Autor: José Lizier Corbetto Ingeniero CIP: 45694 Operadora: Olympic Oil & Gas Corporation

1. ESTUDIO DE EXPLOTACIÓN DE GAS Y PETROLEO LOTE XIII –
PIURA
OPERADORA: OLYMPIC OIL & GAS CORPORATION
ING. JOSE LIZIER CORBETTO
CIP 45694
ENERO 2,004

4. INDICE
1. DATOS GENERALES DE LA OPERACIÓN
1.1. GENERALIDADES DE LA OPERADORA
1.2. CONTRATO DE LICENCIA PARA EXPLORACION Y EXPLOTACION
1.2.1.GENERALIDADES
1.2.2.ASPECTOS LEGALES Y TRIBUTARIOS DEL CONTRATO DE EXPLORACION Y
EXPLOTACION
2. INFORMACION TECNICA
2.1. INFRAESTRUCTURA BASICA
2.2. POZOS Y RESERVAS
2.3. MEDIO AMBIENTE
3. ASPECTOS DEL MERCADO
3.1. RESPECTO A LA DEMANDA
3.2. RESPECTO A LA OFERTA
3.3. RESPECTO AL PRECIO DE VENTA
4. FINANCIAMIENTO
4.1. INVERSION INICIAL
4.2. INVERSION FUTURA
5. EXPLOTACION DE PETROLEO
6. ANALISIS DE LA RENTABILIDAD

5. 1. DATOS GENERALES DE LA OPERACIÓN
1.1 GENERALIDADES DE LA OPERADORA
OLYMPIC PERU INC. (casa matriz) es una empresa constituida y regida bajo las leyes de
las islas vírgenes británicas (BVI) cuyos accionistas son:
 Empresa panameña SOUTH AMERICAN MINERALS INC.
 Empresa USA OLYMPIC OIL & GAS CORPORATION.
 Empresa USA UF HOLDINGS L.L.C..
 Empresa BVI TEXXON OIL & GAS CORPORATION.
1.2 CONTRATO DE LICENCIA PARA EXPLORACION Y EXPLOTACION
1.2.1 GENERALIDADES
OLYMPIC PERU INC., sucursal del Perú, fue constituida en el Perú el 6 de
agosto de 1,992 e inicio sus actividades el 30 de mayo de 1,996 hasta la fecha
en la que la sucursal OLYMPIC PERU firmo con PERUPETRO S.A. un CONTRATO
DE LICENCIA PARA LA EXPLORACION Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS en
el lote XIII, el mismo que se ubica en el desierto de Sechura departamento de
Piura, en la zona nor occidental del Perú.
El plazo del contrato es de 30 años a partir del inicio de la explotación
comercial y puede ser ampliado hasta completar 40 años.
La sucursal OLYMPIC se compromete entre otros aspectos a ejecutar un
programa mínimo de trabajo correspondiente a cada período del proceso de
exploración:
 Primer período de 10 meses. Adquirir, procesar e interpretar 100KM de
líneas sísmicas 2D y perforar un pozo exploratorio.
 Segundo período de 18 meses. Contados a partir del término del primer
período, adquirir, procesar e interpretar 200KM de líneas sísmicas 2D y
perforar 2 pozos exploratorios.
 Tercer período de 12 meses. Perforar 2 pozos exploratorios.
 Cuarto período de 12 meses. Perforar 2 pozos exploratorios.
 Quinto período de 12 meses. Perforar 2 pozos exploratorios.
 Sexto período de 20 meses. Adquirir, procesar e interpretar 100KM de
líneas sísmicas 2D y perforar 3 pozos exploratorios.
La fase de explotación se inicia al día siguiente de la terminación de la fase de
exploración, siempre que durante la fase de exploración se hubiere producido
una declaración de “descubrimiento comercial”. Actualmente la sucursal
OLYMPIC se encuentra en la fase de explotación.
La mayor inversión ha sido efectuada y corresponde a la fase de exploración y
perforación, por que en la actualidad los costos de operación se consideran

