petroleo convencional y no convencional

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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

http://es.wikipedia.org/wiki/Tasa_de_retorno_energ%C3%A9ticohttp://es.wikipedia.org/wiki/Tasa_de_retorno_energ%C3%A9tico


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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.

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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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25

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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30

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

8/17/2019 p

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petroleo convencional y no convencional