Mostrando entradas con la etiqueta Petrourdaneta. Mostrar todas las entradas
Mostrando entradas con la etiqueta Petrourdaneta. Mostrar todas las entradas

domingo, 16 de febrero de 2020

Irregularidades en el manejo y balance de pozos ocasiona pérdidas millonarias en la División Costa Occidental del Lago de PDVSA

  Las anomalías se tradujeron en un déficit en los ingresos provenientes de las exportaciones petroleras de más de USD 1.910.282.749 en 2018.

Por Maibort Petit
@maibortpetit

   Un informe de auditoría sobre la evaluación realizada en la División Costa Occidental del Lago de Petróleos de Venezuela S.A. reveló fallas en los controles internos del proceso de Manejo y Balance de Pozos, debido al incumplimiento del procedimiento para el cálculo y seguimiento de potencial que deben presentar al Ministerio del Poder Popular de Petróleo las empresas mixtas que allí se desempeñan.
   Los analistas determinaron que las EEMM Petroboscán S.A., Petroperijá S.A., Baripetrol S.A., Petrourdaneta S.A. y Petrowayu S.A., tienen pozos activos que presentan retrasos de hasta 2 años en lo atinente a la realización de las pruebas que miden el potencial de los yacimientos.

    También alertaron acerca de la ausencia de cronogramas o planes de pruebas a pozos para el año 2018, en lo referente al establecimiento y cumplimiento de las pruebas de potencial a pozos de las EEMM que conforman la División Costa Occidental del Lago.

  Igualmente acusaron el incumplimiento de las metas de producción en 27 MM BLS para el año 2018, así como también, deficiencias en las condiciones físicas y operacionales en los pozos. Particularmente, subrayaron que Petrowayu S.A. está totalmente paralizada.

   Entretanto, Petroperijá, Petrowayu y Petrourdaneta carecen de un sistema de automatización del campo. Se observó hurto y desmantelamiento en las instalaciones y equipos.

   Esta situación ocasiona un déficit en los ingresos provenientes de las exportaciones de crudo que afectó directamente el presupuesto nacional en más de USD 1.910.282.749 en el año 2018.

  Todas estas revelaciones forman parte de las denuncias formuladas por el auditor interno de PDVSA, Diego Armando Nava Negrette, quien por advertir de estas irregularidades se convirtió en perseguido del régimen de Nicolás Maduro, a tal extremo que tuvo que huir del país junto a su familia para preservar sus vidas[1].

El informe

  En febrero de 2019, Lisbeth Aguilar, Gerente de Auditoría Interna Occidente, suscribió el informe con carácter confidencial identificado con el serial AIC-EXP-OCC-A-2018-XXX, el cual versaba sobre el manejo y balance de pozos en la División Costa Occidental de Petróleos de Venezuela. La evaluación estuvo a cargo de Diego Nava, Federico Molero, Jesús Manzanilla y Jenny Marín.

    Antes de proceder a presentar los resultados de la auditoría, se explica que el manejo y balance de pozos se lleva a cabo con el objetivo de extraer las cantidades de crudo previamente determinadas mediante la evaluación del comportamiento o potencial de pozos de los yacimientos. Esto para cumplir con los compromisos de producción. Los pozos poseen una categorización según su condición operacional y las facilidades de superficie; para la meta de producción sólo son considerados los pozos categorías 1 (Activos) y categorías 2 (Cerrado, pero con producción inmediata y disponible al abrir).

   La Gerencia Técnica, es la encargada de realizar las evaluaciones de los yacimientos (Pozos) determinando los potenciales (PT) y ejecutando acciones de seguimiento de producción para emitir las recomendaciones a fin de mantener la producción disponible (PD).

   Por su parte, la Gerencia de Operaciones de Producción tiene como responsabilidad la recolección, medición y disposición en superficie del crudo con miras a entregar diariamente la producción de los hidrocarburos.