6. reducidos respecto a los incurridos inicialmente. (Estos costos de exploración y
desarrollo se incurren de acuerdo al contrato de licencia y se capitalizan en el
rubro intangibles y no se amortizan sino hasta el inicio de la exploración
comercial).
1.2.2 ASPECTOS LEGALES Y TRIBUTARIOS DEL CONTRATO DE EXPLORACION Y
EXPLOTACION
De acuerdo con el contrato y el artículo 8 de la ley N. 26221 “LEY ORGANICA
DE HIDROCARBUROS” , PERUPETRO S.A. transfiere a la sucursal OLYMPIC el
derecho de propiedad de los hidrocarburos a extraerse del lote XIII,
obligándose la sucursal OLYMPIC a pagar al Estado Peruano a través de
PERUPETRO S.A., una regalía en efectivo en las condiciones y oportunidad
establecidos en el contrato.
El estado peruano garantiza a la sucursal OLYMPIC el beneficio de estabilidad
tributaria durante la vigencia del contrato y de acuerdo al régimen tributario
vigente a la fecha de suscripción del contrato, de acuerdo a lo establecido en el
“REGLAMENTO DE GARANTIA DE LA ESTABILIDAD TRIBUTARIA” y de las
“NORMAS TRIBUTARIAS DE LA LEY N. 26221, LEY ORGANICA DE
HIDROCARBUROS APROBADA POR EL DECRETO SUPREMO N. 32-95-FP.
De acuerdo a lo estipulado en el contrato, el Banco Central de Reserva del
Perú: el BCRP garantiza a la sucursal OLYMPIC la estabilidad del régimen
cambiario vigente a la fecha de la suscripción del contrato.
El BCRP, en representación del Estado Peruano garantiza lo siguiente:
 Libre disposición de hasta el 100% de las divisas generadas por las
exportaciones de los hidrocarburos fiscalizados, la que podrá depositar
directamente en sus cuentas bancarias, en el país o en el exterior.
 Derecho a mantener, controlar y operar cuentas bancarias en cualquier
moneda, tanto en el país como en el exterior.
 Derecho a disponer libremente, distribuir, remesar o retener en el
exterior, sin restricción alguna, sus utilidades netas anuales determinadas
con arreglo a ley.
La sucursal OLYMPIC debe pagar directamente los tributos aplicables a sus
operaciones en el Perú, de acuerdo a la legislación vigente a la fecha de firma
del contrato de Exploración y Explotación, con excepción de los siguientes:
-El pago por concepto de cánones, sobre cánones y participación en la renta,
los cuales son de cargo de PERUPETRO S.A.
-La importación de bienes e insumos requeridos por la sucursal en la fase de
exploración se encuentra exonerada de todo tributo, siempre y cuando los
insumos estén incluidos en la lista de bienes sujetos a dicho beneficio.

7. 2. INFORMACION TECNICA
2.1 INFRAESTRUCTURA BASICA
La operación cuenta con oficinas en las ciudades de Lima, Piura, y los yacimientos se
ubican en Sechura, se han perforado un total de 12 pozos para gas en zonas probadas
según se detalla en el ítem siguiente así como el equipamiento necesario para producir y
comercializar el producto extraído de los mismos, 30 Km de tubería de conducción de gas,
laboratorio totalmente equipado, estaciones de control, oficinas en Piura y otra
infraestructura menor.
2.2 POZOS Y RESERVAS
A la fecha se encuentra perforados 12 pozos con capacidad de producir según se detalla:
 4 Pozos de antedichos se encuentran probados y en etapa de producción con los
cuales se abastece la demanda actual.
 3 Pozos que ya han sido probados pero no se ha incorporado a la etapa de producción
por cuanto la demanda aún no lo exige.
 5 Pozos aún no han sido probados por cuanto la demanda no lo requiere, estando
previsto su prueba e incorporación al igual que el pozo previamente detallado, ala fase
de producción dentro del presente semestre dependiendo únicamente de los primeros
pendientes de aprobación para la venta del producto en Tierra Colorada.
En el mes de Mayo del 2,002 la sucursal OLYMPIC inicio sus actividades de extracción,
procesamiento y comercialización de gas natural a su compañía relacionada NORTHERN
PACIFIC PIPELINE S.A.C. de acuerdo a un contrato previo, OLYMPIC se compromete a
vender hasta UN MAXIMO DIARIO DE 15 MILLONES BTU DE GAS NATURAL.
Las reservas probadas y en producción ascienden a 381,094 BCF (billones de pies cúbicos –
bp3) y las reservas probadas son de 262,460 BCF constituyendo la reserva mas grande de
energía en la costa del Perú.
Las reservas han sido certificadas por Schlumberger, firma internacional entendida en la
materia. El total estimado por Schlumberger de reservas ascienden a 643,554 BCF,
constituyéndose en el primer y único yacimiento de importancia de gas en el Norte del
Perú.
2.3 MEDIO AMBIENTE
Mediante el decreto legislativo 613, promulgado el 7 de septiembre de 1,990, se aprobó el
código de medio ambiente y los recursos naturales, el cual indica que para todo contrato
de operaciones se debe elaborar un ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL (EIA) sujeto a la
aprobación de la autoridad competente.
Mediante decreto supremo 046-93-EM, el ministerio de energía y minas aprobó el
reglamento de medio ambiente para las actividades de hidrocarburos.

