i Implementación de proyectos de mejora de infraestructura y uso de nuevas tecnologías para mejorar la sostenibilidad de un lote petrolero del Noroeste Peruano Trabajo de investigación presentado en satisfacción parcial de los requerimientos para obtener el grado de Maestro en Gestión de la Energía por: Paul Isaac Camarena Camayoc ...................................... Elionel Córdova Ore .................................... Germain Luis Pajuelo Navarro ..................................... David Matta Cajo ..................................... José Carlos Saavedra Aguilar ..................................... Programa de la Maestría en Gestión de la Energía Lima, 15 de setiembre de 2025 ii iii Este trabajo de investigación: Implementación de proyectos de mejora de infraestructura y uso de nuevas tecnologías para mejorar la sostenibilidad de un lote petrolero del Noroeste Peruano. Ha sido aprobado. Universidad ESAN 2025 iv AGRADECIMIENTOS A nuestro profesor asesor de tesis por su valioso apoyo, tiempo y paciencia que nos ha brindado en este periodo lo cual ha sido fundamental para poder mejorar y presentar nuestra tesis de forma satisfactoria. César Fuentes Cruz Doctor (Ph. D.) A la empresa SAPET DEVELOPMENT E.I.R.L. SUCURSAL PERU que, en las personas de su director ejecutivo, el Sr. Ding Bin y de su vicepresidente de Operaciones, el Sr. Leng Jichuan, nos han apoyado brindando su valiosa asesoría técnica para poder desarrollar el presente estudio técnico. A mi amada esposa Diana y a mi querido hijo Jean Pierre, por su constante apoyo, comprensión y paciencia durante todo este periodo de arduo aprendizaje. Asimismo, agradezco mucho a mis padres Flor de María Navarro Riveros y Luis Pajuelo Rivera, por el constante aliento y cariño que me han permitido obtener este logro tan importante en mi carrera profesional. Germaín Luis Pajuelo Navarro Quiero dedicar esta tesis a ti, mamá, por ser mi fuente de inspiración y fortaleza. Tu amor incondicional y apoyo han sido el motor que me ha impulsado a superar cada obstáculo. Gracias por enseñarme a ser valiente y perseverante. Tus enseñanzas en mi vida son imborrables, y esta tesis es un pequeño tributo a tu dedicación y sacrificio. A Cayetana, mi pequeña luz, esta tesis también es para ti. Cada día que paso contigo es un regalo, y tu sonrisa ha sido mi motivación para seguir adelante. Espero que te inspire a perseguir tus sueños con la misma pasión y determinación que me has enseñado a mí. Elionel Córdova Ore v A mi amada esposa, cuyo apoyo incondicional y aliento constante fueron el motor que me impulsó a embarcarme en este desafío. Gracias por tu paciencia, por estar a mi lado y por compartir conmigo las exigencias y renuncias que hicieron posible este logro. A mis hijos, mi fuente inagotable de inspiración, quienes con su amor y alegría me recordaron cada día la razón por la que vale la pena seguir esforzándose. Que este logro sea también suyo y un testimonio de que, con dedicación y perseverancia, todo es posible. Paul Camarena Camayoc A mi madre, Sabina Aguilar, por ser el pilar fundamental de mi vida, por enseñarme la importancia de la perseverancia, la honestidad y la dedicación. Gracias por ser mi guía constante, por creer en mí en cada paso que doy y por impulsarme a ser mejor cada día. A mi padre, Erasmo Saavedra, por su ejemplo de trabajo incansable, por su amor incondicional y por transmitirme la importancia de luchar por mis sueños. Tu fortaleza y sabiduría me han inspirado siempre. A mis hermanos, por su apoyo constante, por ser mi refugio y por compartir conmigo tanto los momentos difíciles como los de alegría. Gracias por estar siempre ahí, brindándome su amor y confianza. A mi esposa, Ericka Vidal, por su apoyo incondicional y por estar a mi lado en cada desafío, por ser mi fuente de motivación, amor y fuerza en los momentos más complejos. Este logro es tan tuyo como mío. A mis compañeros y colegas, con quienes compartí este camino de aprendizaje, por su colaboración, camaradería y la enriquecedora experiencia que aportaron a lo largo de nuestra formación conjunta. Su sabiduría y apoyo fueron esenciales para alcanzar este objetivo. José Carlos Saavedra Aguilar vi A mi madre, Margarita Cajo, por ser la piedra angular en mi formación personal y profesional, por haberme educado con valores, por ser mi constante consejera, por creer siempre en mí y por retarme a seguir superándome. A mi esposa, Greys Portillo, por acompañarme en este camino con paciencia y comprensión, por ser mi soporte y mi refugio en momentos difíciles. Gracias por tu amor y tu apoyo inquebrantable. Este logro también es tuyo. A mis compañeros y colegas de estudio, con quienes formamos grupo de trabajo desde el primer ciclo, por compartir su sabiduría, sus experiencias y conocimientos conmigo. El aprendizaje adquirido en esta maestría fue enriquecido por su presencia. Y a nuestros docentes, por su dedicación y guía. Cada enseñanza impartida ha sido fundamental en mi crecimiento profesional. David Matta Cajo Asimismo, agradecemos a todas aquellas personas que de una u otra forma nos han apoyado para poder desarrollar el presente trabajo de tesis. vii CURRICULUM VITAE DE LOS AUTORES GERMAIN LUIS PAJUELO NAVARRO Magíster en Administración de ESAN – Mención en Dirección Avanzada de Proyectos de Inversión. Ingeniero de Petróleo titulado (Universidad Nacional de Ingeniería). Experiencia en el rubro de Exploración y Explotación de Hidrocarburos de más de 22 años. Preparación, gestión y ejecución de proyectos de desarrollo en campos petroleros: construcción de facilidades, optimización de producción, mantenimiento de equipos, abandono técnico de pozos, programas de perforación, completación, workover y rehabilitaciones de pozos de petróleo y gas. Aplicación de metodología del PMI para manejo de proyectos. Experiencia en gestión de Operaciones liderando áreas de Producción, Perforación y Completación, Mantenimiento, Servicio de Pozos e Ingeniería de Proyectos. Excelente coordinador entre las áreas Operativas y Administrativas con el objetivo de maximizar productividad al costo óptimo. Experiencia en sistemas integrados de gestión (ISO 9001 / OSHAS-18001 / ISO14001). Conocimiento en Sistemas ERP ORACLE Business para análisis de costos y toma de decisiones. Enfoque al cumplimiento de la legislación vigente en las actividades de Exploración y Explotación de hidrocarburos. FORMACIÓN 2023 – 2025. Escuela de Administración de Negocios para Graduados – ESAN Magíster en Gestión de la Energía (en proceso). 2014 – 2016. Escuela de Administración de Negocios para Graduados – ESAN Magíster en Administración con mención en Dirección Avanzada de Proyectos 1987 – 1994. Universidad Nacional de Ingeniería (UNI) - Título de Ingeniero de Petróleo. Colegiado en el Colegio de Ingenieros de Lima – CIP # 89435. CERTIFICACIONES Project Management Professional (PMP) - Número: 1982247 / Del 21 de noviembre 2016 hasta la fecha. EXPERIENCIA Sapet Development Sucursal Perú - Sub-Gerencia de División de Soporte Técnico – Desde el 30-10-23 hasta la actualidad. 2021 – 2023 Sapet Development Sucursal Perú - Sub-Gerencia de Dpto. de Ingeniería & Mantenimiento de Facilidades. 2017 – 2021 Jefatura de Sección Mantenimiento (Dpto. de Ingeniería & Mantenimiento de Facilidades). 2013 – 2015. Interoil Perú Oil & Gas – Gerente de Soporte de Operaciones para explotación de hidrocarburos en los lotes III y IV del noroeste peruano. 2011 – 2013. Interoil Perú Oil & Gas – Gerente de Operaciones en los lotes III y IV del noroeste peruano. Administración de las áreas de servicio de pozos, perforación, producción, mantenimiento e ingeniería. viii 2005 – 2011. Interoil Perú Oil & Gas – Jefe de Producción en los lotes III y IV. 2004. Interoil Perú Oil & Gas – Jefe de Sección lote III. 2003. Interoil Perú Oil & Gas – Ingeniero de Petróleo en la Gerencia técnica. 2002. Interoil Perú Oil & Gas – Jefe de Sección lote IV. 2000 – 2001 Interoil Perú Oil & Gas – Ingeniero de Producción – lotes III y IV. 2000. Schlumberger del Perú (Anadrill) – Operador de motor de fondo. 1998 - 1999 Pérez Companc del Perú – Supervisor de Workover – lote X El Alto. 1996 – 1998 Mercantile Perú Oil & Gas – Ingeniero de Petróleo – lotes III y IV. 1995 – 1996 Petróleos del Perú (Petroperú) – Ingeniero de Petróleo oficina técnica. CURSOS ▪ “Gestión de proyectos sostenibles en zonas de influencia de la industria de hidrocarburos – Elaboración, monitoreo y cuantificación de beneficios” - CAREC - Sustenable Institute / Modalidad Virtual / 03-19 julio 2023 ▪ Seminario internacional – INGEPET 2022 - Asistente - Hotel WESTIN / Lima / 19- 22 noviembre 2022. ▪ “NFPA 25 - Standard for the Inspection, Testing, and Maintenance of Water-Based Fire Protection Systems “Talara, Pumping Station 172 Block VI and Pumping Station 1 Block VII / 02 de mayo al 10 de junio del 2022. ▪ Evaluación de integridad mecánica y análisis basada en riesgos en la industria hidrocarburifera- CAREC / Sustenable Institute for training / Modalidad Virtual / Duración: 02 al 13 de mayo del 2022. ▪ Diplomado de Estudios de riesgos de seguridad y planes de respuesta de emergencias para las actividades de hidrocarburos con aplicaciones en el upstream y downstream - CAREC / Universidad Nacional de Ingeniería (UNI) – Facultad de Ingeniería de Petróleo, Gas Natural y Petroquímica / Modalidad Virtual / Duración desde el 16 de octubre 2021 hasta el 30 de abril 2022. ▪ Curso especializado en evaluación económica de proyectos de inversión en la industria de hidrocarburos - CAREC / Tecnológico de Monterrey / Programa internacional - Modalidad Virtual / Julio 05-16, 2021 ▪ Comprensión de documentos y redacción profesional - Nueva Acrópolis Perú / Modalidad virtual / Del 06 de abril al 20 de julio de 2021. ▪ Gestión confiabilidad de equipos para plantas en producción – Reliability centered maintenance (RCM) - CAREC / RMP S.A.S. / Lima / noviembre 04-08, 2019 ▪ Seminario de Negocios Internacionales (2016 – Universidad de Florida - EEUU). ▪ Conferencia técnica Oil & Gas Perú 2014 (2014 - Swiss Hotel, Lima). ▪ Análisis Probabilístico de riesgos en proyectos de petróleo & gas (2013 - Business Tower Hotel, Lima). ▪ Next generation Oil & Gas summit (2013, Hotel Hilton Cartagena, Colombia). ▪ Management meeting – drilling campaign results (2012, Oslo – Noruega). ▪ Management meeting – drilling and workover campaign (2012, Zurich – Suiza). ▪ Seminario Internacional INGEPET (2011, Hotel Swisshotel / Novotel – Lima). ▪ Diplomado en Dirección de Operaciones (2009, UDEP - Piura). ix ELIONEL CÓRDOVA ORE Ingeniero en Industrias Alimentarias graduado de la Universidad Nacional del Centro del Perú (UNCP) con más de 20 años de experiencia profesional, 16 años en el sector Oil & Gas, con énfasis en el midstream y downstream. Cuento con conocimientos en procesos financieros y administrativos. He demostrado habilidades de liderazgo al dirigir equipos de alto rendimiento y establecer conexiones sólidas con clientes y proveedores a nivel nacional e internacional. FORMACIÓN 199 - 2006 – Ingeniero en Industrias Alimentarias – Univ. Nac. del Centro del Perú – UNCP 2023 – 2025. Escuela de Administración de Negocios para Graduados – ESAN Magíster en Gestión de la Energía (en proceso). FORMACIÓN Ago. 2025 – Actualidad PETROLEOS DEL PERU S.A. Gerente Dpto. Operaciones Gas GESTIÓNo la operación segura y eficiente del sistema de distribución de gas natural, incluyendo mantenimiento y atención de emergencias. Lidero proyectos de expansión, supervisión de indicadores y relaciones institucionales para asegurar cumplimiento normativo Feb 2024 – Ago. 2025 ENERGIGAS SAC - Empresa peruana provee soluciones energéticas nacionales, comercializando hidrocarburos (Líquidos, GLP, GNV, GNC y GNL) para sectores variados. Jefe Comercial de RED Estaciones de Servicio, 20 estaciones de servicio (Lima, Ica, Ancash, La Libertada y Piura). 