Refinería de Cartagena S. A. Refinería de Cartagena S.A. PLAN ANUAL 2007 Contrato de Mandato...

Refinería de Cartagena S. A.

Refinería de Cartagena S.A.PLAN ANUAL 2007

Contrato de Mandato

SOPORTES DEL PLAN ANUAL 2007 DE MANTENIMIENTO

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

Byron Miranda – Gerente Refinería de Cartagena, Ecopetrol S.A.

22 de Noviembre de 2006


SOPORTES PLAN ANUAL 2007 RCSA

SOPORTES PLAN ANUAL 2007 - CONTRATO DE MANDATO

1. Enfoque del Mantenimiento Rutinario

2. Conceptos Especiales Operativos y de Mantenimiento No ambientales Ambientales

3. Montos Globales de Mantenimiento por Plantas

4. Montos Globales de Mantenimiento por Ejecutores

5. Programas Especiales de Mantenimiento

6. Presupuesto Paradas Programadas de Planta

7. Mantenimiento en Paradas de Planta - Distribución

8. Paradas Programadas de Planta – comportamiento histórico

9. Control de corrosión en tuberías: riesgo, derrame, incendio, etc

10. Beneficios esperados del Plan de Mantenimiento Quinquenal (incluye trabajos especiales)

11. Aspectos Relevantes Operativos

12. Costos Operativos - comportamiento histórico


Total Millardos $ 15.6

Millardos $

4,5

2,5

1,2

2,0

5,5

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

Ambiental Operativos Reaseguradores Energia yPerdidas

Confiabilidad

Tema

Enfoque del Mantenimiento Rutinario

PLAN ANUAL 2007


Conceptos Especiales Operativos y de Mantenimiento

PLAN ANUAL 2007

Refinería de Cartagena S. A. 2

Mantenimiento extraordinario

PLAN ANUAL 2007

Componentes del Mantenimiento Extraordinario

$ 0

$ 5,000

$ 10,000

$ 15,000

$ 20,000

$ 25,000

2007 2008 2009 2010 2011

Años

G$

Pes

os

Manto Extraordinario por Bodega

Manto Extraordinario porImpacto Ambiental

Manto Extraordinario porConfiabilidad

Componentes del Mantenimiento Extraordinario

$ 0

$ 5,000

$ 10,000

$ 15,000

$ 20,000

$ 25,000

2007 2008 2009 2010 2011

Años

G$

Pes

os

Manto Extraordinario por Bodega

Manto Extraordinario porImpacto Ambiental

Manto Extraordinario porConfiabilidad


Montos Globales de Mantenimiento por Plantas

PLAN ANUAL 2007


Montos Globales de Mantenimiento por Ejecutores

PLAN ANUAL 2007


Programas Especiales de Mantenimiento

PLAN ANUAL 2007


Presupuesto Paradas Programadas de Planta

PLAN ANUAL 2007


Total Millardos $ 27.8

5,5

1,6

17,0

0,8

3,0

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

18,0

Viscoreductora1,2,3

U-300 URC Azufre Tanques

Plantas

Millardos $

Mantenimiento en Paradas de Planta - Distribución

PLAN ANUAL 2007


Histórico de costos Paradas de Planta URC

Paradas Programadas de Planta

PLAN ANUAL 2007

PERSONAL TEMP.+ HERRA 9,965 AIU 40 % 3,986 IVA 16% 239 TIMBRE 1.5 % 293 ICA 1% 195 EUC 1% 195 RETENCION 11% 2,148 COSTO CONTRATADA 17,022

Se recomienda ejecutar la T/A directamente por Ecopetrol, ahorrando M$7.057 en impuestos.

