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lunes, 2 de marzo de 2020

Conoce cómo la empresa mixta Petrozamora viola las normas internas de PDVSA

La empresa mixta Petrozamora no observa las pautas establecidas en las normas en materia de control interno a la hora de formular y ejecutar los proyectos.

Por Maibort Petit
@maibortpetit 

  Irregularidades y debilidades de control interno que afectan los procesos de formulación, ejecución, control y seguimiento de los proyectos requeridos para mantener y mejorar las condiciones operacionales de las Plantas Compresoras de Gas (PAPCG), adscritas a la Empresa Mixta Petrozamora, quedaron en evidencia en una evaluación practicada por la Gerencia de Auditoría Interna Corporativa EyP de Petróleos de Venezuela S.A. División Occidente.

  Estas operaciones están a cargo de la Gerencia de Operaciones de Plantas (GOP) en PDVSA Occidente y a esa instancia de la corporación los auditores le recomendaron una serie de acciones destinadas a corregir las anomalías. Las recomendaciones se extendieron también a las gerencias de Planificación, Presupuesto y Gestión, Finanzas DEPO, instruyéndolas para que monitoreen y aseguren el cumplimiento de los correctivos, con el fin de fortalecer los controles internos, lo cual contribuirá al logro de los objetivos propuestos para la ejecución de los proyectos de adecuación de plantas compresoras de gas.

  Estos hechos forman parte de las denuncias formuladas por el auditor interno Diego Nava, ante las autoridades de Petróleos de Venezuela S.A., lo cual le valió la persecución de él y su familia por parte del régimen de Nicolás Maduro, obligándolos a huir del país para salvaguardar sus vidas[1].

El informe

  En diciembre de 2017, Jhon Sánchez, gerente de Auditoría Interna Corporativa EyP de PDVSA Occidente, suscribió el informe confidencial que versaba sobre la evaluación practicada a los proyectos de adecuación de plantas compresoras de gas adscritas a la empresa mixta Petrozamora, el cual estuvo a cargo de los auditores, Ricardo Hernández y Jesús Manzanilla.

  Ante todo, el informe explica que la auditoría se llevó a cabo con miras al desarrollo de nuevas inversiones a ejecutarse en las Plantas Compresoras de Gas, de modo que cumplan con las leyes, regulaciones o normativas de PDVSA, las cuales son de obligatorio cumplimiento. Igualmente, la evaluación procura la preservación de las condiciones de operación a través de su adecuación, al tiempo que se procura incrementar la vida útil de estos activos.

  Refiere que entre los tipos de proyectos de adecuación de plantas compresoras de gas destacan los de continuidad/confiabilidad/flexibilidad operacional, seguridad, ambiente, calidad de vida, protección integral, entre otros, dirigidos a la mitigación de riesgos al ejecutar el proyecto propuesto.

  En tal sentido, la auditoría apuntó a evaluar el control interno de los proyectos de adecuación de las plantas compresoras de gas para verificar el cumplimiento de las disposiciones legales, normativa interna y procedimientos vigentes. 

Incumplimiento de requisitos

  Los auditores revisaron el 100 por ciento de las propuestas de inversión de capital asociadas a proyectos de adecuación de plantas compresoras de gas occidente, a saber 6 proyectos en los que se observó incumplimiento total de los requisitos establecidos en la normativa interna para formular propuestas de inversión de capital.
  Alertan que las propuestas carecen de la información correspondiente, según lo exige la normativa interna sobre los proyectos individuales asociados a lo alcances de las propuestas. Esto obedece al desconocimiento de las normas sobre proyectos y en la aplicación de controles.

Inexistencia de evaluaciones económicas

  Cuando en la evaluación los auditores revisaron las 6 propuestas de inversión de capital asociadas a proyectos de adecuación de plantas compresoras de gas occidente, se encontró, en primer lugar, con que dichos proyectos no presentaban descripción de alternativas en los DSD Emisión Original Aprobado Fase Conceptualizar y soportes, de los cuales uno, es decir, el 17 por ciento, difieren del alcance actual de las propuestas.

  Por otra parte, 6 propuestas no presentaban informe sobre la situación a la fecha de su presentación en la que se declarara la ausencia o falta del sistema o equipo, para el funcionamiento de las operaciones.

   Una propuesta presentaba inconsistencias sobre los indicadores de evaluación económica reflejada en las pantallas See Plus y lo indicado en DSD Emisión Original Aprobado Fase Conceptualizar. Tampoco reflejaba información sobre los proyectos individuales y su alineación con el alcance de las propuestas.

  Precisa el informe, respecto a las pantallas See Plus asociadas a una propuesta, que ésta carecía de soportes de conceptos empleados, no se identifican proyectos individuales, hay incongruencia con el alcance original de los proyectos que integran la propuesta. La propuesta compara y evalúa opciones sin soportes, premisas y diferente grado de definición.

  Los auditores alertan que esta situación conlleva a que se ejecuten proyectos que generan pérdidas para la Corporación, porque no generan ingresos o ahorros, de acuerdo a sus estudios de factibilidad y estudio técnico-económico.

Inoperatividad del Comité Evaluador de Propuestas

  La normativa hay un Comité Responsable de Revisar las propuestas y, al respecto, la auditoría determinó que dicho Comité/Grupo Ad Hoc no se había conformado desde la creación de la Empresa Mixta Petrozamora.

