En 2014, Petróleos Mexicanos (Pemex) comerció cuatro tipos de petróleo por debajo de los estándares de calidad, revela la auditoría de desempeño 14-6-47T4L-07-0287. Por esta irregularidad, la petrolera pagó compensaciones por 1 mil 104 millones 796 mil 800 pesos a sus clientes tanto en el mercado nacional como en el internacional.
El costo lo asumió directamente la filial Pemex Exploración y Producción (PEP), por ser la responsable de explotar y vender los crudos. Los tipos que resultaron afectados por niveles de contaminantes superiores a los permitidos fueron el Istmo, Maya, Marfo y Muro. Aunado a ello, los auditores descubrieron que la calidad del gas asociado tampoco fue la adecuada, pues sobrepasó los niveles de nitrógeno establecidos.
[blockquote pull=”right” align=”left” attributed_to=”” attributed_to_url=”{{attributed_to_url}}”]El problema mayor se registró en los crudos destinados al Sistema Nacional de Refinación. Por este motivo, PEP pagó a Pemex Refinación 1 mil 93 millones 564 mil pesos como compensación”[/blockquote]
El problema mayor se registró en los crudos destinados al mercado interno, es decir, al Sistema Nacional de Refinación, que encabeza Pemex Refinación. Por este motivo, dicha filial recibió la mayor compensación económica de parte de PEP: 1 mil 93 millones 564 mil pesos.
La erogación se “justificó” como compensación por estar fuera de los parámetros de calidad establecidos en el contrato de compra-venta de petróleo, firmado entre Pemex Exploración y Producción y Pemex Refinación.
De acuerdo con el informe elaborado por la Auditoría Superior de la Federación (ASF), la calidad de los tipos de crudo Istmo, Maya y Muro que se vendieron a Refinación registraron resultados superiores en 31.5, 23.3 y 36.1 LB/MB (libras/miles de barriles) al contenido máximo de sal permitido.
En el caso del crudo Marfo, éste incumplió el parámetro de grados API (medida de densidad), al registrar un valor inferior en 0.6 puntos porcentuales.
Según el reporte de auditoría, publicado el pasado 17 de febrero, la Subdirección de Distribución y Comercialización de PEP informó que durante la explotación de un campo petrolero la densidad del crudo va cambiando: primero fluyen los hidrocarburos más ligeros y al final los más pesados, por lo que se actualizaron los valores de calidad máximos permisibles del contrato de compra venta.
También detalló que, a partir de septiembre de 2014, este tipo de crudo Muro se integró con el crudo Pozoleo debido a la dificultad para deshidratar el primero. Este proceso estuvo a cargo del Activo de Producción Poza Rica Altamira.
“Por los incumplimientos contractuales de calidad en los diferentes tipos de crudo suministrados al Sistema Nacional de Refinación, se verificó que PEP pagó a Pemex Refinación 1 mil 93 millones 564 mil 100 pesos como compensación por estar fuera de los parámetros de calidad establecidos en el contrato de compra-venta.”
Del monto total, la Autoría revela que el 79.4 por ciento correspondió a incumplimientos respecto del contenido de sal, con 868 millones 222 mil 100 pesos; el 20.5 por ciento, a exceso de agua y sedimentos, con 224 millones 365 mil 400 pesos; y 0.1 por ciento al incumplimiento en gravedad API (comparación de la densidad del petróleo con la densidad del agua), con 976 millones 600 mil pesos.
Por esta observación, la ASF recomienda a la Dirección General de Pemex exponga a su Consejo de Administración las razones que impidieron entregar con calidad el petróleo crudo al Sistema Nacional de Refinación.
[blockquote pull=”right” align=”left” attributed_to=”” attributed_to_url=”{{attributed_to_url}}”]La mala calidad del crudo también afectó parte de las ventas al extranjero. Según el informe, de los cuatro tipos de crudo enviados a exportación (Maya, Istmo, Olmeca y Altamira), el tipo Maya rebasó el contenido de sal en 1 punto porcentual respecto del parámetro”[/blockquote]
Una vez que se tengan resultados, exhorta a la petrolera a instrumentar las acciones pertinentes a fin de que se garantice la calidad del crudo suministrado al Sistema Nacional de Refinación, con objeto de dar cumplimiento al objetivo 7 y a la estrategia 7.5 del Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios 2014-2018, así como al Anexo E del contrato de compraventa de petróleo crudo formalizado entre PEP y Pemex Refinación, e informe los resultados.
En total, PEP entregó al Sistema Nacional de Refinación 12 tipos de crudo en 2014, de los cuales ocho sí cumplieron con los parámetros establecidos: Altamira, Arenque, Álamo, Horcón, Pozoleo, Naranjos, Matapionche y Perdiz.
La mala calidad del crudo también afectó parte de las exportaciones de Pemex, descubre el aún máximo órgano de fiscalización del país. Según el informe, de los cuatro tipos de crudo enviados a exportación (Maya, Istmo, Olmeca y Altamira), el tipo Maya rebasó el contenido de sal en 1 punto porcentual respecto del parámetro.
Esta anomalía se dio como consecuencia de la alineación del pozo Alux-1 A que se incorporó a la corriente de Abk-A. Una vez detectada, la Gerencia de Transporte y Distribución de Hidrocarburos de la Región Marina Noreste solicitó a la Gerencia de Transporte y Distribución de Hidrocarburos Región Marina Suroeste la reducción del envío de crudo al presentar valores de sal fuera de parámetros contractuales; así como la verificación del método utilizado para la determinación del parámetro de sal en la corriente de Abk-A hacia AK-J.
No obstante, por los incumplimientos contractuales de calidad en el crudo tipo Maya suministrado a los puntos de entrega para exportación, PEP realizó una compensación por 11 millones 232 mil 700 pesos.
Por ello, la ASF recomendó a la Dirección General de Pemex exponga a su Consejo de Administración las razones que impidieron que el petróleo crudo tipo Maya que se envió a exportación cumpliera con los parámetros establecidos de contenido de sal.
Los cuatro tipos de crudo no fueron los únicos hidrocarburos que registraron calidades inferiores a las establecidas. De acuerdo con el informe de auditoría, PEP también vendió a Pemex Gas y Petroquímica Básica gas de mala calidad.
Al respecto, los auditores detectaron el problema en el complejo de Cactus, donde no se cumplió con la calidad requerida. Ello porque rebasó el contenido de nitrógeno en 1.2 puntos porcentuales respecto del parámetro establecido de 5 por ciento molecular, debido a la irrupción acelerada del gas generada por el alto fracturamiento del yacimiento en etapa madura de explotación que se encontró por debajo de la presión de saturación donde se concentra la inyección de 190 millones de pies cúbicos diarios de nitrógeno.
Al respecto, nuevamente la ASF recomendó a la Dirección General de Petróleos Mexicanos exponer al Consejo de Administración las razones que impidieron que el gas natural cumpliera con los parámetros establecidos de nitrógeno.
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