Ejecución por EcopetrolEjecución contratada

DURACION Y COSTO T/A's URC, Azufre, U-300

30

30

343740.5282833

45

9,965

17,022

13,278

8,518

5,4375,3894,561

7,456

13,597

0

5000

10000

15000

20000

1990 1992 1995 1997 1999 2002 2004 2007 2007

M$

DIAS COSTO

• Equipo estático - Contratado

• RG,RX,Fraccionadora, electricidad e instrumentos – Personal propio (Temporal)

2006




PLAN ANUAL 2007

DURACION Y COSTO T/A's UDC

29 45 25 34

8,060

12,223

6,841

11,845

02000

40006000

800010000

1200014000

1990 1995 2000 2005

M$

DIAS COSTO




PLAN ANUAL 2007

DURACION Y COSTO T/A UVR

1413

2855

10

1413

13

1,0821,063

540510506

1,068817

516655

0

200

400

600

800

1000

1200

2002 2003 2004 (1) 2004 (2) 2005(EMER)

2005 (1) 2005 (2) 2006 (1) 2006 (2)

M$

DIAS COSTO

• Equipo estático - Contratado

• Electricidad e instrumentos – Personal propio (Temporal)


ÁREA 1000

ARROYO PROPILCO

BA

HÍA

DE

CA

RT

AG

EN

A

Muelle GLPMuelle Botes

Muelle Buques

TK-1017

TK-1103

SKIM POND

SEPARADOR API

TEA

TNPPlataforma

TNP

POLIDUCTO

Muelle BotesTNP

TK-3056

TK-3030TK-3051

ÁREA 3000

PLANTA21

TK-3090TK-3080

TK-3062

ÁREAGLP

ARROYO GRANDE

PISCINAPULMÓN TK-1012

Muelle Opón

TK-1001

TK-1013

TK-1014

TNP-P-6’s

CONVENCIONES

LÍN

EA

S D

E T

RA

NSF

ER

EN

CIA

P-1000

TK-3072

LANDFARMY

ARROYO CASIMIRO

PANORÁMICA DE ESCAPES POR TUBERÍASEN ÁREAS DE REFINERÍA Y TNP

PUENTE

TK-3036

CASA DEVÁLVULAS

Casa de bombas

CA

RR

ET

ER

A M

AM

ON

AL

ESCAPES OCURRIDOS ENTRE 2003 Y 2005

TUBERÍAS RIESGO M-H DE DERRAME

TUBERÍAS RIESGO N-M DE DERRAME

VERTIENTE DIRECTA A LA BAHÍA

INFORMACIÓN CLAVE

500 KM. O MÁS DE TUBERÍASDISTRIBUIDAS EN 300 HA.9000 PUNTOS DE SOPORTE251 “PUNTOS MUERTOS”88 “GRAPAS” AÉREAS

No hay escapes No hay escapes para el 2006?para el 2006?


1. NIVEL FREÁTICO CERCA DE LASUPERFICIE2. SUELO DE BAJA RESISTIVIDAD3. ESTANCAMIENTO DE FLUIDOS4. INSUFICIENCIA DE DRENAJE5. DESPROTECCIÓN DE TUBERÍAS6. ATAQUE CORROSIVO ENTRAMO DE TRANSICIÓN7. ATAQUE CORROSIVO ENPUNTOS DE SOPORTE8. PUNTOS MUERTOS9. GRAPAS Y CAMISAS10. SOPORTES DESALINEADOS

11. DUCTOS DESCENTRADOS YDESTRUIDOS POR CORROSIÓN12. DESLIZAMIENTO DE MUROSDE RECINTOS13. VÍAS CON CAPAS ASFÁLTICASSOBREMONTADAS14. ZONAS ENMONTADAS15. TUBERÍAS CON MÁS DE35 AÑOS

312

67

TANQUE

13

52

1

414

11

10

14

15

98

PROBLEMÁTICA DE TUBERÍAS EN REFINERÍA

Beneficios esperadosPOR CONTROL DE CORROSIÓN EN TUBERÍAS: CORROSIÓN EN TUBERÍAS: RIESGO, DERRAME, INCENDIO, ETCRIESGO, DERRAME, INCENDIO, ETC

PLAN ANUAL 2007

Qué se quiere mostrar aquí, los Qué se quiere mostrar aquí, los riesgos? Si es así, el título de riesgos? Si es así, el título de beneficios esperados no aplicabeneficios esperados no aplica


0.1

1

10

100

1000

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

AÑO

CO

NC

. FE

NO

L,

pp

m

.

CONCENTRACION FENOL SALIDA SKIM PONDCONCENTRACION FENOL A LA BAHIA

0.20.2

RiesgoRiesgo

Problema Actual Problema Actual Beneficios esperados Ambiental :Confiabilidad STARAmbiental :Confiabilidad STAR

PLAN ANUAL 2007


0.1

1

10

100

1000

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

CO

NC

. FE

NO

L,

pp

m

.

