Informe de pasantias.

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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA
ESCUELA DE PETRÓLEO
Pasantias Industriales
(SAMH)
Servicio Autónomo de Metrología de Hidrocarburos.
Autor:
Br. Terán,Rosmina
C.I 20.656.294
Tutor Académico: Tutor Industrial:
Ing. Varinia Marcano Ing. Javier Azuaje
Maracaibo, Marzo de 2016.

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SUMARIO
El objetivo de las prácticas profesionales es darle al estudiante la
oportunidad de estar dentro del campo laboral así como cumplir con los
requisitos académicos establecidos, y de esta manera conocer e integrarse a
la estructura organizacional y funcional de la Organización Productiva.
El desarrollo de este informe servirá como instrumento informativo,
explicativo y de evaluación tanto al sector académico como industrial. En
dicho informe se incluirán todos los aspectos y tópicos desarrollados a lo
largo de las Pasantías Industriales realizadas en el Servicio Autónomo de
Metrología de Hidrocarburos (SAMH), específicamente en el departamento
de Medición Fiscal.
Así mismo el SAMH, también presenta la necesidad de conocer las
actividades desempeñadas por los pasantes, para asegurarse del
cumplimiento de las funciones establecidas en su cronograma de actividades
industriales, pero más importante aún, medir el desempeño del pasante en
cuanto a cada inspección y verificación de niveles de crudos y sus derivados;
destacando el trabajo en equipo, las relaciones interpersonales, la
creatividad, responsabilidad y administración del tiempo con el fin de hacerlo
más veraz y comprensible.
En relación con lo anteriormente expuesto, se desglosa este informe en el
cual se explica detalladamente las actividades realizadas, los medios que se
utilizaron para lograr su precisión, una breve información de la empresa
como símbolo de conocimiento de la misma y los resultados de las
inspecciones realizadas.

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Fundamentalmente, las pasantías ocupacionales consistieron en cubrir las
necesidades de la industria petrolera en sus operaciones de medición de
cantidades y calidades de hidrocarburos para el cálculo de pagos de
impuestos y regalías.

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INTRODUCCION
En la economía nacional la Industria Petrolera siempre ha desempeñado
un papel muy importante en el avance del país. De allí nace la necesidad de
reformar técnicas y practicas especiales que permitan el proceso de esta
área, mediante la realización de actividades enfocadas al estudio de
yacimiento, seguido de la perforación de pozos y posteriormente la
producción adecuada, incorporado al avance tecnológico dentro de los
procesos que implica mejoras al sector. A lo largo de los años se ha
incrementado el interés al conocimiento y actualización de los profesionales
que logren adaptarse a los cambios y puedan ser generadores de la
prosperidad de la industria.
Positivamente para el estudiante, hoy en día surgen las Practicas
Profesionales (Pasantías) como primer contacto con el ambiente laboral,
donde se evidencia un acercamiento a las actividades acordes a su perfil
profesional, permitiéndole así conocer los procesos de producción, al mismo
tiempo brinda la oportunidad de adquirir conocimientos que obtendrá solo
estando en el ámbito laboral y además reafirma los conocimientos que
adquirió durante su preparación profesional.
Para la realización de dichas pasantías se generaron diferentes
actividades dentro de la empresa, las cuales estaban enmarcadas dentro del
perfil profesional y que se encontraban a su vez paralelas a los
conocimientos adquiridos durante toda la carrera. Se utilizaron así, diferentes
herramientas y metodología, cada una de ellas aplicadas específicamente a
la labor realizada, tales como las normas, procedimientos, adiestramiento,
entre otros.

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En el Servicio Autónomo de Metrología de Hidrocarburos (SAMH), se
requiere la necesidad de evaluar y realizar inspecciones rutinarias y visuales
Estas actividades estuvieron enmarcadas en la realización de
Inspecciones y verificaciones de niveles de crudo y sus derivados a través de
instrumentos de medición manuales, como cinta de aforo, medidores de
temperatura y registradores de niveles de crudo específicamente en el patio
de tanque Bajo Grande y en el terminal de embarque Bajo Grande, con el fin
de calcular y fiscalizar de todos los hidrocarburos que salen de dicho patio de
tanque y terminal de embarque ya sea para ser exportados o movido al
interior del país (Cabotaje).
Las mismas permiten inculcar, la importancia de la responsabilidad, el
cumplimiento de las normas y la ejecución de tareas, donde el estudiante
puede lograr complementar eficientemente su formación académica, en
áreas específicas del desempeño profesional.
En este informe se presenta el Capítulo I, que abarca la reseña histórica,
descripción de la empresa; su misión, visión, objetivos; estructura
organizacional y las funciones del área.
Capítulo II, describe el marco teórico el cuál sirvió de apoyo para la
realización y el buen desenvolvimiento durante el período de pasantías.
Capítulo III, se presenta el Desarrollo de las Actividades, donde se
describe el objetivo de cada actividad, se explica la metodología y las
herramientas utilizadas.
Por último en el Capítulo IV se presentan los resultados de las
actividades.

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CAPÍTULO I
ANTECEDENTES HISTÓRICOS DE LA
EMPRESA

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CAPÍTULO I
ANTECEDENTES HISTÓRICOS DE LA EMPRESA
Reseña Histórica de la Empresa
En 1918 se fijan los principios generales de la contratación para la
explotación de hidrocarburos con la promulgación de la Nueva Ley de minas
y Decreto Reglamentario del Carbón, Petróleo y Materiales Similares, con lo
cuál “se priva al Ejecutivo Federal de la Facultad de establecer libremente los
términos y las condiciones de los contratos.
El 19 de Junio de 1820, el congreso Nacional sanciona una Nueva Ley
sobre Hidrocarburos y demás Minerales Combustibles con lo cuál surge la
legislación de hidrocarburos con fisonomía propia y definitivamente
desvinculada de la minería.
En el año 1930, Gumersindo Torres, el entonces Ministro de Fomento,
concretó la idea de crear un Servicio Técnico de Hidrocarburos, adscrito a
este Ministerio, con el objeto de inspeccionar las explotaciones que se
llevaban a cabo en el país en materia de Minas e Hidrocarburos. En Maturín
tendría su sede una de las inspecciones técnicas y su jurisdicción se
extendió a los estados Monagas, Anzoátegui, Sucre y a Delta Amacuro.
Para el año 1931, dicha oficina pasó a ser la “Inspectoría Técnica General
de Hidrocarburos”, la cuál sería la base de un futuro organismo de mayor
relevancia. Y en 1933 son fundadas las inspectorías técnicas de
hidrocarburos en Maracaibo y Coro.