20 personas directas y 300 indirectas a mi cargo. Funciones ▪ Diseño y ejecución de estrategias comerciales para aumentar la rentabilidad y explorar nuevas oportunidades. ▪ Gestión y supervisión diaria de ventas y operaciones, asegurando eficiencia y cumplimiento de objetivos. ▪ Análisis de mercado y mantenimiento de relaciones con clientes clave para mejorar satisfacción y fidelidad. ▪ Liderazgo, motivación y desarrollo del equipo comercial y de operaciones. ▪ Supervisión de presupuestos, gastos y rendimiento financiero. ▪ Colaboración en marketing, promociones y activaciones para incrementar ventas. ▪ Identificación de oportunidades de mejora en productos, servicios y procesos. ▪ Creación y gestión del área de flotas, incluyendo adquisición de clientes y negociaciones contractuales. x Sep. 2021 – nov. 2023 PROMIGAS PERU. SA – Empresa con más de 48 años conectando mercados a fuentes de energía. Liderando la revolución del gas natural en Colombia y Perú, dedicada al transporte y distribución de gas natural, gas natural licuado. Coordinador de Movilidad, teniendo a cargo la zona norte del Peru (Ancash, La libertad, Lambayeque, Cajamarca y Piura). Funciones ▪ Implantación del plan de movilidad sostenible con GNV-C, GNL e Hidrógeno verde. ▪ Negociaciones con organizaciones públicas para impulsar la utilización del GNV e introducir al GNL como matriz energética en la movilidad. ▪ Trabajo colaborativo con stakeholders del sector del gas natural vehicular y licuefactado. ▪ GESTIÓNes con organizaciones privadas para promover el uso del GNV y GNL en la movilidad. ▪ Promoción activa de la oferta de movilidad con GNV y GNL. ▪ Realización de acciones formativas y asesoramiento para fomentar la movilidad sostenible. ▪ Actuar como nexo con operadores de transporte y el mercado de vehículos livianos y pesados. ▪ Planificación para el crecimiento de la oferta de GNV y GNL en la zona de concesión. ▪ Incremento del parque automotor de vehículos livianos y pesados utilizando el GNV y GNL. ▪ Administración de contratos de arrendamiento de estaciones de servicio con Primax y operador independiente. ▪ Monitoreo permanente de la competitividad frente a los sustitutos inmediatos (Gasohol, GLP y Diesel). ▪ Actividades de gestión de lealtad del cliente y usuario de GNV y GNL. ▪ Creación y administración de base de datos de empresas generadoras de carga y transporte logístico e interprovincial. 2018 Sep – 2021 Sep REPSOL COMERCIAL SAC – Empresa líder en el sector de energético de hidrocarburos, y gestión de estaciones de servicio a nivel mundial. Asesor de Flotas - Perú Funciones ▪ Supervisión Comercial: ▪ Elaboración de reportes para el Gerente Comercial. ▪ Mantenimiento de cuentas clave y gestión de ventas B2B. ▪ Supervisión de créditos, cobranzas y márgenes. ▪ Gestión de Ventas y Administración: ▪ Prospección de ventas en la Zona asignada. ▪ Capacitación de administradores en estrategias de ventas. xi ▪ Coordinación de precios con clientes y administradores. ▪ Optimización del Proceso de Ventas: ▪ Identificación y aprovechamiento de oportunidades de mejora en el proceso de ventas. ▪ Control Financiero: ▪ Control del margen de la cartera según los objetivos de la empresa. ▪ Medición del mantenimiento de cuentas por estación. 2018 Feb – 2018 Sep NOVA INDUSTRIAL TOOLS SAC Jefe Comercial Grupo Nova – Perú (Lima, Arequipa y Cusco), a cargo 20 Asesores comerciales, 3 Administradores de tienda, 3 Asistentes de ventas, 01 Asistente de logística de salida. 2014 Feb – 2018 Feb CORPORACIÓN PRIMAX – COESTI SA Jefe de ventas y negocios corporativos 2012 – 2014 CORPORACIÓN PRIMAX – COESTI SA Administrador Retail – EESS 2011 – 2012 HRS-HEAT EXCHANGERS LATINO AMERICA SAC Ejecutivo Comercial 2009 – 2011 NOVA INDUSTRIAL TOOLS SAC Asesor Comercial 2004 – 2008 CONS. CENTRO DE RIESGOS COSAPI – PUCP – CERTICOM Supervisor de Personal. CURSOS 2024 – Especialización en Libre Competencia UPC - Indecopi 2023 – Maestría en Gestión de la Energía – ESAN (Por grado de titulación). 2022 – Programa de Dirección Estratégica – PAD Universidad de Piura. 2018 – Dirección de Ventas y Gestión Comercial – Universidad del Pacífico. 2017 – Finanzas Corporativas – Centrum católica – PUCP. 2015 – PEE – Gerencia de Ventas –ESAN. 2014 – CIBERTEC: Excel Advance. 2013 – Diplomado en Administración de Empresas – Escuela de Empresarios IPAE. 2009 – PUCP: Coach Ontológico Profesional. xii PAUL CAMARENA CAMAYOC Ingeniero Electricista de la Universidad Nacional del Centro del Peru – (UNCP) con más de 10 años de experiencia en Sistemas Eléctricos de Potencia en el Sector Minero en las áreas de Costos, Control de gestión, Eficiencia Energética, Proyectos y Operación-Mantenimiento. Experiencia en la gestión de energía a través del ISO5001 y eficiencia energética, desarrollo de Sistemas SCADA, gestión de Proyectos de Subestaciones de Potencia y Líneas de Transmisión, conocimiento de la coordinación de la operación de corto, mediano y largo plazo del SEIN. Alta capacidad analítica y toma de decisiones. FORMACIÓN PROFESIONAL ESAN Graduate School of Business 2023 - 2025 Maestría en Gestión de Energía Universidad Nacional del Centro del Perú (Quinto Superior) 2003 - 2008 Ingeniería Eléctrica y Electrónica EXPERIENCIA PROFESIONAL VOLCAN COMPAÑÍA MINERA S.A.A. Es uno de los mayores productores mundiales de zinc, plomo y plata. La Compañía es considerada uno de los productores de más bajo costo en la industria debido a la calidad de sus depósitos de mineral. Jefe de Costos de Energía febrero 2018 – Actualidad (7 años) ▪ Lidero el control y gestión de los costos de energía del Grupo Volcan, mediante KPI’s de desempeño energético y estimaciones mensuales y anuales de OpEx. ▪ Administro el contrato PPA de Compra de Energía del Grupo Volcan, potencia contratada >100MW en 20 puntos de suministro. ▪ Realizo la gestión comercial de nuestra central hidroeléctrica de TINGO (1MW), ▪ Soy responsable del Programa corporativo de Eficiencia Energética en las distintas operaciones mineras. Realizo la evaluación de proyectos y seguimiento de iniciativas según la ISO 50001. El programa consiguió una reducción anual del 2% del presupuesto anual de compra de energía. ▪ Lidero el Planeamiento Estratégico de infraestructura de los Sistemas Eléctricos de Potencia, garantizando el suministro de energía a las distintas operaciones mineras según su LoM (Life of Mine). ▪ Realizo el control y monitoreo de los proyectos de Sistemas Eléctricos de Potencia, a través del reporte de los principales indicadores de gestión (CPI-SPI) en las distintas etapas Conceptual, Pre-Factibilidad, Factibilidad y Construcción. ▪ Brindo apoyo en la supervisión durante los mantenimientos preventivos importantes y la puesta en servicio de los proyectos de los Sistemas Eléctricos de Potencia. ▪ Participo activamente en la revisión de la ingeniería de los principales proyectos de Sistemas Eléctricos de Potencia. xiii ▪ Participé del equipo multidisciplinario para la implementación del nuevo sistema ERP-SAP HANA, módulos CO, PM y SD. ▪ Estuve a cargo de la implementación y puesta en servicio del Sistema SCADA: MicroScadaX (Hitachi) en las subestaciones Pomacocha 40/50MVA y Nueva SE San Cristóbal 15MVA. ▪ GESTIÓNé la actualización del sistema de envío de señales ICCP hacia el COES desde las SE Pomacocha y SE Óxidos, hasta la obtención del Anexo C. Supervisor de Monitoreo y Control de Energía noviembre 2013 – enero 2018 ▪ Responsable de la operación y mantenimiento del sistema eléctrico en alta y media tensión de las unidades mineras de Yauli-Ticlio. ▪ Logré implementar el centro de control de energía y el sistema de Monitoreo de Energía de la U.M. Yauli, cumpliendo las normativas del sector: NTCOTR y NTIITR. ▪ Implementé los Esquemas de Rechazo Automático de Carga (ERACMF) en coordinación con las áreas operativas, logrando cero penalizaciones. ▪ Implementación del comité de eficiencia energética conformado por las distintas áreas de operaciones y administrativas de la unidad. Además, se implementó el programa de “Peak Shaving” con el apagado de equipos y encendido de Grupos Electrógenos. ▪ Realice la implementación de procedimientos y revisión de los planes de contingencia para garantizar la correcta operación del sistema eléctrico en alta tensión. Coordinación en tiempo real con el COES-SINAC y diversas empresas involucradas. ▪ Lideré los siguientes proyectos desde la ingeniería de diseño hasta el comisiona miento y pruebas de puesta en servicio: o Ampliación de la SE Pomacocha 220/50KV o Líneas de trasmisión en 50KV Pomacocha San Antonio/San Cristóbal o Ampliación de la SE Ticlio de 5MVA a 8MVA o Ampliación de la SE San Antonio de 10MVA a 15MVA FARMIN SAC - Ingeniería y Construcción Empresa contratista que desarrolla sus actividades en los sectores de ingeniería y construcción en obras eléctricas, metal mecánicas y civiles. Inició sus actividades en el año 1999. Residente de Obra noviembre 2011 - septiembre 2013 (1año 10 meses) Fui responsable de la dirección, ingeniería de detalle, pruebas y puesta en servicio de los siguientes proyectos: ▪ Suministro, obras civiles y montaje electromecánico de las ampliaciones de las SSEE San Antonio/San Cristóbal ▪ Propietario: Volcan Compañía Minera S.A.A.- US$ 580,492.58 (10 meses) ▪ Acondicionado de la planta de procesamiento de Paprika ▪ Propietario Outspan Peru S.A.C. - S/. 1’040,080.57 (3 meses) ▪ L.T. 50kV Pomacocha – San Antonio / San Cristobal xiv ▪ Propietario Volcan Compañía Minera S.A.A. - US$ 1’400,000.00 (9 meses) Ingeniero de Presupuestos Julio 2011 - octubre 2011 (5 meses) Participe de la elaboración de presupuestos para estaciones de servicio de combustibles, Líneas de Transmisión Eléctrica y Subestaciones Eléctricas en alta tensión. ▪ Ejecución de metrados, análisis de precios unitarios y cotizaciones referenciales. ▪ Planeamiento presupuestal del proyecto y elaboración del flujo de caja. ▪ Elaboración de expedientes para licitaciones públicas y privadas. ▪ Implementación del análisis de precios unitarios en el software S10 FIANSA S.A. – Organización FERREYROS Empresa Metalmecánica con más de 45 años de experiencia en fabricación de estructuras metálicas para uso industrial. Dedicada también a Montajes Electromecánicos. Ingeniero jefe de Oficina Técnica enero 2010 - junio 2011 (1 año 6 meses) Fui responsable de la Ingeniería de detalle, Planeamiento y control de recursos de la obra, Valorizaciones y reportes de costos EVM del proyecto: “Construcción y entrega en condiciones aptas para la puesta en servicio de las L.T. 220KV/500KV Chilca – Planicie e Interconexiones Carabayllo” Propietario: Proyectos de Infraestructura del Perú S.A.C. - US$ 12’100,000.00. Ingeniero de Presupuestos junio 2009 - diciembre 2009 (7 meses) Participé de la elaboración de metrados, cotizaciones y análisis de precios unitario en la plataforma S10 para Instalaciones Industriales, Subestaciones Eléctricas, Líneas de Transmisión y Centrales Hidroeléctricas. Preparé el presupuesto y expedientes para licitaciones públicas y privadas de los proyectos: ▪ L.T. 220 KV Kiman Ayllu para Abengoa, L.T. 220KV/500KV Chilca – Planicie e Interconexiones Carabayllo, Central hidroeléctrica de Naranjos II Ingeniero Asistente de Obra septiembre 2008 - mayo del 2009 (9 meses) Fui responsable de los trabajos de puesta a tierra y apoyo en la liquidación de la obra, con la gestión de protocolos y órdenes de cambio del proyecto: “Línea de Transmisión en 60 KV Chacapuente – Explorador” Propietario: Compañía Minera Ares S.A.C. - S/. 