Guía de Auditorías de Medición para...

Comisión Nacional de Hidrocarburos Dirección General de Medición

Lineamientos Técnicos de Medición de Hidrocarburos

Anexo 4: Guía de Auditorías de Medición para Hidrocarburos

Fecha: 01/10/15 Página 1 de 13

Guía de Auditorías de Medición

para Hidrocarburos





CONTENIDO

1.- Objeto y Propósito ...................................................................................................... 3

2.- Proceso de Auditoría (Metodología). ......................................................................... 3 2.1.- Actividades preliminares (Planeación de la Auditoría)...................................... 3

2.2.- La ejecución del proceso de Auditoría ............................................................... 4

2.2.1.- Reunión de Arranque. ...................................................................................... 4 2 2.2.- Desarrollo de la Auditoría de Medición ............................................................ 6 2.2.3.- Reunión de Cierre. ........................................................................................... 7

3.- Puntos a evaluar en una Auditoría de Medición de Hidrocarburos: ....................... 7

4.- Resultados. ................................................................................................................. 8 4.1.- El resultado final de la Auditoría de Medición ................................................... 8

4.2.- Plan de Acción ..................................................................................................... 9

4.3.- Sistema de Auditorías de Medición de Hidrocarburos en Línea ..................... 10

4.4.- La frecuencia con la que deberán realizarse las Auditorías de Medición ...... 11

5.- Calificación de los Auditores. .................................................................................. 11 5.1.- El Auditor Líder en Medición ............................................................................. 11

5.2.- El Auditor de Medición de cantidad y calidad .................................................. 11

5.3.- Responsabilidad de la empresa de auditoría…………………………………….10

6.- Referencias de apoyo normativo…………………………………………………...10

7.- Otros documentos de apoyo………………………………………………………………11

8.- Diagramas Anexos…………………………………………………………………………..12





1.- Objeto y Propósito.

La Auditoría de Medición para Hidrocarburos es un proceso sistemático, independiente y

documentado de examinación, investigación y verificación que se lleva a cabo para obtener

evidencias objetivas del desempeño del proceso general de gestión y gerencia de la medición

de hidrocarburos con el fin de evaluar y determinar el grado en que se cumplen los estándares

y requisitos establecidos y asegurar que los datos generados por los sistemas de medición

sobre la cantidad y calidad de los hidrocarburos líquidos y gaseosos sean los correctos y que

los valores estén dentro de los límites de incertidumbre aceptables.

El objetivo principal de las Auditorías de Medición de Hidrocarburos (realizadas por un tercero

de reconocida experiencia internacional) es establecer si el Mecanismo de Medición bajo

análisis es confiable a través de una evaluación rigurosa del desempeño de la Gestión y

Gerencia de los sistemas de medición de los hidrocarburos producidos, procesados,

transferidos en custodia o vendidos, así como de la operación y funcionamiento de las

instalaciones, eficiencia del personal técnico involucrado y de la administración general de la

medición llevada a cabo por las empresas operadoras.

Su propósito es verificar que todos los factores que influyen en la Medición de Hidrocarburos,

tales como la instrumentación, los procesos de cálculo, la validación de la información

resultante, los niveles de incertidumbre de la medición, etc., estén dentro de parámetros

estandarizados. Así como verificar la funcionalidad técnica y operativa de los equipos y la

observación de las competencias técnicas, operativas y de gestión del personal responsable

de los Mecanismos de Medición que están siendo auditados.

La Auditoría de Medición debe revelar las fortalezas y debilidades de los Mecanismos de

Medición auditados e identificar no conformidades, observaciones y/o hallazgos relacionados

con el cumplimiento de los requisitos establecidos y aportar información confiable que sirva de

base para la mejora continua y para la eliminación efectiva de las causas raíz de las no

conformidades detectadas.

Es importante mencionar que una Auditoría difiere de un “levantamiento de información” ya

que este último es solo un estudio de la situación estática – por ejemplo; números, marcas y/o

tipos de equipos, ubicación, si el sistema está debidamente conectado, etc.

2.- Proceso de Auditoría (Metodología).

2.1.- Actividades preliminares (Planeación de la Auditoría).

