m a r c o t e o r i c o 1. rentabilidad
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1. RENTABILIDAD
En la actualidad para las grandes empresas realizar evaluaciones de
proyectos constituye una herramienta fundamental para decidir en hacer un
desembolso, o no que resulte productivo, optimizando las formas de
distribución de los recursos, para alcanzar los mejores niveles de
productividad.
Una Evaluación Económica y financiera es un estudio basado en
estimaciones de lo que se espera en el futuro, con los ingresos asociados al
proyecto y los costos para un lapso de tiempo determinado (horizonte
Económico), para determinar la rentabilidad de las propuestas de negocios
(inversiones/operaciones), para la toma de decisiones sobre la alternativa de
costo /inversión orientada a la máxima creación del valor.
El aspecto dinámico de las evaluaciones económicas y Financieras lo
constituye en gran medida las acciones tendientes a la operación regular y
su relación con el ciclo de productividad. El desarrollo de las actividades
tendientes al mantenimiento de la generación de potencial.
M A R C O T E O R I C O
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Según Lineamientos Financieros de Exploración y Producción para Evaluaciones Económicas PDVSA (1999,intranet),”Toda propuesta de inversión firme requiere de una Evaluación Económica en forma integral que determine su rentabilidad (debe incluir toda aquellas propuestas necesarias para operación completa de la misma), cuya justificación y necesidad del programa o proyecto deben estar basados en un criterio des base cero y a su jerarquización.
Para Baca Urbina, (1990,p.235) “Las evaluaciones económicas toman el valor del dinero a través del tiempo, utilizando indicadores como el VPN que consiste en trasladar al presente todos los flujos futuros del proyecto a una tasa de descuento, sumando todas las ganancias y restándolas a la inversión inicial en tiempo cero.
La rentabilidad, el crecimiento y la supervivencia conforman los
objetivos básicos de cualquier empresa. Por esta razón la empresa debe
aprovechar al máximo las oportunidades que le brinde el mercado para poder
sobrevivir cuando aumenten la turbulencia del entorno.
Para Fred Weston (1980, p.115), el rendimiento sobre los activos, a los cuales se llama también algunas veces rendimiento sobre la inversión, es una técnica de tasa de rendimiento promedio, se calcula promediando los flujos de efectivo esperados a lo largo de la vida del proyecto y posteriormente dividiendo el flujo anual del efectivo promedio entre el desembolso inicial de la inversión. Por su parte James Van Horner (1994, p.108), define rendimiento como el ingreso recibido sobre una inversión, más cualquier cambio en el precio de mercado, expresado normalmente como un porcentaje del precio de mercado inicial de la inversión. Así mismo, para Van Honre el rendimiento de mantener una inversión durante algún periodo, es igual a cualquier pago recibido a la propiedad, más el cambio en el
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precio del mercado, dividido entre el precio inicial de la inversión.
Sobre la base de las ideas expuestas se deduce que el rendimiento
son aquellas ganancias percibidas al realizar una inversión, teniendo en
cuenta las fluctuaciones que vaya a sufrir el mercado, que es reflejado en un
porcentaje del precio inicial en que se realizó la inversión.
A continuación, se observa la forma como se puede medir la
rentabilidad de un proyecto: en unidades monetarias, porcentaje o tiempo
que demora la recuperación de la inversión, entre otras.
Atendiendo estas consideraciones existen unos elementos que
permiten realizar evaluaciones en los proyectos de inversión:
• Los flujos de efectivo del proyecto
• La incertidumbre que afecta esos flujos
• El costo de capital para financiar el proyecto
A este respecto Nassir Sapag Chain(1993, p.113), utiliza los
siguientes criterios de evaluación para medir la rentabilidad:
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- El valor neto conocido, por sus iniciales como VAN, mide la
rentabilidad del proyecto en valores monetarios que exceden a la rentabilidad
deseada después de recuperar toda la inversión.
- El periodo de recuperación de la inversión, PRI, que puede medir
en cuánto tiempo se recupera la inversión o en cuánto tiempo se recupera la
inversión más el costo del capital involucrado.
- La rentabilidad inmediata, RI, que determina para cada periodo la
rentabilidad que obtiene la inversión.
1.1. HORIZONTE ECONOMICO:
Se refiere al periodo de tiempo establecido mediante se calculan los flujos
de caja de una propuesta de inversión, incluyendo periodo de inversión y de
operación.
Para la realización de un horizonte económico se consideran los
siguientes aspectos:
El activo principal del proyecto: son los activos generados por la
inversión, los activos tendrán un periodo de vida útil. El horizonte
económico será el periodo de inversión más el periodo de vida útil del activo.
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El tipo de proyecto: puede ser de corto, mediano y largo plazo,
dependerá de las objetivos y características de la empresa.
Las condiciones económicas, políticas y sociales: Se toma en
consideración las condiciones económicas, sociales y políticas del país, ya
que estas afectan el desarrollo normal de la actividad.
PDVSA, considera el horizonte económico como:
1.2. INGRESOS POR VENTAS DE CRUDO Y GAS
La producción de crudo o gas anual por.
HORIZONTE ECONOMICO HORIZONTE ECONOMICOHORIZONTE ECONOMICO
VIDA UTIL DEL ACTIVO:VIDA UTIL DEL ACTIVO:
PERIODO ESTIMADO DE DURACION DEL ACTIVOPERIODO ESTIMADO DE DURACION DEL ACTIVO
HORIZONTE ECONOMICO:HORIZONTE ECONOMICO:
PERIODO DE TIEMPO (AÑOS) DURANTE EL CUAL SE REALIZA LA EVALUACIONPERIODO DE TIEMPO (AÑOS) DURANTE EL CUAL SE REALIZA LA EVALUACIONECONOMICA.ECONOMICA.
VIDA UTILVIDA UTIL (5 AÑOS) (5 AÑOS)
HORIZONTE ECONOMICOHORIZONTE ECONOMICO(15 AÑOS)(15 AÑOS)
EN LA INDUSTRIA , SE CONSIDERA EL HORIZONTE ECONOMICO IGUAL A LA VIDA UTILEN LA INDUSTRIA , SE CONSIDERA EL HORIZONTE ECONOMICO IGUAL A LA VIDA UTILDEL ACTIVO PRINCIPAL. GENERALMENTE SE USA 20 AÑOS.DEL ACTIVO PRINCIPAL. GENERALMENTE SE USA 20 AÑOS.
HORIZONTE ECONOMICO = VIDA UTILHORIZONTE ECONOMICO = VIDA UTIL
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Precio de venta del crudo o gas por.
Paridad cambiaría.
1.3. ELEMENTOS DE LOS EGRESOS
1.3.1. INVERSIONES NO GENERADORAS: Se refiere a la alicuota
que se carga a los proyectos generadores de ingresos correspondiente a las
inversiones realizadas en aquellos proyectos de su localidad que no generan
ingresos con el fin de asegurar la rentabilidad global de la empresa.
CALCULO:
MMBs Proyectos no generadores /potencial F/A de UE.
Ejem: 1000MMBs/200MBD=5MMBD
Ejem: Hospitales, carreteras, campos residenciales, reemplazo,
instalaciones, brazos de carga, muelles, diques de seguridad, ambiente.
1.3.2. TASA DE DESCUENTO:
Es el porcentaje de beneficio mínimo esperado por la inversión a realizar o
costo de oportunidad y representa la medida del valor del valor del dinero en
el tiempo.
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1.3.3. FACTORES DETERMINANTES:
Oportunidad de la inversión
Riesgo de la inversión
Tipo de inversionista
Vida del proyecto
Orígenes de los fondos (propios, prestamos)
1.3.4. TASA DE DESCUENTO ESTABLECIDA POR PDVSA:
Costo real de capital 7%
Riesgo financiero 3%
10%
Los flujos de caja sirven como elemento esencial en la elaboración de
evaluaciones económicas, debido a que involucra variables como costo,
inversión y gastos dentro de los parámetros a evaluar. Realizándolos
mediante una metodología que permita obtener indicadores que establezcan
que tan efectivo es el negocio en condiciones riesgosas.
