Mirada Retrospectiva a las Operaciones del Año

Mirada Retrospectiva a las Operaciones del Año 2008 Anuario
Mirada Retrospectiva
a las Operaciones
del Año
24
En 2008 la producción de petróleo y gas natural de la CNPC creció en forma estable; los
dispositivos de refinación e industria química funcionaron normalmente; las operaciones en el
extranjero continuaron aumentando en magnitud; la construcción de obras clave para la
capacidad productiva, para las redes de oleoductos y gasoductos y para la refinación e industria
química marchó de modo bien ordenado; el servicio de ingeniería y tecnología se coordinó en
general con el desarrollo de las operaciones del petróleo y gas natural; y las distintas
operaciones en su conjunto mantuvieron la tendencia de avance estable, ordenado y sano.
Prospección y
Producción
25
Gas Natural y
Gasoductos
31
Refinación e
Industria Química
34
Comercialización
37
Operaciones de Petróleo
y Gas en el Ultramar
38
Comercio Internacional
47
Servicios Técnicos
48
Ingeniería y Construcción
52
Manufactura de Equipos
Petroleros
55
Mirada Retrospectiva a las Operaciones del Año 2008 Anuario
Prospección y
Producción
explotación de yacimientos con muy baja permeabilidad y altísimo
contenido de agua, y se empeñó en resolver el cuello de botella técnico
que frenaba la explotación eficaz de los campos hidrocaburíferos e
impulsar la “explotación secundaria” de los campos maduros y la
explotación de los nuevos con alta eficiencia en su conjunto.
Prospección de petróleo y gas natural
Persistiendo en la estrategia de recursos naturales, la CNPC siempre puso
en primer plano la prospección de los mismos y se basó en las
principales cuencas poseedoras de hidrocarburos y en las zonas de
prospección clave. Los hallazgos hidrocarburíferos durante los últimos
años en depresiones con yacimientos de petróleo y gas, en rocas de
carbonato de fase marina, en gran extensión de yacimientos
hidrocarburíferos litoestratigráficos, en cuencas antepaís y en rocas
volcánicas sentaron una base de recursos naturales para un firme
crecimiento de la producción petrolífera y un incremento rápido de la
producción de gas. Por otra parte, el incesante aumento del porcentaje
de los yacimientos hidrocarburíferos no convencionales como los
litológicos y los de roca ígnea lanzaron un nuevo desafío a la explotación
de los campos de petróleo y gas natural.
Frente al nuevo reto, la CNPC cambió activamente la modalidad de
desarrollo y puso en pleno juego sus condiciones ventajosas de
integración en la prospección y la explotación así como las de
especialización en la ingeniería, la construcción de obras y el trabajo de
servicio, acelerando la divulgación y aplicación de pozos horizontales,
perforación desbalanceada, perforación con gas y otras tecnologías
avanzadas. Emprendió una serie de importantes experimentos en el
terreno y grandes esfuerzos por conquistas científico-tecnológicas en
materia de extracción terciaria, explotación de petróleo superviscoso y
millón de toneladas
2006
2007
2008
615,11
831,59
643,22
Aumento de reservas geológicas de gas natural
probadas (mil millones de metros cúbicos)
365,40
445,39
416,82
Reservas de petróleo remanentes recuperables
(millón de toneladas)
1.827,12
1.949,24
1.935,50
Reservas de gas natural remanentes
recuperables (mil millones de metros cúbicos)
2.095,50
2.188,90
2.443,80
Datos sísmicos de 2D (km)
38.302
38.869
37.340
Datos sísmicos de 3D (km2)
11.800
15.051
11.891
1.552
1.629
1.648
Pozos de exploración preliminar
756
871
891
Pozos de evaluación
796
758
757
Pozos de exploración
Se realizaron prospecciones sísmicas de dos dimensiones en 37.340
kilómetros y prospecciones sísmicas tridimensionales en 11.891
kilómetros cuadrados además de perforar 1.648 pozos de exploración.
En todo el año 2008 se incrementaron las reservas geológicas de
petróleo probadas en 643 millones de toneladas, y las de gas natural
probadas en 416.800 millones de metros cúbicos. Las reservas
geológicas probadas de petróleo superaron por quinto año seguido los
500 millones de toneladas, y las de gas natural sobrepasaron por cuarto
año consecutivo los 300.000 millones de metros cúbicos. Las obras de
ingeniería de las reservas durante los períodos de apogeo marcharon
expeditamente, con obvios resultados positivos.
Aumento de reservas geológicas
de petróleo probadas
Reservas de hidrocarburos y prospecciones realizadas
Aumento de reservas geológicas de petróleo
probadas (millón de toneladas)
En 2008, la CNPC, apoyándose en las depresiones y áreas
hidrocarburíferas de la cuencas de Songliao, bahía del mar Bohai, Ordos,
Tarim, Junggar, Qaidam, Sichuan y Hailar y por medio de profundizar la
investigación geológica integral, reforzar la prospección meticulosa de
las áreas viejas y llevar adelante activamente la prospección de riesgo,
obtuvo una serie de importantes hallazgos y adelantos en yacimientos
hidrocarburíferos.
Aumento de reservas geológicas
de gas natural probadas
mil millones de metros cúbicos
643,22
416,82
831,59
445,39
615,11
365,40
2006
2007
2008
2006
2007
2008
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Hallazgos de petróleo y gas natural
El año 2008 logramos 6 hallazgos, 20 adelantos y 5 síntomas de gran
importancia en cuencas poseedoras de hidrocarburos en Songliao, la
bahía del mar Bohai, Ordos, Tarim, Junggar, Qaidam, Sichuan y Hailar.
Las prospecciones efectuadas en la depresión Nanbeir de la cuenca
Hailar descubrieron que toda la zona muestra indicios de abundancia
petrolera y que, uniéndose con el campo petrolífero Beizhong, es de
esperar que formará una nueva área de reserva de grandes
proporciones.
Las prospecciones de riesgo llevadas a cabo en la franja de estructura
petrolífera Keshen de la depresión Kuche en la cuenca Tarim
obtuvieron importantes adelantos. Es probable que se conforme en la
zona de Keshen una nueva área de reserva abundante.
Se abrió una brecha trascendental en las prospecciones de riesgo
efectuadas en Fengcheng, al borde noroeste de la cuenca Junggar, lo
que brindó nuevas perspectivas para las prospecciones de la Era
Pérmica en el bloque deprimido del área de fractura en dicha zona.
En el área de fractura al oeste de la depresión Moliqing de la cuenca
Yitong se consiguió un importante hallazgo de reserva petrolífera, de
cerca de 100 millones de toneladas según una estimación inicial.
Los importantes descubrimientos durante la prospección en la zona
litoral de la depresión Qikou, en la cuenca de la bahía del mar Bohai,
aumentan en 170 millones de toneladas las reservas geológicas de
petróleo controladas y previstas.
Desarrollo Efectivo de Reservas de
Permeabilidad Extremadamente Baja
Reservas de permeabilidad extremadamente baja son difíciles de
explotar debido a sus extratos profundamente enterrados y sus
delgados estratos de hidrocarburos, así como sus pobres
propiedades petrofísicas y desfavorable sensitividad de presión.
En el campo petrolífero de Changqing, un 70% de las reservas
probadas se hallan en reservas con una permeabilidad de 1 mD
aproximadamente.
Tras varios años de arduos esfuerzos en la investigación y el
desarrollo, la CNPC ha logrado solucionar efectivamente
problemas relativos al desarrollo de reservas con una
permeabilidad de 1 mD e incluso de 0,5 mD. Ha hecho avances
importantes en la búsqueda de tecnologías apropiadas para
explotar reservas con una permeabilidad de 0,3 mD. Ha
innovado e integrado 17 tecnologías complementarias para el
desarrollo de campos petrolíferos de permeabilidad
extremadamente baja en materia de descripción fina de reserva,
optimización de la distribución de redes de pozos,
reconstrucción de reserva, así como el proceso tecnológico
sobre la superficie. Todos ellos han contribuido al eficiente
desarrollo de Jiyuan y otros campos petrolíferos de tal
permeabilidad. En 2008, las reservas de este tipo de Changqing
aportaron una producción de 2 millones de toneladas métricas,
que representaban un 50% de la capacidad de producción de los
campos recién construidos en el mismo año.
Explotación y producción
Frente a la realidad de una acelerada reducción progresiva de la
producción en las zonas viejas y el empeoramiento de la calidad de las
reservas de reciente explotación, cambiamos activamente la forma de
explotación y organizamos una producción equilibrada, recurriendo a
todos los medios concebibles para ralentizar la disminución progresiva
de la producción de los campos petrolíferos en explotación. Aplicando
técnicas y medios de explotación avanzados y apropiados como
empuje al crudo por polímeros, SAGD, pozos horizontales y perforación
desbalanceada, llevamos adelante a paso firme la “explotación
secundaria” de los campos petrolíferos viejos, hicimos meticulosos
esfuerzos por poner en juego las posibilidades latentes y recalcamos la
prueba y explotación integrales de los nuevos campos petrolíferos. De
este modo, marcharon expeditamente los proyectos de construcción
de la capacidad productiva clave. En todo el año se incrementó la
capacidad productiva de crudo en 14,21 millones de toneladas, y la de
gas natural en 11.480 millones de metros cúbicos, asegurando
fuertemente el crecimiento estable de la producción de hidrocarburos.
En 2008, nuestra producción equivalente de hidrocarburos dentro de
China alcanzó 157,45 millones de toneladas, lo que suponía un
aumento de 4,3% en relación con el año anterior. La producción de
crudo creció en forma estable por séptimo año consecutivo, y la de gas
natural mantuvo por sexto año seguido un veloz aumento de dos
dígitos: un nuevo máximo en ambos casos.
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Desarrollo de perforación en el Campo Petrolífero Changqing
Mirada Retrospectiva a las Operaciones del Año 2008 Anuario
Petróleo crudo
Nuestra producción de crudo en China llegó a 108,25 millones de
toneladas, un crecimiento de 0,5% en comparación con el año
precedente. Esta cantidad incluía los 37,787 millones de los producidos
en el oeste del país, un incremento de 5,2%; y los 2,8 millones y más
producidos en el mar.
El campo petrolífero Daqing es el mayor y principal campo petrolífero de
la CNPC. Su producción en 2008 fue de 40,2 millones de toneladas de
crudo y se alivió la disminución progresiva. En las zonas productoras de
este mineral como Changqing, Jilin, Xinjiang y Tarim, el rendimiento
creció de modo estable. El campo petrolífero Changqing, situado en la
parte occidental del país, mantuvo, en especial, la tendencia de rápido
desarrollo apoyándose en la técnica avanzada formada durante la
explotación de capas de reserva de permeabilidad excepcionalmente
baja. Llegó a ser una importante fuerza de producción de la CNPC con un
rendimiento equivalente de más de 25 millones de toneladas de petróleo
y gas natural en 2008.