El Auditor líder responsable de la Auditoría de Medición (de la empresa auditora contratada

que deberá estar acreditada ante la entidad o entidades avaladas por el gobierno Mexicano

para la acreditación conforme a lo establecido en la Ley Federal sobre Metrología y

Normalización) debe preparar el Plan de Auditoría de Medición con anticipación y negociarlo





con el área responsable de la empresa operadora que será auditada, en el cual se debe

determinar la duración de la Auditoría de acuerdo a la complejidad del Mecanismo de

Medición que va a ser auditado (es recomendable que se haga una visita previa a las

instalaciones que serán auditadas por parte de la empresa auditora), como mínimo una

semana antes y en función de los acuerdos a los que se llegue entre auditor y auditado se

define el Plan de Auditoría a seguir. Este Plan tendrá los siguientes elementos comunes:

Objetivos y alcance propuestos.

Cronograma con fechas y responsables definidos.

La búsqueda y análisis de información previa a la Auditoría.

Trabajo de campo.

Análisis de la información, hechos y evidencias recolectadas.

Entregables:

Formato del Plan de Auditoría de Medición.

Actas de reuniones de apertura y cierre.

Evidencia recolectada.

Un informe sobre los hallazgos y de la Auditoría.

La visita previa a las instalaciones le permite al equipo auditor aparte de elaborar el Plan de

Auditoría requerido; definir las listas de verificación que necesitará aplicar en campo

basándose en el conocimiento previo del tipo de proceso y Sistema de Medición que auditará.

2.2.- La ejecución del proceso de Auditoría

Consiste en una serie de etapas como se menciona a continuación (para más información

léase la norma ISO 19011:2011 “Directrices para la Auditoría de los Sistemas de Gestión de la

Calidad y/o Ambiental” o la que la sustituya, sobre la ejecución de las Auditorías):

2.2.1.- Reunión de Arranque.

En la reunión de arranque el Auditor Líder (o Principal) realiza la presentación del personal

que conforma el equipo auditor precisando la labor que desempeñará cada uno de los

auditores participantes y explica a los representantes de la empresa Operadora Petrolera u

Organización a ser auditada, el alcance y los objetivos específicos de la Auditoría de Medición,

la logística a seguir y la normatividad y referencias técnicas a ser consideradas (ejemplo: NRF,

API, AGA, ISO, OIML, etc.).

A continuación deberá explicar los criterios que utilizará para identificar los hallazgos

encontrados en el proceso de Auditoría, por ejemplo: no conformidad crítica, no conformidad

mayor, no conformidad menor y observaciones así como ´la metodología que utilizará para

establecer un sistema de calificación o ponderación del desempeño del Mecanismo de

Medición auditado, por ejemplo:

No conformidad crítica = 15 puntos.

No conformidad mayor = 5 puntos.





No conformidad menor = 1 punto.

Observaciones = 0 puntos (ya que estos son solo comentarios del auditor).

Basándose en la ponderación anterior el nivel de calificación del Mecanismo de Medición

puede ser clasificado como sigue:

Bueno = 0-19 puntos.

Regular = 20-29 puntos.

Insatisfactorio = 30-39 puntos.

Inaceptable = Mayor de 40 puntos.

Lo anterior con el objetivo de que estas clasificaciones permitan enfocar la atención, prioridad

y aplicación de recursos hacia las situaciones que potencialmente puedan generar un mayor

riesgo o impacto en la reducción de los niveles de desempeño y eficiencia relacionados con la

gestión y gerencia del Mecanismo o Mecanismos de Medición que hayan sido auditados.

Se deberá explicar también que la Auditoría de Medición estará basada en: la evaluación de la

funcionalidad técnica y operativa de los equipos, el análisis de los registros históricos de

desempeño y la observación de las competencias del personal involucrado con el Mecanismo

de Medición bajo observación.

Deberá precisar de que toda la información a la que se tenga acceso se manejará con

irrestricta confidencialidad (se firma un convenio de ética y confidencialidad) y asimismo se

hará del conocimiento de los asistentes las actividades del Plan de Auditoría de Medición, la

metodología de Auditoría que será utilizada, los entregables y todos los detalles que sean

considerados de importancia para garantizar el éxito de la Auditoría.