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1.3.5. FLUJOS DE CAJA:
El valor de los activos dependerá de los flujos de efectivo que se
proporcionen a lo largo de un periodo. Para obtener algún valor estos
activos no tienen que redituar un flujo anual de efectivo, pueden darse más o
menos número de veces o pueden ser uno sólo durante su periodo.
Van Horne (1994.p.200), “define estados de flujos de caja como un resumen
de los cambios en la posición financiera de una empresa de un periodo a
otro. También conocido como fuente y aplicación de fondos o como estado
de los cambios de la posición financiera”.
Horne Charles (1996,p.687), “con respecto de los flujos de efectivo se
enfoca en ingresos y egresos de efectivos en lugar de ingreso de operación.
Se invierte ahora con la esperanza de recibir una mayor cantidad de efectivo
en el futuro”.
Indicadores Financieros PDVSA (1998, 916), Cantidad de efectivo
neto generado por el negocio en un período. Es la referencia fundamental
para las decisiones de reinversión y pago de dividendos.
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Todos los procesos de inversión generan un flujo de caja o flujo de
efectivo, que van a ser determinados para un periodo específico. Los
ingresos se generan por ventas y los egresos por los pagos que se hagan.
El flujo de caja neto está representado así:
Flujo de caja = Flujo de ingresos – Flujo de egresos
Para la evaluación financiera de proyectos se debe tener en cuenta el
flujo de caja descontado. Este es un método que permite simular variables
económicas y financieras asociadas a cada proyecto durante el tiempo que
dure la misma. A través de este método se relacionan elementos que
forman parte del proyecto como: la inversión, los costos y los gastos.
En el caso de la industria petrolera el flujo de caja viene dado por:
1.3.6. INGRESOS:
• Ventas a exportación y mercado interno (crudo y gas).
• Valor de rescate.
1.3.7. EGRESOS:
Inversiones.
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Costos de operación y mantenimiento.
Regalías.
Aparte legal a PDVSA.
Impuesto sobre la Renta.
1.4. INDICADORES ECONOMICOS
1.4.1. VALOR PRESENTE NETO ESPERADO
Según Van Horner (1992,p.405) “es el valor presente de los flujos netos de
efectivo de la propuesta menos el flujo de salida de efectivo inicial de la
propuesta”.
Lawrence Witman (1994,p.416), “Afirma que cualquier entrada de efectivo
intermedia generada por una inversión será reinvertida al costo del capital de
la empresa”
Indica así mismo Witman, que esta es una de las técnicas más
utilizadas, que dicho valor se obtiene al restar la inversión inicial en un
proyecto del valor presente de los influjos de efectivo descontadas a una tasa
igual al costo de capital de la empresa.
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Por su parte Corpoven S.A (1995,p.42), “se refiere al Valor Presente Neto
esperado el valor presente neto esperado de las esperanzas matemáticas de
cada una de las variables que forman el proyecto de inversión”.
Este método considera que los parámetros de flujos de caja pueden
tomar diferentes valores, dentro de un escenario optimista, normal, y
pesimista o bajo, medio y alto. Cada uno de estos casos tiene una
probabilidad asociada, la sumatoria de todos será igual a uno.
El valor presente neto es la sumatoria del valor presente de los flujos
de caja del proyecto correspondiente a cada año del horizonte económico.
VPN= FC + FC1 + FC2 + … + FCn
(1+ TD)1 (1+ TD)2 (1+ TD)n
SI: VPN > 0 Proyecto Rentable
VPN = 0 Mínima Rentabilidad
VPN < 0 se rechaza el proyecto.
1.4.2 TIEMPO DE PAGO
Consiste en determinar el número de periodos a partir de la operación
del programa o proyecto necesarios para recobrar el desembolso inicial
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restando del desembolso los flujos del efectivo netos después del ISLR,
hasta hacer la diferencia igual a cero.
Se representa de la siguiente manera:
Σ Yt =0
El tiempo de pago se puede definir también como el tiempo en el cual
se logra recuperar la inversión realizada, es decir, aquel tiempo para el cual
el flujo de caja acumulado se hace positivo.
COMO SE UTILIZA: menor TP más atractivo es el proyecto
• Situaciones de riesgo político
• Obsolescencia del equipo
• Complemento a otros indicadores
1.4.3 EFICIENCIA DEL DESEMBOLSO
Este indicador se determina también como complemento al VPN y
facilita la decisión económica sobre una propuesta determinada.
Corresponde a la rentabilidad que en términos presentes (valor actual)
se obtiene por cada unidad monetaria invertida y matemáticamente se
expresa según la siguiente formula:
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La eficiencia del desembolso es una medida de la ganancia obtenida
por cada bolívar invertido.
Se define como el cociente entre el VPN del proyecto y el valor
presente del desembolso realizado.
ED= VPN proyecto
VPN desembolso
1.4.4. METODOLOGIA DE EVALUACION
La evaluación económica se realiza mediante la metodología de flujo
descontado, usando el mejor estimado de ingresos, costos e inversiones a fin
de garantizar en la medida de lo posible el retorno sobre la inversión.
Para realizar estas evaluaciones PDVSA utiliza una herramienta
denominada MAEP.
EL MAEP: es una herramienta que fue diseñada utilizando los macros
de visual Basic bajo el ambiente de Excel, manejando hojas de cálculo.
Utilizando los lineamientos y bases económicas de PDVSA Exploración y
Producción. El objetivo de este sistema es el cálculo de los indicadores
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económicos TIR, VPN, ED, TP en las propuestas de inversión (programas o
proyectos), y gastos en cuyo caso se consideran los indicadores VPN,ED,TP.
1.5. TRABAJOS MENORES
Según el Manual de control de presupuesto PDVSA, (1986) Los trabajos menores son los acondicionamientos de pozos, reparaciones y cambios de intervalos de producción que no requieran del uso de taladro, tales como: trabajos de guaya, estimulación de pozos, control del gas, control de agua, control de arena.
Generalmente el mantenimiento de los pozos de flujo natural resulta
de hacer inspecciones que se programan para verificar que el cabezal y sus
aditamentos: manómetros, válvula, flujoductos, estranguladores; están en
buenas condiciones, para que no se presenten fugas y desperfectos
indeseables.
1.5.1. TIPOS DE TRABAJOS MENORES
Los trabajos menores, son aquellos trabajos que no requieren de la
ayuda de taladros para su mantenimiento, así mismo estos trabajos van a
permitir que los pozos generen un potencial óptimo de producción a un
menor costo, siempre y cuando no se requiera de la ayuda de trabajos
mayores para que el nivel productivo de un pozo no decline su producción.
Según Efraían Barbera, (1998), los trabajos menores se clasificaran:
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1.5.2 TRABAJOS DE GUAYA
Los trabajos de guaya están comprendidos por trabajos de guaya
Fina.
1.5.3. TRABAJOS CON GUAYA FINA
La guaya fina es un trabajo menor, que mediante la ayuda de tuberías
permite la obtención de información, bien sea a través de registros eléctricos
que facilitan la toma de decisión, al suministrar la data que va a indicar, si se
requiere la utilización de la guaya eléctrica para generar de alguna manera
potencial en el pozo.
Estos registros eléctricos, son perfiles de comportamiento que a
manera de señales eléctricas se obtienen desde el fondo de del pozo; para
registrarla, esa información se obtiene por impulsos eléctricos o través de
rayos ganamos, o radioactividad. Al tener estos registros se toman
decisiones; tales como: trabajar con guaya eléctrica, una base de datos, o
realizar un trabajo mayor.
