Refinería de Cartagena INDICADORES HISTÓRICOS DE GESTIÓN DEL MANDANTE VS. PLAN 2007 RCSA
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Refinería de Cartagena S. A.
Refinería de CartagenaINDICADORES HISTÓRICOS DE
GESTIÓN DEL MANDANTE VS. PLAN 2007 RCSA
Byron Miranda RoseroGerente Refinería de [email protected]
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
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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
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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
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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
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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.
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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
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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
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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
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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
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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