Byron Miranda Rosero Gerente Refinería de Cartagena

Presentación del tema: "Byron Miranda Rosero Gerente Refinería de Cartagena "— Transcripción de la presentación:

1 Refinería de Cartagena INDICADORES HISTÓRICOS DE GESTIÓN DEL MANDANTE VS. PLAN 2007 RCSA
Byron Miranda Rosero Gerente Refinería de Cartagena Federico Maya Molina Vicepresidente de Refinación y Petroquímica, VRP – Ecopetrol S.A. 22 de noviembre de 2006

2 COMPORTAMIENTO HISTÓRICO INDICADORES DE GESTIÓN
2002 2003 2004 2005 2006 Proyec. Meta 2006 2007 meta Carga a Refinerías [Kbdc] 73.9 76.7 78.3 72.4 79.8 78 78.6 Carga 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 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 55 Incidentes Ambientales 5 12 2 8 4 Indice de accidentalidad (frecuencia) 9.3 7.2 8.97 5.1 2.3 3.96 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 Entregas Perfectas 88.3 95.9 95.86 96.7

3 CARGA DE CRUDO [KBPD] Análisis del desempeño: KBDC
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 Nivel de carga real sujeta a precios de oportunidad y disponibilidades reales. Mejor desempeño de las unidades de destilación

4 CARGA A URC [KBPD] Análisis del desempeño: KBDC
Mejor desempeño de las unidades de destilación 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

5 CEL (Corrected Energy and Loss Index)
Mejor desempeño de las unidades de destilación

6 DISPONIBILIDAD OPERACIONAL
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.

7 DISPONIBILIDAD MECÁNICA
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.

8 ITM Análisis del desempeño:
: Optimización planta de personal propia áreas mantenimiento. : adicionalmente, incremento de los ciclos de corrida de las plantas UDC y URC : 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. Mejor desempeño de las unidades de destilación

9 ITM Mejor desempeño de las unidades de destilación

10 ITM FRENTE A COSTOS DE MANTENIMIENTO

11 DIAS DE PARADA NO PROGRAMADA
Días Análisis del desempeño: 2001 Gran impacto de las paradas consecuenciales. 2002 Extensión de T/A de VR. 2003 y Gran impacto de las paradas consecuenciales por baja confiabilidad generación eléctrica 2004 2004 y 2006 Recuperación de confiabilidad eléctrica. Mejor desempeño de las unidades de destilación

12 PARADAS NO PROGRAMADAS 2001-2006
170 143 147 71.2 40.6 23.1 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

13 PARADAS NO PROGRAMADAS 2006 GRC
CLAVES Mejorar en: VR: Ensuciamientos Prematuros, T/A´s URC: Ciclones RX AZUFRE: Proceso (taponamientos), T/A´s USI: Generación Eléctrica UDC / VACIO 32 33 34.8 37.3 38.5 40

14 Incidentes Ambientales y Frecuencia
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. No de incidentes Índice de accidentalidad : Frecuencia Análisis del desempeño: 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. Mejor desempeño de las unidades de destilación No de accidentes / MHH

15 COSTOS OPERATIVOS TOTALES
USD/BBL Análisis del desempeño: : 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. Mejor desempeño de las unidades de destilación

16 Satisfacción del Cliente
ENTREGAS PERFECTAS Satisfacción del Cliente Análisis del desempeño: Mejoras en el servicio de postventa (“Call Center”, disminución en tiempo de atención a reclamos, calibración de medidores), Acompañamiento a clientes. % Satisfaqcción Entregas perfectas Mejor desempeño de las unidades de destilación Análisis del desempeño: Mejoras en la confiabilidad de los equipos críticos y mejoras en la planeación de las entregas de productos. % Entregas Perfectas