Desarrollo de un Modelo de los Costos Asociados a M%C3%A9todos de Ensayo de...
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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLIVAR DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES COORDINACIÓN DE INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN DESARROLLO DE UN MODELO DE LOS COSTOS ASOCIADOS A LOS MÉTODOS DE ENSAYO DE CRUDO COMERCIAL Por: María Eugenia González Hernández INFORME FINAL DE CURSOS EN COOPERACIÓN Presentado ante la ilustre Universidad Simón Bolívar Como Requisito Parcial para Optar al Título de Ingeniero de Producción Sartenejas, Enero de 2009
Transcript of Desarrollo de un Modelo de los Costos Asociados a M%C3%A9todos de Ensayo de...
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLIVAR
DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES
COORDINACIÓN DE INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN
DESARROLLO DE UN MODELO DE LOS COSTOS ASOCIADOS A LOS
MÉTODOS DE ENSAYO DE CRUDO COMERCIAL
Por: María Eugenia González Hernández
INFORME FINAL DE CURSOS EN COOPERACIÓN Presentado ante la ilustre Universidad Simón Bolívar
Como Requisito Parcial para Optar al Título de Ingeniero de Producción
Sartenejas, Enero de 2009
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLIVAR
DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES
COORDINACIÓN DE INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN
DESARROLLO DE UN MODELO DE LOS COSTOS ASOCIADOS A LOS
MÉTODOS DE ENSAYO DE CRUDO COMERCIAL
Por: María Eugenia González Hernández
Realizado con la asesoría de: Tutor Académico: Prof. Narciso Pérez Tutor Industrial: Ing. Mary Sarmiento
INFORME DE PASANTÍA Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar
Como requisito parcial para optar al título de Ingeniero de Producción
Sartenejas, Enero de 2009
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iv
RESUMEN
El siguiente trabajo fue realizado en la empresa PDVSA PetroPiar, específicamente en el
laboratorio del mejorador de crudo ubicado en el estado Anzoátegui. En éste se realizan análisis
de crudo, agua, gases y otras corrientes intermedias del mejorador. Este proyecto fue requerido
para conocer los costos asociados de los ensayos realizados al crudo comercial (CCO) y
determinar que factor implica mayor gasto en el presupuesto anual del laboratorio. La
investigación incluyó: estudiar las normas y procedimientos de los métodos de ensayo de CCO,
determinar los factores de costo directo e indirecto de cada uno y desarrollar un modelo que
permitiera determinar el costo final de cada ensayo estudiado. La metodología empleada para
cumplir los objetivos fue: calcular el tiempo estándar de los métodos, para obtener el costo por
horas hombre; emplear el método de depreciación lineal, para determinar el costo por
depreciación de equipos; calcular los costos por insumos y costos indirectos para luego
determinar el total por cada ensayo. Finalmente se pudo concluir como resultado de la
investigación que el método más costoso tomando en cuenta la cantidad de ensayos que se
realizan anualmente, resultó ser el ASTM D4294, que determina la concentración de azufre
presente en el crudo. Por el contrario, el ensayo menos costoso fue el ASTM D473, que
determina la cantidad de sedimentos por el método de extracción. Dentro de este orden de ideas,
fue posible conocer que el factor de costo más incidente en el total fue el de los insumos.
v
ÍNDICE
INTRODUCCIÓN........................................................................................................................... 1
DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA............................................................................................... 3
1.1 Accionistas ........................................................................................................................... 3 1.2 Ubicación geográfica del mejorador de crudo de PDVSA PetroPiar................................... 4 1.3 Ubicación geográfica del campo petrolero y oficinas administrativas................................. 4 1.4 Objetivo del mejorador de crudo de PDVSA PetroPiar ........................................................ 4 1.5 Misión del mejorador de crudo de PDVSA PetroPiar.......................................................... 5 1.6 Visión del mejorador de crudo de PDVSA PetroPiar .......................................................... 5 1.7 Valores y principios del mejorador de crudo de PDVSA PetroPiar..................................... 5 1.8 Descripción general del laboratorio del mejorador de crudo de PDVSA PetroPiar............. 5 1.9 Misión del laboratorio del mejorador de crudo de PDVSA PetroPiar ................................. 6 1.10 Política de la calidad del laboratorio de PDVSA PetroPiar................................................ 6
MARCO TEÓRICO ........................................................................................................................ 7
2.1 Composición del petróleo...................................................................................................... 7 2.2 Determinaciones a efectuar sobre un crudo de petróleo...................................................... 8
2.2.1 ASTM D 5705 ............................................................................................................... 8 2.2.2 ASTM D 5002 ............................................................................................................... 9 2.2.3 Método UOP 163......................................................................................................... 10 2.2.4 ASTM D 473 ............................................................................................................... 10 2.2.5 ASTM – D4007 ........................................................................................................... 11 2.2.6 ASTM D 4006 ............................................................................................................. 11 2.2.7 ASTM D4294 .............................................................................................................. 11
2.3 Manual de la calidad del laboratorio .................................................................................. 12 2.3.1 Norma ISO 17025........................................................................................................ 12 2.3.2 Acreditación de la competencia técnica del laboratorio .............................................. 13
2.4 Medición del trabajo.......................................................................................................... 14 2.4.1 Estudio de tiempos con cronómetros.......................................................................... 14
2.4.1.1 Cronometrado ...................................................................................................... 15 2.4.1.2 Selección de elementos........................................................................................ 16 2.4.1.3 Cálculo del número de muestras.......................................................................... 16 2.4.1.4 Cálculo del tiempo estándar ................................................................................. 17
2.5 Medios gráficos para el analista de métodos ..................................................................... 19 2.5.1 Diagrama de actividades múltiples............................................................................. 19
2.5.1.1 Diagrama Hombre – Máquina (o Máquinas)....................................................... 20 2.6 Depreciación de equipos..................................................................................................... 21
2.6.1 Métodos para el cálculo de depreciación..................................................................... 21 2.6.1.1 Método de depreciación en línea recta ................................................................. 22
2.7 Cálculo de la energía consumida ........................................................................................ 23 MARCO METODOLÓGICO ....................................................................................................... 24
3.1 Selección de elementos en cada método de ensayo............................................................ 24 3.2 Tiempo estándar de cada elemento de los métodos de ensayo........................................... 25 3.3 Costos asociados a los insumos de cada ensayo................................................................. 25 3.4 Depreciación de los equipos .............................................................................................. 26 3.5 Cálculo del costo asociado al personal .............................................................................. 26
vi
3.6 Cálculo de los costos indirectos.......................................................................................... 27 3.7 Costo total de cada ensayo ................................................................................................ 27 3.8 Desarrollo de propuestas. ................................................................................................... 28
DISCUSIÓN DE RESULTADOS................................................................................................. 29
4.1 Selección de elementos en cada método de ensayo........................................................... 29 4.1.1 ASTM D 5705-03........................................................................................................ 30 4.1.2 ASTM D 5002-05....................................................................................................... 31 4.1.3 Método UOP 163-05. ................................................................................................. 32 4.1.4 ASTM D 473 – 07 ....................................................................................................... 33 4.1.5 ASTM D4007-08........................................................................................................ 37 4.1.6 ASTM D 4006-07....................................................................................................... 38 4.1.7 ASTM D4294-08........................................................................................................ 39
4.2 Tiempos estándar de cada elemento de los métodos de ensayo ....................................... 40 4.2.1 ASTM D 5705-03......................................................................................................... 40 4.2.2 ASTM D5002-99.......................................................................................................... 41 4.2.3 Método UOP 163-05 .................................................................................................... 42 4.2.4 ASTM D 473 – 07 ........................................................................................................ 42 4.2.5 ASTM D4007-08....................................................................................................... 43 4.2.6 ASTM D 4006-07........................................................................................................ 44 4.2.7 ASTM D4294-08.......................................................................................................... 45
4.3 Costos asociados a los insumos de cada ensayo................................................................ 46 4.3.1 ASTM D 5705-03......................................................................................................... 46 4.3.2 ASTM D 5002-99......................................................................................................... 47 4.3.3 Método UOP 163-05. ................................................................................................... 48 4.3.4 ASTM D 473 – 07. ....................................................................................................... 49 4.3.5 ASTM – D4007-08....................................................................................................... 49 4.3.6 ASTM D 4006-07......................................................................................................... 50 4.3.7 ASTM D4294-08.......................................................................................................... 50 4.3.8 Compilación de los costos totales por insumos de los ensayos de CCO...................... 51
4.4 Depreciación de los equipos ............................................................................................. 54 4.4.1 ASTM D 5705-03......................................................................................................... 54 4.4.2 ASTM D 5002-99......................................................................................................... 55 4.4.3 ASTM D4294-08.......................................................................................................... 56 4.4.4 Método UOP 163-05. ................................................................................................... 57 4.4.5 ASTM D 473 – 07 ........................................................................................................ 58 4.4.6 ASTM D 4006-07......................................................................................................... 59 4.4.7 ASTM D4007-08......................................................................................................... 60 4.4.8 Compilación de los costos totales por depreciación de equipos de los métodos de ensayo de CCO ...................................................................................................................... 60
4.5 Cálculo del costo asociado al tiempo del técnico del laboratorio....................................... 63 4.6 Cálculo de los costos indirectos......................................................................................... 65 4.7 Costo total de cada ensayo ................................................................................................ 70 4.8 Desarrollo de propuestas ................................................................................................... 72
CONCLUSIONES......................................................................................................................... 74
RECOMENDACIONES ............................................................................................................... 75
BIBLIOGRAFÍA CITADA........................................................................................................... 76
ANEXOS....................................................................................................................................... 79
vii
ÍNDICE DE TABLAS
Figura 1.1 Accionistas y organización de la filial PDVSA PetroPiar ............................................. 3
Figura 1.2 Diagrama del objetivo del mejorador PDVSA PetroPiar.............................................. 4
Figura 4.1 Diagrama de flujo del método ASTM D5705-03. ....................................................... 30
Figura 4.2 Diagrama de flujo del método ASTM D5002-99. ....................................................... 31
Figura 4.3 Diagrama de flujo del método UOP 163-05. ............................................................... 32
Figura 4.4.a. Diagrama de flujo del método ASTM D473-07....................................................... 34
Figura 4.4.b. Diagrama de flujo del método ASTM D473-07. (Continuación) ........................... 35
Figura 4.4.c Diagrama de flujo del método ASTM D473-07....................................................... 36
Figura 4.7 Diagrama de flujo del método ASTM D4007-08. ....................................................... 37
Figura 4.8 Diagrama de flujo del método ASTM D4006-07. ....................................................... 38
Figura 4.9 Diagrama de flujo del método ASTM D4294-08. ....................................................... 39
Figura 4.10 Diagrama del tiempo estándar de los elementos del método ..................................... 41
Figura 4.12 Diagrama del tiempo estándar de los elementos del método UOP 163-05............... 42
Figura 4.13 Diagrama del tiempo estándar de los elementos del método ASTM D473-07......... 43
Figura 4.14 Diagrama del tiempo estándar de los elementos del método ASTM D4007-08....... 44
Figura 4.15 Diagrama del tiempo estándar de los elementos del método ASTM D4006-07....... 44
Figura 4.16 Diagrama del tiempo estándar de los elementos del método ASTM D4294-08....... 45
Figura 4.17 Gráfico comparativo de los costos por insumos de los ensayos de CCO ................. 52
Figura 4.18 Gráfico comparativo de los costos anuales por insumos de los métodos de ensayo. 53
Figura 4.18 Gráfico comparativo de los costos por depreciación de equipos por......................... 61
ensayo de CCO. ............................................................................................................................. 61
Figura 4.19 Costos anuales por depreciación de equipos de los métodos de CCO....................... 62
Figura 4.20 Gráfico comparativo de los costos de horas-hombre por ensayo de.......................... 63
los métodos de CCO...................................................................................................................... 63
Figura 4.21 Gráfico comparativo de los costos anuales por horas-hombre de los ........................ 64
métodos de CCO............................................................................................................................ 64
Figura 4.22 Gráfico comparativo de los costos totales anuales de los métodos............................ 70
de ensayo de CCO. ........................................................................................................................ 70
viii
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1.1 Accionistas y organización de la filial PDVSA PetroPiar ............................................. 3
Figura 1.2 Diagrama del objetivo del mejorador PDVSA PetroPiar.............................................. 4
Figura 4.1 Diagrama de flujo del método ASTM D5705-03. ....................................................... 30
Figura 4.2 Diagrama de flujo del método ASTM D5002-99. ....................................................... 31
Figura 4.3 Diagrama de flujo del método UOP 163-05. ............................................................... 32
Figura 4.4.a. Diagrama de flujo del método ASTM D473-07....................................................... 34
Figura 4.4.b. Diagrama de flujo del método ASTM D473-07. (Continuación) ........................... 35
Figura 4.4.c Diagrama de flujo del método ASTM D473-07....................................................... 36
Figura 4.7 Diagrama de flujo del método ASTM D4007-08. ....................................................... 37
Figura 4.8 Diagrama de flujo del método ASTM D4006-07. ....................................................... 38
Figura 4.9 Diagrama de flujo del método ASTM D4294-08. ....................................................... 39
Figura 4.10 Diagrama del tiempo estándar de los elementos del método ..................................... 41
Figura 4.12 Diagrama del tiempo estándar de los elementos del método UOP 163-05............... 42
Figura 4.13 Diagrama del tiempo estándar de los elementos del método ASTM D473-07......... 43
Figura 4.14 Diagrama del tiempo estándar de los elementos del método ASTM D4007-08....... 44
Figura 4.15 Diagrama del tiempo estándar de los elementos del método ASTM D4006-07....... 44
Figura 4.16 Diagrama del tiempo estándar de los elementos del método ASTM D4294-08....... 45
Figura 4.17 Gráfico comparativo de los costos por insumos de los ensayos de CCO ................. 52
Figura 4.18 Gráfico comparativo de los costos anuales por insumos de los métodos de ensayo. 53
Figura 4.18 Gráfico comparativo de los costos por depreciación de equipos por......................... 61
ensayo de CCO. ............................................................................................................................. 61
Figura 4.19 Costos anuales por depreciación de equipos de los métodos de CCO....................... 62
Figura 4.20 Gráfico comparativo de los costos de horas-hombre por ensayo de.......................... 63
los métodos de CCO...................................................................................................................... 63
Figura 4.21 Gráfico comparativo de los costos anuales por horas-hombre de los ........................ 64
métodos de CCO............................................................................................................................ 64
Figura 4.22 Gráfico comparativo de los costos totales anuales de los métodos............................ 70
de ensayo de CCO. ........................................................................................................................ 70
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AGRADECIMIENTOS
Quiero agradecer a Dios y a la Virgen María por todas las oportunidades concedidas y por
permitirme culminar mis estudios universitarios exitosamente.
A mi mamá, por ser incondicional conmigo en todas las etapas de mi vida, darme su amor,
guía, siempre apoyarme y darme valiosas oportunidades.
A mi papá, por ser tan especial conmigo, estar siempre pendiente y ser mi guía en todo
momento.
A Nicole, mi hermana, por alegrar mis días.
A mi Yeyita, por apoyarme, orientarme y estar siempre a mi lado.
A mi tía Carmen, por sus consejos, amistad, apoyo y confianza en todo momento.
A mi tía Martha, por orientarme y apoyarme, por darme su cariño y comprensión.
A mi abuela Nena, por estar siempre pendiente de mí, darme su cariño y apoyo.
A Rodrigo, por siempre apoyarme, ayudarme, compartir su cariño conmigo y acompañarme en
todo momento durante los últimos 4 años.
A mis primos, en especial a Yderf e Yfmar, por estar allí siempre, en las buenas y en las malas
y apoyarme incondicionalmente.
A mi tío Pablo, por ser mi guía profesional, compartir su sabiduría conmigo en muchos
momentos de mi carrera y ser mi inspiración en el ámbito profesional.
A mis tíos: Homero, José Manuel (Memel), Roger, Tulio y Leonardo quienes en algún
momento de mi carrera compartieron sus conocimientos conmigo, me orientaron y confiaron en
mí.
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A mis tíos: Lilia, Elizabeth, Adelaida, Gustavo, Mary y Fredy por siempre estar pendientes de
mí, darme su apoyo y cariño.
A mis amigos: Yurimar, Adriana, José Luis, Silvia, Mariana, Ricardo, Deinys, Pedro, Augusto,
Lisbeth, Jesús y Sofía, por permitirme disfrutar los días en la universidad, ser incondicionales
conmigo y ser únicos. A mis demás amigos, en especial a Gaby, Nandi y Mariflor, por ser parte
de mi vida siempre.
A la Asociación de Jóvenes Empresarios (AJE – USB), por darme tan valiosas enseñanzas y
muy buenos amigos, entre otros: Ricardo y Jorge. A Opción Venezuela y todas las personas que
la conforman, por todas las oportunidades y momentos de enseñanzas únicos.
Al Prof. Narciso Pérez, por su apoyo, orientación y confianza para desarrollar este proyecto.
A mi hermosa Universidad Simón Bolívar, por tantas oportunidades; su riguroso sistema y
excelencia. A todos los profesores que la conforman, quienes con su tiempo y enseñanza me han
permitido adquirir todos los conocimientos necesarios para convertirme en una profesional y a
los trabajadores, quienes con los distintos programas y organizaciones buscan cada vez más
apoyar e impulsar a los estudiantes de esta universidad.
A PDVSA PetroPiar, por la oportunidad de desarrollar mi proyecto de pasantía en las
instalaciones del Mejorador, especialmente a Mary Sarmiento, Elba Ayala, José Mayo y
Francisco Velásquez.
A todos mis compañeros del laboratorio del mejorador de PetroPiar, quienes me prestaron su
apoyo, su tiempo y permitieron que me sintiera como en casa: Nelys, Argenis, José, Adriana,
Jorge, David, Hector, Rosangel, Eduardo, Magalis, Cesar, Eligmary, Juan Carlos, Ángel, Víctor,
Edgar, Rocsella y Morelba.
A mis compañeros de pasantía: Alessandro, Alexis, Mary Triny, Maritza, Guillermo y Eduardo
por su amistad y buenos momentos compartidos en el mejorador.
A todos, gracias.
xi
ABREVIATURAS
• ASTM: American Society for Testing and Materials
• CBP: Centro Bahía Pozuelos
• CCO: Crudo Comercial
• COB: Centro Operacional Bare
• EDELCA: Electrificación del Caroní.
• IT: Instrucciones de Trabajo
• MBPD: Miles de Barriles Por Día
• NPFD: necesidades personales, fatiga y demoras varias
• OWS: Oil Water Sewer
• PDVSA: Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima.
• Ppm: partes por millón
• SENCAMER: Servicio Autónomo Nacional de Normalización, Calidad, Metrología y
Reglamentos Técnicos
• UOP: Universal Oil Product
xii
GLOSARIO
ISO 9001: Es el documento que proporciona los requisitos específicos para un sistema de gestión
de calidad que se deben cumplir para obtener una certificación otorgada por un tercero. (1)
Titulación: Es un método utilizado para conocer la concentración de una sustancia a partir de
otra conocida, haciendo reaccionar una sustancia contra la otra hasta neutralizarla, lo cual se
denomina el punto final.