CONCENTRACION FENOL SALIDA SKIM PONDCONCENTRACION FENOL A LA BAHIA

0.20.2Riesgo Mitigado Riesgo Mitigado

REUSO AGUAACEITOSA

Plan de Confiabilidad U-100SEGREGAR SODAS GASTADAS

CONTROL ARRASTRE SODA TK

AIREACION CAMARAS 1 - 2 SKIM POND

TTO CONCENTRADO FENOL

TTO PRIMARI0 AGUASACEITOSAS

AIREACION CAMARAS 3 - 4 - 5 SKIM POND

Beneficios esperados Ambiental :Confiabilidad STARAmbiental :Confiabilidad STAR

PLAN ANUAL 2007


Existe una oportunidad de mejora de 38 DPNP a 2010, cuantificada en MUS$ 7.8 en lucro cesante, siempre y cuando se mejoren las condiciones subestandar en USI.

Se cuantifican por lucro cesante entre 2001-06 US$10.25M, la pérdida por los 64 DPNP por falla de los Servicios Industriales en la Refinería de Cartagena.

Beneficios esperados del Plan de Mantenimiento Quinquenal (incluye trabajos especiales)

PLAN ANUAL 2007

Comportamiento y Prospectiva de DPNP y Lucro Cesante Fallas de Servicios industriales - GRC

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

25

Día

s d

e P

ara

da

No

Pro

gra

ma

da

(D

PN

P)

$ -3.0

$ -2.0

$ -1.0

$ -

$ 1.0

$ 2.0

$ 3.0

$ 4.0

$ 5.0

US

$M

- C

os

to L

uc

ro C

es

an

te

DPNP 7 4 21 4 19 9 -7 -9 -11 -11

COSTO DPNP (US$M) $ 0.51 $ 0.21 $ 4.41 $ 0.37 $ 2.15 $ 2.60 $ -1.33 $ -1.71 $ -2.03 $ -2.03

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010


DETALLE PARADAS NO PLANEADAS DETALLE PARADAS NO PLANEADAS GRC 2000-2011GRC 2000-2011

Asegurando los tiempos de las T/A´s de Azufre y VR, se puede obtener una mejora en los DPNP de 9.47d (2007 y 2010) y 2.5d por año respectivamente.

Dias No Programados por extensión de T/A´s

13.6

2.0

12.8

-9.5 -9.5

2.6

3.8

-3.2

4.0

3.3

-3.6

2.6

-2.6

3.2

0.0

2.5

3.6

3.0

-2.5

-2.5 -2.5

-2.5

-2.5

-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

252000 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

DP

NP

VR

VACIO

URC

UDC

SU

-15.5

-2.5 -2.5 -2.5

-17.7

Excluida Extensión Modernización de VR 2002

OPURTUNIDAD DE 40.6 DÍAS EN EXTENSIÓN DE T/A s

USK$1,500 Prom año USK$1,500 Prom año de oportunidadde oportunidad

PLAN ANUAL 2007


ASPECTOS RELEVANTES OPERATIVOS

PLAN ANUAL 2007


COSTO OPERACIONAL

PLAN ANUAL 2007

TENDENCIA DE COSTOS OPERACIONALES EN GRC

3.20

1.82

4.21

3.29

2.512.75

2.52

3.163.13

1.972.061.861.53

2.91 2.52 2.66

1.4

1.6

1.8

2.0

2.2

2.4

2.6

2.8

3.0

3.2

3.4

3.6

3.8

4.0

4.2

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

US

$/B

L

TOTALES

CAJ A


COSTO OPERACIONAL CAJA(SOLOMON)

51.80

44.1042.3042.0038.4042.20

20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

45.0

50.0

55.0

2002 2003 2004 2005 2006 2007

AÑO

Cu

s$

/UE

DC

CAJ A

COSTO OPERACIONAL - SOLOMON

PLAN ANUAL 2007

INCREMENTO DE COSTOS POR: • Mantenimiento de Paradas de Planta (Incluida interventorías).• Tercerización de contratación.• Incremento en PAC compras.• Cambio en estructura de precios de Gas Natural.

Rango primer cuartil de Rango primer cuartil de SolomonSolomon

37.3

21.2

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