contralor~a · perforación de pozos con dos torres, mediante el contrato de alianzas operativas....

PETROECUADOR E M P R E S A ESTATAL PETROLEOS DEL ECUADOR

MEMORANDO CIRULAR No. 37 PLN 2007

PARA:

DE:

ASUNTO:

FECHA:

EL ECUADOR HA SIDO, ES Y SERÁ PA~S AMAZ~NICO

AUDITOR GENERAL GERENTE DE OLEODUCTO GERENTE DE PROTECCIÓN AMBIENTAL GERENTE ADMINISTRATIVO GERENTE COMERCIO INTERNACIONAL PROCURADOR GENERAL JEFE UNIDAD ADMINISTRACIÓN DE CONTRATOS PETROLEROS JEFE UNIDAD INVESTIGACI~N Y DESARROLLO TECNOL~GICO JEFE UNIDAD ADMINISTRACI~N FINANCIERA JEFE UNIDAD DE CONTRALOR~A JEFE UNIDAD DE RELACIONES INSTITUCIONALES

ENVÍO PLAN OPERATIVO 2007 APROBADO.

2 3 MAR 2007

Una vez que se ha emitido la Resolución de Directorio No 21-DIR-2007-03-19, mediante la cual se aprueba "El Plan Operativo" correspondiente al año 2007, adjunto al presente sírvanse encontrar un ejemplar de dicho documento, con el fin de que se considere su contenido como oficial y de cumplimiento obligatorio para todo el Sistema PETROECUADOR.

De acuerdo a lo dispuesto en la Resolución de Directorio, la información concerniente al Plan Operativo, debe ser considerada para la elaboración de la "Evaluación Trimestral" que por Ley se debe presentar al Directorio de la Empresa.

Adicionalmente, mucho agradeceré se sirva difundir este documento a todas las áreas o unidades que estén involucr

/

K -k-G.&JAkl GERENCIA A&.

Alpallana E8-86 y Av. 6 de Diciembre. (esquina) Telfs: 2563-060 1 2560-525 - Casiila: 17-11-5007 / 17-11-5008. Quito - Ecuado www.petroecuador.com.ec

vlsló~ ............ 2 ...................................................................................................... DE ESTADO ................................................................................... 2

..... PRINclpA~~s ACCIONES POR AREAS o~ERATIVAS DE LA EMPRESA 2 1 .

á R ~ ~ EXPLOR&~ÓN y p ~ o ~ o c ~ ] ó ~ ......................................... 2 a) POROPERACIÓNDIRECTA ........................... ; ................... 2

b, OPERADORA BLOQUE 15 Y OTROS ........................................ 8 11 .

TRANSPORTEDE CRUDO ................................................... 1 5 11' .

AREA REFINACIÓN ......................................... ......................... 15

lV. A~~~ TRANSPORTE, ALMACENAMIENTO Y

............................. COMERCIALIZA^^^^ INTERNA DE DERIVADOS 20 V.

A ~ ~ A COMERCIALIZA CIÓN ~ E R ~ ~ J A ............................................ 25

''RE CORPORATIVA .................................................................... 26

c u ~ ~ ~ ~ ~ DE LOS PROGRAMAS OPERATIVOS .......................... =.32 Cuadro resumen ............................................................................. 35 Prod~cción de crudo fiscalizada ...................................................... 36

del crudo ......................................................................... 37

de crudo fiscalizada diaria ............................................. 38

....................................................................... T r ' n ~ p o r f e de crudo 3 9

Distribución de la producción de crudo ............................................ 40

............................................................................... carga re finerias 47

................................................................. de derivados 42

.................................................................... de derivados 43 ................................................................. ' m ~ o t t e c i ó n de derivados 44

E x ~ ~ / t a c i ~ n de den'vados ................................................................ 45

P R o ~ ~ c ~ o s DE INVERSIC~N DEL SISTEMA PETROECUADOR .... 46

................. 8' I" versión operación directa de p~ TR 0 PRO DUCCI~ N 47

. , .................................................................. 8.7.7 Area ExpIoracron.. .47

....................................................................... Cuadros resumen 4 9

................................................................... 8.1.2 Area Producción 5 1

........................................................................ Cuadros resumen .56

..................................................................... 8.2 ~royectos Bloque 15 65

................................................................. 8.2.7 Area Exploración.. 6 5

.................................................................... 8.2.2 Area producción 6 6

..................................................................... Cuadros resumen 6 8

............................................... 8.3 Proyectos con Alianzas Operativas 73

............................................................ 8.4 Área Transporte de crudo.. 75

....................................................................... Cuadros resumen 7 8

............................................................................. 8.5 Área Re finación .82

....................................................................... Cuadros resumen 8 6

.............................. 8.6 Área Trans., Alm. y Comercialización Interna 92

Cuadros resumen ........................................................................ 96

8.7 Área Corporativa ............................................................................ 101

Cuadros resumen ........................................................................ 109

CUADROS ANEXOS ............................................................................................ 110-132

Con el propósito de establecer el direccionamiento de nuestra Empresa durante el año 2007, se ha formulado el presente Plan Operativo, enmarcado en los lineamientos definidos por la Presidencia de la República y el Ministerio de Energía y Minas, en cumplimiento de lo dispuesto en su Ley Constitutiva y acorde a la orientación empresarial, expresada por la actual administración.

PETROECUADOR está integrada por Filiales y Gerencias Corporativas, que tienen a su cargo, el desempeño de las actividades básicas operacionales, como son: Exploración, Producción, Transporte, Refinación y Comercialización Interna y Externa de petróleo y sus derivados.

El presente documento contiene en lo fundamental las políticas, objetivos, estrategias y metas operativas, las mismas que se constituyen en instrumentos y guías, para el logro de una gestión exitosa del Sistema PETROECUADOR, y bajo una óptica de enfoque empresarial moderno.

Para la consecución de los principales objetivos y metas previstas en este Plan Operativo, se plantean como premisa, el cumplimiento de tres condiciones fundamentales: el funcionamiento estable de las actividades operacionales y administrativas, la oportuna disponibilidad de los recursos económicos que precisa PETROECUADOR y el fortalecimiento de los valores individuales de su personal.

PETROECUADOR es una Empresa Estatal integrada, cuya finalidad es crear riqueza para el desarrollo de la población ecuatoriana, mediante la eficiente explotación de los recursos hidrocarburíferos, en un marco de respeto y protección al medio ambiente; todo esto de acuerdo con las políticas de hidrocarburos establecidos por el Gobierno Nacional y acorde al marco jurídico vigente.

VISIÓN DE PETROECUADOR AL AÑO 2016

Empresa Petrolera Estatal, de propiedad de todos los ecuatorianos, que maneja los negocios petroleros que le asigna el Estado, con capacidad estratégica, flexibilidad organizacional, autonomía financiera y administrativa y cultura empresarial competitiva; operando con estándares de eficiencia mundial; líder en el mercado nacional; creando valor y riqueza permanente para la sociedad ecuatoriana; y, que complementa su actividad en base a alianzas operativas y estratégicas con otras Empresas.

POLÍTICAS DE ESTADO: LA EXPLOTACIÓN RACIONAL DE HIDROCARBUROS. (Decreto Ejecutivo No 2176 de 13-10-04, R.O. No 448)

Mantener la relación reservas producción de hidrocarburos, con una visión de largo plazo no menor a 25 años. Sustituir la condición de país importador de derivados, por la de exportador de derivados. Incentivar el desarrollo científico y tecnológico del sector hidrocarburífero, con la activa participación de la industria nacional. Desarrollar las actividades hidrocarburíferas, de tal forma que sean sustentables y sostenibles ambientalmente

PRINCIPALES ACCIONES POR &AS OPERATIVAS DE LA EMPRESA

a).- POR OPERA CION DIRECTA

Estas áreas son operadas por la Filial PETROPRODUCCIÓN, cuya misión es la de ejecutar la exploración y explotación de los hidrocarburos de manera sustentable, en armonía con los recursos socio-ambientales, para contribuir al desarrollo económico y al progreso social del Ecuador.