15’000,000.00 OTROS ESTUDIOS Gestión de Paradas de Planta bajo Lineamientos PMI-PMBOK – Engine Zone 2024 Liderazgo Organizacional - Universidad del Pacífico 2022 Power Bi Excel- CIBERTEC 2021 Eficiencia Energética - AMB Capacitación Corporativa 2020 Digsilent - EXSEP Expertos en Sistemas Eléctricos de Potencia 2020 Excel Avanzado 2019 - CIBERTEC 2020 Gestión de Riesgos BOW TIE - EAGLE Consulting 2020 Metodología de Investigación de Incidentes ICAM - EAGLE Consulting 2020 Ingles Intermedio - Business Link 2020 xv JOSÉ CARLOS SAAVEDRA AGUILAR Ingeniero Electricista colegiado con 9 años de experiencia en la distribución de energía eléctrica. Con formación académica sólida y experiencia en áreas comerciales, técnicas y de calidad, ha desarrollado habilidades en gestión de equipos, liderazgo y trabajo bajo presión. Posee certificación PMI en gestión de proyectos, lo que ha complementado su capacidad para liderar proyectos complejos y mejorar la eficiencia operativa. Está orientado a la mejora continua y a alcanzar metas tanto laborales como personales, ofreciendo soluciones acordes a las expectativas empresariales. Formación Académica: 2023 – en Curso: ESAN Graduate School of Business - Maestría en Gestión de Energía 2009 - 2015: Universidad Nacional del Callao - Escuela Profesional de Ingeniería Eléctrica. Experiencia Profesional: A&N Proyectos S.A.C. (2020 - Actualidad) Cargo: jefe de Proyectos Logros: • Reducción de no conformidades en proyectos de infraestructura eléctrica y de telecomunicaciones mediante un control de calidad más eficiente. • Implementación de un sistema de gestión de calidad integrado, aumentando la eficiencia operativa en la planta, con un ahorro de costos del 10%. • Ahorro de costos del 10% en la implementación de procesos de calidad. • Mejora del 25% en los tiempos de ejecución de auditorías internas y externas. Funciones: • Liderazgo en la implementación de sistemas de gestión de calidad conforme a ISO 9001:2015. • Supervisión de la instalación y mantenimiento de sistemas eléctricos, asegurando el cumplimiento de las normativas. • Coordinación de auditorías internas y externas, garantizando la mejora continua en los proyectos de infraestructura. Certificaciones y Cursos Especializados: • Diplomado en Gestión de la Energía (ESAN). • Curso en Gestión de Proyectos de Construcción con Primavera P6. • Curso en Gestión de Proyectos con MS Project. • Diplomado en ISO 45001:2018, Sistemas de Gestión de Seguridad y Salud en el Trabajo. • Diplomado en Sistemas Integrados de Gestión ISO 9001:2015, ISO 14001:2015, ISO 45001:2018. • Curso en Gestión de Calidad en la Construcción. • Diplomado en Supervisión y Residencia de Obras. • Especialización en Gestión del Mantenimiento Eléctrico Industrial. xvi • Certificación en Calidad en Sistemas HVAC. • Certificación en Manejo de Herramientas Lean Construction y BIM. Mechanical and Piping Solutions S.A.C. (2020) Cargo: jefe de Calidad Logros: • Desarrollo e implementación del Sistema de Gestión ISO 9001:2015, mejorando el control de calidad en proyectos eléctricos y HVAC, alcanzando un 98% de cumplimiento. • Coordinación efectiva de las pruebas y liberaciones de trabajos eléctricos y HVAC, garantizando la calidad en cada etapa del proyecto. • Cumplimiento del 98% de los estándares de calidad establecidos. • Reducción del 12% en las no conformidades durante las pruebas y liberaciones. Funciones: • Gestión y supervisión de la calidad en instalaciones eléctricas y sistemas HVAC. • Creación de procedimientos para la liberación de trabajos de instalación de cables y equipos eléctricos. • Implementación de medidas correctivas y preventivas para cumplir con los estándares de calidad. SAEG Perú S.A. (2019-2020) Cargo: Supervisor de Calidad HVAC Logros: • Implementación exitosa del sistema de calidad en HVAC, mejorando la eficiencia operativa de equipos de climatización en un 15%. • Supervisión en la ejecución de pruebas de puesta en marcha de sistemas de refrigeración y ventilación, garantizando su operación a la primera. • Mejora del 15% en la eficiencia operativa de sistemas HVAC. • Reducción del 10% en los tiempos de ejecución de pruebas de puesta en marcha. Funciones: • Supervisión de la calidad en la instalación de equipos HVAC y refrigeración. • Gestión de documentación de calidad y seguimiento de la operatividad de los equipos de medición. • Elaboración de protocolos y procedimientos de liberación de sistemas HVAC. A&N Proyectos S.A.C. (2018-2019) Cargo: Residente de Obra Edificios Subestaciones PMRT Logros: • Implementación de un sistema de gestión de calidad que redujo las no conformidades en proyectos eléctricos en un 30%. • Coordinación efectiva de la instalación de pararrayos y mallas a tierra en el proyecto Modernización de la Refinería de Talara (PMRT). xvii • Reducción del 30% en no conformidades en proyectos eléctricos. • Cumplimiento del 100% de los estándares de calidad en la instalación de sistemas de protección. Funciones: • Supervisión de instalaciones eléctricas, sistemas de telecomunicaciones y equipos de seguridad industrial. • Aseguramiento de la calidad en la instalación de equipos y materiales eléctricos en conformidad con las normativas. • Elaboración y control de los planes de calidad y procedimientos para los proyectos de la refinería. VELCCO Electricidad y Construcción (2016-2018) Cargo: Ingeniero de Proyectos Eléctricos Logros: • Diseño e implementación de sistemas eléctricos en edificios comerciales, logrando una mejora del 20% en la eficiencia energética. • Supervisión exitosa en proyectos de infraestructura pública y privada, cumpliendo con plazos y presupuestos en un 95% de los casos. • Aumento de la eficiencia energética de proyectos en un 20%. • Cumplimiento de plazos en el 95% de los proyectos ejecutados. Funciones: • Diseño y construcción de redes de media y baja tensión. • Elaboración de proyectos de iluminación industrial y pública. • Estudios de eficiencia energética y calidad de la energía, mejorando la confiabilidad del suministro. • Supervisión de proyectos de sistemas de refrigeración e instalación de aire acondicionado HVAC. Enel (2015-2016) Cargo: Prácticas Profesionales, Sección Control de Pérdidas Infraestructura y Redes Logros: • Implementación de un sistema de monitoreo para fugas de tierra en subestaciones, reduciendo las pérdidas eléctricas en un 12%. • Optimización de procesos en la coordinación de inspecciones y la gestión de los contratos con proveedores de mantenimiento, logrando un ahorro del 18% en costos operativos. Funciones: • Coordinación en el análisis y focalización de subestaciones con alto índice de pérdidas eléctricas. • Gestión logística en la zona DAM Callao y coordinación de la normalización de redes eléctricas. • Realización de auditorías técnicas y control de calidad en las instalaciones. xviii DAVID MATTA CAJO Profesional en Ingeniería Mecánica y Eléctrica, de la Universidad Nacional Pedro Ruiz Gallo (UNPRG) con 11 de experiencia en el sector de hidrocarburos y liderando operaciones de Gas Licuado de Petróleo en diversas regiones del Perú. Cuento con habilidades de liderazgo y comunicación efectiva, lo que me ha permitido GESTIÓNar equipos de alto rendimiento. Mis principales logros han sido implementar sistemas de seguridad de procesos, implementar estrategias de gestión de mantenimiento y confiabilidad de los activos de la operación y generar eficiencias en los procesos de las operaciones de envasado de GLP liderando la gestión de sistemas de mejora continua, siempre enfocado en el cumplimiento normativo del sector. Actualmente me encuentro laborando como jefe de operaciones de la planta Trujillo en la empresa SOLGAS y mi objetivo es seguir aportando valor en el rubro, impulsando la mejora continua, la excelencia operativa y la innovación en esta etapa de transición energética. FORMACIÓN 2023 – 2025. Escuela de Administración de Negocios para Graduados – ESAN Magíster en Gestión de la Energía (en proceso). 2009-2014. Universidad Nacional Pedro Ruiz Gallo (UNPRG) – Bachiller en ingeniería Mecánica y Eléctrica. EXPERIENCIA LABORAL 2024 – Actualidad SOLGAS S.A. Cargo: Jefe de operaciones – Planta Trujillo. Logros: GESTIÓNar el proyecto de ampliación de capacidad de almacenamiento de GLP en 180 000 galones. Implementación de modelo de excelencia operacional RUBIK. Funciones: GESTIÓNar y liderar las operaciones de las áreas productivas y áreas de soporte garantizando el cumplimiento de los planes de producción y operaciones, buscando un eficiente manejo de los recursos, cumpliendo con los estándares productivos y de calidad definida por la empresa. 2023-2024 Cargo: Jefe de operaciones – Planta Piura Logros: Desarrollo de equipos autónomos. Captura de valor por 180k soles/año debido a implementación de metodología de mejora continua. Funciones: GESTIÓNar y liderar las operaciones de las áreas productivas y áreas de soporte garantizando el cumplimiento de los planes de producción y operaciones, buscando un eficiente manejo de los recursos, cumpliendo con los estándares productivos y de calidad definida por la empresa. 2020-2023 Cargo: Jefe de operaciones – Planta Pucallpa. Logros: Implementación de PSM (resultado auditoría PSM: 4.5/5). Eficiencias por implementación de metodologías de mejora continua en la operación de envasado, captura de valor en 80k soles/año. Reducción del costo operativo en 15%. xix Funciones: GESTIÓNar y liderar las operaciones de las áreas productivas y áreas de soporte garantizando el cumplimiento de los planes de producción y operaciones, buscando un eficiente manejo de los recursos, cumpliendo con los estándares productivos y de calidad definida por la empresa. 2020 Cargo: Supervisor de producción – Planta Ventanilla. Logros: Dar continuidad a la operación liderando los procesos logísticos de envasado en el periodo de aislamiento por la pandemia. Funciones: Establecer los lineamientos para el desarrollo, aplicación y logro de procesos más eficientes mediante el uso de herramientas que permitan el control, evaluación, toma de decisiones y un adecuado uso de los recursos de la organización. 2017-2020 Cargo: Supervisor de mantenimiento y SMA – Planta Chiclayo. Logros: Disminuir las pérdidas por disponibilidad de la planta, aumentando el indicador de disponibilidad de 90% a 98%. Funciones: Garantizar la disponibilidad de los activos de la planta, planificar y organizar las tareas de mantenimiento, desarrollar estrategias para mejorar los indicadores de tiempo de reparación y tiempo entre fallas, verificar que se sigan las normas de salud, seguridad y ambientales 2014-2017 TERMINALES DEL PERU Cargo: Supervisor de mantenimiento y operatividad – Callao. Logros: Implementación de software Oracle para la gestión del mantenimiento. Funciones: Coordinar y supervisar los trabajos de mantenimiento, administrar y mantener un sistema de mantenimiento basado preventivo, encontrar la causa raíz de los problemas recurrentes y aplicar medidas preventivas, elaboración de informes de mantenimiento. DIPLOMADO 2016-2017. PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DEL PERÚ (PUCP) – Diplomado de especialización en mantenimiento y confiabilidad. CURSOS 2024 NFPA 20, TUV Rheinland. 2023 NFPA 58, TUV Rheinland. 2023 NFPA 25, TUV Rheinland. 2023 NFPA 13, TUV Rheinland 2023 Diploma en Seguridad de Procesos (OIEM). 2021 ASME CODE B32.8, TUV Rheinland. 2021 ASME CODE SECCION VIII, TUV Rheinland. xx 2021 Seguridad de Procesos Basado en Riesgos, PSM Academy. 2020 Taller Ley Seguridad y Salud en el Trabajo “29784”, TUV Rheinland. 2020 Auditor interno ISO 14001:2015, ISO 45001:1029, TUV Rheinland. 2014 API 650, 653, 510 CODE, SGS. 2013 Microsoft Excel Avanzado, UNPRG, 2013 Mantenimiento de sistemas hidráulicos, SENATI, 2011 AutoCAD, SENATI,. 