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El 21 de Diciembre de 1938, se promulga una nueva ley donde se
contempla la Política de no más Concesiones hasta ver estudiado el
rendimiento y aprovechamiento de las existentes.
En 1943 una comisión del Congreso Nacional hace observaciones a los
títulos de las concesiones Petroleras sancionándose en Marzo la Primera
Ley de Hidrocarburos la cuál derogo la Ley de 1938, consagró la tesis de
“que las concesiones no confieren en la propiedad de los yacimientos”,
calificando el derecho otorgado como “Derecho al Inmueble”. Uniformó
mediante la conversión o adaptación los contratos petroleros que venían
rigiéndose por diversas leyes ya derogadas. Se promulga, el Decreto
Orgánico para la oficina Técnica de Hidrocarburos con múltiples funciones
inspectoras.
Hasta el año 1950, la intervención del estado en las actividades de minas
e hidrocarburos era competencia del Ministerio de Fomento. Dichas
actividades fueron obteniendo cada vez más importancia. Fundamentalmente
por el empuje de la industria petrolera y la industria mineral del hierro, lo cuál
hacía necesaria una autonomía y centralización de las actividades del sector
por parte del Estado. Mediante el decreto Nº 40 del 30 de Diciembre de 1950,
a través de la promulgación del Estatuto Orgánico de Ministerios, la Junta de
Gobierno creó el “Ministerio de Minas e Hidrocarburos”.
En 1952 el Ministerio posee una estructura que va desde Direcciones de
oficio y servicios, hasta las Divisiones y Departamentos que correspondan a
la imperiosa necesidad de conservar, administrar y comercializar los
hidrocarburos y minerales extraídos en el país.

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El 24 de Agosto 1955, se hace la Primera Reforma a la Ley de 1943
cambiándole las frases “Ejecutivo Nacional” y “Ministerio de Fomento” por
“Ministerio de Minas e Hidrocarburos”.
En 1959 se designa a Juan Pablo Pérez Alfonso como titular de la cartera
de Energía y Minas y se expone en Mayo de ese mismo año ante la Cámara
de Diputados, la política Petrolera Nacional.
El 26 de Mayo de 1961, se promulga la Ley Aprobatoria del convenio de
Bagdad, para formar la Organización de lo Países Exportadores de Petróleo
(OPEP), con el fin de unificar la política petrolera, de los países miembros.
El 7 de Agosto de1967 se efectúa la Segunda Reforma a la Ley de 1943,
la cuál se concretó a modificar el artículo tercero con el fin de que el estado
comenzase la explotación petrolera en el país mediante los llamados
Contratos de Servicios, ya que hasta entonces la Ley sólo contemplaba la
explotación en forma directa por parte del estado, o la explotación por parte
de los particulares de acuerdo al régimen de concesiones.
Por resolución Nº 1960 del 14 de Agosto de 1968 del Ministerio de Minas
e Hidrocarburos, ordenó que las concesiones de hidrocarburos que deseen
modificar las instalaciones apropiadas y los correspondientes proyectos,
deberán previamente obtener autorización del Ministerio, de la misma forma
que deben hacerlo para la construcción de dichas obras.
El 11de Febrero de 1969 por el Decreto Nº 1316, se promulga El
Reglamento sobre Conservación de los Recursos de Hidrocarburos.
El 19 de Junio de 1970, por resolución Nº 934 del Ministerio de Minas e
Hidrocarburos, designa al Director del Centro de Evaluaciones de este

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Ministerio, como órgano competente, para otorgar permisos para el
transporte, almacenamiento e instalación de sistemas de gases de petróleos
licuados.
El 30 de Julio de 1971, se promulgó la Ley de Bienes Afectos a Revisión
en las Concesiones de Hidrocarburos, por lo cuál se reglamento el manejo y
conservación de los referidos bienes a fin de asegurar el buen estado y
funcionamiento del mismo en el momento de ser transferido a la nación.
El 12 de Agosto del mismo año, se promulgo la Ley que Conserva el
Estado de la Industria del Gas Natural, con la cuál se obliga a las
concesionarias a entregar al estado, orden de las CVP, el gas producido en
sus operaciones.
El 22 de Junio de 1973, se promulga la Ley que Reserva al Estado la
Explotación del Mercado Interno de los Productos Derivados de los
Hidrocarburos, y mediante la cuál se faculta al Ejecutivo por órgano del
Ministerio de Minas e Hidrocarburos a regular y fijar los precios de los
productos derivados y los fletes para su transporte.
El 27 de Agosto de1975 el Congreso de la República promulga la Ley
Orgánica que Reserva al Estado la Industria y el Comercio de los
Hidrocarburos, la cuál entraría en vigencia el 1 de Enero de 1976.
En 1976 con la creación de la Ley Orgánica de la Administración Central,
promulgada en la Gaceta Oficial extraordinaria Nº 1932 de fecha 28 de
Diciembre de 1976, El Ministerio de Minas e Hidrocarburos cambia de
denominación y es conocido como Ministerio de Energía y Minas (MEM),
absorbiendo nuevas atribuciones, razón por la cuál adquiere una estructura y
funciones distintas.

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Antes de la creación de la Ley Orgánica de la Administración Central,
promulgada en la Gaceta Oficial Extraordinaria Nº 1932, hecho que se
efectuó el 22 de Diciembre de 1976, el Ministerio de Energía y Minas era
conocido como Ministerio de Minas e Hidrocarburos.
Es a raíz de la promulgación de esta ley, cuando cambia de denominación
y es conocido como el MEM (Ministerio de Energía y Minas) absorbiendo
nuevas atribuciones, razón por la cuál adquiere una estructura organizativa y
funcional distinta.
El 22 de Marzo de1977 se promulga el Reglamento Orgánico del
Ministerio de Energía y Minas. Conforme a este reglamento, el núcleo
fundamental organizativo del Ministerio es el siguiente: el Despacho del
Ministro, la Dirección General del Ministerio, La Dirección Sectorial de
Hidrocarburos, la Sectorial de Minas y Geología y la Dirección General
Sectorial de Energía.
Actualmente, es el ente rector de tres grandes sectores de la Economía
Venezolana, como lo es el sector petrolero – químico, el sector geológico –
minero y el sector de la energía eléctrica.
.
El 27 de Marzo de 1977 el Ministerio de Energía y Minas resuelve crear
las “Normas para el Transporte Terrestre, Almacenamiento e Instalaciones
de Sistemas de Gases de Petróleo Licuado”. El Ministerio de Energía y Minas
es un Organismo Público de la República Bolivariana de Venezuela,
perteneciente a la administración central, que cumple una función de gran
importancia y trascendencia dentro del esquema de la administración pública
nacional.

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La implementación de la Política de Hidrocarburos, aprobada en el Foro
de la Industrialización de Hidrocarburos, realizado en Julio de 1990 en
Caracas, exigiría del Despacho una nueva visión de petróleo, la cuál entraría
en vigencia en 1991 respondiendo a la estrategia de desarrollo del Estado
dirigido a diversificar la Industria y convertir al Sector Privado en factor
determinante.
Del año 2000 en adelante el Ministerio de Energía y Minas ha estado en
constante evolución para un mejor desempeño de sus funciones.
A comienzos del año 2005, surge la idea de separar las funciones
atinentes a las minas, y por Gaceta Oficial de la República Bolivariana de
Venezuela, Nº 38111 de esa fecha jueves 20 de Enero de 2005, artículo 19,
pasó a llamarse Ministerio de Energía y Petróleo.
En el año 2007 en Gaceta Oficial Nº 353618, decreta en el capítulo IV, en
su artículo 5º que será nombrado como Ministerio del Poder Popular para la
Energía y Petróleo.
Mediante el Decreto N° 8.609, de la Presidencia de la República,
publicado en la Gaceta Extraordinaria N° 6.058 del sábado 26 de noviembre
de 2011, se decreta la transferencia de las competencias relacionadas con la
Minería al Ministerio del Poder Popular de Energía y Petróleo, el cual en
consecuencia, se denominará Ministerio del Poder Popular de Petróleo y
Minería.