Titulación potenciométrica: Es el método de titulación empleado cuando la detección del punto
final no es posible por medio de indicadores visuales. El potencial sigue el cambio real de la
actividad y el punto final coincide con el punto de equivalencia. (2)
Sedimento: Es un residuo rocoso proveniente de la descomposición de fuentes orgánicas y
minerales, resultante de la erosión, que es depositado cuando disminuye la energía del fluido que
lo transporta. (3)
Destilación: Es el proceso que consiste en calentar un líquido hasta que sus componentes más
volátiles pasan a la fase vapor y, a continuación, enfriar el vapor para recuperar dichos
componentes en forma líquida por medio de la condensación. (4)
INTRODUCCIÓN
Con el objeto de aumentar la confianza de los clientes en la calidad de los crudos producidos en
el país, el Ministerio de Energía y Petróleo de la República Bolivariana de Venezuela (MENPET)
emitió en fecha 23 de septiembre de 2005 el decreto Nº 328, mediante el cual, es necesario que
los laboratorios de PDVSA o aquellos que realicen ensayos de laboratorio relacionados a
determinar la calidad de hidrocarburos líquidos o gaseosos, sus derivados o subproductos sólidos,
tengan un certificado de acreditación vigente otorgado por el Servicio Autónomo Nacional de
Normalización, Calidad, Metrología y Reglamentos Técnicos (SENCAMER)
En este sentido la empresa PDVSA PetroPiar requiere tener el certificado exigido por el
MENPET para acreditar la gestión y competencia técnica del laboratorio.
El laboratorio del mejorador de PDVSA PetroPiar es una de las áreas estratégicas de la
empresa, en especial a la hora de vender el crudo comercial (producto de exportación), puesto
que se entrega a los clientes un certificado de la calidad del crudo, lo cual es verificado por un
inspector independiente contratado por el cliente y el otro por el MENPET.
En este sentido, el laboratorio realiza sus actividades de ensayo bajo un sistema de gestión que
cumple con los requisitos establecidos por la Norma FONDONORMA ISO/IEC 17025:2005,
llevando a cabo registros de indicadores de gestión de las distintas áreas. Sin embargo, no incluye
entre sus indicadores de gestión el costo que representa cada uno de los análisis que realizan.
La estimación de los costos, asociados a los métodos de ensayo que requieren acreditación,
servirá como herramienta para un mejor control de gestión de la eficiencia y distribución de los
recursos asignados al laboratorio.
Esta estimación también permitirá realizar una planificación del presupuesto anual del
laboratorio. Al determinar los componentes de la estructura de costos con precisión, se podrán
tomar acciones más acertadas sobre el destino del presupuesto, en especial hacia el rubro de los
insumos de los distintos métodos de ensayo.
2
No es conocido que PDVSA u otro laboratorio que realice análisis de crudos haya desarrollado
anteriormente un modelo para determinar los costos que implican dichos análisis. Lo más cercano
que realizan algunos laboratorios, es determinar el costo de los insumos, sin considerar ninguna
otra variable contemplada en el método, es decir, tiempo del técnico del laboratorio, el costo por
depreciación de los equipos, entre otras. Por esta razón, se inició el proyecto partiendo de la
necesidad del laboratorio de PetroPiar y evaluando todos los factores que generan costos en los
ensayos de interés.
Es necesario destacar que el modelo desarrollado servirá para completar la información de
cualquier otro ensayo al cual se requiera conocer el costo que implica su realización. No sólo se
limita a los ensayos de crudo sino que es extensible a cualquier otro método que se desarrolle en
el laboratorio.
Por esto, se planteó como objetivo de este trabajo estimar el costo asociado a cada uno de los
ensayos de crudo comercial realizados en el laboratorio del mejorador de PDVSA PetroPiar. Y, a
partir de ésta información, identificar cual de los factores involucrados afecta en mayor medida
estos costos.
Para desarrollar el objetivo general, se plantearon los siguientes objetivos específicos que
servirán de apoyo en la ejecución de lo establecido en el proyecto.
• Conocer a cabalidad los métodos de ensayo cuyos costos se determinarán.
• Determinar los factores que implican costo para cada uno de los métodos de ensayo.
• Calcular los costos directos de cada uno de los métodos.
• Obtener los costos indirectos asociados a los ensayos.
• Desarrollar un modelo que permita determinar el costo final de cada ensayo estudiado.
CAPÍTULO 1
DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA
A continuación se presenta la descripción de la empresa PDVSA PetroPiar, donde fue
desarrollado el proyecto de investigación requerido para este trabajo.
1.1 Accionistas
PDVSA PetroPiar es la empresa encargada de la extracción, transporte y mejoramiento de 190
miles de barriles por día (MBPD) de crudo extrapesado proveniente de la faja petrolífera del
Orinoco.
Aunque inicialmente se inició bajo el nombre de Ameriven, el 26 de febrero de 2007, a raíz del
decreto 5200 con rango, valor y fuerza de Ley de Migración a Empresas Mixtas de los Convenios
de Asociación de la Faja Petrolífera del Orinoco, así como de los Convenios de Exploración a
Riesgo y Ganancias Compartidas, la extinta Ameriven pasó a ser la empresa mixta PetroPiar, en
honor al prócer de la independencia: Manuel Piar. Conformada por la Corporación Venezolana
de Petróleo (filial de PDVSA, CVP) como accionista mayoritaria con un 70% y Chevron Texaco,
como accionista minoritaria con un 30%, como lo muestre la Figura 1. (5)
Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima Chevron-Texaco Corporación
(70%) (30%)
Figura 1.1 Accionistas y organización de la filial PDVSA PetroPiar
4
1.2 Ubicación geográfica del mejorador de crudo de PDVSA PetroPiar
Se encuentra ubicado al nororiente de Venezuela, en la costa del Mar Caribe, al norte del estado
Anzoátegui, ciudad de Barcelona, troncal novena, en lo que se conoce como Complejo Industrial,
Petrolero y Petroquímico “José Antonio Anzoátegui”. (5)
1.3 Ubicación geográfica del campo petrolero y oficinas administrativas
El campo petrolero Ayacucho (Hamaca) donde se encuentra el Centro Operacional Bare
(COB) se ubica en la zona oriental de Venezuela, Carretera Nacional El Tigre con Ciudad
Bolívar, cruce con Alcabala “La Guarapera”, vía Tabaro Sur, El Tigre, Edo. Anzoátegui, a 200
Km. al sur de la costa del Mar Caribe, al norte del río Orinoco en lo que se conoce como la Faja
Petrolífera del Orinoco. (5)
Las oficinas administrativas se encuentran en el centro comercial Cerro Azul, edificio Centro
Bahía Pozuelos (CBP), Avenida Nueva Esparta, Sector Las Garzas, Lecherías, Estado
Anzoátegui. (5)
1.4 Objetivo del mejorador de crudo de PDVSA PetroPiar
En el mejorador de crudo se procesa una carga total de crudo diluido de 248 MBPD de 16
°API, compuesta por 190 MBPD de crudo extrapesado de 8,5 °API diluidos con 58 MBDP de
nafta de 47 °API, como muestra la figura 1.2. Con la finalidad de disminuir la cantidad de
contaminantes (azufre y nitrógeno) y la gravedad específica del crudo, se utiliza la tecnología de
Coquificación Retardada e Hidroprocesamiento para la conversión de un crudo extrapesado en un
producto liviano de mayor valor. (6)
Figura 1.2 Diagrama del objetivo del mejorador PDVSA PetroPiar
5
1.5 Misión del mejorador de crudo de PDVSA PetroPiar
• Producir crudo sintético con el más alto margen de seguridad, mayor rentabilidad,
abierta a innovaciones y con una alta conciencia ambientalista.
• Apertura de la empresa a las altas necesidades del pueblo de Anzoátegui y de
Venezuela; garantizar los derechos laborales de los trabajadores y obreros; y ser uno
de los motores fundamentales de la revolución bolivariana. (7)
1.6 Visión del mejorador de crudo de PDVSA PetroPiar
Excelencia en producir crudo sintético de alta calidad para competir en el mercado mundial. (7)
1.7 Valores y principios del mejorador de crudo de PDVSA PetroPiar
a) Conducir operaciones de una manera segura y acorde con el medio ambiente.
b) Ser ético y justo en el trato con todos los trabajadores.
c) Crear confianza con una comunicación abierta y honesta.
d) Ser una organización orientada al desempeño y procesos con resultados confiables.
e) Dar responsabilidad y reconocimiento a equipos de trabajo y a empleados.
f) Dar ejemplo al liderar y gerenciar todas las áreas del negocio. (7)
1.8 Descripción general del laboratorio del mejorador de crudo de PDVSA PetroPiar
El laboratorio del mejorador de PDVSA PetroPiar nace por la necesidad de hacer seguimiento y
controlar los procesos de mejora y de certificación de los productos terminados. El laboratorio
comienza la ejecución de los ensayos en el mes de febrero del año 2004, previamente al arranque
del mejorador, con un servicio continuo de ensayos las 24 horas del día, los 365 días del año. (8)
Se encuentra abastecido con equipos de elevada exactitud, sistemas de computación y personal
calificado y competente en la ejecución de ensayos.
El laboratorio está establecido en la estructura organizativa del mejorador como una
Superintendencia del laboratorio dentro de la Gerencia de Servicios Técnicos, adscrita a la
Gerencia del mejorador.
6
1.9 Misión del laboratorio del mejorador de crudo de PDVSA PetroPiar
“Ejecutar ensayos a muestras de crudos, productos del petróleo, gas y agua en forma oportuna,
utilizando métodos normalizados y equipos tecnológicamente confiables con el fin de satisfacer
los requerimientos solicitados bajo los principios de trabajo en equipo y calidad”. (9)
1.10 Política de la calidad del laboratorio de PDVSA PetroPiar
“La Dirección del Laboratorio del Mejorador de PDVSA PetroPiar, comprometida con la buena
práctica profesional y con la calidad de los ensayos físicos – químicos a muestras de crudos:
implementa, mantiene y mejora continuamente la eficacia de su Sistema de Gestión (ISO/IEC
17025:2005) utilizando métodos de ensayo normalizados, para satisfacer los requisitos de los
clientes mediante un servicio oportuno y confiable; con un personal familiarizado con la
documentación de la calidad y la implementación de las políticas y procedimientos en su
trabajo”. (9)
CAPÍTULO 2
MARCO TEÓRICO
A continuación se describen los términos y procedimientos que permitieron conocer los
factores asociados al costo de los ensayos del crudo comercial. Para esto, es necesario conocer la
composición del petróleo, cada uno de las normas que se utilizan para determinar su composición
y los distintos procedimientos que permiten medir factores influyentes en el costo de los ensayos.
2.1 Composición del petróleo
El petróleo es una mezcla no homogénea de sustancias de las cuales la mayoría de los
constituyentes son hidrocarburos, junto con cantidades variables de derivados hidrocarbonados
de azufre, oxígeno y nitrógeno. Puede contener también cantidades variables de gas disuelto y
componentes metálicos en pequeñas proporciones. Además generalmente hay agua no disuelta.
La composición aproximada de un crudo se puede esquematizar de la siguiente forma:
Tabla 2.1 Composición de crudo de petróleo
Compuesto Porcentaje C 83 a 87 % H2 11 a 14 % O2 0 a 5 % S 0 a 6 % N2 0 a 0,5 %
Compuestos Inorgánicos
0 a 0,1 %
Las propiedades físicas del crudo difieren mucho entre sí, desde amarillentos y líquidos hasta
negros y viscosos. En el caso del crudo de PetroPiar, Hamaca Blend, es de color negro y viscoso
y su composición oscila entre: 1,6% en peso de azufre, 2.700 partes por millón (ppm) en peso de
nitrógeno, 49 ppm en peso de níquel, 117 ppm en peso de vanadio y alrededor de 25,8 ºAPI.
8
2.2 Determinaciones a efectuar sobre un crudo de petróleo
"Evaluar un crudo significa encontrar la funcionalidad que rige el comportamiento
termodinámico y cinético de los distintos parámetros que determinan el espectro de alternativas
de utilización de cada crudo y de las posibles mezclas a refinar" (10)
El conocer los componentes de crudo de petróleo es muy importante para las refinerías.
Las características que permiten clasificar al crudo se determinan por métodos de ensayo de
laboratorio. Esta clasificación se puede efectuar según la composición química, la densidad, la
cantidad de azufre total presente en el crudo, entre otras características.
Para efectos de la certificación del producto de exportación, en el laboratorio de PDVSA
PetroPiar se realizan siete (7) métodos de ensayos para determinar las características del crudo,
de los cuales, seis (6) de ellos forman parte de la American Society for Testing Materials (ASTM)
la organización encargada de estandarizar procedimientos desde hace más de un siglo según las
necesidades del mercado global para una mejor práctica en las industrias; y, el otro método,
pertenece a la Universal Oil Product (UOP) una empresa de Honeywell que desarrolló estándares
para “proporcionar información útil a los ingenieros, químicos, y las empresas que trabajan con
pruebas y análisis de petróleo y productos derivados”. (11) A continuación se describen cada uno
de ellos y se explica la importancia de conocer estas características.
2.2.1 ASTM D 5705
Método de ensayo normalizado para la medición de Sulfuro de Hidrógeno en fase vapor
de aceites combustibles residuales.
Este método de ensayo cubre la determinación en campo de Sulfuro de Hidrógeno (H2S) en la
fase vapor (equilibrio espacio de cabeza) de una muestra de aceite combustible residual. Siendo
el equilibrio espacio cabeza, el espacio de vapor por encima del líquido en el cual todos los
componentes del vapor están en equilibrio con los componentes del líquido; y, el aceite
combustible residual, un aceite conformado por una mezcla de residuos viscosos largos, cortos o
craqueados de un proceso de refinación de petróleo y destilados livianos mezclados a una
especificación de un aceite combustible. (12)
9
La importancia de realizar este análisis radica en el peligro que representan altos niveles de
sulfuro de hidrógeno en fase vapor en los tanques de almacenamiento de aceites combustibles. Es
riesgoso para la salud y podría inducir a quejas públicas por los olores.
2.2.2 ASTM D 5002
Método de ensayo normalizado para densidad y densidad relativa en crudos de petróleo
por analizador digital de densidad.
Con este método se determina la densidad o la densidad relativa de crudos que pueden ser
manejados como líquidos a temperatura de ensayo entre 15 ºC y 35 ºC. (13)
Siendo la densidad, la masa por cantidad de volumen de la temperatura a la cual se determina;
y, la densidad relativa, la relación de la densidad de un material a una temperatura establecida
respecto a la densidad del agua a una temperatura establecida, (13) se busca medir esta propiedad
física fundamental que se utiliza para caracterizar la calidad de los crudos.
En la industria petrolera los hidrocarburos se clasifican según su densidad, a través de la
gravedad API (siglas en inglés del American Petroleum Institute) que representa la medida que
compara la densidad del petróleo con un agua de referencia a 4 °C, °API = 10 o 1.000 Kg. /m3, es
decir, que si el valor de gravedad API es mayor que 10, implica que el crudo es más liviano que
el agua y viceversa.
Generalmente se utiliza la gravedad API como una forma más sencilla de expresar la densidad.
En las operaciones comerciales de crudos, la densidad es uno de los parámetros considerados. A
continuación, la tabla 2.2 presenta la clasificación del crudo según la gravedad API.
Tabla 2.2 Clasificación del crudo según la gravedad API (14)
°API Clasificación del Crudo
≥ 30,0 Liviano 22 – 29,9 Medio 10,0 – 21,9 Pesado
< 10,0 Extrapesado
10
Los petróleos más livianos son los más costosos. Tienen un mayor rendimiento en la
destilación y sus productos finales son de mayor valor comercial. Los crudos más pesados
requieren condiciones más críticas de planta y de elaboración.
2.2.3 Método UOP 163
Sulfuro de hidrógeno y mercaptanos en hidrocarburos líquidos por titulación
potenciométrica.
Con este método es posible determinar el sulfuro de hidrógeno y sulfuro de mercaptano
presentes en hidrocarburos líquidos por titulación potenciométrica. El alcance de éste método de
ensayo incluye como muestras típicas: gasolina, nafta, crudos cíclicos ligeros y destilados
similares que son líquidos a temperatura y presión ambiente. (15)
Para proceder a utilizarlo en el laboratorio del mejorador con el crudo comercial (petróleo
medio), se validó, a través de una serie de ensayos y estudios estadísticos, que éste método se
puede aplicar a ese crudo y obtener resultados confiables de la concentración de sulfuro de
hidrógeno presente.
2.2.4 ASTM D 473
Método de ensayo normalizado para sedimentos en crudos y aceites combustibles por el
método de extracción.
A través de este método se determina la cantidad de sedimentos en crudos y aceites
combustibles por extracción con tolueno. La precisión aplica a un rango de niveles de sedimentos
de 0,01 a 0,40% en peso, aunque pueden determinarse niveles más altos. (16)
Resulta importante conocer el contenido de sedimentos en crudos y aceites combustibles,
puesto que así se conoce en que cantidad del crudo se presentan estos residuos de los miles de
barriles que adquieren los compradores. Además, interesa ese porcentaje tanto para la operación
de refinación como para la compra y venta de esos productos.
11
2.2.5 ASTM – D4007
Método de ensayo normalizado para sedimentos en crudos por el método de
centrifugación.
Mediante este método de ensayo, se determina la cantidad de agua y sedimentos en el crudo a
través de un procedimiento de centrifugación.
Resulta importante conocer el contenido de agua y sedimentos en el crudo por la capacidad de
causar obstrucción y corrosión en equipos, además de traer problemas de procesamiento. Luego
de saber el contenido de agua y sedimento, se hace posible medir volúmenes netos de crudo en
las ventas. (17)
2.2.6 ASTM D 4006
Método de ensayo normalizado para agua en crudos por destilación.
Por medio de este método de análisis se determina la cantidad de agua en el crudo por
destilación. El contenido de agua en un crudo es importante para la refinación, compra, venta o
transferencia del crudo. (18)
La especificación del contenido de máximo de agua se relaciona al costo de transporte y
procesamiento del crudo.
2.2.7 ASTM D4294
Método de ensayo para azufre en petróleo y productos de petróleo por espectrometría de
fluorescencia de rayos X con energía dispersiva.
A través de este método se determina la concentración de azufre en los hidrocarburos. Es
factible emplearla cuando la concentración de éste elemento se encuentra en un intervalo de 0,01
a 5,00%. (19)
Los compuestos de azufre determinan la corrosividad potencial del crudo. Por lo general, el
crudo comercial de PDVSA PetroPiar contiene azufre alrededor de una concentración de 1,5%.
12
Es importante conocer el contenido de azufre en el petróleo puesto que la complejidad y costos
de la operación en refinerías se incrementan proporcionalmente a ese contenido. Las cantidades
presentes en crudo varían desde prácticamente nada hasta algunos porcentajes apreciables.
Atendiendo a la cantidad de azufre presente, los crudos suelen denominarse agrios (corrosivos)
o dulces. No existe mundialmente un criterio numérico, para la clasificación; pero los valores
adoptados comercialmente, se encuentran entre los siguientes límites: (10)
• Petróleo dulce: <0,5% en peso de S
• Petróleo medio: Entre 0,5 - 2% en peso de S
• Petróleo agrio: >2% en peso de S
El crudo comercial producto de PetroPiar, según la clasificación antes mencionada es un
petróleo medio.
2.3 Manual de la calidad del laboratorio
Este documento ofrece una descripción de cómo el laboratorio cumple con cada uno de los
requisitos establecidos por la Norma FONDONORMA ISO/IEC 17025:2005, asimismo indica
los procedimientos generales del laboratorio, además se incluyen las normas que rigen los
procesos para los análisis de crudo comercial del mejorador de PDVSA PetroPiar sujetos a
acreditación.
2.3.1 Norma ISO 17025
Consiste en una serie de requisitos que tienen que cumplir los laboratorios de ensayo y
calibración de PDVSA, conforme al decreto Nº 328 del Ministerio de Energía y Petróleo
(MENPET) para demostrar “que poseen un sistema de gestión, son técnicamente competentes y
son capaces de generar resultados técnicamente válidos”. (20)
Esta norma:
• Designa al sistema de gestión, aquel que incluye los sistemas de calidad, administrativos
y técnicos que rigen las actividades de un laboratorio.