Si se toma la decisión de trabajar con guaya eléctrica, se corrobora los
datos arrojados por los registros eléctricos, para la generación del potencial;
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y es entonces cuando se ejecutan los siguientes pasos: corroborar esos
registros previos eléctricos, cañonear un pozo, tapón a través de tuberías, y
cortes de tuberías.
Ahora bien estas tareas se realizan mediante la ayuda de una
compañía contratista con personal calificado, y una unidad con su cable
eléctrico, su grúa, la unidad de potencia, sistema de lubricación o seguridad,
preventor de reventones. El trabajo se puede realizar tanto en tierra como
en agua.
1.5.4. REGISTROS ELECTRICOS
La sonda es bajada a través de la tubería, se pueden visualizar
detalles más allá de la tubería de producción del pozo hasta dentro de la
formación. En síntesis un registro puede tener ser de mediano a largo
alcance, dependiendo lo que se quiera, dentro de la tubería de producción o
fuera de esta. Estos registros suministran información para la toma de
decisiones.
El trabajo de guaya fina está asociado a una serie de actividades que
se mencionan a continuación:
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1.5.5. CALIBRACION DE TUBERIAS
Esta operación consiste en bajar una herramienta al pozo que permita
verificar el estado interno de la tubería de producción y el fondo del pozo
detectando posibles obstrucciones.
Antes de realizar cualquier operación en el pozo se debe bajar esta
herramienta obligatoriamente. Esta herramienta va a permitir cortar o limpiar
sustancias adheridas a la pared interna de la misma tales como: parafinas,
asfáltenos, etc.
1.5.6. TRABAJOS CON GABARRA DE PRODUCCION: Estos
trabajos están conformados por:
Prueba de Tubería y Localización de Fuga: Es realizada a pozos a los
cuáles les ha sido programado algún tipo de trabajo de bombeo, o se
sospecha de alguna fuga en la tubería de producción.
Prueba de Inyectividad: Son realizadas en pozos a los cuales se ha
previsto un trabajo a los cuales se requiera inyección des fluidos, para
determinar la capacidad de inyección des un pozo como limpieza de tubería
con productos químicos, etc.
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1.5.7. TRABAJOS DE CAÑONEO
Es la comunicación efectiva entre un yacimiento y un pozo petrolero.
El pozo cuando está completado es sementado de revestimiento, queda
totalmente ciego, para lograr la comunicación con el pozo se utiliza el
cañoneo que perfora esa barrera, traspasando el espacio vacío desde el
cañón, con la ayuda de energía que es capaz de cruzar ese espacio vacío
rompiendo el tubo, el cemento, lodos o barros de control, y finalmente llega
a la formación en sí para permitir la comunicación del yacimiento con el pozo.
Luego de Cañoneado el pozo es posible que tenga fluidos indeseables, tal
es el caso del agua, cuando esta comienza a penetrar, comienza a dejar el
crudo atrás, lo que se quiere es producir petróleo, se baja un tapón y se
aísla el túnel, es entonces cuando se coloca un tapón con la ayuda de la
guaya eléctrica se le coloca adicionalmente cemento con la ayuda de una
tabla que indica la cantidad que se requiere.
Cuando se cañonea se verifica si hay prospectividad y está taponado
o mejor dicho si hay petróleo, se recurre a un cortador, bien sea químico o
explosivo, se corta la parte de la tubería y se cae por gravedad al pozo,
quedando disponible para cañonearlo, o se puede dar el caso que sea una
obstrucción mecánica, luego se corta y cae nuevamente al fondo del pozo
quedando la tubería libre.
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Las actividades de Cañoneo deben ser planificadas y ejecutadas para
producir cavidades estables a largo plazo. Los parámetros de diseño de las
perforaciones tales como diámetro, longitud o penetración, densidad, ángulo
de fase y presiones de desbalance, deberán ser especificados en función de
las propiedades mecánicas de la formación. En formaciones consolidadas el
pozo se produce a través de los orificios de las perforaciones
perpendiculares al eje del pozo los cuales fueron causados por las
operaciones de cañoneo. Por tanto, la arena producida que es arrastrada por
los fluidos de producción, proviene de estos túneles de cañoneo y se deben
entender los factores que intervienen en la estabilidad de la cavidad de
cañoneo.
Las actividades de producción quizás sean las más perjudiciales
desde el punto de vista de arenamiento. Si por ejemplo a un pozo se le
aumenta la tasa de producción indiscriminadamente, esto puede generar
graves problemas de arenamiento. Dicho problema se agrava porque
aquellos pozos que sufran bruscas variaciones de tasas en cortos períodos
de tiempo debido a las aperturas y cierres de pozos (por cambios no
justificados de reductores o equipo de superficie) generalmente tienden a
convertirse en pozos productores de arena. En aquellos campos con algunos
pozos problemas de arenamiento, los otros pozos tienen que ser sometidos a
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una estricta vigilancia durante su etapa operacional para evitar que el
problema se extienda a aquellos pozos sin arenamiento.
1.5.8. TRABAJO DE ESTIMULACION
En la vida productiva del pozo se presenta situaciones donde el
extracto productor no genera el volumen de hidrocarburo esperado. Este
inconveniente puede ser sencillo pero otras veces se torna difícil.
La estimulación está comprendida por todos aquellos procesos que
permitan remover cualquier daño bien sea orgánico e inorgánico, que tapone
la formación.
Los trabajos de estimulación están comprendidos por: Bombeo,
inyección de bacteria, inyección de químicas, acidificación.
Al llegar los candidatos de cualquier unidad de explotación (Tía Juana,
Lagunillas,etc.), el personal de producción, de yacimientos presentan sus
propuestas donde son analizadas las características del pozo, dependiendo
de los resultados se determina que el pozo está taponado por asfalteno,
carbonato, o por que se le hizo una reparación, o simplemente se viene con
un a propuesta inicial de bombear equipo, ácido, solvente , o algún tipo de
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bacteria, los programadores avalan esas propuestas y se envía al personal
de operaciones, para que se proceda con las diferentes gabarras.
Succión: Una de la estimulaciones mas sencilla en el transcurso que
dura y termina la perforación, el lodo se ejerce contra la pared del hoyo una
presión mayor que presión que pueda tener cualquier estrato. Esta
diferencia que presión hace que la parte liquida del lodo así como partículas
microméticas de sus componentes sólidos se filtren hacia la periferia del
hoyo.
Cuando esta invasión resulta ser muy severa y extensa deteriora
notablemente la permeabilidad del estrato productor en los alrededores del
hoyo.
Por tal motivo, cuando se proceda a poner el pozo a producir no se
lograra el flujo anticipado, por tal motivo se induce al pozo a fluir
succionándolo.
1.5.9. INYECCION DE FLUIDO
Normalmente cuando realizan labores de terminación el estrato
productor no permite que el petróleo fluya con facilidad. Se entiende por esto
que el daño a la permeabilidad en la periferia del hoyo se debe reparar.
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El objetivo de inyección de fluido como petróleo liviano, kerosene o
destilado puede lograr arrancar, desplazar y facilitar la limpieza de los
canales de flujo durante el contra flujo que se produce al poner en pozo en
prueba de producción. Para contrarrestar la acción desplazante del fluido
que se le ha inyectado se puede agregar desmulsificantes o agentes que
activen su desplazamiento y su acción de barrido del material que obstruya
lo poros.
La cantidad de fluido y aditivos y presión de inyección van a depender
del espesor del estrato, de las características de las rocas, según sea las
apreciaciones derivadas de los datos logrados por análisis de ripio núcleo y
registros petrofisicos.
