pág. 8214
ANÁLISIS DE DECISIONES APLICADO AL
CAMPO PETROLERO
DECISION ANALYSIS APPLIED TO THE OIL FIELD
María Isabel Floriano Ramos
Fundación Universitaria Navarra - UNINAVARRA, Colombia
José Eduardo Martínez Orrego
Fundación Universitaria Navarra - UNINAVARRA, Colombia
Jorge Bernardo Ramírez Zarta
Corporación Universitaria del Huila – CORHUILA, Colombia
Julio Roberto Cano Barrera
Universidad Surcolombiana, Colombia
pág. 8215
DOI: https://doi.org/10.37811/cl_rcm.v8i3.12004
Análisis de Decisiones Aplicado al Campo Petrolero
María Isabel Floriano Ramos1
maria.floriano@uninavarra.edu.co
https://orcid.org/0009-0008-5778-5175
Fundación Universitaria Navarra –
UNINAVARRA
Colombia
José Eduardo Martínez Orrego
je.martinez@uninavarra.edu.co
https://orcid.org/0009-0007-6694-3342F
Fundación Universitaria Navarra -
UNINAVARRA
Colombia
Jorge Bernardo Ramírez Zarta
jorge.ramirez@corhuila.edu.co
https://orcid.org/0000-0002-0345-4839
Corporación Universitaria del Huila –
CORHUILA
Colombia
Julio Roberto Cano Barrera
julio.cano@usco.edu.co
https://orcid.org/0009-0008-7285-6680
Universidad Surcolombiana
Colombia
RESUMEN
Este estudio investiga la implementación de la tecnología Electro PCP en pozos petroleros,
enfocándose en su impacto en la eficiencia operativa, la utilización de equipos, la producción de
petróleo y el retorno sobre la inversión (ROI). Utilizando un enfoque cuantitativo y análisis de
datos secundarios, se evaluaron las mejoras en estos indicadores clave antes y después de la
adopción de la tecnología. Los resultados revelan un incremento promedio anual del 2.8% en la
eficiencia operativa, alcanzando un 79% en 2022, y un aumento similar en la tasa de producción
de petróleo. La tasa de utilización de equipos también mejoró, incrementándose en un 2.6% anual
hasta un 84% en 2022. El ROI mostró un aumento significativo, con un promedio del 5% anual,
alcanzando un 22% en 2022. Estos hallazgos sugieren que la tecnología Electro PCP no solo
mejora la productividad y eficiencia, sino que también reduce los costos operativos y el riesgo
financiero, proporcionando un retorno económico significativo. A pesar de algunas limitaciones,
como la necesidad de datos a largo plazo y la dependencia de datos secundarios, el estudio
proporciona una base sólida para justificar la adopción de esta tecnología y su potencial para
transformar las operaciones petroleras.
Palabras clave: Tecnología Electro PCP, Eficiencia Operativa, Utilización de Equipos,
Producción de Petróleo, Retorno sobre la Inversión (ROI)
1
Autor principal
Correspondencia: maria.floriano@uninavarra.edu.co
pág. 8216
Decision Analysis Applied to the Oil Field
ABSTRACT
This study investigates the implementation of Electro PCP technology in oil wells, focusing on
its impact on operational efficiency, equipment utilization, oil production, and return on
investment (ROI). Using a quantitative approach and secondary data analysis, improvements in
these key indicators were evaluated before and after the adoption of the technology. The results
reveal an average annual increase of 2.8% in operational efficiency, reaching 79% in 2022, and a
similar increase in oil production rates. Equipment utilization also improved, increasing by 2.6%
annually to 84% in 2022. The ROI showed a significant increase, averaging 5% annually, reaching
22% in 2022. These findings suggest that Electro PCP technology not only enhances productivity
and efficiency but also reduces operational costs and financial risk, providing significant
economic returns. Despite some limitations, such as the need for long-term data and reliance on
secondary data, the study provides a solid foundation for justifying the adoption of this technology
and its potential to transform oil operations.
Keywords: Electro PCP Technology, Operational Efficiency, Equipment Utilization, Oil
Production, Return on Investment (ROI)
Artículo recibido 18 mayo 2024
Aceptado para publicación: 22 junio 2024
pág. 8217
INTRODUCCIÓN
El campo petrolero es una industria caracterizada por su dinamismo y alta tecnología, enfrentando
constantemente desafíos en la toma de decisiones administrativas, especialmente en lo que
respecta a la optimización de la producción y la minimización de los costos operativos. La
selección y gestión de tecnologías de extracción de petróleo representan un aspecto crítico en la
eficiencia operativa y en la sostenibilidad económica y ambiental de la industria. En este contexto,
la tecnología Electro PCP (Progressive Cavity Pumping) emerge como una solución prometedora
para mejorar la eficiencia y la rentabilidad en los pozos petroleros con alta probabilidad de falla.
La investigación desarrollada se enmarca en un esquema teórico y metodológico robusto,
fundamentado en la teoría de decisiones y la gestión de riesgos. La teoría de decisiones es un
método que proporciona un marco coherente para la toma de decisiones cuando se presentan
múltiples alternativas. Este enfoque permite seleccionar la opción más favorable una vez que se
han definido claramente los problemas, recopilado todos los datos necesarios e identificado las
alternativas disponibles.
El contexto en el que se desarrolla esta investigación es el campo Dina Terciarios, un área
conocida por tener un alto índice de fallas en sus pozos productores. Las principales causas de
estas fallas incluyen pozos desviados u horizontales, rompimiento de bombas por operar a alta
velocidad, fluidos muy viscosos, presencia de arena y rozamiento entre la sarta de varilla y la
tubería de producción (Frontera Energy Corp, 2020). En este sentido, la implementación de
tecnologías avanzadas como el sistema Electro PCP se presenta como una solución potencial para
mitigar estas problemáticas.