2013 S10 Costos y presupuestos, UNPRG, xxi RESUMEN EJECUTIVO El objetivo general de la investigación fue evaluar la factibilidad técnica, económica, ambiental y social de implementar un portafolio de mejoras en el Lote VI, con el fin de lograr una operación sostenible. Para ello se plantearon objetivos específicos orientados a identificar mejoras en la eficiencia del sistema eléctrico y de generación, optimizar el uso del gas natural y la electricidad, evaluar proyectos piloto con energías renovables aplicados al levantamiento artificial y alumbrado, identificar oportunidades en la gestión ambiental y social, y analizar la viabilidad económica de la propuesta. El diagnóstico evidenció que el Lote VI, ubicado en el Noroeste Peruano, cuenta con 436 pozos activos, de los cuales un 53% producen mediante unidades de bombeo mecánico (55% con motor eléctrico y 45% con motor a gas, estos últimos en condiciones obsoletas y con frecuentes fallas mecánicas), y un 40% producen por el método swab, de baja eficiencia y elevado impacto ambiental por el consumo de diésel. El abastecimiento eléctrico se da a través de suministro de ENOSA y autogeneración con grupos electrógenos, muchos de ellos sin respaldo, lo que incrementa la producción diferida. Asimismo, el sistema de recolección de gas presenta limitaciones por contrapresiones que afectan la producción de crudo y restringen el aprovechamiento del gas disponible. Para abordar estas brechas se aplicó un análisis integral, que incluyó benchmarking de costos operativos frente a otros lotes nacionales e internacionales, confirmando que el Lote VI tiene margen de competitividad si logra reducir su costo operativo hacia niveles de referencia de 28 a 33 US$/BOE. La investigación utilizó herramientas de análisis técnico-operativo, procedimientos de evaluación ambiental y social, así como modelos económicos y financieros para estimar beneficios bajo distintos escenarios de precios de hidrocarburos. Por otro lado, el análisis del mercado de gas natural evidenció oportunidades de valor adicionales. La mejora en el sistema de recolección mediante compresores de vacío permitirá disponer de mayor volumen comercializable y de mejor calidad, lo que no solo incrementa ingresos, sino que también asegura el suministro energético requerido para la operación, reduciendo la dependencia de combustibles líquidos y alineándose a la transición energética en curso. xxii Los resultados permitieron concluir que el portafolio de mejoras propuesto es técnica y financieramente viable. En lo ambiental, se comprobó que las multas aplicadas por OEFA por incumplimientos representan un riesgo elevado, por lo que es indispensable reforzar las medidas preventivas y el monitoreo ambiental para reducir emisiones y asegurar el cumplimiento de la normativa. En lo social, se identificaron los principales grupos de interés y se recomendó consolidar el Plan de Responsabilidad Social Corporativa junto con proyectos educativos y de esparcimiento que fortalezcan la licencia social y reduzcan riesgos de conflictos. En lo operativo, se plantearon acciones como el mantenimiento de redes eléctricas, la conexión a ENOSA, el uso de Smart Grid, la conversión progresiva de motores a gas por eléctricos, la automatización de tableros pump off, el desarrollo de proyectos piloto con paneles solares, híbridos y nuevos métodos de levantamiento artificial, la optimización del sistema de recolección de gas con compresores de vacío y la conversión de pozos swab a métodos más eficientes. En lo económico, la evaluación arrojó resultados positivos en todos los escenarios, con una inversión estimada de US$ 8.61 millones, un VANE de US$ 9.57 millones y una TIRE de 50.1%, además de la reducción del costo operativo unitario de 36.1 a 24.6 US$/BO. En conclusión, el estudio confirma que el Lote VI puede transitar hacia una operación sostenible, mejorando la confiabilidad del suministro eléctrico, optimizando el uso del gas natural, incorporando energías renovables, reduciendo riesgos ambientales, fortaleciendo la relación con la comunidad y alcanzando una rentabilidad competitiva frente a operaciones de referencia. La propuesta constituye un modelo replicable para otros lotes del Noroeste Peruano, capaz de integrar eficiencia técnica, viabilidad económica y sostenibilidad ambiental y social. xxiii ÍNDICE GENERAL AGRADECIMIENTOS v CURRICULUM VITAE DE LOS AUTORES viii RESUMEN EJECUTIVO xxii ÍNDICE GENERAL xxiv LISTADO DE ANEXOS xxvi LISTADO DE TABLAS xxvii LISTADO DE FIGURAS xxx CAPÍTULO I: INTRODUCCIÓN 1 1.1. Planteamiento del problema (descripción de la problemática) 1 1.2. Evaluación del mercado de gas en Talara 2 1.3. Benchmarking de costos operativos 3 1.4. Objetivo general y específicos 4 1.4.1. Objetivo general 4 1.4.2. Objetivos específicos 5 1.5. Alcances, justificación y contribución 5 1.5.1. Alcance 5 1.5.2. Justificación 6 1.5.3. Contribución 6 1.5.4. Limitaciones 7 1.6. Metodología de la investigación 7 CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO 9 2.1. Marco Conceptual 9 2.2. Marco Contextual 23 2.3. Marco Legal 32 CAPÍTULO IIIPROPUESTA DEL PROYECTO DE SOSTENIBILIDAD 36 3.1. Sostenibilidad de una operación petrolera 36 3.2. Establecer lineamientos para la eficiencia energética 38 3.3. Establecer indicadores energéticos 40 3.4. Proceso de Planificación Energética 41 CAPÍTULO IV. EVALUACION DE MEJORAS OPERATIVAS 43 4.1. Sistema eléctrico 43 4.2. Grupos electrógenos 51 4.3. Unidades de bombeo con motor a gas 57 4.4 Unidades de bombeo con motor eléctrico 65 4.5 Sistema de recolección de gas combustible 79 4.6 Actividades de swab 86 4.7 Actividades de servicio de pozos 90 xxiv CAPÍTULO V IMPLEMENTACIÓN DE MEJORAS OPERATIVAS 96 5.1. Implementación de mejoras en el suministro eléctrico 96 5.2. Implementación de mejoras en los grupos electrógenos 105 5.3. Implementación de mejoras en la operación de unidades de bombeo con motor a gas (PUG) 109 5.4. Implementación de mejoras en la operación de unidades de bombeo con motor eléctrico (PUE) 114 5.5. Implementación de mejoras en el sistema de recolección del gas combustible 119 5.6. Costos de conversión de pozos swab seleccionados y estimado del ahorro por obtener con esta mejora 121 5.7. Implementación de mejoras en las actividades de servicio de pozos 124 5.8. Evaluación económica financiera 128 5.9. Resultados de los indicadores de sostenibilidad 133 CAPÍTULO VI IMPLEMENTACIÓN DE MEJORAS EN LA GESTIÓN AMBIENTAL 135 6.1. Instrumentos de gestión ambiental (IGA) aplicables y normativa vigente 135 6.2. Evaluación del estado situacional del cumplimiento de las obligaciones medioambientales 136 6.3. Principales tipos de infracción y acciones implementadas 138 6.4. Alternativas de mejora para lograr la sostenibilidad ambiental 138 6.5. Indicadores de gestión medioambientales adicionales 140 CAPÍTULO VIIIMPLEMENTACIÓN DE MEJORAS EN LA GESTIÓN SOCIAL 141 7.1. Descripción de la localidad vecina al área del proyecto 141 7.2. Análisis del entorno (PESTEL) 141 7.3. Identificación de los grupos de interés principales 141 7.4. Principales conflictos ocurridos en el área de influencia 142 7.5. Oportunidades de mejora para la sostenibilidad social de la operación 144 CAPÍTULO VIII CONCLUSIONES 148 8.1. Conclusión del objetivo general 148 8.2. Conclusiones por objetivos específicos 148 xxv ANEXOS N° Descripción Página Anexo I Información complementaria del marco teórico 151 Anexo II Resultados de Informe de Diagnóstico situacional de redes eléctricas - Lote VI 159 Anexo III Listado de motores a gas del Lote VI 163 Anexo IV Listado de pozos con motor a gas candidatos para electrificación 167 Anexo V Listado de motores eléctricos del Lote VI 169 Anexo VI Listado de pozos de swab candidatos para conversión 174 Anexo VII Detalle de costos de conversión de pozos swab (equipos de superficie, materiales de subsuelo y servicios relacionados) 176 Anexo VIII Listado de pozos operativos con elevada frecuencia de pulling 178 Anexo IX Información complementaria sobre mejorar operativas recomendadas 180 Anexo X Estimado de las inversiones por realizar 214 Anexo XI Escenario de precios 220 Anexo XII Información relacionada a la gestión ambiental 221 Anexo XIII Información registrada en la base de datos de eventos ocurridos – Lote VI 230 Anexo XIV Información complementaria sobre gestión Social 233 Anexo XV Proyectos de Responsabilidad Social - Lote VI 251 Anexo XVI Entrevistas realizadas 253 GLOSARIO DE TÉRMINOS 256 BIBLIOGRAFÍA 260 xxvi LISTADO DE TABLAS N° Descripción Página 1.1 Producción histórica promedia del Lote VI (últimos 10 años) 1 1.2 Recolección de información - Entrevistas por realizar 8 2.1 Producción fiscalizada de hidrocarburos líquidos en miles de barriles por día 10 2.2 Contratos petroleros en el Noroeste Peruano (mayo 2024) 10 2.3 Producción acumulada de hidrocarburos líquidos - año 2024 11 2.4 Producción fiscalizada acumulada de gas natural – año 2024 11 2.5 Métodos de extracción en el Noroeste Peruano 19 2.6 Información básica del Lote VI (mayo 2024) 24 2.7 Baterías de producción del Lote VI 24 2.8 Estaciones de bombeo del Lote VI 25 2.9 Líneas de flujo instaladas en el Lote VI 26 2.10 Métodos de extracción utilizados en el Lote VI 27 2.11 Estaciones de generación eléctrica instaladas en el Lote VI 28 2.12 Información básica del sistema eléctrico del Lote VI 29 2.13 Número de pozos swab en los Lotes del Noroeste Peruano 30 2.14 Fuentes de donde proviene el gas combustible - evaluación de calidad de gas 31 2.15 Principales normativas aplicables al sector de hidrocarburos 32 3.1 Acciones para lograr que una operación petrolera sea sostenible en el aspecto económico, ambiental y social 37 3.2 Indicadores de sostenibilidad económica, ambiental y social 41 4.1 Resultados de inspección del sistema eléctrico – Lote VI 44 4.2 Resultados de inspección del sistema eléctrico por tramos – Lote VI 44 4.3 Producción diferida relacionada al sistema eléctrico – Lote VI 45 4.4 Baterías y Estaciones de generación – mejoras por implementar – Lote VI 46 4.5 Bancos de condensadores instalados en el Lote VI 46 4.6 Mejoras en el sistema eléctrico utilizando suministro eléctrico de ENOSA 49 4.7 Estado situacional del sistema de alumbrado – Lote VI 50 4.8 Mapa de diagnóstico – Sistema eléctrico – Lote VI 51 4.9 Condiciones de operación de grupos electrógenos – Lote VI 52 4.10 Demanda de potencia máxima actual en grupos electrógenos 53 4.11 Consumo de energía por estación eléctrica 54 4.12 Demanda adicional de energía eléctrica en estaciones eléctricas 54 4.13 Energía consumida y consumo de combustible en motores a gas 58 4.14 Costo de operación de motores a gas 59 4.15 Mapa de diagnóstico – Motores a gas – Lote VI 59 4.16 Cantidad de pozos con motor a gas seleccionados para electrificación 60 4.17 Ventajas y desventajas de un sistema fotovoltaico 62 4.18 Pozos candidatos para un piloto de sistema fotovoltaico – Lote VI 63 4.19 Ventajas y desventajas de un sistema eólico 64 4.20 Pozos candidatos para un piloto de sistema eólico - fotovoltaico – Lote VI 65 xxvii N° Descripción Página 4.21 Resultados de medición de índice de polarización en motores eléctricos del Lote VI 67 4.22 Costo de operación de motores eléctricos 67 4.23 Consumo de energía por pozo con motor eléctrico 68 4.24 Comparación del sistema LRP con una unidad de bombeo (UBM) 70 4.25 Aplicación de los métodos de extracción LRP, CRP y UHBM - Lote VI 74 4.26 Configuración existente vs. Configuración por implementar – Lote VI 75 4.27 Uso de sistemas automatizados en pozos con motor eléctrico 79 4.28 Eventos que causan horas de parada en grupos electrógenos del Lote VI 80 4.29 Mapa de diagnóstico – sistema de recolección de gas – Lote VI 82 4.30 Opciones de mejora para el sistema de gas combustible 82 4.31 Pozos en condición swab en el Lote VI 86 4.32 Consumo de energía en actividades de swab 88 4.33 Mapa de diagnóstico – sistema de extracción de Swab – Lote VI 88 4.34 Programa de conversión de pozos swab a otros métodos de extracción 90 4.35 Índice de Pulling del Lote VI 90 4.36 Índice de Pulling de operadoras del Noroeste Peruano 91 4.37 Consumo de energía en actividades de Servicio de pozos 92 5.1 Costos de implementación de mejoras en el sistema eléctrico – Lote VI 97 5.2 Aumento de valor por la implementación de mejoras en el sistema eléctrico 98 5.3 Costos de implementación de mejoras para usar energía eléctrica de ENOSA – Lote VI 99 5.4 Costos de mantenimiento de grupos electrógenos – Lote VI 101 5.5 Aumento de valor por la ampliación del suministro eléctrico de ENOSA 102 5.6 Costos estimados de implementación de luminarias con paneles solares 104 5.7 Aumento de valor por mejoras en el sistema de alumbrado 105 5.8 Acciones por implementar para mejorar la operatividad de los grupos 106 5.9 Inversión en mejorar la infraestructura para instalar los equipos 106 5.10 