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viernes, 6 de marzo de 2020

Lo revela auditoría: Empresas mixtas son responsables del 86% de los derrames petroleros en la Cuenca del Lago de Maracaibo

   La contaminación ambiental campea en el occidente venezolano ante una industria que exhibe una baja recolección del crudo derramado en las aguas del estuario marabino.

Por Maibort Petit
@maibortpeti

   Un informe confidencial de auditoría fechado en diciembre de 2017, reveló un alto grado de contaminación ambiental en la Cuenca del Lago de Maracaibo, producto de la acción de las empresas mixtas, al contabilizarse que, de 100.089 barriles de crudo derramados, la responsabilidad de ello recae mayormente en 8 unidades de producción o empresas mixtas, las cuales vierten 80.099,08 86 por ciento del total de barriles vertidos en Occidente.
   La evaluación instrumentada por la Gerencia de Auditoría Interna Corporativa EyP de PDVSA Occidente alertó que la Gerencia Regional de Ambiente cumplió con del 65 por ciento de Inspecciones técnicas ambientales en el Lago de Maracaibo y advirtió que el resto de las divisiones y la Habilitadora Coordinación Operacional carecen de un plan de inspección para detección de eventos.

   La auditoría, que estuvo a cargo de Diego Nava y Jenny Marín, también advirtió discrepancias en los datos sobre eventos y barriles asociados, entre la Gerencia Regional de Ambiente y las divisiones.

  Asimismo, se subraya la baja recolección de crudo derramado, continuidad de contaminación en zonas costeras del Lago de Maracaibo y debilidades en la ejecución y administración de contratos para saneamiento y restauración ambiental.
  Los auditores recomendaron a la gerencia de ambiente de la Dirección Ejecutiva de Producción Occidente, monitorear y asegurar el cumplimiento de las acciones acordadas con cada unidad, con el objeto de corregir y prevenir la ocurrencia de los eventos señalados. Llamaron a fortalecer los controles internos, lo cual contribuirá al logro de los objetivos asociados al servicio especializado a pozos de perforación direccional.

  Esto forma parte de las irregularidades denunciadas ante las autoridades de Petróleos de Venezuela S.A. por el auditor interno Diego Nava, las cuales le valieron la persecución y amenazas de él y su familia fueron objeto, debiendo huir del país para salvaguardar su integridad física[1].

El informe

  En diciembre de 2017, Jhon Sánchez, gerente de Auditoria Interna Corporativa EyP Occidente, suscribió el informe de la auditoría practicada al proceso de saneamiento y remediación ambiental de la Cuenca del Lago de Maracaibo.

  Este reporte explica, en primer término, que en Occidente estos procesos tienen como objeto cumplir con el aseguramiento y acciones orientadas a identificar, prevenir, evaluar, eliminar, minimizar y/o controlar de manera sistémica los diferentes escenarios de emergencia asociados a derrames de hidrocarburos en los procesos operacionales.

   Estos procesos son: 1) Prevención y Detección; 2) Operaciones de Recolección; 3) Saneamiento y Restauración Ambiental.

  Refiere el informe que en 2016 tuvieron lugar en Occidente un total de 7.235 eventos en razón de 100.089 barriles asociados, habiéndose identificado a través de la cantidad de eventos y barriles derramados, ocho organizaciones o unidades que con mayor frecuencia (86 por ciento) impactaron las zonas aledañas, como se muestra a continuación.

  Estas unidades son: 1) División Lago: Urdaneta Pesado y Tía Juana Lago; 2) División Costa Occidental del Lago: Petrourdaneta y Petrowayu; 3) División Costa Oriental del Lago: Petrozamora; 4) División Sur del Lago Trujillo: Tomoporo y Petroquiriquiri; y 5) Coordinación Operacional.
   Se informa que la actividad de Saneamiento y Restauración Ambiental se lleva a cabo, básicamente, a través de empresas contratadas. En 2016 había 8 contratos administrados por la Gerencia Regional de Ambiente y Seguridad Industrial Ambiente e Higiene Ocupacional (SIAHO) de las empresas mixtas, los cuales totalizaban BS. 13.931.821.585,35 millones con 6.029 Hojas de Entrada de Servicios (HES) asociadas.

   En tal sentido, la auditoría practicada tenía por objetivo evaluar el cumplimiento de las disposiciones legales y de la normativa interna en el manejo de la gestión ambiental, para la administración de los servicios requeridos en las actividades de saneamiento por vertidos de hidrocarburos y otros desechos, a fin de verificar la eficiencia del sistema del control interno, detectar los riesgos e identificar áreas susceptibles a mejoras.

  Refieren los auditores que del total de contratos y Hojas de Entrada de Servicios (HES) asociadas por concepto de Restauración y Saneamiento Ambiental para el período 2016, se seleccionaron 89 HES con un monto asociado por Bs. 1.372 millones (9 por ciento).