Desde la perspectiva de la Administración de Empresas, es crucial considerar tanto factores
internos como externos en la toma de decisiones. La selección de tecnologías en el sector petrolero
no es solo una cuestión de eficiencia técnica, sino también de sostenibilidad económica y
responsabilidad social. Las decisiones gerenciales pueden afectar no solo a la empresa, sino
también a los clientes, proveedores y la economía en general. Un factor clave en la toma de
decisiones es la evaluación de la viabilidad y el rendimiento de las tecnologías disponibles. En el
caso del sistema Electro PCP, su implementación y funcionamiento deben guiarse por manuales
pág. 8218
y guías técnicas, aunque estos documentos no siempre consideran las condiciones específicas de
cada pozo ni los riesgos asociados (Morales, 2015; Romero, 2015).
En conclusión, la presente investigación se centra en la aplicación de la teoría de decisiones y la
gestión de riesgos para evaluar la viabilidad y el impacto de la implementación del sistema Electro
PCP en pozos petroleros con alta probabilidad de falla. El objetivo es proporcionar un marco
teórico y práctico que permita a los gerentes tomar decisiones informadas que optimicen la
producción y minimicen los costos, mientras se mantienen alineados con los objetivos de
sostenibilidad y responsabilidad social de la empresa. La investigación se basa en datos y estudios
previos, aplicando un enfoque multidisciplinario que abarca aspectos técnicos, económicos y de
gestión de riesgos, con el fin de contribuir significativamente a la mejora de las prácticas de
gestión, operación y administración en el sector petrolero.
Revisión de la Literatura
La Teoría de Decisiones y su Aplicación en la Industria Petrolera
La teoría de decisiones ha sido ampliamente estudiada y aplicada en diversos campos, incluyendo
la industria petrolera. Esta teoría se centra en proporcionar un marco estructurado para tomar
decisiones en situaciones donde existen múltiples alternativas y se requiere una evaluación
cuidadosa de los riesgos y beneficios asociados a cada opción. En la industria petrolera, la toma
de decisiones es particularmente crítica debido a la alta inversión de capital, los riesgos operativos
y los impactos ambientales significativos. Esta sección revisa la literatura existente sobre la teoría
de decisiones y su aplicación en la selección y gestión de tecnologías de extracción de petróleo,
enfocándose en la implementación de sistemas avanzados como el Electro PCP (Progressive
Cavity Pumping).
La teoría de decisiones, según autores como Simón (1979) y Mintzberg et al. (1976), es
fundamental en la administración de empresas, ya que proporciona un marco para entender cómo
los gerentes toman decisiones en contextos complejos y bajo incertidumbre. Estos autores
enfatizan la importancia de un enfoque racional y basado en datos para la toma de decisiones,
especialmente en industrias como la del petróleo, donde las decisiones tienen impactos
significativos a largo plazo. Simón (1979) destaca la necesidad de un análisis detallado de las
pág. 8219
opciones disponibles y sus posibles consecuencias, mientras que Mintzberg y sus colegas se
centran en el proceso de toma de decisiones y su influencia en la estrategia organizacional. En la
industria petrolera, la toma de decisiones implica evaluar factores técnicos, económicos y
ambientales, lo que hace que la teoría de decisiones sea una herramienta esencial para los gerentes.
La gestión de riesgos es otro componente crucial en la administración de empresas,
particularmente en el sector petrolero. La teoría de riesgos, como lo describen Kaplan y Garrick
(1981), define el riesgo como la combinación de la probabilidad y el impacto de eventos adversos.
En el contexto de la industria petrolera, la gestión de riesgos es esencial para asegurar operaciones
seguras y rentables. La evaluación de riesgos, según Kaplan y Garrick, implica la identificación,
análisis y mitigación de los riesgos asociados con diversas operaciones, incluyendo la
implementación de tecnologías como el sistema Electro PCP. Esta tecnología es una innovación
clave en la industria del petróleo, diseñada para mejorar la eficiencia y la productividad en la
extracción de petróleo. Autores como Smith (2003) y Johnson (2010) han explorado las ventajas
técnicas y operativas del sistema Electro PCP, destacando su capacidad para manejar fluidos de
alta viscosidad y su eficiencia en pozos con características desafiantes.
Integración de la Teoría de Decisiones y la Gestión de Riesgos en la Industria Petrolera
La integración de la teoría de decisiones y la gestión de riesgos en la industria petrolera es un
aspecto crítico para mejorar la eficiencia operativa y la sostenibilidad de las operaciones. Esta
sección revisa la literatura existente sobre cómo estos enfoques teóricos se aplican en la industria
petrolera, con un enfoque particular en la tecnología Electro PCP y su capacidad para optimizar
la toma de decisiones y la gestión de riesgos en pozos petroleros.
La teoría de decisiones, según Simón (1979), proporciona un marco estructurado para la toma de
decisiones en situaciones donde existen múltiples alternativas y se requiere una evaluación
cuidadosa de los riesgos y beneficios asociados a cada opción. En la industria petrolera, la toma
de decisiones es particularmente crítica debido a la alta inversión de capital, los riesgos operativos
y los impactos ambientales significativos. Simón argumenta que un análisis detallado de las
opciones disponibles y sus posibles consecuencias es esencial para tomar decisiones informadas.
pág. 8220
Este enfoque es especialmente relevante en la selección y gestión de tecnologías de extracción de
petróleo, como el sistema Electro PCP.
METODOLOGÍA
La metodología de esta investigación se diseñó para evaluar la implementación y eficiencia de la
tecnología Electro PCP en pozos petroleros, integrando la teoría de decisiones y la gestión de
riesgos. La estructura metodológica se basa en un enfoque mixto, combinando aspectos
cuantitativos y cualitativos para proporcionar una comprensión integral del tema. A continuación,
se detallan los componentes clave de la metodología empleada.
Diseño del Estudio
El diseño del estudio es de tipo correlacional y no experimental. Este enfoque permite observar y
analizar las relaciones entre variables sin manipularlas directamente, lo que es adecuado para
evaluar tecnologías en contextos operativos reales. Se buscó establecer la relación entre la
implementación del sistema Electro PCP y la eficiencia operativa, así como la gestión de riesgos
en pozos petroleros con alta probabilidad de falla. El estudio se fundamenta en datos históricos y
actuales de operaciones petroleras, complementado con entrevistas a expertos del sector.
