DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS INDICATIVOS DE ......REPUBLICA DE COLOMBIA MINISTERIO DE MINAS Y...

REPUBLICA DE COLOMBIA

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA

UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO-ENERGÉTICA

UPME C-003-2016 INFORME FINAL v.0 24 OCTUBRE 2016

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INFORME FINAL (INCLUYE RESUMEN EJECUTIVO)

CONTRATO No. 003-2016

DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS INDICATIVOS DE INVERSIÓN, OPERACIÓN, MANTENIMIENTO, TANTO FIJOS COMO VARIABLES,

PARA LA CONSTRUCCIÓN Y FUNCIONAMIENTO DE INFRAESTRUCTURA DE PRODUCCIÓN, IMPORTACIÓN, REFINACIÓN,

PROCESAMIENTO, EXPORTACIÓN, TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO DE HIDROCARBUROS EN EL PAÍS

Elaborado por: Consorcio ACI-SANIG

Bogotá D.C., Octubre de 2016





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Contenido

INTRODUCCIÓN / RESUMEN EJECUTIVO 15

1. INFRAESTRUCTURA PARA LA PRODUCCIÓN DE CRUDO 20

1.1 SISTEMAS CONSTITUTIVOS DE LA INFRAESTRUCTURA DE PRODUCCIÓN DE CRUDO: 20 1.1.1 FACILIDADES DE PERFORACIÓN: 20 1.1.2 FACILIDADES DE SUPERFICIE: 21 1.1.3 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN CPF: 21 Separación y tratamiento de crudo 22 Tratamiento de gas: 23 Tratamiento de agua y sólidos: 23 Sistemas auxiliares: 23 1.2 RUBROS CONSTITUTIVOS DE LOS COSTOS 24 1.2.1 ETAPA DE ADQUIRIR O INVERSIÓN INICIAL: 24 Costos de Home Office: 24 Costos de terrenos y trámites: 24 Costos Estudios y licencias Ambientales: 24 Costos de Procura: 24 Costos de Construcción: 25 1.2.2 ETAPAS DE UTILIZAR Y MANTENER (OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO): 25 Costos de Back office: 25 Costos de repuestos y reinversiones 25 Costos por paradas planeadas y no planeadas 25 1.3 VARIABLES CONSIDERADAS PARA EL CÁLCULO DE COSTOS INDICATIVOS ETAPA DE CONSTRUCCIÓN DE INFRAESTRUCTURA PARA LA PRODUCCIÓN DE CRUDO: 25 1.4 CRONOGRAMA DE DESARROLLO DE INFRAESTRUCTURA PARA LA PRODUCCIÓN DE CRUDO: 26

2. INFRAESTRUCTURA PARA TRANSPORTE DE CRUDO 29

2.1 SISTEMAS CONSTITUTIVOS DE LA INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE DE CRUDO: 29 2.1.1 TANQUES Y FACILIDADES DE ALMACENAMIENTO A LO LARGO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE: 29 2.1.2 ESTACIONES DE BOMBEO Y REBOMBEO: 29 2.1.3 OLEODUCTOS: 29 2.1.4 TRANSPORTE POR CARROTANQUES: 30 Cargaderos/Descargaderos 30 Transporte y Carrotanques 30 2.2 RUBROS CONSTITUTIVOS DE LOS COSTOS 31 2.2.1 ETAPA DE ADQUIRIR O INVERSIÓN INICIAL: 31





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Costos de Home Office 31 Costos de terrenos y trámites 33 Costos de Estudios y licencias ambientales 33 Costos de Procura 34 Costos de construcción 34 2.2.2 ETAPAS DE UTILIZAR Y MANTENER (OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO): 34 Costos de Back Office 35 Costos de repuestos y reinversiones 35 Costos por paradas planeadas y no planeadas 35 Costos de operación de Carrotanques 36 2.3 VARIABLES CONSIDERADAS PARA EL CÁLCULO DE COSTOS INDICATIVOS ETAPA DE CONSTRUCCIÓN DE INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE DE CRUDO: 36 2.3.1 CONSTRUCCIÓN DE FACILIDADES DE ALMACENAMIENTO DE CRUDO: 36 2.3.2 CONSTRUCCIÓN DE ESTACIONES DE BOMBEO: 36 2.3.3 CRONOGRAMA PARA LA CONSTRUCCIÓN DE ESTACIONES DE BOMBEO: 37 2.3.4 CONSTRUCCIÓN DE OLEODUCTO: 38 Datos de entrada: 40 2.3.4.1.1 Diámetro del ducto: 40 2.3.4.1.2 Longitud total del ducto: 40 2.3.4.1.3 Tipo de ducto: 40 Variables a considerar en modelo: 40 2.3.4.1.4 Tipo de suelo: 40 2.3.4.1.5 Suelo Arcilloso: 40 2.3.4.1.6 Suelo Arenoso: 41 2.3.4.1.7 Suelo Rocoso: 41 2.3.4.1.8 Tipo de vegetación: 41 2.3.4.1.9 Sabana: 41 2.3.4.1.10 Bosque templado: 41 2.3.4.1.11 Selva Subtropical: 42 2.3.4.1.12 Nivel freático: 42 2.3.4.1.13 Nivel freático bajo: 42 2.3.4.1.14 Nivel freático alto: 42 2.3.4.1.15 Zona inundada o de bajos: 42 2.3.4.1.16 Clase de Localización: 42 2.3.4.1.17 Tipos de Cruces y tramos especiales: 43 2.3.4.1.18 Topografía o perfil de terreno: 43 2.3.5 CRONOGRAMA PARA LA CONSTRUCCIÓN DE OLEODUCTOS (Y POLIDUCTOS): 45 2.3.6 CONSTRUCCIÓN DE CARGADEROS / DESCARGADEROS DE CARROTANQUES: 47 2.3.7 CRONOGRAMA PARA LA CONSTRUCCIÓN DE CARGADEROS / DESCARGADEROS DE CARROTANQUES: 48





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3. INFRAESTRUCTURA PARA LA PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL 50

3.1 SISTEMAS CONSTITUTIVOS DE LA INFRAESTRUCTURA DE PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL: 50 3.1.1 FACILIDADES DE PERFORACIÓN: 50 3.1.2 FACILIDADES DE SUPERFICIE: 50 3.1.3 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN CPF: 50 Separación, estabilización y tratamiento de gas natural 51 Tratamiento de condensados 51 Tratamiento de agua y sólidos: 51 Sistemas auxiliares: 51 3.2 RUBROS CONSTITUTIVOS DE LOS COSTOS 52 3.2.1 ETAPA DE ADQUIRIR O INVERSIÓN INICIAL: 52 Costos de Home Office: 52 Costos de terrenos y trámites: 53 Costos Estudios y licencias Ambientales: 53 Costos de Procura: 53 Costos de Construcción: 53 3.2.2 ETAPAS DE UTILIZAR Y MANTENER (OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO): 53 Costos de Back office: 53 Costos de Repuestos y reinversiones: 54 Costos por paradas planeadas y no planeadas: 54 Servicios especializados: 54 3.3 VARIABLES CONSIDERADAS PARA EL CÁLCULO DE COSTOS INDICATIVOS ETAPA DE CONSTRUCCIÓN DE INFRAESTRUCTURA PARA LA PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL: 54 3.4 CRONOGRAMA DE DESARROLLO DE INFRAESTRUCTURA PARA LA PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL: 54 3.4.1 CONSTRUCCIÓN DE CARGADEROS / DESCARGADEROS DE CARROTANQUES: 56

4. INFRAESTRUCTURA PARA EL TRANSPORTE DE GAS 58

4.1 TRANSPORTE GAS NATURAL 58 4.2 TRANSPORTE A TRAVÉS DE SISTEMAS DE GASODUCTOS 60 4.2.1 CONSIDERACIONES GENERALES: 60 4.2.2 GASODUCTOS 61 INVERSIÓN 61 4.2.2.1.1 Tubería 61 4.2.2.1.2 Servidumbres 62 4.2.2.1.3 Construcción 62 4.2.2.1.4 Datos de entrada: 63 4.2.2.1.5 Diámetro del ducto: 64 4.2.2.1.6 Tipo de ducto: 64





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4.2.2.1.7 Variables a considerar en modelo: 64 4.2.2.1.8 Tipo de suelo: 64 4.2.2.1.9 Tipo de vegetación: 65 4.2.2.1.10 Nivel freático: 66 4.2.2.1.11 Zona inundada o de bajos: 66 4.2.2.1.12 Clase de Localización: 66 4.2.2.1.13 Tipos de Cruces y tramos especiales: 66 4.2.2.1.14 Topografía o perfil de terreno: 67 4.2.2.1.15 Consideraciones gasoductos: 69 4.2.2.1.16 Otras consideraciones: 70 AOM GASODUCTOS 70 Compresión 70 Inversión 71 4.2.2.1.17 Consideraciones de Diseño: 71 4.2.2.1.18 Consideraciones de localización. 72 AOM Compresión. 72 4.2.3 CRONOGRAMA TÍPICO GASODUCTO 73 73 4.3 COMPARACIÓN PLAN DE GAS UPME 75

5. INFRAESTRUCTURA PARA EL TRANSPORTE DE COMBUSTIBLE LÍQUIDOS 79

5.1 SISTEMAS CONSTITUTIVOS DE LA INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS: 79 5.1.1 TANQUES Y FACILIDADES DE ALMACENAMIENTO A LO LARGO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE: 79 5.1.2 ESTACIONES DE BOMBEO Y REBOMBEO: 79 5.1.3 POLIDUCTOS: 80 5.1.4 TRANSPORTE POR CARROTANQUES: 80 Cargaderos y descargaderos 80 Transporte Carrotanques 80 5.2 RUBROS CONSTITUTIVOS DE LOS COSTOS 81 5.2.1 ETAPA DE ADQUIRIR O INVERSIÓN INICIAL: 81 Costos de Home Office 81 Costos de terrenos y trámites 83 Costo estudios y licencias ambientales 83 Costos de Procura 84 Costos de construcción 84 5.2.2 ETAPAS DE UTILIZAR Y MANTENER (OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO): 84 Costo de Back Office 85 Costos de Repuestos y reinversiones: 85 Costos por paradas planeadas y no planeadas: 85