   Asimismo, cinco propuestas no contaban con actas de decisión del Comité Evaluador de Propuestas o el Grupo Ad Hoc; una propuesta presentaba decisión no razonable por el Comité (DEPO), en cuanto a que se recibió y procesó información carente de validez, sin corresponder con la fase, sin validar el cumplimiento con los requisitos por fases establecidos y exigidos, evidenciando fallas en procesos y controles, omitiendo la situación actual y real de los proyectos evaluados.
  También se encontraron con que la Hoja Resumen de una propuesta, carece de validez para todos los eventos presupuestarios independientemente del nivel de firma que presenta.

   Consideran los auditores que esta situación se produce por la falta de operatividad de los controles establecidos y por omisión de la normativa interna para la formulación y desarrollo de proyectos, de manera de soportar la toma de decisiones y predecir los factores y riesgos que pueden impactar al proyecto.

Sin control, seguimiento y registro de la gestión de proyectos

  La auditoría encontró que en la gestión de proyectos había un empleo y desviación de recursos técnicos, humanos y financieros por el orden de Bs. 5,53 MM para el período 2016-2017, sin contar con la operatividad de los controles y planes (PDN, PIS, POA vigentes correspondientes) establecidos.

  Subrayan que los planes para 2017 y 2018 no fueron evidenciados y la formulación no contó con la operatividad de los controles establecidos. Esto no incluía los recursos técnicos, humanos y financieros empleados por ORP o Ejecutoras de proyectos de Petrozamora, cuyos presupuestos fueron solicitados de manera independiente.

  El informe hace referencia al empleo de recursos y creación del sistema SAP-PS como herramienta de control y seguimiento, sin la operatividad de los controles y planes establecidos, lo que genera problemas en la identificación, trazabilidad y registro de avance, por no haber validado el cumplimiento según normativa interna.

  Destaca la auditoría que las instalaciones de plantas compresoras de gas no han sido adecuadas al Decreto 883.

  Petrozamora, refieren,  no cuenta con una organización que lleve registro de los indicadores de cumplimiento de las adecuaciones en materia ambiental, seguridad industrial, seguridad integral, confiabilidad/continuidad/flexibilidad operacional, higiene, calidad de vida, entre otros, así como apalancar las actualizaciones, mejoras o adecuaciones requeridas por las plantas compresoras de gas.

  Detectaron inacción ante las evaluaciones y estudios realizados por DANDyPI (2015), Confiabilidad (2014) e Ingeniería a Instalaciones (2005), entre otros, que reportan la criticidad de las instalaciones por fallas por sistemas y subsistemas, fugas, riesgos de seguridad e impactos de producción.

   Tampoco hubo información de emisiones o fugas asociadas a los enfriadores atmosféricos de plantas y miniplantas compresoras, por cuanto no se pudo cuantificar las perdidas generadas.

  También se da cuenta de la ausencia de reporte de robos/hurtos, por lo cual no fue evidenciada la situación e impacto de las Plantas Compresoras de Gas.

  Subrayan que desde agosto 2016, GOP cuenta con una Planta Compresoras de Gas Portátil operando en ubicación fija por más de 14 años y no han sido liberadas para realizar su función.

  Reportan que la MPBA-2 presenta un alto grado de deterioro, principalmente asociado a la remoción de partes, repuestos y piezas para soportar las operaciones del resto de las miniplantas y al largo período sin mantenimiento a su estructura.

  Dada la disminución de capacidad instalada, no se han planificado proyectos de adecuación como flexibilidad operacional o considerando premisas de confiabilidad y disponibilidad de la flota.

  La auditoría se refirió a 51 propuestas asociadas a PAPCG cuyo alcance abarca instalaciones de GOP, e indicó que se evidenciaron deficiencias y desconocimiento total o parcial en cuanto a estatus (soporte), alcance, estrategias y resultados, impacto de su no ejecución, roles de las organizaciones involucradas, modalidad de ejecución, fecha original de cumplimiento y el tiempo de desfase.

  Seis propuestas contaban con información parcial del archivo de proyecto, los cuales no reportan su estatus. Las 45 propuestas restantes no tenían registros en el Centro de Información Técnica y por ello no existe evidencia de la memoria técnica de las diferentes fases desarrolladas y su estatus, sin aprobación del autorizador.

  Se reporta una propuesta con inconsistencias en registro y reporte de la información, la cual presenta falta de veracidad en cuanto a alcance, fases, avance físico y financiero, aprobación por parte del autorizador, alineación con los planes vigentes correspondientes. De las 50 propuestas restantes, se desconoce su estatus. Tampoco se reportaron 5 proyectos planificados por Petrozamora para 2017.

  Petrtozamora no hizo referencia a las propuestas asociadas a PAPCG en ejecución por parte de AIT Región Occidente.

  Se adquirió un sistema CCTV, por vía excepcional (CITGO), sin haber cumplido lo establecido en normativa interna y lineamientos de PDVSA, asociado a un plan operativo anual 2015 inexistente.

  Se instalaron sistemas de control y supervisión propietarios, consolas PMP y skids de gas combustible  en ejecución bajo la modalidad de proyecto de campo para la actualización tecnológica de la instalación, fuera de la normativa interna, correspondiente a proyectos existentes.

   La auditoría determinó falta de dirección, control y seguimiento de la gestión proyectos y gerencia del riesgo por parte de los niveles tácticos, estratégicos, de dirección y de decisión.

Debilidad en la codificación de proyectos

En materia de ejecución de proyectos, los auditores determinaron que 5 propuestas carecían de información sobre el código de proyecto y soporte de la gestión.

Una propuesta fue codificada cuyo alcance correspondía a proyectos existentes, no contaba con la fecha de emisión del código, ni de registro del formato de solicitud y asignación.