1.5.10. FRACTURA
Cuando de habla de fractura de pozo se refiere a la inyección de fluido
que se le hace a un determinado estrato con la intención de fracturarlo, o
sea abrir canales de flujo de mayor amplitud y penetración alrededor del la
periferia y mas allá del hoyo, dado que la baja permeabilidad natural, y la
invasión del filtrado, y partículas de lodo depositada en el estrato
obstaculizan el paso del flujo hacia el pozo.
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En estas condiciones se deben tener en cuenta la viscosidad, peso y
composición del fluido, igualmente la presión de que se hace para fracturar
el estrato. La inyección debe concentrarse y propagación del
resquebrajamiento del estrato debe ser radial, se debe tomar en cuenta que
la cementación entre el revestidor y el estrato, por encima y por debajo del
intervalo escogido para hacer la inyección, sea sólida y resistente para evitar
la canalización y fuga del fluido hacia arriba o hacia abajo, o que el fluido
fracture en intervalos no escogidos.
Otra modalidad del fracturamiento es que el fluido se le agrega, en
relación de volumen por volumen, un material sólido y competente,
generalmente arena de determinada especificaciones con respecto a tamaño
de los granos, circularidad, distribución del agredo, resistencia, caridad.
Cuando se inyecta la mezcla al estrato la arena se deposita en los canales
como una cuyo estable, porosa y permeable que impide el asentamiento de
estrato al desvanecerse la presión de rotura y por esto mantendrá los
canales de flujo abiertos.
Todo estos adelanto permite hacer hoy fracturamiento masivo que
contienen gran cantidad de fluido y sólidos.
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1.5.11. ACIDIFICACION
La finalidad del ácido es limpiar el pozo que puede estar obstruido por
carbonatos, que tapona los canales de construcción estos carbonatos son
formados por la misma agua que produce el pozo, las aguas duras unida al
petróleo, ayudan a esta formación.
Los pozos se arenan cuando por la misma producción del fluido
comienza a arrastrar granos, taponando con una arena fina que junto con el
petróleo parece una arena fina, produciendo una masa gruesa.
La acidificación de estratos petroleros es una de aplicaciones más
antigua utilizada por la industria petrolera en la estimulación de pozos.
Desde 1895 comenzó a utilizarse. Como la roca petrolíferas pueden
contener carbonato de calcio (Ca Co3, Caliza), el ácido clorhídrico (HCL) en
solución de 15%, es un buen disolvente que ayuda abrir canales de flujo del
estrato productor.
1.5.12. INYECCION DE BACTERIAS
Es otro trabajo menor comprendido en la actividad de estimulación.
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La función de las bacterias es producir productos bioquímicos, se
alimentan de las cadenas pesadas hidrocarburos, produciendo
sulfactantes, disminuyendo la gravedad API(es el grado de gravedad
del crudo) para que el petróleo fluya más rápidamente. Este proceso
es realizado con la ayuda de una barcaza, se dirige hasta el pozo
normalmente se hace de acuerdo a la cantidad de barriles de petróleo
que contenga el pozo, se conecta la línea , estas barcazas son
autopropulsables y se bombea el producto. Las bacterias tienen un
periodo de crecimiento y es al séptimo día cuando alcanzan su
máximo crecimiento.
1.5.13 INYECCION DE QUIMICAS
La inyección de químicas son realizadas con parafinas y asfáltenos
que se hacen por taponamientos de productos pesados, como la formación
de carbonato de calcio, para disolverlos se bombea mediante la ayuda de
una barcaza.
Todo lo que sea inyectado a la formación que ayuden a generar o a
mantener el potencial son trabajos de estimulación.
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Estos trabajos son realizados después de haberle realizado el
respectivo análisis a las aguas.
Deben ser planificadas y ejecutadas para producir cavidades estables
a largo plazo. Los parámetros de diseño de las perforaciones tales como
diámetro, longitud o penetración, densidad, ángulo de fase y presiones de
desbalance, deberán ser especificados en función de las propiedades
mecánicas de la formación. En formaciones consolidadas el pozo se produce
a través de los orificios de las perforaciones perpendiculares al eje del pozo
los cuales fueron causados por las operaciones de cañoneo. Por tanto, la
arena producida que es arrastrada por los fluidos de producción, proviene de
estos túneles de cañoneo y se deben entender los factores que intervienen
en la estabilidad de la cavidad de cañoneo.
Las actividades de producción quizás sean las más perjudiciales
desde el punto de vista de arenamiento. Si por ejemplo a un pozo se le
aumenta la tasa de producción indiscriminadamente, esto puede generar
graves problemas de arenamiento. Dicho problema se agrava porque
aquellos pozos que sufran bruscas variaciones de tasas en cortos períodos
de tiempo debido a las aperturas y cierres de pozos (por cambios no
justificados de reductores o equipo de superficie) generalmente tienden a
convertirse en pozos productores de arena. En aquellos campos con algunos
pozos problemas de arenamiento, los otros pozos tienen que ser sometidos a
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una estricta vigilancia durante su etapa operacional para evitar que el
problema se extienda a aquellos pozos sin arenamiento.
1.5.15 UNIDAD DE TUBERÍA CONTINUA (COILED TUBING)
En la última década, la tubería continua ha surgido como un medio
efectivo para reducir los costos y mejorar la actividad de exploración y
producción de hidrocarburos. La tubería continua fue usada por primera vez
en los años 60, desde entonces se introdujeron muchas mejoras que con el
tiempo han sido perfeccionadas. La tubería continua tiene la capacidad de
ejecutar muchas de las operaciones que generalmente eran realizadas por
un equipo de rehabilitación convencional. Además, con el crecimiento de la
actividad de perforación de pozos desviados y horizontales, la tubería
continua ofrece la habilidad para ejecutar una cantidad de operaciones de
subsuelo que serian difícil de realizar sin el uso de ella.
La tubería continua tiene una vida útil limitada, en virtud de que
algunas de sus propiedades se ven afectadas con el uso, por ejemplo:
Presión de estallido, presión de colapso y carga axial. La carga axial, es una
fuerza que actúa paralela a la longitud de la tubería continua, y comprende
esfuerzos de tensión y compresión. Las fuerzas no axiales son: presión
interna, presión externa y fuerzas de flexión.
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1.6. TRABAJOS GENERADORES DE POTENCIAL
Son todos aquellos trabajos generadores de potencial de condensados y
de tipos de crudos (liviano, mediano y pesado) promedio del año, asociado al
programa original del presupuesto aprobado de PDVSA.
1.6.1. PRODUCCION DISPONIBLE
Está representada por la producción de hidrocarburos(petróleo o gas )
inmediatamente disponible a través de pozos en condiciones de operación,
conectados a facilidades de producción, también en condiciones de
operación. La producción cerrada inmediatamente disponible, también se
puede calcular restando al potencial (PT) la diferida extraordinaria (DE).
1.6.2. REDUCCIONES DE POTENCIAL
Está comprendido por las siguientes actividades:
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1.6.3 DECLINACION
Es la reducción de potencial por pérdida de la capacidad de
producción por agotamiento natural de los yacimientos o condiciones
mecánicas de los pozos.
OTRAS: Son todas aquellas reducciones de potencial por factores
diferentes a la declinación, un ejemplo sería: cierres de campo, yacimientos
o pozos por instrucciones.
Normalmente a estos trabajos van a presentar inconvenientes en
cuanto a la producción que se estipulado que se va a generar durante
determinado periodo y es lo que se conoce como perdida operacionales.
1.6.4. POTENCIAL DE PRODUCCION (PT)
Es necesario que en el máximo potencial de producción de un campo
o segregación se incluyan, todos los pozos capaces de producir en un tiempo
determinado.
Este concepto es aplicable a los campos o segregaciones, toda vez que su
valor, se obtiene sobre la base de los valores estadísticos de diferida
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ordinaria observados en cada campo en particular; el cual a su vez, es
estimado en base a las diferencias los pozos produciendo en ese momento
restándole luego la diferida que por razones en ese momento restándole
luego la diferida que por razones extraordinarias haya ocurrido en ese
período.