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Costos de operación de Carrotanques: 86 5.3 VARIABLES CONSIDERADAS PARA EL CÁLCULO DE COSTOS INDICATIVOS ETAPA DE CONSTRUCCIÓN DE INFRAESTRUCTURA PARA EL TRANSPORTE DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS: 86 5.3.1 CONSTRUCCIÓN DE FACILIDADES DE ALMACENAMIENTO DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS: 86 5.3.2 CONSTRUCCIÓN DE ESTACIÓN DE BOMBEO: 87 5.3.3 CONSTRUCCIÓN DE POLIDUCTO: 88 DATOS DE ENTRADA: 89 5.3.3.1.1 Diámetro del ducto: 89 5.3.3.1.2 Longitud total del ducto: 90 5.3.3.1.3 Tipo de ducto: 90 VARIABLES A CONSIDERAR EN MODELO: 90 5.3.3.1.4 Tipo de suelo: 90 5.3.3.1.5 Suelo Arcilloso: 90 5.3.3.1.6 Suelo Arenoso: 90 5.3.3.1.7 Suelo Rocoso: 91 5.3.3.1.8 Tipo de vegetación: 91 5.3.3.1.9 Nivel freático: 92 5.3.3.1.10 Clase de Localización: 92 5.3.3.1.11 Tipos de Cruces y tramos especiales: 92 5.3.3.1.12 Topografía o perfil de terreno: 93 5.3.4 CONSTRUCCIÓN DE CARGADEROS / DESCARGADEROS DE CARROTANQUES: 95 5.4 FACTORES QUE AFECTAN A LOS COSTOS DE MANTENIMIENTO DE LA INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE DE PRODUCTOS REFINADOS DEL PETRÓLEO 96 5.5 CRONOGRAMA PARA LA CONSTRUCCIÓN DE INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE DE PRODUCTOS REFINADOS DEL PETRÓLEO 97

6. INFRAESTRUCTURA PARA LA REFINACIÓN DE CRUDO 98

6.1 ASPECTOS FUNDAMENTALES DEL PROCESO DE REFINACIÓN 98 6.1.1 CLASIFICACIÓN DE LAS REFINERÍAS SEGÚN SU CONFIGURACIÓN Y COMPLEJIDAD 99 REFINERÍAS TOPPING 100 REFINERÍAS HYDROSKIMMING 101 REFINERÍA CRACKING O HYDROCRACKING (MEDIA CONVERSIÓN) 102 REFINERÍAS COQUER (CONVERSIÓN PROFUNDA) 103 6.2 CLASIFICACIÓN DE LOS ESTIMADOS DE COSTOS DE LAS UNIDADES DE PROCESO (ISBL) 104 6.2.1 ESTIMACIÓN POR COSTOS DE INVERSIÓN POR UNIDAD DE CAPACIDAD 106 6.2.2 ESTIMACIÓN DE COSTOS CON LOS FACTORES DE LANG: 107 6.3 DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS TOTALES DE INVERSIÓN EN UNA REFINERÍA 108 6.3.1 COSTO DE LA UNIDADES DE PROCESO (ISBL) 109 6.3.2 COSTO DEL TERRENO 111 6.3.3 COSTO DE LOS TANQUES DE ALMACENAMIENTO 112





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6.3.4 COSTO DEL OSBL 112 6.3.5 CAPITAL DE TRABAJO 112 6.3.6 CONTINGENCIAS 113 6.3.7 FACTOR DE LOCALIZACIÓN 113 6.4 DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE UNA REFINERÍA. 113 6.4.1 COSTEO DE LOS SERVICIOS INDUSTRIALES 114 6.4.2 COSTEO DE LA OPERACIÓN DE LA PLANTA 115 6.4.3 COSTOS DE MANTENIMIENTO Y REPARACIONES 115 6.4.4 COSTOS DEL OVERHEAD 115 6.5 CRONOGRAMA TÍPICO DE LA CONSTRUCCIÓN DE UNA REFINERÍA 115 6.6 MODELO PARA EL CALCULO DE INVERSIÓN DE UNA REFINERÍA 119 6.7 MODELO PARA EL CALCULO DE LOS COSTOS OPERACIONALES Y DE MANTENIMIENTO (O&M) DE UNA REFINERÍA 124 6.7.1 COSTO DE SERVICIOS INDUSTRIALES: 124 6.7.2 AJUSTES A LA INVERSIÓN DE UNA REFINERÍA EN COLOMBIA POR SU UBICACIÓN EN LAS DIFERENTES REGIONES DEL PAÍS 127

7. INFRAESTRUCTURA PARA EL ALMACENAMIENTO DE CRUDO Y CLDP 130

7.1 TANQUES DE TECHO FIJO 133 7.2 TANQUES DE TECHO FLOTANTE 133 7.2.1 GENERALIDADES TECHO FLOTANTE TANQUES VERTICALES 134 7.2.2 GENERALIDADES TECHO FLOTANTE INTERNO TANQUES VERTICALES 135 7.3 ESFERAS Y CIGARROS 136 7.3.1 LAS ESFERAS 136 7.3.2 LOS RECIPIENTES HORIZONTALES (CIGARROS) 137 7.3.3 CRONOGRAMA PARA LA CONSTRUCCIÓN DE INFRAESTRUCTUA DE ALMACENAMIENTO: 140

8. INFRAESTRUCTURA PARA LA EXPORTACIÓN/IMPORTACIÓN DE CRUDO Y COMBUSTIBLES LÍQUIDOS 142

8.1 SISTEMAS CONSTITUTIVOS DE LAS FACILIDADES PARA LA EXPORTACIÓN E IMPORTACIÓN DE CRUDO Y LÍQUIDOS: 144 8.1.1 OLEODUCTO/DUCTO SUBMARINO: 145 8.1.2 SISTEMA DE ANCLAJE CALM: 145 Monoboya o TLU: Tanker Loading Unit 145 Sistema de anclaje 145 Sistema de cabo flotante: 146 Sistema de mangueras flotantes: 146 Sistema de mangueras submarinas: 146





8

PLEM (Pipe line end manifold): 146 8.1.3 TELEMETRÍA: 147 8.2 RUBROS CONSTITUTIVOS DE LOS COSTOS 147 8.2.1 ETAPA DE ADQUIRIR O INVERSIÓN INICIAL: 147 Costos de Home Office 147 Costos de Concesión y trámites 147 Costos Estudios y licencias Ambientales 147 Costos de Procura 148 Costos de Construcción 148 8.3 VARIABLES CONSIDERADAS PARA EL CÁLCULO DE COSTOS INDICATIVOS ETAPA DE CONSTRUCCIÓN DE INFRAESTRUCTURA PARA LA EXPORTACIÓN/IMPORTACIÓN DE CRUDO Y COMBUSTIBLES LÍQUIDOS 148 8.4 CRONOGRAMA TÍPICO PARA LA CONSTRUCCIÓN DE INFRAESTRUCTURA PARA LA EXPORTACIÓN/IMPORTACIÓN DE CRUDO Y COMBUSTIBLES LÍQUIDOS 149

9. INFRAESTRUCTURA IMPORTACIÓN Y EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL 151

9.1 REGASIFICACIÓN 152 9.1.1 INVERSIÓN 155 9.1.2 AOM 155 9.1.3 CONSTRUCCIÓN 156 9.1.4 CRONOGRAMA REPRESENTATIVO DE CONSTRUCCIÓN DE PLANTAS DE REGASIFICACIÓN. 159 9.2 LICUEFACCIÓN: 162 9.2.1 INVERSIÓN 162 9.2.2 AOM 163 9.2.3 CONSTRUCCIÓN 164 9.2.4 CRONOGRAMA REPRESENTATIVO DE CONSTRUCCIÓN DE PLANTAS DE LICUEFACCIÓN. 167

10. ALMACENAMIENTO CRIOGÉNICO DE GAS NATURAL-PLANTAS PEAK SHAVING 169

10.1 CONCEPTUALIZACIÓN: 169 10.2 FUNCIONAMIENTO: 170 10.3 ESTIMACIÓN DE COSTOS: 171 10.4 CRONOGRAMA TÍPICO DE CONSTRUCCIÓN: 172

11. ALMACENAMIENTO SUBTERANEO DE GAS NATURAL 175

11.1 YACIMIENTOS AGOTADOS 175 11.2 ACUÍFEROS 177





9

11.3 CAVERNAS SALINAS 179 11.4 COSTOS ASOCIADOS A LA CONSTRUCCIÓN DE INFRAESTRUCTURA DE ALMACENAMIENTO SUBTERRÁNEO 180 11.5 CRONOGRAMA REPRESENTATIVO PARA LA CONSTRUCCIÓN DE INFRAESTRUCTURA DE ALMACENAMIENTO SUBTERRÁNEO 182

12. DESCRIPCIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA DE INFORMACIÓN PROPUESTO 185

12.1 BASE DE DATOS 185 12.2 APLICACIÓN 185 12.2.1 DESCRIPCIÓN GENERAL 185 12.2.2 SEGURIDAD 186 12.2.3 MÓDULO DE ASISTENCIA Y DOCUMENTACIÓN 186 12.2.4 HERRAMIENTAS DE DESARROLLO 187 12.3 DESARROLLO DEL ESQUEMA DE ACTIVIDADES 187 12.4 LOGÍSTICA 187

13. ACTUALIZACIÖN 188

14. TEMAS ADICIONALES 190

14.1 ANÁLISIS CONCEPTUAL Y RECOMENDACIONES, AL ESQUEMA MULTIMODAL DE TRANSPORTE TERRESTRE DE GAS 190 14.2 ANÁLISIS CONCEPTUAL SOBRE EL IMPACTO EN LAS TARIFAS DE TEMAS RELEVANTES DEL MERCADO DE LOS COMBUSTIBLES 193 14.3 ANÁLISIS DEL MERCADO MUNDIAL DE LNG Y ANÁLISIS PRECIOS COMPRA DE GAS 194 14.3.1 PANORAMA DEL LNG 195 14.3.2 REGASIFICACIÓN 196 Bases conceptuales costos de referencia 196 Estado de la Regasificación mundial 197 Exportación 197 Importación 198 14.3.3 COMERCIALIZACIÓN 199 Tipos de contratos 199 14.3.4 PRECIOS LNG EN EL MUNDO. 201

15. BIBLIOGRAFÍA Y DOCUMENTOS DE REFERENCIA 204





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Índice de graficas

Gráfica 1. Costos indicativos de alquiler de taladros en Colombia, para el año 2015. .............. 20

Gráfica 1. Esquema general de Facilidades de producción...................................................... 24

Gráfica 2. Base de datos para inversión facilidades de superficie para la producción de crudo.