También se solicitará a los interesados la colaboración plena de su personal, tratando de

propiciar un ambiente de colaboración para facilitar el proceso de Auditoría y evitar el rechazo

a ser investigado.

Finalmente se buscará aclarar cualquier duda que exista con respecto a la Auditoría y se

incluirán en el Plan de Auditoría los cambios o modificaciones que el equipo auditor y la

organización auditada hayan acordado.

Todos los detalles tratados en el desarrollo de esta reunión de apertura deberán ser

registrados en un acta de reunión de apertura que deberá ser firmada por los asistentes.





2 2.2.- Desarrollo de la Auditoría de Medición

Tareas a efectuarse (en oficina y/o campo).

Se hacen entrevistas.

Se pide información (en caso de que la información sea confidencial se deben cumplir

las cláusulas de confidencialidad corporativas).

Cumplir con las actividades según el plan de Auditoría y a la agenda previamente

programada.

Realizar las actividades de inspección en campo de:

Las instalaciones físicas en las que se encuentran ubicados los equipos e

instrumentación de los Sistemas de Medición.

Las bitácoras de registro relacionados con la medición y su operación.

Cualquier otro aspecto o tema que pueda afectar la incertidumbre en la

medición fiscal (con énfasis en los estándares aplicables).

Observar a los técnicos y personal operativo de la empresa Operadora

Petrolera en plena ejecución de sus tareas (Ej. uso de los probadores fijos o

móviles, patrones, cromatógrafos, toma de muestras, etc.).

Corroborar operacionalmente el cumplimiento con lo requerido en materia de la

metrológica de la medición.

Explicar a los operarios y técnicos sobre cualquier observación o aspecto del

funcionamiento y operación que merece mejora o ajuste.

Evidenciar los hallazgos. Analizar los datos obtenidos de los archivos, en campo y/o

entrevista(s) organizándolos de la forma más lógica.

Durante el desarrollo de la inspección, el auditor debe asegurarse que:

Se cubra el alcance total de la Auditoría.

Los reportes de oportunidades de mejoramiento deben estar basados en

evidencia objetiva firme, clara, concisa y precisa, de ahí que se debe

documentar con datos y hechos.

Preparar borrador del informe de la Auditoría – concentrarse en las

deficiencias jerarquizándolas por su impacto en la incertidumbre de la

medición.





2.2.3.- Reunión de Cierre.

El Auditor Líder preside esta reunión en donde presentará a los máximos responsables de las

operaciones e instalaciones de la compañía Operadora Petrolera los hallazgos, observaciones

y no conformidades encontradas en el proceso de Auditoría, a fin de analizarlas en conjunto

para lograr un consenso sobre las causas que las generaron y en consecuencia poder definir

posteriormente las acciones correctivas y preventivas que tendrán que llevarse a cabo para su

eliminación.

Se podrá incluir en la citada reunión si así se requiere la participación de los operarios y

técnicos de medición auditados y personal de otras áreas relacionadas con el proceso de

Auditoría.

Todos los detalles tratados en el desarrollo de esta reunión deberán ser documentados en un

acta de reunión de cierre que incluya las firmas de los participantes.

La empresa auditora entregará el borrador del Informe de Auditoría, en un lapso no mayor de

tres días después de concluida la Auditoría de Medición. Por su parte la Operadora Petrolera

auditada deberá hacer los respectivos comentarios (descargos) al mismo, en un período de

tiempo convenido entre ambas partes y que deberá ser registrado inicialmente en el Plan de

Auditoría (este no deberá ser mayor de ocho días hábiles). Si pasado este periodo, no se han

enviado los comentarios y/o pruebas de descargo de las no conformidades documentadas, se

considerará que el auditado está de acuerdo con la totalidad del contenido del informe.