Desde 2005 la CNPC ha establecido 22 importantes proyectos de
experimento para la explotación, centrándose en resolver las dificultades
en la explotación eficaz de los yacimientos hidrocarburíferos con
contenido excesivo de agua, con permeabilidad excepcionalmente baja
o con petróleo superviscoso. Cuando la zona Shu-1 de Liaohe pase por
completo a la explotación SAGD, el rendimiento máximo podrá superar
los 2 millones de toneladas después de terminada la construcción de
todo el sistema, y la tasa de recuperación podrá elevarse de 30% (con
inyección alternada de vapor) a 60%. El rendimiento diario de crudo de la
zona Qi-40 de Liaohe subió de 485 a 1.984 toneladas tras cambiar la
inyección alternada de vapor por la inyección continua de vapor. Los 117
pozos de petróleo del lago Santang de Tuha alcanzaron una capacidad
productiva de 230.000 toneladas al ser puestos en producción después
de la experimentación de inyección adelantada de agua.
Producción de crudo
La explotación secundaria de los campos
petrolíferos maduros logró ostensibles
resultados
Desde que se inició integralmente en 2007, la explotación
secundaria de los campos petrolíferos maduros ha obtenido
visibles resultados en su conjunto. En las áreas de
experimentación de los campos maduros de Liaohe, Xinjiang,
Jilin y Yumen ha entrado en la etapa de puesta en marcha.
El año 2008, durante el ensayo de explotación secundaria en el
campo petrolífero de Xinjiang, se perforaron 265 pozos, y 196
fueron puestos en funcionamiento, aumentando la capacidad
productiva en 204.300 toneladas. La tasa de recuperación final de
las reservas conglomeradas de Kexia, en Karamay, puede subir
del 30-40% al 40-50%. Nuestros ingenieros localizaron posiciones
favorables basadas en datos sísmicos de 3D y se valieron de una
buena correlación de perforación horizontal de sub-estratos y
múltiples estratos para asegurar la feliz marcha de la explotación
secundaria.
El campo petrolífero Laojunmiao, en Yumen, ha llevado cerca de
70 años de explotación. Tiene muchos pozos, pero de bajo
rendimiento. La situación del crudo y agua bajo tierra es
compleja, las redes de pozos están lejos de ser perfectas, y la
reserva local es difícil de utilizar con eficacia. En 2008 se
emprendió en la parte cima del yacimiento M una
experimentación de explotación secundaria por medio de
análisis dinámico y detección, a fin de conocer la ley de
distribución del crudo residual. Se aplicaron tecnologías de
perforación horizontal, direccional y desbalanceada. De este
modo se puso bajo control la caída del rendimiento de esa parte
y la producción diaria de crudo ascendió de 105 a 136 toneladas.
Producción de gas natural
millón de toneladas
mil millones de metros cúbicos
108,25
61,75
107,72
54,25
106,64
44,21
Desarrollo secundario con SAGD en el Campo Petrolífero Liaohe
2006
2007
2008
2006
2007
2008
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Mirada Retrospectiva a las Operaciones del Año 2008 Anuario
La producción de crudo de Daqing se mantuvo de modo estable al nivel de 40 millones de toneladas
En 2008 el campo petrolífero de Daqing produjo 40,2 millones de
toneladas de crudo, alcanzando con éxito la meta de estable
rendimiento de 40 millones de toneladas. Daqing es el campo
petrolífero más grande de la CNPC, y también de toda China. Como
su producción de crudo constituyó el 37,1% de la producción total
de la CNPC dentro de China, mantener tal rendimiento reviste suma
importancia para la producción estable. La CNPC ha fijado el
objetivo estratégico de continuar el rendimiento estable del crudo
de Daqing, a saber, mantener por más de diez años la producción
de 40 millones de toneladas apoyándose en la innovación
tecnológica.
rendimiento alcanzó 11,01 millones de toneladas, alrededor de la
cuarta parte de la producción global del crudo de Daqing, y este
rendimiento, de más de 10 millones de toneladas, se ha mantenido
durante siete años consecutivos. En los próximos años, se harán
esfuerzos prioritarios por el control del contenido de agua y por la
activación de las potencialidades de las zonas maduras; la
explotación eficiente de las reservas periféricas; la aplicación del
empuje polimerizado, empuje compuesto ternario con fuerte álcali
o con débil álcali, empuje compuesto binario sin álcali, empuje
polimerizado en el estrato petrolífero de segunda clase y empuje
con microbios.
El yacimiento de Daqing, descubierto en 1959, fue puesto en
explotación al año siguiente. Con un rendimiento de más de 50
millones de crudo por primera vez en 1976, figuró entre los campos
petrolíferos supergrandes del mundo. Durante 27 años seguidos
desde entonces su producción se mantuvo al nivel de 50 millones
de toneladas anuales. Sin embargo, tras cerca de medio siglo de
explotación, la mayor parte de sus campos petrolíferos, incluido el
campo principal, Changyuan, fueron entrando en el período
postrero del desarrollo, caracterizado por un elevado contenido de
agua de hasta 90%. En estas condiciones, se empezó a reajustar
estratégicamente en 2003 el rendimiento de crudo de Daqing,
manteniéndolo, no obstante, al nivel de más de 40 millones de
toneladas.
A fin de mantener estable el rendimiento, se innovaron e integraron
tecnologías para poner en equilibrio la producción y las reservas y
tratar de encontrar nuevos recursos. Estas tecnologías incluían
prospección sísmica tridimensional de alta definición, perforación
horizontal y conclusión de pozos, y medición con elevada definición
de estratos anegados en agua. En 2008, sobre la base de una
La innovación tecnológica fue lo que aseguró a Daqing la solución
de las dificultades. A partir de la década de 1980, se emprendieron
un estudio específico y práctica en la producción en lo que se
refiere a la inyección de agua por zona en el campo petrolífero, el
reajuste de la densidad de patrón de pozos, la técnica de
recuperación terciaria y el proceso industrial complementaria. Se
desarrollaron experimentos de la tecnología de recuperación
terciaria del crudo representada por el empuje polimerizado y el
empuje compuesto ternario, así como técnicas para conquistar el
empuje microbiano. Se creó, por primera vez, la técnica de empuje
compuesto con espuma al crudo. Como consecuencia de varios
años de exploración, se han formado tres series técnicas: empuje
hidráulico, empuje polimerizado y empuje compuesto ternario, y se
ha instituido una plataforma integral multidisciplinaria para el
estudio del yacimiento petrolífero. La experimentación del empuje
compuesto ternario efectuada en 2008 surtió obvios efectos en la
elevación de la producción del crudo y en la reducción del agua,
aumentando el rendimiento medio por pozo de menos de 3
toneladas a más de 10 toneladas diarias en la zona de
experimentación. En las zonas de recuperación terciaria, el
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Mirada Retrospectiva a las Operaciones del Año 2008 Anuario
Gas Natural
meticulosa prospección, se obtuvieron importantes hallazgos y
avances en los estratos poco profundos de las zonas maduras en la
parte norte de la cuenca Songliao.
La producción del campo petrolífero Changyuan representa un 83%
de la producción total de Daqing. Es un típico campo petrolífero
maduro de alta recuperación, cuyo contenido de agua sobrepasa el
90%. Se adoptaron tecnologías de empuje hidráulico y de
recuperación terciaria para tornar recuperables más reservas,
poniendo así bajo control la disminución progresiva del rendimiento.
Hasta ahora las principales reservas de Changyuan han alcanzado un
50% de recuperación eficiente.
Los campos petrolíferos periféricos forman parte substancial de la
producción total de Daqing. Son dispersos y se caracterizan por ser
pequeños, de poca porosidad, poca permeabilidad, baja presión de
formación y escasa abundancia de hidrocarburos. Basándose en un
profundo estudio geológico, se adoptaron la fractura de reservas, la
perforación horizontal y la recuperación térmica de crudo viscoso
para una eficiente explotación.
Por ejemplo, se aplicó la
perforación horizontal para
explotar estratos delgados de
petróleo, con lo que se elevó el
rendimiento por pozo individual
hasta más de 8 toneladas diarias,
3-6 veces el de los pozos
verticales. Combinando la red
rectangular de pozos con la
fractura masiva, más reservas de
baja permeabilidad resultaron
recuperables. Además, el
despliegue de macolla de pozos,
el diseño simplificado de la
superficie terrestre y la
administración inteligente de los
pozos por bombeo contribuyeron
a reducir los costos de
explotación en un 19,8%. En 2008,
los campos de petróleo
periféricos de Changyuan
produjeron más de 6 millones de
crudo, o sea, un 15% de la
producción global de Daqing.
La producción de gas natural de la CNPC dentro de China fue de 61.750
millones de metros cúbicos, lo que suponía un crecimiento de 13,8%
sobre el año 2007. Representó alrededor del 79,5% de la producción de
todo el país.
Nuestra producción de gas natural en Tarim superó 17.000 millones de
metros cúbicos, permaneciendo en el primer puesto de China. La de
Changqing subió en 3.370 millones de metros cúbicos en comparación
con el año 2007, un aumento de 30,6%, el mayor entre los campos
gasíferos de la CNPC. En particular la eficiente explotación de grandes
proporciones del campo gasífero Sulige, así como el cumplimiento de la
construcción del segundo y tercer talleres de tratamiento Sulige y su
puesta en funcionamiento, ofrecieron un fuerte apoyo al rápido
crecimiento de la producción gasífera de la zona Changqing. La red
formada por los principales gasoductos de los cuatro grandes campos
gasíferos: Jingbian,Yulin, Zizhou-Mizhi y Sulige, permitió la coordinación
eficiente del suministro al exterior del producto de Changqing.
Cooperación con el exterior en la prospección y
explotación dentro de China
Conforme a la autorización del gobierno chino, la CNPC ha emprendido
dentro del país la cooperación con el exterior en la prospección y
explotación de yacimientos hidrocarburíferos. Las áreas y proyectos de
cooperación comprenden principalmente las zonas de petróleo y gas
de Daqing, Jilin, Liaohe, Dagang, Changqing, Suroeste y Xinjiang,
abarcando prospecciones de riesgo, explotación de yacimientos
complicados, prospección y explotación en el mar, y prospección y
explotación de yacimientos no convencionales.
En 2008, nuestros 23 proyectos de aguas arriba, que estaban en
cumplimiento de la cooperación, produjeron 6,58 millones de
toneladas equivalentes de hidrocarburos, un incremento de 32% sobre
el año precedente, incluyendo 4,054 millones de toneladas de crudo y
3.170 millones de metros cúbicos de gas natural.
Proyectos recién firmados
Bloque Dina-1
El 15 de abril de 2008 firmamos con Hong Kong's Win Business
Petroleum Group un contrato sobre la explotación y producción de gas
natural del bloque Dina-1 de la cuenca Tarim de la República Popular
China. El bloque cubre una superficie de 74,77 kilómetros cuadrados y
cuenta con una reserva probada de 9.200 millones de metros cúbicos
de gas natural. Este yacimiento es difícil de explotar porque se trata de
una reserva de alta temperatura y gran presión. Sin embargo, su ventaja
de estar cerca de la cañería del proyecto de conducir el gas natural del
oeste al este del país le facilita la explotación.
Bloque del norte de Kashi
El 22 de diciembre de 2008 firmamos con Hong Kong-based China Nian
Dai Energy Investment Co., Ltd. un contrato sobre la prospección,
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Mirada Retrospectiva a las Operaciones del Año 2008 Anuario
explotación y producción de gas natural del bloque del norte de Kashi
en la parte suroeste de la cuenca Tarim de la República Popular China.
Este bloque ocupa una superficie de 6.991 kilómetros cuadrados. Es
nuestro primer proyecto de cooperación para prospección de riesgo
del gas natural de la cuenca Tarim.