8. La sucursal OLYMPIC ha elaborado el EIA , el mismo que ha sido aprobado para cumplir con
las disposiciones ambientales vigentes. En opinión de la gerencia de la sucursal OLYMPIC,
no se espera que surjan pasivos de importancia para cumplir con las regulaciones
ambientales.
3.ASPECTOS DEL MERCADO
3.1 RESPECTO A LA DEMANDA
La demanda se ha orientado en una primera instancia a las plantas Procesadoras de Harina
de Pescado, básicamente por su cercanía, facilidad y reducido costo de conversión de
quemadores de Combustible Residual 6 (R-6) a Metano.
NORTHERN PACIFIC PIPELINE suministra gas a compañías pesqueras con las que ha suscrito
contrato de suministro tales como:
AUSTRAL GROUP, SINDICATO PESQUERO, etc.
3.2 RESPECTO A LA OFERTA
El precio promedio producto de la venta actual de gas a las 4 plantas productoras de harina
de pescado asciende a U$ 3.5 MM BTU importe que puede ser reajustado hacia arriba en
los futuros contratos de venta dado el hecho de que dichos contratos fueron negociados
con precios internacionales de petróleo en el orden de U$ 45 / Barril Brent.
Existe un mercado eléctrico que si bien no paga lo mismo que las harineras, si es factible
abastecerlo por cuanto el nivel de reservas es muy superior al volumen consumible con la
demanda proyectada.
4. FINANCIAMIENTO
4.1 INVERSION INICIAL
A efectos de llevar adelante el presente proyecto, al margen de los gastos iniciales de
operación en la etapa pre-contrato, se han efectuado una inversión ascendente a U$ 4.5
MM, consistente básicamente en la perforación de pozos exploratorios y confirmatorios, y
sísmica, además de los propios de explotación comercial, en cuya etapa se ha invertido U$
8MM. Adicionalmente vía empresa relacionada, se ha invertido recursos del orden de U$
1.6 MM para la implementación de un gasoducto que permita abastecer directamente a
los clientes actuales: Plantas de Procesamiento de Harina de Pescado. A su vez, a efectos
de concretar las operaciones comerciales con los clientes antes aludidos, se ha asumido el
costo de conversión de quemadores de Residual 6
(R-6) con que contaban por quemadores de Metano ascendientes a U$250.000 c/u
aproximadamente.

9. 4.2 INVERSION FUTURA
La inversión a mediano y largo plazo esta dada básicamente por el incremento de la
capacidad de producción (perforación de pozos nuevos) en concordancia con el
incremento de la capacidad de distribución (tuberías de transporte de gas - gasoducto).
Ambas se encuentran financiadas casi en su totalidad con los ingresos producto de las
ventas a los actuales clientes y los potenciales según los parámetros dados, y
eventualmente los saldos de caja negativos son cubiertos vía el sistema financiero.
5. EXPLOTACION DE PETROLEO
El área en concesión contiene además de las reservas de gas ya detalladas previamente,
reservas de Petróleo ubicadas en la Estructura de Pueblo Nuevo situadas al sur de los
campos petrolíferos de Portachuelo abarcando un área de 38.5 Km2 (7 Km x 5.5 Km).
El costo de perforación dadas las características del suelo así como la profundidad a
explotar arrojan un costo medio por pozo de U$ 0.5 MM, lo que hace viable la operación
con una inversión relativamente pequeña.
La inversión estimada para el presente proyecto colateral es como sigue:
 Inversión para poner en producción el Pozo SX-38 U$ 0.1 MM
 Desarrollo de 200Km de líneas sísmicas U$ 0.4 MM
 Producción comercial – perf. 25 pozos U$ 12.5 MM
TOTAL U$ 13.0 MM
El total de las reservas en las estructuras geológicas de Salinas y Balcones Medio ascienden
a 15 MMBlsy 5 MMBls, es decir un total de 20 MMBls de Petróleo de grado 45 API.
El costo estimado de producción, mas cánones y otros es de U$ 10 / Bls; considerando un
precio medio de venta de U$ 25/ Bls, el colateral de petróleo para el proyecto incrementa
los ingresos en U$ 600 MM en el plazo de 6 años.

10. 6. ANALISIS DE LA RENTABILIDAD
-Según se aprecia del cuadro de Flujo de Caja se ha proyectado el análisis a 25 años, a
pesar de que la exploración se extiende hasta los 30 – 40 años, a pesar de lo cual, el VAN
del proyecto bordea a los U$80MM.
-En el cuadro de Respaldo de Flujo de Caja se aprecia asimismo que con la demanda
prevista por las harineras más un incremento anual del 3% debido al rubro otras
demandas, se llega a consumir únicamente el 39.48% de las reservas probadas y en
producción, lo que invita a incorporar nuevos mercados, por muy marginales que sean en
tanto los costos de abastecerlos sea inferior al precio de venta, o desarrollar la generación
de energía eléctrica, propuestas ambas que mejoraran así el flujo de caja y la rentabilidad.
-El gas, la rentabilidad es percibida por la operadora recién a los 6-7 años de la fecha,
debido básicamente al constante proceso de expansión de la distribución, situación que
puede ser modificada acelerando la misma vía créditos o decelerando la misma a efectos
de generar excedentes de caja, según decida la operadora.
-En el caso del Petróleo, la inversión inicial es mayor; sin embargo es recuperada mucho
más rápido por cuanto la rapidez de perforación de los pozos y la venta asegurada del
producto permite la generación de ingresos por venta en períodos de tiempo muy cortos.
-EL VAN total del proyecto bordea los U$240 MM, consumiendo únicamente el 25% de las
reservas totales de gas.