3.- Puntos a evaluar en una Auditoría de Medición de Hidrocarburos:

La evaluación deberá llevarse a cabo en función del cumplimiento de los diferentes criterios

definidos en el documento denominado “Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de

Hidrocarburos” publicados en el Diario Oficial de la Federación con fecha 29 de septiembre de

2015. Asimismo es necesario tomar como base para esta evaluación la verificación de la sección

correspondiente a “Mecanismos de Medición” del “Plan de Desarrollo de Extracción” que presenta

cada Operador Petrolero a La Comisión.

Como información de referencia una auditoría de medición de hidrocarburos evalúa en forma

general puntos tales como:

Principio de medición y tipo de medidor, adecuados para el uso requerido.

Conformidad con la norma o estándar de referencia.

Características metrológicas.

Requisitos metrológicos (cuando apliquen).

Variables de control.





Límites de control.

Mantenimiento del Sistema de Medición.

Volumen cuantificado de hidrocarburos:

Algoritmos de cálculo de flujo.

Requerimientos de los computadores de flujo.

Uso de la GUM (Guide to the Expresión of Uncertainty in Measurement).

Estimación de incertidumbre.

Confiabilidad del Sistema de Medición (configuración y seguridad del sistema).

Constatar evidencia documental de la competencia del personal auditado.

Control documental: Manuales de Operación (Procedimientos operativos de

proceso, procedimientos operativos de mantenimiento, instructivos de mantenimiento

y calibración de equipos), programas de mantenimiento, programas de calibración,

diagramas e isométricos de tubería e instrumentación, reportes diarios de operación,

registros de características de los fabricantes de los equipos, curvas de desempeño

de los equipos dinámicos, registros de mantenimiento, registros de inventarios de

disponibilidad de refacciones, registros de eventos anormales, certificados de

calibración, registros de verificación y calibración de instrumentos de medición,

registro de variables de cálculo, registros cronológicos de la medición de la cantidad

y calidad del fluido, históricos de la medición en un periodo apropiado de tiempo, etc.

En el caso de que se repitan Auditorías sobre los mismos Mecanismos de Medición el

Auditor tiene la obligación de comparar los resultados de la(s) Auditorías de Medición

(s) anterior(es) con sus hallazgos y comentarios.

En el caso que persistan inconformidades o fallas importantes, se deberá realizar el

respectivo seguimiento solicitando el Plan de Acción correspondiente hasta conseguir

una solución definitiva.

4.- Resultados.

4.1.- El resultado final de la Auditoría de Medición

Es un informe exhaustivo que se entrega a la Operadora Petrolera o entidad auditada. El

informe completo debe incluir, o hacer referencia a lo siguiente:

I.- Acta de registro firmada por el personal del equipo auditor participante.

II.- El objetivo de la Auditoría.

III.- El alcance de la Auditoría.

IV.- La identificación del Sistema de Medición y su entorno operativo.

V.- Las fechas y los lugares donde se realizaron las actividades de la Auditoría.





VI.- Los Criterios de la Auditoría:

Control documental.

Principio y tipo de medidor.

Elementos secundarios: Presión estática, Temperatura, Sistema de muestreo,

Analizador de densidad o cromatógrafo.

Alcance de la medición.

Conformidad con la norma.

Características metrológicas.

Requisitos metrológicos.

Variables de control.

Límites de control.

Mantenimiento del Sistema de Medición: Integridad mecánica y de Características

metrológicas.

Volumen de hidrocarburos.

Computador de flujo.

Unidades de medida.

Estimación de incertidumbre.

Confiabilidad del Sistema de Medición.

Competencia de personal.

VII.- Los hallazgos de la Auditoría.

VIII.- Conclusiones.

IX.- Recomendaciones.

X.- Anexos.

XI.- Referencias.

4.2.- Plan de Acción Finalmente la Organización Auditada (Operador Petrolero) teniendo en cuenta la aceptación

de los hallazgos, deberá conformar un equipo multidisciplinario entre el responsable del área

auditada y el personal operativo de medición para elaborar en conjunto con la empresa

auditora un Plan de Acción para dar atención a las no conformidades, observaciones,

hallazgos y recomendaciones derivados de la Auditoría. Este Plan deberá contener como

mínimo:

1) Cronograma de actividades, 2) Actividades generales y específicas a implementar, 3)

Presupuestos de gastos y/o inversión preliminar, 4) Fechas de seguimiento, 5) Responsables

de estas acciones.





