Factores que Afectan el Comportamiento de la Tasa de Retorno Energético. Sobreoferta de producción de hidrocarburos.
La producción petrolera de los principales países No OPEP Rusia, Noruega, Brasil y México… Sigue desatada en lo que va de 2015. Los
informes más recientes indican que las naciones, en menos de un año, aumentaron su bombeo en unos 880.000 barriles/día y mantienen la meta de elevar la cifra en diciembre hasta los 960.000 b/d. El aumento de los números afecta directamente los actuales precios del crudo que sigue estancados entre los $ 41 y 47 dólares. El informe oficial de la OPEP correspondiente al mes de septiembre señala que las naciones productoras de crudo fuera del grupo subieron su producción en 4,5 millones de barriles por día, entre el período 2012-2015, al pasar de los 52,9 millones bpd a un máximo de 57,43 millones b/d, cifra que se reportó en agosto pasado. Según datos de la agencia energética AKL, los tres principales países No Opep han aumentado sus niveles de extracción y exportación de petróleo, en especial a Estados Unidos, entre 3% y 5% en los últimos meses para “supuestamente” satisfacer la demanda del producto.
Actualmente, Rusia, Noruega, México, EE UU y Brasil mantienen en escalada sus niveles de producción, que oscilan entre 100 M y casi 1MM
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barriles por día, a pesar que los precios del “oro negro” se mantienen por debajo de los 50 dólares. Lejano. Así se perfila de momento una posible recuperación del crudo en el mercado internacional. Hoy, el acuerdo de los “pesos pesados” en la
producción hidrocarburos Rusia y Arabia Saudita de boicotear la extracción de petróleo de esquisto por Estados Unidos y además alentar la sobreproducción de casi 2 millones de bpd, hacen casi imposible que los precios del barril retomen, en lo que resta de 2015, la senda de los 6080 dólares. Desarrollo de petróleo no convencional
El analista en el sector petrolero, Jesús Lobo, apuntó que “el petróleo de esquisto o „shale oil‟ es el fenómeno que tiene el valor del crudo contra
las cuerdas. La estrategia de Arabia Saudita y Rusia es simple, saturar el mercado con más petróleo, que los precios lleguen a un mínimo de 40 dólares y así Estados Unidos no contará con recursos para mantener su producción a través del fracking”.
Datos de la propia Agencia Internacional de Energía (AIE) apuntan que el desarrollo del “shale oil” requiere por lo menos de un precio del barril en
60 dólares, para que el negocio sea rentable. Pero, cotizaciones por debajo de los $ 45
deprimen el desarrollo del sector. “El mercado
petrolero está más sobre abastecido de lo esperado y proyectamos que el superávit persistirá en el 2016”, explicó Goldman, ente que además
estimó que el valor del petróleo podría caer hasta los 20 dólares por barril. Noticias pocas alentadoras para el escenario energético internacional. Defensa de los precios del crudo por parte de la OPEP
"El precio del petróleo siguió bajando ante la preocupación que genera la sobreoferta de crudo en los principales mercados y el debilitamiento de
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la economía de China", reseñó el despacho ministerial en su boletín semanal. Los datos del ministerio de Petróleo indican que con esta cotización el precio de la cesta venezolana para el año 2015 es de 47,98 dólares por barril. La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), sugiere que debe ejecutarse un recorte de producción petrolera, tanto en países OPEP como no OPEP, como medida que estimule el alza del precio del crudo. La OPEP espera que la demanda de su crudo promedie el próximo año 30,31 millones de barriles por día (bpd), pero la OPEP no fue tan lejos como la AIE, que en un reporte dijo que los bajos precios del petróleo podrían obligar a los países que no pertenecen al grupo a reducir la producción en la tasa más fuerte en más de dos décadas el próximo año. Por otra parte, considerando que entre más fácil sea la exploración y explotación de hidrocarburo, se obtendrá una mejor tasa de retorno energético y consigo menores costos de inversión. Ahora bi en, estudiando la situación actual planteada anteriormente, es relevante hacer énfasis en países como Rusia y Arabia Saudita que se encuentra explotando recursos no convencionales como el Shale Oil, aumentan su producción y exportación sin analizar la TRE, debido a que su estrategia económica y política es saturar el mercado de crudo para disminuir el precio del hidrocarburo, de modo que muchos países no puedan mantener su producción puesto que no es rentable.