Ejecución de los principales proyectos
Proyecto Zhaodong
El bloque de Zhaodong se halla en una zona de aguas poco profundas
de la bahía del mar Bohai. El proyecto comprende dos bloques de
cooperación: C/D y C4. La compañía ROC Oil de Australia es nuestra
socia y operadora del proyecto.
A pesar de la declinación progresiva del rendimiento de las áreas viejas
y las crecientes dificultades en la localización y perforación de nuevos
pozos, la producción de los dos bloques en 2008 alcanzó 1,04 millones
de toneladas de crudo, manteniéndose al nivel de 1 millón de
toneladas por quinto año consecutivo.
Proyecto Changbei
Situado en la cuenca Ordos, el proyecto Changbei ocupa una
superficie de 1.588 kilómetros cuadrados. Fue diseñado para una
capacidad productiva anual de 3.000 millones de metros cúbicos de
gas natural. El Shell Group es nuestro socio de cooperación y operador
del proyecto.
En 2008 se inició la perforación de 9 pozos horizontales, la de 8 se dio
por terminada, y 8 fueron sometidos a la prueba y entraron en servicio.
Todo el año se produjeron 3.039 millones de metros cúbicos de gas
natural. La perforación de pozos horizontales bilaterales tuvo buen
éxito. La del pozo CB5-1 superó 7.500 metros, creando el ciclo más
corto de perforación, la mayor velocidad de penetración y el menor
coste por pozo individual en la perforación horizontal bilateral en tierra
dentro de China. Tras la puesta en producción del pozo CB14-1, la
productividad diaria de Changbei llegó a 10 millones de metros
cúbicos, alcanzándose con dos años de antelación la capacidad
productiva programada de 3.000 millones de metros cúbicos anuales.
Proyecto Chuandongbei
Este proyecto se encuentra en la cuenca de Sichuan. Cubre 1.969
kilómetros cuadrados y posee una reserva probada de 175.970 millones
de metros cúbicos de gas natural. Explotado por la CNPC en
cooperación con Chevron, es hasta la fecha el mayor proyecto de
cooperación con el exterior de la CNPC para la explotación de
hidrocarburos en tierra.
El proyecto se inició formalmente en abril de 2008. Ahora la CNPC ha
alcanzado un acuerdo con Chevron respecto a la introducción de un
avanzado concepto de administración, apoyo mutuo para la respuesta
emergente, introducción de avanzadas tecnologías y concepto de
diseño para la explotación de yacimientos gasíferos ácidos, y operación
de entrega. Se planea poner el proyecto en funcionamiento en 2009
para formar una capacidad productiva de 2.000 millones y 7.000
millones de metros cúbicos en 2010 y 2013, respectivamente.
Proyecto Hainan-Yuedong
Situado en el extremo sur de la franja estructural Hainan-Yuedong en
la cuenca de la bahía del mar Bohai, este proyecto es desarrollado por
la CNPC en cooperación con Hong Kong's Tianshi Group. Su operador
es Tianshi.
Los preparativos para el proyecto se iniciaron en su totalidad en
noviembre de 2008. Se construirán 4 islas artificiales, una planta
combinada de procesamiento en tierra, y oleoductos
complementarios.
Servicio en el terreno en el proyecto de Changbei
30
Mirada Retrospectiva a las Operaciones del Año 2008 Anuario
Gas Natural y
Gasoductos
Actualmente el gas natural ocupa sólo un 3,3% en la estructura de
consumo de energías primarias de China, un porcentaje muy inferior al
promedio mundial. El crecimiento rápido de la demanda de gas natural
en el país y la optimización de la estructura del consumo de energéticos
en China han creado una oportunidad importante para el desarrollo de
las operaciones de gas natural. En los últimos años, el gas natural y los
gasoductos han pasado a ser negocios sumamente esenciales de la
CNPC para su crecimiento y puntos más potenciales para elevar su
rentabilidad.
La producción de gas natural ha mantenido su crecimiento a alto ritmo
de dos dígitos durante seis años consecutivos. El volumen de su
producción y de su venta ocupa más del 70% de la totalidad nacional.
Gracias a las inversiones y las construcciones realizadas en los últimos
años, se ha formado una red nacional de gasoductos que une las cuatro
grandes zonas de producción gasífera (Suroeste, Changqing, Tarim y
Qinghai) con los mercados principales de consumo. Se eleva
constantemente la capacidad de la CNPC para el almacenamiento y el
transporte de crudo y gas natural y para la regulación de su
abastecimiento.
Hasta finales de 2008 los ductos de la CNPC en funcionamiento habían
sumado 42.000 kilómetros. Entre ellos, 12.931 kilómetros fueron de
oleoductos, que representaban un 69% del total nacional, y 24.225, de
gasoductos, que representaban unos 90% del total nacional. El volumen
transportado en todo el año de 2008 por oleoductos fue de 163.750.000
toneladas métricas de crudo, lo que significa un crecimiento de 3% en
comparación con el año anterior, y el volumen de productos refinados
transportados por oleoductos fue de 16.810.000 toneladas métricas, lo
que significa una disminución de 7% en comparación con el año anterior.
Olimpiada de Beijing, la CNPC fortaleció su control y su trabajo de
regulación para asegurar el funcionamiento normal de sus oleoductos y
gasoductos.
El tramo troncal del Oleoducto Lanzhou-Chendu-Chongqing para el
transporte de petróleo refinado tiene una longitud de 1.252 kilómetros, y
su capacidad diseñada es de 5 millones de toneladas por año en el tramo
Lanzhou-Chendu. Desde su construcción y puesta en explotación en
2002, más del 70% del abastecimiento de petróleo refinado para la región
de Sichuan-Chongqing depende de este tramo. El diseño científico y el
modelo altamente eficaz de regulación en este tramo permitieron que
este oleoducto saliera exitoso de la prueba del sismo de Wenchuan de
Sichuan. Tan sólo 22 horas después del terremoto, todo el tramo volvió a
su funcionamiento normal, constituyéndose en una importante vía para
conducir petróleo a la zona Sichuan-Chongqing en la lucha contra el
desastre natural.
Instalaciones de almacenamiento y transporte
En 2008 la CNPC aceleró la construcción de redes de oleoductos y
gasoductos troncales de importancia estratégica en el país: Noroeste,
Noreste, Suroeste y en el mar. También emprendió la construcción de
ductos troncales en otros lugares del país. Se inició la construcción de la
segunda línea del proyecto de conducir el gas natural del Oeste al Este.
Marchó en forma ordenada la construcción de los proyectos del
Oleoducto Lanzhou-Zhengzhou-Changsha para el transporte de petróleo
Porcentaje del kilometraje de los oleoductos
de la CPNC en relación con el de los nacionales
69%
Funcionamiento y control
El crecimiento continuo de la demanda de petróleo y gas natural plantea
exigencias más elevadas para la magnitud de las redes de tubería, la
capacidad de transporte, y la seguridad de su funcionamiento.
Basándose en el sistema de SCADA, la CNPC, por medio de su Centro de
Regulación de Hidrocarburos de Beijing, ha concentrado el control de las
operaciones de transporte y suministro, ha optimizado la disposición de
sus recursos, ha tratado de evitar riesgos en el funcionamiento de los
mecanismos, ha fortalecido su capacidad para la distribución de petróleo
y gas, y ha tratado de asegurar una alta eficacia de la utilización de
oleoductos y gasoductos. Especialmente en las épocas especiales en que
algunas partes del Sur del país sufrieron baja temperatura y otras
calamidades climáticas, o en que sucedió el desastre de terremoto de
extraordinaria magnitud en Wenchuan de Sichuan, o en que se celebró la
porcentaje del kilometraje de los gasoductos de
la misma en relación con el de los nacionales
90%
31
Mirada Retrospectiva a las Operaciones del Año 2008 Anuario
refinado, el Gasoducto Yongqing-Tangshan-Qinhuangdao, y la línea
paralela Sebei-Xining-Lanzhou. Las obras principales del Oleoducto
Lanzhou-Zhengzhou-Changsha para el transporte de petróleo refinado
fueron completadas, y se prevé su puesta en explotación en junio de
2009. Fueron construidas y puestas en servicio sucesivamente las obras
hidrocarburíficas como las plantas de compresión de Yinchuan y Hekou
del Gasoducto Lanzhou-Yinchuan, el Gasoducto Caiyu-Tongzhou de la
segunda línea Shaanxi-Beijing, y las obras para el aumento de la
capacidad de transporte del Gasoducto Daqing-Qiqihar. Especialmente
la puesta en explotación de las plantas de compresión de Yanchuan y
Dingyuan elevó hasta 13.500 millones de metros cúbicos la capacidad
del tramo oriental del proyecto de conducir gas natural del Oeste al Este.
Está en feliz marcha la construcción de las bases comerciales de
almacenamiento de crudo en Shanshan de Xinjiang, Lanzhou de Gansu,
Tieling de Liaoning y Linyuan de Daqing. Se dio por terminada la
construcción de los depósitos comerciales de crudo en Tieling y
Shanshan, que han sido puestos en servicio.
La segunda línea del envío de gas del oeste al este
La segunda línea consiste de una troncal y 8 ramales. Mide 8.704
kilómetros en total y está diseñada para conducir 30.000 millones de
metros cúbicos de gas natural por año. Partirá de Horgos de Xinjiang y se
conectará con el Gasoducto de Asia Central. Pasando por 14 provincias,
regiones autónomas y municipios, terminará en la Región Administrativa
Especial de Hong Kong. Su puesta en funcionamiento permitirá
transportar el gas natural importado de Asia Central y el producido en
Xinjiang y en Jingbian de la provincia de Shaanxi a las regiones centrooccidentales del país y a los mercados en los Deltas del Changjiang y del
Zhujiang. El volumen de consumo de 30.000 millones de metros cúbicos
de gas natural por año puede sustituir 76,8 millones de toneladas de
carbón estándar, reduciendo la emisión de dióxido de carbono en 130
millones de toneladas y el dióxido de azufre en 1,44 millones de
toneladas. Esto demuestra la gran importancia de este gasoducto en
optimizar la estructura de consumo nacional de energéticos, aliviar la
contradicción entre la oferta y la demanda de gas natural, elevar las
condiciones de vida de los habitantes a lo largo de su trayecto, y mejorar
el medio ambiente de hábitat humano.
En febrero de 2008 empezó oficialmente la construcción de la segunda
línea del gasoducto Oeste-Este. La ejecución de la obra se divide en dos
sectores: el oriental y el occidental, partiendo de Zhongwei de Ningxia. El
plan prevé concluir la construcción y poner toda la obra en servicio a finales
de 2011. La construcción y la puesta en servicio del tramo troncal HorgosZhongwei (2.461 kilómetros de longitud) y el ramal Zhongwei-Jingbian se
cumplirán a finales de 2009. La construcción y la puesta en servicio del
tramo troncal Zhongwei-Guangzhou (2.517 kilómetros de longitud) y el
ramal Guangzhou-Shenzhen se cumplirán a finales de junio de 2011.