   Entonces especifican que la División Costa Occidental del Lago, es una de las 4 divisiones de producción que forma parte de la Dirección Ejecutiva de Producción de Occidente (DEPO), a la pertenecen 5 Empresas Mixtas (EEMM) de la Corporación Venezolana del Petróleo, las cuales se han establecido como meta de producción la extracción d 99.5 MBD (2018). Cada división es responsable de cumplir con los objetivos asignados, de acuerdo a su potencial de producción y planes establecidos.
   Una nota de Diego Nava al margen del informe, advierte que esta cifra no se visualiza en el anexo 1 que acompaña el reporte.
    Acotan los auditores que el objetivo del análisis es la evaluación es “Evaluar el sistema de control interno inherente al manejo y balance de los pozos petroleros, evaluando el comportamiento real de la producción con relación al potencial de los pozos, y su contribución al cumplimiento de las metas operacionales”.

   Para llevar a cabo su tarea, los auditores revisaron las cifras de producción de hidrocarburos correspondientes a 749 pozos (137.9 MBD) para el periodo enero-noviembre 2018, correspondiente a 100 por ciento de los pozos categoría 1 y 2 de las empresas mixtas de la División Costa Occidental, a saber, Petroboscán S.A., Petroperijá S.A., Baripetrol S.A., Petrourdaneta S.A. y Petrowayu S.A.

   Tal análisis contempló el realizar pruebas de pozos (Potencial); revisar los cumplimientos de las metas y potenciales de producción; y las condiciones operacionales.

   Apuntan que para las inspecciones físicas de los pozos categoría 1 y 2, se seleccionaron 37 pozos, que representa 5 por ciento de los pozos de cada empresa mixta.
    Acá también Nava, en nota al margen, advierte que se rectificó la cantidad de pozos seleccionados originalmente de 38 a 37.
Las observaciones de los auditores
   
  En primer lugar, los auditores hacen referencia a las pruebas de potencial de pozos y, en tal sentido, explican que el potencial de producción representa el nivel máximo de producción estable que los pozos pudieran alcanzar bajo condiciones ideales de operación. Se trata de los pozos con disponibilidad inmediata de producción conectados a instalaciones de superficie que cumplan con las normas ambientales y de utilización del gas vigentes.

   El potencial de pozos se expresa como la sumatoria de las pruebas representativas de los yacimientos con disponibilidad inmediata de producción.

Incumplimiento del procedimiento de prueba de potencial de pozos

  Se remiten al capítulo IV del Manual de definiciones y procedimientos para cálculo y seguimiento del potencial de producción, donde se establece la realización de pruebas de potencial mensual a pozos, para el cálculo de potencial, debido a que la empresa debe presentar un informe de potencial mensual y, en tal sentido, alertan acerca del incumplimiento de Pruebas de Potencial de Pozos, el cual quedó en evidencia cuando se constató que no se acoplaba a los estipulado en el procedimiento para el cálculo y seguimiento de potencial que se debe presentar al Ministerio del Poder Popular de Petróleo.
   Advierten los analistas que, para el momento de efectuarse la auditoría, había empresas mixtas que presentaban pozos activos y pruebas vencidas de más de 2 años, además de condiciones de fuerza mayor que impedirían el cumplimiento de la ejecución de pruebas.

   Especifican que Baripetrol tenía 1 año y 5 meses con pruebas vencidas, altos niveles de inventario en sus estaciones de flujos por restricción de bombeo y escasez de personal técnico. Debía cerrar pozos desde enero 2017.

  Petrourdaneta presentaba 2 años y 4 meses de vencimiento, problemas en los múltiples de producción (filtración), que no permiten realizar medidas en el campo La Paz.

  En Petrowayu había 2 años de vencimiento, a la par de estar paralizada desde octubre 2016 por hurto en su Unidad Lact y oleoducto de producción y por no contar con socio B para obtener financiamiento.

  El vencimiento en Petroperijá era de 6 meses, mientras que Petroboscán presentaba un vencimiento mínimo en la elaboración de pruebas de potencial de pozos desde el 20 de noviembre de 2018.