Revisar los Costos Operativos de Inversión en la Producción de Petróleo Convencional y no Convencional Basada en Data Documentada.
Los costos de producción son utilizados en la Industria Petrolera para: desarrollar Índices de costos por campos y segregaciones; para la planifi
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cación de operaciones, para la preparación de los presupuestos para, la evaluación de proyectos, las ofertas de Campos Maduros, y hasta para la discusión en la Unificación de yacimientos, entre otros usos. Entre los costos a considerar están los Sistemas de Costos que se muestran en la Figura 12: Costos de Exploración Costos de Desarrollo Costos de Producción Costos Totales Costos Directos Costos Indirectos Costos Fijos Costos Variables Costos Marginales Costos Incrementales Costos Adicionales Costos Manufactureros Costos de Estándar Costos Controlables Costos No Controlables Costos en Efectivo del Ejercicio Costos no Efectivo del Ejercicio Figura 12. Sistema de Costos Existentes en la Industria Petrolera Fuente NASS (2013)
De todos estos se hace énfasis en los “Costos Directos de Producción” y en los “Costos Indirectos de Producción”, así como en los “Gastos de Manejo de Petróleo y de Gas” Los “Costos Directos de Producción”
incluyen todos los elementos de costos causados por la extracción de las reservas desarrolladas, desde el frente de la arena productora en el fondo del pozo, hasta la brida de salida del separador (del petróleo, gas, agua y arena) en la estación de flujo. Estos costos incluyen además, las reparaciones, los servicios, rehabilitaciones, recompletaciones, estimulaciones, y mantenimiento de los pozos; así como los sistemas de recuperación primaria, secundaria y
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terciaria de los hidrocarburos existentes en los yacimientos; y finalmente el tratamiento del petróleo y del gas natural, antes de enviarlo a los grandes lugares de almacenamiento o patios de tanques tipo Bachaquero, La Salina o Puerto Miranda en el occidente del país, de donde serán exportados o enviados a ser manufacturados (refinerías y plantas de procesamiento). Los elementos de costos que se cargan a los costos directos se señalan en la Figura 13 donde pozos de desarrollo y avanzada se capitalizan para formar el activo fijo de la empresa en lo relativo a pozos, equipos e instalaciones conexas. En la IPN los costos incurridos para obtener producción se cargan a capital, y los que se incurren para sostener la producción son cargados a gastos. Labor Directa Tiempo Trabajando Labor Indirecta- Vacaciones, Utilidades, Indemnizaciones…
Transporte: Terrestre, Acuático, Aéreo. Servicios Comprados Contratos Materiales y Efecto Combustibles y Lubricantes Productos Químicos Talleres de todo tipo Herramientas de Perforación Generación y Distribución de Electricidad Planta de Gas Planta de Deshidratación Deshidratación Planta de Vapor Planta de Agua Amortización y Depreciación Otros según Requerimientos. Figura 13 Elementos a cargar en los Costos Directos de Producción. Fuente NASS (2013)
NASS destaca que los Gastos Indirectos de Producción los componen todos los elementos de costos causados por las actividades de dirección dirección