Inspecciones débiles

   Con respecto a la prevención y detección, los auditores alertan sobre debilidad en la ejecución de las inspecciones técnicas ambientales y en la detección de eventos de derrame de crudo.

  Se explica que la prevención y detección de filtraciones o derrames en el Lago de Maracaibo incluyendo las costas, se realiza a través de las inspecciones aéreas, conocidas como patrón de vuelo. Las cuales tienen el objeto de identificar las instalaciones vulnerables con derrames asociados y establecer la estrategia de corrección o cierre de la fuente de origen; así como, el posicionamiento de las embarcaciones recolectoras sobre las manchas de hidrocarburos como parte del saneamiento ambiental.

  Los eventos en tierra se detectan mediante el monitoreo de presiones en sus salas de control y con recorridos en campo del personal de operaciones o de DSI (antes PCP), quienes notifican a las salas de control y de allí a los supervisores de la Gerencia de Ambiente adscritos a las diferentes divisiones que comprende Occidente.

  La revisión practicada a los planes de detección de eventos y derrames de crudo en 2016, se evidenció que en las 5 áreas revisadas (División Lago, Costa Occidental, Costa Oriental, Sur del Lago Trujillo y Coordinación Operacional), le permitió a los auditores percatarse de un 65 por ciento de cumplimiento de las inspecciones programadas en el Lago a través del patrón de vuelo. Esto se traduce en que, de 365 días planificados, en 131 no se realizó la inspección. Entretanto, en tierra se determinó que las inspecciones son ejecutadas por el personal de operaciones y no por la Gerencia de SIAHO.
   Se observó que la Gerencia de Coordinación Operacional presenta la mayor cantidad de barriles derramados con 45.518,24, lo que representa 43 por ciento respecto al total.
   Se apunta que las unidades de producción donde más derrames de crudo ocurren  son Urdaneta Lago (44 por ciento) y Tía Juana Lago (28 por ciento), lo que representa 53 por ciento promedio del total de los derrames en la División Lago. 
  Petrourdaneta y Petrowayuu resultaron ser las empresas mixtas de la División Costa Occidental del Lago que resultaron ser más ofensoras, con 63 por ciento del total derramado en 2016.
   En la División Costa Oriental del Lago la empresa mixta más ofensora en materia de derrames petroleros fue Petrozamora, específicamente la Unidad de Producción (UP) Bachaquero Lago, donde solo ella posee 94 por ciento del total derramado por la división.
   Por su parte, en la División Sur Lago Trujillo, la unidad de producción (UP) Tomoporo resultó ser la más ofensora, con 54 por ciento del total de eventos generados.
   Los auditores refirieron que el no llevar a cabo oportunamente los planes de mantenimiento y/o sustitución de equipos, tuberías, infraestructura, entre otros, incrementa las rupturas o fallas en ellas, generando en muchos casos derrames.

  Las deficiencias en personas, transporte terrestre y aéreo dificultan el cumplimiento de los planes de inspecciones técnicas ambientales.

  Concluyeron que los barriles de crudo derramado en occidente durante 2016, se traducen en USD 3.087.693 de ingresos promedio no percibidos.

Datos discrepantes

  Los auditores establecieron la poca confiabilidad de la información respecto a los eventos y la volumétrica de los derrames, pues 80 por ciento de las áreas revisadas presentan discrepancias en los datos y reportes de los barriles derramados y eventos asociados.
   El informe refiere que la falta de homologación de los procesos en todas las áreas de Occidente, es causa de diferencias en la información de los eventos de derrame de hidrocarburos.

  Advierte que esta situación genera incertidumbre sobre la veracidad y confiabilidad de información clave y necesaria en la toma de decisiones sobre levantamiento y restauración de áreas afectadas

  Igualmente, consideran que la inconsistencia entre los registros de los eventos de derrame de hidrocarburos, genera debilidad en los métodos y sistemas de registros de eventos y derrames, ocasionando imprecisión estadística.

Débil recolección de crudo

  Ya en materia de levantamiento, el informe de auditoría reporta debilidades en la recolección de crudo.

Un análisis comparativo de las operaciones de saneamiento manejadas por la Unidad de Prevención y Control de Derrames (PCD) de la Superintendencia de Prevención y Control Ambiental (PCA), los Índices Oficiales de la Gerencia de Ambiente, Comité de seguimiento de Filtraciones de Gas (COSEGAS) y la Gerencia de Seguridad Industrial, Ambiente e Higiene Ocupacional (SIAHO) de las Empresas Mixtas, arrojo que:

  La División Lago atendió el 4 por ciento de los eventos ocurridos mediante la reparación de las filtraciones. Se determinó que en esta división las unidades recolectoras levantaron 33 por ciento del crudo derramado en el lago en el año 2016, operando 30 por ciento de los días del año.