13
• Cubre requisitos para la competencia técnica que no están cubiertos por la Norma ISO
9001.
• Implica realizar auditorias internas.
La norma internacional ISO/IEC 17025:2005 "Requisitos generales para la Competencia de los
Laboratorios de Ensayo y Calibración", establece los requisitos a cumplir para acreditar la
competencia de los laboratorios de ensayo y calibración.
2.3.2 Acreditación de la competencia técnica del laboratorio
La acreditación es un reconocimiento formal de la competencia técnica del personal del
laboratorio y, como tal, brinda a los clientes un medio para acceder a servicios de calibración y
ensayo confiables.
Algunos de los beneficios de acreditar un laboratorio son:
• Reducción de riesgos, pues permite al laboratorio determinar si está realizando su trabajo
correctamente y de acuerdo a las normas apropiadas.
• Compromiso de todo el personal del laboratorio con el cumplimiento de los requisitos de
los clientes.
• Las evaluaciones periódicas del organismo de acreditación le proporcionan un punto de
referencia para mantener la competencia.
• Mejora continua del sistema de gestión del laboratorio.
• Desarrollo continuo de las competencias del personal a través de planes de formación y de
la evaluación de la eficacia de los mismos.
• Mejora de la imagen e incremento de la confianza y satisfacción de los clientes.
• Reconocimiento internacional, por medio de los acuerdos de mutuo reconocimiento entre
los organismos de acreditación de los distintos países.
• Incremento de la productividad del laboratorio asociada a: clara identificación y revisión
de los requisitos de los clientes; normas y documentación actualizada y rápidamente
accesible; reducción en las repeticiones de las calibraciones y/o ensayos; mejora de las
14
competencias del personal; disminución de los errores; disminución de las quejas y
reclamos de los clientes. (21)
2.4 Medición del trabajo
La medición del trabajo permite normalizar para posteriormente proceder a medir el tiempo en
el que se ejecuta un trabajo. Este tiempo de ejecución se denomina tiempo estándar. Existen
varias herramientas de medición del trabajo para determinar los estándares de tiempo, algunos de
estos son: (22)
• Estudio de tiempos con cronómetro.
• Registros históricos.
• Muestreo del trabajo.
• Tiempos predeterminados.
Dado que se busca determinar el tiempo estándar de los métodos de ensayo que se aplican para
la certificación de buques, se trabajó con la técnica de estudios de tiempo.
2.4.1 Estudio de tiempos con cronómetros
Antes de realizar el estudio de tiempos con cronómetro se debe normalizar la tarea, recolectar
información adicional y dividir la operación en elementos. (23)
Normalización de las tareas: Significa establecer un patrón. Para el caso de éste estudio todos
los equipos a utilizar y procedimientos se rigen bajo las instrucciones de trabajo de la ISO 17025.
Recolecta de información adicional: Además del registro normalizado, es preciso obtener
información propia del sitio donde se llevará a cabo la medición: tipos de máquinas y
herramientas empleadas, características de los materiales, nombre del departamento donde se va a
realizar el estudio y nombre de los operarios (técnicos), condiciones ambientales y de trabajo que
deben estar presentes, entre otras. De esta forma se verifica, a través del método, que se están
cumpliendo o no las condiciones especificadas.
15
División de la operación en elementos: Puesto que los métodos por lo general constan de dos o
más elementos que requieren distintas habilidades, energía, ritmo de trabajo, se divide el total en
elementos constitutivos que permitirán un mejor análisis y precisión de las partes a estudiar, así
como también la posibilidad de hacer un mejor prorrateo de costos. (23)
2.4.1.1 Cronometrado
Hay dos tipos de cronometrados disponibles:
• Modo de vuelta a cero: El reloj muestra el tiempo de cada elemento y automáticamente
vuelve a cero para el inicio de cada elemento.
Ventajas de este método: No se requiere tiempo extra en sustracciones luego del estudio,
porque se tendrá el tiempo directamente, no se registran las demoras.
Desventajas del método: Se acumula un error en el estudio cada tiempo que se toma deteniendo
y activando el cronómetro, resultan difíciles de medir los elementos de corta duración, (7) no se
registra el tiempo total que toma el método.
• Modo continuo: El reloj muestra el tiempo total transcurrido desde el inicio del primer
elemento hasta el último.
Ventajas de este método: Permite registrar la observación realizada de forma completa. Se
miden las demoras.
Desventajas del método: Se requiere procesar los datos al final del estudio, lo cual toma tiempo
adicional.
16
2.4.1.2 Selección de elementos
El trabajo desempeñado por el operario se divide en elementos. Un elemento es una parte
constitutiva de una tarea específica. Puede consistir en uno o varios movimientos fundamentales,
actividades de máquinas o del proceso. (22)
El estudio de tiempo por elemento permite valorar el desempeño con más exactitud, determinar
cambios en los elementos de trabajo, determinar el tiempo estándar de aquellos elementos que se
aplican frecuentemente e identificar el trabajo no productivo. (22)
2.4.1.3 Cálculo del número de muestras
Los tiempos que se registran, tanto de los elementos como del ciclo, en un estudio de tiempos
con cronómetro varían de una repetición a otra; sin embargo, la distribución de frecuencias de los
tiempos del ciclo debe seguir la forma de la distribución normal o campana de Gauss.
Según la teoría elemental de muestreo (Teorema del Límite Central) se conoce que al sacar
muchas muestras (N) de una población, las medias de estas muestras seguirán una distribución
Normal siempre y cuando se cumpla que N es mayor a 30, con una desviación estándar igual a
S/N, siendo la S desviación estándar de la población de la cual se extraen las muestras. (23)
Si la desviación estándar de la población no se conoce, debe estimarse a partir de la muestra,
por lo tanto, se hace uso de la distribución “t Student” en sustitución de la distribución normal
para caracterizar el comportamiento de las medias muestrales.
Para saber que tamaño debería tener la muestra según esta distribución, se aplica la ecuación
proveniente de prueba de hipótesis:
( ) ( )[ ]22/ */* µα KtSN = (Ecuación 1)
Siendo:
N: Tamaño de la muestra 2/αt : Valor “t Student”
S: Desviación Estándar K: % error
µ: Media de las observaciones
17
Donde la desviación estándar se obtiene de la siguiente forma:
( )[ ]1/2−−= ∑ nXS i µ (Ecuación 2)
Siendo:
Xi: Cada una de las observaciones n: Número de observaciones o muestra piloto
Si el tamaño de la muestra (N) es mayor al número de observaciones o muestra piloto (n), se
deben completar las mediciones de la muestra piloto hasta llegar al número de muestra obtenido
mediante la ecuación 1, en caso contrario (N<n) se toma el número de muestra como el número
de observaciones. (24)
2.4.1.4 Cálculo del tiempo estándar
El tiempo estándar es una función del tiempo requerido para realizar una tarea: usando un
método y equipos dados, bajo condiciones de trabajo específicos, por un trabajador que posea
suficiente habilidad y aptitudes específicas para ejecutar la tarea en cuestión y trabajando a un
ritmo que permite que el operario haga el esfuerzo máximo sin que ello le produzca efectos
perjudiciales. (25)
La aplicación del tiempo estándar en este proyecto es ayudar a formular un sistema de costo
estándar. El tiempo estándar al ser multiplicado por la cuota por hora del trabajador, proporciona
el costo de mano de obra directa por análisis. Adicionalmente, ayuda a entrenar a nuevos
trabajadores. Los tiempos estándar serán parámetro que mostrará a los supervisores la forma
como los nuevos trabajadores aumentan su habilidad en los métodos de trabajo. (25)
El tiempo estándar se puede obtener según la relación mostrada en la ecuación 3:
TE = TN * (1 + ∑∑∑∑% tolerancias) (Ecuación 3)
Siendo:
TE: Tiempo Estándar.
TN: Tiempo Normal de Ejecución.
18
El Tiempo Normal de Ejecución corresponde al producto:
TN = TP * Cv (Ecuación 4)
Cv: Calificación de Velocidad.
TP: Tiempo Promedio.
El tiempo promedio seleccionado es el promedio aritmético de todos los tiempos tomados.
Mientras que la calificación de velocidad, consiste en juzgar cuan rápido trabaja cada trabajador,
tomando como referencia, lo que se considere el ritmo normal de ejecución del método de
ensayo.
El ritmo normal “es la rata efectiva de ejecución de un operario consciente, calificado y bien
entrenado cuando trabaja con un ritmo que no es ni muy rápido ni muy lento sino representativo
del promedio y prestando la consideración adecuada a los requerimientos físicos, mentales o
visuales del trabajo específico.” (23)
Existen varios métodos para calificar la velocidad. Para el presente estudio se emplea el
denominado método de Westinghouse. Esta calificación está para cada operador, mas no para
cada elemento del ensayo.
El método Westinghouse permite calificar al trabajador en función de cuatro (4) factores:
habilidad, esfuerzo, condiciones de trabajo y consistencia. (23) según la tabla A.1 ubicada en
anexos, que muestra las posibles puntuaciones que se le otorga al trabajador según su desempeño.
El tiempo estándar debe considerarse como una referencia que permitirá mejorar de forma
incremental la ejecución de un trabajador, de un departamento o toda la planta. Para el presente
estudio se considerará una referencia del tiempo de los técnicos en la realización de dichos
métodos.
19
2.5 Medios gráficos para el analista de métodos
Para facilitar el trabajo de los operadores se requiere de ciertas herramientas. Una de estas son
los análisis de procesos a través de diagramas.
Para el análisis de métodos se puede hacer uso de ocho distintos tipos de diagramas de
procesos, los cuales son:
• Diagrama de operaciones de proceso.
• Diagrama de curso (o flujo) de proceso.
• Diagrama de recorrido de actividades.
• Diagrama de interrelación hombre-máquina.
• Diagrama de proceso para grupo o cuadrilla.
• Diagrama de proceso para operario.
• Diagrama de viajes de material.
• Diagrama PERT.
Los diagramas de operaciones y de curso de proceso, el diagrama PERT (Program Evaluation
Review Tecnique) y el diagrama de recorrido de actividades se emplean principalmente para
exponer un problema, porque presentan en forma adecuada la información y resulta posible
identificar el problema y corregirlo.
Para el estudio realizado en este proyecto, se usaron los diagramas de interrelación hombre-
máquina. A continuación se explica en que se basan y más adelante se presenta la función que
cumplieron en el desarrollo del análisis.
2.5.1 Diagrama de actividades múltiples
A través del análisis de actividades múltiples se busca obtener un sistema (hombre-máquina)
más eficiente con el máximo aprovechamiento de cada uno de sus componentes de acuerdo a sus
capacidades y a sus costos.
Se pueden encontrar distintos sistemas hombres y máquinas. Estos pueden ser:
20
• Hombre – Máquina: De forma coordinada trabajan un hombre y una máquina para
lograr un objetivo. Al hablar de máquina, es hacer referencia a cualquier dispositivo
mecánico activado y controlado por el hombre. (26)
• Hombre – Multimáquina: Un hombre y dos o más máquinas trabajando, de igual
forma, en busca de un mismo objetivo.
• Cuadrilla: Dos o más hombres trabajando sin máquinas, buscando un mismo
objetivo.
• Cuadrilla – Máquina: Dos o más hombres trabajando coordinadamente con una
máquina, en busca de un mismo objetivo.
• Cuadrilla – multimáquina: Dos o más hombres con dos o más máquinas.
Para la aplicación de los métodos de ensayo a estudiar más adelante, se presentan sistemas
hombre – máquina y en ocasiones, hombre – multimáquina.
2.5.1.1 Diagrama Hombre – Máquina (o Máquinas)
Se define este diagrama como la representación gráfica de la secuencia de elementos que
componen las operaciones en que intervienen hombres y máquinas, y que permite conocer el
tiempo empleado por cada uno, es decir, conocer el tiempo usado por los hombres y el utilizado
por las máquinas. (26)
2.5.1.1.1 Contenido del diagrama
A la izquierda del diagrama se hace una descripción de los elementos que integran las
funciones del operador. Hacia el extremo, se colocan las operaciones y luego de estas los tiempos
productivos así como los inactivos del hombre.
El tiempo de trabajo del hombre se representa por una línea vertical continua; cuando hay un
tiempo muerto o un tiempo de ocio, se representa con una ruptura o discontinuidad de la línea.
21
Hacia la derecha se colocan las operaciones de la máquina o máquinas; posteriormente, una
gráfica igual a la anterior, una línea vertical continua indica tiempo de actividad de la máquina y
una discontinuidad representa inactivo.
Para las máquinas, el tiempo de preparación así como el tiempo de descarga, se representan por
una línea punteada, puesto que las máquinas no están en operación pero tampoco están inactivas. (26)
2.6 Depreciación de equipos
“La depreciación es un reconocimiento racional y sistemático del costo de los bienes,
distribuido durante su vida útil estimada, con el fin de obtener los recursos necesarios para la
reposición de los bienes, de manera que se conserve la capacidad operativa o productiva del ente
público”. (27)
La depreciación es un gasto que debe considerarse porque implica agregar a los costos de
ventas una fracción del precio de adquisición de un bien necesario para la producción de ingresos
de las empresas; de esta forma el estado de resultados de la operación de una empresa no se ve
afectado por la totalidad de los gastos, producto de la adquisición de un bien sino solo por una
cuota de su precio de compra, esta cuota se determina dándole un período de vida al bien.
La distribución de la depreciación se realiza considerando los siguientes aspectos:
• Costo del activo, incluyendo transporte, impuestos, entre otros.
• Vida útil, estimada en función del uso, políticas de mantenimiento, crecimiento
del mercado tecnológico que provoque obsolescencia del equipo, entre otros.
• Valor de recuperación.
2.6.1 Métodos para el cálculo de depreciación
Debe considerase la depreciación de una propiedad o equipo si esta se utiliza en los negocios o
genera ingresos; no es un inventario, inventario en tránsito, ni propiedad de inversión. (28)
22
Los métodos de depreciación se resumen a continuación en la tabla 2.3.
Tabla 2.3 Métodos para el cálculo de depreciación (27)
Método Cuota de
Depreciación
Línea recta Igual todos los
años de vida útil
Unidades producidas
De acuerdo a la producción
Suma de los dígitos de los años
Mayor los primeros años
Doble saldo decreciente
Mayor los primeros años
Para el cálculo de la depreciación de los equipos e instrumentos empleados en el laboratorio del
mejorador de PDVSA PetroPiar se utilizó el método línea recta.
2.6.1.1 Método de depreciación en línea recta
Implica que la depreciación es una función constante del tiempo y que las causas que la
provocan tienen efectos continuos y homogéneos.
El cálculo se efectúa de la siguiente forma:
timadaVidaÚtilEs
eciarValorADeprreciaciónCuotaDeDep = (Ecuación 5)
Siendo el valor a depreciar, el costo de adquisición, pero no se debe ignorar, el valor que el bien
pueda tener para la empresa al dejar de ser útil en su actividad, es decir, el posible valor de
recuperación, (29) el valor de recuperación, es la estimación del valor que el bien tendrá para la
empresa una vez finalizada su utilización. Surgirá de la diferencia entre el precio de venta
estimado y todas las erogaciones necesarias para retirar el bien de servicio. (29)
Y, la vida útil, es la duración que se le asigna a un bien como elemento de provecho para la
empresa, en años.
23
Puesto que se requiere la depreciación de los equipos por cada ensayo realizado, se debe dividir
la cuota de depreciación entre el número de ensayos que se realizan anualmente en cada equipo.
sayosAnualNúmeroDeEn
reciaciónCuotaDeDepoónPorEnsayDepreciaci = (Ecuación 6)
2.7 Cálculo de la energía consumida
Para conocer el valor de la energía consumida en un lugar, se deberá conocer el voltaje y la
corriente en el mismo, para primero determinar la potencia promedio y luego la energía en el
tiempo que se requiera.
La potencia, proveniente de una fuente trifásica, se calcula según la ecuación 7.
VIP **3= (Ecuación 7)
Siendo:
P: Potencia en Watts.
I: Corriente promedio consumida.
V: Voltaje.
Una vez obtenida la potencia, se procede a calcular la energía (E) consumida, en kWh. Si se
requiere anualmente, será según lo especifica la ecuación 7.
diashP
E 365*24*1000
= (Ecuación 8)
CAPÍTULO 3
MARCO METODOLÓGICO
La metodología empleada para el presente trabajo de grado ha sido desarrollada con la finalidad
de ubicar los distintos elementos que influyen en el costo de los análisis a estudiar. Estos
elementos son los mencionados a continuación: horas – hombre que toman los ensayos, costo de
los insumos empleados, depreciación de los equipos y costos indirectos.
La investigación se estructuró en seis secciones, de forma que abarcara los rubros involucrados
en el costo final de los análisis de los métodos que se buscan acreditar en el laboratorio del
mejorador de PDVSA PetroPiar. Estas secciones vienen dadas por:
3.1 Selección de elementos en cada método de ensayo
Se llevó a cabo la revisión de las instrucciones de trabajo (IT) de cada uno de los siete (7)
métodos a analizar, a través de la lectura de las normas American Society for Testing and
Materials (ASTM). Se entrevistaron a los técnicos del laboratorio y se realizó observación directa
de los procedimientos.
Es necesario destacar que el programa de muestreo y la captación de las muestras para los
ensayos no es responsabilidad del laboratorio. Por lo tanto, se consideran los ensayos a partir de
que las muestras son recibidas en el mismo.
Se desarrolló un formato para cada método tal que permitiera registrar la información necesaria
del mismo, como por ejemplo: nombre del técnico, fecha de realización del análisis, tiempos de
los elementos seleccionados del ensayo según el método de vuelta a cero y tiempo total
registrado del ensayo, de forma que se determinara con precisión el tiempo que toma realizar
cada análisis, puesto que los técnicos realizan varios ensayos al mismo tiempo.
25
Los elementos considerados en cada ensayo fueron seleccionados una vez revisados sus IT y
conociendo los ensayos. Cada uno de los elementos que conforman los ensayos se especifica con
distintos colores en el capítulo 4, a través de diagramas de flujo que muestran la secuencia de
actividades con detalles que, además de mostrar los procedimientos de interés, fue útil para
apoyar la gestión de la documentación y gestión técnica de los métodos de análisis de crudo en el
laboratorio.
3.2 Tiempo estándar de cada elemento de los métodos de ensayo
Una vez que se realizó el estudio de tiempos para veinte (20) muestras piloto, según los
elementos seleccionados por el criterio anteriormente descrito, se calculó el tamaño de la muestra
(N) y su desviación estándar (S), necesarias para dar confiabilidad al promedio de tiempos
obtenido de los datos registrados. Para esto se emplearon las ecuaciones 1 y 2 presentadas en el
capítulo 2, tomando como α un 90% que representa la confianza de la distribución “t Student”.
Se analizó el resultado de la N para cada método, de forma que si el resultado de éste era menor
al de la muestra piloto, resultaba necesario tomar mayor cantidad de registros; de lo contrario, era
suficientemente confiable el número de muestras piloto.
Posteriormente fue posible realizar la estandarización de los tiempos observados, con la
fórmula de tiempo estándar, según la ecuación 3, puesto que los procedimientos que siguen todos
los técnicos del laboratorio son estándares.
Luego de obtener los tiempos de cada método, se realizó para cada uno el diagrama hombre-
máquina, según los procedimientos especificados en los diagramas de flujo, diferenciando así el
tiempo que emplean los técnicos para cada análisis con respecto al tiempo que se encuentran los
equipos en funcionamiento.
