Las inversiones para Ecopetrol se han priorizado con el fin de asegurar la sostenibilidad futura de la compañía mediante el aumento en la producción de los campos. El capex (capital expenditure o gastos de capital) fue establecido teniendo en cuenta la cantidad de dinero necesaria para la compra de activos, la inversión incluye la adquisición de equipos, tubería, herramientas, entre otros para los diferentes escenarios panteados (A, B, C y D).
Los costos de capital para el proyecto se clasificaron en costos asociados al cambio de los estados mecánicos de los pozos según los escenarios técnicos, y en costos asociados a la compra de activos cuando sea necesario el reemplazo de los sistemas de levantamientoa artificial y de tubería en los pozos. Estos valores fueron obtenidos de información de campos operados en el Valle Medio del Magdalena, y de cotizaciones solicitadas por empresas operadoras que no pueden ser mencionadas por términos y condiciones.
Para establecer el capex de cada escenario se tuvo en cuenta que en el campo existen 109 pozos activos a Julio de 2019, es decir, que las condiciones de los pozos CN-106 y S- 07X se asumieron iguales para un total de 74 pozos activo, por otro lado se asumió que el pozo tipo CN-165 representa 35 pozos activos en el campo.
A continuación se presentan los costos utilizados a la tubería 2 7/8"EUE 6,5# N80, 2 3/8"EUE 4,6# N80, y el sistema de gas lift que incorpora válvulas, madriles y empaques. El capex para cada periodo tuvo en cuenta la inflación del 3,18% [24]para todos los escenarios, de tal manera que se tuviera una aproximación más real al comportamiento de los precios. Es importante aclarar que el reemplazo de otros accesorios relacionados con el bottom hole assembly BHA de los pozos no fueron tenidos debido a que esto requiere de ingeniería de detalle, no contemplada para este proyecto.
40 Tabla 23. Costos empleados para tuberías y válvulas.
Concepto Precio
Tubing 2 7/8"EUE 6,5# N80 4,57 USD/ft Tubing 2 3/8"EUE 4,6# N80 3,31 USD/ft
Sistema GL 16.303 USD c/u
En el escenario A dado que este escenario se asumió como un caso base en el cual el campo opera con un sistema gas lift, solamente se tuvieron en cuenta los costos de capital asociados a las intervenciones en los pozos, contemplando reemplazo de tubería y del sistema de levantamiento artificial actual. El capex para este escenario se estimó en 767.935,33 USD/año para el reemplazo de tubería, asumiendo que se debe realizar cada 5 años a un 30% de los pies instalados en el campo; y unos costos de 4.760.476 USD/año para el reemplazo del sistema de levantamiento artificial, asumiendo que se debe realizar cada 10 años.
En el escenario B se contempló los costos de capital asociados a el re- acondicionamiento de los pozos tipo CN-106 y S-07X, profundizando el tubing a 6.500 ft; el capex estimado para la compra de 90.946 ft de tubería 2 7/8"EUE 6,5# N80
adicionales fue de 415.623 USD. En la Tabla 24 se puede observar el costo de capital
asociado a las intervenciones para cada pozo, teniendo en cuenta que los reemplazos a la tubería se debe realizar cada 5 años a un 30% de los pies instalados en el campo, y asumiendo que el reemplazo del sistema de levantamiento artificial se debe realizar cada 10 años. En el periodo cero se contemplaron unos costos asociados a las intervenciones en el sistema existente iguales a 767.935,33 USD.
Tabla 24. CAPEX para Escenario B.
Pozo tipo Concepto USD
CN-106/S-07X Tubing 2 7/8"EUE 6,5# N80 659.451 Sistema GL 3.619.266 CN-165 Tubing 2 3/8"EUE 4,6# N80 233.171,30 Sistema GL 1.141.210
En el escenario C se planteó con un re-diseño del sistema de levantamiento actual del campo para todos los 109 pozos, los costos de capital para la profundización del tubing
2 7/8"EUE 6,5# N80 en los pozos tipo CN-106 y S-07X se presentan en la Tabla 25, así
como los costos por la adqusición de 35 válvulas (GLI 3) con sus respectivos mandriles en los pozos tipo CN-165.
Tabla 25. CAPEX para Escenario C prediseño.