Producción diferida relacionada a fallas en los grupos electrógenos 107 5.11 Aumento de valor por las mejoras recomendadas en grupos electrógenos 108 5.12 Costo de electrificación y puesta en operación de motores a gas seleccionados 110 5.13 Costos de implementación con sistema fotovoltaico en dos pozos con UBM 111 5.14 Costos de implementación con sistema hibrido en dos pozos con UBM 112 5.15 Reducción de costos en mantenimiento por cambio de motor a gas a eléctrico 112 5.16 Aumento de valor por conversión de motores a gas a motores eléctricos 113 5.17 Costo de cambio de motores eléctricos en mal estado 114 5.18 Pozos candidatos para implementar los sistemas LRP y UHBM 115 5.19 Costos de implementación de sistemas LRP y UHBM 115 5.20 Costos de implementación de tableros automatizados 116 5.21 Reutilización de equipos por la implementación de sistemas LRP y UHBM 117 5.22 Aumento de valor por las mejoras en la operación de los motores eléctricos 118 xxviii N° Descripción Página 5.23 Costos de implementación de mejoras en el sistema de gas combustible 119 5.24 Aumento de valor por mejoras en el sistema de recolección de gas 120 5.25 Inversión requerida para conversión de pozos swab seleccionados 121 5.26 Estimado del costo directo de extracción por método 121 5.27 Reducción en consumo de energía en la actividad de swab 122 5.28 Aumento de valor por mejoras en la actividad de swab 123 5.29 Estimado de costos de instalación de dispositivos de subsuelo en pozos desviados 125 5.30 Costos estimados por trabajos de Spot Acido 125 5.31 Costos estimados de tratamiento químico contra la parafina 126 5.32 Aumento de valor por las mejoras en la actividad de servicio de pozos 126 5.33 Resultados obtenidos por mejoras del índice de pulling 127 5.34 Reducción del consumo de energía en la actividad de servicio de pozos 128 5.35 Precios de hidrocarburos por escenario considerados para la evaluación 129 5.36 Costo operativo anual estimado del Lote VI 129 5.37 Costo operativo sin proyecto y con proyecto 130 5.38 Plan de inversiones proyectado (US$) 130 5.39 Ventas proyectadas con y sin proyecto 131 5.40 Producción incremental estimada para el proyecto 132 5.41 Resultados de la Evaluación Económica 133 5.42 Resultados de las mejoras recomendadas en los indicadores de sostenibilidad 134 6.1 Instrumentos de gestión ambiental aplicados en el Lote VI 135 6.2 Infracciones impuestas por la entidad OEFA en el periodo de un año 137 6.3 Revisión de detalle de infracciones impuestas por OEFA en el Lote VI 137 6.4 Indicadores de gestión medioambientales adicionales 140 7.1 Costo estimado de proyectos seleccionados para su implementación 145 7.2 Aumento de valor por la implementación de proyectos en la comunidad 146 xxix LISTADO DE FIGURAS N° Descripción Página 2.1 Perforación de pozos exploratorios 13 2.2 Completación de pozos 15 2.3 Fracturamiento hidráulico 16 2.4 Pozo de petróleo típico 17 2.5 Sistema de recolección de fluidos producidos 17 2.6 Sistema de levantamiento artificial con bombeo mecánico 20 2.7 Equipo de Swab en operación con componentes principales 30 3.1 Ciclo de Deming 40 3.2 Conceptos básicos de la Planificación energética 43 4.1 Sistema Smart Grid Power 57 4.2 Esquema de un sistema fotovoltaico autónomo 62 4.3 Esquema de un sistema hibrido: eólico - fotovoltaico 65 4.4 Medición del índice de polarización en motores eléctricos 67 4.5 Sistema LRP en pozos de petróleo 72 4.6 Sistema Crank Rod Pump en pozos de petróleo 73 4.7 Unidad de bombeo hidráulica modelo UHBM 60 74 4.8 Sistema POC (Pump Off controller) 77 4.9 Tablero de control automatizado 77 4.10 Mini controlador Pump off 79 4.11 Compresor de succión negativa 84 4.12 Uso del compresor de succión negativa en pozos con UBM 86 4.13 Centralizador de varillas con ruedas para pozos desviados 94 5.1 Sistema de alumbrado LED con panel solar 103 7.1 Ejemplos de invasiones de terrenos efectuadas en el Lote VI 141 1 CAPÍTULO I: INTRODUCCIÓN 1.1. Planteamiento del problema (descripción de la problemática) El Lote VI, ubicado en el Noroeste Peruano, constituye una operación madura cuya producción de petróleo y gas ha mostrado una marcada tendencia decreciente en los últimos años. Esta situación obedece a la ausencia de campañas de perforación y reacondicionamiento, a la limitada capacidad de inversión del operador y a las restricciones en el suministro energético que condicionan la continuidad de la operación. Tabla 1.1 Producción histórica promedia del Lote VI (últimos 10 años) Fuente: Estadística Mensual de Hidrocarburos – PERUPETRO Desde el 21 de octubre de 2023, el Lote VI viene siendo administrado temporalmente por PETROPERÚ, bajo un contrato de explotación de dos años. Previamente, la operación estuvo a cargo de la empresa SAPET Development Perú, que GESTIÓNó el lote hasta el vencimiento de su contrato de licencia. Durante la administración de PETROPERÚ, la producción ha continuado en declinación debido a su limitada capacidad de inversión. El diagnóstico de la operación muestra los siguientes problemas principales: • Limitaciones del sistema eléctrico: el lote depende de un suministro parcial de ENOSA y de 8 subestaciones de generación con grupos electrógenos a gas. En dos estaciones no existen equipos de respaldo, lo que incrementa el riesgo de interrupción productiva. • Ineficiencias en levantamiento artificial (UBM): de los 436 pozos operativos, el 53% utiliza unidades de bombeo mecánico (UBM). Dentro de este grupo, el 55% funciona con motores eléctricos y 106 pozos (45%) con motores a gas, principalmente de las marcas Arrow y T1190. Estos últimos presentan fallas mecánicas frecuentes y limitaciones de repuestos. Asimismo, se identifican motores eléctricos sobredimensionados y con bajo índice de polarización, que afectan la eficiencia energética. 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Produccion de petróleo por dia (BOPD) 2,233 2,110 1,928 1,863 2,611 2,728 2,490 2,929 2,563 1,929 1,803 Produccion de gas por dia (MPCD) 3,708 3,808 3,875 3,763 4,019 4,407 4,763 5,056 4,997 4,254 3,400 2 • Dependencia del método swab: el 40% de los pozos produce con este sistema, lo que implica mayores consumos energéticos y riesgos ambientales por el uso de equipos móviles a diésel. • Altos niveles de servicio de pozos (pulling): el índice de pulling del Lote VI es de 5.2 trabajos/año por pozo, superior al de otras operaciones del noroeste peruano, donde los valores no superan los 2.9 a 3.0. Esta diferencia incrementa la frecuencia de intervenciones y el uso de recursos. • Riesgos ambientales y sociales: el OEFA ha identificado incumplimientos que derivaron en sanciones económicas (OEFA, 2015). Además, el área de influencia incluye al poblado de Lobitos, con actividad turística relevante, lo que incrementa la sensibilidad social frente a la operación petrolera. En este contexto, resulta necesario replantear la operación del Lote VI bajo un enfoque de eficiencia energética, reducción de impactos y sostenibilidad integral. En síntesis, el problema central del Lote VI no radica únicamente en la declinación natural de su producción, sino en la ausencia de una gestión sostenible e integrada que permita mantener la rentabilidad, optimizar costos y cumplir con criterios ambientales y sociales. 1.2. Evaluación del mercado de gas en Talara A diferencia del crudo producido en el Lote VI, cuya comercialización se realiza íntegramente a través de PERUPETRO, el gas natural asociado requiere un análisis del mercado para sustentar la viabilidad de su aprovechamiento. En la zona de Talara existen diversos actores energéticos e industriales que constituyen potenciales demandantes de este recurso. En primer lugar, la Central Térmica Malacas, ubicada en Pariñas y operada por Enel Generación Piura, cuenta con una capacidad instalada cercana a 300 MW y opera con motores Wärtsilä y turbinas a gas. El consumo específico de la central se encuentra en el rango de 0.27–0.32 m³/kWh, lo que representa una demanda diaria de cientos de miles de metros cúbicos de gas natural en condiciones de plena operación (Enel Américas, s.f.). Asimismo, la Nueva Refinería Talara, operada por PETROPERÚ, constituye un mercado de gran escala. Su demanda de gas natural para hornos, calderos y producción de hidrógeno se estima en 11.5 millones de pies cúbicos por día (MMPCD), con picos 3 de hasta 15.5 MMpcd durante procesos de arranque y estabilización (PETROPERÚ, 2022). Otro actor relevante es UNNA Energía, que opera una planta de procesamiento de gas natural en Pariñas (Talara), con capacidad de producir aproximadamente 44 MMpcd de gas natural seco (GNS), además de GLP y condensados (UNNA Energía, s.f.). Esta operación confirma la existencia de infraestructura para procesar y comercializar gas en la región. Adicionalmente, se encuentra la Central de Cogeneración Talara, con capacidad cercana a 100 MW, que puede operar con gas natural y representa un consumidor adicional del recurso (Albanesi, s.f.). Finalmente, el proceso de masificación del gas natural en la región Piura, impulsado por el Estado, incluye la construcción de redes de distribución y estaciones en Talara, destinadas al consumo residencial, comercial e industrial (Gobierno Regional de Piura, 2023). Considerando una producción promedio de 3.4 MMPCD en 2024 (Tabla 1.1), el Lote VI podría cubrir aproximadamente el 30% de la demanda de la Central Térmica Malacas, entre 22% y 30% de la Nueva Refinería Talara, alrededor de 7% de la capacidad de procesamiento de UNNA Energía y hasta la totalidad de la demanda de la Central de Cogeneración Talara. En conjunto, la participación del Lote VI en el mercado regional de gas de Talara oscilaría entre 5% y 10% del total, dependiendo de la asignación prioritaria de volúmenes. En conclusión, el incremento de producción de gas natural en el Lote VI no solo cubrirá los requerimientos de autoconsumo, sino que también encuentra un mercado potencial diversificado en la zona de Talara. Este escenario respalda la viabilidad técnica y económica de las iniciativas propuestas en la presente investigación. 1.3. Benchmarking de costos operativos Un análisis de sostenibilidad requiere contrastar los costos del Lote VI con los de otras operaciones, tanto nacionales como internacionales, para dimensionar las brechas de eficiencia. Según la Tabla 5.36, el costo operativo unitario histórico del Lote VI alcanza 36.1 US$/BOE, valor superior a referencias observadas en compañías internacionales de hidrocarburos. 4 A pesar de la búsqueda en fuentes oficiales y públicas, no fue posible encontrar información local publicada sobre costos operativos unitarios (US$/BOE) de otros lotes maduros en el Perú. Por ello, el presente análisis recurre a referencias internacionales, que, si bien presentan contextos distintos, permiten tener un marco de comparación útil para evidenciar las ineficiencias relativas del Lote VI. Entre los referentes internacionales se identifican: • International Petroleum Corporation (IPC) reportó un costo operativo de 17.3 US$/BOE en el 1er trimestre de 2025 (IPC, 2025). • Vaar Energi en Noruega proyectó costos por debajo de 13 US$/BOE para 2024, producto de disciplina de costos y eficiencia operativa (Reuters, 2024). • Ovintiv, en Norteamérica, registró costos upstream puros de 4.24 US$/BOE, excluyendo transporte y procesamiento (Ovintiv, 2025). • OMV AG, en Europa, reportó costos operativos de 9.6 US$/BOE en su informe trimestral (The Wall Street Journal, 2024). La comparación muestra que los costos del Lote VI se encuentran por encima de los valores internacionales de referencia. Esta brecha se explica por factores como la madurez del campo, la alta dependencia de motores a gas, el uso extendido del método swab y la elevada frecuencia de intervenciones de pozos, lo que genera ineficiencias operativas. El benchmarking confirma la necesidad de implementar proyectos de modernización en los sistemas eléctricos, unidades de bombeo mecánico y servicios de pozos, con el fin de reducir progresivamente los costos y acercarlos a estándares más competitivos de la industria. 