Hydrocarbon Accounting Versión en EspañolJulio2005

Guía de las Mejores Prácticas

OG.04.31104

Confidencial

Contabilidad de Hidrocarburos y Pérdidas de Refinería

Contabilidad de Hidrocarburos y Pérdidas de Refinería

Guía de las Mejores Prácticas

Por

Stephen Goozee

Confidencial

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OG.04.31104 1 Confidencial

HISTORIA DEL DOCUMENTO:Fecha Versi

ón Razón del Cambio Nombre Autor / Ind.

Ref.Nombre

Aprobado / Firma Ind. Ref.

Mayo 2004

1.0 Primera Versión S.Goozee/OGLM S.R.Oldham/OGLM


Tabla de Contenido

1. PRÓLOGO 5

2. INTRODUCCIÓN 72.1 Objetivo de la Guía de Mejores Prácticas 72.2 Responsabilidad y Control 72.3 Elementos Claves de la Contabilidad de Hidrocarburos 8

2.3.1 Balance de Masa, Pérdida y Principios de la Medición Primaria 8

2.3.2 Inventarios (Stocks) de la Refinería 9

2.3.3 Recibos que llegan a la Refinería 9

2.3.4 Entregas Realizadas desde la Refinería 9

2.3.5 Consumo Propio (Combustible de Refinería) 10

2.3.6 Pérdidas Identificables 10

2.3.7 Pérdidas No Identificadas 10

2.3.8 Problemas dentro de la Valla de la Refinería 11

2.3.9 Datos del Sistema de Elementos Externos (OM) 11

2.3.10 Sistemas de Contabilidad de Hidrocarburos 11

2.3.11 Balance de Masa para el Contabilista de Hidrocarburos 11

2.3.12 La Importancia de la Comunicación, Motivación y Capacitación 12

2.3.13 Auditorías de los Sistemas de Contabilidad de Hidrocarburos 12

3. EL BALANCE DE MASA, PÉRDIDAS Y PRINCIPIOS DE LA MEDICIÓN PRIMARIA 13

3.1 Referencias Primarias en Pérdidas 143.2 Las Pérdidas de Refinería 14

3.2.1 Pérdidas Físicas (o Reales) 16

3.2.2 Pérdidas Aparentes 16

3.3 Medición Primaria 163.3.1 Medición del Volumen 17

3.3.2 Medición de la Densidad 20

3.3.3 Medición de Temperatura 21

3.3.4 Medición de Agua e Inertes 24

3.3.5 Básculas 24

3.3.6 Medición del Flujo de Masa 24

3.4 Calibración y Certificación 253.4.1 Medidores 25

3.4.2 Tanques 26

3.4.3 Cintas de Inmersión /Plomadas de Inmersión 27

3.4.4 Medidores Automáticos de Niveles de Tanques 27

3.4.5 Sistemas para la Medición de Temperatura 28

3.4.6 Básculas 28

3.5 Manipulación de Datos 283.5.1 Tablas de Medición 29

3.5.2 Cálculos de Masa o Peso en Aire 29

4. INVENTARIOS (STOCKS) DE LA REFINERÍA 324.1 Inventarios (Stocks) 324.2 Revisión de las Cifras del Stock 324.3 Roles de los Departamentos en la Revisión del Stock 33

4.3.1 Elementos Externos 33

4.3.2 Programación de la Refinería 34

4.3.3 Contabilidad de Hidrocarburos 34

4.4 Captura de Datos de Stocks Secundarios 354.4.1 Stocks Especiales 36

4.4.2 Stocks de las Plantas y Líneas 36


4.4.3 Stocks Asociados a las Plantas 37

4.4.4 Stocks de Aditivos 37

4.4.5 Inclusión de Productos Derivados 37

4.4.6 Corrección de los Stocks que se Mueven a Fin de Mes 37

5. RECIBOS QUE LLEGAN A LA REFINERÍA 395.1 Recibos de Crudos por Buque o por Oleoducto 39

5.1.1 Toma-Muestras Automáticos 39

5.1.2 Otros Métodos para la Toma de Muestras de Crudos 41

5.1.3 Prueba del Sistema de Muestreo del Crudo 41

5.1.4 La Entrega de Crudos – Asistencia del Inspector Independiente 41

5.1.5 Mediciones del Buque 43

5.1.6 Mediciones de Oleoducto - Integridad 43

5.2 Cargas Generales (Incluyendo Recibos de No- Crudos) 445.3 Recebos Utilizando Báscula 44

6. ENTREGAS DESDE LA REFINERÍA 456.1 Modos de Entrega y Técnicas de Medición 45

6.1.1 Entregas por Buque o por Oleoducto – Mediciones de Tanques en la Costa 45

6.1.2 Entregas por Buque, Barcaza, Oleoducto, y Medición de Vehículos 46

6.1.3 Entregas por Vehículos – Báscula 47

6.1.4 Entregas por Ferrocarril o Carro-Tanques – Medición de Vacío o de Fondo 47

7. CONSUMO PROPIO (COMBUSTIBLE DE REFINERÍA) 497.1 Medición del Combustible 50

7.1.1 Gas Combustible o Fuel Gas 51

7.1.2 Fuel Oil 52

7.1.3 Otros Combustibles o “Fuels” 52

7.2 Roles de los Departamentos en el Cálculo de Combustible 537.2.1 Departamento Tecnológico y Auditoría Técnica 53

7.2.2 Contabilidad de los Hidrocarburos 54

8. PÉRDIDA FÍSICA (O REAL) 558.1 Tea 558.2 Incendios 568.3 Emisiones Fugitivas 578.4 Venteo 578.5 Evaporación 58

8.5.1 Pérdidas por Almacenamiento en Tanques 58

8.5.2 Pérdidas por Relleno / Retiro 59

8.5.3 Pérdidas por Evaporación de Drenajes e Interceptores 60

8.6 Derrames y Fugas 618.7 Agua Efluente y Agua Enfriante 618.8 Filtración 628.9 Desechos Sólidos 628.10 Pérdidas Químicas 62

8.10.1 Unidad de Recuperación de Azufre (SRU) 62

8.10.2 Unidad de Fabricación de Hidrógeno(HMU) 63

8.10.3 Pérdidas de Nitrógeno 63

8.10.4 Pérdidas de Metales 63

8.10.5 Gases Agrios del Soplado de Asfalto 64

8.10.6 Gas de Venteo de Merox 64

8.11 Coque 64

9. PÉRDIDAS NO IDENTIFICADAS 65

10. PROBLEMAS DENTRO DE LA VALLA DE LA REFINERÍA 6710.1 Slops de Hidrocarburos 67

10.1.1 El Costo de los Slops 68

10.1.2 Medición de Slops 68


10.1.3 Agua de Lastre de los Buques y Slops de los Buques 69

10.1.4 Parada / Arranque de Plantas 70

10.1.5 Los Roles de los Grupos Participantes 70

10.2 Agua en el Crudo 7210.2.1 Seguimiento de Agua en el Crudo 73

10.3 Contabilidad de Lodos 7310.4 Pérdidas a Océano 74

10.4.1 Áreas Claves para la Determinación de Pérdidas a Océano Exactas 75

10.5 Seguimiento del Crudo 76

11. DATOS PRIMARIOS DE ELEMENTOS EXTERNOS 7711.1 Datos Primarios 77

11.1.1 Propiedad de los Datos Primarios 77

11.1.2 Responsabilidad para Validad los Datos primarios 78

11.1.3 Corrección de Errores de los Datos primarios 78

11.1.4 Consistencia Operacional de los Datos 79

11.2 Procedimientos para Reducir la Probabilidad de Errores en la Medición 7911.2.1 Toma de Muestras y Manipulación de las Muestras. 79

11.2.2 Bitácora de Incidentes Operacionales de Elementos Externos 80

11.2.3 Reconciliación de Medidores 81

11.2.4 Calibración de los Equipos 82

11.2.5 Procedimientos de Respaldo (Back-up) para Cubrir las Pérdidas del Sistema 82

11.2.6 Falla del Equipo de Medición Automática 82

11.2.7 Otros Procedimientos 83

11.3 Entrenamiento del Personal de Elementos Externos 84

12. SISTEMA DE CONTABILIDAD DE HIDROCARBUROSS 8512.1 Mapa del Sistema para la Contabilidad de Hidrocarburos 8612.2 Lista de Chequeo de Tareas del Contabilista de Hidrocarburos 87

12.2.1 Lista de Chequeo Diaria 87

12.2.2 Lista de Chequeo de Fin de Mes 88

12.3 Manual de Aseguramiento de la Calidad 89

13. BALANCE DE MASA DEL CONTABILISTA DE HIDROCARBUROS 9113.1 Pertenencia del balance de masa 9113.2 Ventajas del Balance de Masa Diario 9213.3 Reporte del Balance de Masa 92

14. IMPORTANCIA DE LA COMUNICACIÓN, LA MOTIVACIÓN Y LA CAPACITACIÓN 94

14.1 Sistema de Información de la Refinería 9514.2 Resumen de las Áreas Claves de la Comunicación 95

14.2.1 Claridad de la Información hacia / desde Comercialización y los Departamentos de Suministro / Distribución 95

14.2.2 La Estrategia de la Refinería 96

14.2.3 Calidad de los Inventarios (Stocks) de la Refinería e Información de los Movimientos 97

14.2.4 Aseguramiento de la Calidad en Relación con la Cantidad. 97

14.2.5 KPI (Indicadores Claves del Desempeño) 98

14.2.6 Consistencia de los Reportes 99

15. AUDITORÍAS AL SISTEMA DE CONTABILIDAD DE HIDROCARBUROS 10015.1 La Importancia de las Auditorías a la Contabilidad de Hidrocarburos 100

15.1.1 Auditoría Interna del Sistema de contabilidad de hidrocarburos 100

15.1.2 Auditoría /Revisión de Pérdidas Ad-hoc (Con fines específicos) 101

15.1.3 Auditoría de Seguridad de Productos 102

15.1.4 Auditoría Externa 103

15.1.5 Estudios sobre Pérdidas de Entidades Externas 104


1. PRÓLOGO

El alto valor del crudo, los intermedios y los productos, junto con la vasta escala de la operación de MSD(Manufacturación, Suministro y Distribución) en las compañías petroleras, es tal, que aun una pequeña pérdida de hidrocarburo en términos de porcentaje tendrá un gran impacto en la rentabilidad de la compañía.

Sin embargo, desde la perspectiva de la Contabilidad de Hidrocarburos se debe tener en cuenta que las pérdidas reportadas pueden representar pérdidas reales para la compañía (por ejemplo: dar una cifra exagerada de los recibos de crudo, de las pérdidas físicas a la atmósfera, etc.), o pueden ser simplemente el resultado de una colocación equivocada de hidrocarburos (por ejemplo: quedar cortos en la cantidad de gas combustible consumido en una refinería, errores en el Sistema de Contabilidad de Hidrocarburos, etc.).

El punto es que al reducir la “pérdida” en el sitio solo producirá dinero a la organización si:

1. se paga menos dinero por la carga recibida.

2. se recibe más dinero de los clientes por el producto entregado.

3. Se genera más producto por barril de carga procesada mediante la reducción de la pérdida física.

En relación con los puntos 1 y 2 mencionados arriba, si los errores en la medición de cantidad en el sitio son a favor del proveedor o del cliente entonces la corrección de la situación representará una mejora real de la rentabilidad. Para el punto 3, si las pérdidas físicas de hidrocarburos pueden ser reducidas desde una refinería entonces el producto adicional estará disponible para la venta al cliente.

Cualquier reducción de la cifra de la pérdida no cubierta en los puntos anteriores no mejorará directamente la rentabilidad de la refinería. Sin embargo, a pesar de lo anterior, generalmente se reconoce que una cifra baja de pérdida en una refinería es un indicador de que el lugar está bien gerenciado y de que el desempeño se encuentra bajo control. Por otro lado, una cifra alta de pérdidas o una cifra de pérdidas que tiende a ser altamente errática puede se un síntoma de un control deficiente de la refinería. Por lo tanto, hay beneficios reales si una refinería reporta una cifra baja de pérdidas aún si el potencial de mejora final es limitado.

Shell Global Solutions ha realizado estudios de pérdidas en refinerías, plantas de gas y terminales en todo el mundo. Un hallazgo común en todas las refinerías es que los Procedimientos de calidad y las guías escritas sobre la medición y contabilidad de hidrocarburos son débiles o simplemente no existen. Esta Guía de Mejores Prácticas para la “Pérdidas de Refinería y Contabilidad de Hidrocarburos” tiene como objetivo ayudar a superar esta deficiencia. Más aún, esta guía puede ser utilizada como una ayuda para examinar y cuestionar los procesos para la medición de HC con que cuenta una refinería.

Se reconoce que cada refinería es diferente en términos de tipos de carga, mezclas de productos y configuración. Aún así, todas las refinerías tienen un factor en común – que las buenas prácticas de medición que sean consistentes van a aumentar el control y a ayudar a mejorar la rentabilidad.

La Guía de Mejores Prácticas sobre las Pérdidas de Refinería y la Contabilidad de Hidrocarburos está dividida en las siguientes secciones con el fin de darle a su lecturabilidad diferentes niveles de detalle:


- Introducción – Objetivo y generalidades de la Contabilidad Organizacional y los Elementos Claves de las Pérdidas de Refinería y la Contabilidad de Hidrocarburos; Sección 2

- Mejores Prácticas – Detalles específicos del nivel operacional; Secciones 3 - 15

- Anexos – Lista de chequeo y plantillas; Sección 16

Se prevé que el lector experimentado deseará comenzar este documento por la Sección que le interesa directamente. Teniendo esto en cuenta, cada parte de la Sección de las “Mejores Prácticas” del reporte tiene como propósito ser completamente independiente, por consiguiente se alguna repetición entre las secciones.

Las Mejores Prácticas Claves se encuentran resaltadas dentro del texto descriptivo. En el Anexo 1 encontrará una lista de chequeo de las Mejores Prácticas con el fin de darle a la gerencia de la unidad de negocio una revisión a alto nivel de su estado.

Finalmente, esta Guía de Mejores Prácticas es un documento “vivo” que será actualizado en la medida en que se requiera cuando surja una nueva práctica o cuando una mejor práctica evolucione.


2. INTRODUCCIÓN

2.1 Objetivo de la Guía de Mejores Prácticas

La contabilidad de Hidrocarburos trata de la cuantificación de los hidrocarburos en una refinería para dar vía al balance másico. Esta Guía de Mejores Prácticas tiene como objetivo dar a las refinerías una metodología más estructurada y disciplinada para la medición de hidrocarburos y el procesamiento de datos gruesos de la medición, con la finalidad de mejorar la exactitud del balance másico.

Dentro de una refinería hay muchos departamentos que pueden contribuir con el proceso de obtener una mejor medición. Estos incluyen las operaciones de Elementos Externos, el Departamento Técnico, el laboratorio, programación y los contadores de HC. A parte de la refinería, los resultados de mediciones deficientes tienen efectos en los comercializadores (traders), analistas de pérdidas, suministro y distribución y finalmente la contabilidad de la compañía que es revisada de manera crítica tanto por la alta gerencia como por los accionistas.

La Guía presenta las Mejores Prácticas para el mejoramiento de la exactitud en la medición de la cantidad de Hidrocarburos. Esto ayudará a las personas responsables sobre la aplicación de los procedimientos y las técnicas en esta importante área para que:

Midan correctamente los recibos que llegan a la refinería

Midan correctamente las entregas que salen de la refinería

Controlen y revisen los inventarios (stocks) de la refinería de las manera más exacta posible

Revisen de manera objetiva su propio consumo de combustible y

Ayuden a garantizar que los datos sean procesados correctamente

Mucha de la información contenida en esta guía es aplicable a los muelles o terminales lo mismo que a las refinerías, pero para simplificar sólo se menciona la palabra “refinería” en el texto (como por ejemplo: Balance de masa de la refinería, pérdidas de refinería, etc.). Por lo tanto, el lector que está interesado en las pérdidas en los muelles o terminales debe mantener esto siempre presente y no simplemente obviar cualquier texto que haga referencia a “refinería”.

2.2 Responsabilidad y Control

Las Mejores Prácticas deberán tener en cuenta las circunstancias organizaciones y operacionales. Por lo tanto, en lugar de prescribir una formula específica para el éxito, esta guía describe los factores claves, con base en metodologías recomendadas y probadas, para mejorar un sistema de contabilidad de hidrocarburos.

Dentro de la Refinería la calidad de los datos principales reviste una singular importancia ya que esta es la base del sistema de balance másico. Si los sistemas de contabilidad de hidrocarburos no pueden detectar y corregir errores en los datos primarios, entonces las inexactitudes van a estar presentes a lo largo y ancho de todo el sistema.

Deberán existir roles, responsabilidades y pertenencia de los datos claramente definidos en todo el sistema con el fin de garantizar el mejor balance de masa. En esencia, esto significa que:


El gerente de operaciones de elementos externos deberá garantizar que los inventarios (stocks) y sistemas de movimientos proporcionen datos exactos que puedan ser actualizados constantemente para reflejar los cambios en cada circunstancia.

El gerente de elementos externos también deberá garantizar que su personal se encuentre bien entrenado en los Procedimientos manuales como toma de muestras de los tanques y medición del nivel de los tanques.

Los contabilistas de HC deberán revisar, cuestionar y corregir los datos según sea necesario y garantizar que estos cambios sean retroalimentados a Elementos Externos de tal manera que los datos primarios puedan ser corregidos. Los contabilistas de HC también deberán asegurar que no haya errores en el Sistema de Contabilidad de Hidrocarburos.

Los departamentos técnicos deberán revisar los procesos de la refinería, incluyendo los cálculos del consumo propio de fuel oil y gas combustible.

El laboratorio deberá garantizar el análisis correcto de las corrientes de hidrocarburos mediante la capacitación de los técnicos en los procedimientos, la aplicación de los procedimientos, la verificación de los resultados, la calibración y las pruebas inter-laboratorios.

Ingeniería e Instrumentación deberá garantizar la calibración y certificación de tanques, medidores y otros equipos de medición.

Teniendo en cuenta los diferentes departamentos mencionados arriba, esta Guía de Mejores Prácticas está dirigida, entre otros, a:

Analistas de Pérdidas

Gerentes y personal de la Refinería, especialmente en las operaciones de Elementos Externos, Departamento Técnico, Ingeniería e Instrumentación programación y contabilidad de HC.

Gerentes de Suministro y Comercialización (o trading) y personal que se desempeña en funciones del negocio, operaciones y apoyo.

2.3 Elementos Claves de la Contabilidad de Hidrocarburos

Esta Guía de Mejores Prácticas está dividida en secciones que contienen aquellos elementos claves que directa o indirectamente influyen en el gerenciamiento y control de la contabilidad de hidrocarburos. Estas secciones son:

2.3.1 Balance de Masa, Pérdida y Principios de la Medición Primaria

Consulte la Sección 3. Esta Sección hace referencia a los principios de la contabilidad de hidrocarburos y se concentra en las tareas principales, que so el balance de masa y el cálculo de las pérdidas de la refinería. Incluye una revisión de las mediciones primarias las cuales son esenciales para lograr estos objetivos.

La calidad y consistencia de los datos correctamente definidos en el mes contabilizado es vital para la preparación del balance de masa y el cálculo de las pérdidas de refinería. Con el fin de lograr los mejores resultados se deberá hacer énfasis en las buenas prácticas de buenas mediciones primarias de acuerdo con los estándares reconocidos.


2.3.2 Inventarios (Stocks) de la Refinería

Consulte la Sección 4. Esta Sección hace referencia a la necesidad de revisar todos los aspectos de la posición de los inventarios de la refinería. Un cálculo inexacto de los inventarios, por cualquier razón, afectará las pérdidas mensuales / los cálculos de ganancias mensuales de refinería lo cual impactará la hoja de balance de la compañía mediante la valoración del inventario.

Es fundamental realizar diariamente la captura de todos los datos del inventario correctamente medido lo mismo que para el reporte de fin de mes. Se debe tener cuidado especial al final del mes con el fin de eliminar los datos erróneos y ajustar correctamente los movimientos de final de período.

2.3.3 Recibos que llegan a la Refinería

Consulte la Sección 5. Esta Sección hace referencia a la importancia de mediciones exactas de recibos, particularmente de cargas como las de crudos.

Las mediciones exactas de los Recibos en la Refinería son fundamentales para la Contabilidad de Hidrocarburos y todo el tema de gerenciamiento de pérdidas. Esto es porque por definición, el valor medido de un recibo se convierte en el valor aceptado (o “verdadero”) del recibo en términos de volumen y masa en el balance de la Refinería.

2.3.4 Entregas Realizadas desde la Refinería

Consulte la Sección 6. Esta Sección hace referencia a la importancia de la medición exacta de las entregas de productos terminados.

La medición correcta de las entregas desde la refinería es vital porque:

Elimina los problemas con los clientes con tránsito anormal de pérdidas / ganancias;

Pueden existir implicaciones con las autoridades aduaneras o con los aranceles o impuestos;

la medición exacta de las entregas da confianza para el cálculo de las pérdidas / ganancias de la refinería y puede ayudar a cuantificar las pérdidas de almacenamiento de los productos.

2.3.5 Consumo Propio (Combustible de Refinería)

Consulte la Sección 7. Esta Sección hace referencia al consumo de combustible propio, es decir, donde el fuel oil o el gas combustible es sacado efectivamente del inventario (stock) y es quemado en los hornos de proceso (plantas, servicios industriales, etc.). El consumo del propio combustible de la Refinería debe ser considerado como una entrega; por consiguiente es esencial que la medición de la cantidad sea exacta.


El cálculo de consumo propio puede ser altamente significativo en la manera en que este afecta las pérdidas de refinería. Subestimar el combustible aumentará las pérdidas de refinería y sobreestimarlo disminuirá las pérdidas de refinería.

Se debe anotar que un error persistente (es decir, una desviación) de 10% en la medición del combustible de refinería, será en muchas refinerías, casi el doble de la pérdida de operación o reduce la pérdida a cero.

2.3.6 Pérdidas Identificables

Consulte la Sección 8. Esta Sección hace referencia a las pérdidas de refinerías conocidas.

Los hidrocarburos livianos por su misma naturaleza, se pierden fácilmente por evaporación. Estas pérdidas son frecuentemente empeoradas por la pobre condición de retención del equipo. Por lo tanto, las pérdidas por evaporación incluyen las emisiones fugitivas (por ejemplo: las que se dan por las bridas), venteo, evaporación, (drenaje, tanque y carga) y las pérdidas de aguas de efluentes.

Otras pérdidas identificables incluyen quema a tea e incendios, infiltraciones, pérdidas químicas y desechos sólidos.

Los cálculos de estas pérdidas son muy importantes porque, por definición, lo que queda cuando se ha contabilizado todo son las pérdidas no inidentificables, y un objetivo clave deberá ser minimizar las pérdidas no identificadas.

2.3.7 Pérdidas No Identificadas

Consulte la Sección 9. Esta figura representa el ítem de balanceo para el balance de masa de la refinería después de que se han tomado en cuenta las pérdidas identificadas.

Una perdida no identificada puede resultar de errores en los cálculos de “Pérdidas Identificables”, y a partir de errores de medición de carga/producto/inventario.

El cálculo de pérdidas no identificadas deberá ser lo más bajo posible (se sugiere 0.05% de la carga como una meta retadora), y no deberá variar de manera significativa de un mes a otro. Es esencial que esta cifra sea calculada y revisada mensualmente para confirmar que los otros cálculos del balance de masas estén funcionando correctamente.

2.3.8 Problemas dentro de la Valla de la Refinería

Consulte la Sección 10. Esta Sección se enfoca en los problemas difíciles dentro de la valla de la refinería. Estos problemas pueden afectar fundamentalmente el cálculo de las pérdidas y por lo tanto merece especial atención.

Pueden existir muchos problemas difíciles dentro de la refinería que pueden afectar el balance de masa. Vale la pena prestar especial consideración y procedimientos a estos problemas. Ejemplos de dichos problemas incluyen la producción y manejo de slops, agua en el crudo, quemas a tea, contabilidad de lodos de hidrocarburos, seguimiento de crudos y pérdidas a océano.


2.3.9 Datos del Sistema de Elementos Externos (OM)

Consulte la Sección 11. Esta Sección se centra en la importancia de los datos primarios dentro del sistema de contabilidad de hidrocarburos.

La producción de datos primarios exactos dentro del Sistema de Elementos Externo y la validación de estos datos es la responsabilidad del departamento de operaciones de elementos externos. Este grupo es el dueño del sistema y es por lo tanto responsable de la integridad del sistema (auditable). Por lo tanto, Operaciones de Elementos Externos es responsable de la exactitud de los datos que son transferidos a Contabilidad de Hidrocarburos.

2.3.10Sistemas de Contabilidad de Hidrocarburos

Consulte la Sección 12. Esta Sección resalta los deseos de una refinería de contar con un mapa de sistemas que muestre cómo se captura toda la información para la contabilidad de hidrocarburos, la importancia de una lista de chequeo con el fin de garantizar que toda los datos relevantes sean recolectados y el atractivo de crear un manual de aseguramiento de calidad para el balance de masas de la refinería.

El desarrollo de Procedimientos para garantizar que la robustez de una recolección de datos de buena calidad desde cualquier fuente con base en el tiempo es esencial. Las complejidades de esta tarea obligan a los Contabilistas de Hidrocarburos a mantener listas de chequeo diarias y mensuales, lo que garantiza la recolección de todos los datos relevantes. La creación de un manual de aseguramiento de calidad ayudará en este proceso.

2.3.11Balance de Masa para el Contabilista de Hidrocarburos

Consulte la Sección 13. Esta Sección hace referencia al cálculo de inventarios (stocks), recibos, entregas y el uso de consumo propio requerido para calcular las pérdidas o las ganancias de la refinería.

Se recomienda altamente se dé a una persona la responsabilidad (es decir, la pertenencia) de la preparación de l balance de masa y de la completación de las cuentas mensuales. El dueño es responsable de garantizar que las reglas relacionadas con los inventarios (stocks), recibos, entregas y cálculos de combustibles sean aplicados correctamente.

2.3.12La Importancia de la Comunicación, Motivación y Capacitación

Consulte la Sección 14. Esta Sección resalta la necesidad de la comunicación efectiva entre todas las partes de la refinería que tengan interés en la cuantificación exacta de los hidrocarburos.

No se puede enfatizar lo suficiente la importancia de una comunicación efectiva entre todos los involucrados en la cuantificación de hidrocarburos. Una buena comunicación ayudará a erradicar los errores y generar una cultura de trabajo donde la importancia de un balance de masa exacto sea claramente comprendida por todos.


2.3.13Auditorías de los Sistemas de Contabilidad de Hidrocarburos

Consulte la Sección 15. Esta Sección resalta la importancia de auditorías regulares y garantiza que los sistemas para la contabilidad de los hidrocarburos sean lo suficientemente robustos para pasar las pruebas.

El examen de un sistema para la contabilidad de hidrocarburos y los procedimientos asociados es cuando ellos son escrutados durante una auditoría regular (por ejemplo: internas, externas, ad-hoc). Las auditorías deberán tener como objetivo aprobar el sistema y realizar recomendaciones constructivas para el mejoramiento.


3. EL BALANCE DE MASA, PÉRDIDAS Y PRINCIPIOS DE LA MEDICIÓN PRIMARIA El balance de masa de la Refinería normalmente se compila mensualmente, aun cuando hay una creciente presión sobre las refinerías para producir un balance de masa exacto en un período de tiempo más corto. El beneficio de realizar un balance de masa diariamente no es una mayor exactitud “per se” sino más bien una identificación temprana y por lo tanto una oportunidad para corregir los problemas de contabilidad de hidrocarburos.

El balance de masa de la refinería es una ecuación en donde los inventarios se balancean mediante los inventarios de cierre y las entregas incluyendo el combustible propio. Cualquier desbalance representa las pérdidas de la refinería(o las ganancias).

Pérdidas de Refinería/Ganancias = Inventario inicial + Recibos – Inventario de cierre – Entregas – Consumo Propio

Para el balance de masa de la Refinería, los Recibos, (principalmente son crudos) deberán ser medidos en la refinería donde se realiza el recibo. La cifra resultante se llama “Entrega”. Ahora bien, los recibos de crudo, normalmente son facturados con base en el Conocimiento de Embarque (BOL), que es la cantidad medida en el puerto de carga (o el terminal que alimenta al oleoducto). El Conocimiento de Embarque no deberá ser utilizado para el Recibo de la Refinería a menos que no se cuente con otra cifra.

La diferencia entre el Conocimiento de Embarque y la Entrega es la Pérdida de Transporte o de Océano (también conocida como Pérdida de Entrega).

Pérdida Total = Pérdida a océano + Pérdidas de Refinería

Y:

Pérdida a océano = Conocimiento de Embarque (BOL) – Entrega

% Pérdida Neta a Océano =

Conocimiento de Embarque (BOL) Neto – Entrega Neta * 100%

Conocimiento de Embarque Neto

% Pérdida Bruta a Océano =

Conocimiento de Embarque (BOL) Bruto – Entrega Bruta * 100%

Conocimiento de Embarque (BOL) Bruto

Donde “Bruta” es la cantidad total, incluyendo BS&W, “Neto” es libre de BS&W.

Para el balance de masa de la Refinería las pérdidas a océano son generalmente más importantes que el Conocimiento de Embarque (BOL), pero para la contabilidad financiera generalmente el Conocimiento de Embarque es más importante. Una excepción podría ser el caso de una descarga en Puertos múltiples, en donde la facturación del crudo podría estar basada en la Entrega.

Algunas reglas importantes en el cálculo del balance son:


Los límites del balance deberán estar claramente definidos. Por ejemplo, si el balance va a ser para toda la refinería o solo para parte de ella o por ejemplo si hay una planta química en la refinería.

Todas las cantidades dentro del balance deberán ser expresadas en unidades de masa (peso en vacío) o peso en aire. Se puede utilizar cualquier base, sin embargo, una vez que se selecciona una base, deberá ser empleada de manera consistente ya que una mezcla de unidades en el balance de masa causará errores.

La masa o peso en las cifras de aire deberá representar cantidades de hidrocarburo que estén secas y libres de sedimentos.

El azufre, nitrógeno y oxígeno que entran como compuestos orgánicos en los inventarios de crudos deberán ser incluidos como output en el balance, por ejemplo: NH3, H2O, S.

El uso del volumen estándar para balance en los terminales y depósitos es permitido, pero no es apropiado para el balance de refinería. Esto se debe a que las unidades de proceso de la refinería (por ejemplo: unidades de conversión de residuos, de hidro-tratamiento, reformados, etc.) generan una ganancia del volumen en general en toda la refinería.

Es Mejor Práctica…….

Que todos los cálculos dentro del balance de masa, (por ejemplo: inventarios, recibos, entregas y consumo propio) sean calculados de manera consistente. Las unidades correctas

son masa o peso en aire y no pueden ser una mezcla de las dos.

3.1 Referencias Primarias en Pérdidas

Las principales Fuentes de información para la contabilidad de las pérdidas son (Ver Referencias):

1. El Manual de Mediciones de Petróleo del Instituto de Petróleo (The Institute of Petroleum “Petroleum Measurement Manual”)

2. El Manual del Estándar de Mediciones del Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute “Manual of Petroleum Measurement Standards”)

3. Petróleo y Productos Líquidos del Petróleo de la ISO (ISO “Petroleum y Liquid Petroleum Products…”)

Se recomienda al lector que consulte cualquiera de estos manuales para información más completa sobre el control de pérdidas de hidrocarburos.

3.2 Las Pérdidas de Refinería

Las Pérdidas de la Refinería son el resultado del balance de la ecuación de balance másico. Hay dos elementos principales en la cifra de las pérdidas de refinería, Pérdidas Físicas (o Reales) y Pérdidas Aparentes (o de Medición). Estas pérdidas pueden ser identificadas o no identificadas (Ver el siguiente diagrama)


IDENTIFICADAS

Pérdidas reales medidas o estimadas

Ej: medición de tea, correlación

emisiones

PÉRDIDAS DE REFINERIA

PÉRDIDA REAL (FISICA)

Ej: tea, evaporación de tanques, emisiones fugitivas

PERDIDAS APARENTES (MEDIDAS)

Errores en medición de cargas y productos,

(Ej. Agua en el crudo, calibración de tanque, exactitud de instrumentos)

NO IDENTIFICADA

S

Errores en el balance de

masa que nunca sale a la luz, de uno en uno o sistemático

NO IDENTIFICADAS

Errores en medición o

estimación de pérdidas reales

IDENTIFICADAS

Errores descubiertos en el balance de masa,

Ej: debido a error humano


3.2.1 Pérdidas Físicas (o Reales)

Hay diversas categorías de pérdidas reales. Teniendo en cuenta que estas pérdidas son reales es normalmente posible medir o por lo menos estimarlas (por ejemplo: un factor de cantidad de carga). Sin embargo, los errores en la medición o estimación de las pérdidas reales pueden ser altos. Los siguientes son ejemplos de pérdidas reales:

Evaporación en tanques y drenajes

Tea

Filtración

Emisiones Fugitivas

El área de pérdidas reales se discute en más profundidad en la Sección 8.

3.2.2 Pérdidas Aparentes

La pérdida aparente es aquella pérdida causada por errores de medición por ejemplo: medición de los recibos de crudos o en la medición de entregas. Observe que estas últimas pueden permanecer sin detectar ya que es mucho más probable que los clientes se quejen por faltantes en las entregas que por excesos en las mismas.

Los siguientes son ejemplos de las áreas de problema que podrían conducir a pérdidas aparentes:

Agua en medición de crudo.

Los efectos de la calibración inexacta de tanques.

Medición deficiente del combustible propio de la refinería.

Error humano en el registro, análisis y calibración.

El efecto de algunos de los errores puede, por lo menos en parte, ser identificado a través de chequeos y auditorías.

Tal como se mencionó en la Sección 3.2.1, se puede intentar medir o por lo menos estimar las Pérdidas Identificables. Sin embargo, este no es el caso para las pérdidas aparentes, las cuales normalmente constituyen el grueso de las pérdidas no explicables o no localizadas. Este es el elemento que trae consigo mayor preocupación.

El principal objetivo del control de pérdidas es identificar y minimizar las pérdidas no identificadas, que en su mayor parte serán pérdidas aparentes o de medición.

3.3 Medición Primaria

Los métodos para la medición de recibos, entregas e inventarios (stocks) son:

Medición automática o manual de tanques

Medición(volumen o masa)

Medición de vacío o de nivel de los contenidos de un carro-tanque o de un vagón

Peso en báscula

De los anteriores, solo en peso en báscula y la medición miden las cantidades directamente para el balance másico. Los otros métodos de medición requieren ser calculados a partir de mediciones primarias, por ejemplo: volumen, densidad, temperatura y contenido de inertes (por ejemplo: agua). La vía usual para esto es la siguiente secuencia:


Nivel volumen observado (+temperatura del producto + densidad) volumen estándar (+densidad) masa (+factor de flotabilidad) peso

Esta deriva masa o peso a partir de las tablas de calibración del tanque, junto con las mediciones de densidad y temperatura para aplicación de correcciones de volumen.

Uno de los principales objetivos de esta guía es identificar las Mejores Prácticas que deben ser empleadas para lograr un balance de masa de la Refinería completo y exacto con unas mínimas pérdidas no explicables. Por lo tanto es importante establecer los principios y requerimientos de una buena medición primaria.

3.3.1 Medición del Volumen

El volumen puede ser medido mediante la medición o por nivel de medición (mediante inmersión) de tanques.

3.3.1.1Medición

Se deberá diseñar un sistema de medición para que se desempeñe de manera segura y confiable con el fin de producir resultados de medición exactos y precisos (por ejemplo: repetibilidad).

Es necesario considerar varios factores cuando se diseña un sistema de medición de flujo con el fin de garantizar una exactitud aceptable de la medición. Algunos de los factores más críticos son:

El equipo deberá ser adecuado para los líquidos que se van a medir y deberá ser dimensionado para cubrir las ratas de flujo máximo y mínimo.

El equipo deberá ser diseñado para que pueda operar por encima de los rangos mínimos y máximos de presión y temperatura que sean probables que se den en servicio normal.

El medidor deberá preferiblemente incorporar la compensación de temperatura (lo mismo que las compensaciones de presión y densidad para gases cuando aplique).

Se deberán tomar provisiones para incluir las pruebas y verificación de medidores, permitiendo posiblemente que la operación se realice en el sitio.

Se debe tomar en cuenta la confiabilidad de los medidores.


Cuando se diseña un sistema de medición dar el nivel adecuado de consideración a los factores críticos para lograr un nivel aceptable de la precisión del medidor de flujo.

Para mejorar la exactitud de la medición, el medidor deberá:

Poder registrar las cantidades acumuladas y normalmente, la cantidad entregada en cada ocasión (si las entregas son por baches)


Poder desempeñarse a un máximo de errores permitidos (Ver más abajo).

Ser probados regularmente utilizando aparatos calibrados y certificados.

Ser mantenidos por personas entrenadas para garantizar el cumplimiento con los estándares establecidos por la compañía y entidades externas.

Incorporar un totalizador local o remoto, no-reprogramable que no pueda ser reversado o que no pueda interferirse durante las operaciones normales.

Ser asegurado de tal manera que resalte cualquier interferencia no autorizada con el sistema.


Tenga definidas reglas operacionales con el fin de lograr los mejores resultados del sistema de medición.

Se deberán chequear regularmente los medidores utilizados para la medición de las entregas con el fin de garantizar que estos cumplan con es estándar de desempeño especificado. Estos estándares deberán incluir:

Máximo error permitido. Por ejemplo: en Inglaterra esto es estipulado por la autoridad aduanera y es de +/- 0.15% (hidrocarburos no calentados) y +/- 0.2% (hidrocarburos calentados).

Repetibilidad, por ejemplo: resultados consecutivos para un medidor deberán estar dentro de una tolerancia especificada.

Desempeño de bajo flujo.

Facilidades para la corrección de la exactitud de temperatura (y de otras variables como presión y densidad).


Definir los estándares para la exactitud de la medición y seguir los procedimientos con el fin de garantizar que estos estándares sean alcanzados.

3.3.1.2 Medición automática o manual de tanques

Cuando la medición de una cantidad recibida o entregada es mediante medición de tanque, es mandatorio que ese tanque esté estático (no flujo entrando o saliendo) cuando se tomen las medidas de antes y después, y durante el período de la intervención.

Existen dos técnicas para determinar el nivel en un tanque:

Inmersión al fondo del tanque que es la medición de la altura del líquido encima del punto de dato de inmersión del tanque.


Medición de vacío o de la distancia entre la superficie del líquido y el punto de referencia de medición en la cima del tanque. Este punto de referencia es establecido a una altura precisa sobre el punto de dato de la inmersión y normalmente es colocado en la parte superior del tubo de amortiguación. En caso de que no haya pozo amortiguador en el tanque, o si el pozo de amortiguación está conectado al techo del tanque y no al piso (o pared cerca del fondo del tanque) las lecturas de esta medición de vacío serán inexactas. Esto se deberá a que las paredes del tanque se abomban y el techo del tanque se mueve hacia abajo en la medida en que el tanque se llena. Si se emplea el método de calibración de tanque de llenado de líquido entonces este efecto es asumido automáticamente

Cualquiera de los dos métodos anteriores puede ser utilizado con el fin de determinar el nivel del líquido y puede, con la tabla de calibración de tanque, ser utilizado para calcular el volumen del líquido en el tanque.