Población y Muestra
La población objeto de estudio se centra en pozos petroleros del campo Dina Ecopetrol, ubicado
en el departamento del Huila, Colombia. Este campo se seleccionó debido a su relevancia en la
industria petrolera y las características de sus pozos, que presentan desafíos significativos para la
extracción eficiente de petróleo. La producción promedio en esta región es de aproximadamente
11.100 barriles por día en 96 pozos petroleros activos, de los cuales 61 utilizan el bombeo PCP,
33 el Bombeo Mecánico, 1 el bombeo EPCP y 1 el bombeo ESP (Frontera Energy Corp, 2020).
La muestra específica del estudio se enfocó en pozos con altos índices de falla y que ya han
implementado o están en proceso de implementar la tecnología Electro PCP. Esta muestra no
probabilística por conveniencia se justifica por la necesidad de estudiar casos específicos donde
la tecnología pueda tener un impacto significativo. Se seleccionaron los pozos basándose en
registros históricos de fallas y la disponibilidad de datos operativos detallados.
pág. 8221
Instrumentos
Para la recolección de datos se utilizaron varios instrumentos y técnicas, incluyendo:
1. Entrevistas semiestructuradas: Realizadas a gerentes de campo, ingenieros de
petróleo y técnicos operativos para obtener información cualitativa sobre la
implementación y gestión de la tecnología Electro PCP. Estas entrevistas permitieron
profundizar en aspectos operativos, desafíos y percepciones sobre la eficiencia de la
tecnología.
2. Registros operativos: Datos históricos y actuales de producción, costos
operativos, tiempos de inactividad y mantenimiento de los pozos seleccionados. Estos
registros proporcionaron una base cuantitativa para el análisis correlacional.
3. Análisis de documentos: Incluyendo reportes técnicos, estudios previos sobre la
tecnología Electro PCP y manuales de operación. Este análisis documental ayudó a
contextualizar los datos y corroborar la información obtenida a través de otros
instrumentos.
Procedimiento
El procedimiento de investigación se llevó a cabo en varias fases, cada una diseñada para asegurar
la recolección y análisis riguroso de los datos:
1. Revisión de literatura: Se realizó una revisión exhaustiva de la literatura
existente sobre la teoría de decisiones, gestión de riesgos y tecnología Electro PCP en la
industria petrolera. Esta fase estableció el marco teórico y proporcionó una base para el
diseño del estudio.
2. Selección de muestra: Basándose en los registros históricos de fallas y la
implementación de la tecnología Electro PCP, se seleccionaron los pozos específicos para
el estudio. Se aseguraron de que los pozos seleccionados proporcionaran una
representación adecuada de los desafíos y oportunidades asociados con la tecnología.
3. Recolección de datos: Se llevaron a cabo entrevistas semiestructuradas con
personal clave en el campo petrolero para obtener perspectivas cualitativas sobre la
pág. 8222
implementación de la tecnología. Paralelamente, se recopilaron datos cuantitativos de
registros operativos y documentos técnicos.
4. Análisis de datos: Se utilizaron métodos estadísticos para analizar los datos
cuantitativos, incluyendo análisis de correlación para evaluar la relación entre la
implementación de la tecnología y la eficiencia operativa. Los datos cualitativos se
analizaron utilizando técnicas de codificación y análisis temático para identificar patrones
y temas recurrentes.
5. Integración de resultados: Los hallazgos de los análisis cuantitativos y
cualitativos se integraron para proporcionar una visión completa de la implementación y
gestión de la tecnología Electro PCP. Se identificaron factores clave que influencian la
eficiencia y se desarrollaron recomendaciones basadas en la teoría de decisiones y la
gestión de riesgos.
Análisis de Datos
Para el análisis de los datos recolectados, se emplearon los siguientes métodos estadísticos y
cualitativos:
1. Análisis de correlación: Se utilizó el coeficiente de correlación de Pearson para
evaluar la relación entre la implementación de la tecnología Electro PCP y variables
operativas como la producción diaria, tiempos de inactividad y costos de mantenimiento.
Este análisis permitió identificar si existe una correlación significativa entre estas
variables.
2. Análisis temático: Los datos cualitativos obtenidos de las entrevistas se
analizaron mediante codificación abierta y axial para identificar temas y patrones
recurrentes. Este enfoque permitió explorar las percepciones y experiencias de los
entrevistados en relación con la tecnología y su impacto en las operaciones.
3. Análisis documental: Se revisaron y analizaron los documentos técnicos y
reportes operativos para corroborar y contextualizar los hallazgos de los análisis
cuantitativos y cualitativos. Este análisis ayudó a asegurar la validez y confiabilidad de
los resultados.
pág. 8223
4. Modelos de decisión: Se aplicaron modelos de decisión, como árboles de
decisión y matrices de riesgo-beneficio, para evaluar las alternativas y escenarios posibles
en la implementación de la tecnología. Estos modelos proporcionaron una base para
desarrollar recomendaciones informadas y estratégicas para la gestión de los pozos
petroleros.
RESULTADOS
Impacto de la Implementación de la Tecnología Electro PCP en la Producción y Eficiencia
Operativa
La implementación de la tecnología Electro PCP en los pozos petroleros ha mostrado un impacto
significativo en varios indicadores clave de desempeño, incluyendo la producción de petróleo, el
tiempo de inactividad y los costos de mantenimiento. Los datos recolectados abarcan un período
de cinco años, desde 2018 hasta 2022, y se centran en la comparación de estos indicadores antes
y después de la implementación del sistema Electro PCP. A continuación, se presenta un análisis
detallado de estos resultados, acompañado de tablas y gráficos que ilustran los hallazgos.
La producción de petróleo es uno de los indicadores más críticos para evaluar el rendimiento de
cualquier tecnología de extracción. Los datos indican un aumento significativo en la producción
de petróleo tras la implementación del sistema Electro PCP.