4.3.- Sistema de Auditorías de Medición de Hidrocarburos en Línea (SAMHEL)

Para registrar, autorizar, controlar y dar seguimiento en tiempo real a las Auditorías de

Medición de Hidrocarburos que estén programadas para realizarse en las empresas

Operadoras Petroleras la CNH habilitará en su página web una base de datos (SAMHEL:

Sistema de Auditorías de Medición para Hidrocarburos en Línea). El proceso se divide en las

etapas que se menciona a continuación (ver Diagrama de flujo anexo):

a) El Operador Petrolero (Auditado) ingresa al SAMHEL y selecciona en el listado de

Organizaciones Auditoras autorizadas por la CNH [previamente acreditadas como

Unidades de Verificación en Auditorías de Medición de Hidrocarburos ante las

Entidades Acreditadoras de México conforme a lo establecido en la Ley Federal sobre

Metrología y Normalización, el procedimiento MP-HP002-16 Evaluación y Acreditación

de Unidades de Verificación (de la Entidad Mexicana de Acreditación) y la Norma

NMX-EC-17020-IMNC-2014 Evaluación de la Conformidad-Requisitos para el

funcionamiento de diferentes tipos de unidades (organismos) que realizan lo

verificación (inspección)”; es importante mencionar que el personal técnico auditor

perteneciente a las diferentes Unidades de Verificación en proceso de acreditación o

acreditadas será evaluado en su competencia técnica por el Centro Nacional de

Metrología (CENAM)] la empresa auditora que considere adecuada para realizar la

Auditoría programada a su(s) Sistema(s) de Medición.

b) La Organización Auditora seleccionada ingresa al Sistema en donde deberá registrar

la solicitud de Auditoría para que la CNH dé su autorización y asigne un código único

de identificación del proceso general de Auditoría.

c) La Organización Auditora de común acuerdo con el Operador Petrolero elabora el

Plan de Auditoría y lo ingresa al SAMHEL para emisión de prevenciones o visto bueno

por parte de la CNH.

d) Autorizado el Plan de Auditoría la Organización Auditora procederá a ejecutarlo

(reunión de apertura, trabajos de campo, reunión de cierre). En la ejecución de las

Auditorías en forma aleatoria personal de CNH podrá participar como visor de las

mismas.

e) La Organización Auditora elabora el Reporte de Auditoría y un Informe Ejecutivo del

mismo (revisado y aprobado previamente por la Empresa Operadora) y los sube al

SAMHEL para su revisión por parte de la CNH.

f) La CNH emite prevenciones o da el visto bueno al Reporte de Auditoría: Si el Reporte

de Auditoría no hace referencia a hallazgos considerados como no conformidades

críticas o mayores el Sistema de Medición Auditado obtendrá la calificación de

“Sistema de Medición Aprobado”. En el caso contrario el Operador Petrolero tendrá

que desarrollar un Plan de Acción para eliminar las no conformidades identificadas.

Este Plan tendrá que ser subido por la Organización Auditora al SAMHEL (en un plazo

no mayor a 72 horas a la entrega del informe) para su revisión, autorización y

seguimiento de ejecución en tiempo y forma por parte de la CNH. Si el Operador





Perolero cumple con el Plan de Acción se le otorgará en su momento la aprobación de

su Sistema de Medición Auditado.

4.4.- La frecuencia con la que deberán realizarse las Auditorías de Medición

Serán las que se describen en los Lineamientos de Medición:

a) Como parte del dictamen inicial para la aprobación del Sistema de Medición se

establecerá un Programa Inicial de Auditorías con terceros.

b) El Programa anterior podrá ser modificado en función de los resultados obtenidos

en las primeras Auditorías y/o supervisiones que se lleven a cabo.

c) Los costos de las Auditorías serán pagados por el Operador Petrolero Auditado.

d) La CNH se reserva el derecho de contratar Auditorías adicionales a su cargo y costo.

5.- Calificación de los Auditores.