   Alertan que tal situación obedecía a la gran cantidad de hurtos y al deterioro de la superficie en los pozos y estaciones de flujo, originando incertidumbre en los cálculos de la producción mensual. A esto se suman las fallas eléctricas que no permiten completar pruebas de pozos

  La consecuencia de esto es la baja confiabilidad en los pronósticos de potencial, así como desconocimiento de condiciones reales de los pozos, lo cual impacta negativamente el manejo de las cifras reales de producción por más de 27 MM de barriles anuales, lo cual a su vez deriva en la imposibilidad de actualizar las metas de producción. A su vez es to afectaba directamente el presupuesto nacional en más de USD 1.910.282.749 para el año 2018.

   La gerencia general de Petrowayu refirió que desde octubre de 2016 no contaban con un socio B para llevar a cabo la explotación de hidrocarburos. Sus ejecuciones se debían a esfuerzo propio. Aguardaban por la decisión de la junta de directiva de la Corporación Venezolana de Petróleo (CVP).

  Petrourdaneta denunció la falta de financiamiento por parte del socio B, a saber, Odebrecht, por lo que presentaban limitaciones en la contratación de obras, bienes y servicios para el mantenimiento de los campos asignados, nuevas inversiones en infraestructura de superficie o recuperación de la misma. Las actividades se paralizaron el 11 de febrero de 2019 al presentar altos inventarios de crudo en el Patio de Tanque Palmarejo de Mara. Esto porque por el hurto de equipos eléctricos.

 En Petroboscán las pruebas de potencial se limitan al cumplimiento de las acciones establecidas en la revisión, debidos a los constantes hurtos y fallas eléctricas.

  Baripetrol no realiza las pruebas de potencial de pozos porque tiene altos niveles de inventarios de crudo en los tanques de almacenamiento de las estaciones de flujo por restricciones de bombeo para la transferencia de crudo hacia el Patio de Tanque Punta de Palma, situación que conllevó al cierre de pozos desde el mes de enero de 2017.

  Los auditores y las empresas mixtas acordaron respecto a Petrowayu: 1) activar 2 pozos categorías 2 (331 y 324), y se realizar la prueba de potencial correspondiente; evaluar los pozos categoría 2 para verificar su condición y reclasificarlos para actualizar el potencial de producción de la mixta; y solicitar a la junta directiva corporativa CVP, el apoyo financiero, técnico y logístico para ejecutar el proceso de activación del campo.

  Respecto a Petrourdaneta acordaron: 1) solicitar a la directiva de CVP el apoyo financiero, técnico y logístico para ejecutar el proceso de activación del campo a través del socio; 2) contratar el reemplazo y/o mantenimiento de los múltiples de medidas para poder realizar las pruebas de potencial vencidas; elaborar el plan de atención mantenimiento, reemplazo de equipos y resguardo de campo para la recuperación.

  En lo atinente a Petroperijá: contratar la protección (Jaulas) y resguardo de equipos para evitar el robo de componentes operativos; 2) realizar las pruebas de pozos pendientes y su debida carga en centinela pozos; adquirir 2 equipos de medición multifásica para realizar pruebas de pozos.

  Petroboscán: 1) contratar la protección (Jaulas) y resguardo de equipos para evitar el robo de componentes operativos.; 2) implementar un plan de seguimiento a las pruebas de potencial y su correcta carga en centinela pozos.

   En Baripetrol se acordó: 1) solicitar a la directiva de CVP y al Socio B (Suizum y Vinccler) el apoyo financiero, técnico y logístico para ejecutar el proceso de activación del campo a través del socio; 2) contratar el reemplazo y mantenimiento de infraestructura y equipos; 3) activar el plan de captación de personal (interno o externo) de las áreas operativas.

  Todas estas actividades debían cumplirse al 31 de diciembre de 2019.

Además, las gerencias generales de todas estas empresas mixtas gestionarían el resguardo de las instalaciones a través de las autoridades venezolanas y corporativas.

Planificación potencial y cumplimiento de la producción

  Luego, los auditores pasaron a determinaron, primeramente, la ausencia de planificación de pruebas de potencial.

