http://hdl.handle.net/20.500.14076/40 Fri, 10 Apr 2026 02:16:54 GMT 2026-04-10T02:16:54Z http://hdl.handle.net/20.500.14076/28814 Título : Modelo de regalías petroleras y su relación con mayores ingresos para nuevas concesiones de los campos de producción petroleros del Perú Autor : Uriarte Uriarte, Karen Teresa Resumen : La presente investigación tiene por finalidad determinar un nuevo esquema de cálculo de regalías petroleras que esté relacionado con las variaciones del precio del petróleo y el volumen de producción de petróleo para aportar mayores ingresos al estado a través del Government Take o Participación del Estado en la Renta Petrolera. De esta manera se espera incentivar la inversión y restitución de reservas de hidrocarburos por parte de las Compañías Petroleras. El Perú tiene un crecimiento económico constante y para mantenerlo o incrementarlo requiere un suministro permanente de energía, por lo que se hace necesario impulsar la producción de hidrocarburos y cumplir las metas de desarrollo estimadas al 2025. En tal sentido, el presente trabajo de investigación evalúa el impacto económico generado por la modificación del esquema actual de regalías, en los eventuales nuevos programas de trabajo propuestos para los Lotes 8 y VII en un horizonte de 30 años de producción; se plantearon 3 escenarios de desarrollo, con diferentes niveles de inversión y actividades que incrementen la recuperación de petróleo. El análisis permitió la validación de un nuevo esquema de cálculo de regalías petroleras, que permitirá incrementar los ingresos al estado y para las compañías operadoras en las nuevas concesiones de los campos en producción, con una relación directa al precio y a la producción del petróleo. El Lote 8 con el nuevo esquema de regalías, obtendría un VAN de 152.8 MM dólares y una Renta Petrolera o Government Take de 589 MM dólares. Asimismo, el Lote VII con el nuevo esquema de regalías, obtendría un VAN de 71.7 MM dólares y una Renta Petrolera o Government Take de 285 MM dólares para el estado.; The purpose of this research is to determine a new scheme for calculating oil royalties that is related to oil price volatility and oil production to provide greater income to the state through Government Take or State Participation in Oil Rent. In this way, it is expected to encourage the investment and restitution of hydrocarbon reserves by Oil Companies. This work is important because the country's current need to assure energy sustainability and promote the production of hydrocarbons to meet the estimated goals of economic growth for 2025, as well as to contribute with need of energy matrix transformation by 2030. For this, the economic impact on the modification of the current royalty scheme was evaluated for work programs in new development plans proposed for a new concession in Blocks 8 and VII, over a horizon of 30 years of production; 3 scenarios of development plan, with different levels of investment and improved oil recovery estimations. The analysis allowed the validation of a new scheme for calculating oil royalties, strongly related to the oil price and production that would increase both income to the state, as well as to the operating companies in the new concessions of the fields in production. Block 8, with an average of 30 years of production and an aggressive investment scenario in the field, with the new royalty scheme, would obtain an NPV of 152.8 MM dollars and a Government Take of 589 MM dollars. Likewise, Block VII in the same time horizon, with the new royalty scheme, and an aggressive field investment scenario would yield an NPV of 71.7 MM dollars and a Government Take of 285 MM dollars for the state. Mon, 01 Jan 2024 00:00:00 GMT http://hdl.handle.net/20.500.14076/28814 2024-01-01T00:00:00Z http://hdl.handle.net/20.500.14076/28813 Título : Método de inversión genética para mejorar el modelado de reservorios en la cuenca Marañón Autor : Marín García, José Pablo Resumen : Este trabajo consistió en validar que el método de inversión genética permite mejorar el modelado de reservorios en la Cuenca Marañón. Este método se aplicó al reservorio Vivian Inferior en el campo Situche Central. El trabajo inicio con la construcción de la grilla tridimensional generada a partir del modelo estratigráfico-estructural obtenido de la interpretación sísmica 3D en profundidad. Seguidamente, se utilizó el método de inversión genética el cual se basa en la combinación de redes neuronales y el algoritmo genético para convertir el cubo sísmico 3D en un cubo de porosidad utilizando como datos de entrada los perfiles de porosidad, las ondículas de la sísmica 3D y los