3.3 Costos asociados a los insumos de cada ensayo
Luego de obtener el tiempo estándar de cada método de ensayo, se calcularon los costos
asociados a cada uno de los insumos utilizados en la realización de los análisis. Esto requirió
conocer cuanto de cada uno establecía cada método ó consumían los equipos. Para esto, se
26
revisaron minuciosamente las normas o se cuantificó en el laboratorio el gasto de los consumibles
por cada ensayo.
El costo por ensayo de cada insumo se obtuvo según la relación:
CDIPECDLP
CDICIPE *= (Ecuación 9)
Siendo:
CIPE: Costo de Insumos Por Ensayo.
CDI: Costo del Insumo.
CDLP: Cantidad de la Presentación.
CDIPE: Cantidad del Insumo por Ensayo.
Luego el total, es la suma de todos los CIPE.
3.4 Depreciación de los equipos
Posterior a totalizar el costo por insumos, se realizó la investigación pertinente sobre los
equipos empleados en los métodos de análisis para calcular su depreciación anual (según el
método de línea recta especificado en el capítulo 2) y luego de realizar una estimación del tiempo
de vida útil, según la trayectoria de mantenimiento de cada equipo y con un aproximado de
máximo diez (10) años para los grandes equipos, que es la garantía de conseguir repuestos según
la mayoría de los fabricantes.
Esta depreciación fue relacionada a cada ensayo, dividiendo la depreciación anual obtenida por
el total de veces que se le da uso en el laboratorio al equipo depreciado. Ya sea en los métodos de
ensayos usados para crudo comercial o para otros ensayos en los que se les de uso al equipo.
3.5 Cálculo del costo asociado al personal
Como se obtuvo el tiempo estándar de cada ensayo, según lo descrito en la sección 3.2,
separado en elementos manuales y de maquinado, fue totalizado el tiempo manual de cada uno y,
27
con el paquete anual de los técnicos del laboratorio, fue calculado el costo por horas hombre de
cada método de ensayo.
3.6 Cálculo de los costos indirectos
Luego de obtener todos los costos directos antes mencionados, se ubicaron los costos indirectos
relacionados con consumo eléctrico anual del laboratorio, consumo de agua del laboratorio, que
incluye el lavado de los instrumentos empleados en los ensayos, el consumo en los sanitarios y el
uso de agua en el lava botellas y también se consideró el costo por tratamiento de aguas
residuales aceitosas. Posteriormente, según el tiempo que toma cada ensayo de crudo comercial y
su frecuencia de realización anual, fue adjudicado el costo indirecto a cada método.
3.7 Costo total de cada ensayo
Con la información obtenida en las secciones anteriores, se determinó el costo total de cada uno
de los métodos estudiados, a través de un modelo desarrollado especialmente para facilitar la
introducción de los datos necesarios y así obtener el costo final de cada ensayo.
El costo total sería finalmente el resultado de:
CIndCHHCDECIPECT +++= (Ecuación 10)
Siendo:
CT: Costo Total.
CPEI: Costo de Insumos Por Ensayo.
CDE: Costo por Depreciación de Equipos.
CHH: Costo Horas Hombre.
CInd: Total de Costos Indirectos.
Se graficaron los resultados de cada una de las fuentes de costos, para facilitar la visualización
de la tendencia de los mismos y la influencia en mayor o menor proporción de cada uno en el
total para su posterior análisis.
28
3.8 Desarrollo de propuestas.
Según la gráfica que muestra el costo total obtenida en la sección anterior, se desarrollaron
propuestas que permiten culminar la investigación desarrollada en PDVSA PetroPiar.
CAPÍTULO 4
DISCUSIÓN DE RESULTADOS
Los métodos de ensayo estudiados, se presentan a continuación en la tabla 4.1 y posteriormente
los resultados obtenidos en cada uno de los procesos realizados para determinar su costo final.
Tabla 4.1 Métodos de ensayo del crudo comercial
Norma Nombre del método
ASTM D 5705 Método de ensayo normalizado para la medición de sulfuro de hidrógeno en fase vapor de aceites combustibles residuales
ASTM D 5002 Método de ensayo normalizado para densidad y densidad relativa en crudos de petróleo por analizador digital de densidad
UOP 163 Sulfuro de hidrógeno y mercaptanos en hidrocarburos líquidos por titulación potenciométrica
ASTM D 473 Método de ensayo normalizado para sedimentos en crudos y aceites combustibles por el método de extracción
ASTM D D4007 Método de ensayo normalizado para agua y sedimentos en crudos por el método de centrifugación.
ASTM D 4006 Método de ensayo normalizado para agua en crudos por destilación
ASTM D4294 Método de ensayo para azufre en petróleo y productos de petróleo por espectrometría de fluorescencia de rayos x con energía dispersiva
4.1 Selección de elementos en cada método de ensayo
Para los siete (7) métodos de ensayo se presentan las distintas etapas que los componen y se ha
dividido en diversos colores la separación de los elementos para identificar los tiempos que se
estandarizaron luego del estudio.
Los diagramas de flujo mostrados a continuación, se realizaron según las normas ASTM y UOP
específica de cada método, dándole como valor agregado, comentarios que especifican la
condición del crudo comercial de PDVSA PetroPiar y cómo aplican o no ciertas condiciones de
los métodos.
30
Se busca con estos diagramas, facilitar la comprensión de los métodos y mostrar cómo fueron
considerados los distintos elementos para el estudio de tiempos, puesto que los tiempos
estándares presentados en la segunda parte, se abocan a esta división.
Esta división de los elementos fue decidida luego de observar y estudiar cada uno de los
procedimientos y considerando la división entre tiempos de máquinas y tiempos de hombres.
4.1.1 ASTM D 5705-03.
Figura 4.1 Diagrama de flujo del método ASTM D5705-03.
Inicio (se espera 1 hora luego de ser tomada la muestra)
Llene una botella de 1L hasta (50 ±5)% de su volumen con
la muestra de crudo
Introduzca una línea de purga de Nitrógenoa 2L/min por 30 s en el
espacio cabeza de la botella (a 13 mm aprox de la superficie del crudo)
Cierre una botella de ensayo con un tapón de corcho e introduzca un
termómetro dial por un orificio en el mismo. La otra botella debe cerrarse
con un tapón de corcho
Coloque las botellas en un baño de agua hasta que las muestras alcancen una T=60±1 ºC por mínimo 30 min (lo cual incluye el tiempo que
tardan en alcanzar los 60 ºC)
Saque las botellas del baño y colóquelas en un agitador orbital por 3 min ±1s, a 220 rpm
Inserte a través del aluminio el tubo detector en el espacio cabeza de la botella (que no toque el líquido) y haga una sola
compresión de la bomba
Realice la prueba de fugas de la bomba, introduciendo un tubo detector sin romper las puntas
Seleccione un tubo detector con el rango que mejor se adapte a la concentración de
H2S esperada
Rompa las puntas del tubo e insértelo en la bomba. Luego corte un trozo de papel
de aluminio de 20 cm aprox.
Lea el resultado en el tubo detector una vez que la compresión ha finalizado
FIN
¿Tiene fugas la bomba?
Si
No
Remueva los corchos e inmediatamente selle con papel de aluminio el tope de las
botellas
Promedie las lecturas y verifique que la diferencia entre ellas no supera la
repetibilidad de la norma
Nota: Este ensayo se hace por duplicado de muestras
ASTM D 5705-03
Método de Ensayo Normalizado para la Medición se Sulfuro de Hidrógeno en Fase Vapor En Aceites Residuales.
Notifique la situación para que se coordine la calibración del equipo
Registre los resultados obtenidos como ppm v/v de H2S en el cuaderno de
reporte orrespondiente
Para estimar la incertidumbre consultar: J/E/TEC-LAB-VV-IT-02
31
El procedimiento especificado en la norma fue dividido como se muestra en la figura 4.1 (en
segmentos) para poder realizar un estudio de tiempos más efectivo. Los colores: amarillo, rojo y
azul representan los movimientos del técnico del laboratorio, divididos en más de un cuadro para
efecto del diagrama pero que implican: la preparación de la muestra, el proceso de medición del
sulfuro de hidrógeno y el reporte del resultado obtenido. El color naranja se representa otro
elemento, separado del verde por ser el tiempo tomado de máquinas distintas. El primero en el
baño termostático y el segundo en el agitador orbital. Se especifica la IT a consultar, para poder
estimar la incertidumbre del resultado, necesaria en los procesos de certificación de buques.
4.1.2 ASTM D 5002-05
Figura 4.2 Diagrama de flujo del método ASTM D5002-99.
Haga uso de la fórmula:
Para obtener la gravedad API
INICIO
En un vial que haya sido previamente lavado y este seco, introduzca por lo menos 0,7 ml de muestra. Tape el vial con un septum y verifique que
no haya presencia de burbujas en la muestra
Mida la densidad y la densidad relativa del crudo
Lea los resultados y Regístrelos en el cuaderno correspondiente según la T deseada (15,56 ºC)
Lave los viales con tolueno o nafta para lavar.
FIN
ASTM D 5002-99 (reaprobado 2005)
Método De Ensayo Normalizado Para Densidad y Densidad Relativa En Crudos De Petróleo Por Analizador Digital de Densidad
Mezcle la muestra de crudo para homogeneizar algún sedimento y agua presente, con un agitador no aireante.
5,1315,141
−=°gravedad
API
Para determinar la incertidumbre de la medición consulte la instrucción de trabajo bajo el código J/E/TEC-LAB-VV-IT-018
Haga uso de la fórmula:
Para obtener la gravedad API
INICIO
En un vial que haya sido previamente lavado y este seco, introduzca por lo menos 0,7 ml de muestra. Tape el vial con un septum y verifique que
no haya presencia de burbujas en la muestra
Mida la densidad y la densidad relativa del crudo
Lea los resultados y Regístrelos en el cuaderno correspondiente según la T deseada (15,56 ºC)
Lave los viales con tolueno o nafta para lavar.
FIN
ASTM D 5002-99 (reaprobado 2005)
Método De Ensayo Normalizado Para Densidad y Densidad Relativa En Crudos De Petróleo Por Analizador Digital de Densidad
Mezcle la muestra de crudo para homogeneizar algún sedimento y agua presente, con un agitador no aireante.
5,1315,141
−=°gravedad
API
Para determinar la incertidumbre de la medición consulte la instrucción de trabajo bajo el código J/E/TEC-LAB-VV-IT-018
32
Para éste método, se realizó el diagrama de flujo mostrado en la figura 4.2 para dividir en las
etapas mostradas por colores el tiempo de: homogeneizar el crudo con el agitador no aireante;
preparar la muestra para ser analizada; en azul se muestra el tiempo en el analizador digital de
densidad; en naranja el registrar los resultados del densímetro pero convertidos en grados API y
por separado el tiempo de lavar los viales, con tolueno.
El procedimiento que establece la norma se esquematizó, especificando (adicionalmente) lo que
se realiza en la etapa final para la limpieza de los instrumentos según lo realizan en el laboratorio.
4.1.3 Método UOP 163-05.
Figura 4.3 Diagrama de flujo del método UOP 163-05.
IN IC IO
Prepare e l e lectrodo para la titu lación , limpiandolo (en caso que se considere necesario) con un detergente suave
Realice un chequeo cualita tivo de la concentración de H 2S en la m uestra , con
un papel de aceta to de p lomo
Añada 100 m l de la solución 50 :50:1 de 2-propanol, tolueno e h idróxido de amonio en un vaso precip itado (porque que e l CCO es
insoluble en 2 -propanol sólo)
Pese una porción de muestra de C rudo Comercia l de 10 a 20 gramos (según la
validación del método) en e l vaso p recip itado con la solución
Inserte una barra de agitación en e l vaso de precip itado, y éste en e l equipo de
titu lación . In troduzca datos de la muestra en e l equipo
P roceso de titu lación en la muestra de crudo comercia l, donde se grafican la s curvas em f vs. V olumen de solución de n itra to de p la ta
Analice y R egistre los resultados obtenidos en e l cuaderno correspondiente como ppm
en peso
FIN
Prepare la solución estandarizada de N itra to de P lata a lcohólica (en caso de que no haya en existencia) com o lo explica la Instruccíón de T rabajo: J/E /TEC -LAB-HC -IT -027
UOP 163-05
Sulfuro de H idrógeno y M ercaptanos en H idrocarburos L íquidos por T itu lación Potenciométrica
Con tolueno remueva todo el re siduo de la muestra en la barra de agitación , e l vaso precip itado y los e lectrodos.
Para estimar la incertidumbre del resu ltado de la medición consulte la
Instrucción de T rabajo J/E /TEC -LAB-VV -IT-024
33
Al igual que los métodos anteriores, se esquematizó en el diagrama de flujo de la figura 4.3 la
secuencia de pasos que permiten conocer la concentración de ácido sulfhídrico, según lo
establece la norma.
El primer paso, presentado en naranja, se realiza cuando no existe la solución preparada que se
utiliza para este ensayo, lo cual es esporádico y, las cantidades consumidas de ésta varían de
muestra en muestra.
Luego se presenta en amarillo, la secuencia de pasos que acompaña al técnico en la preparación
de la muestra a ser analizada, lo cual incluye el pesado de la muestra, el mezclar con el solvente,
la colocación de una barra de agitación en el vaso de precipitado, entre otras.
En azul se identifica el único tiempo en el que no interviene el técnico, el del análisis por parte
del titulador potenciométrico. Y luego, (identificado en naranja) se especifica lo realizado por el
técnico para registrar el resultado y lavar los instrumentos utilizados con tolueno (como se
muestra en morado), lo cual es algo específico de este laboratorio (no está descrito por la norma)
pero se considera un tiempo tomado en el estudio y por eso fue colocado en el diagrama de flujo.
4.1.4 ASTM D 473 – 07
Este método de análisis fue dividido en trece (13) elementos en su totalidad, que fueron
considerados para el estudio de tiempos. A continuación se presenta en la figura 4.4, separado por
colores, estos elementos que conforman cada uno de los pasos del análisis.
El diagrama 4.4.a muestra que hay dos posible vías al iniciar el ensayo, si el dedal es nuevo o si
no lo es. Los tiempos en cada máquina se identifican con un color distinto, mientras que en
amarillo, el tiempo del técnico.
34
Figura 4.4.a. Diagrama de flujo del método ASTM D473-07.
Este es uno de los métodos más largos, su procedimiento fue separado para una mejor
visualización de lo especificado en la norma.
INICIO
Prepare el dedal, lijandolo y realizando una extracción con
tolueno, por lo menos por una hora
Seque el dedal en el horno por una hora, con temperatura de 115 a
120 ºC.
Pese el dedal
Difiere el peso inicial con repecto al final en mas de
0,1 mg?
Pese el dedal
¿Es nuevo el dedal?
Si
Prepare el dedal realizando una extracción con tolueno, por lo
menos por una hora
Seque el dedal en el horno por una hora, con temperatura de 115 a 120 ºC y luego llevelo al desecador sin desecante
Pese el dedal
Difiere el peso inicial con repecto al final en más de
0,1 mg?
Pese el dedal
Caliente el dedal en una mufla a 750 ºC por 20 minutos
No
Si
No
Si
No
1
Coloquelo luego en un desecador sin desecante para enfriarlo, por 1
hora
Coloquelo luego en un desecador sin desecante para enfriarlo, por 1 hora
ASTM D 473-07
Método de Ensayo Normalizado para Sedimentos en Crudos y Aceites Combustibles por el Método de Extracción
INICIO
Prepare el dedal, lijandolo y realizando una extracción con
tolueno, por lo menos por una hora
Seque el dedal en el horno por una hora, con temperatura de 115 a
120 ºC.
Pese el dedal
Difiere el peso inicial con repecto al final en mas de
0,1 mg?
Pese el dedal
¿Es nuevo el dedal?
Si
Prepare el dedal realizando una extracción con tolueno, por lo
menos por una hora
Seque el dedal en el horno por una hora, con temperatura de 115 a 120 ºC y luego llevelo al desecador sin desecante
Pese el dedal
Difiere el peso inicial con repecto al final en más de
0,1 mg?
Pese el dedal
Caliente el dedal en una mufla a 750 ºC por 20 minutos
No
Si
No
Si
No
1
Coloquelo luego en un desecador sin desecante para enfriarlo, por 1
hora
Coloquelo luego en un desecador sin desecante para enfriarlo, por 1 hora
ASTM D 473-07
Método de Ensayo Normalizado para Sedimentos en Crudos y Aceites Combustibles por el Método de Extracción
35
Figura 4.4.b. Diagrama de flujo del método ASTM D473-07. (Continuación)
En esta parte, el tiempo del técnico se visualiza en morado y azul, mientras que la extracción,
que es el tiempo en la fuente de calor, se visualiza en verde. La separación del tiempo del técnico
se realizó para una mejor distinción de la secuencia de pasos que describe el método en la
preparación de la muestra y el ensamblaje del equipo.
Para el caso del crudo comercial de PetroPiar, cuyo contenido de agua no supera al 10% en
volumen, se utiliza el montaje A de la Fig. 1 presentada a continuación. No resulta necesario usar
la copa de agua.
Homogenice la muestra con un mezclador no aireante con cierta
velocidad
Mida la temperatura de la muestra
Mida la temperatura de la muestra nuevamente, inmediatamente luego del
mezclado
¿La temperatura en la muestra excede 10
ºC?
SiSe enfría la muestra y se repite el mezclado a menor velocidad
No
Coloque no más de 10 g de la porción de la muestra de crudo en el
dedal
Pese el dedal más la porción de crudo lo más cercano a 0,01 g.
Añada de 150 mL a 200 mL de Tolueno en una Fiola (Erlenmeyer). Coloque el dedal en el equipo de
extracción, luego el equipo sobre la fuente de calor.
Extraiga con el tolueno caliente por 30 minutos después de que el solvente que gotea del dedal pasa a ser incoloro
Nota: Cuando son analizadas muestras que tienen un
contenido de agua mayor al 10% en volumen, use el
ensamblaje mostrado en la Fig1. Equipo B
1
2
ASTM D 473-07
Método de Ensayo Normalizado para Sedimentos en Crudos y Aceites Combustibles por el Método de Extracción
Homogenice la muestra con un mezclador no aireante con cierta
velocidad
Mida la temperatura de la muestra
Mida la temperatura de la muestra nuevamente, inmediatamente luego del
mezclado
¿La temperatura en la muestra excede 10
ºC?
SiSe enfría la muestra y se repite el mezclado a menor velocidad
No
Coloque no más de 10 g de la porción de la muestra de crudo en el
dedal
Pese el dedal más la porción de crudo lo más cercano a 0,01 g.
Añada de 150 mL a 200 mL de Tolueno en una Fiola (Erlenmeyer). Coloque el dedal en el equipo de
extracción, luego el equipo sobre la fuente de calor.
Extraiga con el tolueno caliente por 30 minutos después de que el solvente que gotea del dedal pasa a ser incoloro
Nota: Cuando son analizadas muestras que tienen un
contenido de agua mayor al 10% en volumen, use el
ensamblaje mostrado en la Fig1. Equipo B
1
2
ASTM D 473-07
Método de Ensayo Normalizado para Sedimentos en Crudos y Aceites Combustibles por el Método de Extracción
36
Figura 4.4.c Diagrama de flujo del método ASTM D473-07. (Continuación)
F i g . 1
A B
2
Seque el dedal por 1 hora de 115 a 120 ºC en el horno
Enfríe en el desecador (sin desecante) por 1 hora
Repita la extracción, permitiendo que el solvente gotee del dedal
por lo menos 1 hora pero no más
de 1,25 horas
Seque el dedal por 1 hora de 115 a 120 ºC en el horno
Pese el dedal lo más cercano a 0,1 mg
Pese el dedal lo más cercano a 0,1 mg
Enfríe en el desecador (sin desecante) por 1 hora
¿Difiere en más de 0,2 mg los
pesos de los dedales secados más
el sedimento después de dos
extracciones sucesivas?