  En la evaluación no se observó la existencia de cronogramas o planes de pruebas a pozos para el año 2018 referente al establecimiento y cumplimiento de las pruebas de potencial a pozos de las empresas mixtas de la División Costa Occidental del Lago.

  Tal situación era consecuencia de las debilidades en los controles internos de la organización, pues no se llevan a cabo todas las acciones que aseguren la transparencia y validez de las operaciones de la organización. La falta de personal conocedor de las normas PDVSA y debilidades en la organización relacionados con rotación y cambios de personal, contribuyeron con esto.

  Por ello no se pueden medir las metas y se afecta la toma de decisiones oportunas y la confiabilidad en los pronósticos de potencial. El desconocimiento de las condiciones reales de los pozos impacta negativamente el manejo de las cifras reales de producción.

  Los auditores y las empresas mixtas acordaron 1) enviar al personal técnico y operacional al adiestramiento pertinente en mediciones, planificación y confiabilidad operacional; Y elaborar el cronograma mensual para la ejecución de pruebas a pozos, generando un documento donde se exprese el cumplimiento o no del mismo. Este debía estar avalado por el Ministerio del Poder Popular de Petróleo y Minería. Se generaría un expediente único de pozos que evidencie el acta y toda la información pertinente a la prueba (equipos usados, personal involucrado, resultados, entre otros). Esto debía cumplirse al 31 de diciembre de 2019.
Incumplimiento de las metas de producción

  La auditoría acusa que, tal como lo revelan los reportes de producción oficial, el incumplimiento de la producción asociada al potencial de las 5 empresas mixtas de la División Costa Occidental del Lago, tal como se aprecia en el siguiente cuadro:
   Los analistas también determinaron que Petrowayu tiene 100 por ciento de los pozos en categoría 2, lo cual representa la afectación de la meta de producciones en 5,5 MBD para su cumplimiento.

   Petrourdaneta tiene 80 por ciento de sus pozos en categorías 2, afectando por 2,3 MBD el cumplimiento de la meta de producción.

   Petroperijá tiene 33 por ciento de los pozos en categorías 2, lo que afecta en 2,1 MBD el cumplimiento de la meta de producción.

  Petroboscán tiene 36 por ciento de los pozos en categorías 2, afectando en 30,8 MBD el cumplimiento de la meta de producción.

  Baripetrol tiene el 92 por ciento de los pozos en categorías 2, lo que afecta en 2,87 MBD su cumplimiento con respecto a la meta de producción.

  Esto obedece a debilidades en los controles internos de la organización, pues no se ejecutan todas las acciones para asegurar la transparencia y validez de las operaciones en materia de actualización de potenciales y ajustes de metas de producción.

   Ello deriva en incumplimiento de metas de producción y la no alineación de los potenciales de pozos a sus objetivos, generando una disminución operacional por más 27 MM de barriles anuales. En lo financiero causa el déficit en los ingresos provenientes de las exportaciones de crudo afectando directamente el presupuesto nacional de más de USD 1.910.282.749 para el año 2018.

   Una serie de acciones acordaron las empresas mixtas con los auditores para solventar la situación. Debían ejecutarse antes del 31 de diciembre de 2019.

Condiciones de los pozos

   Se remiten los auditores al manual de proceso de producción de hidrocarburos PDVSA MPH–01–01–02, el cual estipula que Operaciones de Producción se entiende la recolección, medición, manejo y disposición en superficie de los fluidos extraídos, mediante la realización de las actividades de campo (operación, supervisión y custodia de las instalaciones, proceso y equipos) con la finalidad de entregar diariamente los hidrocarburos cumpliendo con los requisitos legales, reglamentarios y los establecidos por la organización responsable de recibir el producto.