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Descripción de la Empresa
La Dirección General de Fiscalización e Inspección del Ministerio del
Poder Popular de Petróleo y Minería, está integrada por 8 Direcciones
Regionales cuyas sedes son: Maracaibo, Falcón, Zona Central, Barinas,
Barcelona, Bolívar, Maturín y Cumana.
El Ministerio del Poder Popular de Petróleo y Minería, Inspectoría
Regional Maracaibo, podría describirse como el ente encargado de la
regulación, formación y seguimiento de políticas, planificación, realización y
fiscalización de las actividades del ejecutivo nacional en materia de
hidrocarburos y energía en general a nivel occidental.
También es el responsable del desarrollo, aprovechamiento y control de
los recursos naturales no renovables y de otros recursos energéticos, así
como de las industrias eléctricas y petroleras, del estudio de mercado,
análisis y fijación de precios de los productos de petróleo y del servicio de la
electricidad.
Es labor del Ministerio del Poder Popular de Petróleo y Minería velar por
la prevención de la contaminación del medio ambiente derivada de las
actividades energéticas y de hidrocarburos, en coordinación con el Ministerio
de Ambiente y los Recursos Naturales.
Misión
La Dirección General de Fiscalización e Inspección del Ministerio del
Poder Popular de Petróleo y Minería tiene como misión: “Dirigir, coordinar,
fiscalizar y controlar conjuntamente con las Direcciones Regionales, las
actividades de Ejecutivo Nacional en materia de hidrocarburos, en relación

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con su importación, exportación, transporte, suministro, almacenamiento y
expendio de los productos derivados del mismo involucrando también el gas
metano, a través de su aprovechamiento y uso racional, con la finalidad de
que se realicen conforme a las normativas legales que les rigen y
asegurando el cumplimiento de las normas de Seguridad, Higiene y
Ambiente, adoptando para ello las medidas pertinentes de prevención y
detección de ilícitos en los sectores de hidrocarburos, y sus productos
derivados e industrializados.”
Visión
La Dirección General de Fiscalización e Inspección tiene como visión:
“Garantizar continuamente al gobierno y pueblo bolivariano un servicio con la
máxima eficiencia y la más alta eficacia, que fomente el desarrollo
productivo, social y tecnológico de los sectores petroleros y gasíferos del
país, atendiendo a los lineamientos establecidos en la Constitución, leyes y
normativas vigentes y manteniendo un desarrollo y capacitación constante de
nuestros empleados y funcionarios públicos.”
Estructura Organizacional de la Empresa
El Servicio Autónomo de Metrología de Hidrocarburos está conformada
con una estructura tipo funcional, la cuál está constituida por: Ministro,
Despacho del Viceministro, Dirección General, Asesoría Legal, Unidad de
Archivos y Registros, División de Recursos Humanos, Oficina de Gestión
Administrativa, Dirección de Calidad, Dirección de Instrumentación, Dirección
de Medición Fiscal.

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Ministro: es la persona que dirige el Ministerio, es un cargo político y el se
encarga de coordinar, regular, formular, planificar, las actividades del
Ejecutivo Nacional en materia de hidrocarburos y energía en general.
Despacho del Viceministro de Hidrocarburos: es el encargado de apoyar
al ministerio en la definición de políticas, planes y reglamentos, propendiendo
por la optimización del uso de los recursos energéticos como aporte al
desarrollo del país y al bienestar de la población en el marco del desempeño
sostenible.
Dirección General SAMH: es el ente que se encarga de las unidades de
medida, métodos de medición e instrumentos de medición en relación a las
exigencias técnicas y legales, cuyo objetivo es asegurar una garantía pública
desde el punto de vista de la exactitud y seguridad de las mediciones.
Asesoría Legal: éste departamento se encarga de resolver todas aquellas
inquietudes de personas que requieran consultar cualquier asunto de
carácter legal; relacionado con las actividades de la organización.
Oficina de Sistemas y Tecnologías de Información: este departamento es
capaz de convertir simples datos en información, de satisfacer la necesidad
computacional a todos los miembros de la empresa, es el responsable de
ofrecer soluciones informáticas.
División de Recursos Humanos: se ocupa de seleccionar, contratar,
formar, emplear y retener a los colaboradores de la organización.
Oficina de Gestión Administrativa: éste departamento se encarga de
diseñar y mantener un ambiente en el que las personas trabajando en grupo
alcance con eficiencia metas seleccionadas.

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Dirección de Medición Fiscal: cubre los requerimientos de medición entre
estaciones operativas a lo largo de los sistemas de transporte y reparto,
garantizando una transferencia de la custodia de los valiosos recursos
energéticos entre las áreas operativas.
División de Evaluación y Certificación: se encargan de los elementos de
medición, para que de ésta manera se puedan convertir, transmitir, controlar
o registrar variables de un proceso con el fin de optimizar los recursos
utilizados en éste.
Ubicación de la Pasantía dentro de la Organización.
La actividad de pasantías se realizó en el Servicio Autónomo de
Metrología de Hidrocarburos (Medición Fiscal), perteneciente al Ministerio
del Poder Popular de Petróleo y Minería.
Este Servicio se encuentra ubicado en la Av. 5 de Julio; Maracaibo-
Estado. Zulia

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Descripción del Departamento de Medición Fiscal
La Dirección de medición fiscal del SAMH se encarga de cuantificar,
certificar los volúmenes y calidad de los hidrocarburos líquidos y gaseosos, a
través de sistemas de medición manual y con supervisión del personal de
medición fiscal con el objeto de garantizar que los resultados sean datos
fieles y exactos de las cantidades verificadas, a fin de determinar la regalía e
impuestos que generan las actividades relacionadas con la explotación de
hidrocarburos, con estricto apego a las normas establecidas por el Ministerio
del Poder Popular para la Energía y Petróleo. Para así velar por el avalúo de
los recursos naturales extraídos en el país, contribuyendo con el desarrollo
sostenible de nuestra economía.
Estructura Organizacional del Departamento de Medición Fiscal
La organización del departamento de medición fiscal actualmente se
encuentra integrada de la siguiente manera:
Área de Certificación de tanques de tierra
Área de Certificación y cálculos de cantidades de buques
Área de Seguridad Industrial
Certificación de Tanques: se encargan de inspeccionar y fiscalizar el aforo
inicial y final de los tanques de tierra que serán enviado al buque para su
cargamento.
Área de Seguridad Industrial: éste departamento se ocupa de dar
lineamientos generales para el manejo de riesgos en la industria.