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de la empresa, administración funcional, supervisión técnica y administrativa, y la de apoyo general en las áreas operacionales. En esta categoría de costos también se incluyen los gastos de bienestar y calidad de vida de los trabajadores. t rabajadores. Cabe destacar que estos informes son utilizados por la gerencia de la empresa para monitorear la gestión de las principales actividades. Destacando la importancia que tiene el cálculo de los costos de producción, porque ellos son deducidos del Impuesto sobre la Renta, junto con las regalías, la depreciación de los activos, amortizaciones y agotamiento de los capitales, entre otros costos. De todos estos el costo más importante es el asociado a las regalías. El Informe de Gestión CVP, publicado por la Gerencia de Asuntos Públicos de la CVP. Presenta los costos de producción de las 11 Empresas Mixtas del Oriente de país, del 2008 y su estimación al 2014. Los costos se presentan en US$/barril. Un resumen de estos costos se presenta en la Figura 14 COSTOS DE PRODUCCION Costos Directos
2008
Extracción 3.02 Servicio a Pozo 1.74 RA/RC a pozos 0.92 Estimulaciones 0.02 Recuperación Secundaria 0.31 Tratamiento 0.41 Total Costos Directos 6.42 Costos Indirectos Manejo de Petróleo 0.44 Supervisión/ Adm del Área 1.66 Ocupacional Beneficio y Bienestar 1.40 Otros/ Diversos 0.77 Total Costos Indirectos 4.27 Total Costos de 10.69 Producción Reparaciones y Reacondicionamientos *
2009
2010
2011
2012
2013
2014
3.09 1.81 0.99 0.09 0.37 0.48 6.83
3.16 1.88 1.06 0.16 0.43 0.55 7.24
3.23 1.95 1.13 0.23 0.49 0.62 7.65
3.30 2.02 1.2 0.30 0.55 0.69 8.06
3.37 2.09 1.27 0.37 0.61 0.77 8.48
3.44 2.16 1.34 0.45 0.67 0.83 8.89
0.49
0.54
0.59
0.64
0.69
0.75
1.71
1.76
1.81
1.86
1.91
1.96
1.45 0.81 4.46
1.50 0.85 4.65
1.55 0.89 4.84
1.60 0.94 5.04
1.65 0.98 5.23
1.70 1.01 5.42
11.29
11.89
12.49
13.10
13.71
14.31
Figura 14. Costos Directos de Producción(Dólar por Barril). Fuente NASS (2013)
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Finalmente, se obtuvo los costos y gastos en US$/barril, antes de regalías, al sustraer de los costos y gastos totales que se presentan en los Informes Financieros de PDVSA y en el PODE, entendiendo que estos incluyen algo más que petróleo, deduciéndole las compras de petróleo y derivados. Los resultados para 2013 son costos de 13,71 US$/barril US$/barril sin regalías y 20,10 US$/barril con regalías. Para finalizar con la sección de costos se presenta en la Figura 15 la producción de Petróleo de Venezuela donde las empresas Mixtas producen el 37,4% (1.172 b/d) del total de Hidrocarburos en la Faja Petrolífera del Orinoco. PRODUCCION 2014
(MBD)
ESFUERZO PROPIO
Condensados (42° y más) Livianos (30°- 38.9°) Medianos (22°- 29.9°) Pesados (10°- 21.9°) Extrapesados (0.0°- 9.9°) TOTAL ESFUERZO PROPIO
92 379 550 298 288 1.607
EMPRESAS MIXTAS
Condensados (42° y más) Livianos (30°- 38.9°) Medianos (22°- 29.9°) Pesados (10°- 21.9°) Extrapesados (0.0°- 9.9°) TOTAL EMPRESAS MIXTAS
13 37 69 312 29 460
GESTION PROPIA FAJA
Petroanzuategui Junin Sur TOTAL GESTION PROPIA FAJA
110 22 132
EMPRESAS MIXTAS FAJA
Petrocedeño Petromonagas Petropiar Sinovensa Petroindependencia Petrocarabobo Petromacareo Petromiranda Petrojunin Petrourica TOTAL EMPRESAS MIXTAS
TOTAL
121 133 155 154 2 7 0 4 3 1 580
2779
Figura 15 Producción de Petróleo 2014 en (MBD). Fuente Memoria y Cuenta del Ministro de Petróleo a la Asamblea (2014).