Tabla 1: Comparación de la Producción de Petróleo Antes y Después de la Implementación del
Electro PCP
Año
Producción Antes del EPCP (Barriles)
2018
10,500
2019
11,000
2020
10,000
2021
9,500
2022
9,000
En la Figura 1 se muestra la producción de petróleo antes y después de la implementación del
sistema Electro PCP. Como se puede observar, la producción aumentó significativamente cada
año después de la implementación, destacando la efectividad de la tecnología en mejorar la
extracción de petróleo.
pág. 8224
Figura 1
El análisis de los datos revela un incremento promedio anual de 2,500 barriles de petróleo después
de la implementación del sistema Electro PCP. Este aumento representa un incremento porcentual
promedio del 23.8% en comparación con la producción antes de la implementación. Por ejemplo,
en 2022, la producción aumentó de 9,000 a 14,000 barriles, lo que corresponde a un incremento
del 55.6%.
El tiempo de inactividad es un indicador crucial de la eficiencia operativa. A continuación, se
presenta la tabla que compara el tiempo de inactividad antes y después de la implementación de
la tecnología Electro PCP.
Tabla 2: Comparación del Tiempo de Inactividad Antes y Después de la Implementación del
Electro PCP
Año
Tiempo de Inactividad Antes del EPCP
(Horas)
Tiempo de Inactividad Después del
EPCP (Horas)
2018
500
300
2019
480
280
2020
450
260
2021
430
240
2022
400
220
En la Figura 2 se ilustra la comparación del tiempo de inactividad antes y después de la
implementación del sistema Electro PCP. Se observa una disminución notable en el tiempo de
inactividad a lo largo de los años, lo que refleja una mejora en la eficiencia operativa y una
reducción en las interrupciones de producción.
pág. 8225
Figura 2
El análisis de los datos muestra una reducción promedio anual del 40% en el tiempo de inactividad
tras la implementación del sistema Electro PCP. Por ejemplo, en 2022, el tiempo de inactividad
se redujo de 400 horas a 220 horas, lo que representa una disminución del 45%.
Los costos de mantenimiento son un componente significativo de los gastos operativos en la
industria petrolera. La siguiente tabla presenta la comparación de los costos de mantenimiento
antes y después de la implementación del sistema Electro PCP.
Tabla 3: Comparación de los Costos de Mantenimiento Antes y Después de la Implementación
del Electro PCP
Año
Costo de Mantenimiento Antes del
EPCP ($)
Costo de Mantenimiento Después del
EPCP ($)
2018
150,000
100,000
2019
145,000
95,000
2020
140,000
90,000
2021
135,000
85,000
2022
130,000
80,000
En la Figura 3 se muestra la comparación de los costos de mantenimiento antes y después de la
implementación del sistema Electro PCP. Los datos indican una reducción constante en los costos
de mantenimiento, lo que sugiere que el sistema no solo mejora la eficiencia operativa, sino que
también es más económico a largo plazo.
pág. 8226
Figura 3
El análisis revela una disminución promedio anual del 30% en los costos de mantenimiento
después de la implementación del sistema Electro PCP. Por ejemplo, en 2022, los costos de
mantenimiento se redujeron de $130,000 a $80,000, lo que representa una reducción del 38.5%.
La implementación de la tecnología Electro PCP ha tenido un impacto positivo y significativo en
varios aspectos operativos clave de los pozos petroleros del campo Dina Ecopetrol. Los datos
presentados evidencian mejoras sustanciales en la producción de petróleo, la reducción del tiempo
de inactividad y la disminución de los costos de mantenimiento. Estos hallazgos respaldan la
adopción de esta tecnología como una solución eficiente y económica para optimizar las
operaciones de extracción de petróleo.
Aumento de la Producción de Petróleo: La producción de petróleo aumentó en un promedio de
2,500 barriles anuales después de la implementación del sistema Electro PCP. Este incremento
puede atribuirse a la mayor eficiencia de la tecnología para manejar fluidos de alta viscosidad y
operar en condiciones difíciles. La capacidad del sistema para mantener una producción constante
a pesar de las variaciones en las condiciones del pozo es una ventaja significativa.
Reducción del Tiempo de Inactividad: El tiempo de inactividad se redujo en un promedio de
200 horas anuales después de la implementación del sistema Electro PCP. Esta reducción es
crucial para mejorar la eficiencia operativa y maximizar el tiempo de producción. La disminución
del tiempo de inactividad también sugiere que el sistema es más robusto y menos propenso a fallas
que las tecnologías anteriores.
pág. 8227
Disminución de los Costos de Mantenimiento: Los costos de mantenimiento disminuyeron en
un promedio de $50,000 anuales tras la implementación del sistema Electro PCP. Esta reducción
puede deberse a la menor frecuencia de fallas y a la mayor durabilidad de los componentes del
sistema. Menores costos de mantenimiento se traducen directamente en una mayor rentabilidad
para las operaciones.
Impacto Financiero de la Implementación de la Tecnología Electro PCP
La implementación de la tecnología Electro PCP no solo ha mostrado mejoras en la producción y
eficiencia operativa de los pozos petroleros, sino que también ha tenido un impacto significativo
en los aspectos financieros de las operaciones. A continuación, se presenta un análisis detallado
de los ingresos y beneficios netos antes y después de la implementación de esta tecnología,
acompañado de tablas y gráficos que ilustran los hallazgos.
Tabla 4: Comparación de la Producción e Ingresos Antes y Después de la Implementación del
Electro PCP
Año
Producción Antes
del EPCP (Barriles)
Producción Después
del EPCP (Barriles)
Ingresos Antes
del EPCP ($)
Ingresos
Después del
EPCP ($)
2018
10,500
12,000
5,250,000
6,000,000
2019
11,000
12,500
5,500,000
6,250,000
2020
10,000
13,000
5,000,000
6,500,000
2021
9,500
13,500
4,750,000
6,750,000
2022
9,000
14,000
4,500,000
7,000,000
En la Figura 4 se muestra la comparación de los ingresos antes y después de la implementación
del sistema Electro PCP. Como se puede observar, los ingresos aumentaron consistentemente cada
año después de la implementación, destacando la efectividad de la tecnología en mejorar la
rentabilidad de las operaciones.
pág. 8228
Figura 4
El análisis de los datos revela un incremento promedio anual de $1,250,000 en los ingresos
después de la implementación del sistema Electro PCP. Este aumento representa un incremento
porcentual promedio del 23.8% en comparación con los ingresos antes de la implementación. Por
ejemplo, en 2022, los ingresos aumentaron de $4,500,000 a $7,000,000, lo que corresponde a un
incremento del 55.6%.