................................................................................................................................................. 26

Gráfica 3. Base de datos para inversión CPF crudo................................................................. 26

Gráfica 4. Cronograma representativo para construcción facilidades de producción de petróleo.

................................................................................................................................................. 28

Gráfica 4. Esquema general de Sistema de transporte de crudo ............................................. 31

Gráfica 5. Estimación de costos de O&M por tipo de proyecto. ................................................ 34

Gráfica 6. Base de datos para inversión estaciones de bombeo. ............................................. 37

Gráfica 13. Cronograma representativo para la construcción de una estación de bombeo. ..... 38

Gráfica 7. Base de datos para inversión ductos para transporte. ............................................. 44

Gráfica 8. Impacto de variables en construcción de ductos de transporte crudo y derivados ... 45

Gráfica 11. Cronograma estimado para construcción de oleoductos y poliductos .................... 47

Gráfica 9. Base de datos para inversión cargaderos/descargaderos de Carrotanques ............ 48

Gráfica 13. Cronograma representativo para la construcción de cargaderos/descargaderos e

carrotanques. ............................................................................................................................ 49

Gráfica 10. Esquema general de una facilidad de producción de gas Natural típica ................ 52

Gráfica 11. Cronograma estimado para construcción de facilidades de producción de gas

natural ...................................................................................................................................... 56

Gráfica 9. Base de datos para inversión cargaderos/descargaderos de Carrotanques ............ 57

Gráfica 12. Esquema general - Fuente SNE. Gas México ....................................................... 58

Gráfica 13. Esquemas de elementos constitutivos ................................................................... 59

Gráfica 14. Sistemas de Gasoductos ....................................................................................... 60

Gráfica 15. Tabla para base de datos inversión ducto para transporte .................................... 68

Gráfica 16. Tabla para base de datos impacto de variables en construcción de ductos de

transporte de gas ...................................................................................................................... 69





11

Gráfica 17. Costos de construcción de gasoductos en función de su diámetro y topografía del

terreno ...................................................................................................................................... 77

Gráfica 18. Costo de Compresión Plan Gas UPME ................................................................. 78

Gráfica 19. Esquema general de Sistema de transporte de combustibles líquidos .................. 81

Gráfica 20. Costo de O&M por tipo de Proyecto ...................................................................... 84

Gráfica 21. Tabla para base de datos para inversión estaciones almacenamiento crudo y

refinado..................................................................................................................................... 87

Gráfica 22. Tabla para base de datos inversión estaciones de bombeo................................... 88

Gráfica 23. Esquema para base de datos inversión ductos para transporte ............................. 94

Gráfica 24. Esquema para base de datos impacto de variables en construcción de ductos de

transporte crudo y derivados ..................................................................................................... 95

Gráfica 25. Esquema para base de datos inversión cargaderos / descargaderos de

Carrotanques ............................................................................................................................ 96

Gráfica 26. Costos de O&M en función del monto global de la inversión inicial........................ 96

Gráfica 27. Vista esquemática de la destilación del petróleo crudo y el procesamiento desde su

origen. ...................................................................................................................................... 98

Gráfica 28. Esquema de clasificación de una refinería ........................................................... 100

Gráfica 29. Esquema de producción refinería Topping .......................................................... 101

Gráfica 30. Esquema de producción refinería Hydroskimming ............................................... 102

Gráfica 31. Esquema de producción refinería cracking .......................................................... 103

Gráfica 32. Esquema de producción refinería coking ............................................................. 104

Gráfica 33. Clasificación de los estimados de costos ............................................................. 105

Gráfica 34. Costos de las diferentes unidades de una refinería por unidad de capacidad ...... 107

Gráfica 35. Cálculo del costo de inversión usando factores de Lang ..................................... 108

Gráfica 36. Costo de inversión de una unidad de destilación atmosférica en función de su

capacidad ............................................................................................................................... 111

Gráfica 37. Tabla requerimiento de servicios industriales para varias unidades de proceso de la

refinería .................................................................................................................................. 114

Gráfica 38. Cronograma Refinería del pacifico en Ecuador.................................................... 116

Gráfica 39. Cronograma de la modernización de la refinería de Barrancabermeja ................ 117





12

Gráfica 40. Cronograma de la modernización de la refinería de Talara en Perú .................... 118

Gráfica 41. Caracterización (assay) del crudo. ....................................................................... 120

Gráfica 42. Capacidad de la refinería. .................................................................................... 120

Gráfica 43. Modelo para el cálculo de inversión de una refinería ........................................... 121

Gráfica 44. Mapa de regionalización. ..................................................................................... 128

Gráfica 45. Factores de ajuste por localización. ..................................................................... 129

Gráfica 46. Factor de ajuste por costo de la tierra .................................................................. 130

Gráfica 47. Factor de ajuste por aspectos sociales ................................................................ 130

Gráfica 48. Esferas y cigarros GLP ........................................................................................ 137

Gráfica 49. Métricas de referencia para construcción de tanques en Colombia ..................... 138

Gráfica 50. Costos típicos de referencia para la construcción de tanques de almacenamiento

............................................................................................................................................... 139

Gráfica 55. Cronograma representativo para la construcción de facilidades de almacenamiento.

............................................................................................................................................... 141

Gráfica 51. Esquema para cargue y descargue de buques .................................................... 143

Gráfica 52. Componentes constitutivos de la importación y la exportación ............................ 144

Gráfica 53. Esquema de plataforma flotante. ......................................................................... 145

Gráfica 54. Esquema de Múltiple al final de la tubería, instalado debajo de la boya .............. 146

Gráfica 58. Cronograma general estimado construcción facilidades de exportación –

importación ............................................................................................................................. 149

Gráfica 55. Costos de proyectos de regasificación por tipo y fecha de inicio.......................... 156

Gráfica 65. Cronograma típico de construcción de facilidades de regasificación (a) OffShore y

(b) OnShore. ........................................................................................................................... 161

Gráfica 56. Costo unitario Promedio por tipo de proyecto en USU/TON ................................ 164

Gráfica 57. Costo de proyectos completos de Licuefacción por tipo de componente y categoría

............................................................................................................................................... 165

Gráfica 65. Cronograma típico de construcción de facilidades de licuefacción....................... 168

Gráfica 64. Costos representativos de facilidades de almacenamiento criogénico – Peak

Shaving................................................................................................................................... 172





13

Gráfica 65. Cronograma típico de construcción de facilidades de almacenamiento criogénico –

Peak Shaving ......................................................................................................................... 173

Gráfica 65. Cronograma típico de construcción de facilidades de almacenamiento subterráneo

............................................................................................................................................... 182

Gráfica 65. Cronograma típico de construcción de facilidades de almacenamiento subterráneo

............................................................................................................................................... 183

Gráfica 59. Vehículo cisterna de doble pared......................................................................... 191

Gráfica 60. Esquema para la cadena de transporte de LNG virtual ........................................ 192

Gráfica 61. Países Exportadores de LNG y su Participación en el mercado (MTPA) ............. 197

Gráfica 62. Países Importadores de LNG y su Participación en el mercado (MTPA) ............. 198

Gráfica 63. Incremento de demanda de los Países Importadores de LNG respecto al último año

(MTPA). .................................................................................................................................. 199

Gráfica 64. Comercialización de corto, mediano y Largo plazo 2010-2014.LNG (MTPA). ...... 200

Gráfica 65. Comercialización de corto, mediano 1995-2015.LNG (MTPA). ............................ 200

Gráfica 66. Precios promedio mensuales de gas por mercado (USD/MMBtu). ...................... 202





14

Índice de Apéndices

APÉNDICE 1. RESULTADO DE CORRIDAS CASOS BASE INVERSION FACILIDADES DE

SUPERFICIE PARA PRODUCCION DE CRUDO: .................................................................. 205

APÉNDICE 2. RESULTADO DE CORRIDAS CASOS BASE INVERSIÓN CPF CRUDO ....... 206

APÉNDICE 3. COSTOS DE INVERSIÓN PARA INFRAESTRUCTURA DE ESTACIONES DE

BOMBEO Y REBOMBEO DE CRUDO Y COMBUSTIBLES LIQUIDOS: ................................. 207

APÉNDICE 4. RESULTADO DE CORRIDAS CASOS BASE PARA DUCTOS DE

TRANSPORTE DE CRUDO Y COMBUSTIBLES LIQUIDOS: ................................................. 208

APÉNDICE 5. RESULTADO DE CORRIDAS PARA CASOS BASE E IMPACTO EN COSTOS

DE CONSTRUCCIÓN DE VARIABLES CONSIDERADAS PARA DUCTOS PARA

TRANSPORTE DE CRUDO Y COMBUSTIBLES LIQUIDOS: ................................................. 210

APÉNDICE 6. COSTOS DE INVERSIÓN PARA INFRAESTRUCTURA DE CARGADEROS Y

DESCARGADEROS DE CRUDO Y COMBUSTIBLES LIQUIDOS A CARROTANQUES: ...... 216

APÉNDICE 7. RESULTADO DE CORRIDAS CASOS BASE PARA DUCTOS PARA EL

TRANSPORTE DE GAS: ........................................................................................................ 217