No
Si
Repita la extracción, permitiendo que el solvente
gotee del dedal por 1 hora
Calcule contenido de sedimentos y reporte como % m/m de sedimentos en el cuaderno correspondiente
FIN
ASTM D 473-07
Método de Ensayo Normalizado para Sedimentos en Crudos y Aceites Combustibles por el Método de Extracción
2
Seque el dedal por 1 hora de 115 a 120 ºC en el horno
Enfríe en el desecador (sin desecante) por 1 hora
Repita la extracción, permitiendo que el solvente gotee del dedal
por lo menos 1 hora pero no más
de 1,25 horas
Seque el dedal por 1 hora de 115 a 120 ºC en el horno
Pese el dedal lo más cercano a 0,1 mg
Pese el dedal lo más cercano a 0,1 mg
Enfríe en el desecador (sin desecante) por 1 hora
¿Difiere en más de 0,2 mg los
pesos de los dedales secados más
el sedimento después de dos
extracciones sucesivas?
No
Si
Repita la extracción, permitiendo que el solvente
gotee del dedal por 1 hora
Calcule contenido de sedimentos y reporte como % m/m de sedimentos en el cuaderno correspondiente
FIN
ASTM D 473-07
Método de Ensayo Normalizado para Sedimentos en Crudos y Aceites Combustibles por el Método de Extracción
37
Se esquematizó lo descrito por la norma en la figura 4.7, donde se separa el tiempo del técnico
(visto en amarillo, rojo y verde) del de las máquinas. En morado se presenta los 15 minutos en el
baño termostático y en azul los 10 minutos en la centrífuga, en las dos oportunidades.
Se especifica lo ejecutado en el caso de PetroPiar, con respecto al lavado de los instrumentos
utilizados, para considerarlo en el estudio de tiempos como parte de lo realizado por el técnico.
4.1.5 ASTM D4007-08
Figura 4.7 Diagrama de flujo del método ASTM D4007-08.
INICIO
FIN
Llene dos tubos de centrífuga, cada uno con 50 mL de la muestra de crudo
Añada 50 ± 5 mL de tolueno, que haya sido saturado en agua a 60 ºC
Añada 0,2 mL de solución demulsificante a cada tubo, usando una pipeta automática
calibrada
Tape los tubos e invierta cada uno 10 veces para asegurar la mezcla del crudo y el
solvente
Tape los tubos de nuevo e invierta cada uno 10 veces para mezclar
Introduzca los tubos en los muñones de la centrífuga en posiciones opuestas para
garantizar estabilidad
Vuelva a apretar los tapones y gire por 10 minutos con fuerza centrífuga de 600 rpm
Lea y registre el volumen combinado de agua y sedimentos en el fondo de cada tubo, con presición de 0,025 mL si indica menos
de 0,1 mL, si es más, con 0,05mL de precisión
Regrese los tubos a la centrífuga y gire por otros 10 minutos a la misma velocidad
¿Es constante el volumen de agua y sedimentos para las dos lecturas
consecutivas?
Si
No
Lea y registre el volumen combinado de agua y sedimentos en el fondo de cada tubo, con presición de 0,025 mL si indica menos
de 0,1 mL, si es más, con 0,05mL de precisión
Afloje los tapones e inmersa los tubos por lo menos por 15 minutos en un baño a 60 ± 3ºC
ASTM D 4007-08
Método de Ensayo Normalizado en Crudos por el Método de Centrifugación
Para la estimación de la incertidumbre consulte la IT J/E/TEC-LAB-VV-IT-016
Registre el resultado como % v/v de agua y sedimentos
Lave los tubos con tolueno
INICIO
FIN
Llene dos tubos de centrífuga, cada uno con 50 mL de la muestra de crudo
Añada 50 ± 5 mL de tolueno, que haya sido saturado en agua a 60 ºC
Añada 0,2 mL de solución demulsificante a cada tubo, usando una pipeta automática
calibrada
Tape los tubos e invierta cada uno 10 veces para asegurar la mezcla del crudo y el
solvente
Tape los tubos de nuevo e invierta cada uno 10 veces para mezclar
Introduzca los tubos en los muñones de la centrífuga en posiciones opuestas para
garantizar estabilidad
Vuelva a apretar los tapones y gire por 10 minutos con fuerza centrífuga de 600 rpm
Lea y registre el volumen combinado de agua y sedimentos en el fondo de cada tubo, con presición de 0,025 mL si indica menos
de 0,1 mL, si es más, con 0,05mL de precisión
Regrese los tubos a la centrífuga y gire por otros 10 minutos a la misma velocidad
¿Es constante el volumen de agua y sedimentos para las dos lecturas
consecutivas?
Si
No
Lea y registre el volumen combinado de agua y sedimentos en el fondo de cada tubo, con presición de 0,025 mL si indica menos
de 0,1 mL, si es más, con 0,05mL de precisión
Afloje los tapones e inmersa los tubos por lo menos por 15 minutos en un baño a 60 ± 3ºC
ASTM D 4007-08
Método de Ensayo Normalizado en Crudos por el Método de Centrifugación
Para la estimación de la incertidumbre consulte la IT J/E/TEC-LAB-VV-IT-016
Registre el resultado como % v/v de agua y sedimentos
Lave los tubos con tolueno
38
4.1.6 ASTM D 4006-07
Se presenta la Fig. 1 en el diagrama de flujo, el montaje del equipo tal como lo muestra la
norma y, al igual que los demás métodos, se esquematizó el procedimiento como lo muestra la
figura 4.8, separando en elementos las actividades del técnico y de los equipos.
Figura 4.8 Diagrama de flujo del método ASTM D4006-07.
Pero a su vez, el tiempo del técnico, se visualiza en distintos colores para segmentar las
actividades de preparación de la muestra, montaje del equipo, registro de resultados y desmontaje
de componentes.
INICIO
FIN
Coloque un desecador en el extremo superior y circule agua, entre 20 y 25ºC,
por la camisa del condensador
Aplique calentamiento al balón lentamente durante ½ a 1 hora.
Ajuste la velocidad de ebullición (luego del calentamiento inicial).
Nota: El condensado no debe subir a más del punto A de la fig 1
Se continúa la destilación hasta que la única agua visible sea la de la trampa, y el volumen en ésta permanezca constante por lo menos
por 5 minutos
Utilice un dispositivo o varilla raspadorapara desalojar el agua en el condensador y
luego lea y registre resultados en el cuaderno correspondiente, expresándolos en % v/v de
Agua en Crudo
ASTM D 4006-07
Método de Ensayo Normalizado para Agua en Crudo por Destilación
Desmonte el equipo y lave cada uno de los componentes
Asegúrese de que las superficies de los aparatos estén limpias
Añada 400 mL de Xileno en un balón fondo redondo de 1 L.
Agregue agitadores magnéticos en el fondo del balón para reducir ebullición violenta
Prepare la muestra de crudo según el contenido de agua esperado.
Para estimar la incertidumbre, consultar la Instrucción de Trabajo: J/E/TEC-LAB-VV-IT-015
Ensamble el equipo como muestra la fig. 1 (selle bien las conexiones contra vapor y
líquido)
Asegúrese de que el ensamblaje y el material de vidrio estén calibrado
Fig. 1
A
INICIO
FIN
Coloque un desecador en el extremo superior y circule agua, entre 20 y 25ºC,
por la camisa del condensador
Aplique calentamiento al balón lentamente durante ½ a 1 hora.
Ajuste la velocidad de ebullición (luego del calentamiento inicial).
Nota: El condensado no debe subir a más del punto A de la fig 1
Se continúa la destilación hasta que la única agua visible sea la de la trampa, y el volumen en ésta permanezca constante por lo menos
por 5 minutos
Utilice un dispositivo o varilla raspadorapara desalojar el agua en el condensador y
luego lea y registre resultados en el cuaderno correspondiente, expresándolos en % v/v de
Agua en Crudo
ASTM D 4006-07
Método de Ensayo Normalizado para Agua en Crudo por Destilación
Desmonte el equipo y lave cada uno de los componentes
Asegúrese de que las superficies de los aparatos estén limpias
Añada 400 mL de Xileno en un balón fondo redondo de 1 L.
Agregue agitadores magnéticos en el fondo del balón para reducir ebullición violenta
Prepare la muestra de crudo según el contenido de agua esperado.
Para estimar la incertidumbre, consultar la Instrucción de Trabajo: J/E/TEC-LAB-VV-IT-015
Ensamble el equipo como muestra la fig. 1 (selle bien las conexiones contra vapor y
líquido)
Asegúrese de que el ensamblaje y el material de vidrio estén calibrado
Fig. 1
A
39
En azul se presenta el procedimiento de la unidad de calentamiento, pero se visualiza que
durante el funcionamiento del equipo se requiere de cierto tiempo del técnico (especificado en
amarillo en la mitad de los dos cuadros azules) para regular temperaturas y supervisar que todo se
esté dando controladamente.
El desmontaje y lavado de los componentes es un procedimiento considerado en el diagrama
para incluirlo en el estudio de tiempos, ya que requiere de la presencia del técnico del laboratorio.
4.1.7 ASTM D4294-08
Se presenta el método esquematizado de esta forma, mostrando en la primera parte (en
amarillo) la verificación de la calibración del equipo para luego proceder el análisis del crudo.
Figura 4.9 Diagrama de flujo del método ASTM D4294-08.
INICIO
Limpie y seque las celdas reusables
Coloque sobre las cánolas la película de policarbonato, evitando dejar huellas o arrugas
que afecten la lectura del azufre
Llene 3 cánolas, hasta un 75% de su capacidad, con una muestra control con repetibilidad
conocida y analícela
¿Es la repetibilidad de la muestra control la
esperada?
No Analice un patrón certificado.
¿Es la repetibilidad del patrón certificado la
esperada?
Si
Realice todos los preparativos para llevar a cabo un estudio estadístico de una nueva porción de
muestra control
Calcule la repetibilidad de la nueva muestra control
No Notifique la
situación para que se coordine la calibración del equipo
Si
Llene una cánola con la muestra de crudo hasta un 75% de su
capacidad
Mida la concentración de
azufre en la muestra en el analizador
FIN
ASTM D 4294-03
Determinación de Azufre en Crudos y Productos Por Espectometría de Rayos X Con Dispersión De La Energía
Analice un patrón
certificado (que no haya sido utilizado para
elaborar la curva de calibración)
Rotule la muestra control con los datos
necesarios
Para estimar la incertidumbre del resultado de la
medición consulte la Instrucción de Trabajo J/E/TEC-LAB-VV-
IT-019
Reporte el resultado con 3 cifras
significativas como % p/p de azufre en
el cuaderno correpondiente
Deseche las cánolas y
limpie las celdas
INICIO
Limpie y seque las celdas reusables
Coloque sobre las cánolas la película de policarbonato, evitando dejar huellas o arrugas
que afecten la lectura del azufre
Llene 3 cánolas, hasta un 75% de su capacidad, con una muestra control con repetibilidad
conocida y analícela
¿Es la repetibilidad de la muestra control la
esperada?
No Analice un patrón certificado.
¿Es la repetibilidad del patrón certificado la
esperada?
Si
Realice todos los preparativos para llevar a cabo un estudio estadístico de una nueva porción de
muestra control
Calcule la repetibilidad de la nueva muestra control
No Notifique la
situación para que se coordine la calibración del equipo
Si
Llene una cánola con la muestra de crudo hasta un 75% de su
capacidad
Mida la concentración de
azufre en la muestra en el analizador
FIN
ASTM D 4294-03
Determinación de Azufre en Crudos y Productos Por Espectometría de Rayos X Con Dispersión De La Energía
Analice un patrón
certificado (que no haya sido utilizado para
elaborar la curva de calibración)
Rotule la muestra control con los datos
necesarios
Para estimar la incertidumbre del resultado de la
medición consulte la Instrucción de Trabajo J/E/TEC-LAB-VV-
IT-019
Reporte el resultado con 3 cifras
significativas como % p/p de azufre en
el cuaderno correpondiente
Deseche las cánolas y
limpie las celdas
40
Las etapas del proceso son realmente cuatro (4). La mostrada en el lateral sin color son
excepciones que se realizan en caso de existir irregularidad en la repetibilidad de la muestra
control, lo cual conlleva a ese procedimiento mostrado.
De los cuatro elementos seleccionados para este método, solo uno corresponde a tiempo de
maquina (color azul) en cuyo momento el analizador de azufre determina la concentración
presente en la muestra. El resto del tiempo es el que toma al técnico: preparar la muestra
(amarillo), limpiar las celdas reusable (en rojo) y registrar los resultados obtenidos en el análisis
(morado).
4.2 Tiempos estándar de cada elemento de los métodos de ensayo.
Al realizar el estudio de tiempo se obtuvo la duración de cada uno de los ensayos separados por
los elementos identificados por colores en los diagramas de flujo antes descritos. Fue posible
obtener el tiempo estándar luego de considerar la calificación de velocidad de los técnicos,
obtenida por el método Westinghouse y un porcentaje de tolerancias (demoras e interrupciones)
que permiten al técnico atender necesidades personales y considerar demoras no atribuibles al
mismo. La tolerancia considerada para el cálculo del tiempo estándar fue de un 5% sobre el total.
A continuación se presentan los diagramas hombre – máquina(s) donde se especifican los
tiempos estándar de cada elemento de los distintos métodos de ensayo del crudo comercial.
4.2.1 ASTM D 5705-03
Método de ensayo normalizado para la medición de Sulfuro de Hidrógeno en fase vapor
de aceites combustibles residuales.
En el caso de este ensayo se obtuvo un diagrama hombre – máquinas, y se conformo por los
seis (6) elementos mostrados en el diagrama de flujo de la figura 4.10.
A continuación, se presentan los resultados arrojados luego del estudio de tiempos.
41
Tiempo
Estándar
(hh:mm:ss) Hombre
Tiempo
(hh:mm:ss)
Máquina 1
Tiempo
(hh:mm:ss)
Máquina 2
Tiempo
(hh:mm:ss)
0:03:22Preparación de
la muestra0:03:22
0:44:52 Calentamiento 0:41:30
0:45:26 Mover botellas 0:00:34
0:48:26 Agitación 0:03:00
0:53:25 Medición H2S 0:04:59
0:53:55Registro
Resultados0:00:30
Figura 4.10 Diagrama del tiempo estándar de los elementos del método ASTM D 5705-03.
El tiempo que le toma al agitador orbital realizar la agitación, es al único tiempo al cual no se le
consideró demora, puesto que este proceso no depende del técnico del laboratorio. Se observa
que en total el ensayo dura cincuenta y tres (53) minutos con cincuenta y cinco (55) segundos.
4.2.2 ASTM D5002-99.
Método de ensayo normalizado para densidad y densidad relativa en crudos de petróleo
por analizador digital de densidad.
Figura 4.11 Diagrama tiempo estándar de los elementos del método ASTM D5002-99.
Para el caso del densímetro digital, el análisis del crudo no del técnico del laboratorio, por lo
tanto, el porcentaje de tolerancia, así como el factor de calificación fue considerado nulo.
El tiempo estándar del ensayo es de veintitrés (23) minutos con cuarenta y cinco (45) segundos.
Tiempo
Estándar
(hh:mm:ss) Hombre
Tiempo
(hh:mm:ss)
Tiempo
(hh:mm:ss)
0:01:43
Preparación de
la muestra 0:01:43
0:19:49
Medición de la
ºAPI 0:18:06
0:22:08
Limpieza
material de
vidrio 0:02:19
0:23:45
Registro
Resultados 0:01:37
42
Este ensayo es uno de los más frecuentes realizados en el laboratorio, sin embargo, requiere de
poco tiempo del técnico para su realización. Además, es considerado uno de los fundamentales,
puesto que determina una de las principales características de clasificación del crudo que permite
asignarle su valor comercial.
4.2.3 Método UOP 163-05.
Sulfuro de hidrógeno y mercaptanos en hidrocarburos líquidos por titulación
potenciométrica.
Para este método no se consideró el tiempo que toma preparar la solución de nitrato de plata
empleada para la titulación, puesto que durante los momentos que se destinaron para el estudio
no se requirió de la preparación de ésta solución. Por lo tanto, se muestra a continuación las
cuatro (4) etapas más frecuentes en la realización de este método de ensayo.
Tiempo
Estándar
(hh:mm:ss) Hombre
Tiempo
(hh:mm:ss)
Máquina 1
Tiempo
(hh:mm:ss)
0:03:38Preparación de
la muestra0:03:38
0:20:37Proceso de
titulación0:16:59
0:22:58Limpieza del
área0:02:21
0:23:54Registro
Resultados0:00:56
Figura 4.12 Diagrama del tiempo estándar de los elementos del método UOP 163-05.
Para este caso igualmente se consideró el porcentaje de tolerancias en cero en el tiempo del
proceso de titulación, puesto que la duración del mismo no depende del técnico del laboratorio.
La titulación termina al neutralizar la muestra con la solución de nitrato de plata alcohólico, es un
proceso automatizado.
4.2.4 ASTM D 473 – 07.
Método de ensayo normalizado para sedimentos en crudos y aceites combustibles por el
método de extracción.
43
Tiempo
Estándar
(hh:mm:ss) Hom
bre
Tiempo
(hh:mm:ss)
Máquina 1
Tiempo
(hh:mm:ss)
Máquina 2
Tiempo
(hh:mm:ss)
Máquina 3
Tiempo
(hh:mm:ss)
Máquina 4
Tiempo
(hh:mm:ss)
0:03:09
Preparación
dedal con
extracción
0:03:09
3:12:09
Secado y
enfriamiento del
dedal
3:09:00
3:16:50
Preparación de
la muestra de
crudo
0:04:41
3:19:43Ensamblaje del
Equipo0:07:34
4:31:37Proceso de
Extracción1:11:54
5:33:50Secado del
dedal1:02:13
6:36:53Enfriamiento
del dedal1:03:03
6:37:48Pesado
del Dedal0:00:55
7:56:33Repetición de
la Extracción1:18:45
8:59:33Secado del
dedal1:03:00
10:02:33Enfriamiento
del dedal1:03:00
10:03:36Pesado
del Dedal0:01:03
10:04:07Registro de
resultados0:00:32
Figura 4.13 Diagrama del tiempo estándar de los elementos del método ASTM D473-07.
Para este método se observa que el tiempo de realización es de nueve horas, sin embargo, el
tiempo real del técnico es mucho menos que esto por la cantidad de horas que se requiere de cada
máquina. Esto le da tiempo de ocio en este ensayo que puede invertir para realizar otros ensayos
al mismo tiempo.
4.2.5 ASTM D4007-08.
Método de ensayo normalizado para agua y sedimentos en crudos por el método de
centrifugación.
El estudio de tiempos de esta norma se presenta a continuación en la figura 4.14.
44
Figura 4.14 Diagrama del tiempo estándar de los elementos del método ASTM D4007-08.
El procedimiento especifica realizar la centrifugación del crudo en dos oportunidades, así
como lo mostró el diagrama de flujo de la figura 4.5 y ahora en el estudio de tiempos se señala y
cuantifica.
4.2.6 ASTM D 4006-07.
Método de ensayo normalizado para agua en crudos por destilación.
Figura 4.15 Diagrama del tiempo estándar de los elementos del método ASTM D4006-07.