Estas áreas consideradas de alto ries 'o (Upstream) en la industria hidrocarburífera, son de responsabilidad directa de hti'Md PETROPRODUCCI~N, cuya estrat6gica gestión, explorar y explotar h i d m w b ~ a ~ ~ a q u i e r e de la aplicación de principios altamente técnicos, así corno profrmda es@diwibn, los que incluyen un exigente nivel de desarrollo sostenible y equilibrio armóniw, con los sistemas ecológicos y recursos socio-

e las zonas asignadas a sus operaciones.

Su ámbito de o ribe a las áreas concesionadas por el Estado, ha y Libertador; no incluye el túea Tivacuno,

las empresas involucradas; y adicionalmente, los contratos de bbAlianzas Operativas"

con la empresa Dygoil y CPEB, para los campos Victor Hugo Ruales y Atacapi-Parahuacu; y de "Alianzas Estratégicas" con la empresa SIPEC-ENAP para los campos: Huachito, Biguno, Paraíso y Mauro Dávalos. Próximamente podría ser adjudicado el campo Culebra- Yulebra-Anaconda, cuyo proceso de adjudicación se encuentra en la etapa de elaboración de bases, para el correspondiente concurso.

Adicionalmente, administra y supervisa el cumplimiento de los contratos o convenios de los Campos Marginales y Unificados (operados por empresas privadas) tales como: Fanny 18B, Bogui-Capirón, Palo Azul, Pindo, Palanda-Yuca Sur, Charapa - Tigiiino, Coca- Payamino, y Bermejo Norte y Sur.

OBJETIVOS GLOBALES:

Se han definido tres grandes objetivos generales, en lo que a PETROPRODUCCION se refiere: Reservas, Producción y Protección Integral, éste Último a su vez se subdivide en dos: Ambiental y de Seguridad Industrial.

A continuación se encuentran desglosados esos tres grandes objetivos:

RESERVAS

1 E S P E ~ C O las áreas que se encuentran bajo la responsabilidad-directa de 1 PETROPRODIJCCION.

POL~TICA

OBJETIVO

"Incrementar en 35 MM bls las Reservas Probables", mediante:

Sísmica 3D en el Campo VHR: 19 MM bls.

Prospecto Exploratorio Quilla: 6 MM bls. Prospecto Exploratorio Aguajal: 5 MMB bls. Geoestadística en los Campos Atacapi y Parahuacu: 5 MM bls.

9 MM bls. 7 MM bls. 4 MM bls.

a reservas probadas y 30 MM bls. a reservas

Intensificar la actividad exploratoria, que permita el descubrimiento de nuevos prospectos y ampliar el horizonte hidrocarburifero del país. Incrementar el volumen de reservas probadas y probables de crudo, a fin de mantener y10 incrementar la produccibn diaria de petróleo, en

INDICADORDE

GESTION

OBJETIVO

Reservas probadas año 2006 vs. reservas año siguiente. Porcentaje de ejecución de proyectos (avances real 1 avance programado) Inversiones realizadas vs. programadas.

POL~TICA

ESTRATEGIA

Orientar con mayor énfasis, los esfuerzos e inversión hacia los proyectos que permitan compensar la declinación natural de los

META

- .

camoos en oroducción. aue o ~ e r a la Emoresa Mantener, potenciar e incrementar los volúmenes de producción de petróleo, mediante el reacondicionamiento y la perforación de nuevos pozos, en los campos en explotación.

Contratación de 4 torres de perforación, la una a partir de enero 2007 y las tres restantes, durante el segundo semestre. Contar con los recursos necesarios como: personal técnico, contratos y listas de precios vigentes, en todas las áreas involucradas, estudios de impacto ambiental aprobados por la DINAPA, manejo comunitario, disponibilidad de locaciones, tubería e insumos. Perforación de pozos con dos torres, mediante el contrato de Alianzas Operativas. Realizar trabajos de reacondicionamiento, con 12 taladros, desde enero 2007 e implementar operaciones de fiacturarniento y nuevas tecnologías. Adquisición de tubería, insumos y materiales para cambio de líneas de flujo, tubería de producción (tubing) y facilidades de producción. Desarrollo de proyectos de inversión en facilidades de producción, para el manejo de procesos vinculados, con la deshidratación en las estaciones de producción y la incorporación de generación de energía eléctrica.

Producir en campos 63,7 millones de barriles en el año, equivalentes a 174.650 bld o 62,5 millones de barriles de crudo fiscalizado, equivalente a 171.258 bld, con los campos que actualmente están a cargo de PETROPRODUCCI~N. Perforar 24 pozos: 21 direccionales, 1 vertical y 2 exploratorios, con 4 t o m de perforación. Mediante Alianzas operativas @m@;& pozos (4 en Parahuacu y 2 en VHR). kmcondiconamiento de 360 pozos con torre.

Barriles producidos reales vs. barriles programados. Pozos perforados vs. programados. Reacondicimientos realizados vs. programados. Porcentaje de ejecución de proyectos vs. programado.

PROTECCION INTEGRAL

OBJETIVO

Protección Ambiental

ESTRATEGIA

POLÍTICA

META

Desarrollar las actividades de la Empresa, velando por la protección y prevención ambiental, de acuerdo con el Reglamento Ambiental Nacional. v Normas Internacionales.

Controlar que las operaciones, se realicen de manera sustentable y orientadas a la preservación del ambiente. Implementar los Planes de Contingencia de los Planes de Manejo Ambiental, en las diferentes áreas del Distrito Amazónico, realizando simulacros mensuales y adquiriendo los equipos necesarios. Diseñar y establecer mecanismos de coordinación administrativos y operativos, con instituciones públicas y privadas, que se encuentren dentro de nuestras áreas de operación. Construcción, señalización y readecuación de los puntos de control, según los Planes de Contingencia.

1 Diseñar mapas de riesgos por campos, a fin de determinar áreas 1 sensibles y minimizar los impactos ambientales. Completar la implementación de los Planes de Contingencia, en el Distrito Amazónico. Obtener apoyo interinstitucional, para mejorar el tiempo de respuesta, el control y la recuperación de hidrocarburos o derivados, provocados por derrames al ambiente. Disponer de puntos de control habilitados e identificados, según recomienden los Planes de Contingencia, respecto a los Planes de Manejo Ambiental.

Porcentaje de implantación de los Planes de Contingencia 1 Porcentqje de mejora en los tiempos de respuesta para el control

@fa de riesgos por áreas realizadas vs. programadas. control VS. - los - programados.

Seguridad Industrial

POL~TICA

OBJETIVO

ESTRATEGIA

META

INDICADOR DE GESTIÓN

Identificar áreas críticas de la Empresa, con la finalidad de adaptarlas hacia nuevos modelos técnico-administrativos mas seguros, minimizando los riesgos propios de la industria. Actualizar, implementar y evaluar el Plan General de Seguridad, para los campos del Distrito Amazónico.

Identificación, evaluación, medición y disminución de los riesgos, en cada una de las áreas y de acuerdo a los Planes de Seguridad. Conformación de brigadas y realización de simulacros, de acuerdo al Plan establecido. Capacitación al personal involucrado en las operaciones.

Disminución de accidentes de trabajo, conatos de incendios y prevención de riesgos. Disminucidn del número de accidentes de trabajo. Disminución de conatos de incendios.

CON 6 TORRES

SUBGERENCfA DE FXPlORAClON Y DESARROLLO CRONOGRAMA DE PERFORACIQN PARA EL AÑO 2007

ENERO 1 FEBRERO 1 MARZO 1 ABRIL 1 MAYO 1 JUNIO 1 JULIO 1 AGOST. 1 SEPT. 1 OCTU. 1 NOV. 1 DIC. 1

ALIANZAS ESTRATEGICAS

DIRECCION. DlRECClONAL DIRECCION. DlRECClONAL p-II'"") I"""-IFI 400 400 400 400

YACICVtGPIMMC14 Diciembre12007

b).- OPERADORA BLOQUE 15 Y OTROS.

La Unidad de Administración y Operación Temporal del Bloque 15 y Campos Unificados Edén-Yuturi y Limoncocha, se regirá bajo el siguiente Plan Operativo, para el año 2007.

Su misión será la de realizar la exploración y explotación de los yacimientos hidrocarburíferos del Bloque 15 y Campos Unificados Edén-Yuturi y Limoncocha, en forma segura, competitiva, proactiva y sustentable; agregando valor a todas las fases de su gestión, con el concurso de talento humano comprometido con la integridad ética, el cuidado ambiental y la responsabilidad social.