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A lo largo de la historia los precios han oscilado dentro de un rango de los $2 a $150 dólares por barril aproximadamente. Según especialistas en el tema, el costo de producción de un barril de esquisto se encuentra entre 50 y 85 U$/B; lo cual resulta muy elevado al comparársele con los 10 a 20 U$/B de la Faja del Orinoco, sin incluir mejoramiento, claro está. De allí que los yacimientos de crudos de esquisto requieren mayor actividad de perforación que los crudos convencionales, para alcanzar y mantenerse en un rango de producción debido a las altas tasas de declinación estimadas en 50% en 5 años, pues los factores de recuperación de petróleo de este “nuevo” crudo son muy bajos,
ubicándose entre 5% y 8%. Esta es la razón por la que los yacimientos de esquisto necesitan niveles de precios altos y regímenes fiscales flexibles pro explotación petrolera, para así garantizar la rentabilidad de los proyectos. Esto es lo que hace, entre otras cosas, que el perfil de inversiones de los yacimientos de esquisto sea mucho mayor y prolongado en el tiempo que los yacimientos convencionales. Por esta causa es que esquisto solo empezó a ser rentable, en términos comerciales, una vez que el precio del petróleo cruzó el techo de los 90 dólares el barril; por consiguiente, a EEUU es el país a quien menos le conviene la baja de los precios del crudo por debajo de dicho nivel. La extracción de hidrocarburos por estas vías es más costosa que la convencional. Los yacimientos maduros y tradicionales de la Península Arábiga, por ejemplo, tienen un costo de extracción que puede rondar los US$ 5 por barril. El de la Faja del Orinoco venezolana ronda los US$ 25 el barril. El costo promedio del petróleo extraído por el fracking ronda los US$ 60 por barril. Por supuesto, hablando de números “gruesos” y variables. No todos los yacimientos árabes cuestan igual, ni todo lo que sale de la Faja del Orinoco tiene costos similares, y mucho menos el obte
74
nido por el fracking, que oscila entre los US$ 40 y los US$ 100 por barril, o sea, no sólo con precios altos, sino muy variables. Finalmente es importante acotar que a pesar que el costo
de
producción del petróleo No convencional de la Faja es muy bajo respecto a los precios estándares que costaría un barril en un país como EEUU según la Agencia Internacional de Energía (AIE), continua siendo más difícil su extracción, no solo obtiene una baja tasa de retorno, sino altos costos de inversión debido a que requieren técnicas adicionales para su explotación y refinación.
Analizar la Producción histórica de Petróleo Convencional y No Convencional Basada en los Reportes Públicos de las Petroleras Internacionales. De acuerdo con el reporte mensual del mes de mayo de 2013 de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), la producción de petróleo de Venezuela en 2012 fue de 2,910 millones de barriles diarios, aproximadamente 8 por ciento menor que en 2008. Este nivel de producción, según OPEP, contabiliza en un mismo monto la producción de crudo convencional y no convencional. El crudo extrapesado de la Faja, luego de haber sido procesado en los mejoradores. La cifra no incluye lo equivalente a líquidos condensados y líquidos asociados al gas natural, que otras fuentes internacionales como BP y las propias fuentes oficiales suelen consolidar en una sola cifra. De acuerdo con el anuario estadístico de BP 2013, la producción de petróleo de Venezuela fue de 3,034 millones de barriles diarios en 2012, al incluir los líquidos asociados al crudo y gas natural. Ese nivel de producción representa aproximadamente 12 por ciento de la producción del continente y 3 por ciento de la producción mundial.
75
Figura 16. Producción de Venezuela Convencional y no Convencional Fuente: Reporte Anual de PDVSA (2014)
76
Para apreciar mejor dicha información y complementarla se presento la Figura 16, muestra la producción que ha presentado Venezuela desde el 2010 al 2014, de tipo convencional y no convencional, el precio de venta y costo de producción. Con respecto a las magnitudes alcanzadas a finales de la década pasada, se observa una tendencia declinante en los últimos nueve años. La producción ha caído en aproximadamente 13 por ciento desde su valor en el año 1999 con respecto a 2012 . La siguiente tabla muestra las reservas y producción de los principales campos petroleros de Venezuela operados por PDVSA. Nombre del Campo Zuata Principal Cerro Negro Cerro Negro Zuata Norte Uverito Huyapari Bare Dobokubi Jobo Melones Tía Juana Lago Bloque VII: Ceuta Bachaquero Lago Urb. Oeste Lago. Boscan Lagunillas Lago Tía Juana Tierra Lagunillas Tierra Urd. Este Lago Bloque III: Centro Santa Bárbara Mulata El Furrial Orocual Travi El Carito Boqueron Jusepin Corocoro
Ubicación
Año del
Producción
Reservas
(Estado)
descubrimiento
(MBD)
Probadas (MMBL)
Monagas
1985
260
54 002