Tiempo
Estándar
(hh:mm:ss) Hombre
Tiempo
(hh:mm:ss)
Tiempo
(hh:mm:ss)
0:09:46Preparación de
la muestra0:09:46
0:12:53Ensamblaje del
Equipo0:03:07
2:19:38Proceso de
Destilación2:06:44
2:30:02
Verificación
durante el
proceso
0:10:24
2:31:55
Desmontaje y
limpieza de
equipos
0:01:53
2:32:38Registro de
Resultados0:00:43
Tiempo
Estándar
(hh:mm:ss) Hombre
Tiempo
(hh:mm:ss)
Tiempo
(hh:mm:ss)
Tiempo
(hh:mm:ss)
0:06:17Preparación de
la muestra0:06:17
0:21:17 Calentamiento 0:15:00
0:23:01 Cambio equipo 0:01:44
0:33:01 Centrifugación 0:10:00
0:34:26Lectura de
resultados0:01:24
0:44:26 Centrifugación 0:10:00
0:45:56Limpieza del
área0:01:31
0:46:31Registro
Resultados0:00:35
45
El tiempo que dura la destilación depende de la descarga del destilado en la trampa, el cual
debe ser de aproximadamente 2 a 5 gotas por segundo. Se colocan una primera media hora en una
temperatura intermedia del controlador, alrededor del nivel cuatro (4) y, una vez que comienza la
ebullición de la mezcla, se aumenta al nivel cinco (5) la temperatura; pero en promedio, se logra
la destilación en dos (2) horas.
4.2.7 ASTM D4294-08.
Método de ensayo para azufre en petróleo y productos de petróleo por espectrometría de
fluorescencia de rayos X con energía dispersiva.
Figura 4.16 Diagrama del tiempo estándar de los elementos del método ASTM D4294-08.
Para el analizador de azufre tampoco se consideraron tolerancias asociadas, puesto que el
tiempo de análisis no se ve afectado por demoras de los técnicos del laboratorio.
El análisis toma aproximadamente tres (3) minutos por muestra y, en este caso, que se analizan
tres (3) muestras control y una de crudo comercial, se toman doce (12) minutos más un tiempo de
preparación y culminación del equipo que conlleva al tiempo adicional.
Después de diagramar los procedimientos de cada uno de los ensayos estudiados, se puede
observar que más del 50% del tiempo de los ensayos lo consumen las máquinas. En vista de esto,
los técnicos pueden disponer del tiempo muerto de un ensayo en adelantar la preparación de otro,
de forma que su tiempo muerto real es mínimo puesto que no es un único ensayo que lleva a cabo
sino varios simultáneamente.
Tiempo
Estándar
(hh:mm:ss) Hombre
Tiempo
(hh:mm:ss)
Tiempo
(hh:mm:ss)
0:04:49Preparación de
la muestra0:04:49
0:17:14Análisis de la
muestra0:12:25
0:19:01Limpieza del
área0:01:47
0:21:11Registro de
Resultados0:02:10
46
4.3 Costos asociados a los insumos de cada ensayo
Se visualiza a continuación los insumos necesarios para los ensayos de CCO, según la siguiente
distribución:
• Insumo regular: es la descripción del insumo empleado para el ensayo.
• Presentación: es la cantidad que contiene la presentación asociada al insumo según lo
suministra el proveedor, bien sea en un paquete, frasco, bolsa, entre otras.
• Unidad: en la que viene la presentación.
• Costo unitario: es el costo de la presentación del insumo.
• Costo por unidad: es el costo de cada unidad contenida en la presentación.
• Cantidad por ensayo: es aquella requerida para cada ensayo. Se expresa en las mismas
unidades de la presentación.
• Costo por ensayo: es el resultado obtenido luego de aplicar la ecuación 9 presentada en el
capítulo 3.
4.3.1 ASTM D 5705-03.
Método de ensayo normalizado para la medición de sulfuro de hidrógeno en fase vapor de
aceites combustibles residuales.
A continuación la tabla 4.2 presenta cada uno de los insumos utilizados para desarrollar este
método diariamente.
Tabla 4.2 Costo detallado por insumos del método ASTM D 5705-03
Insumos Regulares Presentación Unidad Costo
Unitario (Bs)
Costo por
Unidad (Bs)
Cantidad por ensayo
Costo por ensayo (Bs)
Nitrógeno 40 L 21,01 0,53 0,00 0,00 Tubo Detector 10 Unidades 220,00 22,00 2,00 44,00
Tapones de Corcho No. 14 100 Unidades 172,00 1,72 0,10 0,17
Papel de aluminio 71 m 140,00 1,97 0,40 0,79
Costo
total (Bs.) 44,96
47
Notas:
• La cantidad por ensayo se expresa en las mismas unidades que las descritas inicialmente
según la presentación del insumo.
• Aproximadamente 20 cm. de papel de aluminio, doblado por la mitad, se usan para tapar
2 botellas, por lo tanto, por cada ensayo son 0,40 m.
• El mismo corcho se usa aproximadamente 20 veces, y se emplean 2 en cada ensayo.
4.3.2 ASTM D 5002-99.
Método de ensayo normalizado para densidad y densidad relativa en crudos de
petróleo por analizador digital de densidad.
Para este ensayo no se requiere mayor cantidad de insumos, sin embargo, sin estos no podría
funcionar el equipo para realizar los distintos análisis que realiza el densímetro digital. Se emplea
un insumo no regular, lo cual implica que no es utilizado siempre sino cuando el ensayo o la
máquina lo requieran.
Tabla 4.3 Costo detallado por insumos del método ASTM 5002-99
Insumos Regulares Presentación
Unidad Costo
Unitario (Bs)
Costo por
Unidad (Bs)
Cantidad por ensayo
Costo por ensayo (Bs)
Tolueno grado Técnico 2,50 L 161,87 64,75 0,01 0,65 Alcohol isopropílico G.T. 4,00 L 170,00 42,50 0,01 0,43 Nafta Pesada para lavado Proviene de la planta, no se compra 0,00
Costo
total (Bs) 1,07
Insumos no Regulares
Presentación
Unidad Costo
Unitario (Bs)
Costo por
Unidad (Bs)
Cantidad por ensayo
Cantidad ensayos
por insumo
Costo por ensayo (Bs)
Hexadecano 99% 100 mL 137,17 1,37 25,00 360,00 0,10
Costo
total (Bs) 0,10 Costos por ensayo (Bs) 1,17
Notas:
• El hexadecano se emplea en el momento de las calibraciones del equipo o cuando los
resultados de la muestra control esté fuera de especificación, puesto que el análisis de este
48
patrón permite determinar si el problema lo contiene la muestra control, que requiere ser
desechada o sustituida, o si es requerido solicitar la calibración del equipo.
4.3.3 Método UOP 163-05.
Sulfuro de hidrógeno y mercaptanos en hidrocarburos líquidos por titulación
potenciométrica.
Notas:
• La cantidad por ensayo se expresa en las mismas unidades que las descritas
inicialmente según la presentación del insumo.
• El nitrógeno se emplea en promedio de 15 minutos por ensayo, y un flujo de 0,15
bares por minuto.
• El promedio de nitrato de plata utilizado en los ensayos = 0,4 mL, es llevado por regla
de 3 a los gramos consumidos por ensayo, puesto que 16,9874 gramos se le añaden a
un litro de solución.
Tabla 4.4 Costo detallado por insumos del método UOP 163-05.
Insumos Regulares Presentación Unidad Costo Unitario (Bs)
Costo por
Unidad (Bs)
Cantidad por ensayo
Costo por ensayo (Bs)
Hidróxido de Amonio 2,5 L 215,00 86,00 0,001 0,09 Nitrógeno U.A.P. 150 Bar 21,01 0,14 2,25 0,32 Nitrato de Plata 100 g 634,38 6,34 0,01 0,04 2-Propanol 4 L 170,00 42,5 0,05 2,13 Tolueno 2,5 L 161,87 64,75 0,05 3,24
Hidróxido de Amonio 1 mL 87,67 87,67 0,00 0,09
Costo 5,89
Insumos no Regulares
Presentación Unidad Costo Unitario
(Bs)
Costo/ Unidad (Bs)
Cantidad por ensayo
Cantidad ensayos por
insumo
Costo por ensayo (Bs)
Hidróxido de Amonio 2,5 L 87,67 35,07 0,00 20 0,00 2-Propanol 4 L 170 42,5 0,1 20 0,20
Sulfuro de sodio nona hidratado 500 g 106,43 0,21 0,08 20 0,00
Nitrato de plata 100 g 634,38 6,34 0,17 20 0,05
Costo 0,26
Costos por ensayo (Bs) 6,15
49
4.3.4 ASTM D 473 – 07.
Método de ensayo normalizado para sedimentos en crudos y aceites combustibles por el
método de extracción.
Tabla 4.5 Costo detallado por insumos del método ASTM 473-07
Insumos Regulares Presentación Unidad Costo
Unitario (Bs.) Costo por
Unidad (Bs.) Cantidad por ensayo
Costo por ensayo (Bs.)
Tolueno grado reactivo 2,5 L 217,00 86,80 0,30 26,04 Costo total (Bs) 26,04
Notas:
• En cada ensayo se realizan por lo menos dos (2) extracciones con 150 mL de
tolueno.
El tolueno grado reactivo no es el mismo que se emplea para lavar los instrumentos. Las
especificaciones de éste son distintas en cuanto al grado de pureza que contiene para llevar a cabo
las reacciones.
4.3.5 ASTM – D4007-08.
Método de ensayo normalizado para agua y sedimentos en crudos por el método de
centrifugación.
Tabla 4.6 Costo detallado por insumos del método ASTM D4007-08
Insumos Regulares Presentación Unidad Costo
Unitario (Bs.)
Costo por
Unidad (Bs.)
Cantidad por ensayo
Costo por ensayo (Bs.)
Tolueno (98%) 2,50 L 161,87 64,75 0,10 6,47 Sol demulsificante Traído de planta 0,00
Tapones de Corcho No. 13 100,00 Unidades 129,00 1,29 0,10 0,13 Costo (Bs) 6,47
Notas:
• Un mismo corcho se utiliza aproximadamente diez (10) veces.
50
• La solución demulsificante es un producto de la planta y pide una pequeña porción que se
utiliza para este ensayo.
4.3.6 ASTM D 4006-07.
Método de ensayo normalizado para agua en crudos por destilación.
Tabla 4.7 Costo detallado por insumos del Método ASTM D 4006-07
Insumos Regulares Presentación Unidad Costo
Unitario (Bs.)
Costo por
Unidad (Bs.)
Cantidad por ensayo
Costo por ensayo (Bs.)
Xileno al 99.9% 2,5 L 146,06 58,42 0,80 46,74 Costos por ensayo (Bs) 46,74
Notas:
• 800 mL de xileno son empleados para este ensayo. 400 mL para el blanco y 400 mL para
la muestra.
4.3.7 ASTM D4294-08.
Método de ensayo para azufre en petróleo y productos de petróleo por espectrometría de
fluorescencia de rayos X con energía dispersiva.
A continuación la tabla 4.8 muestra los insumos regulares usados diariamente para desarrollar
el ensayo y aquellos no regulares que son los patrones certificados usados para la calibración del
equipo.
Notas:
• Se emplean cuatro (4) cánolas: tres para la muestra control que debe verificar el equipo
por lo menos una vez al día y una para la muestra de crudo.
• Los estándares o patrones certificados sirven para la verificación del equipo que se realiza
cada seis (6) meses de forma programada. En teoría, la duración de los insumos no
regulares, que son patrones certificados, es aproximadamente 2 años, puesto que la
51
calibración es semestral. Se totaliza la cantidad de ensayos por año, y se multiplica por
dos (2) años para adjudicar el costo del insumo a cada ensayo.
Tabla 4.8 Costo detallado por insumos método ASTM D 4294-08
Insumos Regulares Presentación Unidad Costo Unitario (Bs.)
Costo por
Unidad (Bs)
Cantidad por ensayo
Costo por ensayo (Bs.)
Cánolas y tapas 100 Unidades 810 8,1 4 32,4
Film XRF 100 m 800 8 0,1 0,8
Costo (Bs) 33,2
Insumos no Regulares
Presentación Unidad Costo Unitario (Bs.)
Costo por Unidad (Bs.)
Cantidad por ensayo
Cantidad de ensayos por insumo
Costo por ensayo (Bs.)
NIST RSM SRM 50 mL 967,5 19,35 10 5680 0,03 Sulfur Blank Standard
113,4 g 260 2,29 28,35 5680 0,01
Estándar 10000 113,4 g 260 2,29 28,35 5680 0,01 Estándar 15000 113,4 g 260 2,29 28,35 5680 0,01 Estándar 20000 113,4 g 260 2,29 28,35 5680 0,01 Estándar 30000 113,4 g 260 2,29 28,35 5680 0,01 Estándar 40000 113,4 g 260 2,29 28,35 5680 0,01
Estándar 50000 113,4 g 260 2,29 28,35 5680 0,01
Costo (Bs) 0,11
Costos por ensayo
(Bs) 33,31
4.3.8 Compilación de los costos totales por insumos de los ensayos de CCO
Los costos totales por insumos de cada método, reflejados anteriormente, se resumen en la
figura 4.17 para visualizar mejor cuales poseen los consumibles de más altos costos.
Los costos individuales que conforman los datos de esta gráfica, se pueden ver en los anexos en
la tabla A.3.
52
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
ASTM
D4006
ASTM
D5705
ASTM
D4294
ASTM
D473
ASTM
D4007
UOP
163
ASTM
D5002
Costos de
insumos
por ensayo
(Bs)
Figura 4.17 Gráfico comparativo de los costos por insumos de los ensayos de CCO
Se puede observar que los costos asociados a la determinación de agua por destilación (ASTM
4006) y a la determinación de la concentración de H2S en fase vapor (ASTM D5705) son los más
elevados en comparación a los demás métodos. Esto es atribuible al alto costo de xileno (para el
caso de la ASTM 4006) y del costo de los tubos detectores (para la ASTM 5705), que además,
implican un uso doble por cada ensayo realizado.
Para el caso del ensayo que determina la gravedad API (ASTM D5002), los insumos son
consumibles en pequeñas proporciones y no se requieren para la medición como tal sino para la
limpieza del equipo una vez finalizada la medición.
Es importante considerar la frecuencia en que se realizan estos ensayos, puesto que aquellos
cuya proporción sea mayor, y según su costo asociado, implicará un mayor o menor porcentaje
del gasto anual con respecto a los demás ensayos de crudo que se realizan en el laboratorio.
A continuación en la tabla 4.9 se presenta la frecuencia con que se realizan estos métodos
anualmente.
53
Tabla 4.9 Frecuencia anual de cada método de ensayo
Método de Ensayo
Cantidad de Ensayos al año
ASTM D4294 2840 ASTM D5002 2056 ASTM D5705 904 ASTM D4007 868 UOP 163 838 ASTM D4006 100 ASTM D473 62
Estas frecuencias fueron multiplicadas por el costo por ensayo de cada método, para obtener la
figura 4.18 que muestra el costo total anual de cada ensayo.
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
90.000
100.000
ASTM
D4294
ASTM
D5705
ASTM
D4007
UOP
163
ASTM
D4006
ASTM
D5002
ASTM
D473
Total anual
por
insumos
(Bs.)
Figura 4.18 Gráfico comparativo de los costos anuales por insumos de los métodos de ensayo.
Los datos que respaldan a este gráfico se presentan en la tabla anexa A.3. Se observa entonces
que la determinación de H2S en fase vapor (ASTM 5705) y la determinación del agua presente en
el crudo por destilación (ASTM 4006) a pesar de ser las más costosas, no son lo que causa (a
nivel de insumos) un mayor impacto en el gasto anual del laboratorio, sino más bien el análisis
54
que determina la concentración de azufre en las muestras de crudo del mejorador de PetroPiar
(ASTM 4294).
Los últimos cinco (5) métodos: ASTM 5002, ASTM 4007, UOP 163, ASTM 4006 y ASTM
473, se encuentran en un orden de magnitud que no sobrepasa los Bs. 10.000 anual, mientras que
el análisis de azufre (ASTM 4294) y de H2S en fase vapor (ASTM 5705) consumen en mayor
proporción el presupuesto anual.
4.4 Depreciación de los equipos
Esta parte refleja que un alto porcentaje del costo de los ensayos del laboratorio se adjudica a la
depreciación de los equipos. Se cuenta con equipos de alta calidad lo cual se refleja en costos
económicos, que son necesarios para cubrir las especificaciones de las normas. A continuación se
muestran con que datos fue obtenida la cuota de depreciación por ensayo de cada equipo:
• Equipos o instrumentos utilizados y su marca
• Uso anual: lo que implica la cantidad de ensayos que se realizan con el equipo, ya sean
o no ensayos de CCO.
• Valor a depreciar: es el valor que se pagaría por reponer actualmente el equipo.
• Vida útil estimada: representa el estimado de tiempo que durará el equipo en
funcionamiento.
• Cuota de depreciación: es el resultado obtenido luego de aplicar la ecuación 6
presentada en el capítulo 2.
4.4.1 ASTM D 5705-03.
Método de ensayo normalizado para la medición de sulfuro de hidrógeno en fase vapor de
aceites combustibles residuales.
A continuación se presenta en la tabla 4.10 el resultado obtenido por cada uno de los equipos e
instrumentos que se utilizan al desarrollar el método de ensayo para la determinación de sulfuro
de hidrógeno en el crudo de PDVSA PetroPiar.
55
Tabla 4.10 Cuota de depreciación de equipos e instrumentos empleados en el método ASTM D 5705-03
Equipo/Instrumentos Marca Uso
anual
Valor a depreciar (Bs)
Vida útil estimada (en años)
Cuota de Depreciación (por ensayo) (Bs)
Baño termostático recirculante
Fisher Scientific
904 4.600,06 10,00 0,51
Agitador orbital VWR 904 6.260,95 10,00 0,69
Rotámetro Cole
Palmer 904 266,60 10,00 0,03
Bomba Dragger 1808 1.261,62 3,00 0,23 Termómetro Dial ERTCO 904 110,94 3,00 0,04
Cronómetro digital Fisher
Scientific 2772 149,64 10,00 0,01
Botellas Boston 1L 904 12,25 3,00 0,00 Cilindro graduado 500
mL Kimax 904 193,50 3,00 0,07
Costos por ensayo (Bs) 1,59
Notas:
• Por cada ensayo la bomba Dragger se utiliza dos (2) veces, puesto que los ensayos
se hacen por duplicado de muestras.
• El cronómetro digital se emplea para los métodos: UOP 163-05; ASTM D 4006;
ASTM D 4007; ASTM D 473 y ASTM D 5705, de allí el total.
• A los equipos electrónicos (en su mayoría) el proveedor les garantiza 10 años de
repuestos, por ello, se estimó este tiempo para el baño y el agitador.
• Los equipos de vidrio según su uso, tienden a mancharse o a romperse, por esto se
le estimó tres (3) años de vida.
4.4.2 ASTM D 5002-99.
Método de ensayo normalizado para densidad y densidad relativa en crudos de petróleo
por analizador digital de densidad.
A continuación se presenta la depreciación por equipos del ensayo que permite determinar la
gravedad API del crudo.
56
Tabla 4.11. Cuota de depreciación de equipos e instrumentos empleados en el método ASTM D 5002
Equipo/Instrumentos Marca Uso
anual Valor a
depreciar
Vida útil
estimada (en años)
Cuota de Depreciación por ensayo
Densímetro digital ANTONPAAR 6670 80.076,75 7,00 1,72 Carrusel - Automuestreador ANTONPAAR 6670 88.797,15 10,00 1,33 Vial de 50 ml ANTONPAAR 667 4,73 2,00 0,00 Tapas para Viales de 50 mL ANTONPAAR 103 1,76 2,00 0,01 Agitador no aireante Kam Controls 2118 11.610,15 10,00 0,55 Costos por ensayo (Bs) 3,61
Notas:
• El uso anual del densímetro incluye muestras de crudo de petróleo, muestras control de
verificación del equipo y otros líquidos derivados de la planta.