  Los análisis practicados determinaron deficiencias en las condiciones físicas y   operacionales de los pozos. Así en la muestra seleccionada de 37 pozos categorías 1 y 2, se determinó que:

   Petrowayu presentaba una paralización total de las operaciones de producción, por lo cual no había actividades operacionales y optimización del campo. Había también pozos fuera de servicio con alto grado de corrosión, sin identificación, abundante maleza y ausencia del sistema de protección catódica. Destacaron el hurto del oleoducto principal de producción en más de 3.5 Km., el desmantelamiento de la planta compresora de gas y el robo a la unidad de fiscalización (Unidad LACT). Además de los robos de crudo de los tanques y altas tomas ilegales de gas.

  Los pozos de Petrourdaneta presentaron alto grado de corrosión, falta de identificación, abundante maleza, acceso vial en condiciones deterioradas, ausencia del sistema de protección catódica y de cerca perimetral. La producción es enviada al separador de medida de la EF B del Campo La Paz, debido a problemas en el múltiple de producción por filtración en una línea de 6" y las válvulas presentan deficiencia en los sellos para el bloqueo.

   En Petroperijá también los pozos presentan corrosión, están sin identificación, tienen abundante maleza, acceso vial en malas condiciones, ausencia del sistema de protección catódica y de cerca perimetral. También el toma muestra del pozo ALT0006 se encuentra dañado. Refieren que al momento de la inspección al pozo SJ005, este tenía el generador apagado y por tal motivo el pozo estaba sin actividad.

  Petroboscán igualmente tiene gran corrosión en sus pozos y además están sin identificación, tienen abundante maleza, ausencia del sistema de protección catódica y de cerca perimetral. El pozo BN0638A se encontró inactivo al momento de la inspección por fallas eléctricas internas. El pozo BN710 se encontraba activo y al momento de la inspección se evidenció inactivo por fallas en el equipo de fondo y evaluación de yacimiento.

  En Baripetrol no se realizó inspección al área operativa por problemas de logística en Casigua El Cubo (transporte, alimentación, efectivo).

  Agregan los auditores que Petroperijá, Petrowayu y Petrourdaneta, no poseen un sistema de automatización del campo a través del cual puedan realizar monitoreo y control operacional en su sala de control. Por ello no se puede visualizar presiones de producción, paradas de pozos y medidas.

   Todo esto deriva de la falta de mantenimiento en instalaciones y pozos, altos índices de hurto de cableado y accesorios del sistema operativo, así como fallas eléctricas en el sistema nacional. La consecuencia de esta situación es la incertidumbre de la calidad del dato, la afectación del funcionamiento óptimo de las operaciones. Impacto negativo en la producción de crudo por más 27 MM de barriles anuales, y una pérdida por ventas de exportaciones de crudo de más de USD 1.910.282.749 para el año 2018.

  Los auditores y las empresas mixtas acordaron un conjunto de acciones para subsanar las irregularidades, las cuales debían estar ejecutadas al 31 de diciembre de 2019.


CITAS
[1] Venezuela Política. “Cacería de brujas en PDVSA (Parte 1): Acosan a un auditor por negarse a manipular investigaciones vinculadas a ODEBRECHT y CAMIMPEG”. 11 de febrero de 2020. https://www.maibortpetit.info/2020/02/caceria-de-brujas-en-pdvsa-parte-1.html

martes, 11 de febrero de 2020

Cacería de brujas en PDVSA (Parte 1): Acosan a un auditor por negarse a manipular investigaciones vinculadas a ODEBRECHT y CAMIMPEG

  La auditoría hecha por Diego Armando Nava Negrette determinó irregularidades en estaciones de PDVSA en la Costa Occidental del Lago. Las pérdidas, por la diferencia entre la producción transferida por la empresa mixta y la producción recibida en el patio de tanque, se estiman en $22,43 millones.