APÉNDICE 8. RESULTADO DE CORRIDAS PARA CASOS BASE E IMPACTO EN COSTOS

DE CONSTRUCCIÓN DE VARIABLES CONSIDERADAS PARA DUCTOS PARA

TRANSPORTE DE GAS: ........................................................................................................ 219

APÉNDICE 9. RESULTADO DE CORRIDAS CASOS BASE PARA INVERSION ESTACIONES

ALMACENAMIENTO CRUDO Y REFINADOS ....................................................................... 225

APÉNDICE 10. REGIONALIZACIÓN: ..................................................................................... 226

APÉNDICE 11. MODELO DE CÁLCULO PARA APLICACIÓN ELECTRONICA

DESARROLLADA: .................................................................................................................. 229

APÉNDICE 12. COSTO ESTIMADO DE TALADROS DE PERFORACION DE POZOS

PETROLEROS EN COLOMBIA .............................................................................................. 234

APÉNDICE 13. BASES DE DATOS PARA ESTIMACION DE COSTO PF GAS ..................... 235

APÉNDICE 14. BASES DE DATOS PARA ESTIMACION DE COSTO FACILIDADES DE

SUPERFICIE DE GAS ............................................................................................................ 236





15

INTRODUCCIÓN

(RESUMEN EJECUTIVO)

El presente estudio está enfocado a proveer a la UPME de un sistema de costos indicativos de inversión, operación y mantenimiento, y tiempos de ejecución; requeridos para desarrollar las actividades de la cadena de los hidrocarburos, desde el Upstream hasta el Downstream, incluyendo las facilidades de superficie de producción de crudo y gas, las facilidades para realizar las actividades de exportación e Importación de crudo, gas y combustibles, refinación, transporte y Almacenamiento.

Los costos indicativos de inversión y AOM, se definirán a partir de costos de referencia de proyectos ejecutados y de información obtenida de publicaciones especializadas y mediante entrevistas con empresas de la industria de Oil & Gas y consultas con expertos.

Para cada una de las actividades de la cadena de hidrocarburos, se identificarán los principales rubros que determinan el costo de inversión y de AOM y el valor que representa cada uno de ellos.

Es decir, se identificarán:

a) Costos indicativos de inversión (en la fase de construcción) b) Costos indicativos de operación y mantenimiento; (en la fase de operación)

Igualmente se desagregarán los costos AOM en:

a) Costos fijos b) Costos variables

De acuerdo con lo solicitado en los TDR se regionalizará el País de acuerdo con las condiciones económicas, sociales, normativas, físicas y ambientales.

Se desarrollará un aplicativo informático, compatible con la plataforma que maneja la UPME, que calculará los costos indicativos, de inversión, operación y mantenimiento; fijos y variables, de las actividades consideradas. Este aplicativo, permitirá, a partir de variables como por ejemplo, índices económicos (IPP de USA, IPC nacional, salarios de la industria de los hidrocarburos, índice de precios del acero, fletes, etc...), actualizar con el transcurso del tiempo el valor de los costos indicativos.

Es importante tener en cuenta que:





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a) Cada proyecto de inversión, en un desarrollo real, tiene sus particularidades características, que pueden incidir fuertemente en los costos de inversión, operación y mantenimiento.

b) Dichas particularidades, también inciden en los tiempos de ejecución. c) El presente estudio no contempla el desarrollo de ingeniería conceptual y

elaboración de PFD o P&ID. d) Los costos indicativos se determinarán para equipos / activos, representativos de

cada una de las actividades objeto del estudio, y no a partir de un estudio detallado de ingeniería.

e) Los costos indicativos se determinarán empleando las técnicas y herramientas, descritas en el presente estudio, y no a partir de la información que puede arrojar un proceso formal de licitación o de solicitud de propuestas (RFP).

f) Los cronogramas aquí planteados están realizados con base en referencias de desarrollo de ingeniería, en condiciones ideales, y reflejan las actividades y duraciones típicas a realizar, pero no incluyen consideraciones particulares propias de cada proyecto, afectadas por su dimensionamiento, preparación previa, magnitud, localización y especialmente duración de trámites ambientales. Debe tenerse claro que el inicio del licenciamiento ambiental, solo requiere estudio de pre factibilidad, para que quede completo, se requiere estudios de factibilidad y demás estudios complementarios técnicos, económicos, de mercado y otros requeridos por la autoridad ambiental.

Esto por cuanto, los trámites ambientales de este tipo de infraestructura, debe realizarse ante el ANLA, y los pasos de aprobación de la licencia ambiental se Inicia con la solicitud de TDR, la aprobación del DAA previa visita de evaluación, la selección de alternativa, el estudio del EIA y su presentación para aprobación final, nuevamente previa visita de evaluación. Este proceso puede estar asociado a la realización de consultas previas con comunidades, socialización y oposición de las comunidades, interferencia entre proyectos de infraestructura, y requerimientos especiales en la capacidad técnica y la capacidad de respuesta de las autoridades

En este orden de ideas, los costos indicativos se clasifican en un estimado Clase V, de acuerdo con la clasificación definida por The Association for the Advancement of Cost Engineering1. Esta clase corresponde al grado de definición de proyectos que no cuentan con estudios de pre factibilidad o ingeniería conceptual; el rango de precisión esperado puede variar entre -50% y + 100%. El estimado clase V, se usa para fines de definiciones

1 AACE International Recommended Practice No. 18R-97, January 15, 2011





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estratégicas, de planeamiento y como valoración inicial para evaluar diferentes alternativas de proyecto.

Los objetivos establecidos por la UPME a alcanzar con el presente estudio son:

1.2.1. Definir, de acuerdo con la normatividad correspondiente, obras de infraestructura anteriormente construidas e información nacional o internacional disponible, los principales rubros que componen la estructura de costos y tiempos de ejecución para:

a. Construcción, operación y mantenimiento de infraestructura para la producción, transporte por ducto (no incluye distribución), procesamiento y almacenamiento (peak shaving, subterráneo, etc.) de gas natural.

b. Construcción, operación y mantenimiento de infraestructura para la producción, transporte por ducto o vehicular, refinación, procesamiento y almacenamiento de petróleo crudo y combustibles líquidos.

c. Construcción, operación y mantenimiento de infraestructura para la refinación y almacenamiento de crudo de diferentes características.

d. Construcción, operación y mantenimiento de infraestructura para la importación y exportación marítima, almacenamiento, licuefacción y regasificación de gas natural.

e. Construcción, operación y mantenimiento de infraestructura para la importación, exportación marítima y almacenamiento de crudos y combustibles líquidos.

1.2.2. A partir del numeral 1.2.1 deberá desarrollar una base de datos que incluya variables explicativos de la construcción operación y mantenimiento la cual deberá tener desagregados los costos como mínimo acorde a la siguiente tabla

Tipo de infraestructura Etapa proyecto Variables mínimas presentar dentro del valor de costos

Transporte por ductos, gas natural, crudo y refinado.

Construcción

Tipo de suelo:(ver clasificación circular CREG 094 de 2014)

Tipo de vegetación:(ver clasificación circular CREG 094 de 2014)

Tipo de vegetación:(ver clasificación circular CREG 094 de 2014)

Clase de localización :(ver clasificación circular CREG 094 de 2014)

Cruces especiales :(ver clasificación circular CREG 094 de 2014)

Conexiones :(ver clasificación circular CREG 094 de 2014)





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Tipo de infraestructura Etapa proyecto Variables mínimas presentar dentro del valor de costos

Costo de combustible :(ver clasificación circular CREG 094 de 2014)

Operación y mantenimiento

Indicadores de mantenimiento por kilometro

Indicadores de mantenimiento por capacidad de transporte

Matriz de factores

Infraestructura de refinación

Construcción Costos de construcción comparado con refinerías del golfo de México

Operación y mantenimiento

Costos de operación y mantenimiento comparado con refinerías del golfo de México

1.2.3. Consecuentemente con el numeral 1.2.1 y en acuerdo con la UPME, precisar y seleccionar, dentro de los tipos de obras de infraestructura antes considerados, las diferentes posibilidades a trabajar en este estudio.

1.2.4. Presentar los principales factores que afectan a los costos de mantenimiento de la infraestructura de transporte de productos refinados del petróleo. Esta información debe presentarse en una matriz que describe la inversión y mantenimiento por kilómetro (km) de la red, así como los otros elementos de la infraestructura de transporte. ”

1.2.5 Establecer para las diferentes regiones del país, de acuerdo a las propias condiciones económicas, sociales, normativas, físicas y ambientales, cómo pueden afectarse tales costos y tiempos. A partir de lo anterior, definir una división regional (no inferior a siete regiones) aplicable para estimar los costos mencionados en el numeral 1.2.1.

1.2.6. A partir de la estructura definida (numeral 1.2.1), variables y escenarios que los afectan (numeral 1.2.3) y condiciones regionales (numeral 1.2.5), determinar los costos indicativos de construcción de infraestructura y tiempo de ejecución para los tipos de obras y posibilidades definidas (numeral 1.2.2). Se asumirá como base para tales precios el mes de diciembre de 2015, aunque en desarrollo del contrato la UPME y el contratista de manera acordada pueden modificarlo).

1.2.7. Determinar una metodología para actualizar periódicamente tales costos usando valores indicativos nacionales o internacionales disponibles fácilmente.

1.2.8. Desarrollar un aplicativo informático que permita seleccionar entre escenarios y regiones, visualizar, computar y actualizar estos costos. El software o lenguaje para tal aplicativo se acordará durante el desarrollo del contrato entre la UPME y el Contratista.





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1. INFRAESTRUCTURA PARA LA PRODUCCIÓN DE CRUDO

1.1 SISTEMAS CONSTITUTIVOS DE LA INFRAESTRUCTURA DE PRODUCCIÓN DE CRUDO:

Estas facilidades incluyen los equipos y procesos necesarios para la perforación, extracción y desarrollo de los campos, así como lograr una entrega del crudo extraído con las especificaciones técnicas requeridas; permiten la producción comercial del crudo, asegurando el control y seguridad y monitoreo permanente del campo.