BASE LEGAL:

De conformidad con lo establecido en el Decreto Ejecutivo No 1546, publicado en el Registro Oficial No 300, del 17 de junio del 2006, mediante el cual se declaró-en estado de emergencia la operación del Bloque 15 y campos unificados Eden-Yuturi y Limoncocha; y, de acuerdo al Art.4, en el que se crea la "Unidad de Administración y Operación Temporal del Bloque 15 y campos unificados Eden-Yuturi y Limoncocha, como entidad adscrita a la Vicepresidencia de PETROPRODUCCI~N, que en forma descentralizada se encargará de administrar, controlar y coordinar sus actividades; y que de acuerdo al literal g) del articulo 5) del mencionado Decreto Ejecutivo, la Unidad de Administración y Operación Temporal del Bloque 15 y campos unificados Edén-Yuturi y Limoncocha, deberá preparar el 'Tlan y Presupuesto de Inversiones" para la operación de las áreas revertidas, los mismos que serán sometidos a aprobación, de la Dirección Nacional de Hidrocarburos y del Consejo de Administración de PETROECUADOR.

En aplicación a esta normativa legal, la "Unidad de Administración del Bloque 15", presentó su programa de actividades, en el cual se han propuesto cumplir tres grandes objetivos globales, que los enunciamos y definimos a continuación:

OBJETIVOS GLOBALES:

Canalizar los esfuerzos financieros, hacia nuevos proyectos de inversión, que permitan realizar la exploración y explotación de los hidrocarburos del Bloque 15 y otros, de manera sustentable y en armonía con los recursos socio-ambientales, a fin de contribuir al desarrollo económico del Estado.

RESERVAS

Canalizar los esfuerzos fmancieros de la Unidad de Administración J

operación Temporal del Bloque 15 y Campos Unificados Edén-Yuturi j Limoncocha, hacia los proyectos de inversión, que permitan estabilizar y revertir la declinación natural de los campos en producción; y, que facilite el óptimo manejo de los yacimientos, que conllevan a un mayo, y mejor recobro, con el consiguiente beneficio económico para el Estado.

ESTRATEGIA

lNDICADoR DE GETIÓN

utilizando el conocimiento geológico-geofísico de las áreas de Palmar y Pañayacu.

Realizar estudios geológicos-geofísicos e ingeniería de yacimientos, que permitan el descubrimiento de nuevas reservas

.y la incorporación conjunta con otras ya descubiertas, para aprovechar las economías de escala. Ejecutar la perforación de pozos, con el fin de descubrir acumulaciones de petróleo en trampas combinadas estructurales y estratigráficas, en los reservorios de las formaciones Napo y Hollín.

Incorporar a la producción en un plazo de dos años, reservas de 56,4 MM bls, 19,9 de nuevas reservas (Palmar Oeste y Pañayacu y 36,5 reservas no desarrolladas (Quilla,Pacay,Aguajal y Dumbique). En el 2007 25,s MM bis. y 30,6 MM bls. en el 2008.

Programa de perforación exploratoria (incluye un pozo). Los estudios se orientarán a la arena MI, U superior e inferior y Hollh, en el prospecto:

Palmar Oeste 4.21 MMBO

Realizar inversiones por US $5,4 millones Reservas probadas año base vs. Reservas probadas año 2007. Pozos exploratorios realizados vs. programados. Inversiones realizadas vs. programadas

& ,:- . .

&ntrataqwtro torres de perforación.

OBJETN0

descubridor

Maximizar los recobros e incrementar los volúmenes de producción de petróleo, a trav6s de la asignación oportuna de recursos financieros suficientes, p m la perforación direccional y vertical, el mantenimiento de los -pos y la incorporación a la producción de los nuevos campos descubiertop@ ~ 1 : 2007.

Turnali

META

INDICADOR DE GETIÓN

Perforar 26 pozos direccionales. Producir 32,12 millones de barriles, distribuidos de la siguiente manera: Campo Indillana 3.898.182 bls Campo Limoncocha 3.100.397 bls. Campo Edén-Ytuturi 2 1.707.63 1 bls Campo Yanaquincha 2.295.095 bls. Campo Paka-Sur 1 .O1 2.246 bls. Campo Paka-Norte 108.116 bls.

Realizar inversiones por US $286,89 millones. Producción programada vs. Producción real Pozos programados vs. Pozos perforados Completaciones programadas vs. Completaciones ejecutadas. Inversiones realizadas vs. programadas.

AMBIENTAL,

OBJETIVO

POLÍTICA

ESTRATEGIA

Mejorar los procesos empresariales y gerenciales existentes, para mantener y fortalecer su cultura ambiental y de esta manera cumplir con las leyes, reglamentos y nomas, vigentes en el País. Dar cumplimiento a la base legal, a fin de que las actividades de exploración y producción de- petróleo, se- realicen de manera sustentable y orientada hacia la del medio ambiente.

Re-certificar las Normas ISO 14001, en iguales o mejores condiciones que la existente con la anterior operadora. Generar un complejo sistema de gestión, en base a un cuantificador de aspectos ambiéntales y una constante actualización de los sistemas de mitigación ambiental Cumplir con la realización de auditorias ambientales. Realizar monitoreos y análisis de emisiones. Realizar monitoreos y análisis en laboratorios~certificados. Preparar personal para brigadas de remediación de derrames en el campo.

Perforar un pozo inyector de agua de formación

META

Auditoria ambiental al Bloque 15 Recolección de desechos Mantenimiento de incineradores de desechos Mantenimiento de plantas de tratamiento de aguas negras. Monitoreo de emisiones atmosféricas. Monitoreos de líquidos y ripios de perforación Adtcu.0 manejo y operación de rellenos sanitarios. ~eleccihn y certificación final de desechos reciclables y no- raclclables.

, -1. -- *iento . de desechos especiales .-.

SALUD OCUPACIONAL-SEGURIDAD INDUSTRIAL

r

INDICADOR DE GESTI~N

Canalizar los esfuerzos de la Unidad Administrativa hacia una operación segura, utilizando el análisis la prevención de riesgos, en el sitio de trabajo como herramientas proactivas, para minimizar los mismos, en las actividades de producción de petróleo y proteger la integridad de los trabaiadores e instalaciones del Bloaue 15

Remediar los desechos de hidrocarburos. Capacitación para controlar derrames y otras contingencias Cooperar en auditorias ambientales gubernamentales. Implementar un Sistema de gestión Ambiental. Realizar estudios de Impacto Ambiental en nueva operación Mantener personal y equipos ambientales en condiciones operativas. Reforestar y mantener la certificación en las áreas de influencia directa de las operaciones. Certificación ISO 14001 (Finales del año 2007) Cumplimiento del 100% del plan de monitoreo interno. Cumplimiento del 85% del plan de capacitación ambiental. Cumplimiento de 100% de los parárnetros permisibles. Cumplimiento de 100% en los puntos de emisión e inmisión (excepto emisiones gaseosas). Cumplimiento de 100% de disposición final de desechos. Cumplimiento de 85% de la matriz de capacitación HES, referente al medio ambiente. Mantenimiento del 100%, del equipo de contención de derrames, en condiciones operativas.

OBJETIVO

Cumplir y hacer cumplir las regulaciones Nacionales, en lo referente a Salud Ocupacional y Seguridad Industrial. Mantener estándares nacionales e internacionales aplicables a la ejecución de las operaciones en el Bloque 15 y áreas de influencia. Prevenir incidentes que afecten la vida de las personas, la integridad de los bienes y el desarrollo de procesos. Crear y establecer procedimientos claros y precisos para que las operaciones se ejecuten con la mas alta calidad en Salud

nal y Seguridad Industrial, sobre la base del mejoramiento

ibn de incidentes ntes vehiculares.

ntrol del nuevo sistema de permisos de trabajo.

META


Capacitación semanal a los empleados de las empresas contratistas en temas relacionados con las actividades del Bloque 15. Entrenamiento permanente de las brigadas de emergencia. Entrenamiento en control de incendios.