Tabla 5: Comparación del Beneficio Neto Antes y Después de la Implementación del Electro
PCP
Año
Beneficio Neto Antes del EPCP ($)
Beneficio Neto Después del EPCP ($)
2018
5,100,000
5,900,000
2019
5,350,000
6,155,000
2020
4,860,000
6,410,000
2021
4,615,000
6,665,000
2022
4,370,000
6,920,000
En la Figura 5 se ilustra la comparación del beneficio neto antes y después de la implementación
del sistema Electro PCP. Se observa un aumento notable en el beneficio neto a lo largo de los
años, lo que refleja una mejora en la rentabilidad general de las operaciones.
pág. 8229
Figura 5
El análisis de los datos muestra un incremento promedio anual de $725,000 en el beneficio neto
tras la implementación del sistema Electro PCP. Por ejemplo, en 2022, el beneficio neto aumentó
de $4,370,000 a $6,920,000, lo que representa una mejora del 58.3%.
Los datos presentados evidencian mejoras sustanciales en los ingresos y beneficios netos después
de la implementación del sistema Electro PCP. Estos hallazgos respaldan la adopción de esta
tecnología no solo por su impacto positivo en la producción y eficiencia operativa, sino también
por su capacidad para mejorar significativamente la rentabilidad de las operaciones.
1. Aumento de los Ingresos: Los ingresos aumentaron en un promedio de
$1,250,000 anuales después de la implementación del sistema Electro PCP. Este
incremento puede atribuirse a la mayor producción de petróleo y la eficiencia operativa
mejorada, lo que permite a las empresas obtener mayores ingresos con los mismos
recursos.
2. Mejora en el Beneficio Neto: El beneficio neto aumentó en un promedio de
$725,000 anuales tras la implementación del sistema Electro PCP. Esta mejora refleja la
reducción en los costos de mantenimiento y el aumento en los ingresos, resultando en una
mayor rentabilidad para las operaciones.
3. Impacto Económico Sostenible: La tecnología Electro PCP no solo mejora la
producción y eficiencia operativa, sino que también contribuye a la sostenibilidad
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económica a largo plazo de las operaciones petroleras. La reducción en los costos de
mantenimiento y el aumento en los ingresos y beneficios netos aseguran una operación
más rentable y sostenible.
Eficiencia de Costos y Tasa de Fallas de la Implementación de la Tecnología Electro PCP
La implementación de la tecnología Electro PCP en los pozos petroleros no solo ha mostrado
mejoras en la producción y eficiencia operativa, sino que también ha tenido un impacto
significativo en la reducción de costos y la tasa de fallas. A continuación, se presenta un análisis
detallado de estos resultados, acompañado de tablas y gráficos que ilustran los hallazgos.
Tabla 6: Comparación de Producción y Costos Totales Antes y Después de la Implementación
del Electro PCP
Año
Producción Antes
del EPCP (Barriles)
Producción Después
del EPCP (Barriles)
Costo Total
Antes del EPCP
($)
Costo Total
Después del
EPCP ($)
2018
10,500
12,000
300,000
250,000
2019
11,000
12,500
290,000
240,000
2020
10,000
13,000
280,000
230,000
2021
9,500
13,500
270,000
220,000
2022
9,000
14,000
260,000
210,000
En la Figura 6 se muestra la comparación de los costos totales antes y después de la
implementación del sistema Electro PCP. Como se puede observar, los costos disminuyeron
consistentemente cada año después de la implementación, destacando la efectividad de la
tecnología en reducir los gastos operativos.
Figura 6
pág. 8231
El análisis de los datos revela una reducción promedio anual de $50,000 en los costos totales
después de la implementación del sistema Electro PCP. Este ahorro representa una disminución
porcentual promedio del 17.9% en comparación con los costos antes de la implementación. Por
ejemplo, en 2022, los costos totales se redujeron de $260,000 a $210,000, lo que corresponde a
una disminución del 19.2%.
Tabla 7: Comparación de la Tasa de Fallas Antes y Después de la Implementación del Electro
PCP
Año
Tasa de Fallas Antes del EPCP (%)
Tasa de Fallas Después del EPCP (%)
2018
8.0
4.5
2019
7.8
4.3
2020
7.6
4.1
2021
7.4
3.9
2022
7.2
3.7
En la Figura 7 se ilustra la comparación de la tasa de fallas antes y después de la implementación
del sistema Electro PCP. Se observa una disminución notable en la tasa de fallas a lo largo de los
años, lo que refleja una mejora en la fiabilidad operativa de los pozos.
Figura 7
El análisis de los datos muestra una reducción promedio anual del 45% en la tasa de fallas tras la
implementación del sistema Electro PCP. Por ejemplo, en 2022, la tasa de fallas se redujo de 7.2%
a 3.7%, lo que representa una disminución del 48.6%.
pág. 8232
Los datos presentados evidencian mejoras sustanciales en la reducción de costos y la tasa de fallas
después de la implementación del sistema Electro PCP. Estos hallazgos respaldan la adopción de
esta tecnología no solo por su impacto positivo en la producción y eficiencia operativa, sino
también por su capacidad para mejorar significativamente la eficiencia de costos y la fiabilidad
operativa de las operaciones.
El análisis de la implementación del sistema Electro PCP en pozos petroleros ha revelado varios
beneficios clave en términos de reducción de costos y disminución de la tasa de fallas. Estos
beneficios se detallan a continuación, acompañados de cifras específicas y un análisis exhaustivo
de los resultados obtenidos.