La medición de un tanque se puede realizar de manera manual o automática.

La medición manual puede dar un alto grado de precisión si se realiza correctamente. Sin embargo, el método depende de:

El entrenamiento y habilidades del operador.

La exactitud del equipo utilizado (ya sea cintas de inmersión o aparatos de medición portátiles electrónicos). El equipo deberá ser confiable, de buena calidad, calibrado correcta y regularmente y deberá cumplir con los estándares recomendados por una organización como el Instituto del Petróleo (IP).


Cumplir con los procedimientos para la medición manual del inventario de tanques que cumplan con las prácticas estándar IP.

Los medidores automáticos de tanques son los más apropiados para el monitoreo continuo de los niveles de los tanques. En particular:

Pueden ser utilizados para calcular las cantidades de entrega, pero es posible que no sean tan precisas como las de mediciones manuales cuando estas últimas son realizadas de acuerdo con la mejor práctica.

El equipo deberá ser instalado y mantenido de acuerdo con los estándares recomendados de una organización como el Instituto del Petróleo.

Sin embargo, es posible que en algunos países el uso de medidores automáticos no sea aprobado por las autoridades Aduaneras o que no sea aceptado por Inspectores Independientes.


Asegurar que todos los aspectos para obtener la medición de nivel, ya sea de manera manual o mediante métodos de medición automática de tanques estén

basados en un adecuado entrenamiento, calibración de los equipos y las recomendaciones del mantenimiento de acuerdo con lo establecido por una

organización como el Instituto del Petróleo.


3.3.1.3 Medición desde el fondo o de vacío de los contenidos de un vagón o de un carro-tanque

Esta opción sólo deberá ser aplicada cuando no se disponga de medición o de báscula. Al igual que contar con una baja exactitud inherente (en comparación con los medidores o medición de tanques), cualquier inexactitud en la medición de vacío o de profundidad del carro-tanque está propensa a involucrar desviaciones que causarán errores acumulativos. Si este tipo de medición se le practica al carro-tanque, se recomienda que se utilice también alguna forma de medición de respaldo (back-up) para verificar, como por ejemplo, la reconciliación de la medición de tanques.


Cumplir con las guías recomendadas por una organización como el Instituto del Petróleo en relación con los procedimientos y equipos para la medición de

vehículos y vagones.

3.3.2 Medición de la Densidad

La densidad de los hidrocarburos se requiere con dos objetivos:

Obtener el Factor de Corrección de Volumen (VCF) para las tablas de Medición de Petróleo con el fin de calcular el volumen estándar bruto / neto a 15ºC (o cualquier otra temperatura de referencia). – Tablas de Medición de Petróleo - API 2540/IP200/ASTM D1250.

Para calcular la Masa o Peso en Aire del volumen de HC en consideración.

Un pre-requisito para la determinación exacta de la densidad es una muestra representativa del hidrocarburo; esto requiere un buen muestreo lo mismo que buenas prácticas de manipulación de las muestras. Esto es analizado con mayor profundidad en la Sección 11.2.1.

Cuando el laboratorio recibe una muestra esta deberá ser analizada para determinar la densidad a 15ºC (o cualquier otra temperatura de referencia) utilizando un método de prueba oficial como ASTM/D-1298, ISO/3675. La corrección de la densidad a la temperatura de referencia (por Ej.: 15ºC) deberá ser realizada utilizando la Tabla 53A de las tablas de Medición de Petróleo mencionadas arriba.


Utilizar un procedimiento estándar para el cálculo de la densidad a la temperatura de referencia a partir de la densidad observada y la tabla de referencia apropiada.

3.3.3 Medición de Temperatura

Los aceites del petróleo tienen un alto coeficiente de expansión (por ejemplo: el cambio de volumen para un cambio de 1ºC en la temperatura va desde aproximadamente 0.12% para la gasolina hasta aproximadamente 0.07% para el combustóleo (fuel oil) lo que significa que es esencial contar con una medición exacta de la temperatura con el fin de permitir que los volúmenes observados sean corregidos de manera precisa al volumen de la temperatura estándar. El cálculo de la temperatura estándar es muy importante por las siguientes razones:


Un volumen estándar incorrecto conllevará a un cálculo incorrecto de masa o peso en el cálculo del aire. El error aplicará a los cálculos de inventario lo mismo que a los de recibos y entregas. Esto obviamente causará un impacto en los cálculos de pérdidas / ganancias de operación de la refinería.

En algunos sitios es necesario demostrar a ciertas entidades, como a la Aduana y a la Oficina de Impuestos, que las pérdidas por almacenamiento para algunos productos de grados específicos según lo calculado en la base de volumen estándar (15ºC) están dentro de la tolerancia razonable.

En algunos países es el volumen estándar que es utilizado para la contabilidad de ganancias para el pago del IVA. Esto significa que la exactitud de la medición de la temperatura atrae el interés y enfoque de los entes externos.

Por ejemplo, en Gran Bretaña, la Notificación de la Aduana 179 exige lo siguiente:

“El equipo para la medición de la temperatura que se utiliza para la contabilización de los ingresos deberá tener siempre la exactitud dentro de:

Más/menos 1ºC para HC no calentados;

Más/menos 2ºC para HC calentados

Cuando se compara con un termómetro de referencia”


Ser plenamente consciente de los efectos de una medición incorrecta de la temperatura cuando la lectura se utiliza para contabilidad de hidrocarburos y duty,

y también para el balance de masa y los cálculos asociados de pérdidas / ganancias.

3.3.3.1 Métodos para la Medición de la Temperatura

La medición de la temperatura en tanques se realiza mejor mediante la utilización de equipos de medición de temperatura automáticos y el mejor tipo es el termómetro promedial, el cual proporciona una temperatura promedio exacta a lo largo de una columna de líquido en el tanque. El método alterno es mediante medición manual en donde se pueden lograr resultados aceptables si se toma el cuidado respectivo.

3.3.3.2 Medición automática de la temperatura

Existen tres tipos de medición automática de la temperatura para tanques - en el sitio específico de control (spot), promedial (averaging) y con aparatos multi-puntos.

Las ventajas de utilizar equipos automáticos de buena calidad son las siguientes:

Evita errores cuando se lee un aparato manual si la temperatura ambiente es sustancialmente diferente a la temperatura del HC (típicamente el error es de aproximadamente 10% de la diferencia entre el HC y la temperatura ambiente).

Los sistemas para la medición automática de la temperatura deberán ser capaces de lograr una exactitud, por encima de su rango de trabajo, la cual deberá estar dentro de:


La temperatura promedial dentro de más/menos 0.5ºC;

temperatura del sitio de control (spot) dentro de más / menos 0.3ºC.

(Ref. Las guías recomendadas del Instituto del Petróleo para clientes de Inglaterra y la Notificación de la Aduana 179).

La desviación máxima de dichos sistemas comparada con el promedio de temperaturas de nivel altas, medias y bajas medidas mediante un termómetro electrónico portátil, deberá estar entre:

o Productos no calentados más / menos 1ºC

o Productos calentados artificialmente más / menos 2ºC.

(Ref. Las guías recomendadas del Instituto del Petróleo para clientes de Inglaterra y la Notificación de la Aduana 179).

Pueden ser probadas fácilmente y de manera regular chequeándolos contra la medición de una cinta de temperatura portátil electrónica can be. Se deberá considerar que el instrumento está en buenas condiciones si la lectura promedio está dentro de más/menos 0.3ºC de la media de la temperatura tomada con la cinta.

El mantenimiento de los sistemas de Medición Automática de Temperatura es un punto de gran impacto. Los costos de un buen mantenimiento deberán ser pagados con los beneficios de una buena exactitud de la temperatura según lo dado en las guías de los fabricantes.


La instalación de los mejores sistemas de medición de temperatura en el nivel operativo es de fundamental importancia para la contabilidad de hidrocarburos por ejemplo: en la conversión del volumen a volumen estándar y por lo tanto a masa (o peso en aire). Si dichos sistemas son mantenidos dentro de un alto estándar ellos

van a proporcionar una medición confiable y exacta y también van a eliminar mucho del esfuerzo que realiza el operador para la verificación de datos.

3.3.3.3 Medición Manual de la temperatura

En general, no se deben medir las temperaturas dentro de 500mm de la pared del tanque (preferiblemente no dentro de 1 metro), ni más cerca de 300mm lateralmente de los serpentines de calor. No es una buena práctica tomar medidas por debajo de 1.5 metros del fondo del tanque a menos que la medición del hidrocarburo esté realmente por debajo de ese nivel.

Para obtener las mejores lecturas promedio la temperatura deberá tomarse en los puntos superior, medio e inferior de toda la profundidad del líquido del tanque.

Existen varios tipos de termómetros para la lectura manual de la temperatura:

3.3.3.4 Termómetros Electrónicos Portátiles (PETs)

Los Termómetros Electrónicos Portátiles (también conocidos como “PETs” por su sigla en inglés) son los instrumentos preferidos para la medición manual de la temperatura ya que tienen una lectura digital directa y la temperatura se puede leer instantáneamente.


Si se utilizan de acuerdo con las instrucciones del fabricante deberán tener un desempeño muy bueno (dentro de 0.2ºC de un termómetro de referencia a lo largo de su vida útil).

El mecanismo deberá ser revisado regularmente para garantizar que se mantenga la exactitud.

3.3.3.5 Termómetros de Purga (Flushing) y de Copa - Cubierta (Cup-Case)

Este tipo de termómetro es insertado dentro de una cámara que recoge y retiene HC para ser sacado del tanque después de un determinado tiempo de inmersión. Existen dudas sobre la exactitud de este método ya que:

Hay que leer muy rápidamente la temperatura.

Pueden ser difíciles de leer bajo condiciones ambientales extremas, como por ejemplo bajo una tormenta, bajo lluvia o en la oscuridad.

El tiempo de inmersión para este tipo de termómetro dependerá de la viscosidad del HC que se está midiendo y de otros factores como la conductividad térmica de la cubierta de la copa. Esto significa que hay que realizar pruebas prácticas para establecer cuando un termómetro de copa cubierta alcanza su equilibrio térmico.

Por lo tanto, no se recomienda este método.

Es fundamental que todo el equipo para la medición de temperaturas que sea de uso manual reciba un buen mantenimiento.


Invertir en el mejor equipo disponible para la toma de las lecturas manuales de temperatura y utilizar el equipo de acuerdo con los procedimientos de las guías publicadas por entidades como el Instituto del Petróleo. Estos aparatos deberán ser también utilizados para revisar regularmente la exactitud de los sistemas de

medición automática de la temperatura de tanques.

3.3.4 Medición de Agua e Inertes

El recibo de agua y de sedimentos (BS&W por las siglas en inglés de “Bottom Sediment & Water”) en la Refinería junto con el crudo tiene un gran impacto en la contabilidad de los HC y también en el balance de masa de la refinería. Más aún, otras partes, como los Comercializadores (Negociadores del HC), también están interesadas en el contenido de agua en el crudo ya que este afectará el valor del crudo en el mercado.

El contenido de agua en el crudo es notoriamente difícil de medir, siendo la principal dificultad obtener una muestra representativa.

Debido a la dificultad de medir el agua una vez que está en un tanque de la refinería (por ejemplo: hacer mediciones por inmersiones en el agua y lograr una muestra representativa), la mayoría de las refinerías prefieren tomar muestras de la línea durante la importación del crudo. Más aún, la mejor práctica es tomar una muestra en la línea utilizando un toma muestra proporcional al flujo aguas abajo de un mecanismo de mezcla en la línea de importación. Este tema es discutido con mayor profundidad en la Sección 11.

Después de obtener una muestra representativa y exacta, se requieren buenos procedimientos para manejar la muestra y las pruebas con el fin de lograr resultados exactos del laboratorio. En particular ya no es apropiado medir el contenido de agua por centrífuga.


En su lugar, se deberá emplear una determinación por titración más exacta empleando Karl Fischer.


Ser consciente de los problemas de medición de agua en el crudo, no solo desde la perspectiva de la refinería si no también de las otras partes del negocio, como los

negociadores (trading). Es absolutamente vital que se cumplan procedimientos efectivos para obtener muestras representativas de crudo para la determinación de

agua y densidad.

Hay otras Fuentes de inertes en una refinería que deberán ser tomados en cuenta para el balance de masa. Por ejemplo, nitrógeno en el combustible de refinería (por ejemplo si se utiliza un compresor para la recuperación de los gases a la tea) e inertes en los recibos de gas natural.

3.3.5 Básculas

El principal factor para considerar en las básculas es que el output natural es unidades de peso y no masa (Consulte la Sección 3.5.2). La computadora de masa asociada puede convertir automáticamente el output en masa.

3.3.6 Medición del Flujo de Masa

La utilización de medición de masa Coriolis es una tecnología en evolución dentro de la industria del petróleo, y ya se está empleando par ala medición de transferencia de custodia en algunos países. Lo mismo que dar una lectura directa de masa. También se miden tanto la densidad del líquido como la are.

3.4 Calibración y Certificación

Es muy importante que todos los equipos que se utilicen en la medición primaria tengan un buen mantenimiento y sean calibrados de manera precisa con la debida certificación, incluyendo la retención de los registros actualizados. Aun cuando esto aplica a todos los equipos de medición, es particularmente importante en las siguientes áreas:

Medidores.

Tanques.

Cintas métricas y pesos de inmersión.

Medidores automáticos de nivel de tanques.

Sistemas para Medición de Temperatura.

Básculas

3.4.1 Medidores

La medición deberá ser realizada utilizando un método muy preciso. Sin embargo, la precisión depende de una calibración correcta, es en el interés de la refinería y de las entidades externas, como la Aduana e Impuestos, garantizar que la calibración se dé y que sea precisa.

La medición automática en línea con probeta es el método preferido. En donde se emplee la calibración manual la frecuencia puede variar entre 3 y 6 meses, pero puede ser mayor o menor, dependiendo del volumen de productos que pasen por el medidor y el conocimiento


de las variaciones de la calibración con base en la experiencia. Cada vez que se calibre un medidor, se deberá mantener el certificado.

También es importante que se mantengan los registros de la historia de cada medidor, incluyendo las precauciones relacionadas con la seguridad. Estos registros deberán incluir:

Detalles de la prueba (realizada por quién y en qué fecha, etc.).

Detalles de las reparaciones mecánicas o eléctricas o los ajustes realizados al medidor o a su equipo de lectura.

Cualquier daño del medidor o si fue retirado de uso.

Detalles del estándar de referencia y el número de serie del equipo de referencia.

Inspecciones de sellos incluyendo un registro de los incidentes en caso de que hay evidencia de manipulación.

Antes de calibrar un medidor contra un probador, es importante verificar que el probador haya sido calibrado contra un medidor maestro (master) (mediante la inspección del certificado), y que el medidor maestro esté dentro de un intervalo de calibración aceptado.


Contar con procedimientos que garanticen que los medidores son probados de manera regular de tal manera que su exactitud pueda ser certificada en el nivel

requerido. Deberá ser obligatorio que se mantengan los registros de actualización de cada historia de medidor que incluya las pruebas de verificación, seguridad y

mantenimiento.

Aquellos medidores que hayan sido calibrados y que se les encuentre por fuera de la tolerancia permitida deberá ser re-programado y se deberá probar nuevamente en aproximadamente la mitad del ciclo normal.


Garantizar que los medidores inexactos son probados de nuevo de manera rápida.

3.4.2 Tanques

La exactitud de la medición del volumen de HC en tanques depende de la exactitud de la medición de nivel y también de la exactitud de la tabla de calibración. Por lo tanto, es importante que los tanques sean calibrados por personal competente utilizando procedimientos de calibración aprobados tales como:

Método Manual (zunchamiento y medición interna).

Método de línea de referencia óptica.

Método de llenado de líquido – Este es un método costoso pero es útil en aquellos tanques que están distorsionados o cuando las paredes son delgadas y los tanques se distorsionan excesivamente durante el llenado (por ejemplo: las paredes se abomban y el techo se baja).

Técnicas de medición electro-óptica.


Los registros certificados de la calibración son la base para la tabla de calibración. Sin embargo, si las condiciones de operación del tanque cambian (por ejemplo, puede cambiar el servicio (densidad del HC), o puede cambiar la temperatura de operación) entonces la tabla de calibración deberá ser revisada o el software de la computadora se deberá instalar con el fin de compensar la condición que ha cambiado.

Más aún, el tanque deberá ser chequeado para verificar si tiene inclinación y el diámetro de la trayectoria del fondo y el espesor de la platina deberán ser chequeados totalmente de manera periódica. Cualquier desviación significativa deberá ser anotada lo mismo que aquellos cambios que se den durante el mantenimiento del tanque o los que se observen durante la inspección, entonces se deberá realizar una re-calibración. Para mayor información, consulte las recomendaciones que se hacen a este respecto en la Parte II del Manual del Instituto del Petróleo – Sección 1 Calibración de Tanques, Anexo C.

Bajo circunstancias normales, el Instituto del Petróleo de la Gran Bretaña recomienda que los tanques sean re-calibrados cada 15 años.


Asegurarse de que los tanques sean revisados de manera regular para identificar defectos significativos (distorsión e inclinación) de tal manera que sus registros de

calibración certificada permanezcan exactos. Un programa de re-calibración deberá ser iniciado si el tanque tiene defectos significativos o cuando cumpla el

período recomendado por el Instituto del Petróleo que es 15 años.

Es necesario prestar atención especial a la calibración de los tanques de techo flotante. Cuando un tanque de techo flotante está en servicio el techo flotante desplazará un volumen de líquido igual a su propio peso. Por lo tanto, cuando se calibren tanques de techo flotante es de vital importancia medir y corregir el peso del techo y sus accesorios (por ejemplo: la escalera de acceso, las líneas de drenaje, las patas de soporte del techo, etc.).

3.4.3 Cintas de Inmersión /Plomadas de Inmersión

En Inglaterra es un requerimiento mandatorio de la Aduana que las cintas de inmersión que se utilicen para la contabilidad de ingresos tengan una precisión entre de +/- 2mm a lo largo de 30m de longitud. Esta guía está apoyada por el Instituto del Petróleo que también recomienda:

Las cintas y las plomadas de inmersión deberán ser fabricadas a un estándar reconocido (Capítulo 4 del Manual de Medición del Petróleo Parte III, Métodos Manuales para la Medición de Nivel en Tanques).

Chequeos de la combinación de cintas de inmersión de acero y de plomadas de inmersión deberán ser realizados contra una cinta de medición maestra certificada en intervalos de 6 meses.

Todo el equipo de medición deberá ser manejado con cuidado e inspeccionado regularmente para chequear que está en buenas condiciones.

Los registros de la calibración de los equipos deberán mantener actualizados.

Observe también que una cinta de inmersión solo deberá ser utilizada con una temperatura dentro de 10ºC de la temperatura de calibración.



Mantener el equipo de la cinta de inmersión en la mejor condición posible, y esto deberá incluir la certificación de la exactitud en línea con las recomendaciones del

Instituto del Petróleo (o de un organismo reconocido similar).

3.4.4 Medidores Automáticos de Niveles de Tanques

Se recomienda que los mecanismos sean sometidos a chequeos regulares (mensuales) de verificación y que se mantengan registros actualizados de los resultados. Las pruebas solo deberán ser realizadas cuando el tanque esté estático, y deberán incluir:

Chequeos contra los equipos de medición manual que estén dentro de una tolerancia (por ejemplo: 3mm a 6mm).

Chequeos contra los puntos de verificación interna (por ejemplo: puntos de toma de datos de medición de nivel por inmersión y medición de vacío).

Más aún, chequeos para verificar que el medidor tiene su propia facilidad para realizar pruebas.

Deberá contarse con prácticas para la realización de un mantenimiento efectivo con el fin de garantizar la inmediata re-calibración del equipo cuando se encuentren errores. Todas las acciones correctivas deberán registrarse.


Compilar los procedimientos efectivos para la verificación y certificación de la calibración de mecanismos de medición automática de los niveles de los tanques. Estos procedimientos deberán incluir la retención de los registros actualizados de

calibración y los registros de cualquier mantenimiento que se realice.

3.4.5 Sistemas para la Medición de Temperatura

El Instituto del Petróleo recomienda que todos aquellos equipos que se utilicen para la prueba y calibración de los equipos para la medición de temperatura deban contar con certificados de calibración actualizados, traceables a los estándares nacionales.

Algunas de las recomendaciones para el equipo que se utiliza para la medición de temperatura son:

Los sistemas de Temperatura Automática de los Tanques deberán ser chequeados por lo menos anualmente. Sin embargo, se recomienda que se realicen chequeos de manera regular (por ejemplo, mensualmente).

En caso de que se utilice mercurio en los termómetros de vidrio, estos deberán ser chequeados por lo menos dos veces al año, mediante una prueba de laboratorio contra un termómetro de referencia que esté certificado.

Se deberá hacer un adecuado mantenimiento a los Termómetros Electrónicos Portátiles. Los chequeos de calibración se deberán realizar de manera rutinaria, (por lo menos anualmente) con registros actualizados que deberán ser retenidos.



Chequear y verificar todos los equipos para la medición de temperaturas de manera regular. Esto deberá incluir mantener los registros de calibración

actualizados y su debida retención.

3.4.6 Básculas

Las Básculas deberán ser sometidas a mantenimiento y deberán también ser calibradas de manera regular, de acuerdo con los requerimientos de las reglamentaciones nacionales o de acuerdo con los procedimientos propios.

3.5 Manipulación de Datos

Es de vital importancia que se utilicen las tablas de medición correctas y las rutinas de conversión para convertir las lecturas de volumen a volumen, masa o peso estándar. Ejemplos de dichas tablas son las Tablas de Medición de Petróleo API 2540/IP200/ASTM-D1250 (Petroleum Measurement Tablas API 2540/IP200/ASTM-D1250). Observe que API, IP y ASTM prepararon estas tablas de manera conjunta (es decir, el contenido de las tablas es común), lo que ha sido aprobado por ISO (ISO 91/1) y los Estándares Británicos (BS 6441).

3.5.1 Tablas de Medición

El sistemas de información de tanques de Elementos Externos deberá utilizar Tablas de Medición correctas y actualizadas con el fin de garantizar que los volúmenes reales hay sido convertidos correctamente a los volúmenes estándar. Por ejemplo: La Tabla 54 (Instituto del Petróleo) puede ser utilizada para proporcionar el Factor de Corrección del Volumen (VCF) para calcular el volumen del líquido a 15ºC a partir del volumen del líquido a la temperatura observada.

Las tablas VCF son ingresadas utilizando la siguiente información:

densidad calculada a 15ºC

la temperatura observada.

La exactitud de esta información de entrada (inputs) es crítica para la determinación del VCF correcto y, por lo tanto, el volumen líquido estándar correcto. Como la masa es calculada multiplicando el volumen de líquido estándar por la densidad estándar, cualquier error en la determinación del VCF también tendrá un efecto directo en el balance de masa.

También se debe apreciar que los VCF’s obtenidos en las Tablas de Medición no son “perfectos”. Aun cuando se dan diferentes conjuntos de VCF’s para crudos, productos y productos especiales (por ejemplo: las Tablas 54ª IP, la Tabla 54B y la Tabla 54C respectivamente), de manera inevitable habrá errores en la utilización de un VCF, especialmente cuando la temperatura observada es muy diferente a la temperatura estándar. Esto es debido a la reposición química no-estándar de HC. Por ejemplo: el efecto de la temperatura en el volumen de los crudos nafténicos es diferente al de los crudos parafínicos y los productos aromáticos se comportarán de manera diferente a los productos parafínicos. En general, El coeficiente de expansión de la temperatura es generalmente más alto para los aromáticos y más bajo para las parafinas. Por lo tanto, las tablas VCF son un compromiso. No se puede corregir el efecto de la reposición de química de los crudos y productos en el sistema del balance de masa. Por lo tanto, se pueden esperar errores más grandes en el balance de masa con crudos altamente parafínicos o nafténicos, especialmente en áreas con alta influencia de la estacionalidad.


Es Mejor Práctica……

Asegurarse de que se utilizan las Tablas de Medición con la referencia correcta para el cálculo de los volúmenes estándar.

Nota: La utilización de las tablas requiere la medición exacta de densidad y de la temperatura observada con el fin de minimizar los errores en el volumen estándar

y en el cálculo de masa.

3.5.2 Cálculos de Masa o Peso en Aire

El balance de refinería puede ser producido en unidades de masa o peso en aire, donde el peso en aire es aproximadamente 0.14% menos que la masa debido al efecto de el efecto de flotabilidad del aire (Principio de Arquímedes).

Cualquiera de las bases puede ser utilizada para el balance, pero es absolutamente esencial que la misma base se aplique de manera consistente para TODOS los elementos del balance, por ejemplo: para el cálculo de Inventarios (Stocks) de la Refinería, recibos, entregas y combustible.


Adoptar una sola base para el cálculo del balance de masa y aplicarla de manera consistente para todos los niveles de medición. La refinería puede expresar el

balance de masa ya sea como masa o peso en aire pero no como una mezcla de los dos.

Los siguientes procedimientos son utilizados para calcular masa o peso a partir del volumen observado cuando la temperatura estándar es 15ºC.

3.5.2.1 Cálculo de Masa

El procedimiento para calcular la masa de un líquido a partir del volumen es el siguiente (En estos ejemplos se hace referencia a las Tablas IP):

La densidad de una muestra de líquido se obtiene a 15ºC utilizando la Tabla 53.

El volumen de la cantidad de producto líquido a la temperatura estándar de 15ºC es calculada multiplicando el valor medido a la temperatura observada en el recipiente por el VCF tomado de la Tabla 54.

El volumen calculado a 15ºC es multiplicado por la densidad a 15ºC para obtener la masa.

Cuando se considera GLP en recipientes cerrados, el inventario (stock) total de un tanque es la masa del líquido más la masa del vapor.

3.5.2.2 Cálculo del peso en aire

Se cuenta con factores de conversión para convertir la masa en peso en aire:

Por ejemplo: Peso en aire = Densidad a 15ºC x Volumen a 15ºC x Factor de Corrección


El anterior Factor de Corrección es dado en la introducción de la Tabla 56. También en la Tabla 56 el principal factor de corrección del peso (WCF) es dado (a partir de la densidad y el factor en la ecuación anterior), de tal manera que:

Peso en aire = Volumen a 15ºC x WCF

Cuando realice balance en el peso observe que:

Cuando un líquido es transferido desde o hacia un recipiente abierto (por ejemplo un tanque de almacenamiento al granel de tipo convencional, un carro tanque o un vagón), el uso de la Tabla 56 para derivar el Factor de Corrección del Peso (WCF) es directo.

Observe que “peso en el aire” no tiene ningún significado físico cuando se refiere al GLP en recipientes o contenedores cerrados – el término peso se utiliza simplemente como una convención.

Al igual que con el cálculo de la masa, para aquellos líquidos que se transfieren hacia o desde un contenedor cerrado, (por ejemplo: GLP) el peso del vapor en el espacio del vapor tienen que se incluido en el cálculo del inventario; por ejemplo: el stock de butano en una esfera es el butano en la fase líquida más el butano en el espacio de vapor.

3.5.2.3 Movimientos en las Básculas

Se debe tener cuidado con las Básculas y se deben tener en cuenta dos posibilidades.

a. Contenedores Abiertos, por ejemplo: cuando el aire es desplazado cuando se carga un producto en un carro tanque o vagón, el output natural de la báscula será el peso. La Masa es calculada dividiendo entre un factor que depende de la densidad del líquido. Los factores están dados en la introducción de la Tabla 56 IP.

b. Contenedores Cerrados (por ejemplo: GLP), donde no hay desplazamiento de aire en la carga a un carro-tanque o vagón, el output natural de la báscula será la masa. Para ser precisos, la lectura de la báscula deberá ser multiplicada por 0.99985 para dar masa (este factor es aplicado para tomar en cuenta el efecto de la flotabilidad del aire en el peso de la calibración del bronce de la báscula). Por lo tanto, si se requiere, la Tabla 56 deberá ser utilizada para convertir la masa a peso.

La computadora de la báscula con frecuencia es utilizada para convertir las lecturas a masa o a peso.


Realizar chequeos apropiados en la computadora de la báscula con el fin de asegurarse que están programadas de manera adecuada para calcular masa y/o peso en aire tanto para recipientes abiertos (por ejemplo: gasolina) y cerrados

(por ejemplo: GLP).


4. INVENTARIOS (STOCKS) DE LA REFINERÍA

4.1 Inventarios (Stocks)

Una parte fundamental de la ecuación del balance de masa es la diferencia entre el inventario inicial al comienzo del período y el inventario de cierre al final del período. La inseguridad en la medición de estos inventarios tendrá una influencia significativa en el balance de la Refinería a corto plazo (por ejemplo: diario o semanal), pero tendrá una influencia menor en un período mayor (por ejemplo: balance anual).

Aun cuando la exactitud de la medición del stock es principalmente regido por los aspectos contables del HC, es importante reconocer que hay otras áreas que tienen necesidad datos precisos sobre el stock diario. Entre estas áreas tenemos a operaciones de elementos externos, los programadores de la refinería, lo mismo que los departamentos de suministro y distribución que pueden estar ubicados en otro sitio. Algo importante a tener en cuenta es que los datos de stock suministrados a las diferentes áreas deberán ser consistentes.

4.2 Revisión de las Cifras del Stock

Los niveles de stock en las refinerías están cambiando continuamente en respuesta a la carga y a los patrones de llegada de producto y entrega de productos lo mismo que debido a cambios en las condiciones de la operación de las unidades. Con el fin de garantizar que datos buenos, “actualizados” estén disponibles para todos los usuarios es necesario contar con procedimientos efectivos para revisar y reportar los inventarios diariamente. Otros beneficios de una revisión diaria son:

Las Refinerías pueden planear sus operaciones mientras se colocan como meta un stock mínimo (por ejemplo: capital de trabajo).

Los Programadores de la Refinería pueden construir su plan operacional con confianza y pueden incluir contingencias para emergencias no previstas, por ejemplo: llegada tarde de un recibo de crudo.

Puede ayudar a prevenir los errores de operación (por ejemplo: puede eliminar la posibilidad de que los tanques se sobre-llenen).

Una revisión diaria efectiva facilitará un cierre de mes más rápido lo mismo que el proceso de reporte.

La comunicación entre departamentos mejora (por ejemplo: la interacción entre elementos externos, los programadores y los contadores de distribución e hidrocarburos para mejorar la calidad de los datos se fortalece).

La principal diferencia entre la medición del inventario (stock) y la medición de recibos / entregas es la falta de validación, por ejemplo: para el recibo de un crudo la entrega basada en la medición de los tanques puede ser validada contra las cifras del buque y el Conocimiento de Embarque.


Implementar procedimientos efectivos para el monitoreo diario del stock. La eliminación temprana de los problemas beneficiará a Operaciones, Programación,


Suministro y Distribución lo mismo que al proceso de reporte de final del período para los contadores de HC.

4.3 Roles de los Departamentos en la Revisión del Stock

La revisión del stock deberá realizarse con procedimientos que incluyan los siguientes departamentos:

Elementos Externos.

Programación.

Contabilidad de Hidrocarburos (HC)

4.3.1 Elementos Externos

El Departamento de Elementos Externos es responsable de la exactitud de los datos primarios y los datos del stock según lo calculado en la computadora de Elementos Externos (o manual). Para una mejor exactitud en la medición, los procedimientos utilizados deberán incluir lo siguiente:

Revisión de todos los datos de tanques diarios para identificar inmersiones, temperaturas y densidades inusuales y tomar las acciones correctivas apropiadas para corregir la mala calidad de los datos deficientes.

Las mediciones por inmersión para identificar agua en los tanques deberán ser tomadas al final del mes y deberán ser enviadas de inmediato al sistema de contabilidad de hidrocarburos.

Las densidades de los tanques deberán ser actualizadas en la información de Elementos Externos y el sistema de control inmediatamente el Laboratorio las reporte.

Deberá existir un procedimiento efectivo para el seguimiento manual y el registro de los movimientos de tanques cuando el equipo automático esté por fuera de servicio.

Se debe contar con un procedimiento para la comunicación de los problemas en el área de Elementos Externos a los contabilistas de HC de tal manera que se puedan implementar las acciones apropiadas de manera temprana.

Comunicar a los contabilistas de HC sobre aquellos tanques en los que una inmersión /temperatura manual ha sobrepasado una lectura automática.

El equipo para la toma de lecturaza de inmersiones / temperaturas automáticas es revisado regularmente contra las lecturas manuales y se implementan acciones en caso de que se note que las desviaciones están por fuera de la tolerancia especificada. Este procedimiento deberá incluir el reporte de no-conformidades para los equipos por fuera de la tolerancia con un requerimiento del mantenimiento identificados y los detalles de cualquier acción correctiva que se implemente.


Para que Elementos Externos mantenga procedimientos efectivos con el fin

de salvaguardar la integridad de la medición del stock y para

comunicar datos con la mejor calidad posible a las áreas

interesadas, es altamente recomendable que la revisión del


inventario se realice diariamente.

4.3.2 Programación de la Refinería

Los programadores son los arquitectos de la estrategia de la refinería y del plan de operaciones. En la mayoría de los casos, también constituyen el nexo entre los departamentos de suministros, proveedores, comercialización y distribución, quienes requieren de información exacta sobre los stocks.

Por lo tanto, se recomienda que los programadores cumplan procedimientos que:

Revisen los datos del stock diariamente para identificar inmersiones, temperaturas, densidades sensibles lo mismo que códigos de productos.

Asesorar al Departamento de Elementos Externos y a los Contabilistas de Hidrocarburos sobre cualquier error potencial para que se puedan implementar las acciones correctivas.

Comunicarse con los comercializadores (traders) lo mismo que con suministro y distribución a diario con el fin de garantizar de que estos posean la información del stock de la mejor calidad posible y que hayan sido informados de cualquier corrección realizada.

Informar con anticipación al Contabilista de HC sobre la introducción de cualquier producto o carga nuevos que entren al sistema para que de esta manera se puedan establecer los códigos apropiados.


Que los programadores de la refinería asuman un rol activo en la revisión diaria del stock. Teniendo en cuenta que ellos son los puntos focales del plan de

operaciones y de la estrategia de la refinería, y ya que ellos poseen con fuertes nexos con los otros departamentos, ellos tienen la mejor posición para revisar los

datos primarios del stock.


Que los programadores de la refinería realicen reuniones estratégicas de manera regular (aproximadamente cada dos meses) con los contabilistas de HC para que

comuniquen los cambios esperados en el balance de refinería, especialmente cualesquier cargas o productos nuevos.


Hacer seguimiento manualmente a los tanques fuera de servicio con el fin de garantizar que sean tenidos en cuenta especialmente para el reporte de fin de mes.

4.3.3 Contabilidad de Hidrocarburos

El Departamento de Contabilidad de Hidrocarburos normalmente tiene la responsabilidad de calcular mensualmente el balance de masa, incluyendo los cálculos de pérdidas / ganancias. Las cifras de stock inicial y de cierre son fundamentales para este cálculo. Por lo tanto, es el rol de los contabilistas de hidrocarburos revisar y cuestionar las cifras del stock proporcionadas por las operaciones de Elementos Externos.

Se recomienda que Contabilidad de Hidrocarburos también revise los stocks a diario. En un sistema basado en computadores, esto puede ser realizado mediante la realización de reportes de excepción independientes. Es esencial que los contabilistas de hidrocarburos


chequeen los siguientes aspectos sin tener en cuenta si se emplea un procedimiento manual para la revisión de los datos.

Que las densidades estén dentro del rango para el producto especificado en el tanque.

Que las temperaturas del tanque sean razonables.

Chequear movimientos súbitos en las mediciones de agua y las densidades de los tanques.

Confirmar aquellos tanques que estén fuera de servicio.

Chequear aquellos tanques cuyos códigos de producto hayan cambiado.

Generar una alerta (bandera) cuando se ha movido la medición por inmersión de un tanque pero no se han realizado movimientos.

Cualquier anomalía deberá ser discutida con Operaciones de Elementos Externos, preferiblemente en reuniones regulares.


Para Contabilidad de Hidrocarburos desarrollar procedimientos independientes para el monitoreo y la revisión del stocks que les permitan cuestionar y corregir los datos primarios según se requiera. Este proceso es mejor si se desarrolla a diario

para ayudar a reducir el tiempo de revisión en el cronograma de fin de mes.

4.4 Captura de Datos de Stocks Secundarios

Es de vital importancia que todos los datos de stock sean registrados en el balance de masa y que se contabilicen correctamente. Para las cargas principales, intermedios, componentes y productos esto no es problema, pero frecuentemente hay otros stocks que son los secundarios que hay que tener en cuenta:

Los tanques que estén ya sea fuera de servicio o vacíos pueden contener stock muerto, o el sistema de contabilidad de HC puede asumir que el stock muerto esté en el tanque mientras que en realidad el puede haber sido vaciado.

Stocks de aditivos.

Stocks de productos especiales como asfalto y GLP.

Stocks de productos derivados, como azufre

Slops, incluyendo un estimado del contenido de agua

Stocks de plantas y líneas. Estos normalmente son fijos, pero deberían ser corregidos durante las paradas para mantenimiento, etc.

Stock que se mantiene en los tanques asociados a las unidades de proceso (normalmente dentro del límite de la batería).

Corrección de los stocks para recibos y entregas que se estén realizando sobre el final del mes.

Algunas de las áreas mencionadas en esta lista serán discutidas más adelante.

4.4.1 Stocks Especiales

Vale la pena prestar atención especial a la medición de los stocks de productos especiales como GLP y Asfalto, ya que las propiedades físicas de este stock generalmente son extremas, (por ejemplo: temperatura, densidad, vapor presente, etc.) y las prácticas de medición pueden ser diferentes (por ejemplo: diferentes Tablas de Medición).


Es posible que los tanques que contienen estos stocks no estén incluidos en el Sistema de Elementos Externo, por lo tanto, los procedimientos específicos tienen que estar implementados con el fin de garantizar la recolección de los datos y que se realice un cálculo aproximado del stock para su inclusión en el balance de masa. Los procedimientos específicos deberán identificar los datos que estén disponibles automáticamente, los datos proporcionados por el operador de la planta y el procedimiento para la captura de estos datos en el balance de masa. Observe que todos los datos, ya sean generados automática o manualmente, deberán estar disponibles para su revisión (preferiblemente a diario).


Prestar particular atención a los productos especiales como GLP y asfalto, para garantizar que todos los datos relevantes sean recolectados y que cualquier cálculo

singular sea realizado correctamente de tal suerte que estos stocks sean representados de manera precisa en el balance de masa.

4.4.2 Stocks de las Plantas y Líneas

El inventario normal de todas las plantas y líneas de la refinería deberá ser calculado e ingresado en el balance de masa ya que estos stocks contribuyen al capital de trabajo empleado en la Refinería. Cuando una refinería está operando normalmente, solo será necesario realizar pequeños ajustes al fin del mes para tomar en cuenta los cambios de densidad en el stock densidad en caso de que se requiera exactitud. Pero en la práctica una refinería puede escoger dejarlos sin cambios. Se deberá prestar más atención a estos stocks cuando las plantas o las líneas se sacan de servicio. En particular:

Cuando una planta o línea es cerrada y los contenidos son desplazados a un tanque o enviados a la tea. Esto deberá ser anotado y explicado en el balance, ya que esto podría, en el mejor de los casos, llevar a inexactitudes y en el peor de los casos, ocasionar un error significativo en el balance.