. Entrenamiento en rescate y primeros auxilios. Control y manejo de químicos y emergencias con químicos. Mantenimiento, calibración y control de los equipos de monitoreo

o Inspección permanente de los equipos de emergencia y sistemas contra-incendios. Mantenimiento de la señalización de seguridad en el Bloque 15 Desarrollar el proyecto de Biogeneración. Certificar nuevamente las OHSAS 1800 1 Continuar con una operación confiable y segura Reducir el número de incidentes registrables Analizar y disminuir los riesgos para mejorar los sitios de trabajo. Disminuir la conflictividad social Acceso a actividades de crecimiento económico, capacitación, mano de obra y servicios locales, de los pobladores de las áreas de influencia. Certificado OHSAS 18001 Indice de incidentes registrables para el personal propio - IRR = O indice de incidentes registrables para contratistas - IRR = 0,8 Indice de incidentes registrables combinado - IRR = 0.65 Cumplimiento de la matriz de entrenamiento para personal propio > 90% Cumplimiento del entrenamiento de las brigadas de emergencia > 90% Actualización de mapas de ruido y riesgos de todas las locaciones del bloque 15 y matriz de riesgos del personal = 100% Difusión de los mapas de mido y riesgos y matriz de riesgos a los empleados propios del bloque 15 = 100% Dosimetría de ruido, del personal de campo del bloque 15 = 100%. Programa de vacunación del personal de campo = 100%.

RELACIONES COMUNITARIAS Y RESPONSABILIDAD SOCIAL

Mantener y consolidar la gestión social y la de responsabilidad social, ante los grupos humanos ubicados en el área de influencia y considerando al contexto nacional como la comunidad ecuatoriana.

OBJETIVO

ESTRATEGIA

Estructurar un programa de relaciones comunitarias y de responsabilidad social, para el bloque 15, orientado a la participación d beneficios a las comunidades y10 poblaciones de las áreas de influencia directa de sus operaciones. Celebrar convenios y acuerdos de compensación, indemnización y10 colaboración con las comunidades. Desarrollar metodologías para prevenir conflictos con las comunidades Desarrollar un sistema de relaciones, que permita la ejecución de las operaciones y proyectos, dentro de un marco de respeto, solidaridad, armonía, cooperación y consulta. Desarrollar sistemas de documentación y registro, de las actividades de relaciones comunitarias y responsabilidad social. Establecer alianzas estratégicas, con otras instituciones estatales, responsables de la zona, así como otras cuyos objetivos se enmarquen dentro de los principios de autogestión, coparticipación, desarrollo sostenido y conservación de los recursos naturales.

META

Disminuir la conflictividad social a través de la generación de programas que alienten la disposición de mejores servicios en las comunidades. Acceso a actividades de crecimiento económico, acceso a capacitación, mano de obra y servicios locales. Disminución de paralizaciones de las operaciones. Mejora de los niveles nutricionales.

1 qplot&8n de recursos que no estén ligados a la industria (


Aumento de ingreso familiar Aumento de la taza de escolaridad. Aumento de las actividades sostenibles, basadas en la

11.- ÁREA TRANSPORTE DE CRUDO

Esta área esta administrada por la Gerencia de Oleoducto, su misión se encamina al transporte de crudo oriente a través del SOTE, segregando los diferentes tipo de crudo, con el fin de abastecer con la calidad de crudo que demanda las refinerías de la región costa y el Terminal Marítimo de Balao, mediante el uso de tecnología de punta, al menor costo posible y preservando el ecosistema.

META

111.- AREA R E F I N A C U ~ .- . ,c. . ::)irt - . .. - - . .

-

OBJETIVO

ESTRATEGIA

INDICADOR DE GESTION

Esta área es manejada INDUSTRIAL, su misión está encaminada a refinar e industriali a producir derivados hidrocarburíferos, que traten de cubrir la d dares de calidad y bajo normas nacionales e internacionales, p edio ambiente y contribuyendo al desarrollo productivo del país. -

, *d

Optimizar la infraestructura del SOTE, a fin de que el Sistema PETROECUADOR cuente con un transporte de crudo eficiente y eficaz, asegurando el suministro de materia prima a las refinerías y la entrega para exportación de crudo, observando la normatividad que hace relación a exigencias ambientales y demás reglamentación inherente a la industria.

Transportar la totalidad de crudo producido por PETROPRODUCCI~N, el correspondiente a la participación del Estado y el de las compañías usuarias del SOTE. Mejoramiento de la infiaestnictura y del control de las operaciones del SOTE. Mantenimiento preventivo de la línea. Mantener la máxima capacidad de transporte, que es de 365.000 bpd (390.000 bpd, usando químico reductor de fricción) para un crudo promedio de 23,7" API y una viscosidad de 88 cSt (centi-stocks). Implementar y mantener un Sistema de Gestión Ambiental certificado con la Norma ISO 1400 1 :2004 en las Estaciones de Bombeo, Estaciones Reductoras de Presión, Campamentos y Terminal Marítimo de Balao. Invertir US $24,3 millones en el desarrollo de proyectos Volumen de crudo transportado vs. Volumen de crudo recibido. Número de sitios certificados vs. Números de sitios programados. Inversión realizada vs. programada

META

POLÍTICA

OBJEnV0

INDICADOR DE GESTION

Mejorar la producción nacional de combustibles, mediante la rehabilitación de la infraestructura de refinación del país y la ejecución de proyectos complementarios, que permitan al Estado Ecuatoriano, reducir la importación de derivados del petróleo. Industrializar hidrocarburos en el país, para producir derivados, a través de una eficiente gestión empresarial, preservando el equilibrio ecológico y previniendo y controlando la contaminación ambiental.

Mejorar la infiaestructura de refinación para garantizar la continuidad operativa y maximizar el uso de la capacidad instalada en las plantas industriales de la Filial. Cumplir de manera prioritaria, los aspectos técnicos y regulatorios en materia de seguridad industrial, salud ocupacional, gestión ambiental y calidad de productos. Transparentar la gestión técnica y administrativa. Cumplir con el cronograma de paros de mantenimiento de las diferentes unidades de las refinerías, con el fin de no afectar a la oferta de derivados. Realizar inversiones que permitan incrementar la producción de derivados en los próximos años y con esto reducir las importaciones de gas licuado de petróleo, diese1 y nafta de alto octano. Recuperar la capacidad instalada de vapor y energía eléctrica en la Refinería Estatal de Esmeraldas. Monitoreo permanente del cumplimiento tanto de la oferta como de la demanda de hidrocarburos con el objeto de reprogramar actividades, destinadas a satisfacer el mercado nacional. Producir 63,8 millones de barriles de derivados, en los que se incluye 2.043 miles de barriles de nafta debutanizada, base y pesada, que se destinarán a la exportación. Adicionalmente se incluye 1.658.3 13 barriles de gasolina extra que se prepara en el Terminal de Pascuales, y 2.730.677 barriles que se mezclan en el Terminal de El Beaterio.

Procesar 57,l millones de barriles de crudo en Refinerías, de conformidad al siguiente detalle:

Esmeraldas 36,O La Libertad 14,7 Amazonas 6,5

Cumplir cm el presupuesto de inversiones asignadas para el año 2007 en un Ido% ( US $ 1 13,9 millones).

Barril08 producidos reales vs. programados Bafiiles da carga en refinerías reales vs. programados k b t ~ dc10Wo de inversiones vs. monto programado

A continuación se presenta un detalle de los principales parárnetros en los cuales se basa la proyección de producción de derivados, para las principales refinerías del país:

REFINERÍA ESTATAL ESMERALDAS:

Esta refinería procesará 36.025.155 de barriles, equivalentes a trabajar a 102.972 budía, con un porcentaje de funcionamiento equivalente al 88% de capacidad de diseño. Este volumen de carga también significa que:

La Unidad FCC trabajará al 71% día calendario durante el año 2007, equivalentes también a trabajar 272 días al 95%.

En tanto que la Unidad CCR trabajará al 79% día calendario 6 361 días al 80% de capacidad.

Se considera que a partir de la tercera semana de marzo, entrará a funcionar la nueva planta Isomerizadora de la REE con una carga de 1.930 blldia de nafta liviana.

Paros de Mantenimiento

La periodicidad de los paros de mantenimiento es la siguiente:

Crudo 1 Crudo2 Vacío 1 Vacío 2 Visbreaking 1 Visbreaking 2 FCC HDT/CCR/HDS Isomerizadora

Sin paros 16 días de abril + 19 días de mayo Sin paros 16 días de abril + 19 días de mayo Sin paros 14 días de marzo y 3 1 días de noviembre 83 días entre febrero, marzo, abril y mayo Sin paros 3 1 días entre enero, febrero y marzo

Esta refinería procesará 14.660.662 barriles, equivalentes a trabajar a 41.740 budía. Con un porcentaje de funcionamiento equivalente al 90% de capacidad de diseño.