  Una propuesta presentaba código emitido sin validez por no existir un PDN, PIS y POA alienados y vigentes que soporte el requerimiento solicitado por la ORP y Ejecutoras de PAPCG.

  Seis propuestas presentaban títulos no conforme a premisas de entes gubernamentales y del MPIC.

  Advierten los auditores que esto es consecuencia del desconocimiento, inadecuado control y gestión documental del registro y mantenimiento de la memoria corporativa  de los  proyectos, lo cual genera una memoria técnica sin trazabilidad, afectando la condición de existencia de los proyectos.

  Deficiencias en la conformación de la memoria técnica del proyecto

  Los auditores refieren que 6 propuestas no poseen DSD Emisión Original Aprobado y no cuentan con la aprobación del Autorizador.                      

  Una propuesta, presenta DSD “Fase Definir o 3” sin haber desarrollado las fases previas; presenta revisión por formulación presupuestaria que no corresponden a la fase en la que se encuentra el proyecto; tiene incongruencia con el alcance original y carecía de firma del autorizador.

Una propuesta presenta modificaciones del alcance del proyecto.

  Seis propuestas no presentan existencia del archivo de proyecto/Acta de Entrega en el CITIP ni en físico ni en digital.

  Toda esta situación, alerta la auditoría, es consecuencia del desconocimiento, inadecuado control y gestión documental del registro y mantenimiento de la memoria corporativa PIC. Esto acarrea toma de decisiones sin soportes y registros y que no cumpla las garantías técnicas o de seguridad.

Inoperatividad de mesas de trabajo

  De acuerdo a la norma, deben existir mesas de evaluación de propuestas y mesas de trabajo de evaluación económica durante todas las fases de los proyectos. La auditoría estableció en la revisión que 6 propuestas no contaban con aval de Propiedad Planta y Equipos o Acta Comité Capital vs. Gasto, previo al inicio del proyecto.

  Asimismo, 5 propuestas carecían de la documentación soporte, aval del comité capital vs. Gasto y sometimiento por el Ejecutor o ORP; una propuesta presentaba minuta del comité capital vs. gastos generadas posterior a la fecha de inicio del proyecto y al desarrollo de la etapa de definición y desarrollo del mismo, entre otras irregularidades.

   Seis propuestas no presentaban actas de mesas de trabajo, calidad, evaluación económica, cambio de fase, de decisión y aplicación de lista de verificación de propuestas por proyecto individual o global según corresponda.

  Consideran los auditores que esta situación obedece a decisiones supeditadas al ACE o la ORP, por encima de los controles establecidos y debilidad técnica durante la aplicación de controles.

Falta de veracidad y calidad de la información

  Se encontraron los auditores con que 6 propuestas no poseían la documentación soporte que avalara el estatus real del proyecto, asociado a documentos y productos, revisiones, soportes y firmas de aprobación. Determinaron que las fases no se desarrollaban secuencialmente.

  Seis propuestas no presentaban informes de gestión y los resultados obtenidos en la revisión evidenció la falta de seguimiento y control de las actividades desarrolladas asociadas a los proyectos individuales o globales según correspondiera.

  Una propuesta presentaba inconsistencia y falta de veracidad de las fechas reportadas del inicio y fin de cada fase, además de no contar con soportes correspondiente.

  Cinco propuestas no reportaron información sobre avance físico, financiero, sus rendimientos y costos totales.

  Una propuesta reportó incongruencia en rendimiento financiero SAP/fichas del proyecto y rendimiento físico entre fichas del proyecto, presentando 10 por ciento de avance físico y desembolsos por Bs. 5,53 MM, durante un tiempo de ejecución de 9 años, 

Sin planificación ni eficiencia

  Los auditores determinaron que la ejecución física de 6 propuestas no era razonable, pues ningún proyecto completó la Fase Visualizar y presentaban inconsistencias, ausencia e inexistencia de información, documentos y productos durante su desarrollo y no contaban con la aprobación del autorizador.             

   Cinco propuestas no reportaron información en cuanto a costos totales originales y actuales, desembolsos, avances, fechas planificadas y fechas reales de ejecución.

   Una propuesta que involucraba la combinación de proyectos, presentaba 9 años de ejecución lo que representaba 1,5 Ciclos de Planificación (PDN y PIS) y 2,25 períodos para ejecutar la obra en progreso (tiempo no mayor a 4 años), alcanzando un avance del 10 por ciento sin soportes.

  Los auditores señalaron que entre las causas principales que afectaban la ejecución, estaban las limitaciones técnicas y financieras, así como procesos de contratación extensos.

  Advirtieron que las instalaciones estaban expuestas a la materialización de los riesgos inherentes asociados riesgos de eficiencia, seguridad, falla de sistemas y equipos, falta de calidad de vida que tienen efecto en la producción, por no tomar las acciones oportunas.

Inadecuada gestión presupuestaria

  La revisión evidenció que una propuesta presentaba desembolsos por cargos reales de inversión en Bs. 5,53 MM asociados a labor, sin contar con la aprobación del autorizador del proyecto.

  Igualmente observaron la inexistencia de informes de gestión y soportes de las fases definir e implantar de 6 propuestas que explicaran los cargos asociados y actividades realizadas en cuanto a labor, contrato, ingenierías, procura, construcción y puesta en servicios.

  No se evidenció en 6 propuestas el desarrollo de la etapa de definición y desarrollo e ingeniería detalle por esfuerzo propio o contratado. No se encontraron registros de los cargos de servicios profesionales y labor.