Cuando una planta o línea es introducida nuevamente en servicio, se va a llenar inicialmente desde un tanque. Una vez más, esto deberá ser anotado y explicado en el balance.

Estimar la cantidad de pérdida física debido, por ejemplo al agua de lavado de un equipo, la vaporización del equipo, etc. e incluir en el balance.


Estar completamente conscientes de los stocks en líneas y plantas en el balance, especialmente cuando apliquen condiciones inusuales como una parada de planta o

una apagada total de la refinería. Se recomienda altamente consultar con Operaciones de tal manera que el efecto del stock en estas situaciones pueda ser

planeado de acuerdo con la situación.

4.4.3 Stocks Asociados a las Plantas

Es poco probable que los tanques asociados a las Unidades de proceso (por ejemplo: tanques de combustible de refinería) sean incluidos en el sistema de información de Elementos Externos. Es importante que no se pase por alto a los stocks de estos tanques sino que sean medidos e incluidos en el balance. Se deberán desarrollar procedimientos para garantizar que esto se dé.


Mantener los procedimientos que capturen a aquellos tanques que estén asociados con las unidades de proceso de tal manera que se incluyan correctamente en el

balance del stock de la refinería.


4.4.4 Stocks de Aditivos

Si se registran los recibos de aditivos en el balance de la refinería, entonces los stocks de estos aditivos también deberán incluirse. Aun cuando la cantidad de estos aditivos parezca insignificante en el balance, su correcta medición es vital debido al alto valor de los stocks.


Monitorear efectivamente los stocks de aditivos. El valor de los aditivos generalmente es alto y se deberá realizar un cuidadoso seguimiento de su uso.

4.4.5 Inclusión de Productos Derivados

En aquellos casos en los que los productos son derivados de un proceso (por ejemplo: azufre, coque, etc.), entonces estos stocks deberán ser registrados en el balance. Se deberá contar con procedimientos efectos con el fin de registrar la producción y los stocks de dichos productos.


Monitorear cualquier sub-producto de los procesos de producción y garantizar que esos stocks sean registrados correctamente.

4.4.6 Corrección de los Stocks que se Mueven a Fin de Mes

El balance de masa normalmente es reportado mensualmente, por lo tanto es esencial que se cuente con un procedimiento establecido para la contabilización del stock de los movimientos (recibos y entregas) los cuales se den durante el fin de mes. Es altamente recomendado que se aplique la siguiente regla tanto para recibos como para entregas que se estén realizando al fin del mes:

Stocks (Medición de tanques por inmersión) en todos aquellos tanques que sean reseteados en el sistema de Contabilidad de Hidrocarburos a la posición en la que estaban antes de que comenzara el movimiento (recibo o entrega).

El movimiento (recibo o entrega) entonces es contabilizado completamente contra el stock en el siguiente período contable.

Por ejemplo, un recibo de crudo que comienza el último día del mes pero que no finaliza sino hasta el primer día del siguiente mes será contabilizado completamente como un recibo del siguiente mes. Con el fin de ser consistente con el inventario físico que se mantiene en los tanques, es necesario re-programar las mediciones por inmersión en el sistema de Contabilidad de Hidrocarburos a donde estaban en los tanques respectivos antes de que comenzara el recibo del crudo.


Garantizar que los movimientos de stock para recibos y entregas que se estén realizando al fin del mes sean monitoreados y controlados de manera estricta

utilizando un procedimiento de contabilidad aceptable como el sugerido.


5. RECIBOS QUE LLEGAN A LA REFINERÍAEl principal recibo de la Refinería es el recibo de crudos. Teniendo en cuenta que este recibo es mucho mayor en magnitud que cualquier otro recibo o entrega, los errores en los cálculos de cantidad tendrán un efecto mayor en el balance de masa y por lo tanto, en las pérdidas de refinería.

A continuación se detallan los principales problemas con aquellos recibos que entran a la refinería:

5.1 Recibos de Crudos por Buque o por Oleoducto

Es muy difícil de establecer el valor real neto (por ejemplo: seco) de la cantidad de recibo de un crudo. La principal razón de esta dificultar es la presencia de agua en el crudo, la cual es difícil de medir debido a problemas en la obtención de una muestra representativa. Una dificultar secundaria es la determinación de la densidad debido a la pérdida de los livianos de la muestra. Por lo tanto, se deberán hacer todos los esfuerzos posibles para obtener muestras de crudos exactas para el respectivo análisis de contenido de agua y densidad.

Una muestra representativa, junto con buenos procedimientos de manejo, permitirán:

Determinar con exactitud el contenido de agua (por % volumen) y densidad de la carga

Los resultados de la muestra deberán ser comparados con la documentación del embarque para verificar que sea lo razonable y cuestionar en caso de que haya una discrepancia significativa, por lo tanto se podrá realizar una repetición de pruebas concluyentes en una etapa temprana

Una evaluación más exacta de las Pérdidas a Océano (también conocidas como pérdidas de tránsito o Entrega).


Garantizar que se tomen muestras representativas de crudos para determinar la cantidad correcta de agua y densidad para cada uno de los recibos de crudo por

buque y oleoducto.


Mantener la integridad de la muestra hasta cuando se realiza el análisis de laboratorio (por ejemplo: prevenir las pérdidas de los livianos) y garantizar que a

una sub-muestra representativa sea utilizad en el análisis de laboratorio.

5.1.1 Toma-Muestras Automáticos

Las mejores y más representativas muestras son tomadas con un toma muestras con pinzas o abrazaderas que son proporcionales al flujo y que está instalado en la línea de importación de crudo aguas abajo de un mecanismo de mezcla. Los beneficios de la utilización de este tipo de toma – muestra son:

Las fases HC y agua son homogenizadas aguas arriba del punto de muestra, por lo tanto permiten la extracción de muestras representativas “spot” (en el sitio de control).


La recolección de una serie de muestras representativas proporcional al flujo en el sitio de control (spot) dan como resultado una muestra representativa de toda la parcela del crudo.

El mecanismo para la toma de las muestras deberá contar con las siguientes características:

El HC y el agua no se mezclan de manera natural, por lo tanto, es mandatorio homogenizar la mezcla HC/agua exactamente aguas arriba del toma muestra (se requiere un mezclador estático o uno de motor).

El toma muestra deberá extraer el espécimen desde un punto de la línea en donde la velocidad de control (spot) sea igual al promedio de la velocidad del tubo.

Tomar muestras precisas requiere que las muestras tomadas que sean proporcionales al flujo. Esto es con el fin de eliminar la desviación en la medición de agua cuando se encuentran altas concentraciones, típicamente al comienzo de la descarga.

Idealmente, el toma muestra deberá ser instalado de manera permanente en la refinería. Un toma-muestra de propiedad de la refinería puede ser operado por el personal de la misma refinería o por un Inspector Independiente. Si no se instala un toma-muestras de la refinería entonces se recomienda la utilización de un toma muestras portátil de pinzas colocado en el manifold del barco.

Es importante que el toma muestra sea operado correctamente para un máximo beneficio, por ejemplo: el contenedor de la muestra deberá estar limpio y el toma muestra deberá ser girado hacia arriba y hacia abajo tanto al comienzo como al final de la importación.

La Toma Automática de Muestras está incluida en los siguientes estándares:

ISO 3171 (1988)

API 8.2 (1995)

IP 6.2 (1987)

Entre las compañías que venden y mercadean toma muestras automáticos de crudos tenemos:

1) JiskootTel: 44 1892 518000Fax: 44 1892 [email protected]

2) SGSEllesmere PortRossmore Business ParkEllesmere PortSouth WirralCH65 3ENUK

Tel: +44 (0) 151 350 6666

Fax: +44 (0) 151 350 6600

Email: [email protected]


Utilizar un toma muestras de pinzas proporcional al flujo con todos los accesorios auxiliares necesarios (por ejemplo: mezclador de línea, un mango de muestra

mailto:[email protected]

http://www.jiskoot.com/



correctamente colocado, etc. según lo recomendado por el Instituto del Petróleo) para la toma de las muestras de crudo desde la línea de importación.

5.1.2 Otros Métodos para la Toma de Muestras de Crudos

Los toma – muestras de pinzas o abrazaderas no siempre están disponibles para la recolección de muestras de los recibos de crudos. En este caso, es necesario tomar muestras en el sitio de control (“spot”) en la línea durante el recibo o muestras de tanque antes y después del recibo.

Las muestras en el sitio de control (“spot”) de la línea generalmente son tomadas a horas regulares durante el recibo. Sin embargo, como no son “proporcionales al flujo” no van a ser representativas de toda la carga como una muestra tomada con un toma-muestra de pinzas proporcional al flujo, especialmente si la extracción de la muestra no está localizada aguas abajo del mecanismo de mezcla, o si está en la sección horizontal de la línea (la concentración de agua tiende a ser más alta en el fondo del tubo).

La estimación del contenido de agua en el crudo después de su recibo en el tanque es difícil. El contenido de agua se calcula antes y después de las mediciones por inmersión en el tanque junto con el análisis del contenido de agua del crudo muestreado en el tanque antes y después del recibo.

El método está sujeto a la inexactitud porque:

Puede ser difícil realizar mediciones exactas de agua debido a la emulsión en la interfaz HC/agua.

El lodo en el fondo del tanque puede afectar las lecturas de agua.

La obtención de una muestra representativa del crudo en el tanque es difícil ya que a menos que el tanque se haya asentado durante un largo período, habrá un perfil de concentración de agua en el tanque.

5.1.3 Prueba del Sistema de Muestreo del Crudo

La prueba real del sistema de muestreo es probar todo el sistema en su integralidad, lo que solo puede ser realizado inyectando volúmenes conocidos de agua en el crudo y corriendo el crudo a través del sistema de muestreo. En la práctica esto es normalmente difícil pero si pudiese lograrse le añade confianza al sistema de muestreo de crudos o permite que se puedan identificar los problemas.


Probar regularmente todo el sistema de muestreo de crudos para confirmar.

5.1.4 La Entrega de Crudos – Asistencia del Inspector Independiente

Aun cuando la entrega debería ser realizada utilizando procedimientos de Elementos Externos de calidad “establecida”, es altamente deseable la utilización del Inspector Independiente para el cálculo de las cantidades y su expedición (garantizando que todo el crudo sea bombeado desde el barco.

Los principales beneficios de la utilización de un Inspector Independiente son:

En caso de disputa su punto de vista es totalmente independiente o sin la influencia del consignador y del destinatario.

El inspector independiente frecuentemente es un ex-marino que posee una vasta experiencia en embarcaciones y su configuración.


Las responsabilidades de un Inspector Independiente normalmente incluyen:

Chequeo del estado de los tanques en la costa (se asegura que estos estén estáticos) y toma mediciones manuales por inmersión y temperatura para eliminar los problemas potenciales con el equipo automático. El deberá resaltar cualquier diferencia significativa entre las mediciones manuales y las automáticas con el Supervisor de Elementos Externos.

Revisa con los Operadores de Elementos Externos el estado de las líneas que se van a utilizar en la descarga.

Garantiza que el efecto de cualquier espacio libre en las líneas sea tomado en cuenta en los cálculos.

Revisa las cifras de HC y agua en el barco.

Se asegura de que el personal del buque realice sus tareas correctamente durante la descarga.

Chequea y monitorea el desempeño del equipo a bordo del buque.

[Si se incluye servicio de aceleración del proceso] se asegura de todo el crudo comprado sea bombeado fuera del barco(los tanques estén vacíos con no HC Residual a Bordo) y que todas las líneas y bombas a bordo sean sopladas completamente (purgadas)

Garantizar que se reduzca cualquier adherencia monitoreando los procedimientos de lavado de crudo (si aplica).

Realiza cálculo provisional de la Entrega buscando “lo razonable” antes de que el buque zarpe para garantizar que no se dieron errores de procedimientos operacionales inesperados. Por ejemplo: se dejó abierta una válvula hacia otro tanque en la costa de tal manera que recibió producto que no debía haber hecho parte del cálculo del recibo.

Realiza un cálculo final con base en las medidas manuales de tanques en la costa (utilizando las tablas reales para la Calibración de Tanques en lugar de las que están en el computador), aplicando cálculos de densidad y agua con base en las muestras tomadas en la costa.

Calcular los resultados en barriles ambiente (o en m³), volumen estándar y masa, utilizando las tablas apropiadas, en términos brutos y netos de agua.

Idealmente garantizar que estos cálculos sean chequeados y acordados con el Contador de HC de la refinería (garantizar que no se hayan dado errores humanos por parte del Inspector).

Redactar un reporte completo que incluya los factores de experiencia del buque y que deberá expresar su punto de vista sobre discrepancias inusuales entre el Conocimiento de Embarque y la entrega real.

Es Mejor Práctica…..

Utilizar un Inspector Independiente para los recibos de crudo por barco porque su trabajo es garantizar el empleo de las Mejores Prácticas a bordo del barco y en la

costa para obtener la mejor medición posible de la entrega. Ellos son también totalmente independientes en sus puntos de vista en casos de disputa entre el

consignador y el destinatario.


El empleo de un Inspector Independiente por parte de la compañía, para que evalúe su desempeño en cada ocasión desde las perspectivas tanto de Elementos Externos y de la Contabilidad de HC (incluyendo el reporte) para garantizar que se

mantengan los estándares y también para lograr una buena relación calidad – precio.


Los Recibos de crudo por oleoducto líneas normalmente monitoreados por un Inspector Independiente, por lo tanto, se requieren buenos procedimientos para garantizar la exactitud de los cálculos de las entregas.

El recibo será medido utilizando un medidor apropiado (por ejemplo que sea exacto) y que sean probado de manera regular.

Una entrega provisional deberá ser calculada tan pronto termine un recibo para permitir que cualquier pérdida de transporte inusual pueda ser investigada inmediatamente.

Una muestra representativa deberá obtenerse, preferiblemente utilizando un toma-muestras automático.

5.1.5 Mediciones del Buque

No se recomienda la utilización de las mediciones del buque como base para calcular la cantidad de la Entrega de ninguna importación (crudo o no – crudo) que llegue a la refinería. Las cifras del buque solo deberán ser utilizadas como un último recurso en caso de que no haya otra alternativa disponible.

El potencial de error cuando se utilizan las cifras del buque es alto, debido a los siguientes factores:

Las condiciones y lista de la embarcación deberán ser medidas e incluidas en el cálculo.

Depende de la correcta evaluación de las cantidades a bordo del buque antes de cargar y las que queden después de la descarga, por ejemplo: las adherencias deben ser evaluadas

El número de tanques a bordo pueden requerir mucho tiempo y dificultar la toma de un gran número de muestras para la determinación general de densidad y temperatura.

Es posible que los contenidos de los tanques del buque no sean homogéneos antes de que se tomen las muestras.

Los tanques del buque no son calibrados a la misma precisión que los tanques de la costa.

Los Factores de Experiencia de la Embarcación (VEF’s), cuando estén disponible, deberán ser utilizados para reducir el potencial de errores que pueden cometerse. Sin embargo, los VEF’s son simplemente un promedio empírico de compensación. Por lo tanto, deberán ser utilizados con precaución.


Utilizar las mediciones tomadas en la costa ya que generalmente estas son más exactas. Solo se deberá utilizar el cálculo del buque como un último recurso y, es

esos casos, se deberá tomar en cuenta la información disponible como los Factores de Experiencia de la Embarcación.

5.1.6 Mediciones de Oleoducto - Integridad

La medición exacta es esencial para garantizar que el sistema de importación de la refinería esté totalmente aislado de los otros sistemas, por ejemplo: cuando los sistemas comparten líneas o válvulas comunes, es necesario evitar transferencias de sistemas entre sistemas que no sean medidos. El aislamiento positivo del sistema también evitará problemas de contaminación (por ejemplo: contaminación de un crudo de lubricantes con un crudo aprobado de no- lubricantes).



Revisar de manera regular la integridad del sistema de medición del oleoducto con el fin de garantizar la exactitud lo mismo que una alta calidad de las mediciones.

5.2 Cargas Generales (Incluyendo Recibos de No- Crudos)

La refinería puede recibir no solo cargas de crudos sino también de otros tipos (por ejemplo: Nafta, Condensado, etc.) o mezclas de componentes. El problema es que los importes de no – crudos generalmente son similares a los de crudos excepto que la medición del contenido de agua no es normalmente un problema. La utilización de inspectores independientes en los puntos de carga y descarga puede ayudar a reducir las pérdidas. Sin embargo, si no se utilizan inspectores es fundamental que:

Se aplique un procedimiento de calidad de las pérdidas a océano desde el comienzo hasta el final.

Exista una línea clara preferiblemente a un tanque pequeño y que se garantice la medición exacta de la cantidad de despeje de la línea.

Garantizar que los tanques de recibo sean estáticos y que sean medidos cuidadosamente antes y después de cada recibo.

Realizar cálculos provisionales de las pérdidas a océano (utilizando la densidad de puerto a carga) versus el Conocimiento de Embarque (BOL) garantizando que la pérdida a océano esté dentro del nivel de tolerancia. Si no es así, re-chequear todos los factores operacionales para identificar y eliminar los errores.

Verificar para identificar consistencia en pérdidas entre el volumen y la masa y determinar si hay potencial de problema de densidad.


Para las operaciones de Elementos Externos desarrollar procedimientos de calidad para monitoreo y medición correctos de los recibos de aquellos productos no –

crudos. Estos procedimientos son particularmente útiles en aquellos casos en los que no se cuenta con la ayuda de un inspector independiente.

5.3 Recebos Utilizando Báscula

Los retornos de pequeños volúmenes en carro-tanques por ejemplo: retornos slops en la interfaz de tubería, slops devueltos al detal a la refinería, son tomados normalmente en una báscula. Cuando se recibe por bascule, las recomendaciones claves son las siguientes:

garantizar que todos los ítems removibles, del vehículo y de la cabina, incluyendo al conductor estén presentes tanto antes como después de la medición del peso del vehículo.

garantizar que el vehículo está colocado correctamente sobre la báscula.


Cuando se esté utilizando una báscula, realizar auditorías de seguridad para hacer pruebas completas a los procedimientos de operación.


6. ENTREGAS DESDE LA REFINERÍA

Es importante realizar mediciones correctas de las entregas que se realizan desde la refinería:

Estas eliminar los problemas con los clientes sobre pérdidas / ganancias anormales ocurridas durante el transporte.

Pueden darse implicaciones con la aduana o con impuestos.

Una medición correcta en esta área genera confianza en el cálculo de las pérdidas / ganancias de la refinería y lo mismo que el cálculo de pérdidas específicas durante el almacenamiento de productos.

El valor de muchos productos terminados es alto, por lo tanto, el costo de cualquier pérdida debido a una medición inexacta es también alta.

Muchas de las prácticas y problemas discutidos anteriormente en la Sección 5 Recibos que llegan a la Refinería, son igualmente aplicables a las Entregas que se realizan desde la Refinería. Esta Sección reitera algunos de los problemas importantes y discute también algunos de los factores que son exclusivos de las entregas.

Al igual que con todos los otros tipos de entregas, se deberán tener precauciones con el fin de mantener la calidad de los productos antes de la entrega y prevenir su contaminación. Esto podría tener implicaciones para la Contabilidad de Hidrocarburos. El problema puede llegar a ser de grandes proporciones cuando los oleoductos y los sistemas son compartidos con otras compañías.

6.1 Modos de Entrega y Técnicas de Medición

Los modos de entrega desde la Refinería son los siguientes:

Por Barco.

Por Barcaza.

Por Oleoducto.

Carretera.

Ferrocarril.

Se utilizan diferentes técnicas de medición para cuantificar las entregas (medición de tanques, utilización de medidores, balanza, medición de carro-tanques y vagones) y los aspectos más importantes son discutidos a continuación.

6.1.1 Entregas por Buque o por Oleoducto – Mediciones de Tanques en la Costa

Es esencial contar con un procedimiento de calidad con el fin de poder calcular de manera exacta una entrega con base en la medición de tanques. El procedimiento es para:

Tanques dedicados (por ejemplo: no se está realizando ningún otro movimiento en estos tanques).

Mediciones exactas de nivel en los tanques (tanques estáticos) incluyendo chequeos apropiados para manual versus lecturas automáticas y registro correcto.

Se debe prestar gran atención a los efectos en los espacios libres de las líneas que se están calculando.

A través de la entrega, se debe realizar un registro regular de las mediciones para chequear la rata de entrega y el volumen.


Anotación cuidadosa de la temperatura que se va a utilizar en el cálculo

Garantizar que se utilice la densidad correcta y actual en el cálculo de masa

Calcular la entrega y chequear cualquier diferencia inusual entre las cifras del buque y las de la refinería.

Investigación de cualquier problema potencial en operaciones.

Garantizar que todos los documentos del buque estén diligenciados correctamente.

Garantizar que los contabilistas de HC sean conscientes de cualquier problema operacional o circunstancias inusuales en relación con la entrega.

Cuando se emplee una unidad de recuperación de vapor se debe hacer la provisión respectiva para aquellos HC que regresen a la refinería.

Minimizar el número de conexiones a otros sistemas aguas abajo del tanque. Esto podría implicar el retiro de las válvulas a otras líneas, colocación de ciegos a conexiones que se utilicen poco, instalación de aislamiento de dos válvulas o de válvulas de doble sello, etc.

Tener por lo menos aislamiento de dos válvulas entre el tanque de entrega y los otros tanques con el fin de reducir los errores causados por gravitación.

Los venteos y drenajes en la línea de entrega deberán contar con tapas.

Es mejor práctica…….

Implementar un procedimiento efectivo para el movimiento de HC para las entregas por buque medidas mediante cálculo de tanques. Este procedimiento

deberá incluir mecanismos para chequeo cruzado y líneas de comunicación compartidas con todas las partes interesadas.

Las mediciones a bordo del buque solo deberán utilizarse como un último recurso (Ver Sección Error: Reference source not found).

6.1.2 Entregas por Buque, Barcaza, Oleoducto, y Medición de Vehículos

Una medición deberá proporcionar la mejor exactitud para las entregas de volúmenes a buques, oleoductos, y vehículos. Sin embargo, es esencial que las lecturas iniciales y finales sean tomadas correctamente. Si se requiere, los medidores deberán ser configurados para calcular en volumen estándar (por Ej.: a 15ºC).

Es importante anotar que se requieren las cifras exactas de temperatura y densidad con el fin de determinar el volumen y la masa estándar.

Para que siga siendo operacionalmente efectivo, el medidor:

No deberá tener bypass

Deberá tener lecturas registradas diariamente cuando esté en uso.

Tener reconciliaciones periódicas. Esto es mejor realizarlas periódicamente mediante la comparación de las lecturas iniciales y finales del medidor cada 24 horas con el total agregado de entregas que hayan pasado por el medidor. Estas deberán ser menores y se deben normalmente a deslizamientos.

Deberá ser reconciliado periódicamente con medidas de tanque y/u otras mediciones (Por Ej.: diario, semanal, mensual, etc.).

Ser verificados de manera regular, ajustados en caso de que se encuentren tolerancias, y ser verificado nuevamente antes del próximo ciclo planeado de pruebas para garantizar que siguen operados dentro de las tolerancias.

Ser sellado antes y después de la toma de valores para cada entrega.

Las principales ventajas para la utilización de un medidor son:


Existe menor probabilidad de disputas sobre las cargas.

Puede permitir que se dé entregas de un mismo tanque a varios sistemas de manera simultánea.

Permite una reconciliación diaria efectiva entre las lecturas de medición inicial y final y el registro de las entregas acumuladas registradas.

Con frecuencia es el método más aceptado si se realiza el pago de impuestos.

Cuando se emplee una unidad de recuperación de vapor se debe hacer la provisión respectiva para aquellos HC que regresen a la refinería.

Se debe contar con un sistema y procedimiento de back up para cubrir fallas del medidor. El sistema deberá estar en capacidad de realizar un arranque inmediato.

Es Mejor Práctica …….

Utilizar medidores para la carga de buques porque el sistema de precisión es mayor que para la medición de tanques, lo que significa menores disputas y

contribuye a un mejor balance de la refinería.

6.1.3 Entregas por Vehículos – Báscula

La báscula es normalmente el mejor método y el más efectivo en términos de costo para la medición de las entregas o de productos especiales como GLP, Asfalto, Coque, Azufre y Lodos (Sludge).

6.1.4 Entregas por Ferrocarril o Carro-Tanques – Medición de Vacío o de Fondo

Las cantidades entregadas solo deberán ser medidas en el vehículo que realiza la entrega si no se dispone de otra opción para la medición, ya que este método es inherentemente inexacto. Entre aquellas causas posibles de la inexactitud podemos mencionar las siguientes:

Es posible que el carro-tanque o el vagón del ferrocarril no esté en una superficie plana, o que el carro-tanque propiamente dicho no esté en posición horizontal porque las presiones no estén correctas.

Es posible que la vara para la medición de los diferentes compartimientos haya sido cambiada.

Las adherencias pueden afectar la exactitud de las mediciones de hidrocarburos pesados.

La evaporación de gasolinas y otros hidrocarburos livianos pueden llevar a errores en las lecturas de las varas a menos que se utilice una pasta para detectar hidrocarburos.

Las pérdidas por evaporación durante la carga serán acotadas al proveedor.


7. CONSUMO PROPIO (COMBUSTIBLE DE REFINERÍA)La definición del combustible para el propio uso de la Refinería es la parte de la carga total de la Refinería que es consumida dentro de la Refinería para producir calor útil y da como resultado productos de la combustión. El calor puede ser aplicado directamente al proceso de la refinación (por ejemplo: hornos de las unidades de proceso) o en la generación de otras formas de energía como vapor o electricidad (ya sea consumidos dentro de la refinería o exportados).

El balance de masa de la refinería es representado mediante la siguiente ecuación:

Pérdida/Ganancia = Inventario Inicial + Recibos – Inventario de Cierre – Entregas – Consumo propio

(Combustible de Refinería)

Se puede ver en esta ecuación que el combustible de la Refinería puede ser visto como una entrega desde la Refinería. Más aún, con el fin de establecer la cifra de pérdida con un grado razonable de certeza es importante que la exactitud de la medición del combustible de la Refinería sea igual al empleado para medir otros recibos y entregas. El la práctica, la exactitud de la medición del combustible de la Refinería con frecuencia es pobremente comparado con otras entregas, ya que la medición no es utilizada para “transferencia de custodia”.

La medición inexacta del combustible puede tener un efecto mayor en las pérdidas de la refinería, por ejemplo, un error de 10% en el combustible de la refinería (típicamente el combustible de la Refinería es aproximadamente 7% woi) podría duplicar o eliminar la cifra de pérdidas de la refinería.

Por lo tanto, es esencial para minimizar la inexactitud en relación con la medición del combustible.

Esto puede ser logrado de la siguiente manera:

Debe existir una comprensión completa del sistema de combustible de la refinería con el fin de garantizar que TODAS las corrientes que contienen hidrocarburos que sean enrutadas a los hornos, sean medidas (o por lo menos contabilizadas de manera exacta) y que ninguna corriente “by-pasee” las medidores.

La selección, diseño e instalación de los sistemas de medición deberán cumplir con los estándares de la industria..

El registro de las mediciones deberá ser realizada con una frecuencia que capture las variaciones en el corto plazo del flujo y en la calidad del combustible.

Deberán realizarse evaluaciones regulares de los sistemas de medición.

Se deberán realizar mantenimientos, inspecciones y calibraciones de los sistemas de medición a intervalos apropiados para el tipo de equipo que se esté utilizando.


Medir el consumo propio (combustible de la Refinería) de manera tan exacta como sea justificable económicamente ya que el consumo propio contribuye en una parte

significativa del balance de masa y el consiguiente cálculo de pérdidas.

7.1 Medición del Combustible

El combustible puede ser medido ya sea por medidor (Por ejemplo: presión diferencial, Vortex, Ultrasonic o Coriolis) o por medición de tanque. Los cálculos del consumo de combustible solo


deben ser utilizados como un último recurso. La “cifra oficial” para el cálculo del consumo de combustible de la refinería puede estar basado en medidores en los límites de la batería de las unidades de procesos individuales o en medidores maestros / mediciones de tanques en el sistema de distribución.

La principal desventaja de la utilización de los medidores de planta individuales para la medición del combustible es el costo, es decir, el costo de la instalación de muchos medidores “exactos” es mayor que la instalación de un solo medidor maestro y el esfuerzo de mantenimiento requerido para garantizar la exactitud permanente de los medidores individuales será muy alto. Por lo tanto, normalmente es más efectivo en términos de costo basar el consumo de combustible de la Refinería en “medidores maestros” o mediciones por cinta en el sistema de distribución de combustible.

La desventaja en la utilización de un medidor maestro es que, estadísticamente el error resultante de la utilización de menos medidores de alta capacidad, será mayor que el error cuando se utiliza un número mayor de medidores de planta individuales más pequeños y de menor capacidad. Por lo tanto, el medidor maestro deberá tener una alta precisión para dar una exactitud equivalente a la suministrada por los medidores múltiples de plantas. Una ventaja de la utilización de la metodología del medidor maestro es que TODOS los consumidores de gas combustible están cubiertos, aún aquellos que no son medidos localmente, por ejemplo: pilotos de las teas, purgas de gas combustible, etc.

Algunos otros puntos relacionados con la medición del combustible son los siguientes:

Los medidores maestros deberán ser exactos en todo el rango de los consumos de combustible de la Refinería. Cuando esto no sea posible se requerirá la instalación de medidores adicionales, por ejemplo: un medidor de bajo rango y un medidor de alto rango.

Se deberán instalar las facilidades de tal suerte que los medidores puedan ser sacados de línea para mantenimiento rutinario, calibración y limpieza. El tiempo en que los medidores están fuera de línea deberá ser minimizado.

Las lecturas de los medidores maestros deberán ser reconciliadas de manera rutinaria contra los medidores individuales de las plantas. Las tablas de control estadístico podrían ser utilizadas para comparar las lecturas, y para alertar al Contador de HC cuando las desviaciones son más altos de lo normal.

Cualquier diferencia entre las lecturas entre el medidor maestro y los medidores de las plantas deberán ser reasignadas a las unidades de procesos.

La exactitud del medidor de las plantas y la exactitud del medidor maestro deberá ser lo más alta posible. Los medidores de las plantas deberán ser utilizados para valida el medidor maestro y vice-versa.

Vale la pena anotar que los combustibles de la refinería no están disponibles normalmente con los mismos estándares de calidad que los combustibles comerciales, ya sean como líquidos o gases y por consiguiente la contaminación puede causar problemas en los sistemas de medición (es decir asfaltenos u otros sólidos en el fuel oil y cloruro de amoníaco en fuel gas) Por lo tanto se debe suministrar la posibilidad de sacar los medidores de la línea para limpiezas rutinarias.

7.1.1 Gas Combustible o Fuel Gas

Como se mencionó anteriormente, se pueden utilizar medidores maestros de gas combustible o medidores individuales de la planta para suministrar datos para el sistema de Contabilidad de los HC. Cualesquiera medidores que se estén utilizando, los otros deben utilizarse para validación y back-up. La exactitud más alta es obtenida mediante la sumatoria de los datos de los medidores exactos individuales de las plantas.

Se deberán estimar los consumos para todos los consumidores que no tienen medidores. Estos deberán ser revisados regularmente.


Los medidores maestros para gas combustible deberán contar con corrección automática de temperatura, presión y densidad. Además, se recomienda que los medidores de flujo de la planta también estén compensados. Tanto los medidores de flujo individuales como el medidor maestro pueden proporcionar datos al balance.

Es muy importante que el gas combustible de la refinería sea muestreado y analizado por lo menos una vez a la semana para determinar contenidos de inertes y densidad. El contenido de inertes permitirá que se corrija la medición del flujo del gas combustible para el contenido de HC, mientras que el análisis de densidad permitirá que la medición del flujo de gas combustible sea compensada en caso de que sea realizada de manera automática. La compensación de densidad es especialmente importante en aquellos casos en los que la composición del gas combustible pueda cambiar de manera significativa. Por ejemplo: debido a los efectos del cambio de estaciones (lo que puede afectar la recuperación de GLP a partir del gas combustible) o en aquellos casos en los que el contenido de hidrógeno del gas combustible puede cambiar dependiendo del balance entre la producción de hidrógeno en la unidad de reformado y el consumo en las unidades de hidroprocesamiento.

Para la medición general del desempeño de energía /pérdida es fundamental que se asuma la composición de gas combustible para que el valor calorífico y la compensación del medidor sean consistentes.

Es necesario considerar muy cuidadosamente el tratamiento de inertes en el gas combustible. Factores tales como si los inertes se originaron a partir de la carga de crudo, si los inertes se originaron a partir del nitrógeno utilizado en otro sitio de la refinería o si se originaron a partir de la carga de gas natural a la refinería. Todo esto hay que considerarlo antes de decidir si se incluye o se excluyen los inertes de la cantidad de gas combustible.


Medir el consumo de gas combustible utilizando medidores individuales que sean exactos y estimaciones individuales de la utilización de gas combustible no medido

(en donde este es una pequeña proporción del consumo total).


Revisar la exactitud de los medidores individuales de gas combustible de las plantas y de los medidores maestros en la refinería. Cualesquiera que sea el

sistema de medición que proporcione la mayor exactitud deberá ser utilizado para el ingreso normal de datos en el Sistema de Contabilidad de HC.


Emplear compensación automática de la temperatura, la presión y la densidad del gas combustible. En caso de que no sea posible la compensación automática

entonces compense la densidad manualmente.

7.1.2 Fuel Oil

Se recomienda la instalación de medidores maestros en el sistema de fuel oil, normalmente en el suministro y retorno. Se deberán utilizar los medidores maestros para validad / realizar back – up los medidores individuales de las plantas y vice-versa. Se deberá utilizar el sistema de medidores más exacto en el balance de masa.

Los medidores de fuel oil de las unidades de proceso son notoriamente muy difíciles de mantener en condiciones de precisión debido a problemas con el traceo /aislamiento y ensuciamiento. Se deberá prestar particular atención a esta área.

Una alternativa para la utilización de medidores maestros es utilizar medición con cinta para los tanques, sin embargo, esta es precisa, solo si se utilizan tanques dedicados para el fuel oil de refinería y en caso de que se cuente con dos tanques (uno para el recibo de fuel oil y otro para la entrega del suministro de fuel oil a los consumidores).


Los medidores maestros de fuel oil y los medidores de la planta deberán poder compensar temperatura (y posiblemente realizar compensación de viscosidad y/o densidad, dependiendo del tipo de medidor instalado). En los casos en los que las compensaciones estén basadas en el análisis manual, por ejemplo: densidad o viscosidad, estos deberán ser actualizados por lo menos una vez a la semana.

En donde sea posible, las cifras de la medición del fuel oil deberán ser reconciliadas contra las cifras de los medidores individuales de las plantas y también de las mediciones a los tanques con cintas mecánicas. Una vez más, se recomienda la utilización de tablas de control con el fin de identificar las desviaciones de manera temprana con el fin de poder someter a los medidores a mantenimiento o para que sean re-calibrados.


Medir el consumo de fuel oil utilizando medidores individuales por planta que sean exactos.


Revisar la exactitud de los medidores individuales de las plantas y de los medidores maestros (o cintas mecánicas) de la refinería. Cualquier sistema que

proporcione la mejor exactitud deberá ser utilizado para el ingreso de datos normales en el sistema de Contabilidad de HC.

7.1.3 Otros Combustibles o “Fuels”

Los otros combustibles o “fuels” incluyen todas las corrientes enrutadas a los hornos que contengan material que se origine en la carga a la refinería (por Ej.: las corrientes de gases agrios de las unidades de vacío enrutadas a los hornos para su incineración) y que no se miden. Es esencial realizar un estimativo del flujo y la composición de estas corrientes para su inclusión en el balance de masa de la refinería. Si no se contabilizan estas corrientes, contribuirán en las “pérdidas no identificadas” de la refinería.

Cualesquiera cruces que permitan que gases agrios de una unidad de proceso sean directamente enrutados a un horno asociado deberán ser claramente identificados (por ejemplo: en una refinería, un platformado pudo suministrar gas agrio directamente en el sistema de gas combustible mediante un cruce en el límite de la batería). Idealmente estas conexiones deberán ser cegadas, pero si esto no es posible (por j: debido a los cuellos de botellas en el sistema de gas combustible) entonces cualquier flujo deberá ser medido de manera exacta.


Revisar todas las ocurrencias en las que los combustibles pueden ser quemados en la refinería pero que no son capturados de manera rutinaria como parte de los cálculos del combustible de refinería. Cualesquier procesos que caigan en esta

categoría deberán ser estimados o medidos en el balance de masa de la refinería.

7.2 Roles de los Departamentos en el Cálculo de Combustible

Los departamentos que participan en el cálculo de combustibles son el Departamento Tecnológico, Auditoría Técnica y Contabilidad de Hidro Carburos.

7.2.1 Departamento Tecnológico y Auditoría Técnica

La especificación inicial de los medidores de combustible, junto con el monitoreo permanente del consumo de combustible de la unidad de procesos y cualquier investigación de los


problemas en la medición de combustible normalmente son realizados por el Departamento Tecnológico / Instrumento. Sin embargo, teniendo en cuenta que el cálculo del consumo de combustible reviste una gran importancia para la refinería, se deberá designar un propietario adecuado para que asuma la responsabilidad general de la calidad de la medición del combustible. El rol le cae mejor al auditor técnico de la refinería o al ingeniero asignado a los Sistemas de Servicios Industriales / Combustible el cual deberá tener la experiencia adecuada para monitorear las cifras proporcionadas por el tecnólogo de la planta para verificar que están correctos y para cuestionar su exactitud.

Los ingenieros deberán revisar y validar los datos antes de pasarlos a los contabilistas de HC para su inclusión en el balance de masa. Esta validación deberá ser realizada diariamente con el fin de garantizar:

La identificación de los errores potenciales de manera temprana y sean investigados de manera inmediata.

La validación diaria de las cifras de combustibles significará que no hay que cuestionar las cifras del consumo de combustible al final del mes si el balance provisional mensual de la refinería indica una pérdida significativa inexplicable.

La revisión diaria da la oportunidad de evaluar el efecto de las apagadas de planta en utilización de combustible en la medida en que ellas ocurren.

La validación del consumo del combustible de la refinería también puede ser llevada a cabo calculando los balances calóricos sobre hornos y calderas. En lo posible, estos balances calóricos deberán ser automatizados.

Los ingenieros también deberán ser el nexo con el Auditor Técnico y el Contador de HC durante cualquier investigación de datos sospechosos.


Un propietario dedicado que sea responsable de los cálculos generales del combustible de la refinería. Es altamente recomendado que este rol sea

desempeñado por el auditor técnico de la refinería quien deberá estar preparado para revisar de manera regular (es preferible que lo haga diariamente) los datos del combustible proporcionado por el ingeniero de la planta y que lo cuestione cuando se requiera. Esto deberá ayudar en el proceso para lograr una buena

práctica en la medición.