• Se estimó que cada vial es utilizado un 10% del total anual, por ello, el uso anual de los
viales es 667, el 10% de 6670.
• Las tapas para viales o septum son utilizadas para evitar el escape de los livianos del
crudo, por lo tanto, de 2056 ensayos de crudo al año, se utiliza cada septum por cada 20
ensayos del total anual (aproximadamente), es decir 103 veces.
• El agitador no aireante se emplea para homogeneizar la muestra de crudo en el ensayo de
densidad y densidad relativa, pero también para el ensayo de sedimentos en crudos y
aceites combustibles por el método de extracción. Por esto, su uso anual es la suma del
total de ambos ensayos.
4.4.3 ASTM D4294-08.
Método de ensayo para azufre en petróleo y productos de petróleo por espectrometría de
fluorescencia de rayos X con energía dispersiva.
La tabla 4.12 presenta los resultados de la depreciación en la determinación del azufre.
Tabla 4.12. Cuota de depreciación de equipos e instrumentos empleados en el método ASTM D4294-08
Equipo/Instrumentos Marca Uso
anual
Valor a depreciar (Bs.)
Vida útil estimada (en
años)
Cuota de Depreciación
(Bs.)
Analizador de azufre Oxford 2840 242.520,00 10,00 8,54 Costo por Ensayo (Bs) 8,54
57
Notas:
• A los equipos electrónicos el proveedor les garantiza 10 años de repuestos, por ello, se
estimó este tiempo para el analizador.
• El uso anual se tomó de registros del laboratorio.
4.4.4 Método UOP 163-05.
Sulfuro de hidrógeno y mercaptanos en hidrocarburos líquidos por titulación
potenciométrica.
Se podrá observar en la tabla 4.13 los distintos equipos e instrumentos necesarios para
desarrollar el método que permite determinar el ácido sulfhídrico en el CCO.
Tabla 4.13 Cuota de depreciación de equipos e instrumentos empleados en el método UOP 163-05
Equipo/Instrumentos Marca Uso
anual
Valor a depreciar (Bs.)
Vida útil estimada (en años)
Cuota de Depreciación (por ensayo) (Bs.)
Titulador Potenciométrico Metrohm 838 38.739,60 10 4,62 Touch Control Metrohm 838 13.504,00 10 1,61 Dosificador del titulante Metrohm 838 2.806,00 10 0,33 Dosino Metrohm 838 13.155,85 10 1,57 Software Metrohm 838 8.000,00 10 0,95 Electrodo de plata Metrohm 838 945,00 3 0,38 Balanza analítica clase I Precisa 3000 9.518,10 10 0,32
Rotámetro Cole
Palmer 3000 391,90 10 0,01 Cronómetro digital Fisher Sci. 2772 149,64 10 0,01 Pipeta graduada 10 mL Pobel 42 94,83 2 1,13 Pipeta aforada 50 mL Pobel 42 149,88 2 1,79 Balón aforado 500 mL Pobel 42 75,27 2 0,90 Balón aforado 1000 mL Pyrex 42 86,38 2 1,03 Vasos de titulación de teflón Metrohm 838 25,00 2 0,01 Cilindro graduado 100 mL Kimax 838 171,78 1 0,20 Dispensador automático de
volumen Brinkmann 838 1.806,00 7 0,31 Desecador Kimax 68 777,35 10 1,14 Horno Carbolite 2608 98.900,00 15 2,53 Costos por ensayo (Bs) Bs 18,85
Notas:
• Para este método se usa seis (6) veces al año aproximadamente el desecador, para
preparar la sal que forma parte de la solución estandarizada. Sin embargo, también
58
se utiliza para el método de ensayo normalizado para sedimentos en crudos y aceites
por el método de extracción (ASTM D 473).
• El horno también se utiliza un aproximado de seis (6) veces por año para este
método, pero también se utiliza para ASTM D 473 y el ensayo para la
determinación de sólidos suspendidos totales (SM 2540 D).
• El cronómetro digital se emplea para los métodos: UOP 163-05; ASTM D 4006;
ASTM D 4007; ASTM D 473 y ASTM D 5705.
4.4.5 ASTM D 473 – 07.
Método de ensayo normalizado para sedimentos en crudos y aceites combustibles por el
método de extracción.
Este ensayo comparte sus equipos con otros métodos. A continuación se especifica cuales de
ellos para comprender el uso anual de cada uno.
Tabla 4.14. Cuota de depreciación de equipos e instrumentos empleados en el método
ASTM D 473-07
Equipo/Instrumentos Marca Uso anual
Valor a depreciar (Bs)
Vida útil estimada (en
años)
Cuota de Depreciación
(Bs)
Plancha de calentamiento Petrotest 62 1.856,40 10,00 2,99 Balanza analítica clase I Precisa 2978 1.717,85 10,00 0,06
Agitador no aireante Kam Controls 2118 11.610,15 10,00 0,55
Desecador Kimax 68 333,25 10,00 0,49 Dedal de extracción Petrotest 62 83,33 1,00 1,34 Fiola de extracción 1 L Pyrex 62 79,24 1,00 1,28 Cronómetro digital Fisher Sci 2772 149,64 10,00 0,01 Mufla Thermolyne 438 5.472,48 10,00 1,25 Termómetro ASTM 1C Kessler 62 169,09 10,00 0,27 Horno Carbolite 2608 98.900,00 10,00 3,79 Costos por ensayo (Bs) 12,03
Notas:
• La balanza analítica también se utiliza para el ensayo que determina los sólidos
suspendidos totales (en agua) y el de sólidos suspendidos volátiles.
• El agitador no aireante se utiliza con 2056 muestras de crudo para análisis de densidad
y densidad relativa en crudos de petróleo (ASTM D 5002) y 62 para éste.
59
• El desecador se utiliza para éste método y para el método UOP 163.
• El cronómetro digital se emplea para los métodos: UOP 163-05; ASTM D 4006;
ASTM D 4007; ASTM D 473 y ASTM D 5705.
• El horno, también se comparte para el ensayo sólidos suspendidos totales y para la
preparación de la solución en el método UOP 163.
4.4.6 ASTM D 4006-07.
Método de ensayo normalizado para agua en crudos por destilación.
A continuación la tabla 4.15 describe la depreciación obtenida para los equipos empleados en
este método de ensayo.
Tabla 4.15. Cuota de depreciación de equipos e instrumentos empleados en el método
ASTM D 4006-07.
Equipo/Instrumentos Marca Uso anual
Valor a depreciar (Bs)
Vida útil estimada (en años)
Cuota de Depreciación (por ensayo)
(Bs)
Baño termostático recirculante LAUDA 100 16.770,00 10,00 16,77 Balón fondo redondo 1L Kontes 100 Condensador recto ST Kontes 100 Trampa de agua 5 ml Pobel 100 Trampa recta de humedad Kimble 100
1.680,00 1,00 16,80
Cilindro graduado 250 ml Kimax 100 198,58 1,00 1,99 Cilindro graduado 500 ml Kimax 100 237,04 1,00 2,37
Cronómetro Digital Fischer Scientific
2772 149,64 10,00 0,01
Unidad de calentamiento Glass - col 100 1.070,00 10,00 1,07
Micropipeta ajustable 0.5-5 ml Socorex 1000 1.169,60 5,00 0,23 Costos por ensayo 39,24
Notas:
• El cilindro graduado de 500 mL se utiliza también en el método UOP-163 sulfuro de
hidrógeno y mercaptanos en hidrocarburos líquidos por titulación potenciométrica, por lo
tanto se totaliza un uso de 938 (838 + 100).
• En promedio se realizan cien (100) ensayos al año de agua por destilación.
60
• El cronómetro digital se emplea para los métodos: UOP 163-05; ASTM D 4006; ASTM
D 4007; ASTM D 473 y ASTM D 5705, de allí el total de ensayos realizados anualmente
con el.
4.4.7 ASTM D4007-08.
Método de ensayo normalizado para agua y sedimentos en crudos por el método de
centrifugación.
A continuación la tabla 4.16 presenta la cuota de depreciación obtenida para los equipos
utilizados en este método de ensayo.
Tabla 4.16. Cuota de depreciación de equipos e instrumentos empleados en el método ASTM D4007-08.
Equipo/Instrumentos Marca Uso
anual Valor a
depreciar (Bs)
Vida útil
estimada (en años)
Cuota de Depreciación
(Bs)
Centrífuga Stanhope
Seta 868 59.797,84 7,00 9,84 Tubos fondo cónico de 100 mL Kimax 868 181,70 1,00 0,21 Pipeta aforada 50 mL Pobel 868 149,88 1,00 0,17 Baño termostático recirculante VWR 868 6.759,60 10,00 0,78 Baño termostático alta capacidad VWR 868 8.256,00 10,00 0,95 Cronómetro digital Fisher Sc 2772 149,64 10,00 0,01 Dispensador autom. de volumen Brinkmann 3000 1.806,00 10,00 0,06 Costos por ensayo 12,02
Notas:
• A los materiales de vidrio les fue estimado un (1) año de vida útil.
4.4.8 Compilación de los costos totales por depreciación de equipos de los métodos de
ensayo de CCO
A continuación se compila en el gráfico mostrado en la figura 4.18 el resumen de los resultados
mostrados anteriormente sobre la depreciación de los equipos de cada método.
Los datos utilizados para completar esta figura se presenta en los anexos en la tabla A.4.
61
0
5
10
15
20
25
30
35
40
ASTM
D4006
UOP
163
ASTM
D473
ASTM
D4007
ASTM
D4294
ASTM
D5002
ASTM
D5705
Costo dedepreciación porensayo (Bs)
Figura 4.18 Gráfico comparativo de los costos por depreciación de equipos por
ensayo de CCO.
Se puede observar que para el método ASTM D4006, que determina la cantidad de agua en
crudo por destilación, se emplea una cantidad de equipos que, lejos de tener un alto precio de
adquisición, su costo por no utilización se refleja elevado para los pocos ensayos que se realizan
anualmente.
Esto sucede porque la asignación de la cuota de depreciación de los equipos se distribuye entre
el total de ensayos que se realizan por cada método. Así como para el caso de los insumos, es
necesario tomar en cuenta la frecuencia de los métodos, y en el caso del ASTM 4006, al no tener
una alta frecuencia, la cuota por depreciación por ensayo es más elevada que para los demás
métodos.
En segundo lugar se encuentra el método que determina las concentraciones en partes por
millón (ppm) en peso de H2S en fase líquida, los equipos requeridos para este método si son de
costosa adquisición y para mantener la operatividad requiere de repuestos consumibles en corto y
mediano plazo, como lo es el electrodo de plata. Sin embargo, como la frecuencia anual de este
método es elevada, la cuota de depreciación por ensayo no resulta tan alta.
62
En el caso de la ASTM 4007, que utiliza una centrífuga para determinar el volumen de agua y
sedimentos, los costos asociados a los equipos que se requieren también son de alto valor pero
con un estimado de vida útil más elevado.
Los ensayos cuyos costos por depreciación se encuentran más bajos son aquellos en los que
sólo se requiere un equipo o máximo dos para desarrollar el método, como es el caso del
analizador de azufre, que no implica que su valor no sea elevado, sino que además de ser el único
equipo requerido, la frecuencia anual del método es una de las más altas. Así también el método
que permite determinar la densidad relativa del crudo, se realiza con tan elevada frecuencia que
su costo asociado a la depreciación del densímetro digital y del auto-muestreador resulta de baja
magnitud. Incluso, si se detallan los costos asociados a los equipos requeridos para estos
métodos, se observa que son de las magnitudes más altas, pero la utilización de los mismos
permite que disminuya el costo asociado por depreciación a cada ensayo.
Si ahora se analiza el costo anual por depreciación de equipos, considerando la cantidad de
ensayos que se realizan, se obtiene la gráfica mostrada en la figura 4.19 a continuación.
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
ASTM
D4294
UOP
163
ASTM
D4007
ASTM
D5002
ASTM
D4006
ASTM
D5705
ASTM
D473
Total anual
por
depreciación
de equipos
(Bs.)
Figura 4.19 Costos anuales por depreciación de equipos de los métodos de CCO.
63
Los datos empleados para realizar esta gráfica se presentan en la tabla anexa A.5.
Se puede observar que los ensayos más costos por depreciación de equipos, si se considera su
frecuencia de realización anual, no son los mismos que se mostraron en la figura 4.18. La
determinación de azufre (ASTM 4294) es el ensayo más costoso anualmente, no así
individualmente. Mientras que el método que determina el agua presente en el crudo por
destilación, a pesar de ser el de mayor costo por ensayo, no representa un gran porcentaje del
gasto anual por depreciación de equipos.
4.5 Cálculo del costo asociado al tiempo del técnico del laboratorio
Con el paquete anual de los técnicos del laboratorio igual a Bs. 62.000 más Bs. 1.200 mensual
en la tarjeta de alimentación, fue obtenido el total de Bs. 76.400, del cual se obtuvo el factor
multiplicativo por segundos, considerando un total de 172 días trabajados del año, con una
jornada de 12 horas por día. El tiempo efectivo que se utiliza para cada método, descuenta el
tiempo muerto que tiene el técnico por funcionamiento de las máquinas durante el análisis. A
continuación la figura 4.20 muestra el costo asociado a las horas hombre de cada método de
ensayo.
0
5
10
15
20
25
ASTM
D4006
ASTM
D473
ASTM
D4007
ASTM
D5705
ASTM
D4294
UOP
163
ASTM
D5002
Costo de
horas
hombre
por
ensayo
(Bs)
Figura 4.20 Gráfico comparativo de los costos de horas-hombre por ensayo de los métodos de CCO.
64
La tabla anexa A.6 muestra los datos originales de esta figura.
Se puede visualizar que el método ASTM 4006, que determina el agua en el crudo por
destilación, y el ASTM 473, para conocer el contenido de sedimentos por el método de
extracción, requieren un mayor tiempo por parte del analista así como su tiempo total, que
incluye el tiempo de las máquinas.
Sin embargo, estos ensayos no son solicitados por los clientes en gran proporción. Si se estudia
el costo por ensayo, incluyendo la frecuencia anual de cada uno, se podrá observar realmente
cuales de ellos están consumiendo el mayor tiempo de los técnicos del laboratorio y por ende los
mayores costos anuales.
Se presenta a continuación en la figura 4.21 el gráfico que muestra los costos anuales por horas
hombre de cada método, incluyendo la frecuencia en que estos se realizan.
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
ASTM
D4294
ASTM
D5002
ASTM
D4007
ASTM
D5705
UOP
163
ASTM
D4006
ASTM
D473
Costo
anual por
horas
hombre
(Bs)
Figura 4.21 Gráfico comparativo de los costos anuales por horas-hombre de los métodos de CCO.
65
Se observa que el método ASTM 4294 a pesar de no tener un alto costo por ensayo realizado,
su frecuencia anual conlleva a los costos más altos por horas hombres en el laboratorio.
Es de hacer notar que para el caso del método ASTM 5002, a pesar de haber tenido el costo por
ensayo más bajo, conlleva a altos costos anualmente por horas del técnico empleadas, debido a su
alta frecuencia de realización.
Mientra que el ASTM D4006, a pesar de que cada ensayo consume mucho tiempo del técnico,
este método no es solicitado por todos los clientes, por lo tanto, el costo anual por las horas del
técnico empleadas para éste es de Bs. 2.267,38, dado una frecuencia promedio anual de 62
ensayos. La tabla anexa A.7 presenta los datos específicos del costo anual por horas hombre de
cada ensayo.
4.6 Cálculo de los costos indirectos
Se ubicaron como costos indirectos los relacionados con consumo eléctrico por parte de los
equipos y aires acondicionados del laboratorio, y además, el agua potable consumida para el
lavado de los materiales de ensayo y uso de sanitarios.
La electricidad que se consume en el mejorador se compra a la compañía Electrificación del
Caroní (EDELCA), y posteriormente se distribuye a las subestaciones presentes en la empresa.
Siendo el total mensual de consumo eléctrico de todo el mejorador, un promedio de 42.130.315
kWh, es de suponer que el mayor porcentaje lo consumen las áreas operacionales de la planta.
Sin embargo, en el caso del laboratorio, se requiere cierta cantidad de potencia para el
funcionamiento de los compresores de aire acondicionado que permiten mantener las condiciones
de temperatura y humedad necesarias para un correcto funcionamiento.
El consumo eléctrico asociado a los equipos empleados para los ensayos resulta bastante bajo.
Sin embargo, si unimos ambas fuentes de consumo energético que son necesarias para llevar a
cabo los métodos de ensayo, se debe considerar el consumo eléctrico del laboratorio.
66
Para conocer cuando es el consumo anual del laboratorio, se tomaron mediciones del amperaje
presente en la línea de alimentación eléctrica del laboratorio proveniente de la subestación 10 E y
en promedio se obtuvo un total de: 121 amperios.
Con este promedio y, según la relación mostrada en la ecuación 7 del capítulo 2, se obtuvo la
potencia total consumida del transformador trifásico que alimenta al laboratorio:
WVAP 51,597.100480*121*3 ==
Y posteriormente, se obtuvo la energía total consumida en kWh anualmente por el laboratorio
(en promedio), según la ecuación 8, presentada en el capítulo 2:
kWhdiashkWE 234.881365*24*60,100 ==
Siendo el costo del kWh = Bs. 0,07, a continuación, en la tabla 4.17, se presenta cuanto es el
costo anual de consumo energético del laboratorio.
Tabla 4.17 Costo anual por energía eléctrica del laboratorio
Consumo anual del laboratorio
(kWh)
Tarifa (Bs. /kWh.)
Costo total anual por energía eléctrica
(Bs.) 881.234,00 0,07 61.686,39
Este costo total será distribuido entre todos los ensayos realizados en el laboratorio al año,
según el tiempo que dura cada uno y la frecuencia de su realización anual, los cual arroja un costo
indirecto anual por ensayo igual a:
Tabla 4.18 Costo de consumo eléctrico por ensayos realizados en el laboratorio anualmente
Método de Ensayo
Frecuencia anual de los ensayos
Tiempo Total (HH:mm:ss)
Tiempo Total (en horas)
Costo de electricidad por ensayo (Bs)
Costo anual por electricidad según la frecuencia de cada ensayo (Bs)
ASTM D4294 2.840,00 0:21:11 0,35 2,49 7.058,85 ASTM D5002 2.056,00 0:23:45 0,40 2,79 5.729,39 ASTM D5705 904,00 0:53:55 0,90 6,33 5.718,90 ASTM D4007 868,00 0:46:31 0,78 5,46 4.737,51 ASTM D473 62,00 10:04:07 10,07 70,88 4.394,75 UOP 163 838,00 0:23:54 0,40 2,80 2.349,98 ASTM D4006 100,00 2:32:38 2,54 17,91 1.790,90 Total anual (Bs) 24.721,42
67
El agua que entra al mejorador de PetroPiar, se adquiere de la empresa Petroquímica de
Venezuela S.A., la cual va directamente a la piscina de oxidación del mejorador y luego se
distribuye a las distintas áreas.
El agua que llega a los grifos del laboratorio proviene de la unidad 44, la cual se encarga de
acondicionar el agua de la piscina y potabilizarla agregándole cloro.
Para el caso del agua consumida en el mejorador, se cancela anualmente un total según la
siguiente relación:
Tabla 4.19 Costo total anual de consumo de agua en el mejorador
$/m3 Unidad Demanda
Contratada Subtotal en $
IVA Tasa de
Cambio Bs por $
Total en Bs
0,94 m3/Mes 604.440,00 565.695,40 9% 2,15 1.325.707,16
Se logró estimar el costo por consumo de agua en el área del laboratorio considerando lo que se
gasta en el uso del inodoro, el lavamanos y el grifo del comedor.