Gasoducto Yongqing-Tangshan-Qinhuangdao
Este gasoducto mide 320,4 kilómetros. El diámetro de la tubería es de
1.016 milímetros, y su capacidad diseñada para la conducción de gas es
de 9.000 millones de metros cúbicos/año. Es el tramo troncal de la línea
Shaanxi-Beijing. Su construcción empezó en febrero de 2008, y se prevé
su puesta en explotación a finales de mayo de 2009. Para entonces se
unirán las redes de gasoductos del Nordeste y el Norte, y los recursos
gasíferos de estas regiones podrán complementarse mutuamente.
Gasoducto Daqing-Qiqihar
Con una capacidad diseñada para el transporte de 820 millones de
metros cúbicos/año, el Gasoducto Daqing-Qiqihar tiene 148,8 kilómetros
de longitud, y constituye una importante parte de la red de gas natural
del Nordeste de China. Su puesta en funcionamiento elevará en gran
medida la tasa de explotación y utilización de gas natural de capa
profunda de Daqing.
Almacén comercial de crudo de Shanshan
Segunda etapa de la construcción del conducto para el envío de gas del oeste al este
32
El almacén comercial de crudo de Shanshan tiene una capacidad de un
millón de metros cúbicos, con sus 10 tanques de 100.000 metros cúbicos
cada uno. Fue puesto en funcionamiento oficialmente desde el 24 de
diciembre de 2008, para almacenar principalmente crudo que llega a
través del oleoducto oeste desde los tres campos petrolíferos de Xinjiang,
Tuha y Tarim así como crudo importado desde Kazakhstán.
Mirada Retrospectiva a las Operaciones del Año 2008 Anuario
Utilización y marketing de gas natural
Conforme a las variaciones del mercado y de los recursos naturales, la
CNPC desarrolló activamente sus operaciones en la utilización de gas
natural. Firmó acuerdos de cooperación sobre dicha utilización con las
provincias de Hebei, Yunnan, Gansu, Guangdong y Shandong y la región
autónoma Uigur de Xinjiang. Se construyeron redes de gasoductos en
capitales provinciales y ciudades importantes. A fin de desarrollar
terminales de mercado, fundó la Compañía Kunlun de Gas y la Compañía
Kunlun de Utilización de Gas Natural para realizar administración
especializada del gas urbano y del gas natural comprimido (CNG).
El marketing del gas natural mantuvo un impulso de crecimiento rápido
expandiendo sus negocios por 26 provincias, regiones autónomas y
municipios bajo jurisdicción central del país. En todo el año la venta de
gas natural llegó a 52.530 millones de metros cúbicos, lo que representa
un crecimiento de 15,9% en comparación con 2007. Se centró la atención
en asegurar la satisfacción de las necesidades de las instituciones
públicas, las industrias clave y los habitantes, así como del trabajo de
rescate durante las tormentas de nieve en el sur del país y el terremoto
del 12 de mayo en Wenchuan. Abastecimos con gas natural de alta
calidad a la principal torre de antorcha, los gimnasios y estadios de
competición de la Olimpiada de Beijing, además de los medios de
transporte público de la capital.
Proyectos de gas licuado
La CNPC construyó un sistema plural de suministro de hidrocarburos para
satisfacer la creciente demanda del mercado nacional. Aceleró la marcha
de los proyectos de licuación de gas natural (LNG), asegurando su feliz
ejecución en diversos terrenos como el abastecimiento de gas y las
construcciones infraestructurales. En 2008 la CNPC logró avances
sustanciales en los proyectos LNG. Las obras de LNG en Dalian y Jiangsu
entraron en la etapa de construcción.
Proyecto LNG de Dalian
En abril de 2008 la CNPC empezó oficialmente la construcción del
proyecto LNG de Dalian. El proyecto abarca tres partes: muelles,
terminales de recepción y gasoductos. Los muelles y terminales se
encuentran en el Golfo Nianyu de la Península Dagushan, zona franca de
Dalian de Liaoning. Los terminales de recepción se construyen en dos
fases. La magnitud diseñada para la primera fase es de 3 millones de
toneladas/año, y la capacidad diseñada de suministro de gas es de 4.200
millones de metros cúbicos/año. El plan prevé su puesta en explotación
a comienzos de 2011. La magnitud diseñada para la segunda fase es de 6
millones de toneladas/año, y su capacidad diseñada de suministro de
gas, de 8.400 millones de metros cúbicos/año.
Proyecto LNG de Jiangsu
El proyecto LNG de Jiangsu está compuesto de cinco obras: una isla
artificial, terminales de recepción, un muelle y embarcadero, tubería
submarina, y gasoducto troncal. Las terminales, situadas en la playa del
distrito de Rudong, provincia de Jiangsu, se construyen en dos fases. La
magnitud diseñada de la primera fase es de 3,5 millones de
toneladas/año, para suministrar 4.800 millones de metros cúbicos anuales
de gas. La magnitud diseñada de la segunda fase es de 6,5
toneladas/año, para suministrar anualmente 8.700 millones de metros
cúbicos de gas. Hasta finales de 2008 se había terminado la construcción
de la isla artificial, el muelle para los barcos de trabajo y las facilidades
auxiliares de los terminales de recepción.
Construcción del terminal de recibimiento de LNG en Dalian
33
Mirada Retrospectiva a las Operaciones del Año 2008 Anuario
Refinación e Industria
Química
En 2008 las operaciones de refinación e industria química de la CNPC
experimentaron pruebas y desafíos sumamente serios. En los primeros
tres trimestres del año, a causa de la gran subida del precio de crudo en
el mercado internacional, así como del reajuste macroeconómico del
precio de los productos refinados realizado por el Gobierno, el sector de
refinación y de industria química sufrió grandes pérdidas de carácter
político. En el cuarto trimestre, la crisis financiera internacional se
extendió con rapidez por todo el mundo causando la bajada de la
economía global en grandes márgenes. La economía interna tuvo más
dificultades en su funcionamiento, y la demanda del mercado se contrajo
drásticamente. Frente a un mercado complejo y cambiante, la CNPC,
aprovechando las ventajas de sus actividades multifacéticas, reajustó sus
tácticas de gestión y la orientación de producción oportunamente
conforme a los cambios en el mercado, optimizó la disposición de los
recursos en los eslabones superiores e inferiores, impulsó el reajuste
estructural de sus instalaciones, elevó la categoría de sus productos e
hizo progresos tecnológicos, de manera que logró adaptarse a los
cambios del mercado.
En todo el año las instalaciones de refinación e industria química
funcionaron normalmente. Se mejoraron todos los 19 índices principales
tecnológicos y económicos. Seis índices, como la tasa de pérdida en la
refinación, la tasa de recuperación de etileno y la tasa de consumo
energético integral de amoníaco sintético, alcanzaron un nivel avanzado
nacional. En todo el año la CNPC procesó 125 millones de toneladas de
crudo, un incremento de 2,1% en comparación con el 2007. La
producción de petróleo refinado llegó a 79.220.000 toneladas, y la de
etileno, a 2.676.000 toneladas, un incremento de 2,5% y 3,6%
respectivamente en comparación con el año anterior.
La CNPC elevó a paso firme el porcentaje de la producción de gasolina
de alta calidad. La paridad gasoil-gasolina ascendió a 1,98. En especial
elevó en gran medida la capacidad de producción de gasoil y gasolina
de alto octanaje que están al nivel nacional del estándar IV, permitiendo
el suministro de productos de alta calidad para la Olimpiada de Beijing.
De acuerdo con los estándares establecidos para los productos y la
demanda del mercado, la CNPC destacó el desarrollo de sus productos
principales y el desarrollo de nuevos productos. Sus primeras
instalaciones de experimento industrial para producir 5 mil
toneladas/año de hexene-1 salieron exitosas en operación, produciendo
hexene-1 de hasta 99,53% de pureza.
La transformación de las grandes bases de refinación y de industria
química así como de las instalaciones prioritarias para elevar los niveles
de productos se llevó a cabo en feliz marcha. La Compañía Petroquímica
de Dalian terminó la construcción y puso en explotación todos los
proyectos auxiliares que le permite procesar 20,5 millones de
toneladas/año de crudo y 16 millones de toneladas/año de crudo
sulfúrico. Gracias a ello se ha convertido en la base más grande del país
de refinación de petróleo y de procesamiento de crudo sulfúrico.
34
Construcción de grandes bases de refinación e
industria química
La CNPC aceleró el reajuste estructural estratégico de sus operaciones
de refinación e industria química. Puso énfasis en construir una
cantidad de bases de refinación e industria química de ventajas
regionales y de magnitud, con productos principales destacados,
tecnologías avanzadas, administración eficiente y bajo índice de insumo
y de contaminación, a fin de continuar acrecentando la integración de la
refinación y la industria química.
En 2008 las instalaciones de refinación de petróleo a nivel de 10 millones
de toneladas por año y las de producción de etileno a nivel de 1 millón
por año de la Compañía Petroquímica de Dushanzi, las instalaciones para
el vacío atmosférico a nivel de 10 millones de toneladas por año de la
Compañía Petroquímica de Guangxi y las instalaciones para el vacío
atmosférico a nivel de 8 millones de toneladas por año de la Compañía
Petroquímica de Fushun fueron construidas por completo. Las obras para
Datos de refinación y de industria química
Crudo procesado (millón de toneladas)
Tasa de utilización de instalaciones auxiliares
de refinación (%)
Producción de petróleo refinado (millón de toneladas)
Gasolina
Queroseno
Gasoil
2006
2007
2008
115,87
122,72
125,30
95,9
98,9
95,6
73,39
77,26
79,22
24,00
24,84
25,46
3,34
3,22
3,60
46,05
49,20
50,16
Lubricantes(millón de toneladas)
1,49
1,76
1,77
Etileno (millón de toneladas)
2,07
2,58
2,68
Resina sintética (millón de toneladas)
3,31
4,25
4,40
Fibras sintéticas (millón de toneladas)
0,19
0,17
0,14
Caucho sintético (millón de toneladas)
0,37
0,38
0,41
Urea (millón de toneladas)
3,58
3,63
3,82
Amoníaco sintético (millón de toneladas)
2,46
2,52
2,60
Crudo procesado
millón de toneladas
Producción de petróleo refinado
millón de toneladas
125,30
79,22
122,72
77,26
115,87
73,39
2006
2007
2008
2006
2007
2008
Mirada Retrospectiva a las Operaciones del Año 2008 Anuario
producir PX a nivel de 1 millón de toneladas por año de la Compañía
Petroquímica de Urumqi, las de producción de 450.000 toneladas anuales
de amoníaco sintético y de 800.000 toneladas de urea por año de la
Compañía Petroquímica de Tarim, así como otros proyectos de gran
importancia, marcharon sin tropiezos. Se echaron cimientos para la
construcción del proyecto de refinación a nivel de 5 millones de
toneladas por año de la Compañía Petroquímica de Ningxia. El proyecto
para construir una refinería de petróleo a nivel de 10 millones de
toneladas por año de la Compañía Petroquímica de Sichuan fue
aprobado por el Gobierno.
Compañía Petroquímica de Dushanzi
El proyecto de refinación de 10 millones de toneladas de petróleo y
producción de un millón de toneladas de etileno de la Compañía
Petroquímica Dushanzi abarca 9 unidades de refinación y 12 unidades de
producción petroquímica. El plan prevé su construcción completa en
2009. Para entonces, la capacidad de refinación anual de la Compañía se
elevará de los 6 millones de toneladas actuales a 10 millones. Su
capacidad de producción de etileno se elevará de 220.000 toneladas por
año a 1.220.000.