7.2.2 Contabilidad de los Hidrocarburos

El gran impacto que tienen las cifras del combustible de refinería en el balance de masa, y por lo tanto la cifras de las pérdidas, significa que la contabilidad de HC tiene que ser completamente satisfecha de tal manera que los datos sean exactos y que no habrán sorpresas a fin de mes. Si las cifras de combustible suministradas a la contabilidad de HC tienen una exactitud que es sospechosa, entonces se perderá una gran cantidad de tiempo al fin del mes investigando estas cifras en lugar de otras razones más oscuras (y gananciosas) para una alta cifra de pérdida.

Por lo tanto, es apropiado que el contabilista de HC utilice una metodología proactiva para monitorear las cifras de combustible, especialmente si se están recibiendo diariamente. Cualquier preocupación que se tenga sobre la calidad de las cifras deberá ser discutida con el dueño de los cálculos del combustible de la refinería (por j: el auditor técnico de la refinería, según se sugirió antes) quien deberá responder positivamente a las preguntas de los contabilistas de HC con el fin de garantizar que se implemente las acciones apropiadas.

Los chequeos típicos realizados por los contabilistas de HC sobre las cifras recibidas son:

Estudiar las tendencias diarias para establecer si las cifras validadas se ven razonables. Si se observan desviaciones en exceso de 2%, en días consecutivos, entonces se deberá implementar algunas acciones.

Validar las cifras de combustible las mediciones de tanques con cintas mecánicas y los medidores de combustible de la planta, de acuerdo a como sea apropiado.


Monitorear el estado de la operación de la refinería. Por ejemplo: si se ha producido una apagada de la planta, entonces el contabilista de HC deberá aclarar las cifras de combustible que hayan sido validados correctamente.

Es Mejor Práctica ……

Que los contabilistas de HC sean pro-activos en la revisión de los cálculos de combustible de la refinería. Esto se debe al alto impacto que estos datos tienen en el balance de masa de la refinería y el resultante cálculo de la pérdida. El efecto de

una medición de combustible incorrecta puede ser un facto significativo en el cálculo de las pérdidas.


8. PÉRDIDA FÍSICA (O REAL) Como se mencionó anteriormente, (Sección 3), la pérdida es la cifra que balancea la ecuación del balance de masa de la refinería. En la Sección 2, se introdujeron dos categorías de pérdida, es decir: Pérdida Física (o Real) y Pérdida Aparente (o de Medición). La primera de estas pérdidas, la pérdida física se discute con mayor detalle en esta sección.

Las pérdidas físicas normalmente pueden ser medidas, o por lo menos, estimadas, con un grado razonable de precisión. Esto es importante porque un estimativo razonable para la pérdida física ayudará a reducir la parte de “Pérdidas No Identificadas”, lo cual es generalmente un gran reto para la Refinería.

Las áreas de pérdidas físicas que generalmente se categorizan y evalúan de manera independiente son:

8.1 Tea

El sistema de la tea es una parte integral del sistema de seguridad de la Refinería. Típicamente la tea se utiliza para:

Quemar el exceso de vapores debido a condiciones de inestabilidad de la planta

Despresurizar equipos de una planta después de su aislamiento

Quemar el exceso de gas combustible

Para el Contabilista de HC, la quema a tea genera de manera inherente una pérdida a la refinería porque aquella resulta en una reducción en el inventario que no corresponde a una entrega registrada.

La quema a tea es también una importante fuente de pérdida física. Aun cuando es posible medir los flujos a la tea con un grado de exactitud razonable, los medidores exactos son costosos por lo tanto, solo una mínima parte de las refinerías tienen instalados dichos medidores.

La medición del flujo a la tea de manera exacta es una Mejor Práctica ya que cualquier medición deficiente del flujo de la tea contribuye directamente en las pérdidas no identificadas y una alta pérdida no identificada es un síntoma de un control deficiente en la refinería.

Siempre que sea posible, los gases que se queman en la tea, deberán ser medidos en su fuente, por ejemplo: un medidor de flujo en el sitio donde el gas combustible va a la tea.

El método más exacto para la medición del flujo en un cabezal de tea es el medidor de flujo ultrasónico, según lo recomienda el Instituto del Petróleo. También se utilizan frecuentemente otros métodos para la medición del flujo a la tea (Por ejemplo: los medidores Venturi en el brazo de inmersión del contenedor de sello) sin embargo, estos tienden a registrar menos de lo debido.

Se requiere una densidad típica del gas de tea para corregir las medidas de flujo de volumen, excepto para aquellos casos específicos en los que se quema a tea desde fuentes conocidas en donde se conoce la densidad del gas. Se recomienda que se realice la toma de muestra del gas con el fin de estimar el peso molecular típico del gas a tea con el fin de utilizarlo para la corrección de los flujos.


Instalar un medidor de flujo ultrasónico para medir el gas que va a tea de manera razonablemente exacta y por lo tanto, garantizar que este esté representado de

manera exacta como pérdida identificada.


Con el fin de reducir las quemas a tea, se recomienda que TODAS las conexiones que descargan a la tea estén inventariadas (por ejemplo: válvulas de alivio, válvulas de control, válvulas de bloque) y que se cuente con un plan para reducir las quemas a tea desde cada una de las fuentes. En particular, se deberán realizar chequeos de manera regular, por ejemplo: por parte de los operadores con el fin de identificar aquellas válvulas que tengan pase (por ejemplo: aguzando el oído, utilizando un detector portátil e incluso tocando para verificar que una línea aguas abajo está caliente o está fría), y los ingenieros deberán tener como tarea realizar los cálculos de pérdidas diarias a la tea hasta cuando las fugas / pases sean corregidos. Esto reviste particular importancia cuando no se cuenta con un compresor de recuperación de gas a tea instalado.


Que el equipo gerencial de la refinería promueva de manera pro-activa proyectos que tengan como objetivo la reducción de las quemas a tea los cuales deberán

reportar beneficios de costo inmediatos.

Es de vital importancia que cualquier campaña para reducir las quemas a tea reciba el apoyo necesario para garantizar que no se pierdan las ganancias logradas.

El mejor medio para mejorar la exactitud de la medición de las quemas a la tea es minimizando las quemas a la tea! Una manera de reducir las quemas a la tea es mediante la colocación de un responsable de la tea. Las quemas incontroladas a la tea se dan si nadie es responsable de esta. Los indicadores de flujo del tipo On/Off (pueden también estimar el flujo para alcanzar una exactitud “en orden de magnitud”) en las líneas a la tea de las unidades de proceso (por ejemplo: en los límites de la batería) pueden ayudar a identificar las fuentes que van a la tea.


Establecer una meta baja pero realista a alcanzar par alas quemas diarias a la tea. Esto enfocará la atención y el esfuerzo requerido para mantener los ahorros.

8.2 Incendios

La desafortunada ocurrencia de un incendio o de una explosión dará como resultado pérdidas de hidrocarburos. Ese importante registrar los Detalles de todos los incidentes de este tipo, aún si son considerados pequeños e insignificantes. Aun cuando las pérdidas de hidrocarburos son con frecuencia difíciles de medir, es importante que por lo menos se realice un estimativo de la pérdida.


Reunir toda la evidencia posible sobre los incidentes de incendios y cuantificar de esta manera cualquier pérdida de hidrocarburo que deberá ser registrada como

pérdida identificada.

8.3 Emisiones Fugitivas

Esta es la pérdida de hidrocarburos livianos a la atmósfera a partir de fugas en equipos menores en las áreas de proceso y fuera de la refinería. Las fuentes de dichas fugas son típicamente vástagos de válvulas con pase y sellos de válvulas, bridas y sellos de bombas. Cuando se descubre este tipo de fugas individuales de deberá idear un plan de acciones remediales e implementarlo. Estas acciones pueden implicar la participación del personal de Mantenimiento o, si se requiere la modificación de equipos, un proyecto menor.


Se cuenta con varias técnicas para identificar y medir fugas menores. Entre estas tenemos:

Encerramiento del punto de la fuga y purga a través de un medidor y un sistema de analizador.

Utilización de un analizador de hidrocarburos aspirado.

Sin embargo, hay problemas asociados con los métodos anteriores: estos pueden ser complejos, consumen mucho tiempo o requieren de un gran número de pruebas para determinar una respuesta razonable.

Una técnica que se ha venido utilizando con mucho éxito en por lo menos una refinería, es dividir cada una de las unidades de proceso y áreas fuera de la refinería y asignar un equipo conformado por un operador y un mantenedor a cada una de las Secciones con el fin de identificar y reparar todas las fugas menores. El operador utiliza un detector de gas portátil para hacer pruebas en todas las bridas, válvulas, etc. que estén en el área seleccionada. De esta manera, el mantenedor arregla inmediatamente cualquier fuga que se identifique.

El reporte “Protocolo para los Estimados de Equipos con Fugas de Emisiones” de la EPA 453/R-95-017A presenta un análisis detallado de los medios para evaluar emisiones fugitivas.

Una manera simple de determinar un estimativo de las pérdidas por emisiones fugitivas es la utilización de de un método de fuente de punto, por ejemplo: determinar una pérdida promedio por fuente y después multiplicarla por el número de fuentes. Por ejemplo, si se realiza una estimación del número de válvulas, válvulas de control y bridas en servicio para hidrocarburos livianos, entonces este número puede ser multiplicado por un promedio de la cantidad de pérdida para derivar la pérdida total. Otro método es estimar las pérdidas aplicando una cifra nominal (digamos que 0.05%) a la carga.


Tomar en cuenta las Emisiones Fugitivas ya sea mediante medición directa o por estimación como lo indica el Instituto del Petróleo o mediante la aplicación de una

cifra nominal con base en el peso de la carga.

8.4 Venteo

La mayoría de unidades de proceso tienen pequeños venteos de hidrocarburos a la atmósfera, por ejemplo: venteos en los sellos del compresor, drenajes de muestras en vasijas, venteos del regenerador del platformado, etc., y algunas veces estos venteos tienen flujos pequeños pero constantes que no son medidos ni estimados. Se deberán estimar estos flujos tomando muestras y hacienda cálculos. En caso de que haya muchos venteos en la refinería esto va a tomar tiempo y va a ser poco práctico. En esta situación, el método de fuente del punto descrito en la Sección se puede utilizar con el fin de evaluar la pérdida total de todas las fuentes. Esto requerirá en primer lugar el inventario de las fuentes.


Realizar el inventario de la refinería con el fin de catalogar todos los venteos y después medir / estimar cualquier pérdida de tal manera que pueda incluir en el

cálculo de pérdidas identificadas.

8.5 Evaporación

Las principales Fuentes de pérdidas por evaporación son los tanques y drenajes/interceptores. Las pérdidas por evaporación de tanques se deben a pérdidas de almacenamiento quieto y a pérdidas por llenado /retiro.


8.5.1 Pérdidas por Almacenamiento en Tanques

Estas son pérdidas de un tanque estático causadas por los vapores que se escapan del hidrocarburo almacenado a la atmósfera. Estas pérdidas se pueden dar tanto en los tanques de techo flotante como en los de techo fijo.

8.5.1.1 Tanques de Techo Flotante

La causa de las pérdidas de almacenamiento quieto de estos tanques es debido al escape de los vapores de accesorios tales como:

Sellos de los tanques de techo flotante

Penetraciones de las patas de los tanques de techos flotantes

Pozos quietos con ranuras

Pérdidas por fugas por los drenajes de agua de tanques de techo flotante

La magnitud de la fuga de vapores variará de acuerdo con el diseño de los accesorios del tanque, la presión de vapor del producto almacenado y las condiciones ambientales. Los métodos estándar para la estimación de las pérdidas por esta fuente se encuentran en el API MPMS Ch19 Sección 2. Sin embargo, se sabe que este método tiende a sub-estimar las pérdidas ya que asume que los sellos, etc. siempre son “nuevos”.

Es posible estimar las pérdidas de tanques de manera más exacta utilizando la técnica con rayo láser (el método más preciso), o incluso utilizando un detector de gases y el modelo de dispersión.

Los drenajes de los techos flotantes, especialmente los de tipo de codo articulado, son famosos por sus fugas. En algunos sitios se tienen dos drenajes independientes en los techos flotantes, lo que significa que si un drenaje comienza a tener escapes, puede ser aislado. En algunos sitios, cierran la válvula al final de los drenajes de los techos flotantes que comienzan a tener fugas – esta práctica es aceptable siempre y cuando se cuenten con procedimientos para abrir la válvula inmediatamente en el evento de lluvias. Allí se producirán algunas pérdidas cuando la válvula se abre, por lo tanto realizar mantenimiento es la mejor solución.

Con el fin de minimizar dichas pérdidas en esta área, se realizan las siguientes recomendaciones:

Instalar sellos secundarios en los techos o un techo tipo domo sobre el tanque

Encerrar en bolsas las patas de los techos flotantes

Utilizar pintura blanca reflectiva en los tanques que contengan productos con vapores con alta presión

Los operadores deberán revisar con periódica frecuencia toda la longitud de los techos flotantes de los tanques con un detector de gas y reportar hallazgos a mantenimiento.

Contar con un programa regular de inspecciones formales lo mismo que un programa de mantenimiento que aseguren que los sellos y los otros equipos funcional de manera eficiente.

Realizar un buen mantenimiento de los drenajes de agua de los techos flotantes.

8.5.1.2 Tanques de Techo Fijo

La principal causa de pérdidas por evaporación en estos tanques es a través de:

Accesorios del tanque que tienen fugas, por ejemplo: válvulas P/V.

Expansión y contracción de los vapores debido a las variaciones diarias en las temperaturas (respiración diurna)

Huecos en los techos del tanque


Se pueden reducir las pérdidas aumentando la frecuencia de las inspecciones y del mantenimiento de las válvulas PV (en donde estén instaladas). La mejor práctica es darle a las válvulas PV la misma prioridad que a las válvulas de alivio para su mantenimiento e inspección. Otra técnica es simplemente reemplazar las válvulas PV cada pocos años con unidades refaccionadas, (por ejemplo: instalar una válvula PV de repuesto (spare) en el tanque respectivo, refaccionar la válvula que se haya retirado del tanque y ahora se convertirá en la válvula spare para ser instalada en otro tanque).

El método para estimar las pérdidas diurnas se encuentra en el API MPMS Capítulo 19.

La mejor práctica es instalar cubiertas flotantes internas dentro del tanque o conectar el espacio de vapor del tanque a un sistema de recolección de vapores y a un sistema separador. Idealmente un sistema de este tipo estará conectado a la unidad para recuperación de vapores.


Estimar las pérdidas de vapores de los tanques producidas por “respiración” utilizando las guías del API 2517 y API MPMS Capítulo 19 según corresponda. Estos

estimativos deberán incluirse en los cálculos de pérdidas identificadas.


Minimizar los efectos de pérdidas por evaporación mediante la instalación de equipos tales como sellos secundarios o cubiertas flotantes externas en los

tanques de techos flotantes y cubiertas flotantes internas o sistemas de balanceo de vapor y/o sistemas de recuperación en los tanques de techos fijos. Los

procedimientos para una inspección y un mantenimiento efectivos son esenciales para garantizar que los equipos están funcionando de manera eficiente. Las válvulas P/V deberán recibir la misma prioridad que las válvulas de alivio en

relación con su inspección y mantenimiento.

8.5.2 Pérdidas por Relleno / Retiro

Estas pérdidas son causadas por la liberación de vapores debido a movimientos de nivel de los tanques cuando estos son vaciados o llenados.

8.5.2.1 Tanques de Techo Flotante

En los tanques de techo cuando el nivel disminuye, se expondrán áreas húmedas en el casco del tanque. Si se trata de un producto liviano (por ejemplo: gasolina), entonces se producirá una pérdida de hidrocarburo debido a la evaporación. Las guías para estimar dichas pérdidas se suministran en el API 2518 y API MPMS Capítulo 19.

8.5.2.2 Tanques de Techo Fijo

En el caso de los tanques de techo fijo, las pérdidas ocurren cuando:

El llenado de líquido desplaza a la atmósfera el vapor que está en el espacio del techo.

La caída de nivel del tanque ocasionará evaporación de las paredes húmedas hacienda que el espacio del techo sea más rico en hidrocarburos que se pueden perder a la atmósfera la próxima vez que el tanque se llene.


Las guías para estimar dichas pérdidas se suministran en el API MPMS Capítulo 19.

La mejor práctica es instalar cubiertas flotantes internas dentro del tanque o conectar el espacio de vapor del tanque a un sistema de recolección de vapores y a un sistema separador. Idealmente un sistema de este tipo estará conectado a la unidad para recuperación de vapores.


Estimar las pérdidas de vapores de los tanques ocasionadas por el relleno y vaciado utilizando las guías reseñadas en el API 2517 y API MPMS Capítulo 19 según lo requerido. Estos estimados deberán ser incluidos en los cálculos de

pérdidas identificadas.

8.5.3 Pérdidas por Evaporación de Drenajes e Interceptores

La presencia de agua libre en el fondo de los tanques presenta un problema significativo. El agua es originada por la sedimentación del hidrocarburo mojado, la condensación de la húmeda en el espacio de vapor del tanque o por el ingreso de agua lluvia. La práctica de operación normal es drenar el agua lluvia del fondo de los tanques en la primera oportunidad que se presente con el fin de prevenir posibles alteraciones en las unidades de proceso.

Las válvulas de drenaje automático (estas válvulas cierran cuando detectan la presencia de hidrocarburo) son efectivas para reducir los hidrocarburos que llegan al drenaje, pero es necesario un buen sistema de confiabilidad para garantizar que no se requiera la atención del operador.

Cualquier método de drenaje de agua que se utilice, el cual puede ser manual (el menos eficiente) o automático, siempre existe el riesgo de que hidrocarburos, o una emulsión rica en hidrocarburos pueda ingresar al sistema de drenaje. Si el hidrocarburo es liviano entonces la pérdida por evaporación será inevitable.

Con el fin de prevenir que esta pérdida llegue a ser significativa, se deberán desarrollar procedimientos efectivos para el drenaje de agua de los tanques con el objetivo de minimizar las pérdidas de hidrocarburos a los drenajes. También se deberán desarrollar procedimientos con el fin de estimar las cantidades de hidrocarburos enrutados hacia el drenaje y las cantidades de hidrocarburos recuperados del sistema de drenaje. De esta manera, se pueden estimar las pérdidas de hidrocarburos. Entre los procedimientos existentes se pueden mencionar los siguientes:

Mantener los registros de los volúmenes de hidrocarburo recuperado por los interceptores y aplicar el factor de evaporación para estimar las pérdidas.

Realizar una investigación para estimar las cantidades de hidrocarburos que se van a los drenajes como lodos y aplicar el factor de evaporación para estimar las pérdidas.

Los resultados de los estimados deberán ser incluidos en los cálculos de pérdidas identificadas.


Recopilar los datos de las aguas contaminadas con lodos (por ejemplo: cantidades, flujos, duración de los flujos, presiones de vapor, temperaturas etc.) enviadas a los

sistemas de drenaje e interceptores. Estos datos deberán ser utilizados para estimar las pérdidas de hidrocarburos debido a evaporación. Este estimado deberá

ser incluido en el cálculo de pérdidas identificadas.


Revisar los procedimientos para el drenaje de agua de los tanques. Estos procedimientos deberán minimizar las cantidades de hidrocarburos enviadas a los

sistemas de drenajes e interceptores asegurando que la actividad es completamente controlada en lugar de ser incontrolada.


8.6 Derrames y Fugas

Se debe establecer un procedimiento para el reporte de incidentes para el registro de derrames y de fugas. Las cantidades respectivas resultantes de dichos incidentes deberán ser notificadas de inmediato a los contabilistas de hidrocarburos.


Desarrollar un procedimiento para el reporte de incidentes que registre los derrames y fugas significativas y cuantifique las pérdidas.

8.7 Agua Efluente y Agua Enfriante

Pequeñas cantidades de hidrocarburos estarán presentes en los sistemas del agua enfriante y de efluentes. La concentración de hidrocarburo en el agua puede ser medida en PPM mediante muestreos y pruebas regulares. Esta medición puede ser combinada con el flujo total para estimar las pérdidas. Este estimado deberá ser incluido en los cálculos de pérdidas identificadas.


Estimar las pérdidas de hidrocarburos a través de los diferentes sistemas de efluentes de agua que deberán ser incluidos en el cálculo de pérdidas identificadas.

8.8 Filtración

La fuga de hidrocarburos de tanques y accesorios deberá ser minimizada desde el inicio de un buen diseño y una construcción de alta calidad, y a partir de allí, mediante una buena inspección y mantenimiento. Sin embargo, aun cuando se cuente con el mejor diseño, la mejor construcción y el mejor mantenimiento, es posible que aún así se presenten fugas en un tanque.

Operaciones de Elementos Externos deberá registrar cualquier tanque que presente fugas. Se deberá mantener una lista de aquellos tanques que presenten dichos defectos y se deberá estimar la cuantificación de las pérdidas resultantes. Este estimado deberá incluirse en los cálculos de las pérdidas identificadas.


Revisar constantemente los tanques para verificar filtraciones/fugas que puedan dar como resultado pérdidas de hidrocarburos. Se deberá mantener una lista de

aquellos tanques que presenten dichos defectos de tal manera que se pueda incluir el mejor estimado en los cálculos de las pérdidas identificadas.

8.9 Desechos Sólidos

Cuando se sacan tanques de servicio para su mantenimiento y limpieza vale la pena asegurar que las cifras reales de desechos sólidos sean cuantificadas. Este tema es discutido con mayor profundidad en la Sección 10.3

8.10 Pérdidas Químicas

Se considera pérdida química cuando una parte del carbono o del hidrógeno presente en la carga se pierde al convertirse en agua o en dióxido de carbono (no en combustóleo (fuel oil)o en gas combustible (fuel gas). Las fuentes principales de pérdidas químicas están en las unidades Claus de recuperación de Azufre, en donde la parte de hidrógeno de la carga de


sulfuro de hidrógeno se convierte en agua y en las Unidades de Fabricación de Hidrógeno, en donde la parte de carbono de la carga del gas combustible se convierte en dióxido de carbono.

8.10.1Unidad de Recuperación de Azufre (SRU)

La pérdida química total en una SRU es la suma de la pérdida de hidrógeno mediante la reacción del sulfuro de hidrógeno con el azufre y el agua, la pérdida de sulfuro de hidrógeno a la chimenea debido a la reacción incompleta en el proceso (normalmente este sulfuro de hidrógeno se convierte en dióxido de azufre en una convertidota catalítica) y la pérdida mediante la combustión de cualquier hidrocarburo presente en la carga a la SRU.

La pérdida de sulfuro de hidrógeno a la chimenea (como sulfuro de hidrógeno o como dióxido de azufre) puede ser estimada a partir de la eficiencia de la unidad.

Las pérdidas de hidrocarburos pueden ser estimadas a partir de la composición de la carga a la SRU.

La pérdida química real puede ser estimada a partir de la siguiente ecuación:

H2S + 0.5*(Eff/100) O2 = (Eff/100)S + (1-Eff/100)H2S + (Eff/100) H2O

Donde Eff representa la eficiencia general de la unidad.


Revisar la producción de azufre con el fin de obtener el mejor estimativo de las pérdidas químicas en el proceso de asegurar que estas sean incluidas como

pérdidas identificadas en lugar de pérdidas no identificadas. Esto deberá incluir el análisis exacto de la composición de la carga para eliminar el efecto de los inertes y

lograr mejores estimativos de la eficiencia de las Unidades de Recuperación de Azufre.

8.10.2Unidad de Fabricación de Hidrógeno(HMU)

Le proceso de una HMU da como resultado una pérdida de carbono (en forma de dióxido de carbono) a la atmósfera y una ganancia de hidrógeno del agua de la carga en el proceso de reformado del vapor. El efecto neto es una pérdida significativa. La ecuación general es la siguiente:

CnH2n+2 + 2nH2O = (3n+1)H2 + nCO2

La composición de la carga de hidrocarburo al proceso puede ser relacionada con el Valor Calorífico más Bajo conocido también como LHV del gas. Por lo tanto, es posible correlacionar la pérdida química con el LHV de gas y la cantidad de hidrógeno producido. En el retorno de MF-14 la formula para calcular la Pérdida Química total (por ejemplo: tomando en cuenta la ganancia de hidrógeno) considerando una eficiencia de 90% del proceso es:

Pérdida Química = (3.68 – 2.162 * LHV/40,500) * H2 producido.


8.10.3Pérdidas de Nitrógeno

Otro tipo de pérdida química es la pérdida de nitrógeno. El nitrógeno presente en la carga de crudo a la refinería se convierte en amoníaco en las plantas de hidro-tratamiento y las de hidro-craqueo. La pérdida de amoníaco deberá ser estimada para el balance de masa.


Revisar cuidadosamente las diferentes áreas de procesos de producción de la refinería en los que puedan ocurrir pérdidas químicas. Después de identificar estas áreas, se deberá realizar el mejor estimado posible de tal manera que se puedan incluir correctamente como parte de las pérdidas identificadas. Si esta acción no

se realiza, estos ítems desaparecerán y se convertirán en parte de la cifra de pérdidas no identificadas.

8.10.4Pérdidas de Metales

Los metales orgánicos presentes en el crudo son depositados en el catalizador en las unidades de mejoramiento / tratamiento. Se deberá calcular la cantidad de metales “perdidos”.

8.10.5Gases Agrios del Soplado de Asfalto

Se deberá estimar la pérdida de hidrocarburos en los gases agrios del proceso de soplado del asfalto.

8.10.6Gas de Venteo de Merox

La pérdida deberá ser estimada e incluida en el balance de masa.

8.11 Coque

Unidades como la de platformado y la de craqueo catalítico acumulan coque en el catalizador, después de lo cual se quema. En la unidad de craqueo catalítico, algunas veces se extrae calor útil por una caldera de CO. Esta pérdida de coque, tomando en cuenta el valor del combustible según sea necesario (para permitir la asignación correcta entre combustible y pérdida), deberá ser estimada ya que forma parte de las pérdidas identificadas.

Cuando el coque es un producto de la refinería, las entregas normalmente son cuantificadas utilizando la báscula. Un input clave para el balance de masa es el contenido de agua del coque, el cual deberá ser medido o estimado de la manera más precisa posible.


Estimar la producción de coque en las plantas en que sea relevante e incluirla en los cálculos de entregas, combustible o pérdidas identificadas según convenga.


9. PÉRDIDAS NO IDENTIFICADAS La pérdida no identificada es la diferencia no explicable entre la entrada de flujos netos y la salida de flujos netos (incluyendo el combustible propio) después de contabilizar el cambio de inventario (stock) y todas las pérdidas conocidas en un período determinado.

Esta diferencia no explicada es de gran importancia debido al costo financiero potencial y es una de los Indicadores Claves de Desempeño (KPIs) más importantes.

El Benchmarking de las pérdidas no identificadas de la refinería en comparación con los de las otras refinerías del Grupo de Shell da retroalimentación sobre la efectividad general de la medición total y de que se cuenta con un sistema de contabilidad.

Un buen desempeño consistente y bajas pérdidas no identificadas son el resultado de un sistema de medición bien establecido y mantenido en el cual se han desarrollado e implementado buenas prácticas y procedimientos.

Se deberá mantener la tendencia histórica de las pérdidas no identificadas (por ejemplo: una tabla de control estadístico) y cualquier resultado que esté por fuera de la tolerancia acordada (por ejemplo: “x” Desviaciones Estándar) deberán activar una alerta. Posteriormente se deberán revisar aquellas altas pérdidas no identificadas con el fin de identificar y corregir el problema. La investigación deberá obedecer un procedimiento estándar y se deberá realizar la lista de los ítems que se deben investigar en una lista de chequeo.


Realizar seguimiento a las pérdidas no identificadas y realizar la revisión de las pérdidas en el evento en que se presente pérdidas altas no identificadas que sean

inusuales.

Si las pérdidas no identificadas son inusualmente altas entonces se deberá revisar con sumo cuidado aquellas actividades inusuales que se estén dando en la refinería y se deberán revisar también con mucho cuidado los procedimientos para la contabilización de dichas actividades. Es con frecuencia en estas áreas que se pueden presentar las anormalidades, ya que durante cierto período de tiempo estas actividades son vistas como una práctica “rutinaria y normal” y cualquier error se arraiga. Se deberá realizar una investigación adecuada de estas actividades para evaluar su efecto en los cálculos de las pérdidas de la refinería.

Algunos ejemplos de estas prácticas inusuales son:

Cualquier interconexión de instalaciones para la importación de crudos que se comparta con otras compañías. Se deberán realizar revisiones regulares con el fin de garantizar que se cuente con la segregación adecuada y que esta se mantenga. Verificar que se cuenten con todos los procedimientos contables y que estos estén funcionando apropiadamente.

Cualquier interconexión para entrega de producto o instalaciones de tuberías para entrega de productos que sean compartidas con otras compañías deberán ser revisadas con el fin de garantizar se cuente con la segregación adecuada y que esta se mantenga. Verificar que se cuenten con todos los procedimientos contables y que estos estén funcionando apropiadamente. De igual forma se debe verificar que existan acuerdos mutuos con las otras compañías.

La recuperación de hidrocarburos de los pozos de monitoreo de agua del suelo de refinería. Si esto no está incluido en el “recibo” de la refinería entonces esto


representa una ganancia no identificable. Sin embargo, esto se habrá originado de una fuga / filtración o drenaje de tanques, por lo tanto existirá una desviación contra una pérdida anterior identificada o no identificada.

En caso de que existan tanto productos de hidrocarburos como productos químicos operando dentro de la Refinería entonces cualquier transferencia de carga o de producto entre los dos sectores requerirá una cuidadosa revisión aún si, como en algunos casos, estas transferencias han sido clasificadas como por fuera del alcance del balance de masa de la refinería. Se deberá contar con procesos de medición exactos y procedimientos auditables con el fin de garantizar que cada sector pueda monitorear y contabilizar de manera correcta el desempeño de su negocio.

Se deberá identificar y corregir cualquier debilidad en las instalaciones para medición de la Refinería que obligue a depender del sistema de medición de los clientes para el suministro de la cantidad entregada. Aún pequeños volúmenes de producto entregado deberá contar con un sistema de medición adecuado. Si no es efectivo desde el punto de vista de costos instalar una medición de transferencia de la custodia en la refinería entonces el sistema de medición de los clientes deberá ser auditado de manera rutinaria.


Siempre proporcionar instalaciones para medir las transferencias de productos y, cuando se tenga disponible, utilizar un sistema de medición de clientes como

chequeo de comparación.

Los ejemplos anteriores fueron extraídos de experiencias de las Refinerías de Shell e ilustran aquellas situaciones o circunstancias específicas que han contribuido de manera inadvertida a pérdidas no identificadas.


Revisar cualquier actividad de carga o transferencia de productos que se dé inusualmente desde la refinería. Estas actividades deberán ser investigadas y

cuando sea necesario implementar los respectivos procedimientos para realizar auditorías. El objetivo de estos procedimientos deberá ser garantizar la

consistencia y aclarar el tratamiento de contabilidad de hidrocarburos con el fin de eliminar cualquier pérdida no identificada y su impacto financiero potencial en la

refinería.

La estimación exacta de las pérdidas no identificadas yace en la exactitud de la medición o estimación de las pérdidas identificadas. La falla al no prestar suficiente atención a esto puede dar como resultado pérdidas no identificadas que sean desechadas incorrectamente debido a la utilización de datos de medición primaria deficientes.


Hacer seguimiento a las pérdidas de refinería no identificadas después de aplicar Mejores Prácticas en la medición de recibos, entregas y stocks lo mismo que

pérdidas identificadas.


10. PROBLEMAS DENTRO DE LA VALLA DE LA REFINERÍA Existen actividades específicas dentro de la refinería que, por su misma naturaleza ocasionan dificultades en su medición y por consiguiente tienen un impacto en el balance de refinería. Para ayudar a reducir los problemas en estas áreas es esencial que todas aquellas personas que participan en el proceso cuenten con una absoluta y completa comprensión de los procedimientos para la cuantificación de los hidrocarburos, por ejemplo: Elementos Externos, auditoría técnica, desarrollo tecnológico y contabilidad de hidrocarburos.

Estas mismas actividades son las áreas claves en que se debe enfocar la Contabilidad de Hidrocarburos cuando investigue una pérdida grande. Entre estas actividades claves podemos mencionar:

slops

agua en el crudo

Tea(Consulte la Sección 8.1

Contabilidad de lodos

Pérdidas a océano

Seguimiento de crudos

10.1 Slops de Hidrocarburos

Todas las refinerías requieren de un sistema de slops para recolectar los hidrocarburos que estén fuera de especificaciones o que se recuperen de las diferentes áreas de la refinería. Los slops recolectados normalmente son reprocesados en una unidad de destilación de crudos.

Las principales áreas generadoras de slops son las siguientes:

Agua de lastre, slops de buques y slops de los sistemas de recolección de los muelles de carga y descarga

Corrientes de proceso fuera de especificaciones de arranques de plantas, apagadas de planta y alteraciones de procesos de las unidades.

Corridas de slops húmedos de las unidades de proceso, por ejemplo: cabezales de cima de las unidades de vacío, cabezales de cima más secos

Actividades de drenaje de agua de los tanques.

Recolección de aguas aceitosas de los drenajes.

Hidrocarburos recuperados de los sistemas de tratamiento de aguas residuales, por ejemplo: agua de efluentes de los desaladores

Muestreos.

Tambores recolectores de gas a tea (knock out drums)

Lavados (flushing) de vasijas, columnas e intercambiadores cuando se preparan los equipos para ser entregados a Mantenimiento

Es claro que la recolección de slops es una operación continua que involucra a todas las áreas de la refinería. También es de anotarse que con mucha frecuencia los slops están mojados y pueden contener grandes porcentajes de agua.

10.1.1El Costo de los Slops


Los lodos de hidrocarburos o Slops son un reciclo dentro de la refinería, y como tal son indeseables por naturaleza. La producción y conservación de los slops en una refinería representan un costo oneroso debido a:

La cantidad de slops producido es siempre menor a la cantidad que se envía para reproceso - por ejemplo: siempre hay una pérdida física en el sistema de slops.

Se requieren tanques extras.

El Costo de transporte del material (por vehículos y tuberías) alrededor de la refinería.

Preparación y pruebas antes de su procesamiento, por ejemplo: drenaje de tanque de slops mojados, inyección de desemulsificador, si se requiere.

Costo del reproceso.

Esfuerzo adicional por parte de operaciones.

Por todas estas razones, la gerencia de la refinería deberá mostrar un interés activo en la minimización de la producción de slops y deberá incentivar a todos los equipos de operaciones, pero especialmente al de Elementos Externos, a tomar medidas para reducir la producción de slops.


Que el equipo gerencial de la refinería asuma un interés activo en la producción de slops, con el fin de minimizarlos, debido al alto costos que implica el

reprocesamiento. Este compromiso y toma de conciencia deberá ser comunicado a todos los equipos de operaciones de la refinería de tal manera que ellos puedan entender el costo que implica el mantener inventarios de slops, lo mismo que su

producción.

10.1.2Medición de Slops

Los problemas con la medición de los slops normalmente implican determinar las cantidades de agua en los tanques de slops y la actualización de la densidad de los hidrocarburos en los tanques.

El procedimiento básico para la medición de la producción de slops, los slops reprocesados y los cambios en los inventarios de slops es mediante la utilización de cinta de inmersión a fondo en los tanques. Es fácil medir las cantidades brutas en los tanques y se le puede hacer seguimiento diario a estas cantidades brutas si los tanques cuentan con el respectivo equipo para medición automática. La clave para el control de balance de masa al corto plazo es la determinación de la cantidad de agua en los tanques de slops. Una estimación acertada del contenido de agua en un tanque puede ser difícil debido a la emulsión de la interfaz agua /hidrocarburo. Entre los procedimientos para mejorar la exactitud en la medición de los slops tenemos:

Cuando sea posible escoger, siempre utilice la menor cantidad posible de tanques para almacenar slops.

Tenga como meta minimizar la cantidad de slops en almacenamiento al final del mes por reprocesamiento

Tenga como meta minimizar la cantidad de agua en el tanque mediante drenaje frecuente de agua

Si hay presencia de agua libre en los tanques al fin de mes, entonces determine el volumen del agua mediante medición manual utilizando pasta detectora de agua.

Determine el contenido de agua en los lodos de hidrocarburos si se cree que el contenido de agua disuelta y suspendida es alto

Si es necesario, mejore la interfaz de separación agua / hidrocarburo calentando el tanque y/o utilizando desemulsificadores


Mantenga al contabilista de hidrocarburos de la refinería al tanto del estado de los slops de la refinería

Es aconsejable hacer medición por inmersión (potala) del agua de los tanques de slops de manera regular (por lo menos una vez a la semana) con el fin de permitir el gerenciamiento de los slops y permitir un balance másico semanal /diario acertado. Más aún, es absolutamente esencial medir el agua de los tanques de slop para el cierre del fin de mes, con el fin de obtener la mejor posición del inventario para el balance de masa de la refinería.

Un conocimiento de la densidad del hidrocarburo en cada uno de los tanques de slop es esencial para una medición exacta de los slops. Se deberán obtener muestras de los lodos de hidrocarburos de los tanques de manera regular y estas deberán ser enviadas al laboratorio para realizar análisis de densidad. Con frecuencia esta es una tarea que se descuida, lo cual es inaceptable ya que la calidad de los hidrocarburos (y por lo tanto, la densidad) en los tanques de slops puede variar enormemente con el tiempo y la no actualización de la densidad de manera regular puede dar como resultado errores significativos. La mejor práctica es medir la densidad del hidrocarburo al mismo tiempo que el contenido de agua.


Muestrear regularmente (preferiblemente una vez a la semana pero por lo menos una vez al mes) la densidad de los tanques de slops de tal manera que estos

inventarios puedan ser representados de manera justa en el balance de masa de la refinería.

10.1.3Agua de Lastre de los Buques y Slops de los Buques

Por razones operacionales y ambientales muchas refinerías tienen que aceptar el lastre de los buques. La práctica normal es llevarlo a la costa y depositarlos en un tanque dedicado, el cual no deberá hacer parte del sistema normal de balance de masa.

El procedimiento para la contabilización de los hidrocarburos en el agua del lastre es complicado por el alto contenido de agua. Después de permitir tiempo para que el hidrocarburo y el agua se separen, todos los hidrocarburos recuperados se pueden transferir al sistema de slops de la refinería. Una estimación exacta de la cantidad de hidrocarburo recibido es casi imposible de lograr, y la práctica normal es registrar el HC en el sistema como un recibo libre.

Los slops de los buques (por ejemplo: los slops del cuarto de máquinas) son recibidos frecuentemente por las refinerías. La calidad de los slops deberá ser evaluada antes de que se inicie la importación ya que la presencia de cualquier agente desengrasante en los slops ocasionará problemas de emulsión en el tanque de recibo de slops de la refinería. La medición de la cantidad de hidrocarburos recibidos es difícil y por lo tanto se sugiere que solo se reciban los slops de los buques sin son “Libres de Cargo” (Gratis) o si tienen que recibirse forzosamente.

Se deberá recomendar a los contabilistas de hidrocarburos cuando se recibirán slops de un buque o lastre aceitoso en los tanques de slop de la refinería, junto con las cantidades.