El valor de DO utilizado para el calculo de PT, es usualmente un valor
obtenido de estas estadísticas al nivel de cada campo o segregación; esto
hace que el valor de PT sea también un valor promedio.
Un valor puntual de PT, en un mes dado, puede obtenerse utilizando
el valor puntual de DO en ese mismo mes y restándolo del MPT en ese
periodo, ó sumándole a la producción disponible de ese mes, la producción
diferida extraordinaria del período.
1.6.5. DIFERIDA EXTRAORDINARIA (DE)
Es el volumen de petróleo dejado de producir por razones de
operación extraordinarias, u otras motivos que dañen las instalaciones de
producción.
Normalmente se refiere a paros programados interrupciones a
estaciones, plantas, oleoductos, que son producidas por siniestros.
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1.6.6. PRODUCCION DISPONIBLE (PD)
Es aquella producción abierta o activa, igualmente aquella producción
que no sea necesario realizarle un trabajo menor para su activación.
1.6.7. PRODUCCION CERRADA POR MERCADO (CM)
Es aquella producción que deja de producirse por estrategias de
mercado, pero que forma parte de la producción.
1.6.8. PRODUCCION OPERADA (PO)
Es una producción que se maneja en los patios tanque y está
asociada a los pozos activos.
1.6.9. CONTRIBUCIONES AL POTENCIAL
Se refiere a las ganancias o el aumento de potencial en los pozos
existentes, o de incorporación de nuevos pozos existentes, o de
incorporación de nuevo potencial por concepto de pozos recién perforados, o
pozos reparados que estaban fuera del potencial por haber estado inactivos.
44
Estos incrementos del potencial de pozos existentes se vinculan con la
actividad sin e taladro, estimulación y otros trabajos menores.
Se le suman otros aumentos en el potencial, por ajustes
administrativos asociados a potenciales mal asignados, fundamentalmente
por problemas de medición.
1.7 ESTRUCTURA DE COSTOS
La estructura de costos es de mucha ayuda para las empresas ya que
le suministra la información necesaria de los ingresos y costos pasados que
se necesitan para la toma de decisiones con respecto a la producción de los
inversionistas.
1.7.1 ELEMENTOS DE UN SERVICIO
Son aquellos elementos que van a formar parte de la elaboración del
producto y los cuales están asociados de manera directa e indirecta, y van a
suministrar la información necesaria para medir el ingreso y fija el precio del
producto.
45
A este respecto se refiere Polimeni (1994,p.12) “los elementos del costo de
un servicio o sus componentes son los materiales directos, la mano de obra
directa, y los costos indirectos de fabricación”.
Mientras tanto para PDVSA es importante tener en cuenta el siguiente
aspecto con relación al costo:
El costo es un elemento básico en la evaluación económica de una
propuesta, por lo tanto, efectuar una buena estimación, lo que redundará en
un resultado más ajustado a la realidad.
Para efectos de la evaluación económica PDVSA (1999,www.intranet) considera la siguiente estructura de gastos: Para efectos de la evaluación económica, la estructura de costos de operación y mantenimiento mas adecuada desde un punto de vista práctico es la de costos por elementos. Entre los más importantes que deben formar parte de una estructura de costos de operación y mantenimiento se encuentran:
1.7.1.1 MATERIALES
Corresponde al costo de los materiales denominados generales que se
utilizaran en las actividades de operación, mantenimiento y administración de
la propuesta, el cual se recomienda sea obtenido de cotizaciones de
diferentes proveedores cuando sea posible. Tradicionalmente se consideran
materiales generales de operación:
46
- Equipos y repuestos menores "no capitalizables" que se utilizan en
actividades de mantenimiento de las instalaciones de producción, plantas de
proceso, etc.
- Productos químicos y aditivos que se utilizan en actividades diferentes
a las de procesos de producción y refinación, por ejemplo: lubricación,
limpieza, desplazamiento, etc., así como el combustible y lubricante
consumido por grúas, unidades automotrices y equipos similares.
- Materiales usados en las unidades de apoyo y administrativas, como son:
Papelería y útiles de oficina, materiales de laboratorio y de otras unidades de
apoyo (ingeniería, seguridad industrial, protección ambiental, etc.).
Materiales de Proceso: Corresponde al costo de productos químicos,
catalizadores, aditivos y otros productos, que se utilizaran en el proceso de
producción de la propuesta en evaluación.
Combustibles: En algunos casos (particularmente en proyectos químicos
y petroquímicos), este elemento de costo pudiera ser de cierta magnitud, y
por lo tanto es conveniente computarlo separadamente. Generalmente
corresponde al costo del gas natural, coque, gas de refinería u otros
47
productos líquidos utilizados como fuente energética en los procesos de
operación.
Cuando los materiales de proceso y/o combustible son suministrados por
la misma filial u otra filial, para efectos de la evaluación económica debe
utilizarse como costo de estos materiales y combustible, el precio alternativo
de exportación, cuando proceda.
1.7.1.2. SERVICIOS INDUSTRIALES
Bajo este elemento de costo debe incluirse el valor estimado de compra
de electricidad, agua, vapor y cualquier otro insumo necesario para la
operación del programa o proyecto, inherente a Servicios Industriales.
1.7.1.3. LABOR
Corresponde al costo de los sueldos, salarios y beneficios del personal
cuyo esfuerzo físico o intelectual estará directa o indirectamente relacionado
con las actividades de operación, mantenimiento y administración de la
propuesta.
Otro aspecto que debe considerarse al estimar el costo de la Labor, es
el de clasificar al personal según el tipo de nomina (diario, mensual menor o
48
mensual mayor) si se trata de personal de la industria y según el tipo de
contrato que los afecta (Contrato Colectivo Petrolero, Contrato Colectivo de
la Construcción, etc.), si se trata de personal contratado. Como la evaluación
económica se efectúa en términos reales, debe tenerse especial cuidado de
no incorporar como costo de labor el o los incrementos por Contrato
Colectivo que puedan estar incluidos en el periodo correspondiente al
horizonte económico de la propuesta, ya que estos incrementos
corresponden a inflación.
1.7.1.4 SERVICIOS CONTRATADOS
Comprende los costos estimados de los servicios de terceros, que se
prestaran bajo contrato. Entre estos servicio generalmente se incluyen:
mantenimiento (paradas de planta y mantenimiento extraordinario),
transporte, alquileres de equipos, herramientas, consultorías, asistencia
técnica, etc. Apoyo Tecnológico: Bajo este elemento de costo debe incluirse
el costo estimado de los contratos de asistencia técnica que se estima
suscribir con empresas especializadas en diferentes materias y que
tradicionalmente han prestado asesoría técnica a la Industria Petrolera
venezolana desde su nacionalización, tanto en el ámbito internacional como
local.
49
Para la contratación de estos servicios PDVSA y sus filiales establecen
normas que se deben aplicar para la contratación de servicios directos
mediante el uso de las ordenes por servicios.
NORMAS GENERALES. En todos los casos, la obtención de servicios
estará sujeta a la limitación fundamental de su ejecución no requiera que el
personal contratista trabaje en proyectos con de la filial por un periodo de
servicio indefinido basado en tiempo completo.
Cada vez que se requiera un servicio se emitirá una orden por servicio.
En situación normal, la emisión de la forma debe preceder al recibo del
servicio por parte de la empresa contratista. En situaciones de emergencia
que se presente fuera de las horas de oficina, se podrá autorizar el servicio
verbalmente, pero en el siguiente día hábil debe llenarse el formulario y
obtener la aprobación del nivel de delegación de autoridad financiera
adecuada.
La orden debe ser recibida por un contratista y por un representante
autorizado de la filial, antes del comienzo del trabajo.