En los sanitarios del laboratorio, se hace uso del inodoro y el lavamanos de la siguiente forma:
de lunes a viernes se concentran de 9 a 10 personas, mientras que sábados y domingos de 2 a 3
solamente.
Sin embargo, se calculó la cantidad de agua gastada por 3 personas los 365 días del año en un
turno de 12 horas, con la frecuencia de 5 veces por turno y, con 7 personas 260 días al año en un
turno de 8 horas, a 4 veces por turno.
A continuación la tabla 4.20 muestra el agua consumida en los sanitarios anualmente,
estimando un gasto de 6 litros por bache en el inodoro, 0,5 litros por persona en el lavamanos y 1
litro por persona, suponiendo que en 24 horas, 12 personas usan el grifo del comedor.
68
Tabla 4.20 Consumo anual de agua por uso de sanitarios y comedor del laboratorio
Uso del baño Litros
consumidos por uso
Frecuencia de uso al día
Litros consumidos por
día
Litros consumidos por año
Costo (Bs.)
Inodoro (12 h) 6,00 15,00 90,00 32.850,00 66,39 Lavamanos (12 h) 0,50 15,00 7,50 2.737,50 5,53 Inodoro (8 h) 6,00 28,00 168,00 43.680,00 88,28
Lavamanos (8 h) 0,50 28,00 14,00 3.640,00 7,36 Grifo (lavaplatos) (24 h) 1,00 12,00 12,00 4.380,00 8,85
Total 87.287,50 176,41
Este resultado arroja un costo anual de: Bs. 176,41
También es parte del consumo de agua la tubería que suministra agua para lava botellas y el
agua adicional extraída de los grifos para la limpieza del laboratorio y lavado de herramientas en
aquellos ensayos que lo requieran. Puesto que estas cantidades no pudieron ser medidas, se
estima un 30% más del consumo calculado anteriormente para tener una aproximación.
Tabla 4.21 Costo anual por consumo de agua
Agua estimada (L) 30% Total de agua (L) Costo Total (Bs)
87.287,50 1,3 113.473,75 229,33
A continuación este total se divide entre los ensayos de CCO según el tiempo que le toma a
cada uno y su frecuencia de realización anual, para saber cuanto es el costo asociado a cada uno
de ellos por concepto del agua consumida en el laboratorio.
Tabla 4.22 Costo por ensayo de consumo de agua
Método de Ensayo Frecuencia anual de los ensayos
Tiempo Total (HH:mm:ss)
Tiempo Total (en horas)
Costo de agua por ensayo (Bs)
Costo anual por agua según la frecuencia de cada ensayo (Bs)
ASTM D4294 2.840,00 0:21:11 0,35 0,01 26,17 ASTM D5002 2.056,00 0:23:45 0,40 0,01 21,24 ASTM D5705 904,00 0:53:55 0,90 0,02 21,20 ASTM D4007 868,00 0:46:31 0,78 0,02 17,56 ASTM D473 62,00 10:04:07 10,07 0,26 16,29 UOP 163 838,00 0:23:54 0,40 0,01 8,71 ASTM D4006 100,00 2:32:38 2,54 0,07 6,64 Total anual 91,65
69
Es necesario también considerar el costo por tratamiento del agua de desecho, producto del
laboratorio. Este costo únicamente considera los químicos que se colocan a las aguas OWS (Oil
Water Sewer) es decir, las aguas aceitosas, con residuos de químicos y crudos.
Tomando la cantidad de los ensayos de crudos comercial realizados al año y el volumen
desechado en cada uno, fue posible calcular estos costos, siendo el costo total por litro tratado es
de Bs. 0,37, proveniente de la añadidura de un coagulante, un floculante catiónico y un floculante
aniónico.
Por ensayo, se obtuvo los siguientes costos anuales presentados en la tabla 4.23, por tratamiento
de agua OWS proveniente del laboratorio.
Tabla 4.23. Costo por tratamiento de aguas OWS del laboratorio.
Método de ensayo
Cantidad de ensayos al año
Volumen de desecho por ensayo (L)
Volumen de tolueno usado para lavar (L)
Total desecho al año (L)
Costo anual por
tratamiento de agua OWS
(Bs)
ASTM D5705 904,00 1,00 0,15 1.039,60 384,65 ASTM D5002 2.056,00 0,05 0,15 411,20 152,14 ASTM D4007 868,00 0,20 0,15 303,80 112,41 UOP 163 838,00 0,12 0,15 226,26 83,72 ASTM D4006 100,00 0,80 0,15 95,00 35,15 ASTM D473 62,00 0,30 0,15 27,90 10,32
Siendo el volumen de desecho, cantidades fijas empleadas de reactivos y crudo para los
ensayos y, el volumen de tolueno para lavar, el empleado para lavar los instrumentos luego de
cada ensayo.
Para el caso del análisis de azufre, ASTM D4294, los desechos de crudo no son vertidos en las
tuberías para ser tratado como agua OWS sino que se disponen junto con las cánolas, en el
destino de materiales sólidos con crudo.
Ahora, al compilar los datos anteriormente obtenidos, se llega al costo indirecto anual por
método, como lo señala la tabla 4.24.
70
Tabla 4.24 Costo indirecto anual por método
Método de Ensayo
Costo anual por electricidad según la frecuencia de cada ensayo (Bs)
Costo anual por agua según la frecuencia de cada ensayo (Bs)
Costo anual por
tratamiento de agua OWS (Bs)
Costo total indirecto anual por método (Bs)
ASTM D4294 7.058,85 26,17 0,00 7.085,02 ASTM D5002 5.729,39 21,24 152,14 5.902,77 ASTM D5705 5.718,90 21,20 384,65 6.124,76 ASTM D4007 4.737,51 17,56 112,41 4.867,48 ASTM D473 4.394,75 16,29 10,32 4.421,36
UOP 163 2.349,98 8,71 83,72 2.442,40 ASTM D4006 1.790,90 6,64 35,15 1.832,69
4.7 Costo total de cada ensayo
A continuación se resume en la figura 4.22 los costos totales por ensayo de los siete métodos
estudiados, considerando la frecuencia de cada uno anualmente.
0
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
140.000
160.000
ASTM
D4294
ASTM
D5705
ASTM
D4007
UOP 163 ASTM
D5002
ASTM
D4006
ASTM
D473
Costo Indirecto total (Bs)Costo por personal (Bs)Costo por depreciación de equipos (Bs)Costo por Insumo (Bs)
Figura 4.22 Gráfico comparativo de los costos totales anuales de los métodos de ensayo de CCO.
71
Los datos que permitieron la construcción del gráfico, se presentan en la tabla anexa A.8.
El gráfico permite observar que el ensayo más costoso anualmente es el análisis de azufre
(ASTM 4294), en el cual el costo de los insumos representa un mayor porcentaje del total. En
este caso, las cánolas y tapas de éstas, representan un alto costo en cada medición que se realiza.
El segundo ensayo más costoso es el ASTM 5705, donde el gasto en los tubos detectores para
determinar el sulfuro de hidrógeno marca la diferencia en el costo total del ensayo, puesto que la
depreciación de los equipos empleados y las horas empleadas por el técnico representan un factor
poco influyente en el valor final.
En el método UOP 163, el factor más influyente en los costos totales se visualiza que es la
depreciación de los equipos. Esto sucede porque este ensayo utiliza equipos de alto valor
adquisitivo, y consumibles de corto y mediano plazo. Así también lo refleja el ASTM 4007, con
la depreciación de los equipos como su mayor costo, pero seguido muy de cerca del costo por
personal.
La determinación de sedimentos por extracción (ASTM 473) resultó ser el ensayo aplicado al
crudo comercial que menos costo implica anualmente, esto se debe, a su baja frecuencia de
realización anual.
Los métodos de ensayos de CCO implican un total, del gasto anual del laboratorio, de Bs.
307.840,11 considerando todos los ensayos que se realizan anualmente.
Este total, fue desglosado en los factores de costos para observar con detenimiento cuales son
aquellos más incidentes.
Con esta información será posible concluir cual factor representa el mayor costo en el gasto
anual del laboratorio de PDVSA PetroPiar.
A continuación se presenta en la tabla 4.25 los costos involucrados en cada ensayo como un
porcentaje del total.
72
Tabla 4.25 Porcentaje del total de los costos por ensayo
Método de Ensayo % del costo por insumo
% por depreciación de equipos
% del costo por personal
% del costo
indirecto total
% costo total
ASTM D4294 64,03 16,41 14,76 4,79 48,00 ASTM D5705 73,02 2,58 13,40 11,00 18,08 ASTM D4007 18,94 35,15 29,51 16,40 9,64 UOP 163 18,11 55,48 17,83 8,58 9,25 ASTM D5002 9,28 28,67 39,23 22,82 8,40 ASTM D4006 36,81 30,90 17,86 14,43 4,12 ASTM D473 20,95 9,68 11,98 57,38 2,50 50,26 20,79 18,33 10,61 100,00
Se puede observar que para el análisis de azufre, el costo por insumos (tomando en cuenta la
cantidad de ensayos que se realizan al año) representa el 64,03% del costo total anual y también,
para el ASTM 5705, con el 73,02% del total, los insumos alcanzan el principal factor de costo.
Al considerar los costos indirectos, se obtuvo que para cada método el porcentaje que
representa este costo adicional varia de uno a otro. Sin embargo, para el caso del método ASTM
473 el porcentaje de costos indirectos es el más alto de todos, con un 57,38% del total. Esto es
debido al tiempo que toma desarrollar este ensayo.
Por otro lado, específicamente la depreciación de los equipos resultó ser el factor más
influyente en el caso del método UOP 163 con un 55,48% del total.
El costo por personal no resultó ser muy influyente en los costos totales, a excepción del ASTM
5002, cuyo porcentaje es de 39,23%. Esto resultó así, por la cantidad de ensayos que se realizan
anualmente del mismo.
4.8 Desarrollo de propuestas
Luego analizar los resultados expuestos en la sección anterior, se propone enfocar las mejoras
de estos métodos a los ensayos más costosos: ASTM 4294 y ASTM 5705, enfocándose en la
disminución de los costos asociados a los insumos.
73
Dentro de este orden de ideas, se propone adquirir a principio de año, tan pronto se reciba el
presupuesto del laboratorio, los insumos importados más costosos y necesarios que se puedan
almacenar por más tiempo para comprar a precios de hoy y ahorrar la diferencia por el
incremento de precios producto de la inflación.
Por otra parte, la variación en los costos de los demás ensayos de CCO no será realmente
influyente en el gasto anual del laboratorio. Por consiguiente, se propone garantizar la reducción
de costos por insumos de los ensayos más costosos (que a la vez son de mayor frecuencia de
realización) a través del plan de compras anticipado, para obtener una disminución rápida y
efectiva en el gasto anual.
Para llevar a cabo esta propuesta, debe considerarse los costos de almacenamiento de estos
insumos.
Debe precisarse que, no se consideró el costo de oportunidad del dinero que se propone destinar
para la compra de los insumos, puesto que al ser PDVSA PetroPiar una institución con 70% de
capital público no se pueden desviar los recursos establecidos, para otros fines de inversión que
no sean los previstos en el presupuesto, según lo indica la ley contra la corrupción en su artículo
18. Lo que se trata es de optimizar el uso del presupuesto.
CONCLUSIONES
Luego de realizar el proyecto de investigación, recolección y análisis de datos se puede concluir
que fue posible conocer los factores de costo directo en cada uno de los análisis realizados en el
laboratorio.
Se determinó que otro de los factores de costos son los indirectos, asociados a consumo
energético en el laboratorio, consumo de agua y tratamiento de aguas residuales aceitosas.
Se calcularon los costos totales por ensayo y fue posible determinar que el método más costoso
resultó ser el ASTM D4292, que determina la concentración de azufre presente en el crudo. Por
otro lado, el ensayo menos costoso es el ASTM D473, que determina la cantidad de sedimentos
por el método de extracción. Estos costos consideran la frecuencia anual de realización de cada
uno.
Se determinó que no existe coincidencia entre el orden de magnitud de los métodos que
implican mayores costos por ensayo y el orden obtenido de los métodos por costos anuales. Esto
es debido a que la cantidad de ensayos que se realizan de cada método cada año, cambia el orden
de magnitud de los costos; lo cual implica que su influencia en el gasto anual del laboratorio se
modifica según esta cantidad.
Se pudo comprobar que si bien no en todos los ensayos los insumos son el factor de mayor
costo; estos representaron el mayor porcentaje de los costos totales en el gasto anual del
laboratorio, con un 50,26%.
Se desarrolló un modelo en Microsoft Excel que permitió determinar el costo final de cada
ensayo, el cual fue proporcionado a la empresa para su futura utilización en otros métodos de
ensayo.
RECOMENDACIONES
Debido a que los insumos representan el 50,26% del total del costo de los ensayos, se
recomienda realizar una programación anual de los mismos y no según el estado del inventario,
ya que de esta forma se tendrá un ahorro al no sumar a las compras sucesivas la inflación
mensual, disminuir gasto por flete y, en algunos casos, obtener descuentos por comprar más
cantidad.
De esta manera, este plan de compras debe considerar fechas de vencimiento de los reactivos,
capacidad y tiempo de respuesta del proveedor y la cantidad necesaria al año del insumo
requerido.
Sin duda, se debe enfocar el plan hacia los insumos de los métodos ASTM 4294 y el ASTM
5705, para los cuales su costo es mayor. Para el caso del primero, los consumibles regulares son
las cánolas, sus tapas y el film XRF los cuales, al tratarse de plástico, pueden soportar un año en
inventario.
Ahora bien, en el ASTM 5705, la compra anticipada y en grandes cantidades de tubos
detectores de H2S, haría mucha diferencia porque estos garantizarían un gasto constante por este
ensayo (ya que representan el 97,86% del costo total por insumos de este método).
Dentro de este orden de ideas, otra recomendación va dirigida a tomar los diagramas de flujo
presentados en la sección 4.1 como complemento al entrenamiento de los técnicos de laboratorio
y, continuar con las evaluaciones periódicas de sus competencias técnicas para asegurar el
conocimiento de las normas y minimizar las desviaciones en los tiempos de realización de los
ensayos de unos respecto a otros.
Por último, sería útil emplear el modelo de costos creado para determinar el costo total de los
ensayos que se realizan a los gases de las distintas corrientes de la planta del mejorador de
PetroPiar.
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79
ANEXOS
Tabla A.1. Tablas de Westinghouse
80
Tabla A.2 Costo por total de insumos de los distintos métodos de ensayo aplicados a CCO.
Método de Ensayo Costos por
insumos de cada ensayo (Bs.)
ASTM D5705 44,96 ASTM D4294 33,31 ASTM D473 26,04 ASTM D4006 46.74 ASTM D4007 6,47 UOP 163 6,15 ASTM D5002 1,17
Tabla A.3 Costo total anuales por insumos de los métodos de ensayo.
Método de Ensayo
Costos de insumos por ensayo
Frecuencia anual de los ensayos
Total anual por insumo (Bs.)
ASTM D4294 33,31 2.840,00 94.612,25 ASTM D5705 44,96 904,00 40.645,45 ASTM D4007 6,47 868,00 5.620,13 UOP 163 6,15 838,00 5.156,21 ASTM D4006 46,74 100,00 4.673,92 ASTM D5002 1,17 2.056,00 2.400,87 ASTM D473 26,04 62,00 1.614,48
Tabla A.4 Costos de depreciación de equipos por ensayo del CCO.
Método de Ensayo Costo de depreciación por ensayo (Bs.) ASTM D4006 39,24 UOP 163 18,85 ASTM D473 12,03 ASTM D4007 12,02 ASTM D4294 8,54 ASTM D5002 3,61 ASTM D5705 1,59
Tabla A.5. Costos anuales por depreciación de equipos de los métodos de ensayo del CCO.
Método de Ensayo
Costos por depreciación de equipos por ensayo
Frecuencia anual de los ensayos
Total anual por
depreciación de equipos (Bs.)
ASTM D4294 8,54 2.840,00 24.252,00 UOP 163 18,85 838,00 15.799,28 ASTM D4007 12,02 868,00 10.432,62 ASTM D5002 3,61 2.056,00 7.415,27 ASTM D4006 39,24 100,00 3.923,55 ASTM D5705 1,59 904,00 1.433,48 ASTM D473 12,03 62,00 745,99
81
Tabla A.6 Costos asociados a horas – hombre de los métodos de ensayo del CCO
Método de Ensayo
Tiempo (en HH:mm:ss)
Tiempo (en
segundos)
Costo de horas
hombre por ensayo (Bs)
ASTM D4006 0:25:53 1553,00 Bs 22,67 ASTM D473 0:17:53 1020,00 Bs 14,89 ASTM D4007 0:11:31 691,00 Bs 10,09 ASTM D5705 0:09:25 565,00 Bs 8,25 ASTM D4294 0:08:46 526,00 Bs 7,68
UOP 163 0:06:55 415,00 Bs 6,06 ASTM D5002 0:05:38 338,00 Bs 4,93
Tabla A.7 Costo por horas – hombre empleadas en el CCO según frecuencia anual de ensayos
Método de Ensayo
Tiempo (HH:mm:ss)
Costo por ensayo (Bs.)
Cantidad de
Ensayos al año
Costo anual por horas hombre (Bs)
ASTM D4294 0:08:46 7,68 2840 Bs 21.810,06 ASTM D5002 0:05:38 4,93 2056 Bs 10.145,95 ASTM D4007 0:11:31 10,09 868 Bs 8.756,90 ASTM D5705 0:09:25 8,25 904 Bs 7.457,10 UOP 163 0:06:55 6,06 838 Bs 5.077,44 ASTM D4006 0:25:53 22,67 100 Bs 2.267,38 ASTM D473 0:17:53 14,89 62 Bs 923,30
Tabla A.8 Costo total de cada método de ensayo de CCO
Método de Ensayo
Frecuencia anual de los ensayos
Costo por Insumo (Bs)
Costo por depreciación de equipos (Bs)
Costo por personal (Bs)
Costo Directo total (Bs)
Costo Indirecto total (Bs)
Costo Total (Bs)
ASTM D4294 2.840,00 94.612,25 24.252,00 21.810,06 140.674,31 7.085,02 147.759,34 ASTM D5705 904,00 40.645,45 1.433,48 7.457,10 49.536,02 6.124,76 55.660,78 ASTM D4007 868,00 5.620,13 10.432,62 8.756,90 24.809,65 4.867,48 29.677,13 UOP 163 838,00 5.156,21 15.799,28 5.077,44 26.032,93 2.442,40 28.475,34 ASTM D5002 2.056,00 2.400,87 7.415,27 10.145,95 19.962,09 5.902,77 25.864,86 ASTM D4006 100,00 4.673,92 3.923,55 2.267,38 10.864,85 1.832,69 12.697,54 ASTM D473 62,00 1.614,48 745,99 923,30 3.283,77 4.421,36 7.705,13
Total Anual 7.668,00 154.723,30 64.002,19 56.438,14 275.163,63 32.676,48 307.840,11
![An%C3%A1lisis%20geopol%C3%A Dtico%20de%20la%20 Pirater%C3%A Da%20en%20el%20 Oc%C3%A9ano%20%C3%8 Dndico[1]](https://static.fdocuments.es/doc/165x107/558b7665d8b42ad9528b4684/anc3a1lisis20geopolc3a-dtico20de20la20-piraterc3a-da20en20el20-occ3a9ano20c38-dndico1.jpg)