Desarrollar un procedimiento práctico en el que se incluyan los acuerdos para el manejo de lastre de los buques y los recibos resultantes de cualquier tipo de

hidrocarburos en el sistema de slops de la refinería. El Departamento de Elementos Externos deberá mantener informados a los contabilistas de


hidrocarburos de la fecha en que esto debe darse y el valor de los recibos deberá ser asentado en los libros.

10.1.4Parada / Arranque de Plantas

Se deberá establecer un procedimiento bien definido para las paradas y arranques de las plantas con el fin de minimizas las pérdidas físicas. En particular, se deberá monitorear y medir cuidadosamente el drenaje de las plantas y los inventarios de las líneas y los efectos de tener que reciclar hidrocarburos.


Establecer un plan bien definido para las paradas / arrancadas de las plantas con el fin de minimizar las pérdidas. Todos los grupos interesados deberán participar en el desarrollo e implementación de este procedimiento con el fin de garantizar un

resultado exitoso.

10.1.5Los Roles de los Grupos Participantes

10.1.5.1 Elementos Externos

Para un manejo efectivo del sistema de slops se deberá nombrar un “dueño” del sistema. El departamento mejor situado para esta tarea, no solo físicamente sino también que cuenta con los recursos y la experiencia adecuados es Elementos Externos.

Una de las tareas de Elementos Externos deberá ser monitorear y comprender la producción de slops de la refinería. Elementos Externos deberá cuestionar continuamente la producción de slops de la refinería, tanto dentro del departamento (por ejemplo: prácticas para el drenaje de agua de los tanques), como por parte de los otros departamentos de operaciones.


Tener claramente definido de quién es la responsabilidad y la rendición de cuentas de la producción de slops. Se recomienda que sea el Departamento de Elementos Externos por ser el mejor calificado para manejar esta tarea de manera efectiva.

Aun cuando la responsabilidad de gerenciar los slops descanse en manos de Elementos Externos, una cooperación estrecha de los demás departamentos de la refinería es esencial para que Elementos Externos desarrolle esta tarea de manera efectiva. El Departamento de Elementos Externos puede ser proactivo enviando el mensaje a los demás departamentos de la refinería de que la producción de slops no es aceptable.

Existen diferentes maneras para minimizar la producción de slops, por ejemplo:

Recopilando un inventario de todas las posibles fuentes de slops y cuestionando cada una de dichas fuentes.

Revisando todos aquellos procedimientos que estructuralmente permiten la producción de slops y cuestionándolos.

Investigando cualquier incidente inusual de slops y capturando el aprendizaje para evitar incidentes similares en el futuro.


Desarrollando un plan para la reducción de slops, estableciendo metas para la producción de slops mediante Indicadores Claves del Desempeño (KPIs) y logrando el respaldo de la Gerencia para garantizar las acciones.


Que el Departamento de Elementos Externos aplique procedimientos de control para la producción de slops que deberán ser acordados, apoyados y completamente

implementados por la Gerencia de la Refinería.

El Departamento de Elementos Externos deberá contar con procedimientos efectivos con el fin de minimizar la producción de slops durante las paradas y arranques de las plantas. Esto puede lograrse en consulta con los otros departamentos, particularmente en el caso de las paradas y arranques planeados. Dentro de este procedimiento se deberá incluir la comunicación con los contabilistas de hidrocarburos sobre qué se espera exactamente que suceda y cuándo.

La mejor práctica es direccionar los slops desde todas las fuentes posibles hacia un tanque de crudo (o a un tanque de carga de otras unidades de proceso) en lugar de hacerlo hacia un tanque de slops.


Que el Departamento de Elementos Externos desarrolle, junto con otros departamentos involucrados de la refinería, procedimientos apropiados para

minimizar la producción de slops durante paradas y arrancadas de planta que han sido planeadas.

El Departamento de Elementos Externos también es responsable de la medición exacta de los inventarios de slops.

Se deberá mantener una clara comunicación entre el Departamento de Elementos Externos y los contabilistas de hidrocarburos con el fin de garantizar que los inventarios de slops sean representados lo más exactamente posible en el balance de refinería. Es de vital importancia que estos dos departamentos sean conscientes de los problemas mutuos en relación con la medición de los slops.


Que Elementos Externos asuma una actitud proactiva para obtener mediciones regulares de agua en los slops y que comunique esta información a los

Contabilistas de Hidrocarburos. Reviste particular importancia que este ejercicio sea realizado de manera cuidadosa y exacta para el reporte de fin de mes.

10.1.5.2 Contabilistas de Hidrocarburos

Los contabilistas de hidrocarburos calcular mensualmente el balance de masa de la refinería y las cifras resultantes de pérdidas / ganancias. Con el fin de que estas cifras sean confiables, ellos deberán considerar seriamente la posición relacionada con el inventario de los slops. Por ejemplo, la magnitud de un error en la medición en un tanque de slops (por ejemplo: debido a una medición incorrecta del agua) podría equivaler a varios cientos de toneladas métricas que significará una alta proporción de la pérdida mensual.

Los Contabilistas de Hidrocarburos deberán estar preparados para revisar y cuestionar los siguientes aspectos:


La consistencia de las mediciones de agua (por inmersión con cinta) en los tanques de slops a lo largo del mes;

la exactitud de la medición del agua al fin del mes; y

La densidad del producto en cada uno de los tanques de slops.

Los cambios de temperatura en los tanques de slop (por ejemplo: si se calienta ocasionalmente).


Que los contabilistas de hidrocarburos revisen de manera activan al igual que cuestionen las cifras del inventario de slops ya que el impacto de un error puede tener un gran impacto en el balance a corto plazo de la refinería balance y en el

cálculo de las pérdidas.

10.2 Agua en el Crudo

Ya se explicó en la Sección 5 (Recibos que llegan a la Refinería) que las importaciones de crudo pueden representar una fuente significativa de los errores de la medición. Esto es debido a la determinación de la densidad y del contenido de BS&W en el crudo, ambos son críticos para la exactitud de la medición del recibo de crudo neto que debe ser registrado en la refinería.

Sin embargo, una vez que está dentro de la valla de la refinería, el agua que está en el crudo sigue siendo un problema importante en la medición del crudo ya que se ha introducido de manera efectiva en el inventario y permanecerá allí hasta cuando se identifique (es decir, cuando se cuantifique) o haya podido salir del sistema (por ejemplo: haya sido enviada a tratamiento de aguas).

El efecto de registrar un recibo de crudo neto en el balance de masa creará de manera inevitable un desbalance con el inventario físico ya que la separación del agua en el inventario de crudos es difícil de obtener y de medir, operacionalmente hablando. Por ejemplo, el tiempo operacional permitido para el la sedimentación después de que se realiza una descarga de crudo puede hacer que la medición por cinta (inmersión) del agua que está en los tanques de crudo sea impráctica o que el tiempo que se demora iniciar los movimientos de remoción de fondos desde los tanques de crudos a un tanque dedicado para la determinación y medición del agua puede hacer que sea difícil reportar inventarios. Esto es particularmente cierto cuando se deben cumplir con los plazos estrictamente establecidos para el reporte de fin de mes.

Esto significa que con frecuencia el agua en el crudo tendrá un impacto en la medición al corto plazo en los inventarios de todos los fines de mes los cuales, aun cuando si se estima el impacto, resultará en “ruido” en las pérdidas mensuales.

El desarrollo de procedimientos para realizar el seguimiento del efecto del agua en el crudo puede constituir la base de hacer ajustes adecuados en el inventario de fin de mes con los cuales se puede solucionar este problema.

10.2.1Seguimiento de Agua en el Crudo

Algunas refinerías han intentado realizar el seguimiento al flujo del agua que se importa con el crudo cuando este atraviesa la refinería. Un procedimiento sugerido es hacer lo que aparece en el Anexo 5.

Las ventajas principales de poner esto en práctica son:


Se validan los resultados obtenidos del muestreo de crudos (o medición de agua en tanques por inmersión o cinta) utilizados para medir el contenido de agua del crudo importado. También puede ser utilizado como una medición del desempeño de los Inspectores Independientes si se utilizan para esta actividad.

Refuerza la toma de conciencia y la importancia de una Buena medición.

Puede ser posible realizar un cálculo del agua que queda en el inventario de fin del mes permitiendo que se realicen los ajustes pertinentes.


Hacerle seguimiento al agua en el crudo que está dentro de la valla de la refinería siempre y cuando sea operacionalmente posible. Los resultados se utilizan para

validad los recibos de crudo seco después de los cálculos de contenido de agua por muestreo de crudo, y por lo tanto se promueve la confianza en estas cifras. El

balance de agua puede también permitir los ajustes apropiados del inventario en el cierre de fin de mes.

10.3 Contabilidad de Lodos

La contabilidad de lodos en los tanques representa un problema significativo para los Contabilistas de Hidrocarburos. Esto se debe a que los efectos generalmente son aparentes solo cuando los tanques se sacan de servicio para su mantenimiento y limpieza ya que este es el momento en que se evalúan tanto la cantidad como la calidad de los lodos (por ejemplo: contenido de hidrocarburo) y se realizan las acciones correctivas apropiadas para el balance.

Es posible que se haya producido la acumulación de lodos en el tanque con el paso de muchos años. La influencia que pueden tener los lodos en la contabilidad de hidrocarburos es la siguiente:

Posiblemente se haya contabilizado de manera errada como inventario de hidrocarburo y que haya sido valorado de igual manera. De hecho, los lodos contienen agua y no- hidrocarburos sólidos lo mismo que hidrocarburos.

Puede afectar la medición de tanques para verificación de inventarios y recibo de crudos, por ejemplo: la medición de agua en un tanque puede ser inexacta si existen pozos de agua en las depresiones de los lodos.

Cuando se identifican y remueven se tiene que tomar la decisión de cómo corregir los lodos desde el punto de vista de la contabilidad, por ejemplo: darle de baja en el inventario o formar parte de las pérdidas de operación de la refinería.

En este ultimo caso, la pérdida real no puede ser cuantificada hasta que todos los hidrocarburos hayan sido recuperados y se haya realizado la disposición de todos los materiales que sean no-hidrocarburos. De lo anterior, es evidente que se deberá introducir un procedimiento acordado para el manejo de los lodos en el sistema para la contabilización de Hidrocarburos.


Que exista un procedimiento de trabajo para la contabilidad de lodos, particularmente que se deriven de la importación de crudos. Este deberá incluir la determinación de inventario no – recuperable y la decisión administrativa de si lo adecuado para manejar este inventario es darlo de baja o que sea absorbido como

pérdidas de operación de la refinería.

La corrección contable de dar de baja normalmente tiene un efecto adverso en el desempeño financiero de la refinería.

En ciertas circunstancias, puede ser prudente la práctica contable de desarrollar un procedimiento que trate de anticipar el efecto de los lodos en el inventario.

Las ventajas serían:


Los efectos de los lodos son acumulados de manera gradual, previniendo los ajustes por tener que dar de baja.

Mejorará la exactitud de la posición actual del inventario y su valoración.

Se puede realizar una estimación del contenido de hidrocarburos en los lodos de un tanque utilizando el siguiente método:

Haciendo medición con cinta (inmersión) para determinar el nivel de los lodos en diferentes sitios del tanque (por ejemplo: hacienda medición con cinta a través de las penetraciones de las patas del techo flotante en el techo, o el perfil de los lodos en un tanque utilizando la técnica del radar (es costosa y sólo estaría justificada antes de sacar el tanque de servicio con el fin de evaluar la tarea de remoción de lodos).

Tomar muestras de los lodos del tanque para calcular los contenidos de hidrocarburos/agua/sólidos.

El contenido de hidrocarburo de los lodos calculados de esta manera será inexacto, pero es lo mejor que se puede lograr. Si las reglas de contabilidad en la refinería lo permiten, este procedimiento reducirá la magnitud de los ajustes por la dada de baja o descarte de los lodos cuando se sacan los tanques de servicio.

La siguiente es una mejor práctica “sugerida” …….

Anticipar los efectos de la contabilidad de lodos dentro del balance de masa de la Refinería y la valoración del inventario de la compañía. Deberá existir un

procedimiento acordado que estime de alguna manera los lodos y suavice los problemas creados por los ajustes por dar de baja cuando esto suceda.

10.4 Pérdidas a Océano

Para una refinería es importante prestar suma atención a las cifras de las Pérdidas a Océano ya que el costo de las Pérdidas a Océano (que pueden ser muy grandes) normalmente son cargadas a la refinería. Debería ser tenido en cuenta que cualquier error en los cálculos de las pérdidas a océano va a afectar tanto las Pérdidas a Océano como las pérdidas de refinería.

Es importante que la refinería recopile y retenga los datos sobre las Pérdidas a Océano por crudo de tal manera que las Pérdidas a Océano puedan ser comparadas con la experiencia de otras refinerías o con las normas de la industria publicadas por organizaciones como el Instituto del Petróleo, Consulte www.oil-transport.info

Los beneficios de medir y hacer seguimiento a las Pérdidas a Océano son:

Cualquier resultado anómalo (Conocimiento de Embarque –BOL- o Entrega) de los Inspectores Independientes (o de Operaciones si no se utilizan Inspectores Independientes) es identificado y cuestionado prontamente;

Se puede mantener una tendencia a largo plazo de las Pérdidas a Océano para realizar comparaciones con otras refinerías y con los datos de la industria.

Las cifras correspondientes a las Pérdidas a Océano pueden ser analizadas en el sistema de Planeación de la refinería para garantizar que los crudos con altas Pérdidas a Océano sean penalizados.


Desarrollar procedimientos que garanticen que todos los datos relevantes relacionados con las Pérdidas a Océano sean recogidos de manera regular. La

responsabilidad de hacer esto puede ser asignada a un dueño dedicado a la tarea quien se encargará de resumir los datos, publicar los reportes respectivos, revisar

los errores significativos y emplear las técnicas que permitan un seguimiento sistemático de los errores.

http://WWW.OIL-TRANSPORT.INFO/


10.4.1Áreas Claves para la Determinación de Pérdidas a Océano Exactas

La determinación exacta de las Pérdidas a Océano solo se puede lograr mediante la utilización de métodos y procedimientos de calidad. La refinería deberá contar con un grupo de procedimientos efectivos para cubrir las descargas de cargas aun cuando en muchos casos este role es desempeñado por los Inspectores Independientes. El Instituto del Petróleo ha publicado una serie de procedimientos para ayudar a los Inspectores Independientes en su tarea de medir de manera exacta las cifras tanto de carga como de descarga, IP PMM Parte XVI. Las Áreas Claves cubiertas para la medición de las pérdidas a océano son:

Seguridad.

Chequeos antes de la descarga.

Medición de Temperatura.

Muestreo.

Cálculo de cantidades.

Chequeos que hay que realizar durante la descarga.

Chequeos que hay que realizar después de la descarga.

Reporte de pérdidas.


Realizar auditorías de revisión de manera regular (posiblemente una vez al año) sobre los métodos y los procedimientos utilizado por los supervisores de la carga

teniendo en cuenta las implicaciones de las Pérdidas a Océano. Esto ayudará a garantizar que no existan desviaciones de las buenas prácticas de trabajo y que su

desempeño se mantenga a un alto nivel.

10.5 Seguimiento del Crudo

El crudo que está en un tanque de la refinería con frecuencia se mezcla con un crudo que procede de diferentes campos, por ejemplo: llega un crudo nuevo que puede ser recibido en un tanque que contiene fondos de otro crudo, o un crudo mezcla puede recibirse a través del sistema de oleoducto. Es importante hacerle seguimiento al origen de los crudos que se almacenan en diferentes tanques por las siguientes razones:

Cálculos de los rendimientos de las plantas por cada mezcla de crudo. Esta información puede ser beneficiosa en términos de costos para la refinería ya que afectaría la estrategia de procesamiento.

Como base de la valoración del inventario de crudos de la refinería.

Los cálculos de valores de carga pueden ser utilizados como base para calcular la valoración del inventario de productos de la refinería.


Asegurarse de que el seguimiento de la información sobre el crudo sea lo más exacta posible ya que esta puede conformar la base de importantes cálculos

financieros, particularmente en relación con el inventario. Los procedimientos utilizados en los cálculos necesitan ser de un estándar que sea aceptable para los

auditores externos.

Un ejemplo de un método simple para el seguimiento del crudo se presenta en el Anexo 2.

Las reglas empleados por una refinería para el seguimiento del crudo necesitan estar claramente definidas y acordadas. Estas reglas después deberán ser aplicadas exactamente en un modelo (o en una hoja de cálculo) utilizándolas para monitorear el seguimiento del crudo. Para racionalizar el proceso , se recomienda que se nombre un dueño que tendrá la


responsabilidad del seguimiento del sistema de crudos. Lo mismo que para garantizar que el seguimiento de los crudos sea realizado de manera exacta, el dueño deberá estar en capacidad de responder las preguntas sobre los datos y garantizar que los datos sean comunicados a los interesados de manera oportuna.


Establecer reglas efectivas asociadas con la habilidad de garantizar que el ejercicio del seguimiento de los crudos se efectúe sin contratiempos. Con el fin de

conseguir esto, se deberán asignar responsabilidades dedicadas para la tarea de garantizar que las reglas y los cálculos asociados sean aplicados correctamente y

que los interesados reciban los datos a tiempo.


11. DATOS PRIMARIOS DE ELEMENTOS EXTERNOS

11.1 Datos Primarios

Los datos primarios, como por ejemplo: los niveles y las temperaturas de los tanques, las lecturas de los medidores, etc., relacionan la información sobre los inventarios de tanques, recibos y entregas con otras transferencias inter-tanques. El sistema de inventarios de hidrocarburos y movimientos cuando se instala es la base de la contabilidad de hidrocarburos y es la fuente principal de datos primarios para el balance de masa de la refinería.

11.1.1Propiedad de los Datos Primarios

El gerenciamiento de la exactitud de los datos primarios en el sistema de Elementos Externos es clave para la contabilidad de hidrocarburos. El Departamento de Elementos Externos deberá asumir la responsabilidad de la propiedad, validación, corrección y consistencia de estos datos.

En relación con los datos primarios, Elementos Externos ese responsable de:

cumplir con los procedimientos para garantizar datos exactos, hasta cuando se realice la transferencia (automática o manual) al sistema de contabilidad de hidrocarburos.

Mantener registros que satisfagan las exigencias tanto internas como externas.

Para cumplir con estas obligaciones, la Operación de Elementos Externos deberá:

Revisar manualmente y garantizar una buena calibración y mantenimiento de todos los equipos, tales como tanques, medidores automáticos, cintas mecánicas, medidores etc.

Tomar muestras de acuerdo con los procedimientos reconocidos internacionalmente. En particular, aquellas muestras que deberán ser representativas de todo el inventario al que se le toma la muestra (por ejemplo: tanques homogéneos, muestras de líneas representativas, etc.), y muestras que deberán ser manipuladas correctamente para garantizar que no haya corrupción antes de entregarlas al personal de laboratorio (Consulte la Sección 11.2.1).

Asumir responsabilidad de la exactitud de cualquier dato que se ingrese manualmente en el sistema de control e información de Elementos Externos o que sea entregado a los Contabilistas de Hidrocarburos.

Validad los datos entregados a los Contabilistas de Hidrocarburos, por ejemplo: chequear los niveles de los tanques (el medidor está pegajoso?), densidades y temperaturas que son sensibles.

Ser responsable del almacenamiento de los datos (incluyendo registros de la calibración de equipos), tanto manualmente como en el Sistema de Elementos Externos, de tal manera que el sistema pueda ser auditado.

Garantizar que los tanques estén codificados correctamente en línea con el inventario que contengan.

Garantizar que las densidades de los tanques que vengan del laboratorio sean actualizadas lo más pronto posible.

Garantizar que la recolección de datos se de a la hora correcta (por ejemplo: a la media noche) ya sea de manual o automáticamente.



Revisar la información del sistema de inventarios y movimientos de manera frecuente (preferiblemente a diario) con el fin de garantizar la mejor calidad

posible de los datos.


Asignar responsabilidades localmente para proporcionar Buenos datos primarios al jefe de Elementos Externos. En la práctica, esta tarea puede ser realizada por los

supervisores de turno o por operadores enfocados en el día a día.


Nombrar a un responsable para la calibración de todos los instrumentos y la retención de registros.

11.1.2Responsabilidad para Validar los Datos primarios

La validación de los datos primarios es únicamente del El Departamento de Elementos Externos.

El Jefe del Departamento de Elementos Externos deberá delegar responsabilidades claras para validad los datos primarios a una persona o a un cargo dentro del departamento, por ejemplo: el operador del día o al supervisor del turno. La persona responsable de la validación de los datos normalmente será el punto focal para la comunicación con contabilidad de hidrocarburos. Se aconseja preparar un procedimiento que cubra esta tarea.


Contar con un dueño dedicado del Sistema de Elementos Externos para que revise, actualice o corrija los datos primarios antes de que se entregue a otros usuarios.

11.1.3Corrección de Errores de los Datos primarios

Inevitablemente se plantearán interrogantes cuando contabilidad de hidrocarburos realice la revisión de los datos primarios, por Ej.:

Se pueden detectar posibles errores (con base en la experiencia, información alterna entregada por otros, o información recibida como reporte de excepción del sistema del balance de masa).

Cuando puedan haber ocurrido eventos anormales de la operación (por ejemplo: tanque que han sido vaciados parcialmente o estén fuera de servicio) que necesiten revisión.

Es esencial que existan buenas líneas de comunicación entre los contabilistas de hidrocarburos y el departamento de operaciones de Elementos Externos con el fin de que se puedan resolver cualquiera de los problemas mencionados arriba. Esto es analizado con mayor profundidad en la Sección 14.


Que el punto focal de Elementos Externos y los contabilistas de hidrocarburos se comuniquen regularmente para garantizar que se realicen las de los datos

primarios y, sobre todo, que exista consistencia de la metodología utilizada para el gerenciamiento de inventarios.


11.1.4Consistencia Operacional de los Datos

Los datos del Sistema de Elementos Externos deberán ser consistentes a nivel operacional. Esto significa que los procedimientos deberán garantizar que todos los movimientos sean abiertos y cerrados y que se ingresen las horas correctas para el inicio y cierre de las actividades.

Si se falla en garantizar la consistencia de los datos dará como resultado los siguientes problemas con los datos:

Existirán brechas entre el cierre de uno de los movimientos y el inicio de otro lo que dará como resultado un cambio de inventario que no tendrá explicación, etc.

Se pueden olvidar algunos movimientos, y por lo tanto no se cerraría.

Pueden faltar completamente movimientos en el sistema.

El contabilista de hidrocarburos deberá estar en capacidad de depender de la consistencia de los datos suministrados por operaciones. Si las cifras provisionales de fin de mes indican una alta pérdida, la tarea del contabilista de hidrocarburos al investigar la pérdida va a ser más fácil y más rápida si él no tiene que chequear todos los datos de entrada para verificar su consistencia.


Garantizar que se cumpla con la calidad de los procedimientos de Elementos Externos, particularmente aquellos relacionados con el inicio y cierre de

movimientos a tiempo. Se deberá realizar una bitácora con el registro de incidentes que resalte los problemas procedimentales y registre también las

acciones respectivas.

11.2 Procedimientos para Reducir la Probabilidad de Errores en la Medición

Varios procedimientos adoptados por Elementos Externos tienen un rol clave en la reducción de los errores en la medición.

11.2.1Toma de Muestras y Manipulación de las Muestras.

Normalmente se requieren muestras de cargas, productos e intermedios para verificar densidad y determinar contenido de inertes en el laboratorio de la refinería.

Se requieren buenas prácticas de Muestreo con el fin de garantizar que las muestras recogidas representan completamente el volumen del fluido, y se requieren de igual modo buenas prácticas para la manipulación de las muestras para garantizar que las muestras no se corrompan antes de la realización del análisis en el laboratorio.

Cuando las muestras de los tanques son tomadas manualmente, es práctica común tomar muestras “spot” en diferentes niveles del tanque (por ejemplo: sexto superior, mitad, sexto inferior, de la profundidad del líquido del tanque) y combinar estas muestras en una sola muestra compuesta. De igual manera, las muestras “spot” pueden ser analizadas de manera separada y se calcula un valor promedio de los resultados de las pruebas individuales en proporción con el total representado por cada muestra. Un chequeo previo útil para garantizar que los contenidos del tanque sean razonablemente homogéneos es tomar muestras “spot” de los diferentes niveles del tanque y realizar pruebas de densidades individualmente. Si las densidades difieren más de digamos 1.5 Kg./m³, entonces continúe mezclando los contenidos del tanque antes de volver a tomar otra muestra.

Cuando se tome la muestra final de un tanque, se debe tener extreme cuidado para evitar la pérdida de livianos de la muestra.


También se recomiendan las siguientes prácticas:

Los recipientes de las muestras deberán ser enjuagados con el producto antes de proceder al llenado final.

Las muestras deberán ser recolectadas en la lata o botella apropiada, cerradas y llevadas al laboratorio de inmediato.

Las muestras deberán ser rotuladas correctamente.

Los recipientes de las muestras deberán estar limpios y tener un cierre rápido y hermético.

La muestra deberá mantenerse refrigerada y no deberá exponerse a la luz directa del sol.

Cuando se transfieran muestras de una lata de muestras a una botella, asegúrese de que esta operación es realizada rápida y eficientemente y sin provocar salpicaduras.

Normalmente se deja un espacio para el vapor (típicamente 10%) en las botellas de las muestras para permitir la expansión del líquido. Las muestras de hidrocarburos livianos deberán mantenerse refrigeradas en el laboratorio con el fin de evitar la pérdida excesiva de livianos cuando sean manipuladas posteriormente.

Los puntos de muestreo deberán ser enjuagados (flushed) adecuadamente.

Las prácticas anteriores aplican tanto para la recolección de muestras manuales como automáticas.

Específicamente para crudos, se recomienda tomar precauciones especiales para homogenizar la muestra antes de transferirla de un contenedor a otro. Esto se debe a que el agua / los lodos tienden a asentarse en la muestra original tan pronto la muestra es tomada. Si es posible, se deberá refrigerar la muestra antes de la homogenización con el fin de prevenir la pérdida de livianos.


Emplear buenas prácticas para la toma de muestras con el fin de garantizar que la muestra sea representativa del volumen del líquido y que no se pierdan los livianos

de la muestra.

11.2.2Bitácora de Incidentes Operacionales de Elementos Externos

Un medio efectivo mediante el cual Operaciones de Elementos Externos puede registrar los incidentes de hechos anormales es mantener una bitácora de incidentes. La bitácora deberá registrar todas las no-conformidades de los procedimientos junto con las acciones correctivas implementadas.

La bitácora típicamente cubriría los siguientes aspectos:

Errores de medición conocidos.

Problemas de equipos y procedimientos asociados con el mantenimiento.

Problemas operacionales.

errores operacionales.

Falla en el cumplimiento de los respectivos procedimientos.

La bitácora de incidentes es una fuente de información clave para Contabilidad de Hidrocarburos cuando se realiza una investigación, por ejemplo: en una cifra de pérdida inusualmente alta.


La bitácora de incidentes también motivará las investigaciones y las acciones y por lo tanto, contribuirá al proceso de aprendizaje al tiempo que problemas similares podrán ser evitados en el futuro. Entre las mejoras que puede traer consigo la bitácora de incidentes tenemos las siguientes:

Actualización y mejoramiento de los procedimientos actuales;

Identificar aquellos equipos que no estén respondiendo al mantenimiento;

Hacer que Operaciones sea completamente consciente de los requerimientos de buenas mediciones y de la entrega de datos de buena calidad;

Identificar la necesidad de una capacitación efectiva o incluso re-entrenamiento en aquellas áreas débiles;

Resaltar las áreas que cuentan con recursos inadecuados.


Mantener una bitácora de incidentes y utilizarla para facilitar las mejoras en las áreas de toma de conciencia, procedimientos y entrenamiento que incluya medición

y calidad de la información.

11.2.3Reconciliación de Medidores

En aquellos casos en los que se utilicen medidores (para cualquier tipo de entrega) dentro de la refinería el Departamento de Elementos Externos deberá realizar la reconciliación de cada uno de los medidores. Esta función deberá ser realizada diariamente (probablemente tomando bases volumétricas como litros a 15 grados centígrados) con el fin de garantizar que todos los movimientos que se produzcan a través de los medidores sean contabilizados. Es de vital importancia incluir todos los tipos de movimientos que típicamente sean entregas reales, pruebas y lavados (flushing). Cuando el total de los movimientos diarios son comparados con el movimiento diario real del medidor (lectura de cierre - lectura inicial) los dos deberán reconciliar con una diferencia mínima debido a deslizamiento de los medidores.

Entre las ventajas de realizar una reconciliación diaria de medidores tenemos:

Que todas las entregas a través de medidores son registradas correctamente y pueden ser utilizadas como un mecanismo de verificación del balance de masa.

Que los efectos de cualquier prueba operacional y movimientos de lavados (flushing) que se realicen son identificables y permiten un chequeo cruzado contra cualquier certificación de estas actividades.

Que permite el cálculo y control de cualquier cifra por “deslizamiento” (descuadre) para que pueda ser calculada naturalmente por el medidor. Esto es importante para monitorear el control normal y el mantenimiento del medidor pero es particularmente significativo si se grava el impuesto al consumidor y hay que pagar por “deslizamientos”.


Ejecutar la reconciliación de los medidores para validar las entregas y garantizar que no haya errores. Esta información deberá ser entregada a los Contabilistas de

Hidrocarburos.

11.2.4Calibración de los Equipos

Todos los equipos utilizados para la generación de datos primarios DEBERÁN ser calibrados correctamente y se deberán retener los respectivos certificados de calibración.


Los tanques de almacenamiento o vasijas se distorsionan con el tiempo, y por lo tanto, deberán ser re-calibrados de manera regular utilizando los estándares apropiados de la industria. Consulte el código IP, PMM Parte II, Sección I, Anexo C para mayor información.


Ejecutar un programa mediante el cual se re-calibren los tanques de manera regular. El Instituto del Petróleo recomienda que esto se haga cada 15 años


Aplicar cuidadosamente los resultados de cualquier re-calibración de tanques en el sistema apropiado de Elementos Externos y en cualquier otro sistema relacionada

para la contabilidad de hidrocarburos.

11.2.5Procedimientos de Respaldo (Back-up) para Cubrir las Pérdidas del Sistema

Se parte del supuesto que la mayoría de los sistemas computarizados cuentan con adecuados sistemas de respaldo (back-up). Sin embargo, se aconseja que para Elementos Externos se establezca un procedimiento para enfrentar las condiciones más severas, tales como la pérdida del sistema durante cierto período de tiempo, por ejemplo: uno o más días. Generalmente la información básica estará disponible si operaciones de los movimientos mantiene una bitácora de los movimientos y una bitácora de las mediciones manuales.


Desarrollar cierta forma de procedimientos para el respaldo (back-up) manual para poder Procedimientos para enfrentar fallas totales en el sistema. Esto es

particularmente relevante si el problema ocurre al final del mes.

11.2.6Falla del Equipo de Medición Automática

Si un sistema de medición automática de tanques (inmersión y temperatura) sale de servicio, o si los medidores se dañan, entonces se deberán tomar mediciones manuales para hacerle seguimiento a los movimientos de los tanques. Se deberán preparar procedimientos con el fin de garantizar que el sistema de respaldo (back up) genere datos exactos para ser enviados al contabilista de hidrocarburos.


Tener y aplicar Procedimientos para realizar seguimiento manual de los contenidos de los tanques cuando el equipo de medición automática esté fuera de servicio.

11.2.7Otros Procedimientos

Los procedimientos de Elementos Externos deberán permitir la detección temprana de los errores en la medición y los problemas operacionales cuando estos puedan afectar el balance. Los Problemas en estas áreas deberán ser comunicados a los contabilistas de hidrocarburos en el menor plazo posible de tal manera que se puedan realizar los ajustes necesarios en el balance. Cualquier atraso en la identificación y corrección en los errores de medición aumentará el error en el balance, lo cual entonces hará que sea más difícil de corregir en fecha posterior.

Los siguientes son algunos de los procedimientos sugeridos para ayudar en esta área:


Elementos Externos deberá realizar chequeos manuales regulares (idealmente una vez al mes) en los equipos de medición de tanques y temperaturas. Si las lecturas de los equipos caen por fuera de los niveles de tolerancia acordados, esto deberá ser registrado y se deberá ejecutar el mantenimiento apropiado. Es importante que cualquier inexactitud identificada sea reportada a los Contabilistas de Hidrocarburos.


Realizar chequeos regulares de los equipos automáticos y realizarles rápidamente mantenimiento si se encuentran por fuera de las tolerancias. Más aún, los

problemas significativos en esta área deberán ser comunicados a los contabilistas de hidrocarburos de tal manera que ellos puedan determinar si se necesitan hacer

ajustes al balance de masa.

Elementos Externos deberá calcular de manera provisional las pérdidas a océano para los recibos cuando no esté presente un inspector independiente. Pérdidas de transporte (o a océano) más altas de lo normal deberán conducir a una pronta investigación y se deberá anotar cualquier problema operacional con la descarga (por ejemplo: una válvula abierta en un tanque no programado). Cualquier ocurrencia de este tipo deberá ser reportada a los Contabilistas de Hidrocarburos.


Cuando no se cuenta con un inspector independiente, Operaciones de Elementos Externos deberá calcular las pérdidas provisionales a océano antes de que zarpe el buque de tal manera que en el evento de pérdidas más altas de lo normal todos los aspectos de la descarga deben ser investigados rápidamente. Los contabilistas de

hidrocarburos deberán ser notificados de los resultados.

Nunca se debe permitir que el techo flotante de un tanque llegue a reposar en sus patas cuando el tanque está en servicio normal. Al igual que se causan pérdidas físicas de hidrocarburos a la atmósfera cuando el tanque vuelve a llevar a flote el techo, cualquier medición de nivel del tanque en ese momento va a carecer de exactitud a menos que se incluyan las correcciones por la falta de desplazamiento del líquido por parte del techo.


Nunca operar en la zona crítica en los tanques de techo flotante para eliminar los errores de medición ocasionados por un techo que no está flotando o

completamente asentado en tierra.

11.3 Entrenamiento del Personal de Elementos Externos

Los Procedimientos Operativos de la Compañía deberán requerir el cumplimiento con los métodos y estándares de medición reconocidos internacionalmente. Estos están dados en guías producidas por el IP y API. Se deberá dar el entrenamiento adecuado al personal de tal suerte que ellos puedan desarrollar sus funciones dentro de un estándar aceptable.

En particular, se deberán realizar entrenamiento en medición de tanques por inmersión manual (incluyendo medición de agua) y Muestreo de tanques con el fin de garantizar un alto nivel de competencia en esta área.

También se recomienda que los contabilistas de hidrocarburos realicen sesiones cortas ocasionales (por ejemplo: una vez al año) de refrescamiento o repaso (aproximadamente de una hora.) con los supervisores y operadores de Elementos Externos.


Típicamente los objetivos de estas sesiones son:

Explicar la importancia del rol de operaciones como custodios de los datos primarios

Analizar la importancia de contar con datos de buena calidad para la preparación del balance de masa y los cálculos de pérdidas y el efecto que tiene en la refinería la medición del desempeño.

Demostrar el efecto en el balance de masa y el cálculo resultante de las pérdidas cuando se ingresan datos de mala calidad al sistema (por ejemplo: mediciones, temperaturas y densidades incorrectas)

Explicar cómo funciona el proceso de contabilidad de hidrocarburos y buscar ideas de cómo se podría mejorar el proceso (por ejemplo: comunicación, problemas con los equipos, requerimientos de capacitación).


Que los contabilistas de hidrocarburos participen en sesiones cortas con los supervisores y operadores de Elementos Externos. El objetivo sería resaltar la

importancia del rol de Operaciones en el suministro de datos de buena calidad en todo momento destacando el hecho de cómo se utilizan los datos en el balance de

masa el cual constituye una medición clave del desempeño de la refinería.


Garantizar que todas las personas que participan en la medición o registro de los datos sean entrenadas para alcanzar un nivel de competencia.


12. SISTEMA DE CONTABILIDAD DE HIDROCARBUROSS

El Sistema de contabilidad de hidrocarburos es el sistema que toma los datos primarios, por ejemplo: de Elementos Externos, los procesa y produce el balance de masa de toda la refinería.

No se debe subestimar la importancia de una buena documentación de referencia que describe cómo funciona. La documentación de referencia deberá describir de manera exacta la funcionalidad del sistema de tal manera que el sistema sea “transparente” y se simplifique la identificación de los errores o la incorporación de los cambios.

Una documentación pobre puede llevar a:

La falta completa de datos de entrada (inputs).

Datos que están mal calculados o no son consistentes.

Datos que están mal codificados.

Procedimientos que no se cumplen.

Problemas con el sistema de Informática.

Con el fin de evitar problemas en lugar de ejercer la práctica de “apagar incendios”, el sistema de contabilidad de hidrocarburos puede ser documentado de la siguiente manera:

Un documento detallado que describa la funcionalidad del sistema de contabilidad de hidrocarburos. Este documento se deberá mantener actualizado.

Un mapa del sistema para la contabilidad de hidrocarburos.

Una lista de chequeo de procedimientos para garantizar que todas las tareas sean completadas y que todos los datos sean recolectados ye ingresados correctamente para la preparación del balance de masa de la refinería.

La posible creación de un manual de aseguramiento de la calidad que deberá cubrir las actividades de Elementos Externos y de la contabilidad de hidrocarburos. Dicho manual deberá ser aprobado y respaldado por el equipo gerencial de la refinería.


Desarrollar documentos de referencia para describir las actividades de la contabilidad de hidrocarburos. Estos documentos deberán incluir los

procedimientos para la recolección y revisión de datos.


12.1 Mapa del Sistema para la Contabilidad de Hidrocarburos

Reproducido con permiso de la Refinería de Stanlow, Cheshire, Ingl.

El diagrama anterior muestra un ejemplo real del mapa de un sistema de contabilidad de hidrocarburos dentro de una refinería. Tiene como objetivo mostrar cómo se junta la información con el fin de crear un balance de masa con todos los requerimientos de reportes asociados.

En el caso del ejemplo anterior, ‘MINERVA’ representa el modelo de cálculo del balance de masa. Aun cuando este modelo puede guardar cierto tipo de información (por ejemplo: inventarios de planta y de líneas –stocks-), es totalmente dependiente de la recepción de datos de tal suerte que las herramientas dentro del modelo pueden calcular el balance con el reporte apropiado. Se puede observar, por lo tanto, datos de todo tipo son alimentados en el sistema de balance de masa para producir los resultados correctos.

Típicamente, para cualquier sistema estos deberían ser:

Datos primarios para inventarios (stocks) y movimientos normalmente realizan interfaces con el Sistema de Elementos Externos (por ejemplo: FOXIA/PI en la gráfica de arriba).

Las corrientes de datos de carga para recibos y entregas reales que realizan interfaces en el balance de masa (por ejemplo: por Lola/SAP en la gráfica) o mediante input manual.

Interfaces de datos de otros tipos de sistemas (por ejemplo: desde un sistema de distribución en las vías como AL4/SAP en la gráfica).

Otros inputs como las interfaces de químicos, combustible de la refinería, GLP, asfalto, azufre, lubricantes que pueden realizar interfaces en el modelos o mediante input manual.