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

jueves, 9 de mayo de 2019

Planta Eléctrica de San Timoteo: Un claro ejemplo de ineficiencia y corrupción

Por Maibort Petit
@maibotpetit

Ni siquiera un año llegó a funcionar el turbogenerador que se instaló en esta unidad, sin que por ello se tomaran a acciones contra los responsables de este hecho.
Una serie de minutas de reuniones sostenidas en Petróleos de Venezuela. S.A. (PDVSA) en 2016 llegadas a nuestras manos, muestran los irregulares procesos que tuvieron lugar en la ejecución de la Planta Eléctrica de San Timoteo, así como la operaciones de servicios a pozos en la División Lago en el estado Zulia.

En la Planta de San Timoteo fue instalado un turbogenerador GE LMS100 (de 100 MW) que no llegó a funcionar siquiera un año. Además, los documentos permiten constatar la serie de fallas que tenían lugar sin que se tomaran acciones contra las empresa responsables.

Solidaris LLC fue la compañía encargada de la adquisición de equipos principales para este proyecto, incluida una turbina de gas GE LMS100 de 100 MW, una chimenea para la turbina, un transformador elevador, transformadores auxiliares para el consumo interno de la planta, un bus isofásico y un interruptor de generador, como puede constatarse en la página web de dicha firma que agrega que igualmente se encargó de la compra “y el transporte a Venezuela de Balance of Plant (BOP), incluido el sistema de tratamiento de agua de intercambio de iones desmineralizado, sistema de tratamiento de combustible, sistemas de tratamiento de aguas residuales, sistemas de aire de instrumentos y servicios, control de incendios. Sistema, sistema de control DCS, sistema eléctrico interno, sistema de refrigeración, sistema generador de arranque en negro, repuestos para toda la instalación, incluidas las turbinas y todas las tuberías, válvulas y bombas. Solidaris LLC también fue responsable de asegurar y revisar todos los servicios de ingeniería preliminares para el proyecto, incluidos los P&ID del proyecto. Finalmente, Solidaris LLC también obtuvo todo el apoyo necesario de Asistente Técnico (TA) requerido para las fases del proyecto de montaje y puesta en servicio, brindó apoyo directo para la puesta en servicio e identificó al personal para las actividades de construcción, comisionamiento y operación en el sitio”[1].

En una nota de Venezuela Política de octubre de 2018 denunciamos que en la Planta Termoeléctrica San Timoteo I (PDVSA) “La unidad ST-01 tiene capacidad nominal para generar 100. Está paralizada y para recuperar en el corto plazo capacidad para generar 100 MW necesita superar la falla grave que presenta y someterse a mantenimiento correctivo a largo plazo”[2].

Por otra parte, las minutas referidas a los servicios a pozos, dan cuenta del gran número de fallas operadas en ellos y lo engorroso de los procesos para la solución de las mismas.

Revisión de Planta Eléctrica de San Timoteo

El 23 de junio de 2016, la minuta N° 2016-002-PEST de PDVSA Gas sobre la reunión que tuvo lugar en el edificio principal Tía Juana, preparada por Darwinng García, versó sobre la revisión técnico operacional de la Planta Eléctrica San Timoteo.

Está firmada por Héctor Roque, de la Gerencia General de Operaciones Integral de Plantas; Carlos Villalobos, del Comité Técnico; Frank Cova, Custodio de la Planta San Timoteo; Juan García, de Ingeniería de Instalaciones; Darwinng García, de Operaciones Integral de Plantas; Luis Nieto, Comité Técnico; y Anderson González, Predictivo Dinámicos Lago Sur.

Se envió copia de la minuta a los siguientes asistentes a la reunión: Jorge Montes, Rodrigo Riera, Hugo Jiménez, Emilio Siniscalchi, Jesús Moreno, Rafael Pérez, Juan Garicano, María Alberola, Alexander Pirela, Bernardo Atencio, José Quintero, Henry Sánchez, Zoraida Graterol, Daicy Marín y Juan Carrillo.

En dicha reunión se acordó, en lo atinente a las acciones gerenciales, conformar un comité de arranque integrado por Alexander Delgado, Frank Cova y Alfredo Ribbon de Ingeniería de Plantas y Custodio de la Planta San Timoteo. Igualmente lo conformarían, de Ingeniería de Instalaciones Juan García (Rotativos), Javier Delgado (Instrumentación), Juan Godoy (Electricidad), Ana Insignares (Procesos), Nelson Moreno (Corrosión). Sólo estaba confirmado Juan García. El responsable era Darwinng García.

Del mismo modo lo integrarían Andis González (Seguridad Industrial), Carlos Troconis (Operaciones Planta San Timoteo), Emilio Siniscalchi, Jesús Moreno y Ernesto García (Mantenimiento Planta San Timoteo).

Estaba pendiente por designar el representante de Protección y Control de Pérdidas, el especialista de instrumentación y control de General Electric (GE).

También se acordó conformar un comité para analizar la falla de los motores eléctricos de agua de enfriamiento y la bomba de agua NOX, el cual estaría coordinado por especialistas de equipos rotativos de Ingeniería de Instalaciones. Juan García fue asignado a esta actividad.

Este comité debía presentar resultados preliminares el 8 de julio de 2016.

Por otra parte, se elaboró el Plan de Evaluación de los sistemas que conforman la Planta Eléctrica San Timoteo.

Se debía hacer una revisión de los puntos pendientes del proyecto Planta San Timoteo 1 que se concluyeron y que a saber fueron el no disponer de Llave (password) del sistema “Mark Vie”.

