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jueves, 23 de enero de 2020

Auditoría determinó irregularidades y pérdidas millonarias en las estaciones de flujo de PDVSA en la Costa Occidental del Lago

En las EF bajo responsabilidad de Baripetrol, la pérdida por diferencia entre la producción transferida por la empresa mixta y la producción recibida en el patio de tanque se estima en USD 22,43 millones.

Por Maibort Petit
@maibortpetit

   Un informe confidencial fechado en enero de 2017, signado con el número AIC-EXP-OCC-P-20-16-043, emanado de la Gerencia de Auditoría Interna Corporativa EyP de PDVSA Occidente, revela que un conjunto de irregularidades en los procesos de control interno de los procesos de operación y mantenimiento así como de tratamiento de crudo en las estaciones de flujo de la División Costa Occidental del Lago, un hecho que, según advierten, afecta la eficiencia y eficacia de las operaciones, la confiabilidad de la información y el cumplimiento de las normas que rigen tal actividad.

   El informe elaborado por Diego Nava, Jenny Marín, Ricardo Hernández y José Camargo y que suscribe el Jhon Sánchez, gerente de AIC EyP Occidente, detectó una “limitación de las actividades de operación y mantenimiento, así como riesgo de daños a instalaciones, personas y ambiente por desviaciones observadas en promedio, en 20 de las 34 estaciones de flujo visitadas”. En específico, los auditores advirtieron deterioro de líneas y tanques, pararrayos inactivos, ausencia de protección catódica y protección contra incendios, equipos fuera de servicio por desmantelar, derrames de crudo, ausencia de sensores de intrusos, drenajes obstruidos, PLC (Programmable Logic Controller) y medidores de flujo fuera de servicio, ausencia o deterioro de cercas perimetrales, presencia de maleza, entre otras.

   Es necesario explicar que las estaciones de flujo (EF) son instalaciones ubicadas en la superficie terrestre, en las cuales se recolecta el petróleo generado en los pozos a través de un proceso en el que se separa el gas asociado al crudo —cuando así aplique y proceda— para transferirlo a las plantas de compresión, mientras que el petróleo es bombeado a los patios de tanques para su adecuación y distribución. Desde las estaciones de flujo los diferentes tipos de crudo recolectados se transfieren por tuberías hacia los patios de tanques donde es almacenada toda la producción de petróleo para ser tratado y proceder a su comercialización y venta.

    La División Costa Occidental del Lago consta de 44 estaciones de flujo activas y dos inactivas, distribuidas en cinco empresas mixtas, a saber, Petrourdaneta (La Paz, Mara Pesado y Mara Liviano), Petrowayuu (La Concepción), Petroboscán (Boscán), Petroperijá (DZO), y Baripetrol (Colón).

   Cada una de estas empresas mixtas, desde sus gerencias de operaciones, opera y mantiene los equipos e instalaciones de las EF, para lo cual planifica y ejecuta el mantenimiento correspondiente que asegure la continuidad operacional de las instalaciones petroleras.

   En este sentido, la auditoría practicada y a la cual se refiere el informe que acá citamos, evaluó la efectividad de los controles internos en los procesos de operación y mantenimiento de las estaciones de flujo para verificar el cumplimiento de las disposiciones legales, normativa interna y procedimientos vigentes.

   Detalla el informe que, de las 34 estaciones de flujo visitadas por los auditores, se observó que las desviaciones se concentran en las 14 a cargo de Petrourdaneta y en bajo responsabilidad de cada una las empresas Petrowayuu, Petroperijá, y Baripetrol.
   El reporte puso en evidencia que en el 100 por ciento de las estaciones de flujo de Petrourdaneta las instalaciones presentaban deterioro avanzado y desmantelamiento general, constatándose igualmente derrames de crudo y pasivos ambientales. 


   Advierten los auditores que tal situación es consecuencia, principalmente, de la falta de inversión y contratos de servicios, así como el vandalismo y hurtos masivos en todos los sistemas.

   Seguidamente, los auditores alertan de la ausencia de contratos para acometer los servicios de limpieza de los tanques de almacenamientos de crudo, del sistema de puesta a tierra y pararrayos, del sistema apagafuego, de mantenimiento estático, de desmalezamiento, de mantenimiento de superficie a las instalaciones, así para la reparación de calentadores.

    La evaluación también permitió determinar la ausencia de un plan de desmantelamiento, desincorporación y movilización de los equipos que se encuentran fuera de servicio (pasivos ambientales).

   La auditoría constató la existencia de diferencias entre la producción de crudo transferida desde las estaciones de flujo y la recibida en los patios de tanque.
   Fue en Baripetrol donde se determinó una desviación acumulada de enero a septiembre de 2016 de Bbls 413.550 (62 por ciento) entre la producción transferida desde la EF Capitán y la producción recibida en el Patio de Tanque Punta de Palmas. Los datos se recogieron de la comparación de lo reportado por la empresa mixta y la registrado en las boletas de fiscalización del Ministerio para el Poder Popular de Petróleo y Minería. Por ello se extendió el periodo de la prueba hasta diciembre de 2016 y se estableció que la diferencia al 31 de diciembre de 2016 ascendía a Bbls 638.033 con tendencia a incrementarse.
    La pérdida por esta situación se estima por parte de los auditores en aproximadamente USD 22,43 millones. Este cálculo deriva del precio promedio de USD 35,15 por barril de la cesta petrolera venezolana en 2016.

   Los auditores advierten la posibilidad de que la producción pérdida haya sido recibida por otra empresa mixta o unidad de producción habiéndose contabilizado dos veces.

     Por otra parte, el informe de auditoría alerta del incumplimiento del estándar de calidad “% de Agua y Sedimento (%AyS)” del crudo transferido.

   Se explica que el convenio operativo establecido entre las empresas mixtas y PDVSA estipula que las primeras deberán entregar el crudo en condiciones de calidad aptas a la gerencia receptora para su posterior acondicionamiento, procesamiento y comercialización. Corresponde a las empresas mixtas asumir los riesgos de contaminación de los hidrocarburos hasta que sean recibidos por la estatal petrolera.

    La auditoría determinó diferencias respecto a lo convenido que, en el caso de Baripetrol era de 316 por ciento; en Petrowayuu era de 19 por ciento; y en Petrourdaneta era de 2973 por ciento. Se evidenció cumplimiento por parte de Petroperijá y Petroboscán.
   El informe estableció igualmente debilidades en las operaciones de mantenimiento ordinario de las estaciones de flujo.

    Destacaron que en el caso de Petrourdaneta, dichas actividades de mantenimiento ordinario son fundamentalmente correctivas de emergencia en razón de las condiciones de las estaciones de flujo, la falta de personal y otros recursos. Subrayan que el plan y programa se lleva de manera incipiente como un registro de las necesidades de mantenimiento de los principales equipos de las instalaciones.

    Los auditores observaron una situación similar en Petrowayuu y Baripetrol.

   Finalmente, el informe de auditoría advirtió de las limitaciones en el uso del módulo SAP-PM, el cual únicamente es utilizado por Petroboscán y Petroperijá.
     Tal situación impide un seguimiento eficiente de las actividades de mantenimiento ejecutadas y trae como consecuencia la deficiencia en la elaboración de los planes de mantenimiento preventivo y ausencia de programa predictivo.

     Los auditores recomendaron a la Gerencia General de la División Costa Occidental del Lago, llevar a cabo una labor de monitoreo y acometer las acciones acordadas por los evaluadores para corregir y prevenir la ocurrencia de las irregularidades señaladas.