La periodicidad de los paros de mmterhniento es la siguiente: '. s.."

Parsons -. ;, 6tpB 1 1 días en abril Universal .: ,&C&L - - 18 días entre abril y mayo Cautivo I - Sin paros

COMPLEJO INDUSTRIAL SHUSHUFINDI

La refinería Amazonas procesarán 6.46 1.675 barriles equivalentes a trabajar a 18.600 blldía operación, con un porcentaje de funcionamiento equivalente al 90% de capacidad de diseño.

La Planta de gas de Shushufmdi cargará 3.106 millones de pies cúbicos; trabajará a 8,5 millones de pies cúbicos díalcalendario y a 64.7 1 gpm/ día calendario (o teóricamente a 25 MMCDF y 150 GPM durante 124 y 1 57 días respectivamente).


La periodicidad de los paros de mantenimiento es la siguiente:

Amazonas 1 Amazonas 2 Planta de gas

20 días entre junio y julio. Sin paros Sin paros

RENDIMIENTOS

Para realizar este cálculo se utilizan para la Refinería de Esmeraldas, los rendimientos promedio de enero- julio 106 período en el que se procesó un crudo de un grado API de 25,17 y que se los toma como válidos para calculo del presente programa

Refinería la Libertad, se toman igual los rendimientos promedio del período enero-julio106 con un API promedio de 27,80

Complejo Industrial de Shushufindi, se toman rendimientos del período enero-juniol06, correspondientes a un crudo procesado de 29,17 "API

CONSIDERACIONES GENERALES:

Se han utilizado los siguientes criterios:

a) El octanaje de la nafh tratada de REE utilizado en los cálculos, es de 90. b) El octanaje de la nafta reformada de REE considerado en los cálculos, es de 83

octanos y el % de los .aoWicos de 5 1. c) El octanaje de la naif& o importada y descargada en REE, se considera

de 91 octanos. REE, se considera de 80 octanos. gasolinas, que el aporte de la gasolina base + , como transferencia desde el Beaterio con un

te para la preparación de gasolina extra.

Se preparará gasolina extra normal en el Terminal Pascuales. El crecimiento de la demanda de la gasolina extra y súper previsto para el año 2007, hace necesario que se importe más nafta de alto octano y que parte de ella sea revertida en el sur del país; por esta razón se considera preparar más gasolina extra en RLL, con la finalidad de enviarla vía Poliducto a Pascuales y no solamente cubrir la demanda de la zona de influencia (Península, Galápagos y Manta).

h) La gasolina pesca Artesanal en REE, se preparará de la siguiente manera:

G. base + G. natural Nafta pesada REE

i) Para la transformación de TM a bls. en el caso del LPG, se consideran las siguientes densidades:

REE RLL CIS

DENSIDAD TMíM3

j) Este programa considera que el residuo de la Refinería Estatal de Esmeraldas, se lo prepara con Cutter Stock, para obtener Combustible Mezcla (Fuel Oil No 6), el Cutter Stock deberá ser importado temporalmente por las empresas compradoras, a nombre de PETROECUADOR.

k) Se considera preparar en el año 2007,empezando desde enero, el Fuel Oil No 4 con Cutter Stock, el cual entrará al pais bajo la modalidad de importación definitiva.

1) Del total del cutter stock introducido al pais en el 2007 (3'664.994 bls), el 25,81% se utilizará en la preparación del Fuel Oil pesado tipo N06; el 8,08% para preparación de Fuel Oil NO4 de cabotaje; y, la diferencia el 66,11%, para el Combustible Mezcla (Fuel Oil No 6), de La Refinería Estatal de Esmeraldas.

m) La preparación de las gasolinas extra y súper en la Refinería Esmeraldas, estará en función de la capacidad de evacuación del Poliducto Esmeraldas- Santo Domingo.

n) La unidad FCC dejará de operar por 83 días entre febrero y mayo, para realizar trabajos de ampliación y del cambio del combustor.

o) Se conserva el mismo esquema de producción de asfaltos en REE. Se considera en función de las estadisticas, una producción del 20% como asfalto RC-250 y el 80% como cemento asfáltico, k misma que se encuentra en función de la demanda

p) Los días de stock de seguridad utilizados en los balances oferta-demanda son:

PRODUCTO

LPG Jet a-1 Diese1 2 + diese1 premiun Gasolina extra Fue1 oil NO4

No DIAS STOCK

q) El Spray Oil en E L se lo produce en % de azufre de alrededor de 0,85% en peso, producto que deberá continuar autorizado por la DNH, para poder ser despachado y comercializado, esto se debe a la calidad del crudo que se entrega como materia prima a esa Refinería.

r) Para la producción de LPG de RLL, se toma un rendimiento de LPG promedio de la estabilizadora, frente a su carga de 3.767 blsldía, en el período enero-julio 06 y una densidad de 0.5499.

S) No se considera la producción de LPG proveniente del proyecto Sacha, ya que este proyecto se lo implementará en el 2008.

t) No se considera en el 2007 la producción de la unidad de azufre nueva, por cuanto no existe carga para las dos plantas. La planta antigua funcionará al 90%.

u) La producción de azufre de REE, se la destinará para la venta; por lo tanto REE comprará el ácido sulfúrico necesario para su operación.

v) Se continuará con la transferencia de crudo peninsular desde RLL a REE, con el propósito de utilizarlo como carga en la unidad FCC, ante el d6ficit de gasóleos de las Unidades de Vacío 1 y 2.

IV. ÁREA TRANSPORTE, ALMACENAMIENTO Y COMERCIALIZACI~N INTERNA DE DERIVADOS

Esta área se encuentra a cargo de la Filial PETROCOMERCIAL, su misión es la de satisfacer la demanda nacional de derivados de petróleo, mediante el transporte, almacenamiento y comercialización; con calidad, cantidad, seguridad, oportunidad y respeto al medio ambiente y cumpliendo normas nacionales e internacionales.

TRANSPORTE DE DERIVADOS

ALMACENAMIENTO DE DERIVADOS . i 8 .

POL~TICA

OBJETIVO

META

INDICADOR DE

G ~ s ~ l ó N

Modernizar y optimizar la operación de la red existente de poliductos. Transportar los derivados de petróleo con oportunidad, calidad, sehridad y protección al medio ambiente y de conformidad a los volúmenes programados.

Mantener las instalaciones y equipos en condiciones óptimas de operación. Disponer de planes de contingencia para los poliductos. Operar el sistema de poliductos con efectividad y seguridad. Delimitar el derecho de vía de los poliductos de la Gerencia Regional Sur y asegurar su inviolabilidad. Transportar los siguiente volúmenes de derivados:

Poliducto Esmeraldas-Sto. Domingo 20,165 Mbls. Poliducto Sto. Domingo-Beaterio 1 1.240 Mbls. Poliducto Sto. Domingo-Pascuales 6.18 1 Mbls. Poliducto Quito-Ambato-Riobarnba 3.085 Mbls. Poliducto Shushufmdi-Quito 3.228 Mbls. Poliducto Libertad- Pascuales 5.250 Mbls. Poliducto Liberatd-Manta 2.285 Mbls. Poliducto Tres Bocas-Pascuales 6.986 Mbls. Poliducto Tres Bocas-Fue1 Oil 1.726 Mbls. Poliducto Tres Bocas-Salitral 9.019 Mbls.

Cumplir los programas de mantenimiento Actualizar el plan de contingencias. Mantener las diferencias volumétricas en los poliductos, dentro de la norma internacional OIML-R 117. (Productos limpios +/-0.3%; GLP +/- 1 %). Analizar alternativas y delimitar y asegurar el derecho de vía, en los poliductos de la Regional Sur. Volumen transportado vs. programado. Programa de mantenimiento ejecutado vs. programado. Plan de contingencia. Difenncias reportadas vs. diferencias establecidas por norma. Derecho de vía delimitado.