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DIRECCION DE
MEDICION FISCAL
AREA DE
SEGURIDAD
INDUSTRIAL
AREA DE
CERTIFICACION
DE
TANQUES DE TIERRA
AREA
CERTIFICACION DE
BUQUES Y
CALCULOS
PASANTE
Certificación y Cálculos de cantidades de Buque: éste departamento se
encarga de la inspección y fiscalización de los cargamentos de los buques
antes y después de la carga, para luego calcular las cantidades y
posteriormente realizar la conciliación buque-tierra la cual consiste en
determinar la diferencia de barriles que hay en los cargamentos.
Organigrama de la Dirección de Medición Fiscal
Fuente: SAMH. (2007)
ORGANIGRAMA DIRECCION DE MEDICION FISCAL

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Misión del Departamento
Cuantificar y certificar los volúmenes y calidad de los hidrocarburos
líquidos y gaseosos, a través de sistemas de medición manual, que
garanticen que los resultados sean datos fieles y exactos de las cantidades
verificadas, a fin de determinar la regalía e impuestos que generan las
actividades relacionadas con la explotación de hidrocarburos, con estricto
apego a las normas establecidas por el Ministerio del Poder Popular para la
Energía y Petróleo. Para así velar por el avalúo de los recursos naturales
extraídos en el país, contribuyendo con el desarrollo sostenible de nuestra
economía.
Visión del Departamento
Consolidarse como una institución garante de certificar la cantidad y
calidad de los hidrocarburos extraídos en actividades primarias, a través de
la inspección visual en los patios de tanques y terminales de embarques del
país y transferencia de custodia, haciendo cumplimiento de las normas
nacionales e internacionales vigentes, siendo uno de nuestros principales
objetivos brindar un servicio enmarcado bajo los esquemas de la calidad
total, a través de un equipo humano especializado con un alto sentido de
responsabilidad social, haciendo así un uso racional de los recursos con los
que cuenta la nación.

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CAPÍTULO II
MARCO TEORICO
CAPÍTULO II

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MARCO TEÓRICO
Aforamiento Manual
Es un proceso de medición de nivel que se ejecuta en Forma manual, en
el cual una persona ubicada en el techo del tanque o una Plataforma toma
lecturas de nivel, utilizando para ello una cinta calibrada, un termómetro
electrónico o (termo probé) o el termómetro tipo taza para tomar las
temperaturas del crudo o producto, un toma muestra tipo botella según las
especificaciones de la designación ASTMD-270 para tomar una muestra de
los hidrocarburos para luego ser sometidos a los análisis de laboratorio
también contamos con una pasta especial para detectar el nivel de agua
existente en el tanque.
MEDICIÓN INDIRECTA O POR VACÍO
Para este método, se debe bajar una cinta de medida con su plomada al
interior del tanque, hasta que una parte de la cinta quede en el seno del
líquido, deteniéndose se observa la lectura de la cinta al nivel del punto de
referencia (longitud total introducida en el tanque). Restando la lectura de
cinta en el punto de referencia, de la misma y agregando al residuo la
cantidad de cinta mojada se obtiene el nivel del líquido en el tanque.
Este método se usa en todas las operaciones, en todos los tipos de tanques
calibrados con punto de referencia de techo fijo o flotante. Con excepción de
los errores aritméticos posibles, el método de medición indirecta es de gran
precisión. El procedimiento está basado en normas establecidas por
instituciones internacionales (API, ASTM)

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El procedimiento está basado en normas establecidas por instituciones
internacionales (API, ASTM) que trabajan en base a los principios con
objetivos similares que han sido aceptadas por el Ministerio del Poder
Popular de Petróleo y Minería.
Figura Nº 3. Medición indirecta o por vacio.
MEDICIÓN DIRECTA O DE LLENO

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Este método consiste en bajar una cinta con la plomada al interior del
tanque hasta tocar ligeramente el fondo de este.
El nivel de líquido se determina por la marca de la cinta mojada, esta
lectura se llama medida directa.
El uso de este método se aplica al aforo de tanques de techo flotante,
medición de pequeñas cantidades de agua o residuos de petróleo, producto
del mismo en cualquier tanque de tierra o buque-tanque.
El procedimiento está basado en normas establecidas por instituciones
internacionales (API, ASTM) que trabajan en base a los principios con
objetivos similares que han sido aceptadas por el Ministerio de Energía y
Minas.
En este sistema de medición debe evitarse que la cinta no se baje
demasiado, ya que la plomada se inclina dando por resultado una lectura
errada la presencia de sedimentos pesados hacen difícil o imposible alcanzar
el fondo del tanque, si esto ocurre la lectura de la cinta resultara baja y si la
plomada atina a descansar en una irregularidad de lamina de fondo, o
cualquier cuerpo extraño la lectura será incorrecta.

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Figura Nº 4. Medición directa o lleno
Punto de referencia:
Es un punto o marca fija situada en la boca de aforo de un tanque o
encima de ella, sobre la cual se sostiene la cinta mientras se practican las
medidas esta marca fue realizada y calibrada con precisión en unos tubos de
medidas que se extiende desde el fondo del tanque, hasta la boca de aforo.
El borde superior deberá ser el nivel para tomar las medidas y se confiere en
el punto de referencia del tanque sin la interferencia de espuma o de ondas.

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Boca de aforo
Es la abertura sobre el techo del tanque, a través de la cual se hacen las
Medidas y todo el procedimiento de aforacion este procedimiento se realiza
cada vez que el tanque reciba o vaya a despachar su contenido Si éste se
encuentra dentro de las especificaciones y está estipulado en programa de
entrega para algún Buque se procede a su aforo inicial oficial (Código IE) con
el Operador PDVSA, el Representante del MENPET y el Inspector
Independiente (cliente/Pdvsa) quienes validarán el mismo. Igualmente se
hace al final del Bombeo o entrega (Código del destino del Embarque). Las
Boletas (inicial y final) luego de firmadas son llevadas: 1 copia a Sala de
Control, 1 copia a Documentación de Embarques, 1 copia al MENPET y la
Original a Contabilidad de Petróleo.
Cinta de Medición
Es una cinta de material de acero o material resistente a la corrosión con
una longitud continua y con un largo de acuerdo a la altura de referencia del
tanque que se desea medir con un ancho de 9.5 a 12.7 mm de 3/8 a ½
pulgadas con un espesor de 0.20 a 0.30 o de 0.008 a 0.0012 pulgadas y
cuenta con un carrete o manivela resistente, montada en un armazón o caja
y con un cable de puesto a tierra, posee un terminal que está provisto con un
cierre, resorte u otro sistema que permita fijarse a la plomada cuenta con
resorte giratorio que evita la ruptura de la cinta y debe estar graduada en
metros, centímetros y milímetros por un lado y el otro en pies, pulgadas y
octavos con una precisión de 0.32 cm por cada 30.8 mts a 60º F (15.56 º C),
de tal forma que el extremo de la plomada, cuando se fija la cinta
corresponda al punto cero de la escala.

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Figura Nº 5. Cinta de medición.
Plomadas de Medición
Son las que van junto con la cinta de medición y al igual que las cintas de
medición son de un material resistente a la corrosión con una longitud de 6 a
12 pulgadas (plomadas cónicas), y tipo barra de 15 pulgadas como mínimo
con un diámetro de 1 pulgada (2.54 cms) y pesa 56.8 grs (20 onzas) tiene un
orificio y ojo integrado a la plomada preferiblemente reforzado para evitar
desgaste la punta es cónica y resistente para evitar deterioros al contacto
con otros metales con 1/8 de pulgadas (3.175 mm) con una precisión hasta
0.8 mm y con un cero (0) correspondiente a la punta de la plomada.

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Figura Nº 6. Plomada de medición.