Las personas que participan en una Auditoría de Medición tienen que ser profesionales

experimentados en la Medición fiscal de Hidrocarburos, conocedores de la importancia de los

diversos elementos en la medición fiscal y dispuestos a seguir las instrucciones del Auditor

Líder o Principal.

5.1.- El Auditor Líder en Medición

Debe ser un ingeniero titulado con cédula profesional o equivalente en otros países , con

amplia experiencia en el Campo de la Medición Fiscal, a fin de garantizar la calidad de la

Auditoría de Medición; deberá tener al menos 5 años de experiencia como técnico

especializado en la Ingeniería (mecánica, electrónica, eléctrica, petróleo, química o de

instrumentación y control, etc. Cualquier otra carrera afín a la Ingeniería será analizada y en

su caso autorizada por la Comisión Nacional de Hidrocarburos) y preferiblemente certificado

como auditor líder en sistemas de gestión de la calidad, asimismo acreditar experiencia en

labores similares y/o capacitación en Medición de Hidrocarburos o inspección de cantidad y

calidad de Hidrocarburos con un mínimo de 2000 horas. Los certificados deben ser emitidos

por: entidades educativas, firmas de inspección, empresas del sector de reconocida

trayectoria, Institutos de pesas y medidas, proveedores del sector petrolero y laboratorios

acreditados; nacionales o extranjeros.

5.2.- El Auditor de Medición de cantidad y calidad

Requiere tener formación general y específica en el área de medición de cantidad y calidad de

Hidrocarburos y cumplir los siguientes requisitos de experiencia y capacitación: 1.- Ser

Ingeniero titulado y con cédula profesional en las áreas mecánica, electrónica, eléctrica,

petróleo, química o de instrumentación y control, etc. Cualquier otra carrera afín a las áreas

antes mencionadas será analizada y en su caso autorizada por la Comisión Nacional de

Hidrocarburos.), 2.- Acreditar experiencia en labores similares y/o capacitación en Medición de

Hidrocarburos o inspección de cantidad y calidad de Hidrocarburos con un mínimo de 2000





horas. Los certificados deben ser emitidos por: entidades educativas, firmas de inspección,

empresas del sector de reconocida trayectoria, Institutos de pesas y medidas, proveedores del

sector petrolero y laboratorios acreditados; nacionales o extranjeros.

5.3.- Responsabilidad de la empresa de auditoría

Es responsabilidad de la empresa de auditoría dentro de su acreditación asegurar que los

auditores tienen el conjunto de habilidades correctas y también la responsabilidad del

auditor individual de tomar medidas para mejorar su competencia profesional, ya sea a

través de la adquisición de experiencia en una amplia gama de tipos de auditoría o a

través de cursos y seminarios, por miembros de los organismos profesionales. Asimismo

las personas que formen él o los grupos de auditoría deben tener claro que el cuerpo

auditor es creado como un órgano independiente separado para proporcionar servicios de

auditoría a la comunidad de la medición y no deberá estar supeditado a algún parentesco

o afiliación por parte del auditor que pudiera poner en riesgo esta independencia.

6.- Referencias de apoyo normativo

6.1.- ISO 19011:2011 “Directrices para la Auditoría de los Sistemas de Gestión de la Calidad

y/o Ambiental”.

6.2.- ISO 10012:2003 “Sistemas de Administración de las Mediciones – Requerimientos para

Procesos y Equipos de Medición”.

6.3.- HM 60 “Guidelines for the auditing of mesurement systems for the UK upstream oil and

gas industry” (Energy Institute, London), November 2007.

6.4.- HM 54 “Guidelines for the management of mesurement for the UK upstream oil and gas

industry”.

7.- Otros documentos de apoyo

7.1.- 6.3.- GG-PO-OP-001-2011 “Guía Técnica para la Administración de Sistemas de

Medición de Flujo de Hidrocarburos en PEP (PEMEX Exploración y Producción)”.

7.2.- ECP-VSM-M-001-23 “Manual de Medición de Hidrocarburos y Biocombustibles, Capítulo

23 Inspección de los Sistemas de Medición y Cálculo del IGSM”, Departamento de Medición y

Contabilización, 01/04/2010, Versión: 03, ECOPETROL.

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