Los beneficios de producir un mapa del sistema de contabilidad de hidrocarburos son los siguientes:

Proporciona una representación visual de cómo funcionan los sistemas de manera interrelacionada. Por lo tanto, es fácil de leer y de comprender.


Es un documento de referencia fácil para Elementos Externos, los Contabilistas de Hidrocarburos, el Departamento de Informática y la alta gerencia.

Los auditores internos y externos con frecuencia solicitan la presentación general concisa pero rápida del sistema.

Es una invaluable herramienta de entrenamiento para los nuevos miembros de Contabilidad de Hidrocarburos para que rápidamente capten el sistema.


Los Contabilistas de Hidrocarburos deberán desarrolle un mapa exacto de los sistemas que muestre todas las corrientes de datos que se utilizan para recopilar el

balance de masa y que el mapa esté disponible para todas las personas interesadas.

12.2 Lista de Chequeo de Tareas del Contabilista de Hidrocarburos

La complejidad de la captura y chequeo de los datos que se requieren para la preparación del balance de masa es tal que es fundamental operar y mantener listas de chequeo de tareas para evitar errores.

Un beneficio adicional es facilitar la entrega a un reemplazo si el contabilista de hidrocarburos no está disponible.

Vale la pena realizar una lista de todas las tareas que requieran atención diaria en la lista de chequeo, lo cual ayudará a facilitar el cierre de fin de mes lo mismo que el reporte. Las Secciones 12.2.1 y presentan algunas de las tareas que deberán incluirse en el día a día y mensualmente.


Los Contabilistas de Hidrocarburos deberán prepare una lista de chequeo estructurada relacionada con la recolección y revisión de los datos que proceden de

las diferentes Fuentes. Esto no solo ayuda al trabajo normal pero que va a servir también de “bastón” en caso de que necesite un reemplazo con poco preaviso.

12.2.1Lista de Chequeo Diaria

El objetivo de realizar la revisión diaria del ingreso de datos al sistema de contabilidad de hidrocarburos es confirmar la calidad de los datos en la primera oportunidad que se presente y minimizar los problemas al fin del mes. La lista de chequeo diaria recomendada deberá incluir los siguientes aspectos:

Chequear que se reciba correctamente la información (por ejemplo: interfaces manuales o del sistema) en el modelo del balance de masa. Esto incluye los inventarios, recibos y entregas.

Chequear cualquier reporte de excepciones relacionadas con los inventarios. Resaltar los errores y discutirlos con Elementos Externos para su corrección.

Chequear el estado de los datos de recibos y datos de entrega y garantizar que las cifras correctas se reflejen en el balance.

Chequear la posición actual relacionada con el combustible de refinería y cuestionar según sea necesario utilizando el procedimiento acordado.



Los Contabilistas de Hidrocarburos deberán mantenga una lista de chequeo de tareas diarias simple pero efectiva. Esto garantiza que los datos esenciales no solo

sean recopilados sino que estos datos sean de la mejor calidad.

12.2.2Lista de Chequeo de Fin de Mes

El objetivo de la Lista de Chequeo de Fin de Mes es garantizar que todos los datos necesarios sean recopilados y revisados y que se realicen las correcciones apropiadas. La lista de chequeo mensual recomendada deberá incluir los siguientes aspectos:

Planeación del cronograma de cierre mensual con suficiente anticipación, incluyendo la disponibilidad de recursos y garantizar que exista respaldo del Departamento de Sistemas para el backup de los datos y que se cuente con reporte de problemas.

Chequear que todos los sistemas de datos relacionados con los inventarios y movimientos se hayan recibido en el balance de masa.

Actualizar los inventarios de las plantas y de las líneas con base en la información más actualizada.

Chequear aquellos inventarios que estén por fuera de los sistemas normales (por ejemplo: el inventario asociado con la planta) y actualizarlo.

Revisar cuidadosamente los tanques denominados fuera de servicio.

Revisar inventarios de productos especializados (por ejemplo: asfalto, GLP).

Chequear inventarios de productos derivados (por ejemplo: azufre).

Chequear que todos los recibos y entregas estén en el sistema y que sean contabilizados correctamente.

Chequear los movimientos de recibos/entregas al final del mes y realizar los ajustes de acuerdo con lo acordado (esto normalmente requiere resetear los inventarios a la posición antes de que comiencen los movimientos y se contabilicen completamente en el siguiente mes).

Revisar la posición de los tanques de slops, particularmente en relación con las mediciones de agua y densidad.

Revisar los cálculos de combustible de refinería y cuestionarlos si es necesario.

Hacer los ajustes respectivos a los inventarios que se sabe que están equivocados (incluyendo una explicación para justificar la acción).

Si aplica, realizar la corrección del contenido de hidrocarburo en los lodos de los tanques.

Finalmente, revisar las cifras de pérdidas de refinería – en caso de que esté por encima de la tolerancia normal, re-chequear los inventarios, recibos, entregas y combustible.

La anterior lista de chequeo representa solo un ejemplo de todas las tareas que pueden incluirse. El contabilista de hidrocarburos deberá realizar una lista que aplique a las circunstancias dentro de su refinería.


Los Contabilistas de Hidrocarburos deberán mantenga una lista de chequeo simple pero efectiva de las tareas de fin de mes. Esto garantiza que todos los datos

requeridos para el balance de masa sean recolectados de acuerdo con el cronograma acordado. Esto también garantiza que se realice un proceso de

revisión y que se realicen los respectivos ajustes según sea necesario.

12.3 Manual de Aseguramiento de la Calidad


Se sugiere que las responsabilidades de las diferentes partes (por ejemplo: Elementos Externos, Desarrollo Tecnológico, Contabilistas de Hidrocarburos, etc.) que participan en la preparación del balance de masa estén completamente documentados en un manual de Aseguramiento de la Calidad. El objetivo del manual es lograr el compromiso para garantizar que:

Se preste la debida atención al manejo de los inventarios durante el recibo, almacenamiento, procesamiento y entrega.

Se apliquen estándares en la medición, registro y contabilidad de los inventarios que sean consistentes con la minimización de las pérdidas (reales o de contabilidad), cumpliendo con las reglamentaciones aduaneras y de impuestos sobre las ventas y satisfacer los requerimientos de los clientes para la documentación y control de calidad.

Haya consistencia en la metodología para la conformación de los procedimientos de las no – conformidades con las acciones correctivas apropiadas.

El formato del documento deberá:

Contar con los organigramas apropiados;

Definir las responsabilidades de los departamentos;

Definir las tareas dentro de los departamentos;

Diagrama de flujo de las actividades de los respectivos departamentos indicando claramente las responsabilidades y definiendo qué registros se deben mantener. Los diagramas de flujo deben incluir la incorporación de niveles de conformidad que es necesario registrar si son violados y se deben implementar las acciones correctivas correspondientes. Por ejemplo, si la pérdida calculada en el recibo de un embarque de crudo es mayor que la tolerancia establecida entonces se deberá redactar una carta de protesta y se deberán revisar todas las mediciones.

El documento deberá ser autorizado formalmente por los respectivos jefes de departamento.

La redacción del Manual de Aseguramiento de la Calidad demandará una cantidad significativa de trabajo. Requerirá la buena voluntad, el tiempo y el esfuerzo de todos los departamentos involucrados para poder llegar a feliz término. Sin embargo, los beneficios claramente identificados de contar con este manual son:

Tiene aprobación gerencial y la autoridad apropiada para garantizar que se le asigne a las actividades la prioridad adecuada.

Permite la discusión y el acuerdo de roles y responsabilidades;

Une a los departamentos (ingenieros, programadores de la refinería, Elementos Externos, Contabilidad de Hidrocarburos, instrumentación, laboratorio) alrededor de una meta común que es el logro de una mejor medición y prácticas procedimentales.

Un sistema de no – conformidades permite investigaciones, acciones correctivas (por ejemplo: cambio en los procedimientos) y mantiene al la gerencia alerta hacia los tipos de problemas que se encuentren.

Al igual que con toda la documentación, este manual requerirá de revisión y actualización según sea necesario. Se debe designar un dueño del manual para garantizar que este proceso se dé.


Recopilar y mantener un Manual de Aseguramiento de la Calidad de la Contabilidad de Hidrocarburos. El documento, que deberá enfocarse en las buenas prácticas de medición en toda la refinería, deberá ser aprobado e impulsado por la gerencia de

la refinería.


13. BALANCE DE MASA DEL CONTABILISTA DE HIDROCARBUROSEl balance de masa es una ecuación que normalmente es reportado mensualmente, en donde los inventarios iniciales son balanceados mediante los inventarios de cierre más las entregas (incluyendo el consumo propio de combustible). La cifra de balanceo de la ecuación representa las pérdidas / ganancias dentro de ese periodo y es tomada como una de las mediciones del desempeño de la refinería.

El balance de masa actúa como una fotografía instantánea para el período mensual más que como una hoja de balance en la contabilidad. La exactitud de la información incluida en el balance es crítica para la estimación de las pérdidas el cual es normalmente un Indicador Clave del Desempeño de la Refinería (KPI).

Esto significa que se deberán hacer todos los esfuerzos posibles para garantizar que TODOS los datos relevantes sean incluidos en el balance, y que también queden incluidos dentro del mes correcto.

13.1 Pertenencia del balance de masa

Es altamente recomendado que se asigne una responsabilidad o que haya un dueño dedicado a la preparación y completación del balance de masa para las contabilidades mensuales. Esta responsabilidad de la pertenencia está mejor asignada en el contabilista de hidrocarburos. El dueño del balance de masa deberá ser responsable de:

La revisión del inventario incluyendo el cuestionamiento, las acciones y las correcciones.

Revisar que se incluyan todas las entregas del período reportado.

Revisar que se incluyan todos los recibos del período reportado.

Revisar y chequear el consumo propio (combustible de la refinería).

Corregir los movimientos del stock para los recibos y entregas que se estén realizando en el período de cierre de fin de mes.

Mantener un registro para auditorías de los ajustes realizados a los datos primarios con la respectiva y apropiada explicación.

Investigación de las pérdidas.

Preparación y Explicación de las pérdidas.

El dueño del balance trabajará con las personas apropiadas (los Ingenieros de Proceso, Supervisores de Operaciones, etc.) en los ítems anteriores según sea necesario, hasta cuando estén satisfechos de que el balance está bien.


Que exista una persona dedicada que sea dueña del balance de masa mensual. En particular, la persona deberá ser responsable de la preparación del balance, y

deberá garantizar que se cuente con una metodología responsable consistente para los cálculos del balance.

13.2 Ventajas del Balance de Masa Diario


El período de reporte del balance de masa normalmente se realiza mensualmente.

Sin embargo, teniendo en cuenta la complejidad del balance de masa y el alto potencial que existe de cometer errores, es una buena práctica revisar los balances de manera más regular con el fin de evitar sorpresas desagradables a fin de mes. Esta práctica permite la corrección de los errores de manera oportuna cuando el incidente que ha ocasionado el error todavía está fresco en la memoria del Personal de Operaciones. La práctica también reduces la probabilidad de que haya problemas de pérdidas que no puedan ser resueltos al fin del mes, lo que conlleva a picos en el desempeño de pérdidas mensuales y por consiguiente genera preocupación en la gerencia de la refinería.

Por lo tanto, se recomienda que se den los pasos necesarios para moverse hacia el balance diario de la refinería. Aun cuando al final esto requiere moverse a un Sistema de contabilidad de hidrocarburos con las herramientas apropiadas para el balance diario de masa, se pueden aún alcanzar beneficios si el sistema mensual es modificado para frecuencias de reportes más cortas.

Las principales ventajas de contar con un balance de masa diario son:

Monitoreo permanente del inventario, lo que ayuda a identificar errores en mediciones, temperaturas y densidades de inmediato. El proceso también mejora la calidad general de los datos gruesos.

Incentiva a utilizar un mejor procedimiento para chequear los recibos y entregas garantizando que todos sean capturados de manera exacta en el período reportado.

Las cifras del consumo propio (combustible de la refinería), si son validadas diariamente, ayudarán a desarrollar una mayor exactitud y ayudarán a prevenir ajustes futuros fuera del período. Esto también ayudará a los contabilistas de hidrocarburos a tener una mayor habilidad de cuestionar las cifras con mayor más pronto.

El tiempo empleado en la revisión diaria deberá mejorar la capacidad de realizar el cierre de fin de mes sin tantas complicaciones. Este es un factor importante ya que la presión aumenta más durante el cierre de fin de mes.

Da más tiempo disponible al final del mes para revisar y chequear las cifras de pérdidas / ganancias.


Moverse hacia el balance de masa diario ya que ayuda al proceso de chequeo y mejoramiento de los datos, revisión de datos y deberá ayudar a ahorrar tiempo

durante la implementación del cronograma del cierre de mes.

13.3 Reporte del Balance de Masa

Ya sea que el balance de masa se realice diario o mensualmente, los Contabilistas de Hidrocarburos requieren los mejores formatos de reporte posibles para proporcionar un balance de masa claro con el fin de ayudar en cualquier investigación posterior.

Con el fin de ayudar a chequear los datos, los Contabilistas de Hidrocarburos deberán buscar cómo desarrollar un grupo efectivo de reportes de excepciones a partir del sistema. Estos deberán identificar de manera explícita los siguientes aspectos:

Las densidades de los tanques que estén por fuera de los rangos correctos para el producto.

Tanques en los que la temperatura aumenta/disminuye, por ejemplo: más de 10ºC cuando se están realizando movimientos.

Tanques en los que hay un aumento / disminución de temperatura pero sin que se estén ocasionando movimientos.

Tanques que estén codificados como vacíos.

Tanques que estén fuera de servicio.


Tanques que tengan cambios en las mediciones de agua.

Tanques en los que haya cambiado la codificación de inventario de productos.

Correcciones de cualquier dato primario.


14. IMPORTANCIA DE LA COMUNICACIÓN, LA MOTIVACIÓN Y LA CAPACITACIÓN La Guía de las Mejores Prácticas incluye una descripción completa de todos los aspectos de la contabilidad de hidrocarburos para todas las etapas de la preparación del balance de masa mensual y el cálculo resultante de pérdidas / ganancias. La guía ha resaltado la necesidad de contar con buenos procedimientos de trabajo y la aplicación de las mejores prácticas de medición de la industria, lo mismo que estándares los cuales deberán contar todos con el respaldo y el compromiso y la autoridad de la alta gerencia.

Esta guía también ha identificado la necesidad que existe de una comunicación efectiva en toda la refinería lo cual aumentará y mejorará los procedimientos de trabajo discutidos para lograr un nivel adecuado y sostenible.

Se considera que una comunicación efectiva es necesaria teniendo en cuenta el número de pasos que implica la consecución, el almacenamiento, el proceso y la entrega de los hidrocarburos.

Los eventos que se incluyen en estos pasos requieren de una buena comunicación, consistencia en la información, recopilación de registros precisos y su almacenamiento.

Entre algunos ejemplos de los efectos de una información y una comunicación deficientes podríamos mencionar:

Otro departamento encuentra datos inexactos (inventarios y movimientos) en el sistema de Elementos Externos pero no los reporta al Departamento de Elementos Externos para su corrección. (por ejemplo: cambio en la configuración de los niveles de un medidor de un tanque y no se realiza la corrección de la medición inicial por la misma cantidad).

Codificación incorrecta de producto en el sistema puede llevar a un desempeño erróneo de la refinería (márgenes de la refinería).

El retraso en el reporte de entregas deficientes (por ejemplo: se encuentra una cantidad mucho mayor de agua a la esperada en el recibo de un crudo) a los comercializadores de tal manera que estos puedan iniciar las acciones efectivas del reclamo y utilizarlos como un factor para la negociación del precio de cualquier carga futura.

Confusión debido a la falta de claridad en las instrucciones sobre la documentación de carga de productos lo que da como resultado la entrega de la documentación incorrecta. Esto resultará a su vez en la cancelación de los documentos originales y la entrega nuevamente de nuevos documentos. Este tipo de problemas implica una gran cantidad de retrabajo y daña también la reputación de la compañía.


Promover buena comunicación entre los departamentos de toda la refinería con el fin de mejorar la calidad de los datos entregados por Contabilidad de

Hidrocarburos. Los objetivos deberán ser hacer las cosas bien la primera vez, ser consistentes en la metodología y eliminar el re-trabajo.


14.1 Sistema de Información de la Refinería

Esta Guía de Mejores Prácticas se ha concentrado en la recolección y preparación de los dataos para el cálculo del balance de masa y pérdidas / ganancias.

Sin embargo, es esencial ver el balance de masa no solo como una herramienta para los contabilistas de hidrocarburos (para contar con los mejores datos posibles, medición de inventarios, datos de entrada y de salida y pérdidas calculadas) sino como un componente del compendio del sistema de información de la refinería del cual todos los usuarios potenciales extraen la misma información consistente.


Que los datos del sistema del balance de masa constituyan un sistema integrado de información de la refinería que proporcione datos a todos los interesados.

Esto ayudará a garantizar que todos los datos, sean utilizados por el personal con fines de apoyar operaciones, financiera o el negocio, esté

actualizado y sea consistente.

14.2 Resumen de las Áreas Claves de la Comunicación

Los procedimientos de la refinería deberán concentrarse en las siguientes áreas para mejorar la calidad y la consistencia de los datos y eliminar una comunicación deficiente.

14.2.1Claridad de la Información hacia / desde Comercialización y los Departamentos de Suministro / Distribución

Existe un fuerte nexo entre la refinería (Programación, Elementos Externos y contabilidad de HC) y los departamentos de Comercialización y Suministro & Distribución. Es de vital importancia para el negocio que exista una excelente comunicación y mucha claridad entre todos los sectores o departamentos. Esto puede ser ilustrado de la siguiente manera:

Los datos de inventario suministrados por la refinería a los departamentos externos deberán incluir el efecto de cualquier ajuste conocido. Por ejemplo: esto puede ser importante para aprovechar una oportunidad de comercialización. En este caso puede costar mucho si se suscribieron compromisos y la medición o el inventario de un producto no estaba disponible en el almacenamiento de la refinería.

Las instrucciones enviadas a una refinería particularmente sobre la documentación de embarque, son complejas y deberán ser entregadas de manera oportuna y en el formato acordado, lo mismo que deben ser exactas. Esta es un área común en donde la calidad deficiente de la información puede afectar no solo la calidad de la documentación del envío sino que también puede introducir errores en el Sistema de Elementos Externos.

Cualquier instrucción o implicaciones relacionadas con la aduana o con el pago de impuestos deberán ser claramente establecer o definir qué son exactamente y qué acciones se deben implementar. En caso de que haya acuerdos específicos en relación con los impuestos se deberá tener extremo cuidado para garantizar que las acciones que se implementen entre los comercializadores y la refinería sean coherentes y completamente auditables.

Deberán también existir acuerdos sobre la fuente de cualquier dato que estos departamentos puedan utilizar para sus reportes y que hayan mecanismos para garantizar que los datos estén actualizados, sean exactos y consistentes.



Asegurar que haya procedimientos efectivos, que incluyen líneas de respuesta y comunicación apropiadas, entre la refinería y los Grupos de Comercialización y

MSD.

14.2.2La Estrategia de la Refinería

Una refinería opera con un plan y una estrategia específicos. Se requiere mucha comunicación e instrucciones definidas con el fin de poder garantizar que este plan sea correctamente implementado pero que sea suficientemente flexible para adaptarse a situaciones inesperadas.

Algunos ejemplos para ilustrar esto incluyen la mezcla de crudos, las recetas de mezclas, garantizar que no se agoten los inventarios de las entregas, etc.

Con el fin de lograr esto se recomienda fuertemente lo siguiente:

El plan diario de Operaciones existente deberá incluir todas las actividades de la Refinería. Este plan deberá incluir instrucciones para recibos, entregas, mezclas de productos terminados dentro de las especificaciones para la distribución local y la exportación. Con el fin de que este plan funcione, deberá ser comunicado efectivamente entre los programadores y en particular al Departamento de Elementos Externos. Deberá incluir instrucciones escritas para el trabajo en horas extras (o fuera del pito) incluyendo el cubrimiento de emergencia, si se requiere. Se ha comprobado que un medio electrónico de entrega y archivo ha sido altamente efectivo en muchas refinerías y esto es considerado como mejor práctica.

La estrategia de la Refinería algunas veces se discute y se planea con mucha anticipación antes de que los eventos realmente ocurran. Esto es particularmente cierto antes de la introducción de un nuevo crudo o el lanzamiento de un producto nuevo. Si no se implementa de manera controlada, estas circunstancias pueden generar una gran cantidad de trabajo extra dentro de los sistemas de la refinería. Por ejemplo: establecimiento de códigos de productos correctos, expansión del coeficiente de temperatura y otros datos esenciales se deberán tener antes de que se implementen los nombres de productos nuevos. A la mejor práctica se le deberá pre-definir un procedimiento para listar qué información es necesaria y cómo puede ser implementada.


Desarrollar procedimientos para comunicar de manera efectiva el plan de operaciones a corto plazo de la refinería (las próximas 24 horas) incluyendo el

back-up de emergencia mediante reuniones e instrucciones escritas. La estrategia a largo plazo de la refinería es importante para todos y los programadores deberán organizar reuniones cortas para compartir información y analizar por anticipado los

problemas presentados por la introducción de un producto nuevo, por ejemplo.


Que el Departamento de Programación organice reuniones cortas para compartir información sobre nuevas estrategias a más largo plazo (por ejemplo: la

introducción de un producto nuevo) con el fin de anticipar los problemas con el balance de masa.


14.2.3Calidad de los Inventarios (Stocks) de la Refinería e Información de los Movimientos

Esta Guía de Mejores Prácticas ha resaltado la necesidad de contar con información de buena calidad. Ha enfatizado que la comunicación es un elemento clave para lograr esta meta y esto puede ser resumido de la siguiente manera:

Se deberá sostener una comunicación efectiva entre Elementos Externos y los contabilistas de hidrocarburos sobre con cualquier problema operacional relacionado con las pérdidas a océano o carga de productos con la respectiva acción implementada de tal suerte que se pueda evaluar, discutir e implementar la manera correcta de realizar la contabilidad respectiva.

Los contabilistas de hidrocarburos deberán promover sesiones regulares de discusión con los supervisores y operadores de Elementos Externos para mostrar la importancia de la calidad de los datos producidos y qué sucede con estos en el contexto de la preparación del balance de masa. Esto llevará de manera natural a la importancia de los cálculos de las pérdidas y cómo se percibe como una medida del desempeño de la refinería dentro del proceso de reporte. Es importante que el Departamento de Elementos Externos sea consciente de la importancia de su rol en este proceso y que ellos realicen un aporte valioso a una corrida rentable de la Refinería.


Establecer una buena comunicación entre los departamentos claves que participan en el balance de masa (por ejemplo: Elementos Externos, Contabilidad de

Hidrocarburos y Programación) lo que garantizará una buena calidad de datos primarios. Si se puede lograr esto las complejidades de la captura de datos completos y exactos van a ser más fáciles de gerenciar ya que los errores

potenciales son detectados y corregidos mucho antes o son eliminados de igual forma.

14.2.4Aseguramiento de la Calidad en Relación con la Cantidad.

La utilización de un grupo de procedimientos integrados que relacionen los roles Elementos Externos, Contabilidad de Hidrocarburos, Ingenieros de Procesos o Tecnólogos y a los Programadores de la refinería es algo que se considera necesario para lograr buenas prácticas de medición. La meta deberá ser trabajar como un solo equipo para solucionar las áreas donde haya problemas.

Se recomienda la utilización de un grupo de manuales de procedimientos integrados y esto se puede lograr el Sistema de Aseguramiento de la Calidad de las Refinerías en caso de que se cuente con un sistema de Aseguramiento de la Calidad.

Se deberán definir e incluir los problemas de procedimientos del Sistema de Aseguramiento de la Calidad y deberán ser incluidos en el Manual de Aseguramiento de la Calidad. El Manual de Aseguramiento de la Calidad definirá los puntos de vista de los departamentos involucrados para conformar un grupo de procedimientos acordados incluyendo los niveles de tolerancia de las no – conformidades. Los procedimientos deberán detallar la acción que deberá ser implementada para cualquier no – conformidad incluyendo la comunicación de la razón del porqué ocurrió el incidente y las acciones correctivas implementadas por las partes interesadas.

En caso de que aún no se cuenta con un sistema de Aseguramiento de la Calidad operando dentro de La refinería esto no deberá detener la introducción de manuales de procedimiento según lo descrito anteriormente. Esta es una tarea de tamaño adecuado que podría ser


implementada como un proyecto independiente sin la necesidad de la implementación de un programa general de Aseguramiento de la Calidad.


Desarrollar políticas y procedimientos de Aseguramiento de la Calidad (QA) y que incluyan buenas prácticas de medición, la importancia de datos de buena calidad y comunicación (metodología de un solo equipo), todos los cuales son esenciales para el éxito en el área de la Contabilidad de hidrocarburos. Es esencial que dichas iniciativas de Aseguramiento de la Calidad sean completamente apoyadas y respaldadas por el equipo gerencial de la refinería.

14.2.5KPI (Indicadores Claves del Desempeño)

Para medir la efectividad de buenas prácticas de medición se deberán identificar e introducir un número de Indicadores Claves del Desempeño para determinar áreas en las cuales hay problemas significativos dentro de la actividad de Contabilidad de hidrocarburos. Se recomienda que dicho sistema sea adoptado para comunicar la existencia de problemas y para gerenciar la conciencia de los problemas que existen.

La naturaleza exacta de estos KPIs puede variar de acuerdo con las necesidades de cada refinería, pero pueden incluir los siguientes aspectos:

El promedio de falla de los medidores de tanques y otro tipo de hardware particularmente si no dependen del mantenimiento

La desviación de la tolerancia medida

Quejas de los clientes sobre los productos entregados (cantidad)

Producción de Slops por encima de la meta

Quemas a tea por encima de la meta (promedios diarios y acumulados del mes)

Ajustes del combustible de la refinería como resultado de cálculos equivocados

Cálculos de Pérdidas de la refinería por encima de la meta (con base en peso de carga)

Nivel de pérdidas no identificadas


Desarrollar Indicadores Claves del Desempeño (KPI’s) para medir formalmente la efectividad de las prácticas y procedimientos de la Contabilidad de

Hidrocarburos. Los bajos puntajes en los KPI deberán ser publicados con el fin de resaltar los problemas de Contabilidad del área de hidrocarburos. Los

puntajes deberán ser discutidos con la gerencia y producir acciones a implementar. Los resultados deberán ser comunicados a los departamentos

interesados de tal manera que las recomendaciones puedan ser implementadas y cualquier mejoramiento futuro pueda ser medido.

14.2.6Consistencia de los Reportes

Existe el peligro real dentro de la refinería de que la información puede ser extraída de diferentes áreas del sistema para propósitos de la realización de reportes sin que se realicen los chequeos que garanticen su consistencia. Esto llevará frecuentemente a confusión y situaciones embarazosas cuando se chequean las fuentes de los reportes y no son iguales. Se recomienda invertir tiempo y esfuerzo para garantizar que los reportes de la refinería tanto para propósitos internos y externos sean consistentes. Esto se realiza mejor adoptando una metodología sistemática para la utilización de los datos básicos dentro de la refinería y garantizar que los datos utilizados en los diferentes reportes puedan ser consultados desde la


misma fuente de archivos. No se recomienda la utilización de archivos de información en varias capas que estén archivados y que utilicen los mismos datos ya que esto permite la introducción de errores inconsistencias.

Los siguientes son unos cuantos ejemplos que pueden causar discrepancias en el reporte:

Se realizan ajustes al inventario a los datos primarios pero no son comunicados correctamente a los demás o no son incluidos en los reportes.

La interpretación de un departamento de cómo se presentan las cifras puede ser diferente a la de otro departamento (por ejemplo: pueden estar aplicando cambios de codificación a la información) Por ejemplo: el cambio de codificación del inventario para un tanque durante el mes puede presentar dificultados cuando se intenta calcular los márgenes al fin de mes.

Puede haber información que se pasa en las hojas de cálculo o por sistema impreso y que no es recogida correctamente. Por ejemplo: en un sistema impreso puede ser difícil leer las cifras o puede ser fácil cometer un error por transposición y por lo tanto se pueden generar potencialmente con cifras equivocadas.


Realizar el esfuerzo para garantizar que todos los reportes de la refinería para propósitos tanto internos como externos sean consistentes. Esto demostrará

cuando menos que la refinería tienen una actitud profesional hacia la generación de reportes.


15. AUDITORÍAS AL SISTEMA DE CONTABILIDAD DE HIDROCARBUROS

15.1 La Importancia de las Auditorías a la Contabilidad de Hidrocarburos

Los tres requerimientos fundamentales para un buen balance son:

Buenas mediciones.

Datos completos y exactos.

Buenas comunicaciones.

Por lo tanto, el Departamento de Contabilidad de Hidrocarburos junto con los otros departamentos deberá establecer buenos procedimientos y prácticas de trabajo para lograr un balance de masa exacto con los reportes asociados y los cálculos de las pérdidas.

Una auditoría de revisión permitirá realizar pruebas (tests) independientes de estas prácticas y Procedimientos de trabajo para verificar si son robustas y ajustadas. Las recomendaciones de la auditoría ayudarán a corregir cualquier debilidad que se detecte y resaltará las mejoras potenciales a los procedimientos y prácticas de trabajo. La revisión también reforzará cualquier buena práctica y procedimientos que se hayan observado.

15.1.1Auditoría Interna del Sistema de contabilidad de hidrocarburos

Se recomienda que se realice una Auditoría Interna de la contabilidad de hidrocarburos y procedimientos relacionados de manera regular, cada 3 a 4 años aproximadamente. Si no se cuenta con un servicio formal de Auditoría Interna dentro de la Compañía, por lo tanto, considere la utilización de un contabilista de hidrocarburos de una Refinería hermana. De manera alterna, considere asignar la tarea de la auditoría a una función relacionada, por ejemplo: Financiera.


Realizar revisiones o auditorías internas (aproximadamente cada 3 ó 4 años) de las prácticas y procedimientos de trabajo para la actividad de Contabilidad de

hidrocarburos. Estas auditorías preferiblemente deberán ser realizadas por el departamento de auditoría interna de la compañía o como alternativa, si no es

posible, asignar a un departamento independiente como Financiera.

El Anexo 3. presenta un ejemplo del objetivo y alcance de la auditoría de un Sistema de contabilidad de hidrocarburos

Una metodología puede ser realizar chequeos rápidos (spot checks) en las en las áreas claves, por ejemplo: descubrir si faltan datos primarios, si hay datos incorrectos o con inconsistencias, con el fin de identificar si hay debilidades en el sistema. Si se encuentra un gran número de errores entonces se deberá realizar un chequeo más detallado con el fin de evaluar la magnitud del problema.

Para cada una de las áreas auditadas se deberá cuantificar la incidencia y el efecto de cualquier debilidad encontrada en términos de su implicación en el sistema de control.

Hay tres categorías definidas:

Alta - Debilidad fundamental en el control que requiere acción inmediata.

Media – Debilidad importante en el control.


Baja – Se puede mejorar control sobre la efectividad del negocio, pero el riesgo es bajo.

Cada una de las debilidades encontradas deberá ir con una recomendación para mejorar los controles y eliminar de esta manera errores futuros. Las recomendaciones deberán ser discutidas, acordadas y se deberán nombrar los grupos que deberán implementar las acciones junto con las fechas acordadas para la realización y completación de la acción respectiva.

El reporte, sus recomendaciones y los procedimientos correctivos propuestos /acordados deberán ser circulados entre la correspondiente lista de distribución aprobada.


Revisar las recomendaciones de la auditoría de la Contabilidad de hidrocarburos, especialmente aquellas diseñadas para remediar cualquier área de debilidad

mediante el mejoramiento de los procedimientos. Estas recomendaciones deberán ser discutidas en detalle por el respectivo jefe del departamento y el equipo de la auditoría y deberán ser implementadas si los beneficios son claros. La Gerencia deberá garantizar que se cuente con recursos suficientes para implementar las

acciones correctivas.

De lo anterior se puede colegir que el alcance de una Auditoría Interna tiene una profundidad y amplitud considerables y el tiempo y el esfuerzo requeridos para una auditoría efectiva son significativos. Se deberá contar con los recursos apropiados para ala auditoría (tiempo y dinero) para garantizar un resultado de alta calidad con recomendaciones significativas.


Contar con objetivos bien definidos y términos claros de referencia cuando se realiza una auditoría de revisión de los procedimientos y prácticas de trabajo de la Contabilidad de hidrocarburos de la refinería. La complejidad de la recolección de datos y su verificación para determinar su exactitud y si está completa significa

que la gerencia deberá asignar suficiente tiempo para que se dé la revisión.

15.1.2Auditoría /Revisión de Pérdidas Ad-hoc (Con fines específicos)

Un objetivo importante del balance de masa mensual es obtener cálculos de las pérdidas de hidrocarburos en toneladas y como un porcentaje de la carga. Se pueden presentar variaciones mensuales significativas en el desempeño de las pérdidas en la refinería, a pesar de los mejores esfuerzos del contabilista de hidrocarburos y de las otras personas involucradas en cualquier investigación que se lleve a cabo. Frecuentemente, estas variaciones se deben a un error en el cálculo de los inventarios y en este caso se puede rectificar el error en las cifras del mes siguiente. Por lo tanto, a menos que la cifra de la pérdida correspondiente a un mes sea demasiado grande, no es posible sacar conclusiones sobre el desempeño pérdidas bajo la base de la pérdida de un solo mes.

Sin embargo, si las cifras de pérdidas son anormalmente altas durante tres meses consecutivos, o si el desempeño de pérdida promedio durante una corrida de seis meses muestra una tendencia a aumentar durante tres meses, entonces es probable que haya un problema real con el balance que ha escapado los esfuerzos realizados por el contabilista de hidrocarburos para detectarlos. En este punto, la gerencia de la refinería deberá ser motivada a conformar un equipo de trabajo para que estudie las pérdidas y para que trabaje conjuntamente con los contabilistas de hidrocarburos con el fin de resolver el problema. El


equipo deberá estar conformado por personas de la refinería, por ejemplo: de Operaciones, Ingenieros de Proceso y Auditores Técnicos (más el Contabilista de Hidrocarburos). También puede participar Auditoría Interna.


Revisar las tendencias de las pérdidas de refinería de tal manera que se identifiquen de manera temprana las variaciones inusuales y se puedan

implementar acciones rápidas mediante una auditoría “ad-hoc” (con fines específicos). La mejor práctica para la revisión de problemas de este tipo es la

conformación de un grupo para el estudio de pérdidas que opere con la autoridad del equipo gerencial de la refinería. Debido a la gran cantidad de datos que hay

que investigar, el proceso deberá ser iniciado rápidamente.

15.1.3Auditoría de Seguridad de Productos

El tema de seguridad de productos dentro de la refinería siempre es sensible. Para el gerenciamiento hay dos puntos importantes – en primer lugar, se debe contar con reglas y procedimientos con el fin de evitar apropiación indebida de productos y en segundo lugar, estas reglas y procedimientos deberán ser de forzoso y estricto cumplimiento.

Un área débil en relación con la seguridad es el registro de los productos que salen de la refinería hacia la báscula. Entre los productos que normalmente son medidos de esta manera tenemos Asfalto, GLP y Químicos, pero los combustibles principales también pueden ser entregados por báscula.

Entre aquellos ejemplos de por qué esta área es particularmente vulnerable a las violaciones de seguridad podemos mencionar los siguientes:

Los vehículos utilizados con frecuencia no son de propiedad de la compañía. Puede existir dependencia total de los transportadores contratados.

Puede existir el peligro de la “informalidad” o “familiaridad” entre los operadores de seguridad / puerta de ingreso y los conductores que ingresan a la Refinería de manera regular.

Los controles de documentación y producto pueden ser diferentes para cada clase de producto. Esto puede hacer más difícil la tarea de los operadores de seguridad / puerta de ingreso.

El chequeo de las entregas en el sistema de balance de masa con frecuencia es manual.

El chequeo de la producción de facturación deberá garantizar que a los clientes se les factura correctamente por producto entregado con base en cada tiquete de peso generado.

Teniendo en cuenta las preocupaciones existentes en esta área, es altamente recomendado que se realicen periódicamente auditorías independientes de los procedimientos y prácticas de trabajo (por ejemplo: cada 3 ó 4 años). Las auditorías deberán ser realizadas por el Departamento de Auditorías Internas de la Compañía o, si esto no es posible, por otro departamento independiente de la Refinería, como Financiera. Si existen preocupaciones serias en este área, entices se deberá considerar contratar a una compañía especializada en seguridad para que realice la auditoría.


Considerar seriamente el riesgo de seguridad y vulnerabilidad de las entregas de productos que salen de la refinería, particularmente por carretera mediante la

báscula. Es responsabilidad del equipo gerencial de la refinería garantizar que se cuente con un conjunto de procedimientos robustos para un control efectivo de


esta importante área. Es altamente recomendado que se realicen auditorías o revisiones regulares (cada 3 ó 4 años) con el fin de confirmar un cumplimiento

satisfactorio.

El Anexo 4 presenta un ejemplo del objetivo y alcance de una auditoría de seguridad.


Contar con objetivos y términos de referencia bien definidos cuando se realiza una auditoría de revisión de los procedimientos y prácticas de trabajo de la seguridad de los productos de la refinería. La complejidad de los chequeos y revisiones para

verificar que los procedimientos sean completes y que se estén cumpliendo a cabalidad exige que la Gerencia asigne suficiente tiempo para que la revisión se

realice a cabalidad.

El formato para la auditoría de los procedimientos y el reporte deberá ser similar al presentado en la Sección 15.1.1


Revisar los resultados de la auditoría de Seguridad de Productos, concentrándose en las áreas resaltadas como débiles con las respectivas recomendaciones para el mejoramiento. Estas deberán ser discutidas en detalles entre el respectivo jefe de

departamento y el equipo de la auditoría y se deberá realizar una rápida implementación si hay un claro caso de negocio.

15.1.4Auditoría Externa

Es común dentro de la industria realizar una auditoría externa anualmente de las prácticas contables financieras de la compañía. Esta Auditoría Externa podría extenderse hasta el área cubierta por la contabilidad de hidrocarburos, ya que los auditores pueden optar por la verificación de datos primarios que tienen un gran impacto en la contabilidad financiera.

Entre las áreas que los auditores pueden optar por validar tenemos:

Recibos y entregas para confirmar que están reflejadas exactamente en la contabilidad.

Verificación física del inventario presenciando medición y muestreo de tanques y la concordancia de las lecturas manuales con las lecturas de mediciones automáticas. Se debe anotar que si se encuentran fallas en este ejercicio (por ejemplo: varios tanques fuera de tolerancia en la medición) esto resultará en una auditoría mucho más extensa de los registros de medición ya que los auditores intentarán probar la integridad de las cifras del inventario.

Chequeo manual de los cálculos de inventario de tanques puede realizarse utilizando la calibración real y las Tablas de Medición con una medición real (incluyendo medición de agua), de densidad y de temperatura para comprobar que los cálculos del sistema utilizando la misma información es correcta.

El grupo de Programación puede ser llamado para proporcionar un texto o narrativa y hacer claridad sobre la estrategia de la Refinería y la planeación durante el año.