Compañía Petroquímica de Guangxi
Situada en el puerto Qinzhou del golfo Beibu de Guangxi, la refinería de
10 millones de toneladas de crudo de la Compañía Petroquímica de
Guangxi es el primer gran proyecto de refinación e industria química de
la CNPC en el sur del país. Comprende principalmente 10 conjuntos de
instalaciones, entre ellos uno de vacío atmosférico de 10 millones de
toneladas anuales y otro de craqueo catalítico de 3,5 millones de
toneladas anuales de crudo pesado, además de tubería de petróleo
refinado, muelle complementario y zona de tanques. Hasta finales de
2008 se había terminado en lo fundamental la construcción de las
instalaciones de vacío atmosférico y se habían completado las obras
principales del muelle de uso exclusivo y de la zona de tanques de crudo.
Compañía Petroquímica de Ningxia
En 2008, las instalaciones principales de refinación de 10 millones de
crudo estaban en condiciones de ser entregadas en etapa intermedia. Se
dio por terminada en lo fundamental la construcción de las obras
principales para un millón de toneladas de etileno por año. Comenzaron
a almacenar petróleo los tanques de 600.000 metros cúbicos.
El 21 de septiembre de 2008, la Compañía Petroquímica de Ningxia echó
oficialmente los cimientos del proyecto de refinación de petróleo a nivel
de 5 millones de toneladas por año. Se prevé el término de su
construcción y su puesta en explotación a finales de 2010. Este proyecto
es una importante parte integrante de la faja industrial de refinación de
petróleo y de industria química a lo largo de la tubería del Oeste. Incluye
la reconstrucción y actualización de las instalaciones de destilación a
presión atmosférica de 5 millones de toneladas anuales, las de craqueo
catalítico de 2,6 millones, las de reforma continúan de 0,9 millones, las de
0,1 millones de polipropileno, y otros seis conjuntos de instalaciones,
además de facilidades auxiliares.
Compañía Petroquímica de Fushun
Actualización y transformación
En abril de 2006 la Compañía Petroquímica de Fushun empezó la
construcción del proyecto de refinación de 10 millones de toneladas de
crudo. Se prevé el término de su construcción completa y su puesta en
funcionamiento en 2009. Para entonces, la Compañía de Fushun elevará
su capacidad de procesamiento de petróleo a 11,5 millones de toneladas
por año. En octubre de 2008 las instalaciones de vacío atmosférico para 8
millones de toneladas por año fueron entregadas en etapa intermedia y
entraron en la etapa de prueba.
La CNPC impulsó enérgicamente la transformación de las instalaciones
de refinación e industria química y la actualización cualitativa de los
productos. Logró importantes avances en el mejoramiento de la calidad
de la gasolina catalítica y en el experimento industrial de desulfuración.
La técnica de equipos completos para la industrialización en gran escala
de la producción de etileno, así como el aligeramiento del petróleo
pesado de mala calidad y otros proyectos prioritarios de investigación y
desarrollo se vieron coronados con éxitos de etapa. El ensayo industrial
Unidad de etileno en la Planta Petroquímica Dushanzi
35
Mirada Retrospectiva a las Operaciones del Año 2008 Anuario
de TMP y hexene-1 se dio por completado. Fueron ejecutados y puestos
en explotación 14 proyectos prioritarios, incluyendo: la transformación
técnica de las instalaciones para procesar crudo con azufre de la
Compañía Petroquímica de Dalian; el perfeccionamiento de las
instalaciones auxiliares de refinación de la Compañía Petroquímica de
Dagang; las instalaciones de la Compañía Petroquímica de Daqing para
retardar la coquefacción; las instalaciones de la Compañía Petroquímica
de Lanzhou para producir anualmente 100.000 toneladas de SBR, 80.000
toneladas de ácido acrílico y 110.000 toneladas de éster acrílico; y la
ampliación de las instalaciones de la Compañía Petroquímica de Jilin
para producir 100.000 toneladas de methyl methacrylate por año.
Las instalaciones de hidrogenación y desulfuración de la
Compañía Petroquímica de Jinxi
Proyecto de procesamiento de crudo con azufre de la
Compañía Petroquímica de Dalian
Instalaciones de coquefacción retardada de la Compañía
Petroquímica de Daqing
Este proyecto incluye principalmente los siguientes seis conjuntos de
obras: instalaciones de destilación a presión atmosférica con capacidad
anual de 10 millones de toneladas; las de hidrogenación de queroseno y
gasoil con capacidad anual de 6 millones de toneladas; las de reajuste
continuo con capacidad anual de 2.200.000 toneladas; las de craqueo
hidrogenado con capacidad anual de 3.600.000 toneladas; las de
hidrogenación de petróleo residual con capacidad de 2.000.000 de
toneladas por año; y las de recuperación de azufre con capacidad anual
de 270.000 toneladas. En agosto de 2008, todos estos proyectos fueron
terminados y puestos en explotación. Gracia a ello, la Compañía
Petroquímica de Dalian ya tiene una capacidad anual para procesar
20.500.000 tonelada de crudo y 16.000.000 toneladas de crudo con
azufre. Se ha convertido en la mayor base de China para refinar petróleo
y procesar crudo con azufre. Es capaz de producir gasoil limpio con
menos de 50 ppm de azufre.
En septiembre de 2008 la Compañía Petroquímica de Daqing puso en
funcionamiento con éxito sus instalaciones para coquefacción retardada
con una capacidad anual de 1.200.000 toneladas. Ha producido seis
productos que cumplen las normas requeridas: coque de petróleo,
gasolina, gasoil, aceite de cera y gas licuado. Gracias a la aplicación de la
tecnología de “un horno de calefacción, una torre de coquefacción y una
torre de fraccionamiento”, el rendimiento de petróleo ligero subió de
74,98% a 77,66%.
Instalaciones auxiliares de refinación de la Compañía
Petroquímica de Dagang
En mayo de 2008 la Compañía Petroquímica de Dagang terminó la
construcción y puso en explotación las instalaciones auxiliares para el
mejoramiento de la refinación de petróleo, con capacidad de 5 millones
de toneladas por año, y para la actualización cualitativa de la gasolina.
Unidad reformadora continua 2,2Mt/a en la Planta Petroquímica de Dalian
36
Como consecuencia de lo cual ha bajado eficazmente el contenido de
olefina y azufre en la gasolina catalítica. Ahora es capaz de equilibrar el
número de octano y producir gasolina limpia que corresponde al
estándar nacional G-IV.
En mayo de 2008 la Compañía Petroquímica de Jinxi terminó la
construcción de las instalaciones de hidrogenación y desulfuración con
una capacidad anual de 1.200.000 toneladas, y las puso en explotación.
Ha producido gasolina que corresponde al estándar nacional G-IV.
Instalaciones de test de hexene-1 de la Compañía
Petroquímica de Daqing
En septiembre de 2008, la Compañía Petroquímica de Daqing tuvo éxito
en el experimento industrial de sus instalaciones para producir de 5.000
toneladas anuales de hexene-1, que alcanzó el nivel de 99,53% de
pureza. Se mejoró la selectividad del producto debido a que
desarrollamos una tecnología autónoma de síntesis de hexene-1 por tres
etapas en un sistema catalizador Ziegler-Natta y la tecnología de
oligomerización de etileno con catalizador basado en cromo para la
síntesis de hexene-1.
Lubricantes
De acuerdo con la demanda del mercado y el posicionamiento de los
productos, la CNPC concentró sus recursos y esfuerzos para impulsar a
pasos firmes la construcción de las cuatro bases productoras de
lubricantes: Lanzhou, Dalian, Daqing y Karamay. Estrechó su cooperación
estratégica con Maersk Sealand, SAIC (Corporación de Industria
Automovilística de Shanghai), Compañía de Maquinaria de Construcción
Lingong de Shandong, Compañía de Industria Fastube de Wuxi y
Compañía de Engranajes de Alta Velocidad y Gran Precisión de Nanjing.
Formó relaciones de asociación con el Instituto de Investigación del
Suroeste, AVL, Academia de Ciencias de China, Universidad Qinghua,
Sociedad de Ingeniería Automovilística y Sociedad de Ingeniería de
Equipos. Y fundó laboratorios junto con SINOTRUCK (Grupo Nacional de
Camiones Pesados de China) y Fábrica de Motores Diesel de Jinan.
La CNPC efectuó nuevos avances en la investigación y el desarrollo de
lubricante de cojinete con película de aceite de grado 100 y líquido de
agua-glicol de resistencia al fuego. Puso en aplicación exitosa una serie
de lubricantes para instalaciones de energía eólica, la serie KG de aceites
de engranajes industriales y la serie KCN de aceites para motores de gas
natural. Nuestro aceite KCN7810D destinado a motores de combustión
interna de fuel dual es superior a los aceites en general respecto al ahorro
de costos, rebaja de energía e incremento de la vida útil de los equipos.
Este producto ya se utiliza en Sulige y Tuha.
Mirada Retrospectiva a las Operaciones del Año 2008 Anuario
Comercialización
En 2008, nuestra venta doméstica de petróleo y petroquímicos
experimentó la rigurosa prueba de dos ambientes diametralmente
diferentes del mercado: “oferta insuficiente con subida de precio” y “oferta
excesiva con el precio a la baja”. Cuando la demanda era activa en el
mercado, la CNPC, en cumplimiento de su responsabilidad de
salvaguardar la seguridad energética y mantener estable la oferta en el
mercado, puso en juego sus ventajas en la disposición de recursos y
canales, recurrió a diversos medios para reunir recursos y optimizar la
logística y transportación y aseguró una oferta estable en el mercado
doméstico de productos refinados del petróleo. En el cuarto trimestre, se
mermó drásticamente la demanda en el mercado y se resintió la venta.
En esta grave situación, la CNPC puso en pleno juego la ventaja de
nuestra marca, optimizó la distribución de la red de ventas y elevó la
calidad del servicio en sus terminales, adaptándose así relativamente
bien al cambio del mercado.
En 2008, tanto el volumen de venta de nuestros productos refinados de
petróleo como su participación en el mercado permanecieron estables,
registrando modestos aumentos. El volumen de venta anual alcanzó a
82.930.000 toneladas métricas, que representa el 40,5% del mercado
doméstico. El porcentaje de la venta en los terminales y al por menor
registró visible aumento. El volumen de la venta al por menor llegó a
61,770,000 toneladas métricas, un 12,7% más que en 2007.
del pago y proporciona un servicio personalizado a los clientes que usan
tarjetas IC. Después de que el sistema sea completamente aplicado, los
clientes necesitarían solamente la tarjeta para disfrutar de nuestros
servicios en cualquier estación de gasolina de CNPC en China.
Los modos de consumo más rápidos y más convenientes gozan cada vez
más del favor de los consumidores chinos. La CNPC tomó la iniciativa de
adaptarse al cambio del mercado y a la tendencia de desarrollo de la
venta al por menor de productos refinados. Aprovechándose de nuestra
red y marca, estamos desarrollando activamente, sobre la base de las
ventas oil, las ventas non-oil en las estaciones de gasolina para satisfacer
las demandas de diversos grupos de clientes. En los cinco a diez años
próximos, planeamos convertirnos preliminarmente de un minorista de
productos derivados del petróleo en un calificado operador de una red
de gasolineras de servicio comprensivo. Inicialmente, pondremos en
marcha operaciones non-oil, sobre todo tiendas de conveniencia, en
ciudades de tamaño grande y mediano, capitales de provincia y
estaciones de servicio con capacidad superior a las 3.000 toneladas
métricas de las regiones desarrolladas. En 2008, pusimos en marcha la
marca “uSmile” para la gestión integral de las tiendas de conveniencia. El
ingreso anual de las actividades non-oil llegó a mil 1.580 millones de
yuanes de RMB.