Anzoategui Monagas Anzoátegui Monagas Anzoátegui Anzoátegui Anzoátegui Monagas Anzoátegui Zulia Zulia Zulia Zulia Zulia Zulia Zulia Zulia Zulia Zulia Monagas Monagas Monagas Monagas Monagas Monagas Monagas Monagas Sucre
1979 1979 1981 1979 1979 1950 1981 1953 1955 1925 1956 1930 1955 1945 1913 1925 1913 1955 1957 1993 1941 1986 1958 2004 1988 1989 1944 1998
170 261 30 14 153 54 46 10 26 88 78 55 53 100 48 24 41 5 5 174 182 241 14 1 49 7 17 35
32 532 23 101 9 615 9 473 4 080 1 854 2 160 1 306 1 082 2 809 2 018 1 540 1 362 1 504 1 141 1 140 941 532 506 1 419 1 206 980 620 447 261 201 193 125
Figura 17 Reservas Probadas y Producción de los Principales Campos de Venezuela. Fuente Reporte anual PDVSA (2014)
77
Ahora bien; como se observa en la Figura 16, la producción de petróleo para el 2011 fue la más alta de los últimos años, luego ha disminuido. Dicho comportamiento de la producción de petróleo (de aumentar y posteriormente disminuir) crea la sospecha en algunos autores que se alcanzó la teoría del pico del petróleo, creada por el geofísico M. King Hubbert, también conocida como cénit del petróleo, es una influyente teoría acerca de la tasa de agotamiento a largo plazo del petróleo, así como de otros combustibles fósiles. Predice que la producción mundial de petróleo llegará a su cénit y después declinará tan rápido como creció, resaltando el hecho de que el factor limitador de la extracción de petróleo es la energía requerida y no su coste económico. Fue una idea desarrollada en la década de 1950 por el geólogo M. King Hubbert, que sostenía en su teoría sobre el cénit del petróleo que en cualquier campo petrolífero ( o país productor de petróleo) se producía una tasa de crecimiento en la producción en las fases iniciales, cuando se empieza a explotar el yacimiento. Más tarde, el crecimiento se ralentiza a medida que el combustible más accesible ha sido extraído y se recurre a depósitos menos productivos. Es el momento en el que se ha extraído aproximadamente la mitad del combustible, la producción alcanza un máximo, o pico, y luego comienza a disminuir. Los campos petrolíferos seguirán produciendo incluso después de alcanzar el máximo de producción, pero cada vez se requerirá de más esfuerzo para extraerlo y el gasto será mayor. Con el tiempo el coste de producción será superior a los ingresos procedentes de la venta y la extracción se dará por concluida. Para Hubbert y sus seguidores, el auge y declive de los yacimientos de petróleo es una consecuencia inevitable de las fuerzas naturales: el petróleo se encuentra en depósitos subterráneos sometidos a presión y sale al realizar un orificio.
78
Una vez que una parte significativa de los recursos se ha extraído, la presión disminuye y serán necesarios medios artificiales para mantener la presión y por tanto la producción. Tarde o temprano, el coste de los medios de producción harán que el negocio no sea rentable. Las consecuencias (de ser ciertas) serían inimaginables. Los recortes permanentes de combustible llevarían al mundo a una depresión económica que duraría décadas. Millones de personas perderían su trabajo al implosionar la industria. Los tractores del campo se quedarían paralizados por falta de gasolina, desencadenando hambrunas masivas. Estallarían guerras por los recursos. La producción global de petróleo llegará a su cenit, la economía será devastada, se hablará del desempleo, de los altos precios de los alimentos, de la imposibilidad de subirse a un avión comercial ni viajar más porque toda la industria comercial aérea habrá colapsado, quedarán unas pocas compañías y los precios de los billetes de avión serán astronómicos. Se hablará de la última guerra, el último incidente terrorista, pero habrá perdido de vista el único evento causantes de todos esos efectos. Es complejo determinar si se alcanzó el pico de producción ó cuánto tiempo faltaría para lograrlo; así como se considera esa hipótesis también existe la posibilidad que la disminución de la producción del país, surge por la inactividad de los pozos debido a la dificultad de encontrar y reemplazar los equipos durante la operatividad de los pozos, por la frecuencia de hurtos que presentan los taladros del país, o por la dificultad de explotación de hidrocarburos no convencionales. En realidad existen muchos factores que afectan la producción de Venezuela y para definir una causa especifica sería necesario realizar un estudio detallado para justificar el comportamiento declinante de la producción de crudo. Por otra parte, cada día el desarrollo social, la innovación tecnológica, y la calidad de vida; convierte al hidrocarburo más necesario en la sociedad actual, aumentando así la demanda energética, obligando a la industria petrolera a explotar recursos cada vez más inaccesibles, a alto
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costo, y con bajas tasas de energía retornada. El problema radica en encontrar la tecnología adecuada que maximice el factor de recobro, con el objeto de evitar que en poco tiempo no sea rentable dicha producción (Debido a que se obtiene menos energía que la invertida).
