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CAPITULO IV Presupuesto preliminar del anteproyecto La inversión requerida para el anteproyecto se desglosa de la siguiente manera:
Concepto Cant. C/U. en
millones de
pesos
Costo en
millones de
pesos
1).-Estudios de Impacto Ambiental 1 1 1
2).-Estudios Geofísicos y geotécnicos 1 2 2
3).-Elaboración de Bases de Diseño y Planos de Ingeniería 1 8 8
4).-Construcción de Gasoducto de 16”Øx16.7 km de Kix
hacia Yum B y Ramal de 1.7 km hacia Yum-A.
1 336.468 336.468
5).-Cabezales para inyección de gas para el BN en Yum-B 1 100 100
6).-Cabezales para inyección de gas para el BN en Yum-A 1 100 100
7).-Adquisición e Instalación de Endulzadoras en Kix con
capacidad de 50 MMPCD
3 60 180
8).-Adquisición e Instalación de compresores en Kix
60MMPCD
3 150 450
9).-Deshidratadores en Kix 1 35 35
10).-Sistema de enfriamiento de agua en Kix 1 15 15
11).-Adquisición e instalación de tanque recuperador de
condensados en Yum-B y Yum-A
2 20 40
12).-Paquete de regulación de 225 a 120 kg/cm2 2 80 160
13).-Perforación de pozos para la Recuperación Secundaria
3 en Yum-B y 3 en Yum-A
6 150 900
14).-Reparación de Pozos 6 100 600
Total 2,927.468
Dado que ya se tienen los cálculos del espesor de la tubería y diseño, su protección anódica y
el factor de flotación, se calcula el presupuesto del ducto submarino a nivel preliminar;
tomando como base costos históricos de líneas resultando lo siguiente:
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Costo de gasoducto 16ӯ y ramal de 8ӯ
Descripción del proyecto Gasoducto de 16”Ø X 16.5 km de la plataforma Kix hacia la plataforma Yum-B y Ramal de 1.7 km hacia Yum-A.
1 Tubería 53,988,660
2 Válvulas y conexiones 14,791,758
3 Fabricación de Elementos 8,858,828
4 Protección Anticorrosiva y Lastrado 16,821,750
5 Carga, amarre, transporte y descarga de materiales
10,482,643
6 Tendido de Tubería 22,200,000
7 Instalación de elementos 75,850,000
8 Interconexión en plataformas 33,300,000
9 Dragado de línea 18,000,000
10 Prueba Hidrostática 16,650,000
11 Certificación de materiales e instalaciones costa afuera
5,418,872
SUBTOTAL EN MONEDA NACIONAL 276,362,512
Descripción del proyecto Ramal de 8”Ø X 1.7 km del disparo submarino hacia la plataforma Yum-A.
1 Tubería 1,394,712
2 Válvulas y conexiones 6,888,849
3 Fabricación de Elementos 5,728,266
4 Protección Anticorrosiva y Lastrado 1,275,200
5 Carga, amarre, transporte y descarga de materiales
270,808
6 Tendido de Tubería 5,550,000
7 Instalación de elementos 18,500,000
8 Interconexión en plataformas 9,250,000
9 Dragado de línea 4,500,000
10 Prueba Hidrostática 5,550,000
11 Certificación de materiales e instalaciones costa afuera
1,198,156
SUBTOTAL EN MONEDA NACIONAL 60,105,992
TOTAL EN MONEDA NACIONAL 336,468,504
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Siendo la construcción del gasoducto la primera obra a efectuar se elabora su programa de
construcción (ver figura 27) para determinar el tiempo total que tendrá su instalación y después
proceder a la instalación de los equipos sobre cubierta de las plataformas.
Fig 27 Programa de Construcción del Gasoducto de 16 y 8”Ø
Una vez efectuada la obra del gasoducto, primeramente se deberán efectuar las
interconexiones sobre cubierta de las plataformas, para dejar preparadas las conexiones de los
pozos al paquete de regulación de presión, así como dejar instalado el tanque de recuperación
de condensados y finalizar la conexión a la trampa de diablos lado producción de la trampa de
diablos; lo anterior como parte de la primera fase de producción mediante bombeo neumático.
Como segunda fase del anteproyecto iniciando a partir del año 2009 se perforarán 3 pozos en
cada una de las plataformas (Yum-B y Yum-A), y se adecuarán las instalaciones para poder
inyectar gas amargo directamente al casquete superior del yacimiento y de forma física
empujar el aceite remanente del yacimiento hacia la superficie a través de los pozos perforados
existentes que hayan perdido la presión natural de producción, en los que mediante el bombeo
neumático ya no aplique, (ver fig 28).
