Refinería de Cartagena S. A.

Refinería de CartagenaINDICADORES HISTÓRICOS DE

GESTIÓN DEL MANDANTE VS. PLAN 2007 RCSA

Byron Miranda RoseroGerente Refinería de CartagenaByron.Miranda@ecopetrol.com.co

Federico Maya MolinaVicepresidente de Refinación y Petroquímica, VRP – Ecopetrol S.A.

22 de noviembre de 2006

Refinería de Cartagena S. A. 2

Indicador 2002 2003 2004 2005 2006 Proyec.

Meta2006 2007 meta

Carga a Refinerías [Kbdc] 73.9 76.7 78.3 72.4 79.8 78 78.6Carga a URC [Kbdc] 22.8 25.67 25.1 27.03 27.9 26.6 25.2

Indice combinado de energía y perdidas CEL 202 206 194 183 163 172 153

Disponibilidad Mecánica de las plantas, % 95.3 93.8 93.8 n.a. 97 96 96.5

Paradas no Programadas [días] 143 147 40.63 71.14 31.12 40 38.5

Indice de Mantenimiento ITM 35.6 27.4 28.7 35.9 38 38 55

Incidentes Ambientales n.a. n.a. 5 12 2 8 4Indice de accidentalidad

(frecuencia) 9.3 7.2 8.97 5.1 2.3 3.96 2.3

Costos operacionales Totales (USD/BBL) 2.71 2.73 2.52 2.91 3.16 3.20 4.21

Satisfacción del Cliente (Top two boxes) 43 74 91 92 92 92 92

Entregas Perfectas 78.3 88.3 95.9 95.86 96.7 96 96

COMPORTAMIENTO HISTÓRICO INDICADORES DE GESTIÓN

Refinería de Cartagena S. A. 3

CARGA DE CRUDO [KBPD]

Análisis del desempeño: 2003 Entró en servicio la propuesta de mejoramiento PFI-HMR-004 del Programa de

Optimización de Refinería para aumentar capacidad de Carga a la Planta de Crudos, UDC, eliminando cuellos de botella.

2004 Implementación acciones complementarias PFI-HMR-004 y mejor confiabilidad en UDC

2005 Parada para inspección general de UDC (Turn Around, T/A), programada cada 5 años

2006 Sostenimiento de PFI-HMR-004 y optimización de dietas. 2007 Meta determinada por óptimo económico PIMS según disponibilidad de crudos

nacionales e internacionales y precios de oportunidad proyectados para el 2007. Nivel de carga real sujeta a precios de oportunidad y disponibilidades reales.

Real Periodo

73.9

76.7

72.4

79.878.678.3

2002 2003 2004 2005 2006 2007

KB

DC

Refinería de Cartagena S. A. 4

CARGA A URC [KBPD]

Análisis del desempeño: 2002, 2004, 2007: T/A planeada de URC, cada 2-3 años. 2003: Carga afectada por paradas no programadas consecuenciales por

fallas en Unidad de Servicios Industriales, USI. 2006: minimización de cuellos de botella, mejora de confiabilidad y

mejores precios de oportunidad que incentivaban la maximización de carga

Real Periodo

22.825.67 27.03 27.9

25.225.1

2002 2003 2004 2005 2006 2007

KB

DC

Refinería de Cartagena S. A. 5

Indice de Energía y Pérdidas

100.0

120.0

140.0

160.0

180.0

200.0

220.0

240.0

2002 2003 2004 2005 P-2006

2007 2008 2009 2010

punt

os C

EL

META GRC

La disminución en el indicador ha sido el resultado de la implementación de las mejores practicas operativas (MERIT, HMR y E&P). GRC tiene como meta para

el 2010 un indicador CEL de 140 puntos, sin realizar inversiones y sin la implementación del PMD. Si se consideraran algunas inversiones como la

caldera recuperadora de calor residual en URC, se estima obtener un indicador de 125 puntos.

CEL (Corrected Energy and Loss Index)

Real Periodo

202 206183

163 153

194

2002 2003 2004 2005 2006 2007

Punt

os C

EL

Refinería de Cartagena S. A. 6

DISPONIBILIDAD OPERACIONAL

DISPONIBILIDAD GLOBAL GRC 2001-2006 (feb)

85%

90%

95%

100%

2001 2002 2003 2004 2005 2006

% D

ISPO

NIB

ILID

AD

_

PLAN REAL

Análisis del desempeño:Mejoramiento de la Disponibilidad Operacional de Plantas como resultado de: Implementación de las mejores prácticas en Confiabilidad y

Mantenimiento, basadas en la gestión de riesgo Enfoque de mejoramiento sobre los sistemas y activos productivos críticos

para el proceso de refinación. Aumento de la confiabilidad y disponibilidad de los Servicios Industriales

para las plantas de proceso. Automatización de los sistemas de control proceso y protecciones de

seguridad.