Se acordó solicitar a GE la llave para poder llevar a cabo pruebas de correspondencia y/o verificación de funcionamiento de equipos de campo y asegurar la disponibilidad de esta llave al personal de Plantas San Timoteo durante la operación de la unidad. El responsable de esto sería Hugo Jiménez.

Se advirtió que el sistema de control instalado no permitía la opción de la visualización de tendencias de los parámetros operacionales de la unidad. Por tanto, se acordó solicitar a GE las actualizaciones del sistema de control que permitan realizar la acción antes descrita.

Igualmente, se hace saber que el sistema de lavado axial no pudo ser completado en razón de que no se concluyó su automatización.

Se acordó ubicar el “punch list” o lista de puntos pendientes del proyecto para definir las acciones a seguir en los casos que apliquen a la unidad de generación. Se designó como responsable de esta acción a Frank Cova.


Se advierte que al no ser General Electric directamente la responsable de haber implantado el proyecto, toda solicitud a esta empresa debe hacerse acompañada del punto de cuenta respectivo para gestionar el pago.

Se acordó la revisión del listado de repuestos recomendados para cada sistema, por lo que se deberá hacer examen de los manuales para validar los requerimientos recomendados para dos años de operación y comparar con el inventario. El responsable de esto sería Mantenimiento San Timoteo. Se advirtió de la poca cantidad de repuestos que había en stock dado que procesos de compra llevados a cabo por la Gerencia de Servicios Eléctricos asociados a la unidad San Timoteo 1 fueron declarados desiertos.

Respecto a la revisión de fallas por falta de componentes o equipo no adecuado para su calibración se determinó que el sistema de control local se encuentra fuera de servicio por daños en el CPU, lo que impedía el arranque local de la unidad. Se acordó hacer un seguimiento al caso identificado con el número AIT 22504727 para acelerar la reparación del CPU y poder hacer las pruebas con el técnico de GE. El responsable era Frank Cova.

En razón de que se desconocía la calidad del combustible diésel y agua desmineralizada (NOX) por la falta de personal técnico especializado y equipos para realizar las pruebas, se debía evaluar y emitir recomendaciones. Se acordó asegurar la presencia de un técnico especialista en procesos e integrarlo al comité de arranque. Se sugirió asignar al ingeniero William Barón de la Gerencia de Vapor. También, incluir en la procura que se estaba haciendo a General Electric, los equipos recomendados por esa empresa para cumplir con los requerimientos de agua y combustible que asegurara el correcto funcionamiento de la unidad. El responsable sería Hugo Jiménez. Se advirtió de que la falta de personal químico impedía garantizar las condiciones de trabajo óptimas.

Se refiere que la bomba de agua desmineralizada había sido reparada en planta el 31 de mayo de 2014 y en esa ocasión se hizo un remplazo del tubo pilot por otro de una bomba similar lo que modificó su morfología y, por tanto, no se podía controlar el flujo de agua NOX en automático sino en manualmente. La planta sólo operó por tres días con esta bomba. La unidad nunca llegó a generar carga base en esta condición. Se acordó revisar las especificaciones de los equipos que requirieran reemplazo para incluirlos en la compra a los Estados Unidos. De esta acción sería responsable Mantenimiento San Timoteo.

También debían buscar las especificaciones de los amortiguadores del sistema de alabes guías y válvulas de sangrado que tuvieran que ser reemplazados para incluirlos en la compra a los Estados Unidos.

En cuanto a las fallas por uso de consumibles inadecuados, tales como O‘rins en mangueras de sistema de aceite del super core; elementos de filtro de combustible, aceite lubricante hidráulico, succión de aire de la unidad, sistema de aire comprimido; tornillería, tubo pilot; entre otros. Se debía proceder a buscar las especificaciones de los consumibles para comprarlos en Estados Unidos. El responsable de esta acción era Mantenimiento San Timoteo. Se advirtió de la mínima existencia de repuestos en stock en razón de que los procesos de compra realizados por la gerencia de servicios eléctricos habían sido declarados desiertos.

Sobre las fallas que podían dejar fuera de servicio el equipo por largo tiempo debido a la ausencia de molduras como motor o bomba de agua desmineralizada; motor o bomba de combustible líquido; módulos de control automáticos, entre otro, se acordó elaborar un listado de molduras requeridas para no afectar la generación eléctrica en caso de falla y someter a la gerencia para su aprobación y procura. De esta acción se encargaría Mantenimiento San Timoteo.

Con relación a las fallas de los equipos en la instalación detectadas mediante pruebas en los motores eléctricos del sistema de agua de enfriamiento de los motores 9060 y 9059, se solicitó verificar si existía un contrato activo para su reparación lo cual resultó negativo. Estaban en trámites de activar un contrato sometido por la gerencia.

Las fallas detectables únicamente ejecutando un “commissioning” en cada sistema, se cita el caso del secador de aire “A” que debe reemplazar la sílica se acordó realizarlo integralmente en la planta San Timoteo. Al no disponer de la llave del sistema “Mark Vie” para realizar las verificaciones y ajustes de lazos de control de todos los sistemas GE, el commissioning estaba detenido.

También se decidió evaluar la factibilidad de tomar aire de instrumentos desde la descarga del compresor axial de la LMS-100 y determinar la factibilidad de usar el sistema de secado de aire de tipo frigorífico. El inconveniente para acometer las acciones se genera porque GE no es la empresa que implantó el proyecto, por lo que se debían hacer un punto de cuenta para gestionar el pago respectivo.

