Refinería de Cartagena INDICADORES HISTÓRICOS DE GESTIÓN DEL MANDANTE VS. PLAN 2007 RCSA

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

2. COMPORTAMIENTO HISTÓRICO INDICADORES DE GESTIÓN

3. CARGA DE CRUDO [KBPD] KBDC 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.

4. CARGA A URC [KBPD] KBDC 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)

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: • 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.

9. ITM

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 2005 Gran impacto de las paradas consecuenciales por baja confiabilidad generación eléctrica 2004 • 2004 y 2006 Recuperación de confiabilidad eléctrica.

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. 40 CLAVES 2006-2011 Mejorar en: 38.5 37.3 34.8 33 VR: Ensuciamientos Prematuros, T/A´s 32 URC: Ciclones RX USI: Generación Eléctrica AZUFRE: Proceso (taponamientos), T/A´s UDC / VACIO PARADAS NO PROGRAMADAS 2006 GRC

14. Incidentes Ambientales y Frecuencia Incidentes Ambientales 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 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. Índice de accidentalidad : Frecuencia No de accidentes / MHH

15. COSTOS OPERATIVOS TOTALES USD/BBL 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.

16. ENTREGAS PERFECTAS Satisfacción del Cliente 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. % Satisfaqcción 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. % Entregas Perfectas