Volumen de venta de refinados
millón de toneladas
82,93
82,80
75,22
La participación de mercado de aceite combustible, asfalto, parafina,
coque de petróleo y lubricantes aumentó a pasos firmes; la estructura de
la venta mejoró continuamente, y se elevaron el valor de nuestra marca y
su prestigio en el mercado. Vendimos en total 1,8 millones de toneladas
métricas de lubricantes “Kunlun”, entre los cuales 801,000 toneladas
métricas eran de pequeños paquetes y 1,27 millones, o sea un 70,5%,
eran de calidad media o alta.
Era considerable el impacto de la situación macroeconómica sobre los
productos petroquímicos. Especialmente en el cuarto trimestre, se
mermó agudamente la demanda del mercado. A pesar de ello, la CNPC
se adaptó a los cambios del mercado y puso activamente en juego la
ventaja de la venta centralizada. El volumen de la venta de productos
químicos obtuvo un firme aumento.
Estaciones de Servicio y Operaciones Non-oil
La CNPC tiene una red de terminales de venta a escala nacional, sirviendo
cada día a un promedio de casi cinco millones de clientes. Antes del fin
de 2008, teníamos 17.456 estaciones de servicio en el país. La venta diaria
por estación llagó a un promedio de 9,8 toneladas métricas, un 16,7%
más que en 2007.
Para mejorar aún más la gestión y operación de nuestras estaciones de
servicio, estamos experimentando un sistema piloto de gestión de
estación de servicio en cerca de 1.300 estaciones en Shangai, Shandong
y Dalian. El nuevo sistema implica la gestión de la venta al por menor de
productos refinados, la gestión de tiendas de conveniencia y la gestión
2006
2007
2008
Número de estaciones de servicio
17.456
18.648
18.207
2006
2007
2008
37
Mirada Retrospectiva a las Operaciones del Año 2008 Anuario
Operaciones de
Petróleo y Gas
en el Ultramar
En 2008, las operaciones internacionales de la CNPC alcanzaron nuevos
éxitos significativos, a pesar de los drásticos altibajos del mercado
internacional de petróleo y la severa situación de seguridad en el
ultramar. A la luz del principio de cooperación de beneficio mutuo,
ganar-ganar y desarrollo común, vimos una continua expansión de la
magnitud de nuestro negocio y un sensible crecimiento de la
producción y de las reservas. Buscamos activamente en el ultramar
oportunidades de cooperación e inversión en distintas formas como la
explotación independiente, adquisición de activos, compra de
sociedades y cooperación multilateral. Se lograron importantes
progresos en el desarrollo de nuevos proyectos, se extendió la inversión
en la explotación de petróleo y gas en 29 países y se formó una cadena
de operaciones que integre aguas arriba, medio y abajo. En cuanto a la
gestión de Seguridad y Medioambiente (HSE) en el ultramar, se cumplió
el objetivo de cero bajas en la producción industrial, cero accidentes de
contaminación ambiental y cero escapes fuera de control.
Prospección de Petróleo y Gas
Mediante la profundización del estudio geológico, la CNPC llevó
adelante la exploración progresiva en bloques maduros y exploración
de riesgo en nuevos bloques en busca de reservas de alta calidad y
magnitud explotable y recursos potenciales. La nueva reserva
recuperable de petróleo agregada a nuestros proyectos de cooperación
en el ultramar en 2008 llegó a un total de 65,50 millones de toneladas
métricas y la de gas natural, a un total de 38,60 mil millones de metros
cúbicos, dando a conocer una tasa de relevo de la reserva petrolera
superior al 1. Nuestros proyectos de cooperación en Chad, Kazakstán,
Sudán, Indonesia, y Argelia lograron importantes adelantos en la
exploración. Nuestra exploración en alta mar y en el bloque de Myanmar
alcanzó también progresos.
En 2008, nuestros proyectos de cooperación en el ultramar dieron a
conocer importantes adelantos en la prospección y descubrimiento de
petróleo y gas en los siguientes bloques y zonas de exploración de riesgo.
En la zona Ronier del bloque H de la República de Chad, el pozo
Ronier-4 obtuvo por primera vez petróleo poco viscoso de alta
producción en esta cuenca. La reserva geológica probada es de 150
millones de toneladas métricas.
En Argelia, se obtuvo abundante flujo de gas en el bloque 350
mediante pozos de perforación horizontal y sub-balanceada.
En Indonesia, se obtuvieron altos flujos de petróleo en los campos
petrolíferos maduros del bloque Basin.
Producción de Petróleo y Gas
En 2008, CNPC realizó su objetivo de mantener la producción en
constante aumento mediante diversas medidas como el estudio
minucioso y comprensivo de la explotación de los campos petrolíferos, la
explotación de las potencialidades de los campos maduros, la inyección
intensiva de agua y los procesos EOR. Con estas medidas, la producción
petrolífera en el ultramar aumentó en 1,53 millones de toneladas
métricas en 2008, elevando la producción anual a los 62,20 millones de
toneladas de petróleo y 6,73 mil millones metros cúbicos de gas natural,
de las cuales las partes de CNPC eran 30,50 millones de toneladas
métricas y 4,66 mil millones metros cúbicos respectivamente. En Sudán,
mantuvimos estable la producción del bloque 1/2/4 redoblando las
medidas de estímulo para controlar eficazmente la declinación de la
producción de los pozos maduros. La producción del bloque 3/7
aumentó rápidamente gracias a la aplicación de la técnica de pozos
horizontales.
Óleo-gasoductos
Hasta finales de 2008, estaban funcionando en el ultramar 5,200
kilómetros de óleo-gasoductos, que transportó en todo el año 36,67
millones de toneladas métricas de petróleo bruto. Fue terminada la
soldadura de la parte principal de la fase II del oleoducto KazakhstánChina (Kenkiyak-Kumkol), que será terminado y puesto en operación en
octubre de 2009 según el programa. El 30 de junio de 2008, comenzó la
Producción de crudo
millón de toneladas
Producción de gas natural
mil millones de metros cúbicos
La totalidad
La totalidad
La parte de CNPC
La parte de CNPC
62,20
6,73
30,50
4,66
60,11
5,36
29,92
3,51
54,60
5,70
28,07
3,80
En Kazakhstán, PetroKazakstán se obtuvo por primera vez
descubrimientos comerciales en la exploración de montañas
subterráneas de roca de carbonato.
En Sudán, se lograron importantes adelantos en la exploración de la
roca basal y estratos superficiales del bloque 3/7 al descubrir
formaciones de petróleo en la roca basal, revelando una nueva área
potencial clave para la exploración de petróleo y de gas.
38
2006
2007 2008
2006
2007 2008
Mirada Retrospectiva a las Operaciones del Año 2008 Anuario
construcción del gasoducto Asia Central-China de 1,794 km de largo, que
atravesará Turkmenistán, Uzbekistán y Kazakhstán para unirse con el
segundo gasoducto Oeste-Este de China. La primera línea estará lista
para el flujo del gas a finales de 2009 y la segunda, programada para su
conclusión en 2012.
Además de mantener la operación estable de las refinerías existentes,
firmamos acuerdos para la construcción de refinerías conjuntas con Siria
y Níger. En octubre de 2008, se puso la piedra angular de la Refinería
Mixta de N´Djamena en Chad y la de Zinder en Níger.
Refinamiento y productos químicos
En 2008, nuestras refinerías conjuntas en el ultramar procesaron 9,18
millones de toneladas métricas de crudo, entre las cuales 4,322 millones de
toneladas métricas por la refinería de Khartoum en Sudán, 4,314 millones
de toneladas métricas por la refinería de Shymkent en Kazakhstán y
543.000 toneladas métricas por la refinería de Adrar en Argelia.
Gasoducto Asia Central-China
La construcción del gasoducto Asia Central-China comenzó en toda
línea en julio de 2008. El gasoducto comienza en Gedaim en la
frontera entre Turkmenistán y Uzbekistán y atraviesa Uzbekistán
central y Kazakhstán meridional para terminar en Horgos de la
Región Autónoma Uygur de
Xinjiang de China, donde será
conectada con la segunda línea
del gasoducto de Oeste-Este de
China.
En julio de 2007, la CNPC firmó
con la Agencia Estatal de
Turkmenistán para la
Administración y el Uso de
Recursos de Hidrocarburos y la
Turkmangas el acuerdo sobre el
reparto de la producción de la
exploración y desarrollo de los
campos de gas en la orilla
derecha del río Amu-Darya con y
el acuerdo de compraventa de
gas natural entre China y
Turkmenistán. Más tarde,
conforme los acuerdos sobre la
construcción y el funcionamiento
de oleoductos y gasoductos que
el Gobierno chino había firmado
respectivamente con los
Gobiernos de Kazakhstán y
Uzbekistán, la CNPC firmó
acuerdos de principios sobre la
construcción y funcionamiento
del gasoducto con KazMunayGaz
y UzbekNefteGaz respectivamente. Según los términos de los
acuerdos, CNPC invertirá en un gasoducto transfronterizo en Asia
central, a través de la cual Turkmenistán suministrará anualmente a
China 30 mil millones de metros cúbicos de gas natural por un
periodo de 30 años.
Inicio de la construcción del tramo uzbeko del gasoducto de Asia Central-China
El gasoducto Asia Central-China
tendrá dos líneas paralelas. Cada
una tiene una longitud de 1.794
km con 10 estaciones de
compresores. Se espera que la
primera línea sea puesta en
funcionamiento antes del fin de
2009 y alcance una capacidad de
entrega de 30 mil millones de
metros cúbicos antes del fin de
2012. Aparte de fomentar la
cooperación económica entre
China y los países de Asia
Central, las tuberías también
serán una fuente de ingreso para
los países de la región,
promoverá el desarrollo y la
inversión en los recursos locales
de gas natural, estimulará el
crecimiento de la construcción
maquinaria e ingeniería civil y
creará oportunidades de empleo.
El gasoducto Asia Central-China
atravesará zonas con
características geográficas
complicadas. Por ejemplo, la
arena fina del lecho de los ríos Ili
39
Mirada Retrospectiva a las Operaciones del Año 2008 Anuario
y Syr Darya y el agudo frío durante el invierno plantearon
dificultades y riesgos para la obra. La tecnología de perforación
direccional nos permitió hacer pasar, a 30 metros por debajo del
lecho del río Ili, un ducto de tuberías de 1.067mm x 28,6mm con
una longitud total de 1,1 Km, sin dañar el ambiente, ni afectar el
tráfico fluvial, ni menoscabar los diques y la estructura del lecho
del río.
trabajo. Cuando se abría zanja en tierras de labrantío, las
excavaciones se realizaban rigurosamente de acuerdo con la
norma de separar el suelo maduro del inmaduro y de rellenar
primero el suelo inmaduro y después el maduro para restaurar la
situación original. Durante la soldadura de un largo trazo de
tuberías se reservaba a cada dos kilómetros un paso para el libre
atravesamiento de los ganados y animales salvajes.