Sobre las fallas derivadas de la revisión que se pudiera realizar de los parámetros de operación de las últimas semanas de la unidad, se acordó revisar los parámetros de operación diaria. El responsable sería el comité de arranque.

Con relación a las fallas inducidas por la falta o inadecuada preservación de los componentes como equipos de PDVSA, el clutch del arrancador, el procedimiento del fabricante (Hilliard) para inspección del arrancador que debe efectuar personal calificado, inspección de tornillos de acople del compresor de baja con compresor de alta, y la inspección endoscópica de la turbina de potencia lado escape que impide la entrada de agua de lluvia, se acordó coordinar la inspección al ducto de escape de la unidad con el personal de Predictivo Dinámico Lago Sur.

Igualmente se revisaron las fallas por falta de instalación de boletines de servicio GE, de las determinadas en el equipo (super core) enviado a Houston, Estados Unidos, la detectadas en el sistema de extinción por CO2, entre otras y se acordaron las acciones necesarias.

Asimismo, se acordó evaluar la estrategia de traslado del personal de proyectos desde el edificio Barco hasta San Timoteo; lo concerniente a la alimentación del personal; que el personal de Ingeniería de Instalaciones visualizara las pruebas; discutir en su totalidad la presentación de la empresa Synergy con el personal de General Electric y de PDVSA que asistiera a la prueba de aceptación.

También se revisó el informe de inspección boroscópica del supercore saliente realizada por GE, donde se detectaron las desviaciones encontradas; se hizo referencia a la disponibilidad de un generador eléctrico de 750 KW en la Planta San Timoteo que presentaba un daño menor en el motor de combustión interna y se acordó enviarlo al taller central San Francisco para su reparación y posterior instalación; se informó de la entrega de todos los activos y personal de la Planta Termoeléctrica San Timoteo a la empresa mixta Petrozamora.

Servicio integral de pozos de la División Lago

El 11 de febrero de 2016, se llevó a cabo una reunión en El Menito que versó sobre el servicio integral de perforación, completación y rehabilitación de pozos con financiamiento para la División Lago.

A continuación se puede ver la lista de los asistentes:

Durante el encuentro se revisaron los siguientes puntos:

La no recepción de las especificaciones técnicas y formato de requerimiento operacional correspondiente a la unidad ejecutora (subgerencia de Perforación Lago), que Pamela Salazar se comprometió a enviar el 12 de febrero de 2016.

El personal de Servicios Lacustres no asistió al encuentro y tampoco fue entregada la lista de materiales y repuestos para los mantenimientos.

Se informó que los perdidos (SOLPED) 1300346141 para el proyecto Servicios Integrados con Schlumberger y 1300346146 con CPVEN/Martine estaban liberados y se esperaba la aprobación del gerente de la División Lago, César Valera.

Se hizo una consulta sobre el estatus del régimen laboral, factor de sobreprecio, ajuste por inflación y documentación de impacto ambiental, los cuales eran imprescindibles para llevar a cabo el proceso ante la comisión de licitaciones.

Se informó de la inasistencia a la reunión del personal de finanzas, pero desde el departamento de contratación se aclaró que para la solicitud de la estructura de costos labor del factor sobrecosto se requería el aval del régimen.

Se remitirían a la gerencia de ambiente el listado de pozos correspondiente a la secuencia 2016 contemplada en el proyecto con el objetivo de que se confirmara su inclusión en las memorias descriptivas sometidas ante el ministerio de Ambiente.

Se informó del envío de un modelo de condiciones de participación preliminar de la División Lago para su revisión. Se solicitó el apoyo de PDVSA Servicios respecto al modelo de contrato bajo la modalidad de financiamiento.

Quedó pendiente la justificación sobre la necesidad de los pagos en dólares en virtud de que se debían hacer compras de materiales, equipos y repuestos.

Sobre el manejo de Ripios se informó que la División Lago apoyaba una SOLPE perteneciente a Sur lago Trujillo con la cual se trataban los desechos en Transumaca.

Igualmente se comentó la existencia de un contrato con Solmico, el número 4600059396, heredado de PDVSA Servicios, el cual se inició con Caipt, cuyas partidas críticas se habían agotado y se encontraba a la espera de la firma para someterlo al ejercicio de aumento y disminución de volumetría, al tiempo que se trabajaba en la reformulación del presupuesto sustitutivo.

Respecto a las asignaciones y mantenimiento de unidades lacustres, se informó que no se tenía respuesta de Servicios Lacustres de la lista de materiales y repuestos para el mantenimiento de las unidades a asignar o contratar, requisito necesario para que la Unidad de Contratación pudiera someter el modelo de ajuste por inflación a la gerencia de Evaluaciones Financieras.

Se precisó que Schlumberger informó que solo había revisado los equipos asignados que estaban en fuera de servicio y pidió revisar los que estaban operativos para realizarles pruebas de tiro e inspección de cascos.

Las compañías de servicio informaron que no habían recibido la lista de personal asignado al proyecto

Otros puntos discutidos pueden apreciarse a continuación:


Reunión del 11-2-2016

La reunión del 11 de febrero de 2016 en El Menito, asistieron:

Respecto a las inspecciones y asignaciones de taladros, los representantes de las empresas de servicios y la Gerencia de Perforación División Sur Lago Trujillo informaron que se habían llevado a cabo evaluaciones a los taladros candidatos para el servicio integral y se encontraban esperando el informe final.

Se advirtió que la formalización del pliego quedaría a expensas de la inspección de los taladros por parte de las compañías de servicios.