- MlETA

INDICADOR DE

GESTIÓN

Mantener las instalaciones y equipos en condiciones óptimas de operación. Disponer de planes de contingencia para los Terminales y Depósitos. Operar los Terminales y Depósitos con efectividad y seguridad. Delimitar el derecho de vía de los Terminales y Depósitos a nivel nacional. Despachar los siguiente volúmenes de derivados:

Terminal El Beaterio 9.5 14 Mbls. Terminal Sto. Domingo 2.743 Mbls. Terminal Ambato 2.4 16 Mbls. Terminal Riobamba 669 bls. Terminal GLP Oyarnbaro 676 bls. Terminal Pascuales 14.730 Mbls. Terminal Cuenca 2.429 Mbls. Depósito Loja 987 bls. Terminal Fue1 Oil 1.726 Mbls. Terminal El Salitral 9.023 Mbls. Depósito Baltra 205 bls.

Mantener los niveles de stock de seguridad, establecidos en el estudio técnico, aprobado por la Vicepresidencia en actas de trabajo del Plan Operativo 2006 (4-05-2006). Cumplir con los programas de mantenimiento establecidos. Mantener las diferencias volumétricas en el balance de movimiento de productos en Terminales y Depósitos dentro de la norma internacional OIML-RI 17 (productos limpios +/- 0,3%; GLP +/- 1 Yo). Analizar, delimitar y asegurar las fianjas de seguridad de los Terminales y Depósitos, que se encuentran pendientes. Actualizar planes de contingencia Volumen despachado vs. programado. Stock de seguridad mensual vs. stock según normas. Ejecución plan de mantenimiento. Diferencias reportadas vs. diferencias establecidas por norma. Franjas de seguridad delimitadas vs. programadas. Planes de contingencia actualizados vs. programados

META

-

Alcanzar una mayor participación de PETROCOMERCIAL, en la comercialización de los derivados de hidrocarburos a nivel nacional, de acuerdo con la disponibilidad de producto. Alcanzar el 15,56 % de participación, en el mercado de productos limpios para el sector automotriz. Detectar las necesidades y atender los requerimientos de personal de planta y tercerizado en las áreas Administrativas y Operativas de las Gerencias Regionales. Recuperar la cartera vencida por la comercialización de combustibles al sector privado. Mejorar y fortalecer la imagen institucional de PETROCOMERCIAL. Lograr concienciar a la población aledaña a los poliductos, sobre el impacto negativo económico y ambiental, que ocasionan las perforaciones clandestinas. Desarrollar las actividades empresariales, con estricto respeto al medio ambiente, fortaleciendo la protección y prevención ambiental, de acuerdo con normas y estándares internacionales. Optimizar el sistema de seguridad física para el personal, instalaciones y equipos.

Atender con oportunidad, los requerimientos de las comercializadoras, en base a la disponibilidad de derivados en los diferentes Terminales y Depósitos. Elaborar Programas de abastecimiento mensuales. Incrementar las ventas en cada uno de los segmentos del mercado interno. Desarrollar e implementar un plan de negocios de PETROCOMERCIAL-Comercializadora. Realizar auditoria de personal y atender oportunamente los requerimientos de recurso humano. Gestionar la recuperación de la cartera.

Difundir a nivel nacional la gestión y hechos relevantes de la Filial PETROCOMERCIAL. Obtener la certificación internacional ISO-14001, en las áreas operativas &e l a Regional Norte. M a n ~ a g S , r a t i v o s los sistemas de gestión ambiental (SGA) y d~cacia&wambientales obtenidas.

mas de seguridad industrial y protección

grama mensual de abastecimiento durante los

23


aéreo combustibles y del 80% en pesca artesanal; a través de la Comercializadora. Elaborar y aprobar el Plan de Negocios de la Comercializadora. Realizar auditorias por áreas de trabajo.

, Recuperación del 100% de la cartera vencida al sector privado. Realizar encuestas para medir el grado de concientización de la población aledaña, a la línea de poliductos. Entrega mensual de boletines de prensa y elaboración de una campaña publicitaria, referentes a hechos relevantes, a la población y medios de comunicación. Obtener la certificación ISO 14001 para el Terminal El Beaterio, Oyambaro, Estación de servicio PETROCOMERCIAL. Implantar el sistema de gestión ambiental (SGA) en las áreas operativas de Santo domingo, La Toma, Chaullabarnba, Pascuales, Salitral y Salitral Fue1 Oil. Mantener operativos los sistemas de gestión ambiental ya implementados. Diagnóstico, caracterización, remediación e indemnización de suelos contaminados. Revisar y actualizar los Planes de Emergencia. Disminuir el número de perforaciones clandestinas. Invertir US $ 122,2 millones, en el desarrollo de proyectos. Volumen despachado vs. volumen programado. Programas de despacho aprobados vs. programados. Participación en los diferentes segmentos vs. participación programada. Plan de negocios aprobado vs. programado. Certificaciones obtenidas vs. programadas. Auditorias realizadas vs. programadas. Porcentaje de valor cartera recuperada vs. programada. Encuestas realizadas vs. programadas Boletines y plan de campaña publicitaria realizados vs. programados. Programas de gestión ambiental ejecutados vs. programados. Mantqnimiento de certificaciones obtenidas vs. certificaciones vigenks d o s anteriores.

realizadas vs. programadas. realizados y actualizados vs. programados.

. e oracipes clandestinas ejecutadas vs. perforaciones año 2006. a @

Esta área se encuentra a cargo de la Gerencia de Comercio Internacional, su rnisiún se encamina a exportar los excedentes de petróleo y derivados e importar los derivados deficitarios que el país demanda, en cantidad, oportunidad y mejores precios vigentes en el mercado internacional.

El volumen de crudo a exportar por parte de PETROECUADOR, será la diferencia entre el volumen producido fiscalizado, menos el volumen de consumo interno.

OBJETIVO

FortaIecer la política de comercialización externa de petróleo, a trav6s de la diversificación de mercados, la búsqueda de precios adecuados y estables, y la determinación de f i m l a s de precios acordes con la realidad del mercado internacional. Exportar los excedentes de petdleo y derivados e -importar los derivados deficitarios a los mejores precios vigentes en el mercado internacional.

Reforzar la presencia de crudo oriente en los mercados tradicionaIes. Suscribir contratos de compra-venta a largo plazo y en lo posible con Empresas Estatales.

* Biísqueda de precios adecuados y estables. Determinación de fórmulas de precios acordes con la realidad del mercado internacional. Realizar estudios de competitividad de los crudos oriente y napo, tendiente a utilizar nuevos marcadores, relacionados estrechamente con sus características físico-químicas y de gravedad MI.

* Exportar 69,s millones de barriles de crudo oriente y napo. IncIuye 10,5 millones de barriles de crudo de convenio can VenenieIa. Exportar 55 millones de crudo reducido. Exportar 2,O millones de barriles de nafta debutanizada y pesada.

e Impostar 5,8 millones de barriles de nafta de alto octano. Incluye

llones de barriles de diese1 oil. Incluye 4.8 es convenio con Venezuela.

es de barriles de Cutter Stock. ión de nafta debutanizada y pesada US $64,36

ción de derivados US $ 80,38 por barriI

VI. ÁREA CORPORATIVA

INDICADOR DE

G E S T I ~ N

Adicionalmente a las labores operacionaies realizadas por las diferentes FiIiales y Gerencias Corporativas, la Matriz del Sistema PETROECUADOR, tiene como misión, la de crear, desarrollar y mantener procesos empresariales eficientes y eficaces, orientados a la practica de una cultura interna competitiva.

Volúmenes exportados reales vs. Programados. Volúmenes importados reales vs. Programados. Precio de exportación real vs. Programado. Precio de importación real vs. Programado. Estudios realizados vs. estudios programados

FORTALECIMIENTO A LA GESTION EMPRES-

El Sistema PETROECUADOR asegurará la eficiencia y eficacia en la POLÍTICA utilización de sus recursos empresariales, para el cumplimiento de 102

ESTRATEGIA

objetivos operativos y estrat6gims. Incrementar la eficiencia y eficacia de la gestión empresarial del Sistema PETROECUADOR.