Por Maibort Petit
@maibortpetit

   Por haberse negado apoyar varios esquemas de corrupción, denunciarlos en sus informes y no manipular las investigaciones sobre las múltiples irregularidades ocurridas en la empresa mixta Petrourdaneta con sus socios Odebrecht y la compañía anónima militar CAMIMPEG, la actual cúpula de PDVSA Occidente persigue a uno de los auditores del equipo que firmó los reportes de auditoría de la petrolera venezolana.
    Diego Armando Nava Negrette asegura que fue testigo de varios casos de corrupción de PDVSA y que ha sido perseguido por grupos armados vinculados al régimen de Venezuela desde 2017, luego de haber participado en una investigación interna de la petrolera estatal que buscaba esclarecer las irregularidades en las operaciones de CAMIMPEG, su socio, Southem Procurement Services (SPS), Odebrecht y las asignaciones que en conjunto entregó PDVSA a las mencionadas firmas asociadas a Petrourdaneta.

  El ex-funcionario de PDVSA denunció lo siguiente: "he recibido llamadas amenazantes desde un número telefónico de una cárcel venezolana, de una persona que se identifica como miembro de un colectivo".

  Comenta que sus superiores lo han querido "chantajear con el trabajo de investigación sobre los casos de corrupción ocurridos en Petrourdaneta con las empresas Odebrecht y CAMIMPEG, donde realmente quieren que todo lo relacionado al robo de los activos del Estado sean sumados a las personas que ya están detenidas, entre ellas, al expresidente de la petrolera, Eulogio del Pino". Asimismo, aparecen los nombres de los siguientes exfuncionarios: Orlando Chacín, Yamelis de López, Luis Carlos Zapata Leal, Gustavo Malavé y Lioner Valdéz.

  De acuerdo al relato de Nava Negrette, las autoridades de PDVSA habrían manipulado los elementos de la investigación de lo que pasaba en PDVSA bajo la presidencia de Eulogio del Pino y su equipo, para hacerlos aparecer como los únicos culpables de lo ocurrido, inclusive después de casi tres años que tiene el general  Manuel Quevedo como máximo jefe de Petróleos de Venezuela."Ellos no quieren asumir que encontraron una producción en más de un millón y medio de barriles diario y hoy a duras penas llegan a 700 mbd", acotó.

   Dijo que fue citado en 2017 como testigo por uno de sus informes de auditoría, de un caso donde hay detenidos pero que sigue abierto.
  El ex-auditor de PDVSA Occidente sostiene que cuando estaba realizando las investigaciones —apegadas a las normas internas de PDVSA— descubrió las irregularidades ocurridas en tres empresas mixtas, una de ellas asociada estuvo asociada con la Constructora brasileña Odebrecht hasta 2017, y posteriormente, pasó a estar asociada con la empresa estatal militar CAMIMPEG.

   De acuerdo a lo investigado por Nava Negrette en ese caso están involucrados el gobernador, alcaldes de la zona, militares y el director de PDVSA Occidente, José Luis Araujo. Este funcionario estuvo vinculado con una empresa mixta cuando se perdieron más de 60 mil barriles de crudo y una cantidad enorme de millones de dólares. Posterior a ese evento, Araujo habría sido ascendido. Este caso aún no está resuelto, acotó.

La empresa petrolera militar CAMIMPEG

  CAMIMPEG es socio de PDVSA en la empresa mixta Petrourdaneta desde el año 2017 —según el convenio— PDVSA entregó 400 millones de dólares con el compromiso de subir la producción  a 40 mil barriles diarios. 

    La averiguación realizada por los auditores, señala que la producción de Petrourdaneta ha bajado paulatinamente desde 2017 a 2019, "tanto que actualmente está en dos mil barriles, las instalaciones están deterioradas y abandonadas. Definitivamente ellos son los responsables y los resultados los atacan directamente".

   En marzo de 2017, el 40 por ciento de Petrourdaneta —que correspondía a la Constructora brasileña Odebrecht—  fue asignado a la Compañía Anónima Militar de Industria Mineras, Petrolíferas y de Gas, CAMIMPEG, presidida por el Mayor General, Alexander Hernández Quintana. Este procedimiento fue ordenado por el entonces presidente de PDVSA, Eulogio del Pino.