Estimar la Tasa de Retorno Energético entre la Producción de Petróleo Convencional y no Convencional Basada en Criterio Homologables. El cálculo de la Tasa de Retorno Energético (relación entre energía invertida versus energía obtenida), lleva a inferir que para crear la plataforma de otras fuentes de energía, se necesitarían muchos más barriles de petróleo para su desarrollo que la energía que se obtendrá de éstas en relación al hidrocarburo líquido. Es decir, el modelo industrial actual así como el modelo de vida, tiene como soporte la energía proveniente del petróleo y éste no tiene sustituto de igual calidad, en pocas palabras: por cada barril de crudo invertido, se producen 18, siendo esta relación el desencadenante del nivel de vida actual en el planeta, por lo tanto, su carácter “agotable” aunado al hecho de no poseer fuente
sustituta, le proporciona la palestra en importancia y no cabe duda, que la geopolítica mundial gira en torno a los reservorios petrolíferos. Tasa de Retorno Energético. Se calcula dividiendo la energía útil que dicho proceso nos retorna (ER) entre la energía útil (EI) que hemos invertido en desarrollar y mantener ese proceso de transformación de energía: TRE = ER / EI
Sustituyendo
TRE= 18BL/1BL=18
En principio, será más fiable un cálculo de la TRE cuanto más se haya especificado cómo se ha realizado, y cuantos más elementos se consideren en ese balance. Por otra parte en el balance también se debe
80
considerar la energía aportada por los subproductos. Como no existe todavía un criterio estándar para su cálculo, los datos que presenta hay que tomarlos con escepticismo, y tener en cuenta que, en general, la TRE real será menor, incluso mucho menor, ya que en muchos casos no está incluida la energía invertida en mantener la infraestructura del proceso, y menos aún la invertida en crearla . Aunque se trata de un índice complejo y difícil de evaluar, cada vez resulta
más
necesario.
Cuando
se
calcula,
pueden
aparecer
incertidumbres sobre cómo hacerlo, que obligan a tomar decisiones, pero como su utilidad es comparar procesos, lo deseable es que se llegue a decisiones consensuadas sobre su cálculo. Cuando se tengan, permitirá discriminar mejor sobre las distintas alternativas renovables, ya que no tiene sentido invertir en sistemas de los que no vayamos a obtener más energía a lo largo de su vida útil que la empleada en ponerlos en marcha. Por lo tanto, en vísperas del agotamiento de las reservas mundiales de petróleo, siendo este un recurso energético insustituible y no renovable, en cuanto que su efectividad es superior a otras fuentes, la geopolítica de las grandes potencias viene dada en función de crear las condiciones para garantizarse el suministro de petróleo: controlar las reservas y yacimientos estratégicos, lo que representa una amenaza para la soberanía de los países que albergan grandes depósitos de hidrocarburos en sus territorio. Los datos apuntan a que los petróleos no convencionales no podrán pasar de ser un cuento publicitario sin efectos decisivos en la reversión del declive energético en el que está sumiéndose el metabolismo social mundial en el siglo XXI. Debido a su baja tasa de retorno energético, apenas una fracción de la del petróleo convencional. En la Figura 18, se estima la correspondiente tasa de retorno energético que presenta el crudo.
81
TIPO DE PETROLEO
TRE
Convencional
< 18
Aguas Profundas
<5
Bitumen
5,4 - 1,9
Sintéticos
4 – 5
Shale Oil
4 – 1, 5
Figura 18 Tasa de Retorno Energético para cada Tipo de Petróleo. Fuente Jaura A (2014)
Petróleo Convencional en Venezuela.
Producción Convencional (Condensado, Liviano, Mediano) :1.1 MMBD
Para su producción requiere la aplicación de un Método de Levantamiento Artificial tal como:
Bombeo Electrosumergible.
Bombeo Mecánico.
Bombeo Hidráulico.
Bombeo de Cavidad Progresiva.
Gas Lift.