1.4. Objetivo general y específicos 1.4.1. Objetivo general Analizar la factibilidad operativa, ambiental, social y económica del uso de nuevas tecnologías y mejora de facilidades para hacer sostenible la operación de un Lote del Noroeste Peruano considerando los aspectos de eficiencia energética y sustentabilidad ambiental y social en el área. 5 1.4.2. Objetivos específicos Para cumplir el objetivo general se requiere desarrollar los siguientes objetivos específicos basados en lograr una gestión empresarial ética, eficiente y alineada con los intereses de los accionistas y sus grupos de interés. - Analizar el estado situacional del sistema de generación y distribución eléctrica, proponiendo alternativas que permitan optimizar su eficiencia. - Evaluar propuestas operativas y económicas orientadas a la optimización de los sistemas de levantamiento artificial en el Lote VI. - Identificar y evaluar alternativas para optimizar el sistema de recolección de gas combustible. - Examinar opciones técnicas, operativas y económicas que contribuyan a mejorar el desempeño ambiental de la operación, mediante la incorporación de energías renovables en el sistema eléctrico y la modernización de los sistemas de levantamiento artificial. - Evaluar alternativas que permitan desarrollar la operación bajo criterios de sostenibilidad social, fortaleciendo la relación con los grupos de interés. - Diseñar un plan integral de inversiones y un análisis operativo–económico– financiero del proyecto, con el fin de determinar su viabilidad y sostenibilidad en el tiempo. 1.5. Alcances, justificación y contribución 1.5.1. Alcance El presente estudio se desarrolla en el Lote VI del Noroeste Peruano, en el periodo 2023–2024, y se orienta a consolidar un análisis integral de la operación con fines de sostenibilidad. El alcance considera: Integración de diagnósticos previos: Sistematiza informes técnicos y consultorías realizadas sobre producción, energía, servicios de pozos y gestión ambiental, organizándolos en un único marco de análisis. Diagnóstico operativo consolidado: Resume y valida los principales problemas identificados en el lote, relacionados con el sistema eléctrico, el levantamiento artificial, la producción mediante swab y la alta frecuencia de servicios de pozos. Proyectos de mejora: Prioriza y evalúa iniciativas previamente planteadas en estudios aislados, integrándolas en un portafolio coherente que incluye modernización 6 eléctrica, conversión de motores, reducción del método swab, uso eficiente de gas natural, incorporación de energías renovables y mejoras en la gestión ambiental y social. Evaluación económica y financiera: Determina la rentabilidad de los proyectos en escenarios optimista, conservador y pesimista, considerando también el contexto del mercado de gas en Talara como respaldo para la mayor producción proyectada. El estudio no incluye actividades de exploración ni perforación de nuevos pozos, sino que se concentra en maximizar la eficiencia y sostenibilidad de la infraestructura existente, a partir de la integración de información técnica ya disponible. 1.5.2. Justificación La investigación se justifica en tres dimensiones: Técnica: Porque organiza y unifica diagnósticos dispersos en un marco metodológico integral, lo que permite priorizar proyectos de mejora con base en evidencia técnica consolidada. De esta manera, se ofrece una visión completa que antes no existía de manera articulada. Económica: Porque las iniciativas priorizadas contribuyen a reducir costos unitarios y a sostener la rentabilidad de un campo maduro. Además, la evaluación del mercado de gas en Talara asegura que la mayor producción asociada tenga un destino comercial viable más allá del autoconsumo. Ambiental y social: Porque los proyectos propuestos reducen emisiones contaminantes, optimizan el uso de combustibles y fortalecen la licencia social para operar, mejorando la relación con comunidades vecinas como Lobitos. En conjunto, el estudio se justifica porque integra y da coherencia a información previamente dispersa, generando un análisis aplicable no solo al Lote VI, sino también replicable en otros lotes maduros del noroeste peruano. 1.5.3. Contribución El presente estudio aporta valor al integrar y sistematizar diferentes diagnósticos elaborados previamente por consultorías técnicas y auditorías de gestión, los cuales, de manera aislada, ofrecían una visión parcial de la operación del Lote VI. Al converger estos análisis en un único marco metodológico y operativo, la tesis permite priorizar, evaluar y demostrar la viabilidad de proyectos que mejoran el desempeño energético y productivo, asegurando una operación futura eficiente, segura, económicamente viable, ambiental y socialmente sostenible. 7 1.5.4. Limitaciones Alcance geográfico y operativo. La aplicación del estudio se orienta al análisis de las actividades operativas de campos petroleros de Talara en el Noroeste Peruano, principalmente en operaciones en tierra (onshore). Acceso y confidencialidad de la información. Parte de la información es clasificada; por ello, determinados parámetros debieron ser estimados en función de fuentes internas y públicas disponibles. Base informacional heterogénea. El análisis integra diagnósticos y consultorías previas elaboradas con metodologías/alcances distintos; no se realizaron campañas de campo adicionales para su verificación directa. Entrevistas como insumo de trabajo. Los planes de trabajo y algunas inferencias se elaboran en base a 10 entrevistas a actores clave y a la información disponible; el tamaño muestral no es representativo estadísticamente y puede incorporar sesgos de respuesta/recordación. Horizonte de análisis diferenciado. El diagnóstico técnico-operativo se construye principalmente con información 2023–2024, mientras que la evaluación económica proyecta resultados a 5 años, usando supuestos de precios y un factor de declinación de producción; los resultados financieros deben interpretarse dentro de ese marco. Enfoque en infraestructura existente. El portafolio se centra en modernización y optimización de activos actuales; no incluye perforación/exploración ni tecnologías de gran escala que requieran inversiones extraordinarias. Factores exógenos. Los resultados podrían variar por evolución del precio del crudo y del gas, tipo de cambio, cambios político-regulatorios y la ocurrencia de eventos climáticos (p. ej., Fenómeno de El Niño) comunes en el Noroeste Peruano. 1.6. Metodología de la investigación La investigación se desarrolló bajo un diseño no experimental, de carácter aplicado y alcance descriptivo–explicativo. No experimental porque no se manipularon variables, sino que se analizaron las condiciones existentes del Lote VI; aplicado porque se orienta a resolver un problema real; descriptivo porque caracteriza la situación técnica, económica y ambiental; y explicativo porque evalúa la relación entre los proyectos de mejora y la sostenibilidad de la operación. 8 El enfoque metodológico es mixto: • Cualitativo, mediante la recopilación e integración de diagnósticos de consultorías técnicas, entrevistas semiestructuradas y revisión documental, lo que permitió sistematizar información previamente dispersa. • Cuantitativo, mediante la utilización de datos históricos de producción y consumo energético, estimaciones de costos unitarios y la elaboración de flujos de caja proyectados a un horizonte de cinco años, aplicando un factor de declinación de la producción y supuestos de precios de crudo y gas. En relación con la recolección de información se utilizaron fuentes primarias y secundarias. En las fuentes primarias se usaron técnicas de entrevistas y observaciones, que se desarrollarán como se indica en la tabla 1.2: Tabla 1.2 Recolección de información - Entrevistas por realizar Fuente y elaboración propia El desarrollo de las entrevistas realizadas se muestra en forma de resumen en el Anexo XVI. La información secundaria se obtuvo mediante revisión documentaria de instituciones vinculadas a la explotación petrolera, incluyendo normas de la Dirección General de Hidrocarburos, estadísticas del Ministerio de Energía y Minas, reportes de OSINERGMIN e información técnica-ambiental del OEFA. También se consideró literatura sobre tecnologías para optimizar la eficiencia de los sistemas de levantamiento artificial y el uso de energías renovables en operaciones petroleras. Finalmente, se incorporaron experiencias de proyectos similares en otros lotes del noroeste peruano, aplicando buenas prácticas como el benchmarking. Entrevista Empresa Cargo Entrevista semiestructurada OIG Gerente Técnico (Lote X) Entrevista semiestructurada PETROPERU Jefe de Ingeniería de Producción (Lote 69) Entrevista semiestructurada de tipo abierta PERUPETRO Especialista Técnico Supervisor de Contratos Petroleros - Noroeste Entrevista semiestructurada PETROPERU Coordinador de Proyectos (Lote VI) Entrevista semiestructurada GREEN ENERGY Gerente de Operaciones Entrevista semiestructurada SAPET Director Legal (ex Lote VI/VII) Entrevista a persona experta en el tema SAPET Vicepresidente de Operaciones (ex Lote VI/VII) Entrevista a persona experta en el tema Empresarios Agrupados – GHESA (EAG) Mechanical & Electrical Supervisor at ENGAGE Consortium Entrevista a persona experta en el tema INGEPET Consultor Técnico en Hidrocarburos Entrevista a persona experta en el tema MAD ENERGY ESAN Gerente Técnico / Instructor 9 CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO 2.1. Marco Conceptual En esta sección se describen aspectos básicos de la industria petrolera nacional, con énfasis en la región del Noroeste peruano. 2.1.1. Industria Petrolera en el Noroeste Peruano En términos generales, la industria petrolera se divide en tres grandes sectores: upstream, midstream (transporte y almacenamiento) y downstream (refinación y venta) conforme se explica en el Anexo I (figura I-1). El presente estudio se refiere a actividades del sector upstream conocido también como sector de exploración y producción. En este sector se considera actividades como la sísmica, estudios geológicos, perforación de pozos exploratorios y luego de encontrar evidencias de existencia de hidrocarburos, se procede con la perforación y explotación de los pozos de desarrollo mediante los cuales se extraen el petróleo crudo o el gas natural hasta la superficie. Con relación a la industria petrolera en el Noroeste Peruano, describiremos la siguiente información: Producción de hidrocarburos nacional. La producción de hidrocarburos líquidos se divide en tres zonas: noroeste, zócalo y selva. Según el reporte mensual de diciembre elaborado por PERUPETRO correspondiente al año 2024, se tiene que el 14.5% de la producción fiscalizada acumulada proviene del noroeste, el 4.7% viene del zócalo continental y el 80.7% restante de la selva. La diferencia de producción se debe a que en la Selva se consideran los líquidos provenientes del gas natural (LNG) que representa un volumen importante en la Selva Sur (Lotes 88, 56 y 57) (Perupetro, 2024). Se observa en la Tabla 2.1 que a partir del año 2015 se nota una declinación en la producción del Perú entre 5 y 12% anual. En el noroeste, la declinación de producción anual se ha acentuado en los últimos dos años, con tendencia a seguir declinando si las actividades de perforación de pozos nuevos no se reinician mediante inversiones a realizar por los operadores de los lotes petroleros de la zona, se debe tener en cuenta que varios de estos contratos son nuevos y parte del compromiso de inversión es que se inician en el 2do año del contrato. (Perupetro, 2024). 