Desarrollar e implantar la Organización por Procesos y Administración del Cambio, para el fortalecimiento Instituciond del Sistema de PETROECUADOR. Definir, desarrollar e implantar el Sistema de Control Interno de Gestión, a nivel de los procesos de Negocio Corporativo, con la asesoría de Auditoria Interna. Definir, desarrollar e implantar, el Tablero de Control (BSC), de la Gestión y Desempeño Empresarial. Definir, desarrollar e implantar, las Competencias requeridas del Recurso Humano, para apalancar la Gestión Estratégica y Operativa. Disefiar, desarrollar e implementar, los subsistemas de Recursos Humanos, sobre la base de competencias, que incorpore la evaluación periódica de las Competencias existentes, contra las competencias necesarias, para el nivel de desempeño requerido, de la cual se generará dinámicamente el Plan Integral de Capacitación, a nivel Corporativo. SimpWWt y mejorar los procesos de contratación de la empresa, con d &$ & agilizarlos y fortalecer su transparencia, frente a la

e incrementar la Plataforma Tecnológica y su irpm que apalanque la ejecución, monitoreo y

tWnplimi&b, del Plan Estratégico y Operativo. i, desarrollar e implementar, un Plan único integral de

META

Desarrollo al 30% e Implantación al lo%, de la Organización por Procesos y Administración del Cambio. Desarrollo del 30% e Implantación del lo%, del Sistema de Control Interno de Gestión, a nivel de los procesos del Sistema PETROECUADOR, con la asesoría del AIN . Aplicación al 30% e Implantación del lo%, del Tablero de Control (BSC) en la Organización por procesos del Sistemas PETROECUADOR con la con al asesoría del AIN. Identificación y definición al 25% e Implementación al 10% de las Competencias requeridas para la Gestión Estratégica en la Organización por procesos del Sistema PETROECUADOR. Diseño y aplicación al 30% e Implantación del lo%, los subsistemas de Recursos Humanos sobre la base de competencias, que incorpore la evaluación periódica de las Competencias existentes, contra las Competencias necesarias, para nivel de desempeño requerido, de la cual se generará dinámicamente el Plan Integral de Capacitación, a nivel Corporativo. Implantación del 100% del Plan Anual Integral de Capacitación, a nivel Corporativo sobre la base de competencias necesarias, para el nivel de desempeño requerido una vez que éstas sean definidas. Implantación del 50% Sistema Único de Contratación de los Procesos de Contratación a nivel Corporativo. Definición e incorporación al 30% de la Plataforma Tecnológica que apalanque la integración, consolidación, ejecución, monitoreo y cumplimiento del Plan Estratégico y Operativo del Sistema PETROECUADOR. Implantar el 10% de la Administración Integral Única de Riesgos del Sistemas PETROECUADOR.


Plan de Organización por Procesos y Administración del Cambio, % ejecutado. Sistema de Control Interno de Gestih, a nivel de Procesos Corporativos, % ejecutado. Tablero de Control (BSC) , de los procesos, % ejecutado. Competencias requeridas para la ~estión Estratégica, % ejecutado. Plan de Carrera a nivel Corporativo, % ejecutado. Evaluación~eaI6dica de l& Competencias y el Plan Integral de Capmitmi&g nivel Corporativo, % ejecutado. Revisión y mejora periódica de los Procesos de Contratación de la empresa, % deatado.

l monitoreo de la consolidación de

que responda al Plan Estratégico y

O itoreo del Plan de Administración

la Plataforma Operativo, %

de Riesgos, %

DESARROLLO EMPRESARIAL:

l

Promover la inversión privada en las difaentes f=s de la actividad pe&oIwa2 de acuerdo a 18s modalidades de wnfrataci6n establecidas en la Ley de Hidsocarbwos,

Monitoreo del proceso de reforma legal y e&ructural de la Empresa, W ejexutsdo.

* Planes de FoMecimiento Institucional y Plan de Cmera, % ejecutado. Ejauci6n de Plan de Fortslechiento, % ejeeutttdo.

* Incorporar a la producci61.1 nadonal nuevos aunpos-y refinesias, con el fin de incrementar la producción de crudo y derivados.

ESTRATEGIA

META

Promover y realizar nuevos procesos li~itiitorios, que cubran todas aqueilas áreas que maimente no han sido adjudi~adas. Promover las reformas legales necesarias a nivel de Gobierno y Poder Legislativa, que faciliten los procesos licitaterios. Mej~rar y simplificar los procesos lioitatorios y dar mejor transparencia ante la opinión ptíblim. Continuar WR la segunda ronda de licitacianes, para la susdplón de los contrat~s de opemión de los nuevos campos marginales. Decidir la convtencia pasa el pafs del desarrolla del proyecrto in&@ iTI'.

* Concretar la renegociacián de los mtuales contratos petroleros con las difereates empresas privadas. Licitar y adjudicar las campos que integran la dt5eima m d a petroiera. Monibrear los procesos legaies; por parte de la Procumduria de PETROECUADOR, reféren'tes a la caducidad del contrato con la

1 Compañía Occidental. 1

FINANZAS

IMaICADOR DE GESTI~N

0 Contratus susoritos vs. Contratos programados, * Renegociacisnes ejecutadas v-s, programados. 0 Resoluciones adoptadas vs. pmgramadas.

Monitoreos ejecutadas vs, programados.

META

ESTRATEGLA


Concretar acuerdos y reformas legales, en materia económica y financiera. Replanteamiento de la administración y entrega del Fondo de Inversión Petrolera. Implantar el Sistema de Gestión Financiera por unidades de negocio. Reposicionar y jerarquizar la unidad de Planificación Corporativa, dentro de la empresa con el fin de que pueda influir en la toma de decisiones. Desarrollar e implantar un nuevo Sistema Financiero-Contable. Alcanzar el reconocimiento total de los costos unitarios, por parte del Ministerio de Economía y Finanzas. Lograr la asignación para inversiones, por parte del Ministerio de Economía y Finanzas, correspondiente a los recursos del 10% para inversión petrolera, que son actualmente administrados por dicho Ministerio y del FEISEH. Lograr la inclusión en el Orgánico Funcional de la Empresa, de la Gerencia Corporativa de Planificación. Desarrollo e implementación de un nuevo Sistema de Gestión Financiera y Control. Gestiones realizadas. Implantación alcanzada. Inclusión en el Orgánico Funcional, de la Gerencia Corporativa de Planificación. Ejecución del Plan de Gestión Financiera.

GESTION

POLÍTICA

OBJETIVO ESPECIFICO

AMBIENTAL Y SEGURIDAD INDUSTRIAL Planificar y ejecutar, políticas tendientes a conservar el equilibrio ecológico y social, de la variedad de ecosistemas, que por la influencia de la actividad hidrocarburífera, pueden ser afectados; alterando tanto la vida animal y vegetal, cuanto la convivencia armónica de los seres humanos, en la relación cultura-espacio vital. Canalizar los esfuerzos necesarios, hacia una operación segura, utilizando análisis y prevención de riesgos, como norma de operación.

Desarrollar las actividades hidrocarburíferas, de conformidad con la legislación ambiental vigente. Propiciar el manejo sustentable de la actividad petrolera y la conservación de la biodiversidad Disefiar un sistema de información sociocultural y ambiental, para preservar 19s ecosistemas, con respeto a las formas de vida de los diferentw pueblos aborígenes. Ejecutar 4 ectos de remediación y prevención ambiental, a fin de que dgdes operativas de la empresa se realicen de manera susM$W y'brientada a la preservación del medio ambiente.

. --

P 0 -&andar conflictos socio-ambientales, a través de metodologías

-F -

ESTRATEGIA

META

apropiadas y procesos de participación social. Contribuir al mejoramiento de la calidad de vida de las poblaciones de las áreas de influencia de la Empresa. Aplicación en la gestión de seguridad y salud ocupacional, de esquemas internacionales que minimicen los riesgos relevantes a salud, seguridad, higiene, accidentes y otros. Buscar la conservación del medio ambiente y el tratamiento de los conflictos socio-ambientales generados por su operación, previniendo los impactos contra la naturaleza y la confrontación con los sectores sociales circundantes; evitando poner en riesgo tanto al ecosistema como a la sociedad. Difundir los niveles de cumplimiento de la legislación ambiental, hacia las autoridades ambientales y la población en general. Estructurar un programa de relaciones comunitarias y de responsabilidad social para las diferentes áreas de la Empresa. Vincular la política de responsabilidad social con la de relacionamiento comunitario. Propiciar la participación de la mano de obra local orientado al cuidado ambiental y financiado por PETROECUADOR. Formular propuestas de sustentabilidad ambiental, públicas e intergubemamentales, bajo la figura de inversiones con rentabilidad económica. Mantener estándares nacionales e internacionales, aplicables para cumplir con estándares de seguridad industrial, en la ejecución de las diferentes operaciones de la empresa (aplicación normas). Capacitar y concientizar a las autoridades de la Empresa y de otras instituciones gubernamentales, sobre la necesidad de internalizar costos sociales y ambientales. Insertar a PETROECUADOR, en la actividad socio-ambiental y cultural, con todas aquellas instancias públicas y privadas, que se encuentran vinculadas con el futuro de las regiones en donde se llevan a cabo las diferentes fases del proceso petrolero. Certificar las normas ISO 14001, en las principales áreas de operación de la empresa. Disminuir 1.a conflictividad social, a través de la generación de programas de anid,a directa a las comunidades. ~ertif i~&C&h~ 18001, en las diferentes áreas de operación de laew-. i ,{,.