  Entretanto, la División Costa Oriental, a través de la Gerencia de SIAHO de las empresas mixtas, recolectó 0,9 por ciento de los barriles derramados.

  En la División Costa Occidental, Petrourdaneta corrigió 34 por ciento de las fuentes que originan los eventos sucedidos en sus áreas durante 2016. Esta división recolectó 25 por ciento de los barriles derramados a través de la Gerencia de SIAHO de las empresas mixtas.

  Por su parte, la División Sur Lago Trujillo recolectó 3 por ciento de los barriles derramados

  La Coordinación Operacional recolectó 15 por ciento de los barriles derramados a través de la Gerencia de Ambiente.

  Concluyeron los auditores, que en las 5 áreas sujetas a evaluación se recolectó 16 por ciento del crudo derramado y reportado, lo que equivalió a 26.820 barriles.

  Se indica que las continuas fallas mecánicas, eléctricas e hidráulicas de las unidades recolectoras de crudo, han imposibilitado la recolección de crudo de forma oportuna.

  Especialmente las empresas mixtas, exhiben falta o baja disponibilidad de contratos activos para el saneamiento ambiental, reparación o reemplazos de equipos, tuberías.

  Advierten que el crudo derramado impacta al ecosistema, deteriora las playas, vías, produce mortalidad de la fauna, destruye parte de la flora e imposibilita el trabajo de la pesca artesanal e industrial, limitando la actividad económica principal de muchas zonas y puerto de pesca del estado Zulia.

  También genera el riesgo de sanciones administrativas y penales a PDVSA, además de las responsabilidades personales por parte del Ministerio Público y por el Ministerio Popular para Ecosocialismo y Agua. A esto se suman las solicitudes de indemnizaciones por afectación a terceros y la acumulación de pasivos ambientales.

Contaminación de zonas costeras del Lago de Maracaibo

   La muestra la constituyeron San Luis Norte; San Luis Sur; Puntica Piedra/Vereda; Lago Mal; Majagual; La Ensenada; El Muro-Pto. Páez. Curarire; La Gabarra-Chimborazo-Agrodirecto-El Majagual; Barranquita.

  Así, en lo atinente a saneamiento y restauración, los auditores constataron al momento de en realizar las inspecciones terrestres que los frentes de San Luis norte y sur, Vereda, se encuentra contaminados y lleno de escombros.

  Asimismo, los frentes ubicados en la Cañada de Urdaneta: La Ensenada, el muro Puerto Páez están manchados y contaminados, con la excepción de Potreritos, donde se aprecian las orillas limpias.
  El frente ubicado en el sector La Gabarra está notablemente contaminado y lleno de escombros, las orillas no poseen acceso limpio al lago.
   Respecto a la camaronera Majagual, los canales de acceso de agua y los mangles de la zona están manchados. Apuntan, sin embargo, que las barreras protectoras impiden el paso aguas arribas específicamente a la piscina de camarones, que se observan limpios.
  Como en el caso anterior, las fallas mecánicas, eléctricas e hidráulicas de las unidades recolectoras de crudo, han imposibilitado la recolección de crudo de forma oportuna. También falta o baja disponibilidad de contratos activos para el saneamiento ambiental, reparación o reemplazos de equipos, tuberías.

  Debilidades en contratos de saneamiento y restauración ambiental

 Los auditores analizaron los contratos 4600066640 con Suelotec; 4600062489 con Ecoalianza; y 4600066643 con Solcimeca.

  La evaluación determinó ausencia o debilidades de soportes que avalen los servicios ejecutados durante el tiempo facturado, lo cual alcanza un monto en lo revisado de Bs. 46.243.216,54.

  Quedaron en evidencia datos errados del personal que ejecutó actividades, personal fallecido, posible pago doble de servicios ejecutados, uso de recursos no acorde a la cantidad de personas laborando en sitio, entre otros.
   El informe hace mención al análisis realizado a los frentes de limpieza y restauración en cuanto al cronograma de trabajo, encontrándose que 45 (56 por ciento) de 81 de estos frentes de trabajo, ejecutaron labores de recolección y restauración que se excedieron entre 1 y 7 semanas, según el cronograma de actividades planificadas. Esta sobreejecución impacta los costos de estos servicios contratados para las partidas que se pagan por día trabajado.

  Se determinaron limitaciones de personal para realizar tareas claves de supervisión y monitoreo de las actividades ejecutadas por las contratistas.

  Los auditores refirieron la existencia de debilidades en la aplicación de los controles de verificación y validación datos por parte del personal encargado de PDVSA en la administración de los contratos.

  El informe advierte un bajo nivel de recolección de crudo por las fallas en las embarcaciones.

  Por último, la auditoría estableció la existencia de diferencias en la información de los eventos de derrame de hidrocarburos, entre los registros estadísticos de la Gerencia de Ambiente y las divisiones, habilitadoras o empresas mixtas.

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

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