Con relación al control de sólidos se advirtió que desde el punto de vista jurídico se debía justificar la escogencia de los taladros por parte de las empresas de servicios en sustitución de los ECS.

Se precisó además que se consideraría un solo régimen laboral para el personal de control de sólidos en la estructura de los taladros.

Se reiteró la obligación de proveer la alimentación delos trabajadores pertenecientes a la cuadrilla típica del taladro de acuerdo con el contrato colectivo petrolero.

Respecto al pago de aranceles por nacionalización se pautaron reuniones entre la Gerencia de Contratación, Bariven-Aduana, Gerencia de Finanzas para discutir otra vía administrativa que permitiera resarcir los costos y estudiar las opciones para agilizar los procesos en el puerto de Maracaibo.

Se precisó que de acuerdo a reunión sostenida entre la Gerencia de Contratación, Bariven-Aduana y la Gerencia de Finanzas, se estableció que los únicos pagos a dólar a Bs. 6,30 eran los realizados para los materiales, repuestos o equipos destinados a PDVSA, mientras que los insumos destinados a otras compañías debían hacerse a tasa Simadi.

La Gerencia de Ambiente estableció que el servicio de recepción y tratamientos de los desechos sólidos, semisólidos y líquidos generados en los taladros de la División Lago Trujillo eran realizados a través de la SOLPED N° 1300348470. Las empresas adjudicadas eran Suelo Tec C.A., Trasumaca y Solmico C.A.

Se acordó que la gerencia de contratante sería la responsable de garantizar la asistencia del personal AIT.

Reunión del 18-2-2016

El 18 de febrero de 2016, en el Menito se llevó a cabo una reunión para tratar el servicio integral de perforación, completación y rehabilitación de pozos con financiamiento para la División Lago.

He aquí el listado de asistentes:

Sobre los avances en los procesos de contratación

Se informó que las especificaciones técnicas sufrieron modificaciones respecto a la fuerza labor de servicio de equipo de control de sólidos, quedando establecido que sería 8 obreros por gabarra de perforación.

Se precisó que se en los taladros Schlumberger los ECS eran atendidos por los integrantes de las cuadrillas típicas del taladro, por lo que de continuar en la misma situación no debían considerarse en la oferta para dicho servicio.

Relaciones Laborales se encontraba revisando las especificaciones técnicas para emitir el régimen laboral.

Una vez se definiera el régimen laboral se solicitaría a la unidad de evaluaciones financieras de la Gerencia de Finanzas Occidente, el factor de sobrecosto. Se trabajaba en el mecanismo de ajuste por inflación.

Se informó que el 17 de febrero de 2016 fue enviada la justificación de la necesidad de pago en dólares y quedó pendiente incluir los insumos correspondientes a las unidades asignadas.

Se informó que el modelo de condiciones de participación preliminar fue remitido a la División Lago el 10 de febrero de 2016.

Se tomaría en cuenta la observación de la Gerencia de Asuntos Jurídicos para la elaboración del contrato, la cual consistía en adaptar un contrato actual (para la fecha) de perforación y completación de pozos, con las condiciones generales y particulares referentes al financiamiento, teniendo como referencia el contrato de reconexión de pozos de División Lago. Se propuso una reunión entre la unidad de contratación y la gerencia de asuntos jurídicos para preparar el proyecto.

El representante de Schlumberger informó que avanzaban las reuniones entre las partes con el financiador.

El representante de CPVEN informó que el ente financiador con que se habían reunido necesitaba el contrato o el avance del mismo para avalar la transparencia del proceso.

Ambas empresas informaron que recibieron el modelo del pliego, especificaciones técnicas, especificaciones de los EPP y volumetría y se encontraban revisándolos, pero hasta el momento no tenían observaciones relevantes y continuarían trabajando en la oferta.

Se informó que compañías de servicios habían consultado sobre la tasa a considerar en la oferta para los pagos de aranceles por nacionalización. Se precisó que los insumos importados para PDVSA serían considerados bajo sistema de cambio protegido que funcionaba para la fecha (Bs. 6,30 por dólar) y los insumos procurados por las empresas de servicios debían estimarse a la tasa Simadi y adicionalmente debían registrar ante la aduana los materiales que anteriormente no importaban para PDVSA.



Con relación a la documentación de impacto ambiental, se acordó cotejar la memoria descriptiva de las autorizaciones de afectación de recursos naturales vigentes y en trámite con las unidades de explotación de la División Lago. Se quería incluir las localizaciones adicionales contempladas en el proyecto.

Se precisó que el distanciamiento entre el muelle Bachaquero II y el centro de tratamiento (Solmico) era de 60 kilómetros.

El representante de Schlumberger ofreció el servicio de inyección de ripios y puso a disposición el personal técnico para que en conjunto con la gerencia de ambiente y las unidades de explotación, estudiaran la factibilidad de su práctica.

Sobre las asignaciones de unidades lacustres se informó que esta lista se había enviado el 5 de febrero de 2016.

Servicios lacustres debía entregar una lista de verificación de todas las unidades asignadas y se exigió acelerar las inspecciones a las unidades operativas independientemente de la disponibilidad de áreas para revisión de casos.

Se acordó que la lista de los equipos de protección personal sería nuevamente enviada con un ascendente no mayor de 10 por ciento para cubrir cualquier reemplazo de personal asignado.

Construcción de Fundaciones Mantenimiento Lago informó que los martillos C5 y C4 estaban operativos pero no habían recibido la asignación de unidades lacustres. Trabajaban en la contratación con financiamiento de construcción de localizaciones con la empresa Raymond de Venezuela que ayudaría a acelerar los requerimientos desde 2016.