El costo de 1 Barril de petróleo convencional:
14,31 US$/Bl Sin Regalías.
20,70 US$/Bl Con Regalías.
Petróleo Convencional tiene una Tasa de Retorno Energético: 18% TRE: 18; es decir, invierte un barril energético para obtener 18 BL de petróleo. 1 BL de petróleo convencional que tiene un costo de 20,70 US$/BL y una tasa de retorno 18 BL, obtiene una ganancia de 372.6 US$ al restarle
82
el costo del barril invertido la ganancia real será 351,9 US$. A continuación se mostrara la relación expresada anteriormente mediante la Figura 19 y la posterior fórmula mediante la aplicación de una regla de tres. CANTIDAD
COSTO
1 BL
20,70 US$/Bl
18 BL
X
Figura 19 Regla de Tres para el Petróleo Convencional.
X = (18 BL* 20, 70 US$/Bl) / 1BL = (372,6 – 20,70) US$ = 351,9 US$ Donde 351,9 US$ representa la ganancia por cada barril energético invertido considerando un TRE: 18 para un crudo convencional. Petróleo no Convencional en Venezuela.
Producción no Convencional (Pesado y Extrapesado) :1.6 MMBD
°API: 8.6 Después del mejorador llega a 32°API.
Para su producción requiere la aplicación de técnicas especiales tales como:
Inyección de Químicos.
Inyección de Vapor
Fracturamiento Hidráulico (Hidrofracking)
Mejoradores
El costo de 1 Barril de petróleo no convencional:
18,61 US$/Bl Sin Regalías. 25 US$/Bl Con Regalías.
Petróleo no Convencional tiene una Tasa de Retorno Energético: 5% TRE: 5; es decir, invierte un barril energético para obtener 5 BL de petróleo. 83
1 BL de petróleo no convencional que tiene un costo de 25 US$/BL y una tasa de retorno de 5 BL, obtiene una ganancia de 125 US$ al restarle el costo del barril invertido la ganancia real será 100 US$. A continuación se mostrará la relación expresada anteriormente mediante la Figura 20 y la posterior fórmula mediante la aplicación de una regla de tres. CANTIDAD
COSTO
1 BL
25 US$/Bl
5 BL
X
Figura 20 Regla de Tres para el Petróleo no Convencional.
X = (5 BL* 25 US$/Bl) / 1BL = (125 – 25) US$ = 100 US$ Donde 100 US$ representa la ganancia por cada barril energético invertido considerando un TRE: 5 para un crudo no convencional. Hacia la mitad del siglo XIX, para extraer un barril de crudo sólo era necesario invertir un 1% de la energía contenida en el mismo, es decir, se obtenía una TRE de 100. Esto se entiende fácilmente: los primeros yacimientos contenían un petróleo de altísima calidad a escasas profundidades, en lugares accesibles y fáciles de explotar; de forma que la energía necesaria para la búsqueda, perforación, bombeo y transporte del crudo era muy poca. A medida que los yacimientos más accesibles y superficiales se agotaron, fue necesario buscar y perforar a mayor profundidad o en lugares menos convenientes: lejanos de los centros de consumo, en alta mar... de tal manera que los costes energéticos de estas extracciones han ido creciendo con el tiempo: en la actualidad la TRE de la extracción de petróleo se evalúa entre 5 y 18 BL Hoy la tasa de retorno es mucho más baja, y es probable que siga disminuyendo, de no encontrar tecnología que optimice el proceso .
84
Esta tendencia decreciente en la TRE del petróleo marca el agotamiento de éste como fuente de energía, no se producirá en el momento en el que las reservas mundiales de petróleo lleguen a cero, sino mucho antes: cuando el coste energético de la extracción de las reservas restantes sea igual al contenido energético de dichas reservas. Es decir, cuando la tasa de retorno sea menor a 1, no tendría sentido producir petróleo; de modo, que la energía producida será menor que la cantidad de energía invertida.