10 Tabla 2.1 Producción fiscalizada de hidrocarburos líquidos en miles de barriles por día Fuente: PERUPETRO S.A. (2024a). Estadística mensual de hidrocarburos – diciembre 2024. Contratos petroleros del Noroeste Peruano En la tabla 2.2 se indican los contratos petroleros vigentes en el Noroeste, 12 contratos de licencia con 07 empresas contratistas. (Perupetro, 2024). Tabla 2.2 Contratos petroleros en el Noroeste Peruano (mayo 2024) Fuente: PERUPETRO S.A. (2024a). Estadística mensual de hidrocarburos – diciembre 2024. En el tiempo restante de sus contratos, las empresas operadoras asumen compromisos de inversión con el Estado Peruano cuyo avance es reportado mensualmente a PERUPETRO. Estos compromisos consideran trabajos de: perforación de pozos nuevos, facilidades de producción nuevas, workover (reacondicionamientos). Asimismo, la cantidad de trabajos realizados para mantener o incrementar la producción antigua al nivel óptimo es monitoreado por PERUPETRO. Entre los contratos 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Noroeste 25 22 21 21 23 25 22 21 21 19 17 Zócalo 17 15 12 11 10 9 7 7 6 5 5 Selva 131 112 102 102 101 105 96 92 90 91 99 Total 173 149 135 134 134 140 125 120 117 115 121 Declinación Total - -13.5% -9.3% -0.8% 0.0% 4.0% -10.6% -4.4% -1.9% -1.8% 5.5% Declinación Noroeste - -11% -5% -2% 12% 7% -11% -6% 0% -9% -8% Años Producción Fiscalizada de hidrocarburos liquidos en MBPD (Año 2014 a 2024) Lote Operador Fecha de Suscripcion de contrato Fecha de termino de contrato Area (HA) Tiempo restante años Modalidad de contrato I PETROPERU 21-Oct-23 21-Oct-25 6,915,302 1.2 Licencia II PETROMONT 05-Jan-96 04-Jan-26 7,691,420 1.4 Licencia III UNNA 31-Mar-15 04-Apr-45 35,799,305 20.7 Licencia IV UNNA 31-Mar-15 04-Apr-45 29,521,990 20.7 Licencia V CORPORACION DEL SUR 09-Oct-23 09-Oct-53 7,973,454 29.2 Licencia VI PETROPERU 21-Oct-23 21-Oct-25 13,772,210 1.2 Licencia VII OLYMPIC 21-Oct-23 21-Oct-53 18,534,744 29.3 Licencia IX UNIENERGIA ABC 16-Jun-15 16-Jun-45 2,754,133 20.9 Licencia X OIG 19-May-24 19-May-54 45,520,215 29.8 Licencia XIII OLYMPIC 30-May-96 29-May-36 18,534,744 11.9 Licencia XV PETROMONT 26-May-98 25-May-28 9,498,904 3.8 Licencia XX PETROMONT 19-Jan-06 18-Jan-36 6,124,207 11.5 Licencia 11 indicados, se encuentra el Lote VI que actualmente está administrado temporalmente por la empresa PETROPERU. (Perupetro, 2024). Producción de hidrocarburos del Noroeste Peruano por Lotes Según el reporte de producción del portal web de PERUPETRO correspondiente al año 2024, se tiene la información mostrada en la tabla 2.3: Tabla 2.3 Producción acumulada de hidrocarburos líquidos - año 2024 Fuente: PERUPETRO S.A. (2024a). Estadística mensual de hidrocarburos – diciembre 2024. En relación con los hidrocarburos líquidos en el Noroeste, el principal productor lo constituye el Lote X que en el año 2024 ha tenido dos operadores como se indica en la tabla 2.3, entre ambos representan el 46.6% de la producción total. En el caso del Lote VI, su producción actual representa el 10.1% de la producción total del Noroeste. Tabla 2.4 Producción fiscalizada acumulada de gas natural – año 2024 Fuente: PERUPETRO S.A. (2024a). Estadística mensual de hidrocarburos – diciembre 2024. Operador Lote Acumulado (BO) Diario (BPD) % PETROPERU I 171,562 470.0 2.7% PETROMONT II 142,619 390.7 2.3% III 612,508 1,678.1 9.7% IV 929,439 2,546.4 14.7% CORPORACION DEL SUR V 41,091 112.6 0.7% PETROPERU VI 639,040 1,750.8 10.1% OLYMPIC VII 351,810 963.9 5.6% UNIENERGIA ABC IX 55,873 153.1 0.9% CNPC X 1,214,498 8,096.7 19.2% OIG X 1,725,805 8,027.0 27.4% OLYMPIC XIII 413,998 1,134.2 6.6% PETROMONT XV 7,363 20.2 0.1% PETROMONT XX 4,438 12.2 0.1% 6,310,044 NOR OESTE Producción fiscalizada acumulada de Hidrocarburos líquidos - Año 2024 UNNA SUBTOTAL NOROESTE Operador Lote Acumulado (MPC) Diario (MPCD) % PETROPERU I 905,601 2,481.1 5.1% PETROMONT II 292,946 802.6 1.6% III 256,753 703.4 1.4% IV 947,024 2,594.6 5.3% PETROPERU VI 1,178,413 3,228.5 6.6% CNPC X 1,737,777 11,585.2 9.7% OIG X 2,705,283 12,582.7 15.1% OLYMPIC XIII 9,843,289 26,967.9 55.1% 17,867,086 NOR OESTE Producción fiscalizada acumulada de Gas Natural - Año 2024 UNNA SUBTOTAL NOROESTE 12 Sobre la producción de gas natural, se observa que, en el año 2024, el principal productor es el Lote XIII con el 55.1% del total. La producción de gas natural del Lote VI representa el 6.6% del total del Noroeste. (Perupetro, 2024). 2.1.2. Descripción de actividades de perforación y completación de pozos Actividades de Perforación de pozos Mediante los estudios sísmicos y el modelo geológico se determina que hay un reservorio potencial en una estructura anticlinal a una profundidad dada. Sin embargo, no es posible saber si tiene petróleo o gas. Perforar un pozo hasta el reservorio potencial es necesario para determinar si el fluido dentro de la roca es petróleo, gas o agua. En este caso se realiza la perforación de un pozo del tipo exploratorio (ver figura 2.1). Figura 2.1 Perforación de pozos exploratorios Fuente: IFP School. (s.f.). MOOC Oil & Gas. Curso en línea. De los resultados productivos del pozo exploratorio, se puede conocer el potencial del reservorio. Para continuar la explotación del campo, se realizan pozos de desarrollo. Diseño de un pozo. Para diseñar un pozo se debe conocer: • Ubicación del pozo. • En qué punto o donde el pozo entrará al reservorio. La trayectoria del pozo en el reservorio, los pozos pueden ser del tipo vertical, desviados u horizontales. • Las formaciones que se van a atravesar. • Presión poral de la formación. Es la presión del fluido sin los granos de roca. Depende de la profundidad de la formación y su naturaleza. 13 • Presión de fractura de la formación. La mínima presión para aplicar en la roca para generar una fractura. Un diseño convencional de un pozo debe tener: • El primer tubular es el conductor instalado antes que el equipo llegue al sitio. • El casing de superficie soporta las formaciones no consolidadas de la superficie y protege del agua subterránea. • El casing intermedio protege el pozo de las formaciones o de fluidos que puedan impedir que la perforación continúe. • El casing de producción, el cual permite que el reservorio quede aislado. En la última fase de perforación el pozo ingresa al reservorio. El peso y la rotación se dan en la mesa rotaria ubicada en el piso del equipo y son controlados para maximizar el avance de la broca, lo que depende de parámetros como el tipo de roca a perforar y el tipo de broca utilizada. La bomba envía el lodo a alta presión mediante la línea de descarga hacia la sarta de perforación y hacia la broca. Los residuos de roca que la broca ha cortado se transportan a superficie a través del espacio entra la sarta de perforación y la pared del pozo. En la superficie, los recortes, la arena son removidos del lodo mediante las zarandas y otros sistemas de separación. El lodo es enviado a los tanques esperando ser reinyectado al pozo. El proceso es continuo hasta alcanzar la profundidad objetivo. Para poder controlar el pozo en caso de un reventón (blowout), se coloca el BOP (Preventor de reventones) entre el tope del pozo y el piso del equipo. El BOP cuenta con un sistema de cierre del pozo para casos de emergencia. El tamaño del BOP depende la presión que debe soportar durante la perforación. Actividades de Completación Culminada la perforación, el lodo es reemplazado por fluido de completación (salmuera) y el BOP (Blowout preventer) se retira. El casing de producción queda en el pozo cementado y aislado de la formación. El objetivo de la completación es preparar el pozo para producir. El diseño de la completación es realizado para garantizar la producción de pozo que ha sido estimada por los estudios del reservorio previos. El programa de completación debe determinar el tipo de conexión a utilizarse entre el reservorio y el pozo, así como el equipo de levantamiento artificial para transportar el fluido producido desde el fondo a la superficie. La selección del equipamiento de fondo dependerá del tipo de fluido, características del reservorio, 14 producción esperada, mantenimiento, costos, entre otras consideraciones. Existen dos tipos de completación para lograr la conexión pozo-reservorio: • Hueco abierto (open-hole). No hay casing instalado, se usa en reservorios consolidados que producen de una sola capa, por lo general pozos de gas. • Hueco entubado (cased-hole). Se instala un liner o casing adicional al nivel del reservorio a ser producido. Para conectar el reservorio con el pozo se realiza la perforación del casing, cemento y roca con la técnica de baleo usando una escopeta con cable al nivel del reservorio. Es la técnica más usada y permite abrir varias zonas en un trabajo simultáneamente. La tubería brinda la conexión entre el fondo del pozo y el cabezal (completación simple). Se puede instalar una tubería de menor diámetro para mejorar la productividad del pozo. También se puede producir a través del casing sin tubería. En la superficie se instala el cabezal el cual incluye un regulador (choke) para regular el caudal y válvulas para realizar intervenciones seguras. El fluido del pozo se mueve desde el fondo debido a la caída de presión o diferencia entre la presión del reservorio (Pr) y la presión fluyente de fondo (Pwf). Cuando el pozo no produce naturalmente, se instala un sistema de levantamiento artificial. Referencia Figura 2.2. Figura 2.2 Completación de pozos Fuente: IFP School. (s.f.). MOOC Oil & Gas. Curso en línea. En el caso de los reservorios del Noroeste, debido a su permeabilidad variable, es necesario usar la técnica de fracturamiento hidráulico. Esta metodología involucra el Equipo de Baleo 1. Escopeta baja al fondo deseado 2. Se efectua la detonación 3. La presión acumulada hace que los fluidos ingresen al pozo 15 bombeo de fluidos a caudales y presiones altas para romper la formación. El propósito de crear esta fractura es proveer un camino permeable a través del cual los fluidos del reservorio puedan fluir más libremente. Con el uso de los agentes de sostén (arena) se mantiene la fractura abierta luego que el fluido de fractura deja de ser inyectado. Los fluidos del reservorio fluyen hacia el pozo aumentando la producción del pozo. Referencia Figura 2.3. Figura 2.3 Fracturamiento hidráulico Fuente: San Antonio Pride. (2007). Curso básico de fractura hidráulica. 2.1.3. Descripción de una operación petrolera y como se extraen los hidrocarburos del subsuelo El sistema de producción está formado por el reservorio, la completación, el pozo y las líneas de flujo en la superficie. El reservorio constituye una o varias unidades de flujo del subsuelo creadas e interconectadas por la naturaleza, mientras que la completación (perforados), el pozo y las facilidades de superficie son infraestructura construida por el hombre para la extracción, control, medición, tratamiento y transporte de los hidrocarburos extraídos a la superficie (ver la Figura I-2 del Anexo I). La pérdida de energía en forma de presión a través de cada componente depende de las características de los fluidos producidos y, especialmente, del caudal de flujo transportado en el componente. Si un pozo produce con su propia energía se le conoce como pozo surgente o fluyente. Cuando un pozo deja de producir con su propia energía, 16 es necesario instalar un sistema de levantamiento artificial como el de bombeo mecánico. Referencia Figura 2.4. Figura 2.4 Pozo de petróleo típico Fuente: IFP School. (s.f.). MOOC Oil & Gas. Curso en línea. La producción (petróleo, agua y gas asociado) de los pozos operativos se transporta hasta el punto de venta o comercialización mediante el sistema de recolección y transferencia el cual se detalla en la siguiente Figura 2.5. Figura 2.5 Sistema de recolección de fluidos producidos Fuente: Registros fotográficos del Lote VI (SAPET DEVELOPMENT) 17 Los pozos operativos producen mediante los diferentes sistemas de levantamiento artificial que serán descritos más adelante y se transportan mediante líneas de flujo de 2” de diámetro (por lo general) de acero o HDPE (plástico de alta densidad) a las Baterías donde se realizan procesos de tratamiento mecánico o térmico para separar el agua y el gas. Una vez separados los fluidos, el petróleo se recolecta en tanques de almacenamiento temporal desde donde se transfiere mediante ductos (de diámetros mayores a 2”) hasta el punto de fiscalización y venta. El gas recolectado en las baterías se transfiere mediante gasoductos hasta las Estaciones de compresión desde donde se provee la presión suficiente para su transporte hasta el punto de venta final. 