horizontes interpretados. Posteriormente, se utilizó el cubo de porosidad generado como variable secundaria para obtener un modelo de porosidad tridimensional. Este modelo de porosidad obtenido por el método de inversión genética fue utilizado como dato de entrada para generar el modelo de permeabilidad integrando unidades de flujo y el modelo de saturación de agua integrando datos de presiones capilares. El modelo de facies se generó estableciendo rangos de porosidad en la grilla de porosidad integrando datos de núcleos y perfiles de pozo. La integración de estos modelos permitió la estimación de los volúmenes de petróleo original in situ en el reservorio. Finalmente, los resultados obtenidos en los modelos de generados utilizando el método de inversión genética mostraron mejoras en la representación espacial de las propiedades y la distribución de los hidrocarburos.; This study consisted of validating that the genetic inversion method allows improving reservoir modeling in the Marañon Basin. This method was applied to the Vivian Inferior reservoir in the Situche Central field. The study began with the construction of the three-dimensional grid generated from the stratigraphic-structural model obtained from the 3D seismic interpretation in depth. Next, the genetic inversion method was used, which is based on the combination of neural networks and the genetic algorithm to convert the 3D seismic cube into a porosity cube using porosity logs, wavelets from 3D seismic, and interpreted horizons as input data. Subsequently, the generated porosity cube was used as a secondary variable to obtain a three-dimensional porosity model. This porosity model obtained by the genetic inversion method was used as input data to generate the permeability model integrating flow units and the water saturation model integrating capillary pressure data. The facies model was generated by establishing porosity ranges on the porosity grid integrating data from cores and well logs. The integration of these models allowed the estimation of the volumes of original oil in place in the reservoir. Finally, the results obtained in the models generated using the genetic inversion method showed improvements in the spatial representation of the properties and distribution of hydrocarbons. Mon, 01 Jan 2024 00:00:00 GMT http://hdl.handle.net/20.500.14076/28813 2024-01-01T00:00:00Z http://hdl.handle.net/20.500.14076/28332 Título : Evaluación de la instalación de micro-planta de GNL para el abastecimiento de gas natural en las regiones industriales del Norte del Perú Autor : Huaytán Ponce, Javier Francisco Resumen : La tesis "Evaluación de la instalación de Micro-Planta de GNL para el abastecimiento de gas natural en las regiones industriales del norte del Perú" aborda la problemática de garantizar el suministro de gas natural en el norte de Perú hasta el año 2040 debido a su creciente demanda. La hipótesis central sostiene que la instalación de micro-planta de GNL puede ser una solución viable para asegurar el suministro de gas a un precio competitivo y con seguridad energética. El método de investigación incluyó la evaluación de reservas de gas disponibles, análisis de costos de instalación y operación de micro-plantas, y la comparación de indicadores financieros bajo diferentes escenarios. Se realizaron análisis de sensibilidad para determinar la viabilidad económica y la resiliencia del suministro frente a restricciones. Las principales conclusiones indicaron que, aunque existen limitaciones en las reservas de gas natural, siendo el Lote XIII el más prometedor, la instalación de micro-plantas de GNL es una opción competitiva y necesaria para la seguridad energética del norte del país. Se identificaron costos de suministro elevados los cuales representan el 79% del OPEX, principalmente debido a tarifas del concesionario, y la instalación de tanques de almacenamiento aumenta significativamente el CAPEX. A pesar de estos desafíos, uno de los esquemas propuestos muestra indicadores financieros positivos, con un VAN-E de 3.5 MM$ y un TIR-E de 11.2%, haciendo viable el proyecto bajo la condición de atender una demanda industrial creciente en la zona norte del país.; The thesis "Evaluation of the installation of a Micro-LNG Plant to supply of natural gas in the northern industrial regions of Peru" addresses the problem of guaranteeing the supply of natural gas in the north of Peru until 2040 due to its increasing demand. The central hypothesis maintains that the installation of an LNG micro-plant can be a viable solution to ensure the supply of gas at a competitive price and with energy security. The research