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Thermoprobe
Es un termómetro especial electrónico el cual resiste altas temperaturas el
cual consta con una pantalla digital que da la temperatura que está siendo
sometido pueden ser en grados centígrados (ºC) o farenher (ºF) con varios
metros de cables resistente a altas temperaturas también posee un cable
puesto a tierra y un sensor (Bulbo) que es el que da las lecturas de las
temperaturas las cuales se reflejan en la pantalla digital este sensor es
altamente delicado por el cual es chequeado diariamente en un baño de
maría con un termómetro calibrado y certificado ya que cualquier tipo de
golpe o caída pueden afectar dicho sensor existen varios modelos de
thermoprobe electrónico como TP7 o TP8 los cuales son los más
comúnmente utilizados.
Figura Nº 7. Thermoprobe

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Toma Muestras
Son unas botellas especiales de un material resistente a la corrosión y
altas temperaturas que se utilizan para tomar muestras de crudo o producto
de los tanques para luego ser sometidos a los análisis de laboratorio esta
botellas cumplen con las especificaciones del Instituto Americano del
Petróleo (API) existen dos tipos de toma muestra el de boca fina el cual se
utiliza para la toma de crudos livianos o preferiblemente productos derivados
del petróleo y los de boca gruesa los cuales son utilizados especialmente
para crudos pesados .
Figura Nº 8. Toma muestra

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PASTA DETECTORA DE AGUA
Es aquella que cambia de color al contacto con el agua, cubriendo la
plomada y una parte de la cinta con ella, y practicando un aforo directo, se
obtiene la altura del agua en el fondo del tanque para asi saber si el nivel de
agua sobrepasa el nivel máximo de agua permitido para ese tanque.
Tanques de Techo Fijo
Es aquel que tiene un techo fijo que no se mueve asi el nivel de crudo o
producto suba o baje porque está fijado en soportes, generalmente el techo
es cónico y por esta característica que poseen este tipo de tanques su
medida es indirecta ya que contienen su punto de referencia .
Figura Nº 9. Tanques de techo fijo

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Tanque de Techo Flotante
Es aquel que como su mismo nombre lo dice posee un techo flotante ya
que cuenta con un sistema en cual el techo flota sobre el contenido de este
se usa con productos refinados, también para crudos livianos; estos
productos tienen la tendencia a perder las fracciones más ligeras por
evaporación; este tipo de tanque ayudar a reducir las pérdidas su
funcionamiento depende del nivel de liquido del tanque ya que si el nivel baja
el techo baja y si sube el techo sube a diferencia del techo fijo no cuentan
con un punto de referencia ya que su medida es directa y poseen una
corrección por el techo la cual se refleja en Bls.
Figura Nº 10. Tanques de techo flotante

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Oleoducto
Se denomina oleoducto a la tubería e instalaciones conexas utilizadas
para el transporte de petróleo, sus derivados y biobutanol, a grandes
distancias. La excepción es el gas natural, el cual, a pesar de ser derivado
del petróleo, se le denominan gasoductos a sus tuberías por estar en estado
gaseoso a temperatura ambiente.
El petróleo se mantiene en movimiento por medio de un sistema de
estaciones de bombeo construidas a lo largo del oleoducto y normalmente
fluye a una velocidad de entre 1 y 6 m/s. En ocasiones se utiliza el oleoducto
para transportar dos productos distintos o más, sin hacer ninguna separación
física entre los productos. Esto crea una mezcla en donde los productos se
unen llamada la interfaz. Esta interfaz debe retirarse en las estaciones de
recepción de los productos para evitar contaminarlos.
El petróleo crudo contiene cantidades variables de cera o parafina la cual
se puede acumular dentro de la tubería. Para limpiarla, pueden enviarse
indicadores de inspección de oleoductos, también conocido como pigs por su
nombre en inglés, mecánicos a lo largo de la tubería periódicamente.
Transferencia en custodia
Es el proceso donde se da inicio a transferir una cierta cantidad de crudo
o producto dependiendo de las especificaciones solicitadas por la empresa
compradora de crudo o producto, después de haber sido sometido a los
procesos respectivos de fiscalización y certificación cumpliendo con las
normas técnicas de fiscalización de hidrocarburos líquidos y las norma API
por la cual nos indican los procedimientos y normativas a seguir para dar
continuidad a la transacción de los hidrocarburos siempre bajo la custodia del
funcionario del Ministerio de Energía y Petróleo (SAMH) en los distintos
patios de tanques o terminales de embarque del país.

34
Procedimiento Para Medición Indirecta o Por Vacio
 Chequear que el tanque no tenga líneas abiertas.
 Abrir la boca de aforo, recordando el peligro de respirar el gas.
 Colóquese al lado opuesto de la dirección en que el viento llevara los
gases y voltee la cara.
 Bajar la cinta y su plomada lentamente dentro del tanque,
manteniendo la cara lisa de la misma en contacto con el borde de la
boca de aforo, hasta que la plomada penetre en el líquido.
 Una vez metida la plomada, dejar en esta posición hasta que cese de
oscilar.
 Bajar lentamente la cinta, deslizándola sobre el punto de referencia
hasta que la pulgada y fracción de pulgada expresada en la
profundidad de referencia coincida con el punto de referencia. Esta
cifra es la lectura de la cinta.
 Sin esperar y sin mantenerla en posición, levantar verticalmente un
poco y anote la lectura.
 Hallar la diferencia aritmética entre el punto de referencia y la medida
de la cinta.
 Luego se saca la cinta y se anota la medida de la cinta mojada con
aproximación de un 1/8” ó mm.
 Completar en la forma los cálculos exigidos; si las dos medidas de
nivel de líquido en el tanque no son exactamente iguales, hay que
repetir la operación hasta que tengan dos (2) medidas iguales.

35
Procedimiento Para Medición Directa
 Medir el tanque, utilizando aparatos de medidas remotas.
 Chequear que el tanque no tenga líneas abiertas.
 Abrir la boca de aforo con cuidado. Vuelva la cara para evitar la
inhalación de los gases que salgan al abrir la misma.
 Bajar la cinta con su plomada, deslizando la cara lisa de la cinta sobre
el borde de la boca de aforo.
 Cuando acerque la plomada al fondo del tanque, bajarse
cuidadosamente.
 Bajar la cinta hasta que la plomada apenas toque el fondo.
 Sacar la cinta inmediatamente toque el fondo, pero con cuidado.
 Leer la indicación de la cinta al 1/8” o mm y anotar la cifra.
 Limpiar la cinta y repetir la operación.
 Si las dos (2) medidas no son iguales, repetir la operación hasta que
se tenga dos (2) medidas iguales.
 Al tener dos (2) medidas iguales anote la información.
 Tapar la boca de aforo, al concluir su trabajo.
 Hacer la lectura de la cinta local.
Procedimientos para Tomar las Temperaturas
Se hacen mediciones de temperatura, porque el volumen del petróleo y
sus derivados cambian en forma directamente relacionada con la
temperatura aunque el peso permanezca invariable. Por convención mundial
se expresa el volumen a 60°F. (En algunos países se usa 15.0°C en vez de
60°F). El método de la medición que se describe en esta sección esta
basado en la norma ASTM (Sociedad americana para el examen de los
materiales) y a las normas API (Instituto americano del petróleo).