Del inicio del proyecto a la conclusión de la primera línea a finales
de 2009, sólo contamos con 28 meses. Para terminar la obra en el
plazo señalado, aplicamos una nueva tecnología que combina la
Gracias a la aplicación de modelos internacionales de gestión y el
excelente trabajo de equipo administrativo, el proyecto del
gasoducto Asia Central-China fue llevado adelante de manera
rápida y segura. Ya se inició la
construcción de las dos obras
de control del gasoducto, la
estación de Kashkadarya, en
Uzbekistán, y la de Horgos, en
Xinjiang de China, y se había
concluido hasta finales de 2008
la soldadura de 786 kilómetros
del ducto principal, lo que
representa una buena garantía
para el cumplimiento del
objetivo establecido de la
puesta en funcionamiento de
una de las líneas del gasoducto
a finales de 2009.
En construcción el tramo uzbeko del gasoducto de Asia Central-China
soldadura de bajo-hidrógeno con la semiautomática,
consiguiendo un rendimiento de unos 80-100 ensambles diarios,
casi un 140-150% mayor que la técnica convencional de
“soldadura semiautomática con electrodos celulósicos” y casi
similar al de la soldadura automática. Aparte de mayor velocidad,
el nuevo método redujo en un 30% el consumo de electrodo
alimentado en forma semiautomática.
La CNPC presta suma atención a la Gestión de Seguridad y
Medioambiente (HSE) y da prioridad a la salud y seguridad de
nuestros constructores en el ultramar. En 2008, no hubo
accidentes durante 5,890,000 horas persona de trabajo ni
accidentes de tráfico para los vehículos que viajaron un total de
9,950,000 kilómetros. Observamos estrictamente las leyes y
reglamentos locales sobre el ambiente. Todos los proyectos de
ingeniería pasaron la evaluación ambiental de las autoridades
locales. Se prohibía a los vehículos maniobrar fuera de la pista de
40
Mirada Retrospectiva a las Operaciones del Año 2008 Anuario
Operaciones hidrocarburíferas en la arena internacional
Américas
Asia Central-Rusia
Canadá
Rusia
Cuba
Kazakhstán
Costa Rica
Uzbekistán
Venezuela
Azerbaiján
Ecuador
Turkmenistán
Perú
Asia-Pacífico
Mongolia
Myanmar
Tailandia
Indonesia
África
Túnez
Argelia
Libia
Mauritania
Níger
Chad
Medio Oriente
Sudán
Irán
Nigeria
República Centroafricana
Guinea Ecuatorial
Siria
Irak
Omán
41
Mirada Retrospectiva a las Operaciones del Año 2008 Anuario
Níger
En junio de 2008, CNPC y el Gobierno de Níger firmaron una acuerdo
de cooperación sobre el desarrollo integral del bloque de Agadem, que
implica la exploración y desarrollo del campo petrolífero y la
construcción y operación de un oleoducto y una refinería. Según el
contrato, CNPC terminaría en el plazo de tres años la primera fase del
proyecto: la puesta en producción del campo petrolífero, el oleoducto y
la refinería
África
En 2008, CNPC desarrolló proyectos de cooperación de petróleo y gas
en Sudán, Argelia, República de Chad, Níger, Mauritania, Libia, Nigeria,
Túnez, Guinea Ecuatorial y la República Centroafricana..
Sudán
En 2008, exploramos posibles reservas en los cinturones prominentes
alrededor de las holguras ricas de petróleo. Realizamos los primeros
descubrimientos en la roca superficial y la roca basal del cinturón
abrupto de Ruman en el bloque 3/7.
En el bloque 1/2/4 se observaron indicios de petróleo y gas en el
primer pozo de exploración perforado al sur del río Bahr al-Árabe.
Además del continuo aumento de reservas en el cinturón abrupto al
oeste de Fula del bloque 6, se descubrieron nuevos depósitos en la
formación AG en el cinturón de pendiente suave al este de Fula. Esto
añadió una serie de nuevos estratos para ulterior exploración,
demostrando el potencial de petróleo en múltiples estratos del bloque.
En octubre de 2008 fue puesto formalmente en marcha el proyecto de
exploración sísmica 3D sobre una superficie de 261 km2 como la
primera fase del bloque de Agadem. Al mismo tiempo se puso la piedra
angular de la Refinería de Zinder, una refinería mixta entre CNPC y el
Gobierno de Níger, con una capacidad diseñada para procesar 1 millón
de toneladas métricas de crudo por año.
Argelia
Nuestros proyectos de cooperación en Argelia incluyen la exploración y
desarrollo de tres bloques y un proyecto de desarrollo en los cursos
superior e inferior de la industria petrolera. En 2008, se realizó con éxito
la evaluación de los depósitos BHT y HEB A del bloque 438B, con lo que
se elevaron de manera efectiva sus reservas probadas.
En el bloque 350, el pozo Bel Z-1, hecho con tecnología de perforación
horizontal y subbalanceada, obtuvo en el sector sin revestimiento un
flujo de gas de 215 mil m3 diarios.
En el bloque 1/2/4, se logró mantener la producción en continuo
aumento mediante el reajuste y perfeccionamiento del patrón de
inyección y producción, la optimización de la ubicación de los pozos y
la optimización de los estratos perforados. La producción diaria del
bloque 3/7 alcanzó a los 230.000 barriles gracias a medidas como el
aumento de nuevos pozos y pozos horizontales. Marchan bien las obras
de expansión para aumentar la capacidad productiva de este bloque
en 5 millones de toneladas métricas por año (fase II).
Chad
En el proyecto de exploración de riesgo del bloque H de Chad, se
obtuvo por vez primera abundante flujo de petróleo poco viscoso en la
región Ronier de la cuenca Bongor con una reserva geológica probada
de 150 millones de toneladas métricas. Entre otros, el pozo Ronier-4
rendía 3 mil barriles de petróleo ligero y 150 mil metros cúbicos de gas
natural por día.
En octubre de 2008, se puso la piedra angular de la refinería de
N'Djamena de Joint Venture (60% poseído por CNPC y el 40%, por el
Ministerio del Petróleo de Chad). Este es el primer proyecto de
refinación de petróleo de Chad, diseñado para procesar 2,5 millones de
toneladas de crudo por año. Entrará en operación en 2011.
42
Operación de ensayo en Argelia
Mirada Retrospectiva a las Operaciones del Año 2008 Anuario
planta de tratamiento de gas natural de Aktyubinsk. La obra de utilización
múltiple del gas natural de PetroKazakhstán (fase I) también fue puesta en
producción en abril de 2008 y permitió reducir la quema de gas asociado
de los 97 millones de metros cúbicos en 2007 a los 46 millones de metros
cúbicos y cumplir así las normas ambientales del Gobierno kazajo para la
emisión de gas de los campos petroleros, lo que mereció alta alabanza de
los Ministerios de Energía y Recursos Minerales y de Seguridad Social de
Kazakhstán y del Gobierno del Estato de Kyzl-Orda.
Asia Central-Rusia
En 2008, la CNPC desarrolló con Kazakhstán, Turkmenistán, Uzbekistán,
Azerbaiján y Rusia cooperación en la exploración y producción de
petróleo y gas.
Kazakhstán
En el proyecto de cooperación Aktobe, la reserva geológica probada en
2008 del campo petrolífero Umit, en el bloque central de la cuenca de la
ribera del mar Caspio, alcanzó a 180 millones de toneladas métricas.
PetroKazakhstán descubrió depósitos masivos en colinas subterráneas de
roca de carbonato y flujos comerciales de petróleo y gas en el bloque
Doshan, en el oeste, y el bloque Karaganda, en el norte, poco explorado
hasta el presente. Como parte del proyecto ADM, se lograron varios
nuevos descubrimientos en la exploración de depósitos de petróleo y
gas en estratos rocosos de la zona de prospección a orillas del lago. Estos
descubrimientos mostraron el potencial de reserva de petróleo y gas en
formaciones rocosas en la estructura transitoria Arys-orilla del lago y
echaron una buena base por la ulterior exploración precisa.
En el desarrollo de los campos de petróleo y gas, la CNPC reforzó en 2008
el monitoreo y gestión dinámica de las reservas, optimizó los resultados
de las medidas operacionales, aceleró la
perforación y puesta en producción de
nuevos pozos, estudió tecnologías para
reajustar el desarrollo y mantener estable la
producción de las reservas de complicadas
formaciones de roca de carbonato y mejoró
el resultado de la inyección de agua y el
aprovechamiento de las reservas, de modo
que la producción petrolífera en los
bloques del proyecto de cooperación
excedió los 18 millones de toneladas
métricas por segundo año consecutivo.
En 2008 se mantuvo segura y estable la
operación de las plantas de tratamiento de
petróleo y gas, de las refinerías, del
oleoducto Kazakhstán-China y de otras
instalaciones del campo petrolífero y la feliz
marcha de la construcción de la tercera
El 9 de julio de 2008, se inició la construcción del sector de Kazakhstán
del gasoducto Asia Central-China. Hasta fines de 2008, se cumplió la
soldadura de 712 kilómetros de la tubería principal y se inició y progresó
conforme el plan la construcción de las obras de control. Se inauguró así
una nueva etapa de progreso rápido y estable del proyecto en todos los
aspectos. También se cumplió la soldadura de la parte principal de la fase
II (Kenkiyak-Kumkol) del oleoducto Kazakhstán-China y se espera su
terminación y puesta en operación en octubre de 2009 conforme el plan.
Turkmenistán
En 2008, la CNPC y Turkmengazi firmaron el acuerdo técnico sobre el
Acuerdo de Compraventa de Gas Natural, ampliando su cooperación en el
proyecto de exploración y desarrollo de gas natural en el río Amu-Darya.
El proyecto de exploración y desarrollo de gas natural en el río AmuDarya incluye dos bloques, el A y el B, que se ubican en la zona que cubre
el contrato sobre Bagtyiarlyk a la orilla derecha del río Amu-Darya de
Turkmenistán. En 2008, el proyecto fue puesto en práctica en todos los
frentes y lograron adelantos en la exploración geológica, la reparación de
pozos clausurados y la perforación de pozos nuevos. Progresa felizmente
la construcción de la primera planta de tratamiento de gas natural y los
sistemas superficiales de colección, transporte y entrega.
Ingeniería terrestre en el área contratada de Bagtyiarlyk, Turkmenistán
43
Mirada Retrospectiva a las Operaciones del Año 2008 Anuario
El yacimiento de gas Samandepe en el bloque A es difícil de explotar
debido a la temperatura alta, la elevada presión, el alto contenido de
sulfuro y la compleja formación geológica. Después de que sus pozos
fueron cerrados y clausurados en 1993, el campo no había hecho nada
por su explotación. En 2008, fueron reparados y rejuvenecidos 7 de sus
32 pozos viejos, entre los cuales el Sam-34 y el Sam-52 lograron en la
producción de prueba flujos de 650 mil m3por día y 800 mil m3 por día
respectivamente. En 2008, CNPC inició la perforación de 13 nuevos
pozos, seis de los cuales ya están terminados, y dio a conocer los
mejores resultados en cuanto al ciclo de perforación y la recuperación
de corazones en el área de Amu-Darya.
