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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 técnicaes 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 objetivogeneral 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 cierrede 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 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 laenergía 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
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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-convencionalestienen 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 enel 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 petróleoconvencional y no convencional de Venezuela.
Objetivos de la Investigación
Objetivo General
Evaluar la tasa de retorno energético entre la producción de petróleoconvencional 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 convencionaly 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 deproducción 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 quehemos 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 petroleroy 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 comprendidoentre 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 cualescorrientes 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 PolitécnicoSantiago 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 deexplotación 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 institutouniversitario 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 tipodescriptiva 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 adecuadapara 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” trabajoespecial 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 pozohorizontal 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 direccionamientoaumenta 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 esclarecerel 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 lacantidad 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 augeque 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 elcosto 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
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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 derefinación. 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 procesosde 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 Operat ivas 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; lossegundos 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 detipo 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 elterreno 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 mejorastecnológicas 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
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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, contieneconcentración 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.
http://www.pac.com.ve/index.php?option=com_jumi&fileid=9&Itemid=119&keyword=solventeshttp://www.pac.com.ve/index.php?option=com_jumi&fileid=9&Itemid=119&keyword=gasolinahttp://www.pac.com.ve/index.php?option=com_jumi&fileid=9&Itemid=119&keyword=lubricanteshttp://www.pac.com.ve/index.php?option=com_jumi&fileid=9&Itemid=119&keyword=lubricanteshttp://www.pac.com.ve/index.php?option=com_jumi&fileid=9&Itemid=119&keyword=gasolinahttp://www.pac.com.ve/index.php?option=com_jumi&fileid=9&Itemid=119&keyword=solventes
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Por la cantidad de azufre
a) Petróleo Dulce: este tipo de petróleo contiene menos de 0.5% decontenido 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 depresión se produce una condensación de líquidos provenientes
provenientes del gas en forma de fase liquida libre en el yacimiento.
http://www.pac.com.ve/index.php?option=com_jumi&fileid=9&Itemid=119&keyword=dieselhttp://www.pac.com.ve/index.php?option=com_jumi&fileid=9&Itemid=119&keyword=diesel
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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 muygrandes 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 off-
shore (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 mde 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.
https://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Petr%C3%B3leo_no_convencional&action=edit&redlink=1https://es.wikipedia.org/wiki/Esquistos_bituminososhttps://es.wikipedia.org/wiki/Esquistos_bituminososhttps://es.wikipedia.org/wiki/Pir%C3%B3lisishttps://es.wikipedia.org/wiki/Hidrogenaci%C3%B3nhttps://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Disoluci%C3%B3n_t%C3%A9rmica&action=edit&redlink=1https://es.wikipedia.org/wiki/Quer%C3%B3genohttps://es.wikipedia.org/wiki/Combustible_sint%C3%A9ticohttps://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Upgrader&action=edit&redlink=1https://es.wikipedia.org/wiki/Refineria_de_petr%C3%B3leohttps://es.wikipedia.org/wiki/Hidr%C3%B3genohttps://es.wikipedia.org/wiki/Impurezahttps://es.wikipedia.org/wiki/Azufrehttps://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo_crudohttps://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo_crudohttps://es.wikipedia.org/wiki/Azufrehttps://es.wikipedia.org/wiki/Impurezahttps://es.wikipedia.org/wiki/Hidr%C3%B3genohttps://es.wikipedia.org/wiki/Refineria_de_petr%C3%B3leohttps://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Upgrader&action=edit&redlink=1https://es.wikipedia.org/wiki/Combustible_sint%C3%A9ticohttps://es.wikipedia.org/wiki/Quer%C3%B3genohttps://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Disoluci%C3%B3n_t%C3%A9rmica&action=edit&redlink=1https://es.wikipedia.org/wiki/Hidrogenaci%C3%B3nhttps://es.wikipedia.org/wiki/Pir%C3%B3lisishttps://es.wikipedia.org/wiki/Esquistos_bituminososhttps://es.wikipedia.org/wiki/Esquistos_bituminososhttps://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Petr%C3%B3leo_no_convencional&action=edit&redlink=1
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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 elriesgo 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/osolventes 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:
Shale gas: puede describirse como un gas natural que se encuentra
alojado en depósitos de esquistos, que son rocas sedimentarias de grano
fino que están repartidas en diferentes cuencas del mundo. Se forman apartir 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 presentesuficiente 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)
Tight gas: Es un tipo de gas que se encuentra en arenas de baja
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 Comportamiento d e la Tasa de RetornoEn ergétic 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 petrolerointernacional 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
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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 másbásica 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 preciosestablecen 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 recobropor 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 vezformados, 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 lacivilización 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 mundialFuente: 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
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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 enfluir 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 Operat ivos de Invers ión 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 elprecio 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
https://es.wikipedia.org/wiki/Oferta_y_demandahttps://es.wikipedia.org/wiki/Oferta_y_demanda
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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 recursosmateriales, 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 indispensableen 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 elproceso 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 talobjetivo, 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 lamisma. 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 lafábrica, 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 directainvolucrada 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 loscostos 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 deproducción, 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 quela 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
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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 serecuperan, 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 depetróleo 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, lascondiciones 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 barrildeterminara 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 puederesponder 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 dondese 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 sutotalidad 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. Enestos 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 importaaproximadamente 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 con8,38 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 desu 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 empresaspetroleras). 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 de Reto rno Energétic 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.
EROI = ( ERet /(Em+Ee)) Ecuación (2).
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 impactoambiental. 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 previoni 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 Fusióne) Fuente Fósil
Figura 7 Fuentes Mundiales de energía primaria
Fuente: Ballenilla (2012)
http://picasaweb.google.com/lh/photo/zAmnnhdYyeA2cl0_18Llrg?feat=embedwebsi
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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 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 usode 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 de consumo de Barriles Diarios de petróleo en el Mundo.
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 produceelectricidad (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 de 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 potencialenergético 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, enforma 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
http://www.elmundo.com.ve/diccionario/petroleo.aspxhttp://www.elmundo.com.ve/diccionario/petroleo.aspx
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