36
1. Thermoprobe tipo taza:
 Determinar el tiempo mínimo de inmersión del termómetro en el tanque
tomando en cuenta el tipo de líquido contenido en él. (Según tablas nº 1 y
2)
 Determinar el número de lecturas y los niveles en los cuales se tomarán.
 Bajar cuidadosamente el termómetro por la boca de aforo, hasta el nivel
Calculado y dejarlo en esa posición el tiempo establecido.
 Subir el termómetro de manera tal que el bolsillo metálico quede por
debajo de la boca de aforo dentro del tanque.
 Mantener el termómetro en posición vertical y leer la temperatura.
 Esta lectura debe hacerse lo más pronto, para evitar alteraciones por
condiciones ambientales, viento u otros factores.
 Vaciar bolsillo metálico dentro del tanque.
 Limpiar el termómetro con estopa para evitar formación de películas sobre
el mismo.
2. Thermoprobe digital:
 Conectar la conexión a tierra del instrumento a la estructura del tanque al
hacer la medición.
 Bajar la sonda en el interior del tanque hasta la profundidad deseada.
 Colocar el interruptor “hi-lo” selector de la gama de temperatura a la
posición “lo” para medidas de temperatura desde 60°f hasta 200°f (-51°c

37
a 93°c) o en la posición “hi”, para medidas de temperaturas desde 200°f
hasta 300°f (93°c a 149°c)
 Empujar el interruptor de retorno “day-night” (día- noche) a la
temperatura.
Si en un tanque de almacenaje se obtienen las temperaturas de 92°, 93°, 94°
En el tope, centro y fondo respectivamente, la temperatura promedio será:
Tres (3) temperaturas:
Tope 100°F
Centro 99°F
Fondo 99°F=298°F/3 = (99.3) 99°F
PROFUNDIDAD DEL
PETRÓLEO O DE SU
DERIVADO
NÚMERO
MÍNIMO DE
MEDIDAS DE
TEMPERATURAS
NIVELES EN QUE SE MIDEN LA
TEMPERATURA
MAYOR DE 15 PIES 3
3 PIES DEBAJO DE LA SUPERFICIE,
EN EL CENTRO, Y 3 PIES SOBRE
EL NIVEL DEL AGUA
MAYOR DE 10 PIES, PERO
MENOR DE 15 PIES
2
3 PIES DEBAJO DE LA SUPERFICIE
Y 3 PIES SOBRE EL FONDO
MENOR DE 10 PIES 1
EN EL CENTRO DEL PETRÓLEO O
DE SU DERIVADO

38
Si se toma más de una temperatura, debe determinarse una temperatura
promedio y redondear el resultado al entero más cercano.
Procedimiento Para Toma de Muestra
Numero de Muestras
PROFUNDIDAD DE
LÍQUIDO EN EL
TANQUE
Nº DE
MUESTRAS
NIVELES DE PROFUNDIDAD
PARA TOMA DE MUESTRAS
a) MAYOR DE 4.6 mts
(MAYOR 15 PIES)
TRES (3)
TOPE: 1/6 DE
PROFUNDIDAD
CENTRO: ½ DE
PROFUNDIDAD
FONDO: SUCCIÓN
b) DE 3 A 4.6 mts (DE 10
A 15 pies)
DOS (2)
TOPE: 1/6 DE
PROFUNDIDAD
FONDO: SUCCIÓN
c) MENOS DE 3 mts
(MENOS DE 10 PIES)
UNA (1)
CENTRO: ½ DE
PROFUNDIDAD
Nota:
• Cuando el nivel de agua libre excede el nivel de succión se debe
tomar a 5/6 del total del producto/crudo descontando el agua.
• De acuerdo con los requerimientos, el método admite dos (2)
muestras adicionales en el área de succión y una (1) en el área del
tope.

39
Procedimiento para detectar el agua
Aplicar en la plomada y en una parte extensa de la cinta la pasta
detectora de agua
Bajar lentamente la plomada hasta que se perciba que ha detenido
ligeramente.
Tomar la lectura:
Si coincide con la profundidad de referencia, la plomada está tocando
el fondo del tanque. Emplear el método directo de aforación para
determinar el agua libre.
Si es diferente que la profundidad de referencia, se debe a que la
plomada ha descansado sobre residuos del fondo o sobre cualquier
otro objeto que se haya dejado caer; aplicar método directo de aforo
para determinar el agua.
Enrollar lentamente la cinta, después que la plomada haya estado de 5
a 60 segundos en esa posición, de acuerdo con el tipo de crudo o
producto.
Lavar cuidadosamente la plomada con kerosene o gasóleo y la parte
de la cinta cubierta con la pasta detectora de agua.
Procedimiento de transferencia en custodia
• Primero se recibe la nominación de carga donde se indica empresa
compradora la ventana de carga del buque tipo y volumen de crudo a
cargar y las especificaciones detalladas de todas las características
petrofísicas del crudo.
• Pedir a la empresa (PDVSA) el plan de carga de los tanques de tierra
asignado para la carga y transferencia al buque.

40
• Realizar inspección inicial al buque (OBQ) cuando es una carga
(ULLAGE) cuando es una descarga en la cual se verifican las
cantidades a bordo del buque a su llegada al terminar de embarque.
• Durante la inspección inicial se realiza una entrevista (KEY METING)
junto con el representante del comprador primer oficial de buque o
capitán el personal de PDVSA inspector independiente el cual es
pagado un 50 % PDVSA y el otro 50 % la empresa compradora junto
con la supervisión del personal del (SAMH).
• Se procede a solicitar los documentos requeridos por PDVSA y el
funcionario del SAMH juntos con los cálculos de las cantidades
emitidas por el buque a su arribo al terminal de embarque.
• Se inicia la medición y fiscalización de los tanques de tierra que le
serán suministrado a dicho buque.
• Calcular las cantidades total de los tanques de tierra para realizar la
conciliación buque tierra.
• Al finalizar la carga total del buque se procede a realizarse la
inspección final del buque (ULLAGE) para carga y (ROB) para
descargas.
• Calcularse las cantidades total de carga en el buque junto al personal
del buque, PDVSA, SAMH, y inspector independiente para realizar la
conciliación buque tierra.
• Si las cantidades son correctas y todas concuerdan y no exceden el
rango máximo permitido por el terminal de 0.30% de la carga total se
procede a la firma y sello de documentos.
• Al firmar y sellar los documentos legales el buque puede zarpar.

41
Nomenclatura
CARGA – TIERRA:
1. TOV (Total Observed Volume): Volumen Total Observado.
2. GOV (Gross Observed Volume): Volumen Grueso Observado,
volumen observado sin el nivel de agua.
3. GSV(Gross Standard Volume): Volumen Estándar Grueso, volumen
corregido a 60° F.
Nota: para calcular el GSV buscar el factor de corrección por
temperatura (VCF) con los grados API a 60° F y la temperatura
observada en el tanque.
4. NSV (Net Standard Volume): Volumen Estándar Neto, volumen
corregido a 60° F sin el % de agua y sedimentos.
GSV = GOV * VCF
NSV = GSV – % W&S
GOV = TOV – Agua Libre

42
5. TCV (Total Calculated Volume): Volumen Total Calculado, volumen
corregido a 60° F.
CARGA – BUQUE:
volumen observado sin el nivel de agua.
3. GSV (Gross Standard Volume): Volumen Estándar Grueso,
volumen corregido a 60° F.
Nota: para calcular el GSV buscar el factor de corrección por
temperatura (VCF) con los grados API a 60° F y la temperatura
observada en el tanque.
TCV = GSV
GSV = GOV * VCF
GOV = TOV – Agua Libre