Para el alcance del presente estudio se ha considerado agrupar las facilidades de producción de crudo en tres sistemas únicamente, a los cuales se le determinarán los costos indicativos:

1.1.1 FACILIDADES DE PERFORACIÓN:

Este valor de costo indicativo global incluye los equipos necesarios para realizar la perforación de pozos durante la etapa de producción y desarrollo del campo.

Considerando que esta actividad es usualmente realizada mediante contratos de servicios especializados de perforación y completamiento, estos precios indicativos se limitaran a tarifas de mercado para estos servicios es decir para la etapa de producción, operación y mantenimiento. El valor de costo de perforación incluye las posibles profundidades que alcanzan los pozos de acuerdo al tipo de yacimiento. Para esto es tener en cuenta que se mide la potencia de los equipos de perforación en caballos de fuerza y el costo de estos equipos se incrementa a medida que aumenta el caballaje requerido para cada pozo. Es importante mencionar que esto refiere solo al costo diario de un equipo de perforación. El costo de un pozo de acuerdo a su profundidad se debe incrementar en un 40% respecto al valor del equipo de perforación ya que se deben incluir los costos adicionales de equipos asociados requeridos.

Gráfica 1. Costos indicativos de alquiler de taladros en Colombia, para el año 2015.





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Para la actualización futura de estos costos puede usarse una relación lineal con el índice de precios al productor y con los precios internacionales del crudo, esto último teniendo en cuenta la relativa adaptabilidad de los costos de toda la industria a los precios internacionales del crudo.

1.1.2 FACILIDADES DE SUPERFICIE:

Este valor de costo indicativo global Incluye la cabeza de pozo y las instalaciones necesarias en ella para la explotación de crudo. Entre otros equipos y facilidades estarán todas las obras civiles en la locación del pozo, equipo de levantamiento artificial, líneas de flujo de fluidos de producción, hacia el de envío al CPF, sistemas de control y sistemas de servicios industriales requeridos en el pozo.

Se efectuó un análisis teniendo en cuenta lo siguiente:

a) Se analizó por sistema de levantamiento artificial, Bombeo Mecánico, Bombas de Cavidades Progresivas PCP, y Bombeo Electrosumergible, son los más recurrentes utilizados en la industria. Además estos sistemas pueden manejar los tres tipos de densidad de crudo o sea crudos pesados, medios y livianos.

b) Se trabajaron profundidades promedio de 6000 pies. c) Se hizo análisis de costos de facilidades de producción por un solo Pozo, con

esto se permite hacer el cálculo del número de pozos de acuerdo al volumen del yacimiento que se tenga.

d) Los costos aplicados a la parte ambiental de facilidades de producción varía entre el 15% al 20% de los costos totales que se pueden aplicar para desarrollar un pozo.

e) La parte de ingeniería, corresponde a los datos de análisis para la determinación del sistema de producción y el sistema de simulación para determinar las condiciones del sistema de levantamiento.

f) Estos datos tienen como promedio pozos de 6000 pies verticales para bombeo mecánico, y PCP, pueden manejar en promedio 1800 bls de fluido por día.

g) Para bomba electrosumergible se trabajan pozos de 2000 bls de fluido y pueden estar en pozos Desviados u horizontales.

h) El bombeo mecánico se utiliza para los crudos livianos, medios y pesados dependiendo de la profundidad del pozo.

i) La distancia de las líneas de producción desde el pozo hasta el CPF se tomó en promedio de 3.5 kmts lineales.

1.1.3 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN CPF:

Este valor indicativo Global incluye las facilidades requeridas para el procesamiento del crudo para colocarlo en condiciones de comercialización, con las características estándar





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requeridas por el mercado, como son su máximo nivel de agua permitido, salinidad, y otros niveles de impurezas.

Para el análisis de la construcción y desarrollo de facilidades de Producción se tuvieron en cuenta las siguientes características:

a) Los crudos que se producen en Colombia son crudos livianos, crudos medios y crudos pesados, y su enmarcación por grados API, son los siguientes, crudo pesados con gravedad API entre 4 a 14 grados API, Crudos medios entre 15 a 30 grados API y crudos livianos entre 31 y 48 grados API.

b) A partir de esta característica de crudos se decidió presentar los costos referentes a las facilidades para cada una de estas calidades de crudo.

c) De acuerdo a las características de los yacimientos actuales que tiene el país, se decidió trabajar Centro de Recolección de facilidades CPF, para volúmenes de manejo de recibo diario de 10.000 BLS de fluido (Agua, gas y Aceite), 20.000 Bls de Fluido (Agua, gas y Aceite), y 50.000 Bls de fluido (Agua, gas y Aceite).

d) La ejecución de proyectos entre el 2010 y el 2014, estuvo influenciada por los altos costos de venta del crudo que estaban alrededor de US$ 100/Bls, esto hizo que muchos de los proyectos tuvieran costos altos, por el valor del acero, mano de obra especializada, y tiempos de desarrollo de los proyectos. Así mismo los proveedores de equipos tenían muchos pedidos y las compañías de producción, para tener sus equipos a tiempo pagaron sobreprecios. Actualmente se pueden desarrollar estos proyectos con costos del 2011.

e) Para Colombia es bueno tener referente que el cambio del dólar estuvo en promedio en 1800/1 US$, esto influencio mucho de los proyectos.

f) Se trabajó con CPF que están recibiendo en promedio 20 a 30 Pozos, que es lo normal que se construye en Colombia.

g) Normalmente en Colombia la construcción y montaje para CPF son construidas por consorcios especializados, los cuales se encargan de suministrar, construir, instalar o montar las unidades funcionales, y dar la puesta en marcha del sistema. Por esta razón no se puede discriminar los valores en detalle de los materiales.

h) La topografía del país y las distancias que hay de los centros industriales proveedores de estos equipos y los sitios donde se instalan, son parámetros que afectan fuertemente los costos de una zona de producción a otra.

Estas facilidades se componen por los siguientes sistemas principales típicos:

Separación y tratamiento de crudo

Incluye los separadores de crudo, agua, gas y sólidos, Tratadores de crudo, equipos de medición y análisis del crudo y sus tuberías de interconexión.





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Tratamiento de gas:

Incluye los equipos para el tratamiento del gas obtenido de la separación del hidrocarburo proveniente de los campos, ya sea para su transporte a comercialización o para su disposición final ya sea quemarlo o reinyectarlo.

Tratamiento de agua y sólidos:

Corresponde a los equipos requeridos para el tratamiento del agua residual de la producción, las arenas y demás componentes sólidos obtenidos en la separación. Así mismo incluye los equipos requeridos para la disposición final de estos residuales ya sea con vertimiento o reinyección. Entre otros están incluidos los oil skimmers, coalecedores, hydrociclones y sus tuberías de interconexión.

Sistemas auxiliares:

Corresponde a los equipos requeridos para dar servicio a los equipos principales como son calentamiento, enfriamiento, sistemas de seguridad, instrumentación y control, sistemas contra incendio, generación o suministro de energía eléctrica.





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Gráfica 2. Esquema general de Facilidades de producción

1.2 RUBROS CONSTITUTIVOS DE LOS COSTOS

Para los dos sistemas constitutivos de la infraestructura de producción de crudo, descritos en el numeral 1.1 entre Facilidades de Superficie y CPF, se han definido los siguientes rubros según la etapa del ciclo de vida de los activos analizados así:

1.2.1 ETAPA DE ADQUIRIR O INVERSIÓN INICIAL:

Los rubros principales a considerar en la estructura de costos de este sistema durante la etapa de inversión son:

Costos de Home Office:

Este costo global incluye los costos y gastos iniciales de pre-factibilidad y factibilidad, Estudios, Ingenierías conceptuales, básicas y de detalle, Gerencia de proyecto, Interventorías durante la etapa de adquisición y obras y demás gastos administrativos iniciales.

Costos de terrenos y trámites:

Este costo global incluye los costos y gastos generados por trámites locales nacionales y regionales para las obras y montajes. Por otra parte compendia los costos de compra de terrenos para la instalación de las distintas facilidades, pagos de servidumbres para el paso de las líneas de flujo u oleoductos.

Costos Estudios y licencias Ambientales:

Este costo global incluye los costos de Estudios y trámites para la obtención de las licencias ambientales requeridas para la construcción y posterior operación y mantenimiento de las facilidades del presente numeral.

Costos de Procura:

Este costo global incluye los costos de compra o adquisición de los materiales, equipos y maquinaria principal requerida para la construcción, montaje y puesta en marcha de las facilidades descritas en el presente capitulo. Así mismo incluye los costos de colocar dichos materiales, equipos y maquinaría en su lugar de instalación final, incluyendo fletes, impuestos y tasas.





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Costos de Construcción:

Este costo global incluye los costos de las obras de construcción, montaje y puesta en marcha de las facilidades, incluyendo contratistas de obra, equipos de montaje, materiales consumibles y servicios profesionales que sean requeridos para la total construcción, comisionamiento y puesta en marcha.

1.2.2 ETAPAS DE UTILIZAR Y MANTENER (OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO):

Los rubros principales a considerar en la estructura de costos de este sistema durante la etapa de operación y mantenimiento son:

Costos de Back office:

Este costo global incluye los costos administrativos de personal, licencias de software, impuestos, servicios públicos, servicios industriales para la operación y el mantenimiento de las facilidades.

Costos de repuestos y reinversiones

Este costo global incluye los costos de inventarios de repuestos y materiales para el mantenimiento de las facilidades y las reinversiones requeridas en equipos e infraestructura para asegurar la continuidad en la operación de las facilidades.

Costos por paradas planeadas y no planeadas

Este costo global incluye los costos por paradas de producción para la ejecución de actividades de mantenimiento planeadas o por reparaciones no planeadas durante la operación de las facilidades.