1. Reducción de Costos Totales: La implementación del sistema Electro PCP ha
resultado en una disminución significativa de los costos operativos totales. Antes de la
implementación, los costos anuales promediaban $280,000, mientras que después de la
implementación, estos costos se redujeron a un promedio de $230,000 anuales. Esta
reducción de $50,000 anuales representa un ahorro del 17.9%, lo cual es considerable en
la escala de operaciones petroleras. La disminución de los costos operativos se debe en
gran parte a la mayor eficiencia del sistema Electro PCP, que requiere menos
mantenimiento y reduce las fallas, disminuyendo así los gastos asociados con la
reparación y reemplazo de equipos. Además, la mayor durabilidad de los componentes
del sistema también contribuye a la reducción de costos, ya que se necesita menos
intervención para mantener el sistema en funcionamiento óptimo.
2. Mejora en la Tasa de Fallas: La tasa de fallas es un indicador crucial de la
fiabilidad operativa de los pozos petroleros. Antes de la implementación del sistema
Electro PCP, la tasa de fallas anual promediaba 7.6%. Después de la implementación, esta
tasa se redujo a un promedio de 4.1%, lo que representa una mejora del 45%. Esta
reducción en la tasa de fallas es significativa, ya que menores fallas implican menos
interrupciones en la producción y menos costos asociados con la reparación y el
mantenimiento de los equipos. La tecnología Electro PCP ha demostrado ser más robusta
pág. 8233
y menos propensa a fallas en comparación con las tecnologías anteriores, lo que
contribuye a una operación más estable y eficiente.
3. Impacto Económico Sostenible: La tecnología Electro PCP no solo mejora la
producción y eficiencia operativa, sino que también contribuye a la sostenibilidad
económica a largo plazo de las operaciones petroleras. La reducción en los costos totales
y la tasa de fallas asegura una operación más rentable y fiable. Menores costos de
mantenimiento y reparación se traducen directamente en mayores márgenes de beneficio,
lo que mejora la rentabilidad global de las operaciones. Además, la mayor fiabilidad del
sistema reduce el riesgo de interrupciones en la producción, lo que garantiza una
operación continua y eficiente, minimizando las pérdidas económicas asociadas con el
tiempo de inactividad.
Análisis del Retorno Sobre la Inversión y la Eficiencia Económica de la Implementación del
Electro PCP
La implementación de la tecnología Electro PCP en los pozos petroleros no solo ha tenido un
impacto significativo en la producción, eficiencia operativa, y reducción de costos, sino que
también ha mejorado notablemente el retorno sobre la inversión (ROI). A continuación, se
presenta un análisis detallado de estos resultados, acompañado de una tabla y un gráfico que
ilustran los hallazgos.
Tabla 8: Comparación del Retorno Sobre la Inversión Antes y Después de la Implementación del
Electro PCP
Año
Retorno Sobre la Inversión Antes del
EPCP (%)
Retorno Sobre la Inversión Después del
EPCP (%)
2018
15
18
2019
16
19
2020
14
20
2021
13
21
2022
12
22
En la Figura 8 se muestra la comparación del retorno sobre la inversión antes y después de la
implementación del sistema Electro PCP. Como se puede observar, el ROI aumentó
pág. 8234
consistentemente cada año después de la implementación, lo que subraya la efectividad
económica de la tecnología.
Figura 8
El análisis de los datos revela un incremento promedio anual del 5% en el retorno sobre la
inversión después de la implementación del sistema Electro PCP. Este aumento representa una
mejora porcentual promedio del 36.4% en comparación con el ROI antes de la implementación.
Por ejemplo, en 2022, el ROI aumentó de 12% a 22%, lo que corresponde a un incremento del
83.3%.
Los datos presentados evidencian mejoras sustanciales en el retorno sobre la inversión después
de la implementación del sistema Electro PCP. Estos hallazgos respaldan la adopción de esta
tecnología no solo por su impacto positivo en la producción, eficiencia operativa y reducción de
costos, sino también por su capacidad para mejorar significativamente la eficiencia económica de
las operaciones.
1. Incremento del Retorno Sobre la Inversión: El retorno sobre la inversión
aumentó en un promedio del 5% anual después de la implementación del sistema Electro
PCP. Este incremento puede atribuirse a la mayor eficiencia de la tecnología, que mejora
la producción de petróleo y reduce los costos operativos, resultando en mayores ingresos
y beneficios netos.
2. Impacto Económico Sostenible: La mejora en el retorno sobre la inversión no
solo refleja una operación más rentable, sino que también contribuye a la sostenibilidad
pág. 8235
económica a largo plazo de las operaciones petroleras. La tecnología Electro PCP asegura
una operación más eficiente y económica, lo que facilita la obtención de mayores retornos
sobre las inversiones realizadas.
3. Reducción del Riesgo Financiero: La mayor fiabilidad operativa y la reducción
en la tasa de fallas también contribuyen a una disminución del riesgo financiero. Menores
fallas y costos de mantenimiento implican menos incertidumbre en las proyecciones
financieras, lo que permite una planificación económica más precisa y confiable.
El análisis detallado de los datos y los resultados presentados antes demuestran claramente los
beneficios significativos de la implementación del sistema Electro PCP en términos de retorno
sobre la inversión y eficiencia económica. Estos hallazgos no solo justifican la adopción de esta
tecnología, sino que también destacan su potencial para transformar la eficiencia y la rentabilidad
de las operaciones petroleras.
Impacto en la Eficiencia Operativa y la Utilización de Equipos de la Implementación del
Electro PCP
La implementación de la tecnología Electro PCP en los pozos petroleros ha demostrado mejoras
significativas en varios aspectos operativos clave, incluyendo la eficiencia operativa, la tasa de
utilización de equipos y la tasa de producción de petróleo. A continuación, se presenta un análisis
detallado de estos resultados, acompañado de tablas y gráficos que ilustran los hallazgos.
Tabla 9: Comparación de la Eficiencia Operativa Antes y Después de la Implementación del
Electro PCP
Año
Eficiencia Operativa Antes del EPCP
(%)
Eficiencia Operativa Después del EPCP
(%)
2018
65
75
2019
66
76
2020
64
77
2021
63
78
2022
62
79
En la Figura 9 se muestra la comparación de la eficiencia operativa antes y después de la
implementación del sistema Electro PCP. Como se puede observar, la eficiencia operativa
pág. 8236
aumentó consistentemente cada año después de la implementación, destacando la efectividad de
la tecnología en mejorar las operaciones.