2.1.4. Descripción de actividades de servicio de pozos En relación con la actividad de servicio de pozos, en el D.S. 032-2004-EM, (Ministerio de Energía y Minas, 2004) suscrito por el Presidente Constitucional de la República del Perú, Alejandro Toledo, y refrendado por el Ministro de Energía y Minas, Jaime Quijandría Salmón, el 18 de agosto de 2004, el cual en su Artículo N° 2, indica: “Trabajos efectuados en el pozo para restituir su régimen de producción normal, sin variar el origen de la producción”. Como se describe a continuación, existen varios tipos de servicios que se realizan en los pozos dependiendo del objetivo buscado, condición del pozo y costos. Completación. Trabajo posterior a la perforación del hueco principal en pozos nuevos, hasta que empieza a producir. La demanda depende del programa de perforación de pozos nuevos (exploratorios y desarrollo) que tienen las empresas operadoras y que forman parte del compromiso de inversión con el Estado Peruano. Pulling. El D.S. 032-2004-EM - Art. 2. (Ministerio de Energía y Minas, 2004) tiene la definición: “Trabajos de servicio de pozos que se realizan para reparar el equipo de subsuelo de los pozos con problemas”. Se desarrollan de forma rutinaria como parte del programa mensual de las empresas. La reducción en la declinación de la producción del campo se relaciona con la frecuencia de Pulling en cada pozo. Por ejemplo: un pozo dado según su historial puede ser intervenido cada 1.5 años para mantener su producción normal. Pueden ocurrir servicios correctivos en que los pozos queden sin producción por algún problema de subsuelo (bomba de subsuelo no trabaja, presencia de parafina o carbonato). 18 Workover (Reacondicionamiento El D.S. 032-2004-EM - Art. 2. (Ministerio de Energía y Minas, 2004) lo define como: “Trabajos efectuados en el pozo con el fin de mejorar su productividad mediante la modificación de las características de sus zonas productivas”. Son trabajos más complejos y de mayor costo que los pulling, posteriores a los trabajos de completación. Consisten principalmente en la apertura de arenas nuevas, re-perforaciones y aislamiento de intervalos de alto aporte de agua o gas. Este tipo de trabajos forma parte también del compromiso de inversión que tienen las empresas operadoras con el Estado. Abandono de pozos. El D.S. 032-2004-EM - Art. 2. (Ministerio de Energía y Minas, 2004) se define como: “los trabajos que se efectúan para dejar herméticamente cerrado y en condiciones seguras un pozo”. Los trabajos de abandono se realizan por razones de seguridad integral de las personas y cuidado del medio ambiente. Se utiliza un equipo de servicio de pozos para instalar tapones mecánicos en el fondo del pozo o tapones de cemento desde el fondo hasta la superficie para que el pozo quede sellado. Rehabilitación de pozos. El D.S. 032-2004-EM - Art. 2. (Ministerio de Energía y Minas, 2004) lo define como: "Trabajos realizados en pozos abandonados en forma temporal o permanente, con el fin de ponerlos nuevamente en actividad". Son trabajos orientados a poner nuevamente en producción pozos que han estado abandonados temporalmente (ATA) luego de cumplir con la evaluación técnico-económica respectiva. Pesca. Es toda operación que tiene por finalidad la recuperación de objetos extraños del pozo, durante el transcurso de trabajos de completación, pulling o workover. Son trabajos complicados, de mayor costo y de alto riesgo por lo que demandan un análisis de factibilidad técnico económico más detallado. Equipamiento empleado Para las actividades de servicio de pozos se requiere del equipo principal, los componentes auxiliares y el personal que llevara a cabo las operaciones. Se muestra en la Figura I-3 (Anexo I), un equipo de servicio de pozos y sus partes principales. 2.1.5. Descripción de los principales métodos de extracción de hidrocarburos En las operaciones del Noroeste Peruano, los sistemas extractivos los podemos clasificar en función del tipo de energía usada para extraer los fluidos. Ver Tabla 2.5. 19 Tabla 2.5 Métodos de extracción en el Noroeste Peruano Fuente: Información del Lote VI (SAPET DEVELOPMENT) A continuación, describiremos brevemente los métodos de extracción indicados. Bombeo mecánico. Este sistema de levantamiento artificial de producción de hidrocarburos consiste en elevar a superficie el fluido desde el nivel que este alcanza en el pozo mediante la acción de la unidad de bombeo (PU, AIB, UBM) que convierte el movimiento rotatorio del motor en movimiento ascendente y descendente para la sarta de varillas y bomba de subsuelo. El sistema de bombeo mecánico se compone por: • Equipo de superficie: unidad de bombeo, vigas, motor, cuadro, línea de flujo. • Equipo de subsuelo: bomba, tubería, varillas, ancla de gas o grava. El motor (gas o eléctrico) suministra la energía que el sistema de bombeo requiere para moverse. La potencia del motor depende de la profundidad de la bomba, nivel de fluido, velocidad y balanceo de la unidad y características del pozo. Ver Figura 2.6. Figura 2.6. Sistema de levantamiento artificial con bombeo mecánico Fuente: Curso de Producción para operadores de campo (Manual de Producción Amoco Argentina) Bombeo mecanico (PUP, Rotaflex, UBM convencional) Swab Recoil Bombeo por Cavidad Progresiva PCP (progressive cavity pump) Gas Lift convencional Gas Lift BLT Plunger Lift Energia Mecánica Energia de fluido: Gas 20 Gas Lift. Este sistema utiliza gas a alta presión para reducir la densidad de los fluidos producidos reduciendo la presión hidrostática en la formación mejorando su aporte. El sistema Gas Lift se puede utilizar en los casos: • Pozos con insuficiente presión de fondo o pozos profundos que no pueden fluir. • Incremento de producción de pozos fluyentes. • Arranque de pozos que fluirían naturalmente una vez que los fluidos de completación son evacuados de la tubería de producción. • Aliviar la columna de agua de pozos de gas para mejorar su aporte de gas. Dentro de este método de levantamiento artificial existen varios tipos. Según el método de inyección: • Gas Lift continuo. Gas a alta presión se inyecta continuamente hacia la tubería. • Gas Lift intermitente. Donde la inyección de gas no es continua. Se usa para pozos con baja o producción intermedia. Según el tipo de instalación de subsuelo: • Convencional. No usa instalación de subsuelo. • BLT (bottom landing Tubing). Usa tubería de 1” o 1 /2” para inyectar gas. • Cámara. Utilizado en pozos con alto corte de agua. • Concéntrico. Usado en pozos depletados (con baja energía de reservorio). Implica dos sartas de tubería una al interior de la otra para inyectar el gas. Swab. Es un método de producción de petróleo que usa una técnica tipo pistón para agitar, aligerar, aliviar y extraer una columna de fluido (petróleo, agua), a través de la tubería de producción o tubería de revestimiento (casing), desde una profundidad dada a superficie, mediante un cable de acero enrollado a un tambor del equipo de swab. Esta operación se realiza en pozos marginales, debido que la presión de formación no es la suficiente para vencer la columna hidrostática y producir por sí misma. El drenaje o movimiento de los fluidos de estos pozos, es muy lento con respecto al tiempo. Es una alternativa de extracción de petróleo del subsuelo. Como se describirá más adelante, este método de extracción implica ciertos riesgos ambientales y de seguridad por lo cual demanda tener una muy buena gestión de parte de las empresas contratistas y monitoreo continuo del cliente. 21 PCP (Bombeo de cavidad progresiva). La PCP es una bomba de desplazamiento positivo. Su geometría permite la formación de dos o más cavidades separadas lenticulares y en forma de espiral. Cuando el rotor gira a la derecha las cavidades se mueven desde la succión hasta la descarga de la bomba creando el flujo de bombeo. La presión incrementa en forma lineal desde la succión hasta la descarga. Entre sus principales usos y aplicaciones están: ▪ Petróleos pesados y bituminosos con contenidos de agua hasta 50 % ▪ Crudos medianos con limitaciones en H2S. ▪ Petróleos livianos con limitaciones en el contenido de aromáticos. ▪ Pozos en recuperación secundaria. ▪ Lugares de riesgo ecológico. Plunger Lift. Este sistema puede trabajar en su versión autónoma, aprovechando la energía propia del reservorio para producir petróleo y gas y la versión asistida cuando no se dispone en el pozo productor de la energía suficiente para elevar los fluidos hasta la superficie, en este caso se puede utilizar una fuente de energía exterior, generalmente gas a presión y caudal adecuado. Para su funcionamiento, se emplean controladores digitales programables, que basan su accionamiento en el monitoreo combinado de tiempos que están dados por las presiones y recuperación de nivel para la adecuada operación del sistema. La función del Sistema de Plunger Lift es proveer una interfaz mecánica entre el líquido producido por el pozo y la energía dada por el gas del propio reservorio o inyectado. Los líquidos son llevados a superficie por el movimiento de un pistón libre que viaja desde el fondo del pozo hacia la superficie. Esta interfaz minimiza el escurrimiento, aumenta la eficiencia y mantiene un bajo nivel de fluido. Recoil (BORS). El equipo RECOIL es un sistema de extracción de petróleo, el cual no utiliza accesorios convencionales, ya que su instalación se realiza en superficie directamente al casing. La recuperación de fluido se efectúa mediante una manguera que baja por medio de una cinta poliéster y/o cable de acero, la velocidad de bajada y subida de la manguera se controla mediante un panel de control variador de velocidad en superficie. En la bajada de la manguera, la velocidad se regula mediante un freno que va acoplado con el motor, esta acción genera calor que se disipa a través de una resistencia que va en la parte externa del equipo. Sus principales aplicaciones son: ▪ Colocar en producción pozos abandonados (ATA). 22 ▪ Realizar pruebas de producción en pozos. ▪ Reemplazar equipos tradicionales de extracción en pozos marginales. Rotaflex. Es una variante del sistema de Bombeo mecánico. Es una unidad de carrera muy grande que opera con bomba de varillas. Tiene las siguientes ventajas: • La mayor longitud de carrera y su diseño especial mejoran la eficiencia y ahorro de energía entre 15 a 25%. • Opera con velocidad constante a bajos strokes para extender la vida de la unidad, equipo de subsuelo (bomba y varillas). • Mejor llenado de la bomba de subsuelo (carta dinamométrica perfecta), minimiza el bloqueo por gas. • No tiene velocidad mínima debido a la gran longitud de carrera. • Reduce los tiempos de parada. Simple de instalar y fácil de mantener. • Maneja altos volúmenes de fluido y trabaja eficientemente en pozos desviados y horizontales. Unidad de Bombeo Portátil (PUP). Es una variante del sistema de Bombeo mecánico, en la cual la unidad es transportada de un pozo hacia otro para producirlos por intervalos de tiempo cortos. Según la programación diaria se pueden intervenir hasta 4-5 pozos por día considerando solo trabajo diurno de una sola unidad. El sistema opera con un motor eléctrico, un tablero de control instalado en la unidad el cual se conecta al suministro de energía del campo. Como ventaja de este sistema se tiene que permite recuperar unidades de bombeo estacionarias y motores para otros proyectos. Asimismo, constituye una alternativa de menor costo operativo en comparación al swab, para producir pozos con baja energía y producción. En la figura I-4 (Anexo I) se muestran los métodos de extracción descritos anteriormente. En la Tabla I-1 (Anexo I) se describe una comparación entre los métodos de extracción mencionados para establecer en qué