G do de Desarrollo Comunal programado INDICADOR DE a

GESTIÓN ? y de capacitación ejecutados vs. program ) ambiental realizados vs. programados. ambiental realizados vs. programados.

Dar cumplimiento con la Legislación Ambiental vigente, RAOHE (DE -1215). Número de certificaciones normas ISO 14001 vs. programadas. Numero de certificaciones OHSAS 1800 1 vs. programadas.

INVESTIGACIÓN Y DESARROLLO TECNOLÓGICO

PROYECTO CRUDOS PESADOS

POLÍTICA

OBJETIVO

ESTRATEGIA

META


Fomentar las actividades de investigación científica, desarrollo tecnológico y transferencia de tecnología, en todas las fases de la industria petrolera.

Desarrollar actividades de investigación científica, desarrollo, innovación y transferencia tecnológica. Financiar y patrocinar la ejecución de proyectos.

Firmar Convenios de Cooperación con Instituciones de Educación Superior, Organismos o Instituciones dedicadas a la investigación cientifica y desarrollo tecnológico, con potencial y rentabilidad para la Empresa . Cumplir con los objetivos de desarrollo e investigación en la Empresa, a través de la ejecución de los 18 proyectos de investigación propuestos, por la Unidad encargada, US $ 1,3 millones.

Porcentaje de ejecución de los proyectos vs. porcentaje programado

POL~TICA

OBJETIVO

ESTRATEGIA

META


Desarrollar campos de crudos pesados en el país, con el fin de incrementar la producción nacional.

Desarrollo integral de los campos: Ishpingo, Tambococha y Tiputini (ITT).

Realizar los estudios sobre el impacto del crudo ITT, en el sistema de refinación del país y posteriormente decidir la conveniencia del desarrollo de los campos del bloque y su industrialización.

Una vez decidido la conveniencia del país, desarrollar el bloque ITT, e iniciar la producción e industrialización del crudo proveniente de los Campos ITT.

Decisiones adoptadas.

m.- Cuadros de los Programas Operativos

Notas explicativas de los cuadros:

Cuadro 1 y 2. Producción de Crudo en el año 2007

La producción nacional fiscalizada del año 2007 es menor a la del 2006 en -5,4 millones de barriles, si 10 expresamos porcentualmente, significa un decremento del 2,9 %. El volumen de producción de las compañías privadas corresponde a cifras acordes con la capacidad de producción y transporte (OCP), así como con el nivel de inversianes que realizarán en el transcurso del año 2007. La ejecución de los programas de mantenimiento de pozos y de perforación de desarrollo para el año 2007, permitirán compensar la declinación de la producción fiscalizada de PETROECUADOR y potenciar e incrementar a los niveles alcanzados en el año 2006, con un incremento del 2,6%.

Propiedad de la Producción de Crudo

La propiedad del crudo producido, se programa de acuerdo a las estipulaciones contractuales existentes, así como a la legislación vigente en el país. La participación promedio que le corresponde al Estado en los contratos de participación vigentes es del 24,9%, por lo tanto a las compañías privadas les corresponde el 75,1% de la producción. La participación.promedio que le corresponde al Estado en los contratos de campos marginales, incluida la curva base es del 61,896, por lo tanto a las compañías privadas les corresponde el 3&,2% de la producciórn. En los contratos de prestación de servicios por el contrario, la totalidad de la producción le corresponde al Estado y el pago por los costos de producción más la amortización de las inversiones más las ganancias, a que tienen derecho las compañías privadas por la operación, inversión y administración, se las realiza en dinero o en especie, en barriles equivalentes.

Cuadro 3. Transporte de Crudo en el ai'lo 2007

El SOTE durante el tres clases de crudo: uno de un crudo de 28,1° MI, para la Refinería API para la Refmería Esmeraldas y un tercero de crudo 23,5" API. Transportará un promedio de 336.474 bld du El OTA se consida @@no dwducto complementario que transportar6 solamente

blema operativo en el SOTE y por lo tanto exista se deba transportar.

la producción que le corresponde como ergy Company, Repsol YPF, Occidental y

isto que transportaría, un promedio de

8.7ÁREA CORPORA TZVA

El área Corporativa requiere para el año 2007, un monto de inversión de US $ 33,3 millones, con los cuales realizará inversiones en seis (6) proyectos de arrastre y nuevos, por un monto de US $ 19,3 millones de arrastre, US $ 7,6 nuevos y la adquisición de activos fijos por un monto de US $6,3 millones.

La Gerencia de Protección Ambiental es la responsable de esta área, para lo cual ha desarrollado varios programas en los que constan, ciento nueve (109) proyectos de inversión; los mismos que para su ejecución requieren un monto de US $ 16,2 millones, de los cuales 50 son de arrastre por un valor de US$9,3 millones y 59 nuevos por un valor de US$6,9 millones.

OBJETIVO:

FORMULAR POLÍTICAS AMBIENTALES Y DE RELACIÓN COMUNITARIA, PARA OPTIMIZAR LA GESTIÓN AMBIENTAL DE PETROECUADOR, EN LAS ZONAS DE INF'LUENCIA HIDROCARBUFÚFERA; ADEMÁS, DISEÑAR UN SISTEMA DE INFORMACIÓN SOCIOCULTURAL Y AMBIENTAL PARA PRESERVAR LOS ECOSISTEMAS, CON RESPETO A LAS FORMAS DE VIDA DE LOS DIFERENTES PUEBLOS Y EJECUTAR PROYECTOS DE REMEDIACIÓN Y PREVENCI~N AMBIENTAL.

a.- Implantación del Plan de Prevención y Mitigación de Impactos.

OBJETIVO: Ejecutar los planes de prevención y mitigación de impactos ambientales, así como también, instalar la infraestructura necesaria para evitar posibles derrames.

META: Implementar medidas de prevención, control y mitigación de impactos ambientales; además, adecuar las diferentes terminales y estaciones con la debida infraestructura para la ubicación de los materiales y equipos de control de derrames.

INDICADOR DE GESTION: Porcentaje de actividades ejecutadas vs. Porcentaje de actividades programadas.

COSTO TOTAL: US $ 1,6 millones.

PRESUPUESTO 2007: US $ 1,35 millones.

b.- Implantación del Plan de Contingencias.

OBJETIVO: Dotar de equipos, materiales e insumos para implantar los planes de contingencias de las Filiales.

De acuerdo al Memorando No 072-ITT, se ha procedido a solicitar una partida presupuestaria, para el año 2007 que incluye lo siguiente:

219 kms. de líneas sísmicas 2-D, con una cobertura en subsuelo de 3,000%; la misma que tiene un costo referencia1 de US $ 4,5 millones y su tiempo de ejecución requerido para completar este programa, es de unos seis meses. Proceso Licitatorio, asesoramiento, entrenamiento y gastos administrativos, con un presupuesto de US $ 1,5 millones.

8.7.4.- SISTEMA DE INFORMACIÓN FINANCIERA Y FORTALEClMIENTO ADMINISTRATIVO

Este proyecto comprende las siguientes actividades:

Sistema de Gestión Financiera Organización por Procesos Sistema de Competencias Sistema de Recursos Humanos Plataforma Tecnológica TOTAL PROYECTO

contralor~a · perforación de pozos con dos torres, mediante el contrato de alianzas operativas....

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