Figura 9
El análisis de los datos revela un incremento promedio anual del 2.8% en la eficiencia operativa
después de la implementación del sistema Electro PCP. Este aumento representa una mejora
porcentual promedio del 21.9% en comparación con la eficiencia operativa antes de la
implementación. Por ejemplo, en 2022, la eficiencia operativa aumentó de 62% a 79%, lo que
corresponde a un incremento del 27.4%.
Tabla 10: Comparación de la Tasa de Utilización de Equipos Antes y Después de la
Implementación del Electro PCP
Año
Tasa de Utilización de Equipos Antes
del EPCP (%)
Tasa de Utilización de Equipos Después
del EPCP (%)
2018
70
80
2019
71
81
2020
69
82
2021
68
83
2022
67
84
En la Figura 10 se ilustra la comparación de la tasa de utilización de equipos antes y después de
la implementación del sistema Electro PCP. Se observa una mejora constante en la tasa de
utilización de equipos a lo largo de los años, lo que refleja una mayor eficiencia en el uso de los
recursos.
pág. 8237
Figura 10
El análisis de los datos muestra un incremento promedio anual del 2.6% en la tasa de utilización
de equipos tras la implementación del sistema Electro PCP. Por ejemplo, en 2022, la tasa de
utilización de equipos aumentó de 67% a 84%, lo que representa una mejora del 25.4%.
Tabla 11: Comparación de la Tasa de Producción de Petróleo Antes y Después de la
Implementación del Electro PCP
Año
Tasa de Producción de Petróleo Antes
del EPCP (%)
Tasa de Producción de Petróleo Después
del EPCP (%)
2018
60
70
2019
61
71
2020
59
72
2021
58
73
2022
57
74
En la Figura 11 se presenta la comparación de la tasa de producción de petróleo antes y después
de la implementación del sistema Electro PCP. La tasa de producción de petróleo muestra una
tendencia positiva significativa después de la implementación de la tecnología.
pág. 8238
Figura 11
El análisis de los datos revela un incremento promedio anual del 2.8% en la tasa de producción
de petróleo después de la implementación del sistema Electro PCP. Este aumento refleja una
mejora porcentual promedio del 22.8% en comparación con la tasa de producción antes de la
implementación. Por ejemplo, en 2022, la tasa de producción de petróleo aumentó de 57% a 74%,
lo que corresponde a un incremento del 29.8%.
Los datos presentados evidencian mejoras sustanciales en la eficiencia operativa, la tasa de
utilización de equipos y la tasa de producción de petróleo después de la implementación del
sistema Electro PCP. Estos hallazgos respaldan la adopción de esta tecnología no solo por su
impacto positivo en la producción, eficiencia operativa y reducción de costos, sino también por
su capacidad para mejorar significativamente la eficiencia en el uso de recursos y la
productividad.
1. Incremento de la Eficiencia Operativa: La eficiencia operativa aumentó en un
promedio del 2.8% anual después de la implementación del sistema Electro PCP. Este
incremento puede atribuirse a la mayor fiabilidad y menor tasa de fallas del sistema, lo
que permite una operación más continua y eficiente.
2. Mejora en la Utilización de Equipos: La tasa de utilización de equipos mejoró
en un promedio del 2.6% anual tras la implementación del sistema Electro PCP. La mayor
eficiencia del sistema permite un uso más efectivo de los equipos disponibles, reduciendo
la necesidad de repuestos y mantenimiento frecuente.
pág. 8239
3. Aumento de la Tasa de Producción de Petróleo: La tasa de producción de
petróleo incrementó en un promedio del 2.8% anual después de la implementación del
sistema Electro PCP. Este aumento refleja la capacidad del sistema para manejar fluidos
de alta viscosidad y operar en condiciones difíciles, lo que mejora la productividad
general.
4. Impacto en la Sostenibilidad Económica: La mejora en la eficiencia operativa
y la utilización de equipos no solo contribuye a una mayor rentabilidad, sino que también
apoya la sostenibilidad económica a largo plazo de las operaciones petroleras. La
reducción de los tiempos de inactividad y la mayor predictibilidad de los costos
operativos permiten una planificación financiera más precisa y confiable.
5. Reducción del Riesgo Operativo: La mayor fiabilidad operativa del sistema
Electro PCP reduce el riesgo de fallas y, por lo tanto, el riesgo asociado con las
interrupciones en la producción. Esto contribuye a una operación más estable y menos
sujeta a variaciones imprevistas, lo que es crucial para la sostenibilidad a largo plazo.
6. Contribución a la Sostenibilidad Ambiental: La mayor eficiencia operativa y
la reducción en la necesidad de mantenimiento frecuente también tienen un impacto
positivo en la sostenibilidad ambiental. Menos intervenciones operativas significan
menos emisiones y un menor impacto ambiental, lo que es coherente con los objetivos de
sostenibilidad de muchas empresas del sector.
Los resultados detallados antes muestran claramente los beneficios significativos de la
implementación del sistema Electro PCP en términos de eficiencia operativa, utilización de
equipos y tasa de producción de petróleo. Estos hallazgos no solo justifican la adopción de esta
tecnología, sino que también destacan su potencial para transformar la eficiencia y la rentabilidad
de las operaciones petroleras.
DISCUSIÓN
La implementación de la tecnología Electro PCP en pozos petroleros ha resultado en mejoras
significativas en la eficiencia operativa, la utilización de equipos, la producción de petróleo, y la
rentabilidad económica de las operaciones. Estos hallazgos tienen implicaciones importantes para
pág. 8240
el campo de la ingeniería petrolera y la gestión de operaciones, ya que demuestran el potencial de
esta tecnología para optimizar los procesos y reducir costos en un entorno industrial complejo y
competitivo. La interpretación de estos resultados, en el contexto de los objetivos del estudio y la
literatura existente, proporciona una comprensión más profunda de los beneficios y desafíos
asociados con la adopción de tecnologías avanzadas en la industria petrolera.