43
corregido a 60° F más nivel de agua libre (Fw).
5. TRV (Total Received Volume): Total Volumen Recibido, total
volumen calculado menos la cantidad a bordo ante la carga (OBQ).
6. TRV ajustado: es el TRV dividido entre el factor de experiencia del
buque (V.E.F.)
DESCARGA – TIERRA:
volumen observado sin el nivel de agua libre.
4. NSV ( Net Standard Volume): Volumen Estándar Neto, volumen
corregido a 60° F sin el % de agua y sedimentos.
TRV = TCV - OBQ
TCV = GSV + FW

44
corregido a 60° F.
DESCARGA – BUQUE:
1. TOV (Total Observed Volume): Volumen Total Observado
volumen observado sin el nivel de agua libre.
corregido a 60° F más nivel de agua libre (Fw)
5. TDV (Total Delivered Volume): Total Volumen Entregado, Total
Volumen Calculado menos el remanente a bordo después de la
descarga (ROB).
6. TDV ajustado: es el TDV dividido entre el factor de experiencia del
buque (V.E.F).
TDV = TCV - ROB

45
CAPÍTULO III
ACTIVIDADES REALIZADAS

46
CAPÍTULO III
ACTIVIDADES REALIZADAS
Diagnóstico de la Situación Actual
La operadora PDVSA, posee la necesidad de realizar inspecciones a las
cantidades emitidas por el terminal de embarque la salina y verificar el estado
en que se encuentran a fin de cumplir con lo preestablecido por la empresa.
En tal sentido la dirección de medición fiscal del SAMH mediante trabajos
anteriores llevan un proceso de registro de el comportamiento de estas
actividades mediante inspecciones realizadas continuamente en los
terminales de embarque por cada buque que está nominado para cargar o
descargar en dicho terminal.
De tal manera que evaluar mediante inspecciones visuales es una de las
actividades principales de la dirección de medición fiscal ya que de esta
forma se lleva una correlación de los datos obtenidos y así poder realizar
comparaciones y diagnosticar la eficiencia y veracidad de las cantidades
emitidas por la operadora.
Objetivo General
Garantizar las mediciones de crudo y gas como objeto fiscal confiable
cumpliendo las normativas nacionales vigentes.

47
Objetivos Específicos
Describir la funcionalidad del personal del SAMH en el terminal de
embarque la salina.
Calcular las cantidades emitidas por el personal del SAMH de las
mediciones de los tanques de tierra y buque realizar documentación
solicitada por el buque y la operadora PDVSA en el terminal de embarque la
salina.
Realizar la inspección de los equipos de medición de los tanques de tierra
para verificar su estado y calibración.
Descripción de las Actividades Realizadas
La práctica profesional realizada en Ministerio del Poder Popular de
Petróleo y Minería. (SAMH), abarcó un período de dos meses (18/01/2016 al
11/03/2016), durante el cual se realizaron una serie de actividades, las
cuales se definieron por semanas. Dichas actividades serán descritas a
continuación:
Semana 1 (18/01/2016 al 22/01/2016)
Charla de Incorporación al (SAMH), dictada por el personal de recursos
humanos.
Presentación con el personal de la empresa, las instalaciones y el lugar de
trabajo.

48
Reunión con el tutor empresarial para el establecimiento del plan de
trabajo a desarrollar dentro del departamento, esta reunión se llevo a cabo
con la finalidad de adquirir conocimientos en cuanto al plan de trabajo que
ellos utilizan dentro de la empresa.
Revisión Bibliográfica, elaboración de formatos, dicha revisión se llevó a
cabo con el fin de conocer acerca de los sistemas de medición obteniendo
dicha información bibliográfica.
Semana 2 (25/01/2016 al 29/01/2016)
Inspección y verificación del equipo de medición de los tanques de tierra,
esta inspección se realizo para obtener la funcionabilidad del equipo para
saber si se le hace algún mantenimiento o reemplazo de algunas de las
herramientas del sistema de medición.
Verificación de los instrumentos registradores SAMH, dicha verificación se
realizo para saber que registro está dictando el instrumento, en caso de
mucha variación se calibra o realiza el mantenimiento respectivo.
Semana 3 y 4 (01/02/2016 al 12/02/2016)
Adiestramiento por parte del Servicio Autónomo de Metrología de
Hidrocarburos, éstos son cursos realizados para obtener conocimientos de
la industria petrolera.

49
Semana 5 (15/02/2016 al 19/02/2016)
Inspección y verificación del B/T Negra Hipólita el cual descargo gasóleo
automotriz proveniente de la Refinería de Amuay con una cantidad de 60.560
Bls neto, se hizo esta inspección de los valores arrojados a través de los
cálculos realizados durante la fiscalización de este buque.
Se verificaron los instrumentos de medición de los tanques de tierra, se
verificaron para saber las medidas que están dando los instrumentos son las
correctas, si existe mucha variación se ajustan aplicando los procedimientos
existentes.
Semana 6 (22/02/2016 al 26/02/2016)
Inspección y verificación del B/T Navigator Gemini el cual descargo
comercial propano en una parcela y en otra comercial butano proveniente del
Complejo Industrial José Antonio Anzoátegui, Port, Venezuela, con una
cantidad de propano de 105.202 Bls neto y de butano 29.971 Bls neto se
hizo esta inspección de los valores arrojados a través de los cálculos
realizados durante la fiscalización de este buque.
Los instrumentos registradores en PDVSA GAS se verifican para saber
que registro está dictando el instrumento, en caso de mucha variación se
calibra o realiza el mantenimiento respectivo.

50
Semana 7 (29/02/2016 al 04/03/2016)
Se realizó la Inspección y verificación del B/T Horizon Theoni el cual cargo
433.417 Bls ajustados para ser exportados a Wilhelmshaven, Port, Germany
se hizo esta inspección de los valores arrojados a través de los cálculos
En esta misma semana se realizo la inspección del B/T Sakura Prince el
cual cargo 409.676 Bls ajustados para ser exportados a Houston Texas City
se hizo esta inspección de los valores arrojados a través de los cálculos
Semana 8 (07/03/2016 al 11/02/2016)
Visita al Área Operacional. Muelles y Patio de Tanques del TDE Bajo
Grande.
Realización de Reportes.
Culminación del informe final de pasantías.

51
CAPÍTULO IV
RESULTADOS DE LAS ACTIVIDADES DE
PASANTIAS

52
CAPÍTULO IV
RESULTADOS DE LAS ACTIVIDADES DE PASANTÍA
RESULTADOS
La gran mayoría de las inspecciones realizadas a los buques y a los
tanques de tierra después de haber sido calculados las cantidades no
mostraron grandes diferencias entre sí, sólo se presentan algunas
diferencias de Bls pero nada que supere el margen de error permitido por el
terminal de embarque la salina de 0.30% el cual es permitido por las normas
Api y las normas técnicas de fiscalización.
No se presentaron diferencias en la configuración de los medidores de
referencia en los tanques de almacenamiento.
Los equipos de medición de los tanques de tierra inspeccionadas cumplen
con las especificaciones requeridas a nivel visual.
Se realizó limpieza calibración y sustitución a los equipos de medición de
los tanques de tierra inspeccionadas antes de realizar una medición para
una carga o descarga, con el fin de garantizar su buen funcionamiento según
las recomendaciones API.
Adicionalmente se reemplazaron los formatos de cálculos de cantidades
con el fin de asegurar su buen funcionamiento.
Comparaciones de los cálculos obtenidos con los anteriores, se utilizaron
para verificar si existían diferencias amplias que podían llegar a una mala
medición.