85
CONCLUSIONES Dentro de este marco resulta claro que los yacimientos convencionales muchas veces se encuentran a someras profundidades facilitando el proceso de producción de crudo, el cual requiere solo de un método de levantamiento, o estimulaciones. Mientras que en los hidrocarburos noconvencionales la roca reservorio, de hecho, es un sello pero con hidrocarburos embebidos que no podrán salir al menos que se estimulen de alguna forma, como produciendo Fracturamiento, inyección de químicos, o estimulación que permita la producción, estos procesos aumentan la cantidad de energía requerida. En este sentido se comprende que la inclusión al mercado de producción de hidrocarburos no convencionales, generó una sobreoferta de casi 2 MMBD, al aumentar la producción disminuyó el precio del petróleo, aun así el costo de producción de un barril de petróleo no convencional de la Faja Petrolífera del Orinoco, es muy bajo respecto a los precios estándares a nivel mundial, sin embargo presenta dificultad para la extracción, generando mayor costo de explotación - refinación, y menor Tasa de Retorno Energético. Si bien es cierto, el costo del barril del petróleo se estima tomando en cuenta los gastos laborales y el comportamiento de los mercados internacionales, este varía según; el principio de oferta y demanda. El precio de los productos energéticos aumenta en la medida en que las reservas mundiales de crudo mediano y liviano se van agotando. Por otra parte, respecto a la producción histórica surge la inquietud por determinar la causa real, que ha contribuido con la declinación de la producción Nacional, considerando que la principal fuente económica es la actividad petrolera, este tiene una importancia magistral para determinar el problema y tratar de aportar soluciones con el propósito de mantener la producción como se venía presentando para el año 20112012, e incluyendo al mercado producción de gas. Sin embargo la Faja 86
Petrolífera del Orinoco contiene la mayor reserva de crudo extrapesado del mundo, pero el haber alcanzado el pico de producción significa que se ha consumido en buena medida la mejor parte del petróleo disponible. En la estimación de la Tasa de Retorno Energética se considera la energía necesaria para producir un barril de hidrocarburo, la elaboración de los materiales usados en los pozos, su instalación, perforación, operación y mantenimiento por tal efecto se aprecia la dificultad para su estimación. Es conveniente destacar que los valores estimados para cada técnica de producción no son índices estándar, estos por el contrario varían en función al tiempo de producción y la aplicación de nuevas tecnologías.
87
RECOMENDACIONES Considerando
que
Venezuela
posee
grandes
reservas
de
hidrocarburos no convencionales, se sugiere promover su producción y la inclusión de nuevas tecnologías que garanticen un mejor rendimiento energético, ya que actualmente es claramente inferior al del petróleo convencional, debido a la gran cantidad de energía que es necesario invertir en la manipulación de las enormes cantidades del material en el que están y en su tratamiento térmico, de modo, que se sugiere la aplicación de las siguientes técnicas de producción, para alcanzar un mejor factor de recobro: Proceso termoquímico combinado y controlado; el cual consta básicamente de la inyección de químicos y aditivos; que al reaccionar con el petróleo generan una combustión, mejorando la calidad API del crudo. Estimulación matricial con HF líquido elimina los finos migratorios depositados en la garganta poral, disminuye las restricciones que se pueda generar al fluido, promueve así una mayor área de drenaje y una mejor vida útil de los equipos. Lo utilizo PDVSA hace aproximadamente 2 años y arrogó resultados positivos. Se aclara que estos métodos son solo sugerencias y que para conocer si es factible su aplicación debe realizarse un estudio detallado para determinar cuál de estos métodos generaría una mejor tasa de retorno energético. Teniendo en cuenta que la OPEP es un cartel que controla el 40% de la producción mundial de crudo, puede responder limitando la oferta a los países pertenecientes a esta organización mediante la disminución de su producción con el objetivo de aumentar la demanda hasta provocar un alza del precio del petróleo.
88
Realizar estudios de factibilidad económica a los yacimientos, ya sean convencionales y no convencionales, en relación a las nuevas tecnologías a ser aplicadas a dichos reservorios, con el fin de conocer los costos referentes a la aplicación de dichas técnicas para el aumento del factor de recobro. Estudiar, de manera específica, la historia de producción de los yacimientos de acuerdo sus características (convencionales y no convencionales), con el objeto de conocer su producción a lo largo del tiempo, y de esta manera promover las tecnologías a aplicar para el aumento del factor de recobro. Determinar la tasa de retorno energética, por cada unidad de explotación con el fin de conocer la inversión necesaria para el aumento de la productividad de los campos en Venezuela.
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REFERENCIA BIBLIOGRÁFICAS
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