DEL USO: La gerencia contratante podrá ordenar la contratación de un
servicio mediante la emisión de una orden por servicios:
50
Cuando exista una lista de precios vigente que incluya el servicio
deseado y que hayan sido respaldadas con anterioridad para efectos de
licitación. Las listas de precios se usan para emplear servicios recurrentes.
No se deberá emplear ordenes de servicios en los siguientes casos:
Para empleo de personal fijo o temporal (obreros, oficinistas a tiempo
convencional) que presten servicios estrictamente personales.
Para la contratación de servicios profesionales, tanto de personas
naturales como jurídicas
Para servicios por montos menores, que la normativa de interna de
PDVSA y sus empresas filiales determine que se puede pagar mediante la
aprobación autorizadas sin necesidad de la preparación de ordenes de
servicio.
1.8. ESTRUCTURA DE COSTOS DE LAS CONTRATISTAS
La estructuras de costos de los contratistas son fundamentales para
conocer la procedencia de los precios unitarios más utilizados, sometidos
para el servicio, para ello se refiere al análisis estructural de los costos y de
51
la aplicación de premisas de operación para determinar el precio unitario
justo, según como opera el equipo/herramienta en el campo.
En el caso de los servicios especializados a pozos donde lo que
prevalece es la utilización de un equipo o herramienta especial, la
construcción del costo se orienta se orienta en primer lugar a ubicar la
procedencia de dicho equipo o herramienta. Para ello se identifican los
siguientes:
1.8.1 COSTO FOB:
Según J.M. Rosembert (1996.p191),Es la cláusula que en el comercio marítimo internacional establece para el vendedor las siguientes obligaciones: pagar los gastos de transportes hasta el buque y la carga de las mercancías, así como los riesgos que se presenten hasta que las mercancías sean colocadas a bordo del buque, en la fecha y lugar convenido con el comprador. También corre a su cargo los permisos de exportación y el pago eventuales de derechos.
El costo a puerta de fábrica del suplidor. Este costo se identifica en la
factura del proveedor extranjero y se valida en el manifiesto de importación y
sus anexos.
52
Según J.M. Rosembert (1996.p.67), “Término internacional de comercio que
sirve para reflejar una condición de venta que incluye el precio de la
mercancía, el importe del flete y el del seguro”.
1.8.2 COSTO CIF(COST INSURANCE AND FRIGHT)
Significa el costo en puerto o en aeropuerto del país (Venezuela, y se
construye la sumatoria del FOB + Flete (marítimo o aéreo) + seguro (de la
mercancía en transito). Este costo se evidencia en el manifiesto de
importación. Finalmente viene a constituir el costo base para calcular el
costo correspondiente a la porción dólares del equipo y/o herramienta.
1.8.3 GASTOS DE NACIONALIZACION
Viene a constituir el costo base para calcular el precio correspondiente
a la porción bolívares del equipo y/o herramienta. Para su cálculo se toma
en consideración el costo CIF llevado a bolívares bajo la tasa cambiaría que
aparece en el manifiesto de importación, constituyendo la Base Imponible.
Esta evidencia en el documento: Determinación de los derechos de
importación, de donde se obtiene el arancel por código arancelario de las
herramientas y/o equipos.
53
De acuerdo a este código el arancel puede variar entre un 5,10,15 y
20. Adicionalmente del documento antes mencionado se obtienen otros
costos de nacionalización tales como: la tasa de servicio aduanal (oscila
entre 1 y 2%).
1.8.4 ACOPIO
Es otro arancel que forma parte del servicio aduanal y varía de acuerdo
al tiempo que se tenga la mercancía en las bodegas de almacenamiento, con
el mantenimiento del equipo o material.
Para el cálculo de precio unitario no se considera el impuesto al valor
agregado, ya que este se paga en cada factura de prestación de servicio, por
lo tanto si se incluye dentro del costo del servicio, se estaría pagando doble
este impuesto. Tampoco se considera dentro del costo, el concepto de
Impuesto Sobre la Renta, ya que este se paga después de la utilidad
operativa en cada ejercicio económico, lo que significa que este forma parte
de la utilidad y no del costo.
OTROS COSTOS: Además de los gastos de nacionalización, el
componente en bolívares está conformado por los gastos en transporte de
mercancías (puerto- aeropuerto, base de operaciones de la empresa de
54
servicios). Adicionalmente de los costos de empaque y de mantenimiento y
reparación de equipos y herramientas.
1.8.5 CALCULO DE ADMINISTRACION Y GANANCIA
Se toma como base los costos Bolívares y dólares y para estos se
aplica el caso de la administración un 10% y para la utilidad un 15%. solo se
calcula administración y ganancias en dólares en aquellos casos donde los
diferentes equipos y herramientas provengan del extranjero y cuya empresa
tenga vinculación con su casa matriz (en el exterior). Para el caso de
empresas que no dependan de casa matriz en el exterior, la administración y
ganancias se calculan en bolívares sobre la base de los costos bolívares y
dólares; llevando estos dólares a bolívares de acuerdo a la paridad cambiaría
a la fecha del análisis.
Una vez calculados los costos, gastos y beneficios en bolívares y
dolores, se tiene identificado el precio de venta del equipo y/o herramienta,
pero como el objetivo es rentar dicho equipo, a través de la prestación del
servicio, entonces se deben considerar las premisas de depreciación y de
operación para calcular el precio unitario. Dependiendo de cómo va a
utilizarse el equipo en el pozo (en función de su valor agregado en la
construcción des pozos), el precio puede calcularse en: días por pie, por
barril, por pozo, etc.
55
LISTAS DE PRECIOS ESPECIALIZADAS: por tratarse de servicios
especializados recurrentes que pueden variar entre si ya sea por diferencia
en el propio servicio, se solicita a las empresas capacitadas y prestadoras de
este servicio que hayan presentado la lista de precios. Estas lista se
analizan separadamente de las filiales, de considerarlo necesario podrán
solicitar una revisión por un comité.
La obtención de servicios especializados a pozos normalmente no se
somete a procesos licitatorios competitivos, por lo tanto es posible que para
un servicio equivalente pueden existir distintos precios. Se deben contratar a
las que ofrezcan mejores condiciones para el servicio deseado.
El uso de las listas de precios es para agilizar la contratación del servicio,
al disponerse de antemano de la información sobre los precios ofrecidos por
las empresas calificadas.
Los cambios de precios solicitados por la empresa servicios deben ser
adecuadamente documentados, justificados y verificados en forma ágil por
las organizaciones encargada de analizar las listas de precios.
56
Para efectos de la Evaluación Económica, el costo de apoyo tecnológico
debe incluir tanto el costo básico del contrato como el de costo del personal
asignado que se estima que será necesario contratar.
Con relación a la Evaluación Económica, este rubro constituye un
elemento de costo para todas aquellas propuestas de inversión que
representan un potencial de producción de crudo o gas natural.
Como contribución al financiamiento de los costos de Apoyo y Gestión
operativos y corporativos, en el flujo de efectivo de cada programa y/o
proyecto se deberá incluir como sobrecosto un porcentaje equivalente a la
relación existente entre los costos de operación y los costos de apoyo y
gestión mencionados, de la filial respectiva.
EMPRESAS BAJO LISTA DE PRECIOS OCCIDENTE. Estas empresas
son las encargadas de realizar los trabajos de mantenimiento a los diferentes
pozos en el lago.
REGISTROS/CAÑONEOS GUAYA FINA
AMERICAN LOGGING. HALLIBURTON W/L
BAKER HUGHES INTEQ. CAMCO W/L.
COMPUTALOGO. OPERVENCA.
DRESSER. C Y D CONEX W/L.
57
PIONEER. ZULIA W/L.
SCHLUMBERGER. PRODATA W/L.
HALLIBURTON. VENEZUELA W/L.
TUCKEWIRE LINE SERVICE. OCCIDENTE W/L.