Refinería de Cartagena S. A. 7

DISPONIBILIDAD MECÁNICA

PLAN DISPONIBILIDAD MECÁNICA GRC 2006-2011

96.60%

96.20%

96.60%96.59%

96.48%

96.60%

93.5%94.0%94.5%95.0%95.5%96.0%96.5%97.0%97.5%98.0%

2006 2007 2008 2009 2010 2011

2004 Latin American 94% (Disp Mec)

2004 Canadian and American Group 96.6% (Disp Mec)

2004 NSA Pacesetters 97.4%

• GRC ha logrado un mejoramiento notable de su desempeño desde 2002, utilizando las mejores prácticas en confiabilidad y mantenimiento.

• Se requiere de un plan de sostenimiento, para lograr a 2010 las metas propuestas en las áreas de impacto operativo y como consecuencia de lo anterior la maximización del margen operacional.

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ITM

Análisis del desempeño: 2000-2002: Optimización planta de personal propia áreas mantenimiento. 2002-2004: adicionalmente, incremento de los ciclos de corrida de las plantas UDC y URC 2002-2006: Incremento de los ciclos de corrida de las plantas UDC y VR y Ejecución

Módulo MERIT de POR: Eliminación de Defectos (RCA), Inspección Basada en Riesgo (RBI), Mantenimiento Centrado en la confiabilidad ( RCM), Cuidado Básico de Equipos (BEC), ‘Scope Challenge’ y ‘Fat Rat’ para optimizar paradas.

2007 Ejecución de proyectos intensivos en inversión para mejorar confiabilidad eléctrica, corrección de condiciones subestándar y aseguramiento del desempeño ambiental.

Real Periodo

35.6

27.4

35.9 38

55

28.7

2002 2003 2004 2005 2006 2007

US$

/ ED

C

Refinería de Cartagena S. A. 9

ITM

INDICE TOTAL DE MANTENIMIENTO - ITM

38.3

48.0 47.0

42.0

35.0

27.033.0

35.1

35.6

30.4

34.5

35.944.747.4

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

45.0

50.0

55.0

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

AÑO

ITM

(US$

/BED

C)

19.6

8.5

Refinería de Cartagena S. A. 10

ITM FRENTE A COSTOS DE MANTENIMIENTO

Costos de Mantenimiento y US$ / EDC

$ 0

$ 10,000

$ 20,000

$ 30,000

$ 40,000

$ 50,000

$ 60,000

$ 70,000

$ 80,000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Años

G$

Peso

s

0

10

20

30

40

50

60

Mantenimiento Extraordinario

Mantenimiento T/A

Mantenimiento Capex

Mantenimiento a Sistemas de Control

Mantneimiento Soporte a Operaciones

Mantenimiento Ordianrio

US $ / EDC

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DIAS DE PARADA NO PROGRAMADA

Análisis del desempeño: 2001 Gran impacto de las paradas consecuenciales. 2002 Extensión de T/A de VR. 2003 y 2005 Gran impacto de las paradas

consecuenciales por baja confiabilidad generación eléctrica 2004

2004 y 2006 Recuperación de confiabilidad eléctrica.

Real Periodo

173

143

40.63

71.14

30.3 38.5

147

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Día

s

Refinería de Cartagena S. A. 12

PARADAS NO PROGRAMADAS 2001-2006

MANTENIMIENTO NO PLANEADO (1b): Falla de equipos, extensión de paradas prog., ensuciamientos prematuros, Fallas operacionales, errores humanos.CONSECUENCIAL (1c): Fallas (1b) plantas aguas arriba y falla de servicios.CAUSAS EXTERNAS (2b): Problemas externos a la operación, condiciones del clima

DIAS DE PARADA NO PROGRAMADA GRC 2001-2006

49 48 30

7319

80

850

15

4825 20

21.0

99

020406080

100120140160180200

2001 2002 2003 2004 2005 2006

AÑO

DIA

S

SHUTDOWN: UNPLANNED MAINTENANCE (1B) SHUTDOWN: CONSEQUENTIAL (1C)SHUTDOWN: OUTSIDE CONTROL (2B)

170170143143 147147

40.640.671.271.2

23.123.1

3745

50

23 2216

0

10

20

30

40

50

60

2001 2002 2003 2004 2005 2006

No.