Revisión del desempeño de pérdidas incluyendo una explicación de variaciones grandes de los años anteriores. El auditor técnico de la refinería tendrá una gran participación en esta discusión.

Se realizarán chequeos para garantizar que las cantidades correctas del inventario (incluyendo una revisión del seguimiento del crudo) sean reportadas correctamente ya que conformarán la base de la valoración del inventario de crudos y productos de la compañía.


Teniendo en cuenta el número de áreas de interés potencial para los auditores externos, se recomienda que la refinería esté preparada cuidadosamente para la revisión. La actividad de verificación de la contabilidad de hidrocarburos es con frecuencia una parte muy importante de la auditoría y los auditores resaltarán cualquier violación a los procedimientos o prácticas de trabajo en su reporte de auditoría.


Establecer un procedimiento en el Los Contabilistas de Hidrocarburos deberán evalúe los requerimientos (en caso de que existan) de los auditores externos de la

compañía con el fin de garantizar que sus exigencias puedan ser atendidas de manera efectiva y eficiente. Esto puede requerir la coordinación de los aporte de

diferentes departamentos incluyendo Elementos Externos, auditoría técnica, programación y contabilidad de hidrocarburos. Como parte del procedimiento, el Departamento Financiero deberá saber sobre cualquier actividad de la Auditoría

Externa relacionada con la contabilidad de hidrocarburos en la refinería.

15.1.5Estudios sobre Pérdidas de Entidades Externas

Habrá circunstancias en las que una refinería con un registro deficiente de pérdidas emplee unidades externas con la experiencia apropiada para que la ayuden a tratar los problemas relacionados con las pérdidas.

La meta de un ejercicio de este tipo será:

Obtener una mejor comprensión de las pérdidas actuales.

Ayudarlos a establecer planes de acción y metas para la reducción de pérdidas al largo plazo.

Dichos estudios deberán cubrir dos tipos de pérdidas, presentadas más adelante.

15.1.5.1 Pérdidas Aparentes (o de medición)

Aquí se puede recibir ayuda mediante la revisión de los sistemas de medición, los equipos y procedimientos contra los estándares reconocidos. Se deberán incluir las recomendaciones mediante las cuales la exactitud de las mediciones puede ser justificablemente mejorada.

15.1.5.2 Pérdidas Reales

Aquí se puede recibir ayuda mediante un estudio que apunte a la identificación y medición de todos los elementos de pérdidas reales de la refinería, como la quema a tea, evaporación, pérdidas por los sistemas de recuperación de hidrocarburos, y tratamiento de aguas residuales, emisiones fugitivas y disposición de lodos.

Las recomendaciones de un estudio de este tipo deberán incluir planes de accione efectivos en términos de costo para ayudar a eliminar las pérdidas. En muchos casos, se pueden lograr reducciones significativas de las pérdidas a través de prácticas operativas mejoradas y un mantenimiento selectivo. En aquellos casos en los que se requiera inversiones de capital, por ejemplo: para mejorar los sistemas de medición, esto deberá ser cuidadosamente analizado como meta para un máximo retorno.



Encargar un estudio de pérdidas a una firma de gran reputación en este tipo de servicios cuando la refinería tiene dificultades con el control de las pérdidas. El

estudio deberá enfocarse en el desarrollo de planes de acción y metas a largo plazo para la reducción de pérdidas.


ANEXOS

Anexo 1: Lista de Chequeo de las Mejores Prácticas

LAS MEJORES PRÁCTICAS PARA EL BALANCE DE MASA, PÉRDIDAS Y PRINCIPIOS DE LA MEDICIÓN PRIMARIA SON …

Todos los cálculos dentro del balance de masa (por ejemplo: Inventarios, recibos, entregas y consumo propio) deberán ser calculados de manera consistente. Las unidades correctas son masa o peso en aire y no puede ser la combinación de las dos.

Cuando se diseña un sistema de medición se deberá dar el nivel apropiado de consideración a los factores críticos para lograr un nivel aceptable de exactitud de medición de los flujos.

Contar con un conjunto de reglas operacionales para obtener los mejores resultados del sistema de medición.

Definir estándares de exactitud métrica y cumplir con los procedimientos para garantizar que estos estándares sean alcanzados.

Cumplir con los procedimientos de mediciones manuales del inventario de tanques de acuerdo con las prácticas estándar del IP.

Asegurar que todos los aspectos para obtener las mediciones de nivel, ya sean manuales o mediante métodos de medición automática de tanques estén fundamentados en un entrenamiento apropiado, calibración de equipos y las recomendaciones de mantenimiento según lo establecido por una organización como el Instituto del Petróleo.

Cumplir con las guías recomendadas por una organización como el Instituto del Petróleo en relación con procedimientos y equipos para la medición de vehículos de carreteras y vagones de ferrocarril.

Utilizar un procedimiento estándar recomendado para el cálculo de la densidad como temperatura de referencia a partir de una densidad observada y la respectiva tabla de referencia.

Tener pleno conocimiento de los efectos de una incorrecta medición de la temperatura cuando se utiliza su lectura para la contabilidad de hidrocarburos y también para el balance de masa y los cálculos de pérdidas / ganancias asociadas.

Instalar los mejores métodos automáticos para la medición de temperaturas. La exactitud de la medición de la temperatura al nivel de operaciones es de fundamental importancia para la contabilidad de hidrocarburos por ejemplo: en la conversión del volumen a volumen estándar y por lo tanto, a masa (o a peso en aire). Si estos sistemas son mantenidos dentro de un alto estándar proporcionarán una medición confiable y exacta y también se eliminará muchísimo esfuerzo por parte del operador en la verificación de datos.

Invertir en el mejor equipo disponible para tomar mediciones manuales de temperaturas y para utilizar el equipo de acuerdo con las guías de procedimientos de, por ejemplo: el Instituto del Petróleo. Estos aparatos también deberán ser utilizados regularmente para chequear la exactitud de los sistemas de medición automática de temperatura de los tanques.

Tener pleno conocimiento de los problemas de medición de agua en el crudo, no solo desde el punto de vista de la refinería sino también desde todas las otras partes el negocio como Comercialización. Es completamente vital que se cumpla con procedimientos efectivos para obtener muestras representativas del crudo para la determinación de agua en el crudo y densidad.

Contar con procedimientos que garanticen que los medidores son probados de manera regular de tal manera que se pueda certificar su exactitud en el nivel requerido. Deberá ser obligatorio que se mantengan registros actualizados sobre la


historia de cada medidor incluyendo las pruebas que se realizan, la seguridad y el mantenimiento.

Garantizar que se repitan rápidamente las pruebas a los medidores que presentan inexactitud.

Garantizar que se realicen chequeos regularmente a los tanques para determinar defectos significativos (distorsión e inclinación) de tal manera que sus registros de calibración certificada se mantengan exactos. Se deberá implementar un programa de re-calibración si un tanque presenta defectos significativos o cuando se ha vencido el período de 15 años recomendado por el Instituto del Petróleo.

Mantener el equipo de cintas de medición por inmersión en la mejor condición posible, Esto deberá incluir la certificación de la exactitud en línea con las recomendaciones del Instituto del Petróleo (o una organización reconocida similar).

Recopilar procedimientos efectivos para chequear y certificar la calibración de instrumentos de medición automática de niveles de tanques. Estos procedimientos deberán incluir la retención de registros de calibración actualizados y los registros de cualquier mantenimiento realizado.

Chequear y verificar todos los equipos de medición de temperatura de manera regular. Se deberá incluir retención y mantenimiento de los registros de calibración actualizados.

Garantizar la utilización de las Tablas de Medición correctas para el cálculo de volúmenes estándar.

NOTA: la utilización de tablas requiere la medición exacta de densidad y temperatura observadas con el fin de minimizar los errores en volumen estándar y cálculo de masas.

Adoptar una sola base para el cálculo del balance de masa y aplicarla de manera consistente para todos los niveles de la medición. La refinería puede expresar el balance de masa como masa o peso en aire pero no como una mezcla de los dos.

Realizar los chequeos apropiados a las computadoras de las básculas con el fin de garantizar que están programadas apropiadamente para calcular masa y/o peso en aire tanto para contenedores abiertos (por ejemplo: gasolina) y cerrados (por ejemplo: GLP).

LAS MEJORES PRÁCTICAS DE INVENTARIOS (STOCKS) DE LA REFINERÍA SON….

Implementar procedimientos efectivos para el monitoreo diario de los inventarios. La eliminación temprana de problemas beneficiará a Operaciones, Programación, suministro y distribución y el proceso de de reporte para el final del período para los Contabilistas de Hidrocarburos.

Elementos Externos deberá mantener procedimientos efectivos con el fin de salvaguardar la integridad de la medición del inventario y para comunicar los datos de calidad de la mejor manera posible a los interesados. Es altamente recomendado que la revisión del inventario se realice diariamente.

Los programadores de la refinería deberán asumir un rol activo en la revisión diaria del inventario. Teniendo en cuenta que ellos son puntos focales del plan y de la estrategia operacional de la refinería y como ellos tienen fuertes nexos con los otros departamentos, están en la mejor posición para revisar los datos primarios del inventario.

Los programadores de la Refinería deberán realizar reuniones estratégicas regulares (aproximadamente cada dos meses) con Contabilidad de Hidrocarburos para comunicar los cambios esperados en el balance de refinería, especialmente cualquier carga o productos nuevos.

Realizar seguimiento manual de los tanques fuera de servicio con el fin de garantizar que sean contabilizados correctamente en especial para los reportes de fin de mes.


Contabilidad de Hidrocarburos deberá desarrollar procedimientos independientes para el monitoreo y la revisión de los inventarios para poder cuestionar y corregir los datos primarios según ser requiera. Este proceso es desarrollado mejor a diario lo que ayuda a reducir el tiempo de revisión en el cronograma del fin de mes.

Prestar particular atención a los productos especiales como el GLP y el asfalto, garantizando que todos los datos relevantes son recolectados y que los cálculos únicos sean realizados correctamente de tal manera que estos inventarios se vean reflejados de manera exacta en el balance de masa.

Tener pleno conocimiento del efecto de los inventarios de la planta y la línea en el balance, especialmente cuando la planta vive condiciones fuera de lo usual como paradas de la planta o apagada total de la refinería. Es altamente recomendado consultar a Operaciones de tal manera que el efecto sobre el inventario en estas situaciones pueda ser planeado acorde con la situación.

Mantener procedimientos que capturen a las unidades de proceso asociadas con el inventario de los tanques de tal manera que este sea incluido correctamente en el balance del inventario de la refinería.

Monitorear de manera efectiva los inventarios de aditivos. El valor de los aditivos con frecuencia es alto y se deberá realizar un seguimiento cuidadoso de su utilización.

Monitorear todos los sub-productos del proceso de producción y garantizar que esos inventarios sean registrados cuidadosamente.

Garantizar que los movimientos de inventarios para recibos y entregas que se estén efectuando a fin de mes sean monitoreados y controlados de manera estricta mediante un procedimiento aceptable de contabilidad como el sugerido.

LAS MEJORES PRÁCTICAS PARA LOS RECIBOS QUE LLEGAN A LA REFINERÍA SON…

Garantizar que se tomen muestras representativas de crudos con el fin de determinar el agua y densidad correctas en cada recibo de crudos que se dé por buque o por oleoducto.

Mantener la integridad de las muestras hasta el momento en que se realiza el análisis del laboratorio (por ejemplo: prevenir la pérdida de livianos) y garantizar que se utilicen sub-muestras representativas en el análisis de laboratorio.

Utilizar un toma muestras proporcional al flujo con todos los accesorios auxiliares (por ejemplo: mezclador de línea, pluma de la muestra localizada correctamente, etc. de acuerdo con lo recomendado por el Instituto del Petróleo) para la toma de muestras de crudo desde la línea de importación.

Probar regularmente todo el sistema de muestreo de crudos para confirmar su estado.

Utilizar un Inspector Independiente para los recibos de crudo por buque ya que su trabajo es garantizar el empleo de las Mejores Prácticas a bordo del buque y en la costa para obtener la mejor medición posible de la entrega. Ellos son también totalmente independientes en su punto de vista en casos de discrepancias entre el consignador (quien envía) y el consignatario (quien recibe).

En aquellos casos en los que la Compañía esté utilizando un Inspector Independiente, evaluar su desempeño en cada ocasión desde las perspectivas de Elementos Externos y Contabilidad de Hidrocarburos (incluyendo el reporte) para garantizar que se mantengan los estándares y que ellos están realmente compensando el aporte del dinero que cuesta contratarlos.

Utilizar mediciones en la costa para los recibos por buque ya que estas generalmente son más exactas. Los cálculos de los buques solo deberán ser utilizados como el ultimo recurso, en estos casos se deberá tener en cuenta la información disponible como Factores de Experiencia de la Embarcación.


Revisar regularmente la integridad del sistema de medición del oleoducto para asegurar mediciones exactas y de alta calidad.

Desarrollar para Operaciones de Elementos Externos procedimientos de calidad para recibos de productos no-crudos correctamente monitoreados y medidos. Estos son particularmente útiles en aquellos casos en los que no se pueda contar con la participación de un inspector independiente.

Cuando se utilice una báscula, realizar auditorías de seguridad de manera regular para evaluar completamente los procedimientos de operación.

LAS MEJORES PRÁCTICAS PARA LAS ENTREGAS DESDE LA REFINERÍA SON …

Implementar un procedimiento efectivo de Elementos Externos para el envío de entregas que han sido medidas mediante el cálculo de tanques. Este procedimiento deberá incluir mecanismos de chequeo cruzado y líneas de comunicación compartidas por todos los interesados.

Utilizar los medidores para las cargas de buques teniendo en cuenta el nivel de exactitud es más alto que la medición de tanques lo que representa menos discrepancias y contribuye a un mejor balance de la refinería.

LAS MEJORES PRÁCTICAS PARA LOS CONSUMOS PROPIOS

(COMBUSTIBLE DE LA REFINERÍA) SON …

Medir el consumo propio (combustible de la refinería) lo más acertadamente posible que sea económicamente justificado ya que el consumo propio aporta una parte significativa del balance de masa y el consiguiente cálculo de pérdidas.

Medir el consume de gas combustible utilizando medidores individuales de la plantas que sean exactos y realizar un estimado exacto del uso de gas combustible que no se mide (cuando esto sea una pequeña proporción del consumo total).

Revisar la exactitud de los medidores individuales de gas combustible de las plantas y comparar los medidores de la refinería con el maestro. Se deberá utilizar aquel sistema de medición que proporcione los datos con la mayor exactitud para el ingreso de datos normales en el Sistema de contabilidad de hidrocarburos.

Emplear compensación automática de temperatura, presión y densidad del gas combustible. Si no es posible la compensación automática de la densidad entonces se deberá compensar la densidad manualmente.

Medir el consumo de fuel oil utilizando medidores individuales de la planta que sean exactos.

Revisar la exactitud de los medidores individuales de fuel oil de la planta y comparar contra el medidor maestro (o mediciones de inmersión) de la refinería. Se deberá utilizar aquel sistema de medición que proporcione los datos con la mayor exactitud para el ingreso de datos normales en el Sistema de contabilidad de hidrocarburos.

Revisar todos los casos en los que se puede quemar combustible en la refinería pero que no son capturados de manera rutinaria como parte de los cálculos del combustible de la refinería. Cualquier proceso que caiga en esta categoría deberá ser estimado o medido para ser incluido en el balance de masa de la refinería.

Se debe contar con una persona que sea el dueño dedicado para que sea responsable del cálculo general del combustible de refinería. Es altamente recomendado que este sea un rol desempeñado por el auditor técnico de la refinería quien deberá estar preparado para revisar regularmente (es preferible


que sea a diario) las cifras de combustibles suministradas por el ingeniero de la planta y cuestionar estos datos cuando se requiera. Esto deberá ayudar en el proceso de alcanzar una buena práctica de medición.

Los contabilistas de hidrocarburos deberán ser pro-activos en la revisión de los cálculos del combustible de refinería. Esto se debe al alto impacto que estas cifras tienen en el balance de masa de la Refinería y el cálculo resultante de la pérdida. El efecto de una medición incorrecta puede ser un factor significativo en el cálculo de las pérdidas.

LAS MEJORES PRÁCTICAS PARA LAS PÉRDIDAS FÍSICAS (O REALES) SON …

Instalación de un medidor de flujo ultrasónico para medir el gas que va a tea de manera razonablemente exacta y por lo tanto, garantizar que este dato esté representado de manera exacta como pérdida identificada.

El equipo gerencial de la refinería deberá promover de manera proactiva proyectos para la reducción de la tea lo cual deberá arrojar de inmediato beneficios a nivel de costos.

Establecer una meta alcanzable pero realista de lo que se quema en la tea cada día. Esto concentrará la atención y el esfuerzo requeridos para mantener los ahorros.

Reunir toda la evidencia posible sobre incidentes de incendios y cuantificar cualquier pérdida de hidrocarburos que deberán ser registradas como pérdidas identificadas.

Tomar en cuenta las emisiones fugitivas ya sea mediante medición directa o por estimación de acuerdo con lo presentado por el Instituto del Petróleo o mediante la aplicación de una cifra nominal con base en el peso de la carga.

Realizar un estudio de la Refinería para catalogar todos los venteos y posteriormente medir / estimar cualquier pérdida de tal manera que puedan ser incluidos en el cálculo de pérdidas identificadas.

Estimar las pérdidas de vapor de los tanques debido a su respiración utilizando las guías del API 2517 y API MPMS Capítulo 19 según corresponda. Estos estimativos deberán ser incluidos en los cálculos de pérdidas identificadas.

Minimizar los efectos de las pérdidas por evaporación de los tanques instalando equipos como sellos secundarios o cubiertas de flotación externas en tanques de techo flotante y cubiertas de flotación internas o balanceo de vapor y/o sistemas de recuperación en tanques de techo fijo. Es esencial contar con procedimientos efectivos de inspección y mantenimiento para garantizar que los equipos están funcionando eficientemente. Las válvulas de presión de vacío (válvulas P/V) deberán recibir la misma prioridad que las válvulas de alivio para su inspección y mantenimiento.

Estimar las pérdidas de vapor de los tanques ocasionadas por el llenado y retiro de producto utilizando las guías del API 2517 y API MPMS Capítulo 19 según aplique. Estos estimados deberán ser incluidos en los cálculos de pérdidas identificadas.

Recopilar datos sobre lodos de aguas contaminadas con hidrocarburos (por ejemplo: cantidades, flujos, duración de los flujos, presiones de vapor, temperaturas, etc.) enviados a los drenajes y a los sistemas de interceptores. Estos datos deberán ser utilizados para estimar las pérdidas de hidrocarburos debido a la evaporación. Este estimado deberá ser incluido en el cálculo de pérdidas identificadas.

Revisar los procedimientos para drenajes de agua de los tanques. Estos procedimientos deberán minimizar las cantidades de hidrocarburos enviados a drenajes y sistemas de interceptores garantizando que la actividad está completamente controlada en lugar de estar incontrolada.

Desarrollar un procedimiento para el reporte de incidentes que registre los


derrames y fugas y cuantifique las pérdidas.

Estimar las pérdidas de hidrocarburos a través del sistema de aguas de efluentes que deberán ser incluidas en el cálculo de pérdidas identificadas.

Revisar constantemente los tanques para identificar Filtración/fugas que puedan dar como resultado pérdidas de hidrocarburos. Deberá mantenerse una lista de tanques con estos defectos de tal manera que se pueda incluir un mejor estimado de pérdidas en el cálculo de pérdidas identificadas.

Revisar la producción de azufre con el fin de obtener el mejor estimado de pérdidas químicas en el proceso de garantizar que sean incluidas como pérdidas identificadas en lugar de pérdidas no identificadas. Se deberá incluir un análisis exacto de la composición de la carga para eliminar el efecto de los inertes y contar con mejores estimados de la eficiencia de la(s) Unidad(es) de Recuperación de Azufre.

Revisar cuidadosamente las áreas de la refinería áreas que se encuentran dentro de las unidades de proceso en las que puedan ocurrir pérdidas de químicos. Cuando se hayan identificado estas áreas, entonces se realizarán mejores estimativos de tal manera que puedan ser incluidos correctamente como parte de las pérdidas identificadas. Si esta acción no se realiza, entonces estos ítems desaparecerán y serán parte de las cifras de pérdidas no identificadas.

Estimar la producción de coque en las plantas respectivas e incluirlas en los cálculos de entregas, combustible o pérdidas identificadas, según aplique.

LAS MEJORES PRÁCTICAS PARA LAS PÉRDIDAS NO IDENTIFICADAS SON…

Hacer seguimiento a las pérdidas no identificadas y contar con un procedimiento de revisión de pérdidas en el evento de Pérdidas no identificadas inusualmente altas.

Contar siempre con facilidades para medir la transferencia de productos y cuando esté disponible utilizar el sistema de medición de clientes como chequeo de comparación.

Revisar cualquier transferencia inusual de carga o producto que salga de la refinería. Estas actividades deberán ser investigadas y cuando sea necesario se deberán introducir los procedimientos necesarios para su auditación. El objetivo de estos procedimientos deberá ser garantizar la consistencia y aclarar el tratamiento de la contabilidad de hidrocarburos con el fin de eliminar cualquier pérdida no identificada y su impacto financiero potencial para la refinería.

Hacer seguimiento a las pérdidas no-identificadas de la refinería después de aplicar las Mejores Prácticas en la medición de recibos, entregas e inventarios lo mismo que pérdidas identificadas.

LAS MEJORES PRÁCTICAS PARA LOS PROBLEMAS DENTRO DE LA

VALLA DE LA REFINERÍA SON …

El equipo gerencial de la refinería deberá asumir un interés activo en la producción de slops, con la meta de minimizarlos, debido al costo que representa su reproceso. Este compromiso y toma de conciencia deberán ser comunicados a todos los equipos de operaciones de la refinería de tal manera que comprendan el costo que implica mantener inventarios de slops stocks y su producción.

Muestrear de manera regular (preferiblemente una vez por semana pero por lo menos mensualmente) la densidad de los tanques de slops de tal manera que estos inventarios puedan ser representados de maneara justa en el balance de masa de la refinería.

Desarrollar un procedimiento práctico que haga referencia al lastre de los buques y los recibos resultantes de cualquier hidrocarburo en el sistema de slops de la


refinería. Los contabilistas de hidrocarburos necesitan ser informados por el Departamento de Elementos Externos cuando esto ocurra y se deberá registrar el valor del recibo.

Establecer un plan bien definido para minimizar las pérdidas de la planta durante paradas / arranques. Todos los grupos interesados deberán participar en la redacción de este procedimiento con el fin de garantizar un resultado exitoso.

La responsabilidad y la rendición de cuentas de la producción de slops deberán ser claramente definidas. Se recomienda que esta tarea sea gerenciada por el Departamento de Elementos Externos por ser el mejor calificado para realizarla de manera efectiva.

El Departamento de Elementos Externos deberá aplicar controles procedimentales sobre la producción de slops. Estos controles deberán ser acordados, apoyados y completamente exigidos por la gerencia de la refinería.

El Departamento de Elementos Externos deberá desarrollar, junto con otros departamentos interesados de la refinería, los procedimientos apropiados para minimizar la producción de slops durante las paradas y los arranques.

Elementos Externos deberá adoptar una actitud responsiva y sensata para lograr mediciones regulares de agua en los slops y comunicar esta información a los Contabilistas de Hidrocarburos. La realización de este ejercicio de manera cuidadosa y exacta es particularmente importante para el reporte de fin de mes.

Los contabilistas de hidrocarburos deberán revisar de manera activa y deberán cuestionar las cifras de inventarios de slops ya que el impacto de un error puede ser altamente significativo en el balance al corto plazo de la refinería y en el cálculo de pérdidas.

Hacer seguimiento al agua en el crudo dentro de la valla de la refinería partiendo del hecho de que sea operacionalmente posible. Los resultados serán utilizados para validar los recibos de crudo seco después de los cálculos de contenido de agua mediante muestreos del crudo, y, por lo tanto, se deberá promover la confianza en estas cifras. El balance de agua también contribuirá a los ajustes pertinentes de inventario en el cierre de fin de mes.

Se debe contar con un procedimiento aplicable para la contabilidad de lodos, particularmente que procedan de crudos importados. Se deberá incluir la determinación de stock no recuperable y la decisión gerencial de si es un inventario que se da de baja o si será absorbido por las pérdidas operativas dentro de la refinería según sea lo apropiado para tratar este inventario.

Anticipar los efectos de la contabilidad de lodos dentro del balance de masa de la Refinería y la valoración de inventario de la compañía. Deberá existir un procedimiento aprobado que incluya la estimación de lodos y elimine un poco los problemas creados por los ajustes de cantidades dadas de baja, cuando esto ocurra.

Desarrollar procedimientos que garanticen que todos los datos relevantes relacionados con las Pérdidas a Océano sean recopilados de manera regular. La responsabilidad para realizar esta actividad deberá ser asignada a un dueño dedicado de la tarea quien deberá resumir los datos, enviar los reportes apropiados, revisar los errores significativos y emplear las técnicas que permitan un seguimiento sistemático de los errores.

Realizar auditorías de revisión de manera regular (quizás una vez al año) de los métodos y procedimientos utilizados por los inspectores de cargamentos teniendo en mente las implicaciones de las Pérdidas a Océano. Esto ayudará a garantizar que no existan desviaciones de las buenas prácticas trabajo y que su desempeño se mantenga a un alto nivel.

Garantizar que el seguimiento de la información sobre el crudo sea lo más exacta posible, ya que esta puede constituir la base de importantes cálculos financieros, particularmente en relación con los inventarios. Los procedimientos utilizados en los cálculos deberá ser de un estándar que sea aceptable para la auditoría externa.


Establecer reglas efectivas con los procedimientos asociados que permitan que el ejercicio de seguimiento del crudo se realice sin contratiempos. Con el fin de poder lograr esto, se deberán asignar responsabilidades dedicadas para la tarea con el fin de garantizar que las reglas y cálculos asociados sean aplicados correctamente y que los que reciban los datos los puedan recibir a tiempo.

LAS MEJORES PRÁCTICAS PARA LOS DATOS PRIMARIOS PROCEDENTES DE ELEMENTOS EXTERNOS SON …..

Revisar información del sistema de inventarios y movimientos frecuentemente (preferiblemente una vez al día) con el fin de garantizar que se cuenta con datos de la mejor calidad posible.

Asignar formalmente la responsabilidad de proporcionar buenos datos primarios al jefe de Elementos Externos. En la práctica esta tarea deberá ser realizada por el supervisor del turno o por operadores enfocados en el día a día.

Nombrar a una persona responsable de la calibración de todos los instrumentos y de la retención de los registros.

El dueño dedicado del Sistema de Elementos Externos deberá realizar la revisión, actualización o corrección de los datos primarios antes de que estos sean entregados para que otras personas los utilicen.

El Punto Focal de Elementos Externos y los contabilistas de hidrocarburos deberán comunicarse regularmente para garantizar que se realicen las correcciones de los datos primarios y, sobre todo, que exista consistencia en la metodología del gerenciamiento del inventario.

Garantizar que se cumpla con la calidad de los procedimientos de Elementos Externos, particularmente en lo relacionado con el inicio y cierre de movimientos a tiempo. Se deberán llevar una bitácora con el registro de incidentes que resalte los problemas con procedimientos y el registro de las acciones respectivas.

Emplear buenos procedimientos para la recolección de muestras que garanticen que la muestra es representativa de todo el volumen de líquido y que no se pierdan los livianos de la muestra.

Mantener un registro de incidentes y que la utilización de la bitácora para su registro facilite las mejoras en las áreas de conocimiento, procedimientos y capacitación que incluya medición y calidad de los datos.

Ejecutar una reconciliación de medición para validad las entregas y garantizar que no haya errores. Esta información deberá ser pasada a los Contabilistas de Hidrocarburos.

Ejecutar un programa para la recalibración de tanques de manera regular. El Instituto del Petróleo recomienda que esto se realice cada quince años.

Aplicar cuidadosamente los resultados de las recalibraciones de los tanques en el respectivo sistema de Elementos Externos y en cualquier otro sistema relacionado con la contabilidad de hidrocarburos.

Desarrollar alguna forma de sistema de procedimientos manuales de respaldo (backup) para poder sobrevivir a una falla total de los sistemas. Esto es particularmente relevante si el problema ocurre a fin de mes.

Contar y aplicar Procedimientos para hacer seguimiento manual al contenido de los tanques cuando el equipo de medición automática está fuera de servicio.

Realizar chequeos regulares del equipo automático y hacerles mantenimiento para corregir rápidamente cualquier equipo que esté por fuera de la tolerancia o que tenga desviaciones. Más aún, los problemas significativos en esta área deberán ser comunicados a los contabilistas de hidrocarburos de tal manera que ellos puedan juzgar si se requiere realizar ajustes al balance de masa.

Cuando no se cuenta con ningún inspector independiente para las Operaciones de Elementos Externos para realizar cálculos provisionales de las pérdidas a


océano antes de la partida de un buque de tal manera que en el evento de una pérdida superior a la normal todos los aspectos de la descarga puedan ser investigados rápidamente. Los contabilistas de hidrocarburos deberán ser informados de los resultados.

No operar nunca en la zona crítica de los tanques de almacenamiento de techo flotantes para eliminar los errores de medición causados ya sea porque el techo no está flotando ni completamente en el suelo.

Los contabilistas de hidrocarburos deberán realizar sesiones cortas de concientización con los supervisores y los Operadores de Elementos Externos. El objetivo deberá ser resaltar la importancia del rol de Operaciones en el suministro de datos de buena calidad en todo momento destacando el hecho de cómo es utilizada dicha información en el balance de masa el cual constituye una medición clave del desempeño de la Refinería.

Garantizar que todas las personas que participan en la medición o recolección de datos hayan sido entrenadas a un nivel de competencia adecuado.

LAS MEJORES PRÁCTICAS PARA LOS SISTEMAS DE CONTABILIDAD DE

HIDROCARBUROSS SON…

Desarrollar documentos de referencia para describir la actividad de contabilidad de hidrocarburos. Entre estos tenemos los procedimientos para la recolección y revisión de datos.

El contabilista de hidrocarburos deberá desarrollar un mapa exacto de los sistemas que muestre todas las corrientes de datos que se utilizan para recopilar el balance de masa y hacer que dicho mapa esté disponible para todos los interesados.

El contabilista de hidrocarburos deberá preparar una lista de chequeos estructurada relacionada con la recolección y revisión de datos de las diferentes fuentes. Esto no solo ayuda al trabajo normal sino que también actúa como “un bastón” que un reemplazo o suplente puede utilizar en caso de que deba asumir el cargo con poco tiempo de notificación o preaviso.

El contabilista de hidrocarburos deberá mantener una lista de chequeo efectiva de las tareas diarias. Esto garantiza no solo la recolección de los datos esenciales sino que esos datos sean de la mejor calidad.

El contabilista de hidrocarburos deberá mantener una lista de chequeo simple pero efectivo de las tareas de fin de mes. Esto garantiza que todos los datos requeridos para el balance de masa sean recolectados de acuerdo con el cronograma acordado. Esto también garantiza que se dé un proceso de revisión y que se realicen los ajustes que se consideren necesarios.

Recopilar y mantener un Manual para el Aseguramiento de la Calidad de Hidrocarburos. El documento, que deberá enfocarse en las buenas prácticas de medición en toda la refinería, deberá ser apoyado, impulsado y aprobado por la gerencia de la refinería.

LAS MEJORES PRÁCTICAS PARA LOS BALANCES DE MASA DEL CONTABILISTA DE HIDROCARBUROS SON…

Se debe contar con una persona dedicada dueña del balance de masa mensual. En particular, la persona asumirá la responsabilidad de la preparación del balance, y deberá garantizar que se utilice una metodología responsable / consistente para los cálculos del balance.

Moverse hacia el balance de masa diario como una ayuda para el proceso de la verificación mejoramiento de los datos, revisión de las pérdidas. Esto deberá ayudar a ahorrar tiempo durante la programación de cierre de mes.

El contabilista de hidrocarburos deberá desarrollar un conjunto de reportes de excepción que le sirva de ayuda para revisar y cuestionar los datos. Este proceso


deberá incluir un procedimiento para la comunicación con Elementos Externos cuando se sospeche la presencia de datos erróneos.

El contabilista de hidrocarburos deberá contar con un conjunto efectivo de reportes del balance de masa (desde el resumen hasta el nivel detallado) que contenga información actualizada y consistente. El sistema del balance de masa deberá estar en capacidad de reaccionar a los ajustes que deberán reflejarse en los reportes.

Mantener una lista de chequeo de Fuentes de datos (por ejemplo: interfaces) y tareas de procedimientos relacionadas con el balance de masa para ayudar a un reporte exacto.

Dar alta prioridad a la resolución de problemas del sistema de balance de masa tanto en la recolección de datos y las áreas de reportes. Esto es esencial durante el período de cierre de fin de mes. Es altamente recomendado que los contabilistas de hidrocarburos aseguren esta alta prioridad mediante acuerdos de servicio con los respectivos departamentos los cuales son respaldados por la alta gerencia.

Revisar reportes diarios de inventario para identificar inconsistencias en los niveles de medición, temperatura y densidad. Es altamente recomendado que se utilicen los reportes de excepciones para este fin, preferiblemente derivados del sistema de balance de masa o de un modelo independiente.

Los Contabilistas de Hidrocarburos deberán verificar nuevamente el estado de los tanques que aparecen como vacíos, fuera de servicio o aquellos en los que el histórico muestra que la medición de agua no ha sido confiable.



El contabilista de hidrocarburos deberá recibir información diaria de los inventarios (con base en las mediciones de media noche y la información asociada) para la revisión diaria. Esta información es vital a fin de mes.

El contabilista de hidrocarburos deberá promover una concientización total en el Departamento de Elementos Externos (y en todos los otros departamentos responsables por la información del inventario) sobre la importancia del cronograma y la calidad de los datos primarios de medición.

El contabilista de hidrocarburos deberá estar alerta sobre los movimientos que surgen a fin de mes y deberá seguir el procedimiento para realizar los ajustes correctamente. Es altamente recomendado que las mediciones de los tanques sean re-programados a la posición antes de que se inicien dichos movimientos de tal manera que sean contabilizados para el próximo período.

El contabilista de hidrocarburos deberá corregir los errores en los datos primarios del inventario a fin de mes para garantizar que el balance de masa se vea reflejado lo más acertadamente posible.

El contabilista de hidrocarburos deberá mantener un registro de todos los ajustes que se realicen con la respectiva explicación de tal manera que sea completamente justificado y efectivamente auditable.

El contabilista de hidrocarburos deberá revisar el estado de los inventarios de las plantas y de las líneas al final de cada mes y realizar los ajustes correspondientes. Esto garantizará que el balance de masa refleje una posición exacta del inventario.

El contabilista de hidrocarburos deberá consultar con Elementos Externos el estado de los inventarios de las plantas y de las líneas durante las paradas de las plantas y de la refinería de tal manera que la posición del inventario pueda verse reflejada de una manera exacta en el balance de masa.


El contabilista de hidrocarburos deberá monitorear cualquier inventario asociado con las plantas y desarrollar un procedimiento con los operadores de las plantas para asegurar que los inventarios puedan verse reflejados de una manera exacta en el balance de masa de la refinería.

El contabilista de hidrocarburos deberá monitorear cuidadosamente los inventarios de fin de mes de los productos especiales como GLP y Asfalto. Es altamente recomendado que se desarrolle un procedimiento con los departamentos responsables de estos inventarios para garantizar que se reconozca su importancia en el proceso de reporte del balance de masa.

Los Contabilistas de Hidrocarburos deberán revisar los inventarios de productos derivados tales como el Azufre con el fin de garantizar que estos se reflejen correctamente en el balance de masa de la refinería.

Los Contabilistas de Hidrocarburos deberán garantizar que los aditivos sean registrados de manera consistente y acertada en el balance de masa de la refinería.

El contabilista de hidrocarburos deberá desarrollar procedimientos robustos que garantice que todos los recibos relacionados con el balance de masa sean contabilizados dentro del mes correcto.

El contabilista de hidrocarburos desarrollar procedimientos robustos que garantice que todos las entregas relacionadas con el balance de masa sean contabilizadas dentro del mes correcto.

Los Contabilistas de Hidrocarburos deberán revisar cuidadosamente y cuestionar las cifras del consumo propio (combustible de la refinería) figure dentro del balance de masa. Una metodología pro-activa incentiva el cuestionamiento y la revisión y deberá ayudar al proceso de medición y dará más confianza en la cifra del cálculo de de pérdidas reales finales.

Los Contabilistas de Hidrocarburos deberán revisar concienzudamente los ajustes realizados fuera del período no solo con el objetivo de realizar correcciones sino también para re-evaluar sus Procedimientos para eliminar problemas similares en el futuro.

LAS MEJORES PRÁCTICAS SOBRE LA IMPORTANCIA DE LA COMUNICACIÓN,

LA MOTIVACIÓN Y LA CAPACITACIÓN SON…

Promover buena comunicación entre los departamentos de toda la refinería con el fin de mejorar la calidad de los datos entregados a Contabilidad de Hidrocarburos. Los objetivos deberá ser hacer las cosas bien la primera vez, ser consistentes en la metodología y eliminar el re-trabajo.

Los datos del sistema del balance de masa deberán formar un conjunto o sistema integrado de información de la refinería que suministre información a todos los interesados. Esto ayudará a garantizar que todos los datos, ya sea que se utilicen para objetivos operacionales, financieros o de negocios, estén actualizados y sean consistentes.

Asegurar que se cuente con procedimientos efectivos, que incluyan las líneas de comunicación de respuesta apropiadas, entre la refinería y Comercialización y los Grupos MSD.

Desarrollar procedimientos para comunicar de manera efectiva el plan de operaciones a corto plazo de la refinería (para las siguientes 24 horas) incluyendo las reuniones de emergencia e instrucciones escritas sobre el back up. La estrategia a largo plazo de la refinería es importante para todos y los programadores deberán organizar reuniones informativas cortas para compartir información y anticipar los problemas presentadas por ejemplo: la introducción de un nuevo producto.

El Departamento de Programación deberá organizar reuniones informativas cortas para compartir información sobre estrategias nuevas a largo plazo (por


ejemplo: la introducción de un nuevo producto) con el fin de anticipar los problemas de balance de masa.

Establecer una buena comunicación entre los departamentos claves que participan en el balance de masa (por ejemplo: Elementos Externos, Contabilidad de Hidrocarburos y Programación) lo que ayudará a garantizar la buena calidad de los datos primarios. Si esto se puede lograr, las complejidades la captura completa y exacta de datos se tornan más fáciles de manejar en la medida que errores se detectan y corrigen o se eliminan los errores potenciales de manera más temprana.

Desarrollar políticas y procedimientos de Aseguramiento de la Calidad (QA) que incluyan buenas prácticas de medición, la importancia de datos de buena calidad y comunicación (metodología de un solo equipo, todo lo cual es esencial para el éxito en el área de Contabilidad de hidrocarburos. Es esencial que dicha iniciativa de Aseguramiento de Calidad sea completamente respaldada y apoyada por el equipo gerencial de la refinería.