Se pidió que Servicios Lacustres ofreciera un plan que garantizara la asignación de recursos de la gerencia de construcción de localizaciones.

Sobre División Sur del Lago Trujillo

Ese mismo 18 de febrero de 2016, en El Menito tuvo lugar una reunión para tratar el servicio integral de perforación y completación de pozos con financiamiento para la División Sur del Lago Trujillo.

Asistieron a este encuentro:


Los representantes de las empresas de servicio Schlumberger y Halliburton informaron que habían entregado el 22 de febrero de 2016 los informes de las inspecciones realizadas.

También se informó de la conformación de una mesa de trabajo para analizar desde el punto de vista de producción (yacimiento) e infraestructura, las localizaciones candidatas al proyecto para tenerlas preparadas al inicio de la firma del contrato.

Se propuso incluir otras localizaciones (la CEI-4H y CEI-4H) a las que se estaban mudando los taladros Simón Bolívar 10 y PDV-171 respectivamente, pues sus construcciones pudieran estar afectadas por la disponibilidad de tubulares.

Se informó que estaba avanzada la justificación de la necesidad de los reemplazos de los equipos de control de sólidos.

Los pedidos SOLPED 1300344406 para el proyecto de servicios integrados con Schlumberger y 1300354085 con Halliburton estaban liberados y firmados por la Gerencia División Sur Lago Trujillo.

Halliburton preguntó sobre la tasa a utilizar para la estimación de la oferta en virtud de que los insumos importados destinados a PDVSA serían considerados bajo el sistema de cambio protegido a Bs. 6,30 por dólar para la fecha, pero había pasado a Bs. 10,30 por dólar. Se acordó esperar por la publicación del decreto en la Gaceta Oficial para determinar esto.

Se conoció que el proceso de contratación había sido aprobado para los 15 días siguientes sería dada a conocer por el comité operacional.

Citas de esta nota:

[1] Solidaris LLC. http://www.solidarisllc.com/solidaris-projects.htm

[2] Venezuela Política. “Conoce cómo se encuentra el Sistema Eléctrico Nacional venezolano”. 26 de octubre de 2018. http://maibortpetit.blogspot.com/2018/10/conoce-como-se-encuentra-el-sistema.html

martes, 7 de agosto de 2018

Familiares piden justicia para trabajadores de PDVSA arrestados en 2017 por caso Petrozamora

Por Maibort Petit
@maibortpetit

A través de un comunicado, los familiares de los trabajadores de   Petróleos de Venezuela (PDVSA) Occidente solicitaron justicia a las autoridades y aseguran que los detenidos el 4 de septiembre de 2017 "fueron vinculados injustamente con la trama de sabotaje y corrupción en la empresa mixta Petrozamora".

El fiscal designado por la Asamblea Nacional Constituyente, Tarek William Saab anunció en ese entonces el arresto de los altos gerentes de Petrozamora, entre los cuales se encuentran: Gustavo Malavé, director ejecutivo de Exploración y Producción de Occidente; Juan Barreto; Adolfo Torres, gerente de DSI Occidente; José Marín, gerente DSI Petrozamora; y Henry Sánchez, gerente DSI COL. 

En ese momento también fue arrestado el presidente de Petrozamora, Juan Carlos Romero quien fue liberado el 5 de septiembre de 2017 tras haber llegado a un acuerdo con los fiscales.

Según Saab los ejecutivos fueron aprehendidos por su presunta vinculación con la compra con un sobreprecio de 100% de emulsionantes usados para separar el petróleo de otras sustancias como el agua salina.

A continuación reproducimos el comunicado:

Reciban un cordial saludo de nuestra parte, somos un grupo de esposas y familiares de los trabajadores de PDVSA occidente detenidos el 4 de septiembre de 2017, quienes fueron vinculados injustamente con la "trama" de sabotaje y corrupcion hacia la empresa mixta PETROZAMORA, hemos tenido una larga pesadilla desde el día que ocurrió la detención de los 8 Gerentes detenidos, por mentiras, acusaciones infundadas por el presidente de dicha empresa mixta el Sr. Juan Carlos Romero, junto con otros trabajadores de la empresa, todo con la intención de sacar del camino a quienes si trabajaban honradamente, quienes siempre dieron un 100% por la empresa, abandonado familias, por estar dedicados a la industria, nuestros esposos fueron usados por el presidente de la empresa alegando que los Gerentes que ustedes nombran en la lista, fueron imputados de delitos que no cometieron, tenemos pruebas de que ellos son inocentes de todas esas falsas acusaciones, pero lastimosamente no nos han dejado defendernos como es lo debido, respetando el debido proceso, NECESITAMOS LEVANTAR NUESTRA VOZ PARA QUE SEAMOS ESCUCHADOS, TENEMOS 11 MESES ESPERANDO UNA AUDIENCIA, QUEREMOS GANAR LA LIBERTAD PLENA EN UN JUICIO JUSTO, LA VERDAD DEBE SALIR A LA LUZ, SON HOMBRES RESPONSABLES, TRABAJADORES, HONESTOS.. como esposas pedimos justicia, no poseemos riquezas, vivíamos del salario de nuestros esposos, nos quitaron el sueldo de ellos, Seguro medico para nuestros niños, los bonos de alimentación, quedando todas desprotegidas, sabemos que nadie nos defenderán por el simple hecho que eran trabajadores petroleros, pero Dios pronto hara justicia.

Firmado por las esposas y familiares de los detenidos