1.3 VARIABLES CONSIDERADAS PARA EL CÁLCULO DE COSTOS INDICATIVOS ETAPA DE CONSTRUCCIÓN DE INFRAESTRUCTURA PARA LA PRODUCCIÓN DE CRUDO:

Para esta infraestructura tanto facilidades de superficie como CPF, se acuerda manejar únicamente una variable de entrada correspondiente a la capacidad de producción o procesamiento de la estación, expresada en barriles por día. Se elaborará un cálculo de costo por método paramétrico (proyectos similares y/o factores de lang, etc.) y/o directo según posibilidades de información recolectada, para una estación de capacidad típica promedio y se extrapolará a partir de este valor a los otros valores de capacidad de producción que la UPME quiera establecer costo indicativo.





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La base de datos de costos indicativos con las variables contempladas una vez calculadas se presenta en las siguientes tablas modelo y los resultados se encontrarán consolidados en el Apéndice 1 y el Apéndice 2.

Gráfica 3. Base de datos para inversión facilidades de superficie para la producción de crudo.

Gráfica 4. Base de datos para inversión CPF crudo.

1.4 CRONOGRAMA DE DESARROLLO DE INFRAESTRUCTURA PARA LA PRODUCCIÓN DE CRUDO:

Consecuentemente con los costos indicativos, los tiempos de ejecución de las diversas actividades relacionadas con la construcción de este tipo de infraestructura manejan

niveles de precisión con márgenes de ±50%. Dentro de los factores que generan tal incertidumbre estarían, entre otros:

BASE DE DATOS PARA INVERSION FACILIDADES DE SUPERFICIE PARA PRODUCCION DE CRUDO:

Home OfficeTerrenos y

tramites

Estudios y

licencias

Ambient

Procura

equipos

principales

Construcción

CAPACIDAD

(BRL/DIA)

RUBROS PRINCIPALES ($)COSTO

TOTAL ($)

COSTO TOTAL

POR BRL/DIA

BASE DE DATOS PARA INVERSION CPF CRUDO:

Home OfficeTerrenos y

tramites

Estudios y

licencias

Ambient

Procura

equipos

principales

Construcción

CAPACIDAD

(BRL/DIA)

RUBROS PRINCIPALES ($)COSTO

TOTAL ($)

COSTO TOTAL

POR BRL/DIA





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La situación internacional de expansión o contracción de la industria petrolera: en tiempos de crecimiento, una mayor demanda internacional por equipos, suministros y mano de obra calificada incrementa sus costos y tiempos de consecución teniendo en cuenta que se trata de bienes de capital y alta tecnología con una limitada oferta de proveedores.

El licenciamiento ambiental y social es un proceso de acuerdos y generación de compromisos con diversos agentes pertenecientes a autoridades centrales, regionales y comunidades locales.

Las características propias de los yacimientos a explotar: la ubicación y profundidad del mismo, tipos y riesgos del subsuelo a perforar, potencia y calidad de taladros disponibles, etc.

Las características propias del hidrocarburo a explotar: su composición química, viscosidad, contenido de agua, azufre y otros compuestos, etc., definen el tipo de tratamiento y procesos a realizar, y consecuentemente de instalaciones y equipos a utilizar.

Los antecedentes constructivos del yacimiento: la experiencia y conocimiento de la empresa constructora en la zona, presencia de campos de producción vecinos y posibilidad de compartir insumos, etc.

Tras estas consideraciones se propone el siguiente cronograma indicativo que sería

representativo de un yacimiento base nacional (petróleo calidad media ≈ 20° API, producción de ≈ 20 mil barriles día de fluidos (gas, aceite y agua), perforación con taladros de ≈ 1500 hp, profundidad de ≈ 2000 m, ubicación onshore en la Costa Caribe, bombeo mecánico). Téngase en cuenta que en el caso de facilidades de producción diferentes y de distintas condiciones geológicas, geográficas, sociales y de mercado, los tiempos de ejecución de todos los rubros se modifican de manera menos que proporcional. Sin perjuicio de lo anterior, como referencia para estimar tiempos de construcción en diferentes condiciones se propone aplicar las relaciones de costos desarrolladas en este estudio y presentadas en el aplicativo asociado, usando las siguientes relaciones:

𝐶𝑖 ≥ 1.67𝐶𝑜 : 𝑡𝑖 = 1.67𝑡𝑜

0.67𝐶𝑜 ≥ 𝐶𝑖 ≥ 1.67𝐶𝑜 : 𝑡𝑖 =𝐶𝑖

𝐶𝑜𝑡𝑜

𝐶𝑖 ≤ 0.67 𝐶𝑜 : 𝑡𝑖 = 0.67𝑇𝑡𝑜

Donde:

𝑡0 = 𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑒𝑠𝑡𝑖𝑚𝑎𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑙𝑎𝑠 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑖𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑏𝑎𝑠𝑒 (ver párrafo anterior).

𝑡𝑖 = 𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑒𝑠𝑡𝑖𝑚𝑎𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑖𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑑𝑖𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒𝑠 𝑎 𝑙𝑎𝑠 𝑏𝑎𝑠𝑒.





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𝐶0 = 𝑐𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑒𝑠𝑡𝑖𝑚𝑎𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑙𝑎𝑠 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑖𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑏𝑎𝑠𝑒 (ver párrafo anterior).

𝐶𝑖 = 𝑐𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑒𝑠𝑡𝑖𝑚𝑎𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑖𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑑𝑖𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒𝑠 𝑎 𝑙𝑎𝑠 𝑏𝑎𝑠𝑒.

Gráfica 5. Cronograma representativo para construcción facilidades de producción de petróleo.

… 6 12 18 24 30 36 42 48 54 60 …

Construcción y puesta en marcha

Actividades \ meses

Análisis de caracterización del yacimiento y

prospectiva de explotación (dependiente de

las fases previas de exploración)

Ingeniería para caracterización y

dimensionamiento de equipos y procesos

Licenciamientos y adecuaciones del terreno

Gestiones de compras y suministros





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2. INFRAESTRUCTURA PARA TRANSPORTE DE CRUDO

Estas facilidades incluyen los equipos, tuberías, estaciones y procesos necesarios para el transporte del crudo desde un lugar de origen hasta su destino final. Este origen puede ser una estación colectora y de almacenamiento de crudo proveniente de facilidades de producción locales o puertos de descargue de crudo importado del exterior para consumo interno. A su vez el destino final puede ser una facilidad de refinación o un terminal de puerto para su exportación al exterior.

2.1 SISTEMAS CONSTITUTIVOS DE LA INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE DE CRUDO:

Para el alcance del presente estudio se ha considerado agrupar las facilidades de transporte de crudo en cuatro sistemas, a los cuales se le determinarán los costos indicativos:

2.1.1 TANQUES Y FACILIDADES DE ALMACENAMIENTO A LO LARGO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE:

Considerando que este tipo de facilidades están presentes en varios sistemas tanto en producción, transporte, refinación y exportación/importación de crudo, van a ser evaluadas y establecidos sus precios indicativos en un capítulo particular más adelante.

2.1.2 ESTACIONES DE BOMBEO Y REBOMBEO:

Este valor de costo indicativo global Incluye las instalaciones y equipos encargados de imprimir la presión de bombeo que permite remontar la cabezas estáticas y dinámicas para llevar el crudo desde las facilidades de almacenamiento de origen hasta las de destino final. Las facilidades de almacenamiento de crudo al interior de las estaciones de bombeo y re-bombeo no se incluyen en este costo indicativo y deben ser consideradas en el capítulo de almacenamiento más adelante analizado. Las instalaciones incluyen casetas y shelter de equipos, almacén y oficinas administrativas, cuarto de control de motores, unidades de bombeo reciprocante o centrifugo, sistemas de filtración y medición, trampas de raspadores, sistemas de tuberías de interconexión. También incluye las instalaciones auxiliares de aire comprimido, generación eléctrica, calentamiento y refrigeración, sistemas contra incendio, de comunicaciones y control.

2.1.3 OLEODUCTOS:

Este valor de costo indicativo global corresponde a la tubería y casetas de válvulas dispuestas para transportar el crudo entre las estaciones de bombeo y hasta las estaciones terminales de puerto o refinerías. Estas facilidades incluyen las tuberías, válvulas, casetas de válvulas, sistemas de protección catódica, sistemas de





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comunicaciones entre casetas y centros de control y obras de protección geotécnica del derecho de vía.

Para este caso en particular la UPME ha solicitado se analice el impacto en los costos indicativos de distintas variables descritas más adelante en el numeral 2.3.3

2.1.4 TRANSPORTE POR CARROTANQUES:

Este valor de costo indicativo global corresponde al grupo de facilidades dispuestas para el cargue y descargue y transporte de crudo mediante carrotanques entre estaciones. Se tiene previsto desglosar este costo indicativo en dos costos específicos:

Cargaderos/Descargaderos

Corresponde a las estaciones de cargue y descargue de crudo desde y hacia los tanques estacionarios de almacenamiento y los vehículos Carrotanques de transporte. Incluye las facilidades civiles, patios de maniobra y parqueo, sistemas de medición, filtración y análisis, cuarto de control, sistemas auxiliares y sistemas de comunicación.

Transporte y Carrotanques

Corresponde a los servicios de transporte de crudo en vehículos Carrotanques entre los cargaderos y descargaderos. En el presente estudio no se tiene previsto analizar la inversión en vehículos, ya que este tipo de transporte es prestado por múltiples empresas de transporte especializado y es la actual práctica el tercerizar este proceso.





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Gráfica 6. Esquema general de Sistema de transporte de crudo

2.2 RUBROS CONSTITUTIVOS DE LOS COSTOS

Para los sistemas constitutivos de la infraestructura de transporte de crudo, descritos en el numeral 2.1 se han definido los siguientes rubros según la etapa del ciclo de vida del activo analizado así:

2.2.1 ETAPA DE ADQUIRIR O INVERSIÓN INICIAL:

Los rubros principales a considerar en la estructura de costos de este sistema durante la etapa de inversión son:

Costos de Home Office

Este costo global incluye los costos y gastos iniciales de pre-factibilidad y factibilidad, Estudios, Ingenierías conceptuales, básicas y de detalle, Gerencia de proyecto, Interventorías durante la etapa de adquisición y obras y demás gastos administrativos iniciales.