Desarrollar Indicadores Claves del Desempeño (KPI’s) para medir formalmente la efectividad de las prácticas y procedimientos la Contabilidad de Hidrocarburos. Los puntajes bajos de los KPIs deberán ser publicados para resaltar los problemas del área de la Contabilidad de hidrocarburos. Los puntajes deberán ser discutidos con la gerencia incluyendo las acciones resultantes acordadas. Los resultados deberán ser comunicados a los departamentos interesados de tal manera que se puedan implementar las recomendaciones y cualquier mejoramiento futuro puedan ser medidos.

Realizar esfuerzos para garantizar que todos los reportes de la refinería tanto para propósitos internos o externos sean consistentes. Por lo menos deberá demostrar que la refinería tiene una actitud profesional en torno a la realización y entrega de reportes.

LAS MEJORES PRÁCTICAS PARA LAS AUDITORÍAS DE LOS SISTEMAS DE

CONTABILIDAD DE HIDROCARBUROSS SON…

Realizar revisiones internas o auditorías de manera regular (es decir cada 3 ó 4 años) de las prácticas de trabajo y procedimientos para las actividades de la Contabilidad de hidrocarburos. Estas auditorías deberán ser realizadas preferiblemente por el Departamento de Auditorías Internas de la Compañía o de manera alternativa, si eso no es posible, por un departamento independiente que se designe como Financiera.

Revisar las recomendaciones de la auditoría de Contabilidad de hidrocarburos, especialmente las que designadas para remediar las áreas débiles mejorando los procedimientos. Estas recomendaciones deberán ser discutidas en detalle por el jefe de departamento respectivo y el equipo de la auditoría y deberán implementarse si los beneficios son claros. La gerencia deberá garantizar que se cuente con suficientes recursos disponibles para implementar las acciones correctivas.

Contar con objetivos bien definidos y términos de referencia claros cuando se realice la auditoría de revisión de las prácticas y procedimientos de trabajo de la Contabilidad de hidrocarburos de la refinería. Las complejidades de la recolección y chequeo de los datos para verificar su exactitud y que estén completos exigen que la gerencia asigne suficiente tiempo para que se pueda realizar la revisión.

Revisar las tendencias de las pérdidas de refinería de tal manera que se detecten de manera temprana las variaciones no usuales y que se implemente rápidamente una auditoría con propósitos específicos (ad-hoc). La mejor práctica para la revisión de dichos problemas es establecer un equipo de pérdidas de operaciones con la autoridad del equipo gerencial de la refinería. Debido a la gran cantidad de información que tiene que ser investigada, el proceso deberá ser iniciado rápidamente.


Considerar el riesgo de seguridad y la vulnerabilidad de las entregas de productos que salen de la refinería, particularmente entregas a transporte terrestre por báscula. Es responsabilidad del equipo gerencial de la refinería team garantizar que se cuente con un conjunto robusto de procedimientos de trabajo para ejercer un control efectivo de esta importante área. Es altamente recomendado que se realicen auditorías o revisiones regulares (cada 3 o 4 años) con el fin de confirmar un cumplimiento satisfactorio.

Contar con objetivos y términos de referencia bien definidos cuando se realicen auditorías de revisión de los procedimientos y prácticas de trabajo de la seguridad de los productos. La complejidad de la revisión para verificar que los datos estén completos y que se estén cumpliendo completamente exigen que la gerencia asigne suficiente tiempo para que se pueda realizar la revisión.

Revisar los resultados de la auditoría de Seguridad de Productos, concentrándose en las áreas resaltadas con debilidades incluyendo las recomendaciones para su mejoramiento. Estas recomendaciones deberán ser discutidas en detalle entre el respectivo jefe de departamento y el equipo de la auditoría y deberán ser implementadas rápidamente si es un caso claro para el negocio.

Establecer un procedimiento en el que el contabilista de hidrocarburos evalúe los requerimientos (si existen) de los auditores externos de la compañía para garantizar que sus solicitudes puedan ser atendidas de manera eficiente y efectiva. Esto puede requerir la coordinación del aporte de diferentes departamentos incluyendo Elementos Externos, auditoría técnica, Programación y contabilidad de hidrocarburos. Como parte del procedimiento, el Departamento Financiero deberá tener pleno conocimiento de cualquier actividad de Auditoría Externa relacionada con la contabilidad de hidrocarburos en la refinería.

Comisionar un estudio sobre pérdidas a una entidad reconocida por la prestación de dicho servicio cuando la refinería tiene dificultades con el control de sus pérdidas. El estudio se deberá enfocar en el desarrollo de planes de acción a largo plazo lo mismo que metas para la reducción las pérdidas.


Anexo 2: Ejemplo de Seguimiento del Crudo

Inventario Total Inicial de Crudo 120,000 Recibos 70,000 Inventario de Cierre 90,000 Carga 100,000

En la práctica esto se realizó de la siguiente manera:

Inventario Inicial Recibos Inventario de Cierre

Carga

Tanque 1 10,000 Brent (25%) 0 (0%) 10,000

30,000 Urales (75%) 70,000 (Urales) 50,000 (100%) 50,000

Tanque 2 60,000 Brent (75%) 30,000 (75%) 30,000

20,000 Urales (25%) 10,000 (25%) 10,000

Total 120,000 70,000 90,000 100,000

El ejemplo simplificado anterior ilustra que el inventario total original inicial de crudo era 120,000 (MT) estaba realmente conformado por 70,000 MT de Brent y 50,000 MT de Urales. El ejemplo también refleja el impacto de un recibo de crudo durante el período y la utilización de crudo en el proceso de la refinería. Es cuando se aplican estos factores que usted puede ver el impacto en el inventario y en la carga por una base relacionada con la fuente del crudo.

En el ejemplo, la composición del Tanque 1 permite la introducción del recibo de crudo Urales y el efecto de la carga ha utilizado efectivamente el crudo Brent dejando el resto del inventario como 100% Urales.

En el caso del Tanque 2 como no hubo recibo de crudo durante el período de la extracción para la carga al proceso hubo una proporción directa con los valores de inventario inicial.

En términos de carga a la unidad de destilación de crudo se puede observar que un total de 100,000 MT estuvieron conformadas por 40,000 MT de Brent y 60,000 M.T de Urales.


Anexo 3: Auditoría de la Contabilidad de Hidrocarburos

Auditoría para la Revisión de la Contabilidad de Hidrocarburos – Términos de Referencia Sugeridos

La auditoría para la Revisión de los procedimientos y prácticas de trabajo de la Contabilidad de hidrocarburos deberá tener un objetivo y alcance del trabajo claramente definidos. A continuación se presenta un posible objetivo y alcance:

Objetivo

Establecer que los datos utilizados en el balance de masa de la refinería sean válidos, exactos y verificar que estén completos.

Alcance

La auditoría de la Contabilidad de hidrocarburos deberá revisar las siguientes áreas:

Políticas, procedimientos, roles y responsabilidades.

Administración y registro de las actividades.

Comunicaciones internas y externas e interfaces con las finanzas de la refinería, el grupo de finanzas, suministro y distribución, comercialización y químicos.

Medición y recolección de datos relacionados con el reporte de balances de masa y volumen de la refinería. Deberá incluir consistencia de todos los ítems en el balance de masa, por ejemplo: todos los elementos (inventarios, recibos, entregas, combustible) deberán ser medidos en masa o peso en aire.

Se deberán estudiar los datos fijos dentro del sistema de computadores (o manual), como la Calibración de Tanques, tablas, factores de corrección de volumen, etc., por ejemplo: están actualizados y son aplicados correctamente?

La calidad y consistencia de los reportes de la refinería y los reportes externos que son extraídos del sistema de contabilidad de hidrocarburos.

Interfaces con los sistemas de computadores de las plantas y los sistemas externos


Anexo 4: Auditoría a la Seguridad de Productos

Auditoría a la Seguridad de Productos – Términos de Referencia Sugeridos

La auditoría para la revisión de los procedimientos y prácticas de trabajo para la seguridad de productos deberá tener un objetivo claramente definido y del alcance del trabajo que se va a realizar. Estos términos de referencia deberán definirse de la siguiente manera:

Objetivos

Revisar y evaluar los controles operacionales de la refinería hacienda énfasis específicamente en el control físico y de documentos de los movimientos de hidrocarburos / materiales en vehículos alrededor y desde la refinería.

Alcance

La auditoría a la seguridad de productos deberá incluir revisiones en las siguientes áreas:

Puntos de acceso de vehículos. Esto significa el número de puntos en la refinería por donde los vehículos pueden tener acceso a la refinería y por donde los productos pueden salir de la refinería para la entrega de productos.

Identificación de toda la documentación relevante

Procedimientos de la puerta de entrada. El operador de la puerta deberá tener una lista de todas las entregas relevantes del día por producto y por grado. Se deberá realizar referencia cruzada con la información suministrada por el conductor del vehículo de tal manera que sólo se permita el acceso a las instalaciones a los vehículos autorizados. Si se cuenta con un procedimiento fuerte esto haría que el retiro de productos no autorizados se improbable.

Pases para el control de acceso

Procedimientos y Operación de la báscula. Deberá incluir, si es apropiado, el chequeo de la computadora de la báscula incluyendo el cálculo del peso y también la implementación y cumplimiento de las cargas máximas. Se deberá verificar que también se cuenta con procedimientos de respaldo (back up) disponibles en caso de que falle la computadora de la báscula y verificar si pueden cumplir con todos los objetivos contables desde la facturación hasta el balance de masa.

Procedimientos fuera de horas laborales. Deberá incluir garantía que las cargas son supervisadas por operadores en todo momento.

Control de recibos, entregas y movimientos internos.

Identificación/investigación de procedimientos para identificar posibles pérdidas.

Calidad de datos / flujo de información.

Interfaz entre Seguridad y los otros departamentos dentro de la refinería.

Chequeos para verificar que entregas potenciales que no hayan sido facturadas correctamente. Es esencial que se tomen muestras representativas de todas las entregas de productos para garantizar que los mecanismos de facturación están funcionando correctamente. Por ejemplo: se deberá tener sumo cuidado si un vehículo tiene un tiquete de repetición del pesaje para garantizar que se facturo el peso correcto.

Realizar chequeos para garantizar que el personal de operaciones esté completamente entrenado en la utilización de básculas y las computadoras asociadas.


Anexo 5: Ejemplo Sugerido para el Procedimiento de Agua en Crudo

La oportunidad más efectiva para hacer el seguimiento de agua en el crudo depende de la disponibilidad de los equipos y procedimientos para los requerimientos operativos de la Refinería.

Por ejemplo, en una refinería en la que se cuenta con un tanque dedicado disponible para la eliminación de los fondos este deberá ser utilizado para tomar los movimientos de los tanques de crudo que contengan un alto porcentaje de agua después de la sedimentación más algún hidrocarburo. En este caso, se sugiere el siguiente procedimiento que podría ser adoptado para cada importación de crudo:

Calcular el agua total para la importación de crudo con base en el resultado del muestreo de agua y utilizando el método de pro-rateo asignado para los tanques utilizados para el recibo de crudos.

Permitir el mayor tiempo de sedimentación como sea posible operacionalmente antes de sacar los fondos de cada tanque de crudo hacia el tanque dedicado. Es vital registrar y mantener los detalles de todos estos movimientos.

Antes de iniciar los movimientos para extracción de fondos se deberá realizar la medición de agua en el tanque de donde se saquen los fondos.

Después de finalizar los movimientos de extracción de fondos se deberá permitir que el tanque respectivo se asiente (sedimente) antes de realizar la medición de agua y calcular la cantidad de agua que realmente se haya recibido en el tanque.

Es muy importante que si el tanque dedicado está siendo drenado físicamente tomar medidas de agua antes y después para obtener el mejor cálculo de agua removida ya que estas cifras pueden formar parte de la reconciliación.

Calcular los mejores estimados (por análisis de laboratorio) del agua que quede en el crudo cuando esté en la carga a la unidad de destilación.

Cálculos totales conocidos de la cantidad de agua real identificada en el sistema, comparada con los cálculos basados en el muestreo de la determinación de agua y la interpretación de los resultados. Esto puede ser ilustrado mediante la utilización de un ejemplo simplificado:

Los resultados combinados de 2 importaciones de crudos fueron 650 M.T de agua

Las descargas de crudo fueron a 4 tanques los cuales fueron asentados y los fondos enviados a un tanque dedicado.

Si los cálculos de agua resultante fueron a) 800 M.T, b) 500 M.T, c) 630 M.T se tendrá la siguiente interpretación:

A) El agua identificada de 800 M.T es significativamente más alta podría indicar que la técnica de muestreo y las prácticas operacionales están midiendo por debajo el contenido de agua y esto representará pérdidas para la refinería. Si este patrón fuese consistente para todas las importaciones podría ser un error sistemático que estaría distorsionando los cálculos de pérdidas de refinería lo que deberá ser corregido.

B) El agua identificada de 500 M.T es significativamente más baja lo que podría indicar que la técnica de muestreo y las prácticas operacionales están sobre – dimensionando el contenido de agua y sería una ganancia para la refinería. Si este patrón fuese consistente para todas las importaciones podría ser un error sistemático que estaría distorsionando los cálculos de pérdidas de refinería lo que deberá ser corregido.

C) Este cálculo dará confianza sobre el resultado de la muestra calculada.


GLOSSARIO – DEFINICIÓN DE TÉRMINOS Antes de la toma de las mediciones las partes involucradas deberán acordar sobre el conjunto de términos definidos por la industria o las entidades que emiten los estándares; API, IP, ISO. Los términos que se encuentran a continuación cubren las mediciones asociadas con la contabilidad de hidrocarburos.

Muestras a Todos Los Niveles: Muestra obtenida sumergiendo una botella cerrada amarrada o un beaker a un punto lo más cercano posible al nivel de extracción o, si está más alto, a un punto por encima del agua libre u otro material pesado, entonces se abre la botella para tomar la muestra y se sube a un promedio tal que esté entre 70% y 85% llena cuando se saque del líquido. Como alternativa, las muestras a todos los niveles pueden ser tomadas con muestras diseñadas para llenarse cuando se desplazan hacia abajo recorriendo el líquido.

Gravedad API: La gravedad API es un sistema numérico utilizado para el petróleo y los productos del petróleo corregidos a la densidad y densidad relativa. La densidad relativa en relación con el API:

API @60ºF = (141.5 dividido entre la Densidad Relativa @ 60/60F) menos 131.5

Toma Muestras Automático: El Toma Muestras Automático es un instrumento utilizado para obtener muestra representativa del líquido que fluye por una tubería utilizando un medio automático.

Sistema de Muestreo Automático: Sistema que consiste en el acondicionamiento de una corriente, un toma muestras automático y la mezcla y manejo de la muestra.

Muestra por Escoriación: Una muestra material contenido en un barril, bolsa, caja o torta que se obtiene de las raspaduras o virutas que se generan al fresar orificios en el material con un taladro.

Muestra de Fondo: Una muestra puntual (spot) de un material en el fondo de un tanque, contendor o línea en el punto más bajo posible. En la práctica, el término Muestra de Fondo tiene una gran cantidad de significados. Como resultado, se recomienda que el sitio exacto para el muestreo (por ejemplo: 15 centímetros / 6 pulgadas) desde el fondo) sea especificado cuando se utiliza el término.

Muestra de Agua del Fondo: Una muestra puntual (spot) de agua libre tomada de abajo del compartimiento o tanque de almacenamiento donde está el petróleo contenido en un buque o barcaza.

Muestra de Separación: Una muestra puntual (spot) tomada en la abertura de entrada del aparato de muestreo 10 centímetros (4 pulgadas) (algunas entidades regulatorias requieren 15 centímetros) por debajo de la salida del tanque. (este término está normalmente asociado con tanques pequeños (1000 barriles o menos), a los que se les hace referencia como tanques arrendados).

Adherencias: Carga que se pega a todas las superficies de la porción vacía del tanque diferente a las superficies del fondo.

Medición de Cierre: Es la medición de un tanque después de una entrega o recibo.

Muestra Compuesta: Mezcla de muestras específicas (spot) en proporción a los volúmenes de materiales de los cuales se obtuvieron las muestras específicas (spot).


Muestra Central: Una muestra de un área seccional cruzada uniforme tomada a una altura dada en un tanque.

Lavado de Crudo (COW): La utilización de una corriente a alta presión de crudo para desprender o disolver las adherencias de las mamparas, fondos o estructuras internas del tanque de una embarcación durante la operación de descarga.

Platina de Datos: Platina o placa metálica a nivel, colocada en el casco o carcaza del tanque, localizada directamente encima del punto de referencia para proporcionar una superficie fija de contacto para la plomada de medición. La platina de datos es un equipo opcional.

Densidad: La proporción de la masa de una sustancia en relación con su volumen. Teniendo en cuenta que la densidad depende de la temperatura y la presión, estos datos también deberán ser suministrados.

Muestra por Colector: Muestra obtenida colocando un cazo, colector o cualquier otro recipiente de recolección en el paso de una corriente de flujo libre para recoger un volumen definido de una sección cruzada completa de la corriente a intervalos de tiempo regulares durante una rata de tiempo constante de flujo o a intervalos de tiempo variados en proporción a la rata de flujo.

Agua Disuelta: Agua en solución en el crudo y en los productos del petróleo.

Muestra del Drenaje: Obtenida de la válvula de extracción de agua de un tanque de almacenamiento. Ocasionalmente, una muestra de drenaje puede ser la misma que la muestra de fondo (por ejemplo: en el caso de un carro-tanque)

Muestra de Techo Flotante: Una muestra específica (spot) tomada justo por debajo de la superficie para determinar la densidad del líquido sobre el cual está flotando el techo.

Muestra Proporcional de Flujo: Muestra tomada de una tubería de tal forma que la muestra sea proporcional a lo largo de todo el período de muestreo a la rata de flujo del fluido en el tubo.

Agua Libre: El agua que existe en una capa o estrato. Típicamente yace debajo del hidrocarburo.

Agua Libre Descargada: Agua libre antes de la descarga (llegada) menos el agua libre que da a bordo (ROB por el término en inglés “Remaining On Board”)

Agua Libre Cargada: Agua libre después de la carga (partida) menos la cantidad libre a bordo (OBQ por la sigla “free On Board Quantity”)

Agua Libre en Diferencia de Tránsito: agua libre a bordo antes de la descarga (llegada) menos el agua libre a bordo después de la carga (partida)

Toma: El volumen de una muestra extraída de una tubería mediante una sola utilización o actuación del extractor de la muestra.

Muestra de Tomas: Muestra obtenida por la recolección de cantidades iguales de partes de un embarque de sólidos sueltos de tal manera que la muestra sea representativa de toda la carga.


Volumen Bruto Observado: Volumen Total Observado menos el agua libre

Volumen Bruto Estándar: Volumen Bruto observado multiplicado por el Factor de Corrección del Volumen Este puede ser tanto el volumen en el tanque o la diferencia entre los volúmenes antes y después de una transferencia.

Volumen estándar Bruto Descargado: Volumen estándar Bruto antes de la descarga (llegada) menos el Volumen estándar Bruto que Queda a Bordo (ROB)

Volumen estándar Bruto Cargado: Volumen estándar Bruto después de la carga (partida) menos el Volumen estándar Bruto de Cantidad que Queda a Bordo (OBQ)

Diferencia de Volumen estándar Bruto en Tránsito: Volumen estándar Bruto a bordo antes de la descarga (llegada) menos Volumen estándar Bruto a bordo después de la carga (partida)

Homogéneo: Cuando la composición de un líquido es igual en todos los puntos de la sección cruzada de un contenedor, tanque o tubería.

Medición por Inmersión (Dip): Es la profundidad de un líquido en un tanque medido desde la superficie del líquido hasta el fondo del tanque o hasta un punto de dato fijo.

Muestreo Isoquinético: Muestreo realizado de tal forma que la velocidad lineal del líquido a través de la abertura de la probeta de la muestra es igual a la velocidad lineal del líquido en la tubería en el sitio de muestreo y está en la misma dirección como el total del líquido en la tubería que llega a la probeta de muestreo.

Carga en la Cima: Procedimiento de mezclado de los slops recuperados con la siguiente carga depositándola encima de los slops.

Muestra más Baja: Una muestra específica (spot) de líquido de la mitad del tercio más bajo de los contenidos de un tanque. (Una distancia de 5/6 de la profundidad del líquido por debajo de la superficie del líquido excluyendo el agua libre y otros materiales pesados).

Factor de Medición K: El número de pulsos emitidos por un medidor cuando la unidad de volumen es entregada (generalmente expresada en pulsos por barril o metro cúbico.

Factor de Medición: El promedio de volumen de líquido real que pasa a través de un medidor en relación con el volumen indicado por el medidor.

Muestra Media: Muestra específica (spot) de un líquido de la mitad de los contenidos de un tanque. (La distancia de la mitad de la profundidad del líquido por debajo de la superficie del líquido excluyendo el agua libre y otros materiales pesados).

Muestra Compuesta de Tanques Múltiples: Una mezcla de muestras individuales o mezclas de muestras que se han obtenido de varios tanques o compartimientos de buques / barcazas que contienen el mismo grado de materiales. La mezcla es combinada en proporción al volumen de material contenido en los respectivos tanques.

Medición en Puntos Múltiples: La actividad de medir la carga del tanque de un buque a través de dos o más aberturas en la parte superior de la embarcación.

Volumen estándar Neto (NSV): El Volumen estándar Bruto (GSV) menos el sedimento y el agua (S+W).


Material No Líquido: La cantidad medible de material que no fluye libremente en el momento en que se toma la medición. Entre los materiales no-líquidos se pueden incluir de manera independiente o combinada ceras de hidrocarburos, emulsiones de agua/hidrocarburo, sedimentos o cargas solidificadas.

Volumen estándar Neto Descargado: Volumen estándar Bruto descargado menos agua +sedimento descargados.

Volumen estándar Neto Cargado: Volumen estándar Bruto cargado menos agua +sedimento cargados.

Diferencia de Volumen estándar Neto en Tránsito: Volumen estándar Neto en antes de la descarga (llegada) menos Volumen estándar Neto después de la carga (Partida).

Altura Observada de Referencia: La Altura Observada de Referencia es la distancia realmente medida desde el fondo del tanque o platina de datos hasta el punto de referencia establecido.

Cantidad a Bordo (OBQ): Todo el material en los tanques y líneas asociadas de la embarcación inmediatamente antes de la carga. Las cantidades OBQ pueden incluir cualquier combinación de agua, hidrocarburo, slops de carga mezclada, residuos, hidrocarburos residuales, emulsiones de hidrocarburo/agua y material no- líquido.

Medición Inicial: Es la medición de un tanque antes de una entrega o recibo

Medición de Vacío: Es la distancia desde el punto de referencia hasta la superficie del líquido en un tanque.

Muestra de Salida: Muestra específica (spot) que se toma con abertura de entrada del receptor de la muestra en el nivel del fondo de la salida del tanque (fijo o flotante).

Pérdidas a océano: Diferencia en el Volumen estándar Neto (NSV) entre la cantidad que aparece en el Conocimiento de Embarque y la cantidad indicada en la Entrega.

Sonda: Parte de un toma muestras automático que entra en la tubería y dirige una porción del fluido al extractor de la muestra.

Prueba del Perfil: Procedimiento para realizar muestreos simultáneos en diferentes puntos a lo largo del diámetro de una tubería para identificar la extensión de una estratificación.

Profundidad de Referencia (Altura de Medición): Es la distancia desde el punto de referencia hasta el fondo del tanque. Preferiblemente, esta distancia deberá estar en la platina de marca fija o pintada en el techo del tanque cerca marcada en el techo del tanque cerca de la escotilla de medición.

Altura de Referencia: La altura de referencia es la distancia desde el fondo del tanque y/o la platina de datos hasta el punto o marca de referencia establecidos.

Punto de Referencia: Es un punto o marca fijo que está en o cerca a la cima del tanque desde el cual se realizan las mediciones. Este punto puede ser una marca o una platina fija dentro de la escotilla de medición, una ranura cortada horizontalmente dentro de la escotilla o el borde de un brazo de metal fijo que está conectado al casco del tanque y se proyecta o sobresale una distancia corta por encima de la escotilla de medición pero no está en contacto


con esta. El punto de referencia en los carro-tanques no presurizados es el punto más alto del lado interno del casco del tanque. En los tanques presurizados que están equipados con un medidor de tubo deslizable, un puntero fijo es el punto de referencia. Otros mecanismos de medición pueden tener puntos de referencia propios de su diseño.

Remanente a Bordo (ROB): Todo el material que queda en los tanques de carga de embarcaciones y líneas asociadas después de la descarga, excluyendo los vapores. ROB puede incluir cualquier combinación de agua, hidrocarburos, residuos de hidrocarburos, emulsión hidrocarburo/agua y material no líquido.

Muestra Representativa: Una porción extraída de un volumen total que contiene los constituyentes en las mismas proporciones que están presentes en el volumen total.

Muestra Corrida: Muestra que se obtiene bajando un beaker o una botella al nivel del fondo y regresarla a la parte superior del hidrocarburo a una rata uniforme de tal manera que la botella se llene entre 70% y 85% cuando se saque del hidrocarburo.

Manipulación y Mezcla de una Prueba: Acondicionamiento, transferencia y transporte de una prueba de tal manera que no se comprometa la integridad de la prueba.

Muestreo: Todos los pasos requeridos para obtener una muestra que sea representativa de los contenidos de cualquier tubería, tanque o recipiente y colocar esa muestra en un contenedor del cual se pueden tomar especimenes de muestras representativos para su análisis.

Prueba de los Puntos de Muestreo: Procedimiento que se utiliza para validad el sistema de muestreo automático.

Sedimento y Agua (S + W): Material sólido de no-hidrocarburo y agua en suspensión dentro del hidrocarburo

Sedimento: Material sólido de no-hidrocarburo suspendido presente en el hidrocarburo pero no en solución.

Lodos: Elemento del material en los tanques de carga de las embarcaciones que esencialmente no fluye libremente. Los lodos consisten en parafinas de hidrocarburos y pueden contener emulsiones de agua/hidrocarburos y sedimento.

Muestra Específica (Spot): Muestra tomada en un sitio específico de un tanque o de una corriente de flujo libre de una tubería a una hora específica.

Tubería de Alimentación: Secciones Verticales de tubería o tubos utilizada para la medición, que se extiende desde la plataforma de medición hasta casi el fondo de tanques que están equipados con techos flotantes internos o externos. También se pueden encontrar tuberías de alimentación buques y barcazas.

Muestra de Superficie: Muestra específica (spot) tomada de la superficie del líquido que está en tanque.

Agua Suspendida: Es el agua dentro del hidrocarburo que está finamente dispersa en forma de pequeñas gotitas. Puede, después de cierto período de tiempo, ser recogida como agua libre o convertirse en agua disuelta, dependiendo de las condiciones de temperatura y presión que imperen.


Muestra Compuesta de un Tanque: Mezcla formada por muestras de las secciones superior, media e inferior de un solo tanque. Para un tanque de sección cruzada uniforme, la mezcla consiste en partes iguales de las tres muestras.

Volumen Total Calculado Teórico Entregado en la Costa: Volumen Total Calculado cargado dividido entre la Carga WEF.

Volumen Total Calculado Teórico Recibido en la Costa: Volumen Total Calculado Descargado dividido entre el Factor de Experiencia de la Embarcación (VEF) de la Descarga

Muestra de Tiempo Proporcional: Compuesta por igual volumen de tomas realizadas en una tubería durante intervalos uniformes de tiempo durante toda la transferencia.

Muestra de Cima: Una muestra específica (spot) tomada a 15 centímetros (6 pulgadas) por debajo de la superficie superior del líquido.

Volumen Total Calculado: Volumen estándar Bruto (GSV) más Agua Libre (FW)

Volumen Total Calculado (TCV) Descargado: Volumen calculado (TCV) a bordo antes de la descarga menos el volumen total calculado (TCV) que queda a bordo (ROB)

Volumen Total Calculado (TCV) Cargado: Volumen Calculado (TCV) a bordo después de cargar menos el Volumen Total Calculado (TCV) de la cantidad a bordo (OBQ)

Volumen Total Medido: El volumen del hidrocarburo incluyendo el total de agua y sedimento, medido a la temperatura y la presión predominantes en el hidrocarburo, incluyendo el volumen de hidrocarburo desplazado por el techo flotante (cuando aplique).

Volumen Total Observado (TOV): El volumen del hidrocarburo incluyendo el total de agua y el total de sedimento medido a la temperatura y presión predominante del hidrocarburo.

Muestra Ladrona (Thief Sample): Muestra obtenida con un tubo especial o ladrón ya sea como una muestra central o como muestra específica desde un punto específico de un tanque.

Muestra Superior: Una muestra específica o “spot” tomada desde la mitad del tercio superior del contenido de un tanque. (A una distancia de 1/6 de la profundidad del líquido por debajo de la superficie del líquido excluyendo el agua libre y otros materiales pesados)

Rata de Carga de Embarcación (VLR): El Volumen Total Calculado (TCV) Descargado dividido entre la Cantidad del Volumen Total Calculado medido por la Terminal de carga de la costa.

Rata de Descarga de Embarcación (VDR): El Volumen Total Calculado (TCV) de la Descarga dividido entre la cantidad de El Volumen Total (TCV) medido por medido por la Terminal de descarga de la costa.

Factor de Experiencia de La Embarcación en la Descarga (VEFD): La media calculada de Rata de Descarga de una Embarcación dentro de un rango aceptado durante varios viajes es conocida como Factor de Experiencia de La Embarcación en la Descarga (VEFD )


Factor de Experiencia de La Embarcación en la Carga (VEFL): La media calculada de Rata de Carga de una Embarcación dentro de un rango aceptado durante varios viajes es conocida como Factor de Experiencia de La Embarcación en la Carga (VEFL).

Factor de Corrección del Volumen (VCF o Ctl): Un factor dependiente de API/Densidad/ Densidad Relativa y temperatura del hidrocarburo que corrige volúmenes del hidrocarburo a una temperatura estándar de referencia. En las mediciones dinámicas, este factor es conocido como Corrección para Temperatura en Líquidos. (Ctl)

Formula para “Acuñar”: Medio matemático para aproximar cantidades pequeñas de líquidos medibles y/o materiales no-líquidos a bordo que está en configuración acuñada y no toca todos las mamparas de los tanques de la embarcación. La formula está basada en las características de los compartimientos de una carga, el equilibrio de la embarcación y la profundidad del material.

Tabla de Cuñas: Tabla de volumen del tanque de carga de las embarcaciones calculada sobre la fórmula de cuñas para ser utilizada cuando la carga no toca todas las mamparas de los tanques. La tabla de cuñas excluye la necesidad de calcular por medio de fórmulas de cuñas en los métodos de transferencia de carga.

Factor de Corrección de Peso (WCF): Un factor dependiente de API/Densidad/ Densidad Relativa del Hidrocarburo para convertir el volumen a peso en el aire.


REFERENCIASCLAVE:

ISO estándar publicado por la Organización de Estandarizaciones Internacionales (ISO)

IP Instituto del Petróleo. Los estándares IP pueden ser publicados como parte de un Manual de Medición de Medición de Petróleos (PMM) o como documentos de Medición de Petróleos (PMP )

ASTM American Society of Testing and Materials (Sociedad Americana de Pruebas y Materiales)

API American Petroleum Institute. (Instituto Americano del Petróleo). Los Estándares API son publicados como Capítulos de la API, Estándares del Manual de Medición del Manual de Petróleos, como Estándares o Boletines

TEMA NÙMERO DE ESTÁNDAR

TÍTULO

Calibración de Tanques

BS ISO 7507 Petróleo y Productos Líquidos – Calibración de Tanques Verticales Cilíndricos Partes 1 - 6

IP PMM Parte II Secciones 1-7

Calibración de Tanques, Verticales, horizontales, inclinados, esferas, barcazas, tanques de barcos y barcazas que zarpan al mar, tanques subterráneos en estaciones de servicio

Medición de Tanques

ISO 4266 Medición Directa de temperatura y nivel en tanques de almacenamientos – métodos automáticos

ISO 4511 Medición Directa de temperatura y nivel en tanques de almacenamientos – métodos manuales

ISO 4512 Equipos – Medición y Calibración de Tanques – métodos manuales – medidores de electro capacitancia

ISO 8309 Hidrocarburos Livianos Refrigerados – Medición Niveles de Líquidos en tanques con contenido de gases líquidos

ISO 10574 Como ISO 8309, pero medidores de Nivel tipo flotante

IP PMP Parte III Medidores Manuales de Tanques, Sección 1 Métodos No- Eléctricos

IP PMP Parte V Medición Automática de Tanques

API 2545 Método para la Medición de Petróleo y Productos de Petróleo

API MPMS Capítulo 3 Medición de Tanques

Medición y Verificación de Medidores

IP Parte X Verificación de Medidores, Secciones 1 - 5

ISO 3714/2715 PD y Medición por Turbinas

BS 6169 Partes 1&2

IP Parte XV

Sistemas de Medición Secciones 1 & 2


PMP No. 4 Código de Prácticas para la Verificación de Medidores de Carga Tipo Gantry (“Caballete”)

PMP No. 6 Guía para los Medidores de flujo tipo Coriolis

API Capítulo 5 Medición de Líquidos

API Capítulo 6 Ensamblaje de Medidores

API Capítulo 14.3 Medidores Concéntricos de Bordes cuadrados

Densidad ISO 3675 Determinación en Laboratorio de la densidad o la densidad relativa – Método Hidrómetro

ISO 3838

ISO 3993 Método de Presión de Hidrómetro

IP PMM Parte VII Medición de la Densidad

IP59

IP160 Determinación de Densidad y Gravedad API de Crudos y Productos de Petróleo – Método Hidrómetro

IP189/190 Determinación de Densidad o Densidad relativa métodos de picnómetro por Capilaridad con tapón y picnómetro con bicapilaridad

IP235 Determinación de densidad of hidrocarburos livianos – Método de presión hidrométrica

IP249 Determinación de densidad – Método Bingham de picnómetro

IP365 Método de densidad digital

API Capítulo 9 Determinación de Densidad

API Capítulo 14.6 Fluidos de Gas Natural – Medición Continua de la Densidad

Temperatura de Productos

ISO 4266 Medición de Temperatura y Nivel en Tanques de almacenamientos – Método Automático

ISO 4268 Medición de Temperatura (Excluyendo termómetros de promedio)

ISO 8310 Hidrocarburos fluidos livianos refrigerados – Medición de temperatura en tanques que contienen gases licuados

IP PMM Parte IV Medición de Temperatura

IP PMM Parte V Medición automática de Temperatura

IP PMP No. 5 Guías del Usuario para Contabilidad de Temperatura Estándar

API Capítulo 7 Determinación de Temperatura

Masa y Presión de Productos

IP PMM Parte X Verificación de Medidores

IP PMM Parte III Medición Manual de Tanques

API Capítulo 16 Medición de Petróleo por Peso

Factores de Corrección

ISO 91-1 Tablas para Medición de Petróleo 1

ISO 91-2 Parte 2

API2540/IP200/ASTM

1250

Tablas de Medición de Petróleos

Publicación IP ASTM-IP-API Tablas de Medición de Petróleos para Hidrocarburos Líquidos


Muestreo ISO 3170 Hidrocarburos Líquidos – Muestreo Manual

API MPMS 8.1 Manual de Mediciones Estándar de Petróleos Capítulo 8 - Muestreo Sección 1 – Prácticas Estándar para Muestreo Manual de Petróleos y Productos de Petróleo – Tercera Edición

ASTM D4057

API MPMS 8.3 Manual de Mediciones Estándar de Petróleos Capítulo 8 - Muestreo Sección 3 – Práctica Estándar para la Mezcla y Manejo de Muestras Líquidas de Petróleos y Productos de Petróleo – Primera Edición; ASTM D5854

API MPMS 8.4 Manual de Mediciones Estándar de

Petróleos Capítulo 8 - Muestreo Sección 4

Práctica Estándar para Muestreo Manual y

Manejo de Combustibles para la Medición de

Volatilidad – Primera Edición; ASTM D5842

Tubería Automática

EN ISO 3171 Petróleos Líquidos – Tubería Automática

Muestreo API MPMS 8.2 Manual de Mediciones Estándar de

Petróleos Capítulo 8, Muestreo Sección 2.

Práctica Estándar para Muestreo Automático

de líquidos de Petróleo

IP 6.2

Pérdidas a Océano

PM – L –4A Panel de Base de Datos de transporte

Marino

de Hidrocarburos

www.oil-transport.info

Pérdidas por Evaporación

API MPMS 19 Manual de Mediciones Estándar de

Petróleos Capítulo 19, Pérdidas por

Evaporación. Mediciones API

API 2517 Archivos de Documentación para

Para la Publicación API Publicación 2517–

Pérdidas por Evaporación en tanques de

techos flotantes externos

API 1673 Recopilación de Factores en las Emisiones

Al aire para la distribución de

Hidrocarburos e Instalaciones para el

Mercadeo al por menor

Contabilidad de Hidrocarburos

IP PMM Parte XVII Guía para la Contabilidad del control de

las pérdidas de hidrocarburos

en las Operaciones de las refinerías

IP PMM Parte XVIII Quía para el control de pérdidas de

productos en las Terminales de Mercadeo

IP PMP No.7 Guía sobre prácticas de medición

recomendadas para el Cumplimiento de las

Exigencias de HMC

http://www.oil-transport.info/


& E Nota 179

HMC & E Nota 179 www.hmce.gov.uk/forms/notices/179.htm

IP PMM Parte I Cálculo de las Cantidades de Hidrocarburos

Medición de

Hidrocarburos

Consultores GHB, [email protected]

Emisiones Fugitivas

EPA 453/R-95.017 Protocolos para Estimados de

Emisiones por fugas en equipos

IP Protocolo para los estimados de

Emisiones VOC de las Refinerías de

Hidrocarburos y Operaciones de Mercadeo

de Gasolinas, Feb2000


http://www.hmce.gov.uk/forms/notices/179.htm


DistribuciónReporte Número : OG.04.31104

Título : Guía de Mejores Prácticas sobre Pérdidas de Refinería y Contabilidad de Hidrocarburos

Fecha Publicación

: May 2004

Autor(s) : Stephen Goozee OGNL-OGLM

Colaborador(s) : Steve Oldham OGNL-OGLM

Revisado por : Steve OldhamGordon Wright

OGNL-OGLMOGNL-OGLM

Dueño del contenido

: Steve Oldham

responsable de la aprobación de los contenidos y la distribución del reporte:

OGNL-OGLM

Librería que Publica

: Shell Global Solutions International B.V., La Haya OGF/3 (Librería de Reportes)

Distribución de Copias Impresas

: Shell Global Solutions International B.V., La HayaOGF/3 (Librería de Reportes) (Agregue datos de receptor lo más completa posible, ejemplo: nombre de la compañía, nombre, indicador de referencia; nombre de la compañía y ubicación en negrillas)

Número de

Copia

Shell GSI CCA y clientes TSA por solicitud

Restricciones para la distribución dentro de OG

: No (Default)

Sí (Distribución restringida a los arriba mencionados en sección de Distribución de Copia Impresa)

Distribución Adicional

: Cualquier Distribución adicional (Fuera de los arriba mencionados en la lista de distribución) sólo podrá realizarse con permiso especial del dueño del contenido

(ver arriba).

Documents

Hydrocarbon Accounting Versión en EspañolJulio2005