53
CONCLUSIONES
El periodo de pasantías dentro del Ministerio del Poder Popular de
Petróleo y Minería (SAMH), fue de gran ayuda, tanto en el ámbito personal
como profesional.
El tiempo implementado para la ejecución de las mismas sirvió para
adquirir nuevos conocimientos que servirán para el desenvolvimiento en el
ámbito profesional logrando así reforzar los estudios adquiridos durante el
periodo académico, y reforzándose cada día más con la ayuda de las
personas que laboran dentro de la compañía; creando un entorno de trabajo
cómodo y seguro a los pasantes que realizan las actividades dentro de la
Empresa.
El SAMH, requiere la necesidad de evaluar y realizar inspecciones
rutinarias y visuales rigiéndose por normas y parámetros preestablecidos.
Tal es el caso de la Dirección de Medición Fiscal, donde se requirió la
colaboración de inspectores y personal calificado para realizar inspecciones
en los diferentes buques asegurando de esta manera el correcto
funcionamiento y cumplimiento de las normas preestablecidas.
Mediantes las inspecciones visuales se verificó el estado de los equipos
de medición de los tanques de tierra las cuales indicó las condiciones de su
funcionamiento
Al calibrar los medidores se aseguró de que no existieran lecturas
erróneas en el sistema de medición.

54
RECOMENDACIONES
Verificar las condiciones y calibración de los equipos de medición
utilizados para así descartar desgate de los mismas y cumplir con las
especificaciones exigidas por las normas API.
Presentar propuestas de reemplazo de sistemas de medición automáticos
de tanques de tierra, puesto que muchos de ellos no funcionan o se
encuentran des calibrados o totalmente fuera de servicio.
Reemplazar válvulas manuelas de cierre de líneas de despacho y recibo
de los tanques de tierra debido a que se encuentran en mal estado.
Automatizar y actualizar aquellos sistemas de medición de gas en los
cuales se encuentran instalados registradores de gas, para garantizar la
confiabilidad en la medición debido a descalibración de los instrumentos.
Actualizar y verificar el sistema hidráulico de los brazos de carga ya que se
encuentran muy deteriorados y podría causar demoras a la industria lo cual
genera pérdida para PDVSA.

55
GLOSARIO DE TÉRMINOS BÁSICOS
Agua Libre: Volumen de agua presente en el contenedor que no está en
suspensión en el líquido contenido (petróleo). (Véase Agua y Sedimento).
Altura de Referencia: Distancia medida desde el fondo del tanque, o placa
de cota cero, hasta el punto de referencia establecido.
Cantidad a Bordo (OBQ): Material presente en los tanques del buque,
espacios vacios y tuberías antes de la carga de un buque la cantidad a Bordo
podría Incluir cualquier combinación de agua, aceite, desechos, residuos de
petróleo, emulsiones de aceite/ agua, lodo y sedimento.
Remanente a Bordo (ROB): Material remanente en los tanques del buque,
espacios vacios y tuberías después de la descarga la cantidad remanente a
bordo podría incluir cualquier combinación de agua, aceite, desechos,
residuos de petr.leo, emulsiones de aceite/agua, lodo y sedimento.
Peso Neto Estándar (NSW): Peso total de todos los líquidos de petróleo,
excluyendo el agua y sedimento y el agua libre. Se determina deduciendo
peso del agua y sedimento (S&W) del Peso Bruto Estándar (GSW).
Peso Bruto Estándar (GSW): Peso total de todos los liquidas del petroleo y
agua y sedimento (si los hubiera), excluyendo el agua libre. Se determina
mediante la aplicación de factores apropiados de conversión de peso a
Volumen Bruto Estándar (GSV).

56
Volumen Bruto Observado (GOV): Volumen total de todos los liquidas
de petróleo, agua y sedimento, excluyendo el agua libre, a la temperatura y
presión observadas.
Elemento de Medición: parte del sistema de medición que interpreta las
variaciones generadas por el elemento primario y proporciona una lectura
asociada a la variable que se desea medir.
Ente Acreditado: compañía independiente experta en la medición y
control de producción de hidrocarburos, la cual debe reunir todos los
requisitos exigidos por la Dirección competente del SAMH, para realizar tanto
auditorias de sistemas de medición, como mantenimiento, instalación,
calibración y certificación de equipos de control y de la medición de gas
natural, a los efectos de su respectiva calificación y registro en el SAMH.
Error de Medición: diferencia entre el resultado de una medición y el
valor verdadero del mensurando.
Fiscalización: acto en el que se establece la medición de cantidades y
calidades de manera automatizada y certificadas por el SAMH, los cuales
serán utilizadas para el cálculo del pago de impuestos y regalías.
Gravedad Específica: relación de la densidad de un gas con la del
hidrógeno o la del aire a alguna presión y temperatura especificas.
Gas Húmedo: gas que contiene vapor de agua. Puede estar saturado o
no. Este término se utiliza para referirse al gas con la cantidad de agua
medida en condiciones de operación o con la humedad especificada.
Gas seco: gas que teóricamente no contiene vapor de agua.

57
Medición: comparación contra un patrón con el objetivo de determinar el
valor de una variable, sobre la base de un procedimiento predeterminado.
Volumen Neto Estándar (NSV): Volumen total de todos los liquidas de
petróleo, excluyendo el agua y sedimento y el agua libre, corregido mediante
el factor de corrección de volumen (Ctl) apropiado para la temperatura y
gravedad API, densidad relativa o densidad observadas, a una temperatura
estándar como 60¡F o15¡C. Si aplica, corríjase con el factor de corrección de
Presión (Cpl) y el factor del medidor.
Volumen Total Calculado (TCV): Volumen total de todos los líquidos de
petróleo y agua y sedimento, corregido mediante el factor de corrección de
volumen (Ctl) apropiado para la temperatura y gravedad API, densidad
relativa o densidad observadas, a una temperatura estándar como 60ºF o
15ºC. Si aplica, corríjase con el factor de corrección de presión (Cpl) y el
factor del medidor y toda el agua libre medida a la temperatura y presión
observadas. (Véase Volumen Bruto Estándar más agua libre).
SAMH: Servicio Autónomo de Metrología de Hidrocarburos.
Sistema de Medición: Conjunto de elementos que indican, registran y/o
totalizan el fluido que pasa a través de ellos y que se transfiere, ya sea de
una entidad a otra o entre diferentes divisiones de la misma entidad

58
BIBLIOGRAFIA
Normas técnicas de fiscalización de hidrocarburos líquidos. Menpet,
“Fiscalización” Zulia. Realizado por 1992
Metrología aplicada a la medición fiscal y transferencia de custodia para
hidrocarburos. “CIRRUS metrology”. Zulia Realizado por 2008
http://www.emerson.com/definicion/inspeccion].
Normas técnicas de fiscalización de gas natural. Menpet, “Fiscalización”
Zulia. Realizado por 1992.
Normas API (Instituto Americano del Petróleo) manual de estándares de
mediciones de petróleo capitulo 12 y capitulo 17.

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