Para la estimación de este grupo de costos se tomó en cuenta la experiencia del grupo consultor y los criterios de estimación de costos de entidades del sector, en etapas tempranas de maduración, las cuales se compendian a continuación:





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a) Costos administrativos (Overhead), correspondientes a los costos administrativos que puedan ser cargados por la entidad u organización central encargada del desarrollo del proyecto. Se estimaron entre un 1,1 y 2,5% de los costos directos del proyecto (procura de materiales y equipos más construcción), dependiendo del monto de estos costos de manera inversamente proporcional.

b) Para proyectos de 1millon de dólares americanos o menos de costos directos se les calculó el 2,5%. Para proyectos de 500 Millones de dólares o más se estimó un 1,1% y para proyectos entre el rango de 1 y 500 Millones de dólares se interpoló linealmente inverso entre el 2,5 y 1,1% respectivamente.

c) Costos de prefactibilidad, factibilidad, Ingenierías conceptuales, básicas y de detalle. Se estimaron entre un 1,5 y 9,5% de los costos directos del proyecto (procura de materiales y equipos más construcción), dependiendo del monto de estos costos de manera inversamente proporcional.

d) Para proyectos de 1millon de dólares americanos o menos de costos directos se les calculó el 9,5%. Para proyectos de 500 Millones de dólares o más se estimó un 1,5% y para proyectos entre el rango de 1 y 500 Millones de dólares se interpoló linealmente inverso entre el 9,5 y 1,5% respectivamente.

e) Costos de Interventorías o supervisión de obra contratada con terceros. Se estimaron entre un 4 y 16% de los costos directos del proyecto (procura de materiales y equipos más construcción), dependiendo del monto de estos costos de manera inversamente proporcional.

f) Para proyectos de 1millon de dólares americanos o menos de costos directos se les calculó el 16%. Para proyectos de 500 Millones de dólares o más se estimó un 4% y para proyectos entre el rango de 1 y 500 Millones de dólares se interpoló linealmente inverso entre el 16 y 4% respectivamente.

g) Costos de Gerencia del proyecto, y demás gestiones del proyecto, correspondiente al costo del equipo directo del proyecto, para dirección, planeación, ejecución, seguimiento y control y cierre de proyecto. Se estimaron entre un 5 y 20% de los costos directos del proyecto (procura de materiales y equipos más construcción), dependiendo del monto de estos costos de manera inversamente proporcional.

h) Para proyectos de 1millon de dólares americanos o menos de costos directos se les calculó el 20%. Para proyectos de 500 Millones de dólares o más se estimó un 5% y para proyectos entre el rango de 1 y 500 Millones de dólares se interpoló linealmente inverso entre el 20 y 5% respectivamente.





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Costos de terrenos y trámites

Este costo global incluye los costos y gastos generados por trámites locales nacionales y regionales para las obras y montajes. Por otra parte compendia los costos de compra de terrenos para la instalación de las distintas facilidades, pagos de servidumbres para el paso de los oleoductos o acceso a ellos.

Para la estimación de este grupo de costos se tomó en cuenta la experiencia del grupo consultor y los criterios de estimación de costos de entidades del sector, en etapas tempranas de maduración.

Se estimaron entre un 0,5 y 2,5% de los costos directos del proyecto (procura de materiales y equipos más construcción), dependiendo del monto de estos costos de manera inversamente proporcional.

Para Proyectos de 1millon de dólares americanos o menos de costos directos se les calculó el 2,5%.

Para proyectos de 500 Millones de dólares o más se estimó un 0,5% y para proyectos entre el rango de 1 y 500 Millones de dólares se interpoló linealmente inverso entre el 2,5 y 0,5% respectivamente.

Costos de Estudios y licencias ambientales

Este costo global incluye los costos de Estudios y trámites para la obtención de las licencias ambientales requeridas para la construcción y posterior operación y mantenimiento de las facilidades del presente numeral.

Para la estimación de este grupo de costos se tomó en cuenta la experiencia del grupo consultor y los criterios de estimación de costos de entidades del sector, en etapas tempranas de maduración.

Se estimaron entre un 0,3 y 0,9% de los costos directos del proyecto (procura de materiales y equipos más construcción), dependiendo del monto de estos costos de manera inversamente proporcional, para los costos de elaboración de estudios ambientales y sociales.

Para proyectos de 1millon de dólares americanos o menos de costos directos se les calculó el 0,9%.

Para proyectos de 500 Millones de dólares o más se estimó un 0,3% y para proyectos entre el rango de 1 y 500 Millones de dólares se interpoló linealmente inverso entre el 0,9 y 0,3% respectivamente.





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Adicionalmente se consideró pagos a la Agencia de licencias ambientales por cada evaluación de DAA (Diagnóstico Ambiental de Alternativas): entre 35.000 y 48.000 USD y por cada evaluación de EIA (Estudio de Impacto Ambiental): entre 43.000 y 54.000 USD. Considerando una sola evaluación de cada una.

Costos de Procura

Este costo global incluye los costos de compra o adquisición de los materiales, tubería, equipos de bombeo y maquinaria principal requerida para la construcción, montaje y puesta en marcha de las facilidades descritas en el presente capitulo. Así mismo incluye los costos de colocar dichos materiales, equipos y maquinaria en su lugar de instalación final, incluyendo fletes, impuestos y tasas.

Para la estimación de estos costos se consideraron los equipos y materiales más relevantes de la infraestructura de transporte analizada. Para el caso de la tubería se tuvo en cuenta precios presupuestales DDP no vinculantes suministrado por Tubocaribe incluyendo costos de importación, fletes e IVA vigente del 16%.

Costos de construcción

Este costo global incluye los costos de las obras de construcción, montaje y puesta en marcha de las facilidades, incluyendo contratistas de obra, equipos de montaje, materiales consumibles y servicios profesionales que sean requeridos para la total construcción, comisionamiento y puesta en marcha.

2.2.2 ETAPAS DE UTILIZAR Y MANTENER (OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO):

Para la estimación de los costos de operación y mantenimiento, se tomó como referencia los criterios de estimación de costos de entidades del sector en etapas tempranas de maduración de proyectos de inversión. Se adoptó la siguiente tabla de estimación de costos de O&M en función del monto global de la inversión inicial, donde se catalogaron cinco tipos de proyecto según los rangos de inversión total:

Gráfica 7. Estimación de costos de O&M por tipo de proyecto.

TIPO PROYECTO MIN MAX

MEGA 1.500.000 100.000.000 4%

ESPECIAL 500.000 1.499.999 6%

A 100.000 499.999 8%

B 20.000 99.999 11%

C - 19.999 15%

RANGO COSTO INV KUSD$ % COSTOS

O&M





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Los rubros principales a considerar en la estructura de costos de este sistema durante la etapa de operación y mantenimiento son:

Costos de Back Office

Este costo global incluye los costos administrativos de personal, licencias de software, impuestos, servicios públicos, servicios industriales para la operación y el mantenimiento de las facilidades.

Con base en la experiencia del consultor y de indicadores de proyectos similares a los aquí analizados se estimó alrededor de un 23% de los costos de operación para este rubro, únicamente como un desglose estimado y con fin meramente informativo. Se advierte que estos costos pueden variar según el tipo de proyecto y las características específicas del diseño, tecnologías utilizadas y esquemas contractuales adoptados para la operación de las facilidades.

Costos de repuestos y reinversiones

Este costo global incluye los costos de inventarios de repuestos, tubería y materiales para el mantenimiento de las facilidades y las reinversiones requeridas en equipos e infraestructura para asegurar la continuidad en la operación de las facilidades. Incluye las obras de geotecnia al derecho de vía y a los accesos de los oleoductos o estaciones de bombeo.

Con base en la experiencia del consultor y de indicadores de proyectos similares a los aquí analizados se estimó alrededor de un 50% de los costos de operación para este rubro, únicamente como un desglose estimado y con fin meramente informativo. Se advierte que estos costos pueden variar según el tipo de proyecto y las características específicas del diseño, tecnologías utilizadas y esquemas contractuales adoptados para la operación de las facilidades.

Costos por paradas planeadas y no planeadas

Este costo global incluye los costos por paradas de producción para la ejecución de actividades de mantenimiento planeadas o por reparaciones no planeadas durante la operación de las facilidades, excluyendo reparaciones por eventos delictivos o atentados no previstos.

Con base en la experiencia del consultor y de indicadores de proyectos similares a los aquí analizados se estimó alrededor de un 27% de los costos de operación para este rubro, únicamente como un desglose estimado y con fin meramente informativo. Se advierte que estos costos pueden variar según el tipo de proyecto y las características





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específicas del diseño, tecnologías utilizadas y esquemas contractuales adoptados para la operación de las facilidades.

Costos de operación de Carrotanques

Para el caso específico de transporte de crudo por Carrotanques se establecerá un costo global indicativo para el servicio de transporte por Carrotanques entre las facilidades de cargue y descargue.

2.3 VARIABLES CONSIDERADAS PARA EL CÁLCULO DE COSTOS INDICATIVOS ETAPA DE CONSTRUCCIÓN DE INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE DE CRUDO:

A continuación se describen las variables acordadas con la UPME para el cálculo de los costos indicativos de la etapa de inversión de cada sistema descrito en el numeral 2.1.

2.3.1 CONSTRUCCIÓN DE FACILIDADES DE ALMACENAMIENTO DE CRUDO:

Para esta infraestructura se propone manejar únicamente una variable de entrada correspondiente a la capacidad de almacenamiento de la estación expresada en barriles. Se elaborará un cálculo de costo por método paramétrico (proyectos similares y/o factores de lang, etc.) y/o directo según posibilidades de información recolectada para una estación de capacidad típica promedio y se extrapolará a partir de este valor a los otros valores de capacidad de almacenamiento que la UPME quiera establecer costo indicativo.

