Una empresa peruana construyendo tecnología de estándar mundial.

En 2012, nuestro fundador llegó a los lotes petroleros de Talara como ingeniero electrónico y de telecomunicaciones. Su trabajo era montar radioenlaces: la infraestructura inalámbrica que mantiene conectada la operación de campo.

Pero frente al pozo empezaron a aparecer preguntas que la telecomunicación no podía responder.

¿Qué pasa dentro del pozo?
¿Por qué este produce y aquel no?
¿Qué está decidiendo el operador cuando arranca o detiene?

Veía los datos viajar. No sabía todavía qué decían.

Esas preguntas lo llevaron a estudiar una segunda carrera — Ingeniería de Petróleo en la Universidad Nacional de Piura — y a tomar una decisión poco común: en lugar de saltar directamente a un puesto de oficina apoyado en su título previo, eligió recorrer la operación desde abajo.

Ahí entendió algo importante: un pozo no es solo un equipo mecánico. Es una operación completa que necesita información confiable para funcionar bien.

Catorce años separan ese primer contacto con Talara del sistema funcionando hoy en producción.

No es poco tiempo. Pero cruzar dinamometría, electrónica, telecomunicaciones, matemática, programación y operación real en una sola trayectoria tampoco lo es.

Y sobre todo, hay algo que ningún programa universitario enseña: entender la realidad operativa desde el lado de quien opera, no desde el lado de quien vende.

Por eso, cuando años después decidió diseñar un sistema de monitoreo en tiempo real para bombeo mecánico, no necesitó entrevistar operadores para entender qué hacía falta.

Él había sido ese operador.

Ese recorrido permitió detectar dos problemas que desde la oficina parecen pequeños, pero en campo son enormes.

Uno técnico. Otro operativo.

El primero era evidente: gran parte del bombeo mecánico en Talara opera sin monitoreo en tiempo real.

Muchos pozos funcionan únicamente con PLC programados a horarios fijos de encendido y apagado. Sin lectura de carga. Sin telemetría. Sin información continua sobre lo que ocurre dentro del pozo.

Días enteros de operación a ciegas.

La industria sí tiene soluciones para el extremo opuesto. Sistemas robustos como los de Lufkin ofrecen adquisición de datos, telemetría y software especializado. Funcionan bien sobre pozos críticos de grandes operadoras.

Pero también exigen:

• red eléctrica disponible,
• infraestructura de TI,
• telecomunicaciones dedicadas,
• y un SCADA contratado por separado.

Para muchos campos y operadoras pequeñas, ese modelo simplemente no es viable.

Y ese “resto” no es pequeño.

Incluye tres realidades muy concretas:

1. Pozos sin monitoreo, operados únicamente por timers y experiencia de campo.
2. Operadoras sin infraestructura industrial propia.
3. Pozos con motor a gas en zonas donde nunca llegó la red eléctrica.

La observación fundacional de Lacyma fue entender que esas tres realidades no son excepciones. Son gran parte de la operación real.

Por eso el producto nació con restricciones muy claras desde el primer prototipo.

La segunda observación apareció más adelante, desde otro lugar: la silla del supervisor.

Y esa terminó convirtiéndose en un segundo producto.

En 2023, ya trabajando como supervisor de producción, nuestro fundador conoció una empresa peruana que había desarrollado su propio sistema de extracción y equipos para operación petrolera.

Lo que más impactó no fue el equipo.

Fue saber quién lo había construido: un talareño.

Si alguien del mismo norte petrolero había podido desarrollar tecnología de esa complejidad, entonces la idea que venía dando vueltas hacía años dejaba de ser una posibilidad. Se volvía una responsabilidad.

Ese mismo año empezó el desarrollo.

Noche tras noche, después del trabajo, comenzó a construir el sistema componente por componente: hardware, firmware, electrónica, modelos físicos, protocolos de comunicación y lógica matemática.

Y también llegaron las primeras fallas.

• ·El firmware que no se comunicaba con la placa.
• ·La primera tarjeta dañada en pozo.
• ·El modelo físico que funcionaba perfecto en la laptop y mal en campo.

Porque desarrollar tecnología industrial no es escribir software en un entorno limpio. Es validarlo contra el mundo físico.

Y Talara no perdona errores.

Cada decisión de diseño respondía la misma pregunta:

¿Qué pasa si esto falla a las tres de la mañana, sin nadie cerca?

El objetivo era garantizar que el monitoreo siguiera siendo confiable incluso en condiciones adversas.

Esa lógica terminó definiendo el hardware, el firmware y la arquitectura completa del sistema.

Durante esa etapa, GTG abrió las puertas para validar el sistema sobre pozos reales.

La validación siguió el orden correcto:

• adquisición confiable de datos,
• telemetría estable,
• y finalmente el cálculo de carta de fondo.

La carta de fondo es el diagnóstico interno de un pozo de bombeo mecánico. No se mide directamente: se calcula a partir de la información de superficie usando la ecuación de onda sobre la sarta de varillas que conecta el balancín con la bomba en el fondo.

Es el punto donde electrónica, matemática y física se encuentran.

Cuando las cartas calculadas empezaron a coincidir con la interpretación física real pozo por pozo, quedó claro algo importante:

El sistema no solo graficaba datos. Los entendía.

Sobre esa base se construyó el SCADA, luego la app móvil y finalmente las alertas inteligentes con notificación incluso en el celular.

Hoy, el monitoreo puede hacerse en tiempo real desde escritorio o desde el teléfono. El operador puede revisar el estado del pozo, visualizar la última carta calculada y recibir alertas antes de que una desviación se convierta en falla.

Mathius Monitor ya ha permitido prevenir múltiples fallas que antes habrían pasado desapercibidas.

Tres años desde la decisión hasta la operación real.

Eso es lo que toma construir tecnología propia capaz de sostenerse en campo.

El recorrido dejó dos observaciones.

La primera fue la falta de monitoreo en tiempo real.
La respuesta: Mathius Monitor.

La segunda apareció desde la supervisión operativa.

Aunque muchas operaciones ya tenían aplicaciones y formularios digitales, el trabajo seguía fragmentado. El operador registraba información digitalmente, pero el supervisor seguía integrando todo manualmente.

• Para cerrar batería había que cruzar archivos.
• Para ubicar operadores había que entrar a otra plataforma.
• Para revisar pozos monitoreados había que consultar otro sistema.
• Para organizar recorridos había que abrir Excel tras Excel.

La operación parecía digitalizada, pero todavía se ejecutaba a mano.

De esa observación nació Mathius OPS.

Una plataforma que integra monitoreo, recorridos, cierre de batería, seguimiento operativo y alertas en un solo entorno.

No es un dashboard sobre hojas Excel. Es una reorganización completa de la operación alrededor de información integrada y en tiempo real.

Sobre esa plataforma se integró Mathius, el asistente de IA de Lacyma.

El operador o supervisor puede hacer preguntas en lenguaje natural desde el celular o la tablet:

¿Cuánto produjo el pozo en las últimas 48 horas?
¿Qué falta recorrer hoy?
¿Por qué la diferida no cuadra?

Lo que antes requería filtros manuales y varios sistemas, ahora cabe en una sola pregunta.

Dos productos nacidos de dos problemas reales.

No de hipótesis de mercado. No de tendencias. De experiencia directa en campo.