   La alianza Petrourdaneta-CAMIMPEG constaba con una primera fase de ejecución de proyectos conjuntos que se ejecutarían en un lapso de 24 meses, y preveía "una inversión de 400 millones de dólares con el objetivo de incrementar la producción del Campo Urdaneta en el Lago de Maracaibo, en 400 mil barriles por día", según explicó Eulogio del Pino en una nota de prensa reseñada por el portal de noticias gubernamental Agencia Venezolana de Noticias (AVN) del 24 de marzo de 2017.

   "Para desarrollar el objetivo de incrementar la producción del Campo Urdaneta y después que las empresas estadounidenses de servicios Halliburton y Schlumberger redujeron al mínimo sus funciones en 2016, tras una deuda no cancelada de PDVSA, CAMIMPEG firmó para encargarse de esa área", dice el reporte de auditoría del caso denunciado.

   Petrourdaneta S.A.  es una empresa mixta creada el 19 de octubre de  2011 a través del Decreto 8.527, publicado en la gaceta Oficial  Nro. 39.781 para la explotación, de condensados y gas.

    Petrourdaneta S.A.  está ubicada al oeste de la ciudad de Maracaibo, y conformada por la Corporación Venezolana de Petróleo (CVP) con un nivel accionario de 60 % y la empresa brasileña Odebrecht, la  poseía el 40 por ciento restante. La empresa se encarga de la explotación  de los campos La Paz, Mara Este y Mara Oeste y el área de la ciudad  de la Concepción en Maracaibo, estado Zulia.

  Para desarrollar el objetivo de incrementar la producción del Campo Urdaneta, —después que las empresas Halliburton y Schlumberger  redujeron al mínimo sus funciones 2016, tras una deud no cancelada— CAMIMPEG firmó contratos con la empresa Procurement Services Ltd. (SPS) en julio de 2016. SPS fue registrada  en 2011 en el Reino Unido, luego en la Islas Marshall y  en Belice. La empresa presidida por Manuel Chinchilla Silva— recibió asignaciones de PDVSA para operar en los muelles Alí Primera y Pedro Lucas Urribarrí, ubicados en el Campo Urdaneta lago y Centro Sur Lago, en el estado Zulia. A través de esta alianza cívico-militar, SPS y CAMIMPEG, asumieron la operatividad  y el financiamiento de los campos y los servicios integrales de tres empresas mixtas: Petrourdaneta, Petroquiriquire  y Petrozamora.

Irregularidades

   La Auditoría hecha por Nava Negrette (y el equipo que le acompañó) determinó irregularidades en estaciones de PDVSA en la Costa  Occidental del Lago. Las pérdidas, por diferencia entre la producción transferida por la empresa mixta y la producción recibida en el patio de tanque, se estima en $22,43 millones.

  Sostiene Nava Negrette que "hay un saboteo interno para  la adjudicación de contratos donde están involucrados Luis Caldera, alcalde de Mara, el gobernador del Zulia, y empresas propiedad de varios políticos.  Afirma que  las mafias que operan en la industria, cortaron el flujo de petróleo "hay un acuerdo ilegal para sacar por gandolas el crudo, ellos llenan los tanques de petróleo y como las líneas están malas, contratan a terceros para sacar el producto".

 Las tres investigaciones muestran que la situación de Petrourdaneta sigue en deterioro.

   Navas Negrette también denunció a la empresa mixta Petrowayu asociada con la argentina Pampa Energía. "Desde hace dos años la empresa está abandonada, sólo permanece el personal y han habido robos de materiales que han sido reportados", agrega.

  El auditor afirma que tuvo que salir huyendo con su familia de su país y que por ello se le quieren tildar "de traidor a la patria".

  Nava Negrete denuncia que es perseguido del régimen de Nicolás Maduro, y sus agentes en el estado Zulia, "por haber hecho su trabajo con ética, compromiso y apegado a las normas y valores institucionales de PDVSA".

   En esta comunicación se puede comprobar la citación de la fiscalía 77 al denunciante, a través del abogado de PDVSA, Alexis Chirinos.


En la siguiente comunicación es citado en calidad de testigo.

Seguiremos informando...

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.