method included the evaluation of available gas reserves, analysis of installation and operation costs of micro-plants, and the comparison of financial indicators under different scenarios. Sensitivity analyzes were performed to determine economic viability and supply resilience to constraints. The main conclusions indicated that, although there are limitations innatural gas reserves, with Lot XIII being the most promising, the installation of LNG micro-plants is a competitive and necessary option for the energy security of the north of the country. High supply costs were identified, which represent 79% of OPEX, mainly due to concessionaire fees, and the installation of storage tanks significantly increases CAPEX. Despite these challenges, one of the proposed schemes shows positive financial indicators, with an NPV-E of $3.5 MM and an IRR-E of 11.2%, making the project viable under the condition of a growing industrial demand in the northern part of the country. Mon, 01 Jan 2024 00:00:00 GMT http://hdl.handle.net/20.500.14076/28332 2024-01-01T00:00:00Z http://hdl.handle.net/20.500.14076/27830 Título : Caracterización dinámica de reservorios multicapa mediante pruebas de presión y perfiles de producción para optimizar la productividad de pozos de gas condensado Autor : Quispe Figueroa, David Resumen : Los reservorios de petróleo y gas en todo el mundo a menudo tienen estructuras geológicas estratificadas debido a procesos sedimentarios a lo largo del tiempo geológico. Esta estratificación dificulta la evaluación geológica de cada capa, ya que a menudo se tratan a todas como un reservorio independiente. Esto complica la comprensión de los reservorios y amplía el horizonte de análisis e investigación. Las pruebas de presión convencionales se realizan de manera conjunta a todos los reservorios, generando incertidumbre en las estimaciones de las presiones dinámicas, propiedades petrofísicas y la caracterización de los reservorios por capa, debido a que todas las capas se consideran como una sola, a pesar de que pueden tener diferentes características. El monitoreo de reservorios multicapa se centra en evaluar el comportamiento de cada capa de manera individual. Esto incluye la evaluación de presiones dinámicas, permeabilidad, daño y flujo cruzado entre capas durante periodos de cierre prolongados. Este enfoque reduce la incertidumbre en las estimaciones de parámetros al considerar cada capa de manera independiente. La aplicación de herramientas de perfiles de producción de forma selectiva conocida como SIP (Selective Inflow Performance), se utiliza para estimar presiones, permeabilidad y daño de cada capa reservorio. Caracterizar los reservorios multicapa tiene un impacto significativo en la estimación de las reservas de gas y líquidos de gas natural, el diseño y la optimización de la producción, el pronóstico productivo y manejo de instalaciones de producción. Además, genera beneficios económicos para las empresas operadoras y el mercado energético en general.; Oil and gas reservoirs around the world often have stratified geological structures due to sedimentary processes over geological time. This stratification makes difficult the geological evaluation of each layer, due they are often treated as an independent reservoir. This complicates the understanding of reservoirs and expands the horizon of analysis and research. Conventional well test pressure is carried out jointly on all reservoirs, generating uncertainty in the estimates of dynamic pressures, petrophysical properties and the characterization of the reservoirs by layer, because all layers are considered as one, despite that they can have different characteristics. Multilayer reservoir monitoring focuses on evaluating the behavior of each layer individually. This includes the evaluation of dynamic pressures, permeability, damage and cross-flow between layers during prolonged closure periods. This approach reduces uncertainty in parameter estimates by considering each layer independently. The application of production logging tools as a selective way, known as SIP (Selective Inflow Performance), is used to estimate pressures, permeability, and damage of each reservoir layer. This dynamic characterization of multilayer reservoirs has a significant impact on the estimation of natural gas and liquids of natural gas reserves, design and optimization production, production forecasts, and the management of production facilities. In addition, it generates economic benefits for operating companies and the energy market in general. Sun, 01 Jan 2023 00:00:00 GMT http://hdl.handle.net/20.500.14076/27830 2023-01-01T00:00:00Z