WESTERN ATLAS. LAGO W/L.
PROLOGS. TRIVENCA.
FRACTURA/ACIDO SNUBBING
BJ SERVICES. BAKER HUGHES DE VZLA
CPVEN. SCHLUMBERGER SURENCO
DOWELL. SERV. HALLIBURTON.
HALLIBURTON. SERV. POZO ANZOATEGUI.
Para que a las empresas contratistas se les apruebe la lista de precios
de servicios especializados a pozos s e requiere lo siguiente:
Carta de Solicitud: esta debe estar dirigida a la superintentendencia de
Servicios Especializados.
Esta carta debe contener los siguientes aspectos:
58
Antecedentes de la empresa: registro mercantil /Objeto de la empresa
(actividad económica) en caso de tener experiencia en otros países,
mencionarlo.
Objetivo de la Solicitud: en esta corresponde explicar brevemente el
tipo de servicio especializado a pozo, bajo la cual quiere participar, así como
también mencionar la tecnología con la cual cuentan, bondades, ventajas y
valor agregado para PDVSA. Y sus expectativas.
Ubicación Geográfica: mencionar claramente el lugar donde se
establece la empresa y sus instalaciones, además de indicar si tienen casa
matriz, patentes de exclusividad, representantes sucursales, etc.
Area Geográfica donde aspiran prestar el servicio: definir si en todo el
país o en una región en particular, esto es con el fin de definir el
requerimiento de evaluación técnica.
Documentos Requeridos para el Análisis Económico de las listas de
Precios:
Un ejemplar de la lista de predios para el servicio que requieran
participar cuyos costos estén actualizados a la fecha del sometimiento de
dicha lista de precios.
59
Estructuras de Costos de los Equipos y Herramientas, de los
renglones de precios unitarios más recurrentes. Estas estructuras deberán
comprender lo siguiente:
Costo de Adquisición
Método de Depreciación
Utilización y/o rotación de equipo y/o Herramienta
Gastos Operacionales: mantenimiento, combustibles, lubricantes.
• Administración
• Ganancia
Demostración de los costos de Adquisición presentados, mediante:
• Presentación de facturas de los proveedores(nacionales y/o
extranjero.
• Documentación de importación
• Manifiestos de importación y sus formas (A,B,etc.)
• Derechos de importación.
Si el Servicio y nuevo renglón a someter es de marca o producto
extranjero deberá anexar la carta redactada en idioma diferente al castellano
y el documento notariado de la traducción realizada por un interprete, público
indicando:
• Nombre de la empresa que recibe la exclusividad.
60
• Que es representante exclusivo para toda Venezuela
• La Marca productos (especificados)
• Fecha de vigencia especificada.
GERENCIA DE CONTRATACION DE PERFOR. Y SUBS. PRODUCTOS QUIMICOS IMPORTADOS
Análisis PDVSA Sometido Osca Producto : Osca Vis Osca Vis Presentación Saco 50 lbs. Saco 50 lbs. $ Bs. $ Bs
Costo FOB 0.00 0.00 0.00 0.00 Flete 0.00 0.00 0.00 0.00 Seguro 0.00 0.00 0.00 0.00
Total Costo CIF 260.53 260.53 Paridad:570 570 Base imponible: 148,502.10 148,502.10
Gastos de Nacionalización:
Arancel 15.00% 0.00 22.275.32 15.00%
0.00 22.275.32
Servicios Aduanales 2.00% 0.00 2.970.04 2.00% 0.00 2.970.04 Comisión Agente Aduanal 0.80% 0.00 1,188.02 0.80% 0.00 1,188.02 Gastos Servicios Portuarios
0.50% 0.00 742.51
0.50% 0.00 742.51
Total Gastos de Nacionalización
0.00 27,175.88
Transporte 3.66% 0.00 5,435.18
Total Costos 260.53 32611.06
Administración 10% 0.00 18,111.32
Total Costos y Gastos Administrativos
260.53 50,722.38
Ganancia 15% 0.00 22,275.32
Total Precio Unitario 260.53 72,997.69
Tot.Prec. Unit. Bs.Equiv. 228,273.57
61
2.- REVISION DE LITERATURA
Para efectos de este estudio se realizó una búsqueda de diferentes
materiales de proyectos de investigación de trabajos similares a
Evaluaciones de Rentabilidad Financiera, que permitieran consultar y aportar
información concerniente a esta investigación.
En efecto, Boscán María y Maldonado Rafael en el año de 1995,
llevaron a cabo un trabajo sobre la Evaluación Tecno-.Económica de una
Planta de producción de Etanolaminas. Estudiantes de la Universidad del
Zulia, de la facultad de Ingeniería. Donde muestra las condiciones óptimas
que ofrece Venezuela para el desarrollo de su industria petroquímica, en
cuanto a la disposición de materia prima, además de tener una excelente
posición geográfica que permite un fácil acceso para la salida de productos al
mercado nacional y para la explotación de los principales países
consumidores. En este trabajo se hacen las condiciones necesarias para
evaluación de un proyecto de producción de Etanolaminas, esto es, esto es
se hace el estudio el cuál determinó la demanda existente de estos
productos en el país, se determina la disponibilidad de la materia prima para
la manufactura, se presentan las diferentes tecnologías existentes y se
escogen las más adecuadas, se calculan las variables del diseño principal
de los equipos, se determina la inversión del proyecto, los ingresos y los
62
egresos que se generan, y sobre la base de estos parámetros la rentabilidad
de la ejecución del proyecto. S concluye que el proyecto de Etanolaminas
resulta rentable y que se deberían hacer estudios más detallados para su
implementación, ya que estos se traducen en beneficios para el país, que
contribuirían con la disminución de la fuga de divisas, avances tecnológicos
en la industria petroquímica que sería fuente generadora de empleos.
Por otra parte Briceño Yugue y García Ricardo en el año de 1990. De
la Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería, trabajaron en la Evaluación
del Yacimiento VLG – (3503) B- inferior áreas 4,5 y 6.
El objetivo principal del estudio fue evaluar el comportamiento de
yacimiento B- inferior (VLG- 3503). Se realizó una revisión geológica,
petrofísica y propiedades de fluidos de las áreas 4,5 y 6, como también el
comportamiento, presión, producción de cada uno de los pozos existentes, lo
cuál conllevo a determinar el POES y las reservas del yacimiento B- inferior.
El POES determinado en el yacimiento es de 269 MMBN, la presión
promedio actual del yacimiento es de 2500 LPC a un datunm de 11100 pies.
El mecanismo predominante de producción es de gas en solución. El cálculo
de las reservas arrojó 63,5 MMBN, recuperables y 7.20 MMBN las
remanentes el factor recobro primario es de 23%. Se desarrollo mediante el
modelo matemático de Van Everdingen and Hurst, la evaluación de los
olúmenes de fluidos a recuperar, bajo los esquemas operacionales del
63
agotamiento natural, inyección de agua, inyección de agua y gas
realizándoles evaluaciones económicas a cada esquema. La conclusión fue
que el más favorable para el recobro futuro del yacimiento es el esquema de
inyección de agua con tres pozos inyectores es el más favorable para el
recobro futuro del yacimiento. Se propuso un plan de acción operacional a
los pozos completados en el yacimiento, que consiste en realizar trabajos
menores y mayores para lograr así un incremento de potencial de producción
del yacimiento.
De igual forma, Romero Yineida y Urdaneta Yelitza realizaron un
estudio concerniente a Evaluación de la Rentabilidad de la Flota propia de
Maraven, S.A. Estudiantes de la universidad Rafael Belloso Chacín. De la
escuela de Administración de Empresas. Realizado en Maracaibo en el año
de 1996.