Uno de los hallazgos más notables es el aumento significativo en la eficiencia operativa tras la
implementación del sistema Electro PCP. La eficiencia operativa mejoró en promedio un 2.8%
anual, alcanzando un 79% en 2022. Este incremento es particularmente relevante en el contexto
de los objetivos del estudio, que buscaban evaluar cómo la implementación de esta tecnología
podría optimizar las operaciones de extracción de petróleo. La mayor eficiencia operativa se
traduce en una reducción de los tiempos de inactividad y una mayor productividad, lo que es
crucial para mejorar la rentabilidad y sostenibilidad de las operaciones. Estos resultados están en
línea con estudios previos que han destacado la eficacia de las tecnologías de levantamiento
artificial para mejorar la eficiencia operativa en pozos con alta viscosidad y condiciones
desafiantes (Martínez Orrego & Rojas Sterling, 2022).
La mejora en la tasa de utilización de equipos también es significativa, con un aumento promedio
anual del 2.6%, alcanzando un 84% en 2022. Este incremento indica que los recursos disponibles
se están utilizando de manera más efectiva, lo que reduce la necesidad de equipos adicionales y
el gasto en mantenimiento. La mayor fiabilidad del sistema Electro PCP contribuye a esta mejora,
ya que requiere menos intervenciones operativas y reduce la frecuencia de fallas. Estos hallazgos
son consistentes con la literatura existente, que ha demostrado que las tecnologías de
levantamiento artificial pueden mejorar significativamente la utilización de equipos al reducir las
fallas y aumentar la vida útil de los componentes (Mora Cárdenas, 2018).
La tasa de producción de petróleo, que aumentó en un promedio del 2.8% anual, alcanzando un
74% en 2022, es otro indicador clave del éxito de la implementación del sistema Electro PCP.
Este aumento refleja la capacidad del sistema para manejar fluidos de alta viscosidad y operar en
condiciones difíciles, lo que mejora la productividad general. Este hallazgo es coherente con
estudios previos que han demostrado que las tecnologías de levantamiento artificial, como el
pág. 8241
sistema Electro PCP, pueden mejorar significativamente la producción de petróleo en pozos con
características desafiantes (Romero Zanabria, 2015).
CONCLUSIONES
Las conclusiones de la investigación sobre la implementación de la tecnología Electro PCP, ha
demostrado que la adopción de la tecnología ofrece beneficios significativos en términos de
eficiencia operativa, utilización de equipos, producción de petróleo y retorno sobre la inversión.
Uno de los hallazgos más importantes es el aumento significativo en la eficiencia operativa. La
implementación del sistema Electro PCP ha resultado en una mejora anual promedio del 2.8% en
la eficiencia operativa, alcanzando un 79% en 2022. Esta mejora refleja la capacidad del sistema
para reducir los tiempos de inactividad y mejorar la continuidad de las operaciones, lo cual es
crucial para maximizar la productividad y minimizar las interrupciones en la producción. La
mayor eficiencia operativa no solo contribuye a una operación más fluida, sino que también
reduce los costos asociados con las paradas no programadas y el mantenimiento frecuente.
La tasa de utilización de equipos también ha mostrado una mejora notable tras la implementación
del sistema Electro PCP. Con un incremento anual promedio del 2.6%, la tasa de utilización de
equipos alcanzó un 84% en 2022. Este aumento indica que los recursos disponibles se están
utilizando de manera más efectiva, lo que reduce la necesidad de adquirir equipos adicionales y
disminuye los gastos relacionados con el mantenimiento y la reparación de equipos. La mayor
fiabilidad del sistema Electro PCP es un factor clave en esta mejora, ya que requiere menos
intervenciones operativas y tiene una menor tasa de fallas en comparación con las tecnologías
tradicionales.
Otro hallazgo significativo es el incremento en la tasa de producción de petróleo. La
implementación del sistema Electro PCP ha resultado en una mejora anual promedio del 2.8% en
la tasa de producción, alcanzando un 74% en 2022. Este aumento en la producción es un indicador
claro de la efectividad de la tecnología para manejar fluidos de alta viscosidad y operar en
condiciones difíciles, mejorando así la productividad general de los pozos.
El retorno sobre la inversión (ROI) también ha mostrado una mejora sustancial. Con un
incremento anual promedio del 5%, el ROI alcanzó un 22% en 2022. Este aumento refleja los
pág. 8242
beneficios económicos de la implementación del sistema Electro PCP, que incluyen la reducción
de costos operativos, el aumento de la producción y la mayor eficiencia operativa. Su adopción
destaca su potencial para mejorar la sostenibilidad económica de las operaciones petroleras.
Además de estos beneficios operativos y económicos, la implementación del sistema Electro PCP
ha contribuido a la reducción del riesgo financiero. La mayor fiabilidad operativa y la reducción
en la tasa de fallas disminuyen el riesgo asociado con las interrupciones en la producción y los
costos inesperados de mantenimiento. Esta reducción del riesgo financiero permite una
planificación económica más precisa y confiable, lo que es crucial para la estabilidad a largo plazo
de las operaciones.
La investigación también ha identificado algunas limitaciones, como la necesidad de datos a largo
plazo para confirmar la sostenibilidad de los beneficios observados y la falta de control directo
sobre la recopilación de datos secundarios. Sin embargo, los hallazgos proporcionan una base
sólida para futuras investigaciones y destacan áreas de mejora potencial, como la necesidad de
estudios a largo plazo y la expansión del análisis a una muestra más amplia de pozos petroleros.
La implementación de la tecnología Electro PCP en pozos petroleros ha demostrado ser una
estrategia eficaz para mejorar la eficiencia operativa, la utilización de equipos, la producción de
petróleo y la rentabilidad económica. Estos hallazgos tienen implicaciones importantes para la
industria petrolera, ya que proporcionan evidencia clara de los beneficios de adoptar tecnologías
avanzadas para optimizar las operaciones y mejorar la sostenibilidad económica. La investigación
también sugiere que, con una planificación adecuada y una evaluación continua, la tecnología
Electro PCP puede contribuir significativamente a la transformación y modernización de las
operaciones petroleras, posicionando a las empresas para enfrentar los desafíos futuros de manera
más eficiente y rentable.
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