eve

ntos

Refinería de Cartagena S. A. 13

PARADAS NO PROGRAMADAS 2006 GRC

DÍAS DE PARADA NO PROGRAMADA GRC 2006-2011 - PLAN

0

5

10

15

20

25

30

35

40

GEN. ELECT. TURBINAS CONDENSACION (KW) 0.15 0.15 0.15 0.15 0.00 0.00GENERACION DE VAPOR (KLBH) 0.15 0.15 0.15 0.15 0.00 0.00PRODUCCION AZUFRE (TON/D) 11.00 11.00 10.00 9.50 9.50 9.50POLIGASOLINA (KBDC) 7.00 7.00 7.00 6.50 6.00 5.50CRACKING (KBDC) 6.50 6.00 6.00 5.50 5.00 4.50VISCORREDUCTORA (KBDC) 8.20 8.20 8.00 7.50 7.50 7.50CRUDO VACIO (KBDC) 3.50 3.00 3.00 2.75 2.50 2.50CRUDO ATMOSFERICA (KBDC) 3.50 3.00 3.00 2.75 2.50 2.50

2006 2007 2008 2009 2010 2011

DÍAS DE PARADA NO PROGRAMADA GRC 2006-2011 - PLAN

0

5

10

15

20

25

30

35

40

GEN. ELECT. TURBINAS CONDENSACION (KW) 0.15 0.15 0.15 0.15 0.00 0.00GENERACION DE VAPOR (KLBH) 0.15 0.15 0.15 0.15 0.00 0.00PRODUCCION AZUFRE (TON/D) 11.00 11.00 10.00 9.50 9.50 9.50POLIGASOLINA (KBDC) 7.00 7.00 7.00 6.50 6.00 5.50CRACKING (KBDC) 6.50 6.00 6.00 5.50 5.00 4.50VISCORREDUCTORA (KBDC) 8.20 8.20 8.00 7.50 7.50 7.50CRUDO VACIO (KBDC) 3.50 3.00 3.00 2.75 2.50 2.50CRUDO ATMOSFERICA (KBDC) 3.50 3.00 3.00 2.75 2.50 2.50

2006 2007 2008 2009 2010 2011

CLAVES 2006-2011CLAVES 2006-2011Mejorar en: Mejorar en: VRVR: : Ensuciamientos Prematuros, T/A´s

URC:URC: Ciclones RX

AZUFRE:AZUFRE: Proceso (taponamientos), T/A´s

USI: USI: Generación Eléctrica

UDC / VACIOUDC / VACIO

32323333

34.834.837.337.338.538.54040

Refinería de Cartagena S. A. 14

Incidentes Ambientales y Frecuencia

Real Periodo

5

12

42

2004 2005 2006 2007

Análisis del desempeño: 2005-2006 Cumplimiento y mayor

efectividad de plan de visitas, auditorias e inspecciones de seguridad.

Implementación y seguimiento de SAS y observación de tareas.

Campañas en HSE como: Programas de Reinducción en HSE, Cero Tolerancia

aplicación sistemática de herramientas del Programa de Optimización ( Permisos de Trabajo, ATS’s, 3 Qués, Control de cambios, Gestión de Incidentes, etc.)

2007 Meta a con DRI Y VRP de Ecopetrol.

Real Periodo9.3

7.25.1

2.7 2.3

8.97

2002 2003 2004 2005 2006 2007

Índice de accidentalidad : Frecuencia

Incidentes Ambientales

No

de in

cide

ntes

No

de a

ccid

ente

s / M

HH

Análisis del desempeño: 2004 No se tuvo en cuenta las paradas no

programadas de la planta de azufre. 2005 Cambio de metodología, incluye las

salidas de la planta de azufre por más de 0.5 h.

2006 Excelente gestión ambiental y mayor confiabilidad de plantas.

2007 Meta a con DRI Y VRP de Ecopetrol.

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COSTOS OPERATIVOS TOTALES

Análisis del desempeño: 2002 - 2004: comportamiento típico de Costos Totales Refinería de

Cartagena 2005: Regionalización de servicios de soporte y cargue de

correspondientes gastos administrativos. 2006: Amortizaciones PMD y proyecto Sensor 2007: Aumento en Costos de Mantenimiento. Cambio en la estructura

de precios del gas natural y Depreciación acelerada de activos.

Real Periodo

2.71 2.73 2.91 3.164.21

2.52

2002 2003 2004 2005 2006 2007

USD

/BB

L

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ENTREGAS PERFECTAS

Análisis del desempeño: 2004-2005-2006 Mejoras en la

confiabilidad de los equipos críticos y mejoras en la planeación de las entregas de productos.

78.3 88.3 95.86 96.7 9695.9

2002 2003 2004 2005 2006 2007% E

ntre

gas

Perf

ecta

s

Análisis del desempeño: 2004-2005-2006 Mejoras en el servicio

de postventa (“Call Center”, disminución en tiempo de atención a reclamos, calibración de medidores), Acompañamiento a clientes.

43

7492 92 9291

2002 2003 2004 2005 2006 2007

Satisfacción del Cliente

Entregas perfectas

% S

atis

faqc

ción