La investigación estuvo dirigida hacía la evaluación técnica –
económica de la flota propia de MARAVEN, S.A. Con la finalidad de
determinar cual de las alternativas de inversión propuestas entre la
adquisición y la situación, que presentaban en ese momento las unidades
automotores era más conveniente para la empresa, la metodología de la
investigación se calificó como aplicada y descriptiva y su diseño como no
64
experimental. La población objeto de estudio se configuró por las 27
unidades de camiones cisternas que integraban en ese momento la flota de
MARAVEN S.A., la recolección de datos se llevo a cabo a través de la
observación directa y el análisis de documentos relacionados con los
mencionados vehículos. Los datos obtenidos se analizaron utilizando
indicadores económicos. Los resultados indicaron que la flota propia de
MARAVEN S.A., es rentable para la empresa y estratégicamente necesaria.
En consecuencia, se recomendó, mantener la situación, evaluar otras
opciones como la adquisición de las mismas en forma progresiva o la de
efectuar un plan de repotenciación de los ya existentes.
Resultó así mismo interesante el proyecto efectuado por: Polotto
Hernández Gian Claudio, concerniente a Evaluación de la Rentabilidad de
Venta del Combustible JET-A1 de la Planta de Aviación de Maraven, S.A.
estudiantes de la Universidad de Zulia, de la facultad de Ciencias
Económicas y Sociales, Escuela de Economía. Realizado en Maracaibo en
el año de 1995.
La crisis económica que vive el país ha llevado a la empresa a
evaluarse. Esta evaluación permite conocer la estabilidad y rentabilidad que
65
puede alcanzar la empresa en un momento determinado. Como
consecuencia del proceso de regionalización de las actividades del mercado
nacional en el occidente del país; las plantas de aviación del Distrito
Occidental son transferidas a Maraven, quien asume la administración de sus
operaciones. La empresa, al tomar la administración de las plantas ha
requerido realizar una evaluación de la rentabilidad de venta del combustible
de aviación JET-A1 en las plantas de aviación para 1994; dada la
importancia que represente este producto para el mercado. La evaluación
consiste en determinar sobre la base del costo de producción y venta. Si el
producto arroja ganancias o pérdidas. Los métodos utilizados en este
sentido son el método inductivo y descriptivo, la población está representada
por la empresa Maraven y la muestra por las gerencias de operaciones
mercadeo y administración. Para el estudio fue necesario el manejo de la
información financiera, estadística y contable. Los datos recopilados fueron
procesados con el objeto de sistematizar la información, elaborando cuadros
para la información de tipo numérica. Realizando el análisis, se presenta las
conclusiones combustible JET-A1 resultaron favorables para las plantas de
aviación de La Chinita y San Antonio. La planta de la Fría fue la única que
presentó pérdidas en sus operaciones de venta; requiriendo que la gerencia
realice una revaluación de sus operaciones; considerando la posibilidad de
transferir sus actividades a la planta del Vigía.
66
3. DEFINICION DE TERMINOS BASICOS
API: (American Petroleum Institute), denotan la fluidez de los crudos.
CAÍDA DE PRESIÓN: Disminución de presión de un fluido en movimiento
entre dos puntos de un sistema. La caída de presión puede ser debido a
restricciones en la tubería o la fricción en el sistema
ESCAMA : Cualquier sólido que precipite del agua y se deposite sobre una
superficie sólida.
EVALUAR: Acción de analizar propuestas, planes, programas o proyectos
con el objetivo de ordenar los hechos sobre una base objetiva de tal forma
que puedan ser sujetos al análisis racional y elegir la alternativa más
atractiva, económica, financiera y operacionalmente entre todos las
posibilidades existentes
FLUIDO : Sustancia capaz de fluir bajo mínima presión. El termino incluye
gases, líquidos y sólidos fluidificados.
HIDROCARBUROS : Compuestos químicos formados solamente de carbono
e hidrogeno.
67
INCOMPATIBILIDAD : Resistencia a mezclarse el agua de formación con el
agua inyectada sin ningún tratamiento previo.
MOLÉCULAS : Grupos fundamentales de átomos que integra los
compuestos.
PETRÓLEO : Es un liquido oleaginoso, inflamable, que se encuentra en la
naturaleza cuyo color varia de incoloro a negro, y consiste en una mezcla
completa de hidrocarburos (carbono e hidrogeno) con pequeñas cantidades
de otros compuestos. El petróleo es, pues, una fuente de energía y de
materia prima que el hombre ha sabido aprovechar en su beneficio.
PETROLEO CRUDO: Se refiere al petróleo líquido no refinado. Su rango de
gravedad alcanza hasta 40.20C API. Su color va de amarillo a negro.
PRESUPUESTO: Son estados de recursos financieros que se reservan para
determinadas actividades en un periodo determinado de tiempo. Son antes
todo medios de controlar las actividades de una organización y constituyen
componentes muy importantes de los programas y proyectos.
PRODUCCIÓN ( Rendimiento): Es la manera como las fuerzas materiales
latentes permiten el flujo del petróleo desde las rocas que lo contienen al
68
hoyo del pozo (tubería de producción), es la cantidad de un producto que se
obtiene por un determinado proceso y se expresa como un porcentaje de la
alimentación o carga.
LOS TRABAJOS MENORES: Son los acondicionamientos de pozos,
reparaciones y cambios de intervalos de producción que no requieran del uso
de taladro, tales como: trabajos de guaya, estimulación de pozos, control
del gas, control de agua, control de arena.
SURFACTANTES : Reducen la tensión superficial, rompen o evitan la
formación de emulsiones y mejoran la humectabilidad al agua de la
formación.
SOLVENTES : Son fluidos aromáticos utilizados para romper las cadenas
asfaltenicas y parafinicas.
YACIMIENTO : Es la región del subsuelo donde se acumula y permanece el
petróleo hasta su extracción.
69
4. SISTEMA DE VARIABLES
4.1. VARIABLE DE ESTUDIO
Rentabilidad Financiera
4.1.1. DEFINICION CONCEPTUAL
Según Lawrence Witman (1990, p.98), existen muchas medidas de rentabilidad, cada una de las cuales relacionan los rendimientos de la empresa con los activos, las ventas, con el valor de las acciones. Consideradas en su conjunto estas medidas permiten al analista evaluar los ingresos de la empresa, respecto a un nivel determinado de ventas, de activos.
Como complemento Van Horne (1994,p.108), “indica que el ingreso recibido
sobre una inversión, más cualquier cambio en el precio de mercado,
expresado normalmente como un porcentaje del precio de mercado inicial de
la inversión.”
70
4.1.2. DEFINICION OPERACIONAL
Operacionalmente se refiere, a la capacidad económica que le
permite a la empresa multiplicar el desembolso de recursos financieros, para
la adquisición de bienes concretos, durables o instrumentos de producción,
que utilizará durante varios años, para cumplir su función social, dirigidas a la
creación y renovación, ampliación de la capacidad operativa de la empresa.
La rentabilidad de la empresa se puede medir, usando la metodología
de flujo de caja descontado. Los desembolsos realizados en el área de
gastos se consideran rentables cuando los flujos descontados al horizonte
económico de la propuesta económica son mayores que cero.
5. INDICADORES
Los indicadores que se utilizaran para medir la variable son los
siguientes:
• Número de pozos panificado
• Número de pozos real
• Número de pozos evaluados Planificados
71
• Número de pozos evaluados real
• Labor
• Servicios
• Materiales
• Servicios industriales
• Costo de la Campaña por el Costo de la Unidad de explotación
• Costo de la Campaña por el costo total de occidente
• CIF
• Gastos de Nacionalización
• Costos directos
• Valor Presente Neto por tipo de Trabajo
• Tiempo de pago por tipo de trabajo
• Eficiencia de Desembolso por tipo de trabajo
• Valor Presente Neto por Segregación
• Miles de Bolívares por barriles por segregación
• Potencial generado por el potencial Estimado
• Potencial generado por el potencial Total