2.3.2 CONSTRUCCIÓN DE ESTACIONES DE BOMBEO:

Para esta infraestructura se propone manejar únicamente una variable de entrada correspondiente a la capacidad de bombeo de la estación expresada en Caballos de fuerza (BHP). Se elaborará un cálculo de costo por método paramétrico (proyectos similares y/o factores de Lang, etc.) y/o directo según posibilidades de información recolectada para una estación de capacidad típica promedio y se extrapolará a partir de este valor a los otros valores de capacidad que la UPME quiera establecer costo indicativo.

Para el cálculo de este costo indicativo se consideraron configuración de bombas con motor de combustión interna DIESEL. Se advierte que la hora de seleccionar la capacidad instalada a estimar el costo de inversión se debe tener en cuenta la eficiencia de este tipo





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de motores. La base de datos de costos indicativos con las variables contempladas se presenta en la siguiente tabla, adjunta también en el Apéndice 3:

Gráfica 8. Base de datos para inversión estaciones de bombeo.

2.3.3 CRONOGRAMA PARA LA CONSTRUCCIÓN DE ESTACIONES DE BOMBEO:

Las actividades generales y los tiempos para el desarrollo de un proyecto de inversión y adquisición de infraestructura de producción y transporte de hidrocarburos son variables y dependen del alcance, estrategia de contratación y ejecución del proyecto, complejidad y magnitud de la infraestructura y obtención de las licencias propias 2. A continuación se presentan, indicativamente, los tiempos estimados para una estación de bombeo de petróleo para el caso base de una capacidad de 2000 BHP en la Región Caribe.

Téngase en cuenta que en el caso de construcción de instalaciones con capacidad diferente, los tiempos de ejecución de todos los rubros se modifican de manera menos que proporcional. Además la construcción y operación de las estaciones de bombeo están relacionados con la construcción y operación del almacenamiento asociado y estaciones de carga y descarga de petróleo y/o derivados, por lo que su análisis debe hacerse de manera conjunta. Sin perjuicio de lo anterior, como referencia para estimar tiempos de construcción en diferentes condiciones, se propone aplicar las relaciones de

2 Ver numeral 1.4 de este documento.

BASE DE DATOS PARA INVERSION ESTACIONES DE BOMBEO CRUDO Y DERIVADOS DEL PETROLEO

Home Office Terrenos y tramites

Estudios y

licencias

Ambient

Procura equipos

principalesConstrucción

700 5.591$ 291$ 902$ 3.621$ 8.222$ 18.627$ 26.610$

1.000 5.736$ 298$ 903$ 3.934$ 8.222$ 19.093$ 19.093$

1.200 5.821$ 303$ 903$ 4.119$ 8.222$ 19.368$ 16.140$

1.500 7.329$ 381$ 913$ 4.899$ 10.717$ 24.239$ 16.159$

2.000 8.700$ 452$ 921$ 5.370$ 13.254$ 28.697$ 14.349$

5.000 13.312$ 692$ 950$ 8.104$ 20.860$ 43.918$ 8.784$

10.000 19.792$ 1.027$ 991$ 12.808$ 31.317$ 65.935$ 6.594$

15.000 24.985$ 1.295$ 1.025$ 17.513$ 39.369$ 84.187$ 5.612$

20.000 30.250$ 1.565$ 1.058$ 22.849$ 47.610$ 103.332$ 5.167$

25.000 31.739$ 1.642$ 1.068$ 26.743$ 47.686$ 108.878$ 4.355$

CAPACIDAD

(BHP)

RUBROS PRINCIPALES (KUSD$)COSTO TOTAL

(KSUD$)

COSTO TOTAL

US$ / HP





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costos desarrolladas en este estudio y presentadas en el aplicativo asociado, usando las siguientes relaciones:

𝐶𝑖 ≥ 1.67𝐶𝑜 : 𝑡𝑖 = 1.67𝑡𝑜

0.67𝐶𝑜 ≥ 𝐶𝑖 ≥ 1.67𝐶𝑜 : 𝑡𝑖 =𝐶𝑖

𝐶𝑜𝑡𝑜

𝐶𝑖 ≤ 0.67 𝐶𝑜 : 𝑡𝑖 = 0.67𝑇𝑡𝑜

Donde:

𝑡0 = 𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑒𝑠𝑡𝑖𝑚𝑎𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑙𝑎𝑠 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑖𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑏𝑎𝑠𝑒 (ver párrafo anterior).

𝑡𝑖 = 𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑒𝑠𝑡𝑖𝑚𝑎𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑖𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑑𝑖𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒𝑠 𝑎 𝑙𝑎𝑠 𝑏𝑎𝑠𝑒.

𝐶0 = 𝑐𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑒𝑠𝑡𝑖𝑚𝑎𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑙𝑎𝑠 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑖𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑏𝑎𝑠𝑒 (ver párrafo anterior).

𝐶𝑖 = 𝑐𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑒𝑠𝑡𝑖𝑚𝑎𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑖𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑑𝑖𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒𝑠 𝑎 𝑙𝑎𝑠 𝑏𝑎𝑠𝑒.

Gráfica 9. Cronograma representativo para la construcción de una estación de bombeo.

2.3.4 CONSTRUCCIÓN DE OLEODUCTO:

Para el caso particular de construcción de ductos para el transporte de Gas Natural, Crudo y refinados la UPME ha solicitado en el objetivo 1.2.2 de los términos de referencia, se haga una discriminación de costos indicativos considerando una serie de variables más detalladas descritas en la circular CREG 094.

3 6 9 12 15 18 …

Gestiones de compras y suministros

Construcción, pruebas y puesta en marcha

Actividades \ meses

Ingeniería conceptual y diseños asociados

Licenciamientos, adecuaciones del terreno y

construcción de accesos





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Considerando el rango de posibilidades que abre esta solicitud se hace necesario para este caso, estructurar el cálculo de precio por método directo como lo describe la circular CREG 094 en el numeral 3.9. Teniendo en cuenta que las variables comunes a todo ducto y de mayor impacto en los métodos constructivos y por ende en los costos son el diámetro de la tubería y la longitud total del ducto, se acuerda con la UPME establecer tres rangos posibles de diámetro y para cada uno de estos rangos establecer un diámetro promedio al cual elaborarle una estimación de costo para una longitud típica de ducto y luego a partir de esta estimación poder extrapolar a los demás diámetros y longitudes posibles. Adicionalmente en la estimación de cada uno de los tres ductos definidos se calcularán el impacto de las variables adicionales descritas a continuación.

Los rangos de diámetro establecidos en acuerdo con la UPME son:

6” a 12”

14” a 24”

>24”

Para cada rango de diámetros se estructuró un modelo de costos de construcción considerando la experiencia del consultor y empresas similares dedicadas a la construcción de este tipo de ductos. El modelo contempló un esquema de actividades típicas de construcción de este tipo de ductos, a un nivel de detalle no muy grande y considerando condiciones ideales de ejecución de las obras, las cuales constituyen el caso base que posteriormente se afectarán con los factores de incidencia de cada una de las variables analizadas. En cada rango de diámetro y se consideraron distintos tipos de estrategia de construcción, teniendo en cuenta que distintos tipos de contratista basados en su capacidad técnica pueden acometer cada rango de diámetros establecidos. Así las cosas, para el primer rango de diámetros (6 a 12 pulgadas) los trabajos pueden ser acometidos por contratistas locales e incluso regionales debido a que por capacidad técnica, tamaño de los equipos, capacidad financiera y monto de los proyectos, estos pueden desarrollarse por contratistas pequeños y medianos. Para el segundo rango (12 a 24 pulgadas) se consideró que estos proyectos dependiendo de la longitud pueden ser ejecutados por contratistas Nacionales o internacionales de mayor tamaño, incrementando los costos indirectos y directos de la obra. Finalmente para el rango de diámetros mayores a 24” se consideró que los contratistas requieren una mayor capacidad técnica y económica que reduce a un número menor de compañías constructoras locales y extranjeras. Como resultado se obtuvo un modelo de costos para cada rango de diámetros el cual se corrió para las distintas configuraciones de variables a continuación presentadas.

El modelo para el cálculo de cada escenario tuvo los siguientes datos de entrada y variables evaluadas.





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Datos de entrada:

Para el caso de construcción de infraestructura para el transporte por ductos tanto de Gas Natural, Crudo y refinados se estableció hacer la siguiente discriminación de variables principales de entrada que caracterizarán el ducto al cual se calculó su costo de inversión.

2.3.4.1.1 Diámetro del ducto:

Corresponde a la dimensión nominal de la tubería (NPS) que se utilizará en la construcción del ducto de transporte. Tendrá un rango entre 6 y 36 pulgadas nominales.

2.3.4.1.2 Longitud total del ducto:

Corresponde a la longitud total del ducto desde su estación de envío y la estación de recibo. Estará expresada en kilómetros.

2.3.4.1.3 Tipo de ducto:

Corresponde al tipo de ducto a construir: Gasoducto, Oleoducto o Poliducto.

Variables a considerar en modelo:

Para el caso de construcción de infraestructura para el transporte por ductos tanto de Gas Natural, Crudo y refinados tomando como base las variables presentadas en la circular CREG 094, se proponen las siguientes variables que podrán combinarse y seleccionarse a la hora de calcular distintos escenarios para el ducto en evaluación de costo.

2.3.4.1.4 Tipo de suelo:

Esta variable afecta los rendimientos de varias actividades de construcción y los métodos constructivos requeridos. Teniendo en cuenta la circular CREG 094, se propone considerar los tres tipos de suelos que se pueden encontrar usualmente en la construcción de ductos de transporte de hidrocarburos en el país. Estos son: Suelo arcilloso, suelo arenoso y suelo rocoso. En la aplicación desarrollada como parte del presente estudio, se deberá especificar el porcentaje de cada tipo de suelo en la longitud total del ducto.

2.3.4.1.5 Suelo Arcilloso:

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