Pozo tipo Concepto USD
CN-106/S-07X Tubing 2 7/8"EUE 6,5# N80 415.623
CN-165 Sistema GL – Válvulas GLI3 570.605
En la Tabla 26 se pueden observar los costos de capital asociados a las intervenciones en
41
reemplazar cada 5 años y los costos por el reemplazo del sistema gas lift cada 10 años en los pozos tipo CN-106 y S-07X. Así mismo, se presentan el capex para los pozos tipo CN-165 por el reemplazo de 70.445 ft de tubería 2 3/8"EUE 4,6# N80 y el sistema gas lift. Para el periodo cero se contemplaron unas inversiones relacionadas a las intervenciones iguales a $5.528.411,33 USD.
Tabla 26. CAPEX para Escenario C.
Pozo tipo Concepto USD
CN-106/S-07X Tubing 2 7/8"EUE 6,5# N80 659.451
Sistema GL 3.619.266
CN-165
Tubing 2 3/8"EUE 4,6# N80 233.171,30
Sistema GL 1.711.815
En el escenario D se contempló el cambio del sistema de levantamiento artificial actual
gas lift a bombeo electro-sumergible con el objetivo de aumentar la producción, sin
embargo, esto requiere de operaciones de workover para retirar la sarta actual y bajar las bombas hasta las zonas cañoneadas en cada pozo. Adicionalmente, para los pozos tipo CN-165 se cambió toda la sarta de producción a 2 7/8"EUE 6,5# N80.
En la Tabla 27 se presentan los costos de capital asociados a los pies de tubería 2 7/8"EUE
6,5# N80 que fueron añadidos según el estado mecánico diseñado para los pozos CN- 106 y S-07X, además de los costos de capital para el sistema electro sumergible que contempla la adquisición de las bombas, separadores de gas, motores, sensores y cableado para cada pozo; de igual manera se tienen en cuenta las obras civiles y el cableado necesario para el abastecimiento de energía eléctrica a cada sistema.
Tabla 27. CAPEX para Escenario D.
Pozo tipo Concepto USD
CN-106/S-07X
Tubing 2 7/8"EUE 6,5# N80 246.533
Sistema BES 10.348.086
Obras civiles y cableado 12.328.400 CN-165
Tubing 2 7/8"EUE 6,5# N80 927.710
Sistema BES 4.894.365
Obras civiles y cableado 5.831.000
Igualmente, se tuvo en cuenta el costo de capital asociado a las intervenciones que requiere el sistema de levantamiento artificial BES, asumiendo la frecuencia por fallas entre 730 y 1500 días, es decir, que las partes de la bomba que fallen deben ser reemplazadas aproximadamente cada 4 años, según un informe de Wood Group ESP [25]. Para el costo de las intervenciones por daños en la sarta de producción de los pozos se asumió que el 30% de la longitud existente debe ser reemplazada cada 5 años; respecto al cableado eléctrico se estimó un 50% de la inversión inicial para mantenimiento en los pozos tipo CN-106 y S-07X, y el 33% para los pozos tipo CN-165.
42 Tabla 28. CAPEX asociado a intervenciones al sistema BES.
Pozo tipo Concepto USD
CN-106/S-07X
Tubing 2 7/8"EUE 6,5# N80 608,724 Mantenimiento sistema BES 3,341,914 Mantenimiento cableado eléctrico 6,164,200 CN-165
Tubing 2 7/8"EUE 6,5# N80 278,313 Mantenimiento sistema BES 1,580,635 Mantenimiento cableado eléctrico 4,109,467 4.4. Flujos de caja para los escenarios A, B, C y D
Los flujos de caja para los escenarios planteados A, B, C y D se presentan en el Anexo 2, donde los ingresos se modificaron conforme a los perfiles de producción según la tasa de inyección de 200, 500 y 1000 bbl/día. Igualmente se tuvo en cuenta los costos de operación para cada escenario, las regalías por producción y los costos de capital asociados a cada alternativa.
Para el escenario D se incluyó una tasa de depreciación constante en el tiempo, debido a la adquisición de un sistema de levantamiento diferente al actual; es decir, que el porcentaje se estableció en función de la duración de cada una de las alternativas respecto a los costos de la bomba electro sumergible.