1er. Mes 2do. Mes 3er. Mes 4to. Mes 5to. Mes 6to. Mes 7mo. Mes 8vo. Mes 9no. Mes
10.0 CERTIFICACION DEMATERIALES E INSTALACIONES
9.0 PRUEBA HIDROSTATICA
8.0 DRAGADO DE LINEA.
7.0 INTERCONEXION ENPLATAFORMAS.
6.0 INSTALACION DE ELEMENTOSE INTERCONEXION SUBMARINA.
4.0 CARGA, AMARRE,TRANSPORTE Y DESCARGA DE
3.0 PROTECCIONANTICORROSIVA Y LASTRADO
1.2 VALVULAS Y CONEXIONES.
1.1 TUBERIA DE 16"Ø Y DE 8"Ø.
2.0 FABRICACION DE ELEMENTOS
5.0 TENDIDO DE TUBERIA.
PROGRAMA DE EJECUCION
1.0 SUMINISTRO DE MATERIALES
120 DIAS
90 DIAS
30 DIAS
35 DIAS
35 DIAS
15 DIAS
51 DIAS
23 DIAS
9 DIAS
12 DIAS
210 DIAS
210 DIAS
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Fig. 28 Módulos de Compresión de Gas. Catálogos de Solar Turbines
En base a los buenos resultados que se han obtenido mediante la inyección de nitrógeno al
casquete en otros yacimientos, la recuperación secundaria que se propone mediante la
inyección de gas amargo es una alternativa viable; con la única restricción de que el gas
amargo que se está inyectando proviene de otros campos y que en un futuro pudiera existir un
decaimiento de producción en la mayoría de los yacimientos por su declinamiento natural que
no haría viable el bombeo neumático y se tendría que buscar otra alternativa, que sería la
utilización de la infraestructura existente para hacer llegar nitrógeno de la planta que se tiene
en la costa; en este caso se haría una sustitución del gas amargo que se estuviera inyectando
por la inyección de nitrógeno. O en su caso la instalación del Bombeo Electrocentrífugo con el
único inconveniente del gran consumo de energía que se tiene que generar para mantener la
producción a un nivel deseado.
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Pronóstico de Volúmen de aceite y gas a ser recuperado
El volumen total de aceite y gas a ser extraído del yacimiento mediante el bombeo neumático y
Recuperación Secundaria se calcula mediante la utilización de simuladores, tomando como
base la reserva remanente y mediante estudios de producción histórica.
Para el caso de este anteproyecto se estima producir un volumen adicional por la implantación
del sistema de inyección de gas y recuperación secundaria de 180 MMbls de aceite y 521
MMMpc de gas en un horizonte de 15 años.
Premisas para evaluar el proyecto Para poder efectuar la evaluación económica del proyecto se tienen las siguientes premisas
para el anteproyecto, en un espacio de tiempo de 15 años, siendo esto necesario para tener la
base de evaluación un punto de referencia fijo. Para que en el caso que se quisiera conocer la
tasa de interés real que ha tenido el proyecto a lo largo de su desarrollo pueda ser calculada y
verificar la estimación inicial proyectada y detectar las desviaciones para situar el proyecto
conforme a lo proyectado haciendo las relaciones pertinentes para la toma de decisión en un
futuro de lo que realmente se está obteniendo y las posibles alternativas tengan que ser
desarrolladas para posicionar el proyecto en un punto más rentable.
Para esto se tendrán que comparar los beneficios proyectados conforme a los resultados que
se tengan durante cierto periodo de vida del proyecto.
Para este anteproyecto dado que aplica en el campo de los hidrocarburos, el periodo de
retorno de la inversión es muy corto, por los altos rendimientos que se obtienen en la
producción de aceite ligero; el cual, es bien cotizado en los mercados internacionales de
hidrocarburos por su facilidad de refinamiento en comparación con el aceite pesado.
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Premisas para evaluar los proyectos
Precio de Exportación Precio de Exportación
2001 2002
2003 2004
2005 2006
2007 2008
2009 2010
2011 2012
2013 2014
2015 Promedio
Crudo Super ligero (DL/BL) 22.47
22.44 22.29
21.82 21.69
21.63 21.44
21.55 21.51
21.54 21.54
21.54 21.54
21.54 21.54
21.74
Crudo ligero (DL/BL) 21.34
21.24 20.99
20.47 20.34
20.28 20.09
20.20 20.16
20.19 20.19
20.19 20.19
20.19 20.19
20.41
Crudo pesado (DL/BL) 16.61
16.54 16.49
16.72 16.59
16.93 16.74
16.85 16.81
16.84 16.84
16.84 16.84
16.84 16.84
16.75
Gas Seco (Dls/MPC) 5.79
4.04 3.76
3.67 3.70
3.70 3.70
3.69 3.67
3.66 3.66
3.66 3.66
3.66 3.66
3.85
Gas Humedo Dulce(Dls/MPC) 5.26
3.80 3.58
3.50 3.51
3.51 3.50
3.50 3.48
3.47 3.47
3.47 3.47
3.47 3.47
3.63
Gas Humedo Amargo(Dls/MPC) 5.14
3.73 3.51
3.43 3.44
3.44 3.43
3.43 3.41
3.40 3.40
3.40 3.40
3.40 3.40
3.56
Condensado Amargo 10.27
9.93 10.42
10.66 10.96
11.04 11.11
11.12 11.17
11.21 11.21
11.21 11.21
11.21 11.21
10.93
Condensado Dulce 11.84
11.44 12.06
12.33 12.66
12.72 12.77
12.76 12.81
12.85 12.85
12.85 12.85
12.85 12.85
12.57
Factores C
ostos de Operación y M
antenimiento (D
L/BPCE)
0.946211
Costos de Transporte de G
as (DL/BPC
E) 0.390
Costo de Transporte de crudo y condensados (D
L/BL) 0.390
Paridad ($/DL)
10.1625
Tasa de descuento 10%
Destino
Exportación 22%
Nacional
78%