Rusia
La cooperación China-Rusia logró importante progreso en el sector de
petróleo y gas. En octubre de 2008, la CNPC firmó con Transneft el
acuerdo de principios sobre la construcción y operación de un
oleoducto para enviar el crudo desde Skovorodino, ciudad del Lejano
Oriente de Rusia, a la frontera China-Rusia. Según los términos del
acuerdo, sobre la base de la primera fase del oleoducto del Lejano
Oriente de Rusia, China y Rusia construirán y gestionarán
conjuntamente un oleoducto que parte de Skovorodino para llegar a
Daqing a través de la ciudad fronteriza de Mohe de China. Su sector en
el territorio ruso tendrá una longitud de 70 kilómetros y el sector en el
territorio chino será de 960 kilómetros de largo.
Uzbekistán
La CNPC y Uzbekneftegaz firmaron en junio de 2008 una carta de
intención para aumentar la producción de los campos petrolíferos
maduros en la cuenca Fergana y, en octubre, un acuerdo de
cooperación sobre la creación de una Joint Venture para desarrollar el
campo petrolífero de Mingbulak. El campo petrolífero de Mingbulak se
sitúa en el borde norteño de la cuenca Fergana. Descubierto en 1992,
el campo petrolífero contiene petróleo y gas enterrados en una
profundidad de más de 5.000 metros.
Américas
En 2008, la CNPC realizó inversiones en proyectos conjuntos de
petróleo y gas en Venezuela, Perú, Ecuador, Canadá, Cuba, y Costa Rica.
Venezuela
Nuestra cooperación con Venezuela incluye tres proyectos de
exploración y desarrollo en MPE3, Intercampo y Zumano, y un proyecto
de desarrollo integral.
El año 2008 vio la operación segura y estable de los proyectos de MPE3,
Intercampo, y Zumano. En el proyecto MPE3 se creó una nueva Joint
Venture. La primera fase, que consiste en el proyecto de construcción
de una capacidad productiva de 6 millones de toneladas por año,
progresó felizmente, aumentando la producción petrolífera en 2,12
millones de toneladas métricas respecto a 2007. En el proyecto de
Intercampo, buscamos las medidas más económicas para el
mantenimiento del campo petrolífero, de modo que fue reducido al
mínimo su índice global de declinación y conseguido un nivel estable
de producción. Una Joint Venture establecida por CNPC y PDVSA tomó
oficialmente posesión del campo petrolífero de Zumano, donde
pusimos la prioridad en la perforación de pozos, la aplicación de
medidas para mejorar los pozos existentes y la investigación básica. El
proyecto de cooperación integrando aguas arriba y abajo en la faja de
petróleo pesado de Orinoco también dio a conocer nuevos progresos
en 2008.
El 30 de junio de 2008, se inició oficialmente la construcción del sector
de Uzbekistán del gasoducto de Asia Central-China. A fines de 2008, se
había cumplido la soldadura de 74 kilómetros del ducto principal.
Equipos de producción del proyecto MPE3 en Venezuela
44
Mirada Retrospectiva a las Operaciones del Año 2008 Anuario
Ecuador
La cooperación con Ecuador en petróleo y gas consiste principalmente
en el proyecto de Amazonas y el de los Andes. En 2008, el de los Andes
mantuvo la tendencia de producción estable. Se logró adelantos
significantes en la explotación de las potencialidades y la
reconstrucción de los depósitos existentes. El pozo horizontal recién
terminado Fanny-18B-99H alcanzó un flujo diario medio de mil barriles,
lo que echó una base para la explotación de las reservas de crudo
viscoso en el bloque Fanny-100. Además, se alcanzó un éxito
importante en la prueba de la formación de Hormiguero Sur-6 M1 en el
bloque 17.
Perú
Nuestros principales proyectos de cooperación con Perú se desarrollan
en el bloque 6/7 del campo petrolífero de Talara y los bloques 1-AB/8 y
111/113. En 2008, el bloque 1-AB/8 y el bloque 6/7 del campo
petrolífero de Talara mantuvieron estable la producción.
Costa Rica
En noviembre de 2008, la CNPC firmó con Recope un acuerdo sobre la
creación de una Joint Venture por 25 años para modernizar y ampliar la
refinería Moín. Las obras elevarán la capacidad de procesamiento de
crudo de la refinería y mejorará la calidad de los productos y los índices
ambientales para satisfacer la demanda costarricense de productos
refinados de petróleo y las normas ambientales del país.
Medio Oriente
En 2008, la CNPC realizó inversiones en proyectos de cooperación con
Irán, Omán, Siria, e Iraq.
Irán
La cooperación con Irán incluye dos bloques, el bloque 3 y el campo
petrolífero MIS. El bloque 3, que cubre una superficie de 8.309
kilómetros cuadrados, se sitúa en una zona rica en reservas petrolíferas
de las montañas Zagros, sudoeste de Irán. En 2008, el pozo DB E-1, un
pozo piloto del bloque 3, encontró en la exploración de riesgo indicio
de abundante petróleo y gas en varios estratos. La aplicación de la
tecnología de perforación casi balanceada con fluido de micro-espuma
protegió eficazmente los estratos de petróleo y gas en las fracturas de
la roca de carbonato. Se espera que las pruebas llevarán a
descubrimientos en los estratos objetivos.
Omán
2008 fue otro año excelente para las operaciones de CNPC en Omán. La
exploración progresiva en el bloque 5 realizó un nuevo descubrimiento
en las trampas estructural-litológicas de la formación Shuaiba.
A pesar de la elevada tasa de declinación natural del campo petrolífero,
cumplimos nuestro objetivo de mantener y aumentar la producción
aplicando la perforación horizontal multilateral, la inyección de agua en
los pozos horizontales y el levantamiento artificial. La producción de
petróleo del bloque 5 fue aumentada a 20.000 barriles por día a partir
de los 4.500 barriles por día registrados en 2002 cuando el bloque pasó
a nuestro control.
Iraq
En noviembre de 2008, la CNPC firmó con el Ministerio de Petróleo de
Iraq un contrato de servicio para la explotación del campo petrolífero
al-Ahdab. Localizado a 180 kilómetros al sudeste de Bagdad, capital de
Iraq, el campo petrolífero al-Ahdab tiene un área estructural de cerca
de 200 kilómetros cuadrados. Según el contrato, la CNPC tendrá que
lograr en el plazo de los primeros tres años una capacidad de
producción de 25,000 barriles diarios de petróleo y de 115.000 barriles
por día antes del fin del sexto año. Una vez puesto en producción, el
campo petrolífero suministrará combustible a las centrales eléctricas
próximas para aliviar la escasez de la energía eléctrica en Iraq.
45
Mirada Retrospectiva a las Operaciones del Año 2008 Anuario
Siria
En 2008, un nuevo adelanto fue logrado en la exploración progresiva
en la parte occidental del campo petrolífero de Gbeibe. Cuatro zonas
ricas de petróleo fueron descubiertas en las partes norte, este y oeste
del campo. Especialmente, obtuvimos altos flujos de crudo en la
formación Chilou gracias al uso de la tecnología de pozos horizontales
en la exploración. En el desarrollo del campo petrolífero continuamos la
prueba en sitio de la inyección de agua y la búsqueda del mejor
modelo para elevar la tasa de recuperación del campo petrolífero
Gbeibe.
Asia y Pacífico
En 2008, la CNPC invirtió en proyectos de cooperación de petróleo y
gas en Indonesia, Myanmar, Tailandia, y Mongolia.
Indonesia
Nuestros proyectos de cooperación en Indonesia incluyen siete
bloques distribuidos principalmente en las islas Sumatra, Java e Irian
Jaya. Desde que nuestra cooperación con Indonesia fue iniciada en
2002, la producción de crudo y gas de estos bloques ha venido
creciendo constantemente gracias al tratamiento comprensivo y eficaz
de los campos petrolíferos maduros, basado en la descripción precisa
de los yacimientos.
En 2008, fueron descubiertos varios prolíficos yacimientos de petróleo y
gas en el bloque Jabung. Entre otros, el pozo de perforación Marmo-1,
situado en una trampa del anticline criticado que se extiende hacia el
norte del campo petrolífero N. Betara, descubrió tres formaciones de
crudo y gas entre los estratos objetivos. Los importantes flujos de crudo
y gas que se lograron durante la prueba aumentaron en gran medida la
reserva de este campo petrolífero.
Station collectrice du champ pétrolifère de Gbeibe en Syrie
46
Mirada Retrospectiva a las Operaciones del Año 2008 Anuario
Comercio Internacional
acuerdo de distribución y compra de LNG por un plazo de 25 años.
Durante este periodo, según el acuerdo, Qatargas 4 suministrará cada
año tres millones de toneladas métricas de LNG a la CNPC. En
noviembre de 2008, la CNPC firmó un acuerdo de compraventa de LNG
con Shell International Eastern Trading Company. Según el acuerdo,
Shell suministrará anualmente dos millones de toneladas métricas de
LNG a la CNPC durante un plazo de 20 años.
La CNPC vio en 2008 un crecimiento rápido y firme de su comercio
internacional, que alcanzó a 127 millones de toneladas en términos del
volumen y 78,200 millones de USD en términos del valor,
representando respectivamente aumentos del 1% y del 92% en
comparación con 2007. En 2008, promovimos actividades tales como el
procesamiento doméstico e internacional, las transacciones de
intercambio y la reexportación internacional, mientras que aceleramos
el desarrollo del negocio al por menor y al por mayor de los terminales.
En mayo de 2008, la CNPC y Nippon Oil firmaron un memorándum
sobre la creación de una refinería conjunta y un acuerdo sobre el
procesamiento de crudo por encargo. Según los términos del acuerdo,
Nippon Oil procesará 70.000 barriles de petróleo por el día para la
CNPC, lo que significa un notable aumento en comparación con los
20.000 barriles por el día convenido en 2004. Para cumplir este acuerdo,
una refinería japonesa con capacidad de 115.000 barriles por día fue
seleccionada para la creación de una Joint Venture, en la cual CNPC
tiene una participación del 49%.
Para mejorar nuestra posición en el comercio internacional, invertimos
en y construimos depósitos y embarcaderos de petróleo en el país y en
el extranjero; compramos o alquilamos tanques de petróleo en las
principales regiones de fuente o de consumo de petróleo en el mundo
en forma de fusión, adquisición, inversión o stakeholding. Tenemos
estaciones de gasolina y depósitos en Asia central y en la región Hong
Kong-Macao-Guangdong y otros puertos importantes en China.
También adquirimos importantes compañías de abastecimiento de
combustible sobre el mar del continente chino y Hong Kong y
construimos embarcaderos de petróleo, instalaciones de almacenaje y
refinerías en el Extremo Oriente, Américas y China.
En 2008, exportamos a 69 países y regiones del mundo equipos y
materiales para la industria petrolífera con un volumen total de 13,800
millones de yuanes de RMB. Nuestros productos claves, como
plataformas de perforación, bombas de fluido de perforación, bombas
para la extracción de crudo, bombas sumergibles, tubos para oleoducto
y tubos especiales, fueron exportados en una gran escala a los
mercados de los principales países productores de petróleo de
Américas del Norte y del Sur y del Oriente Medio. También
comenzamos a vender considerable cantidad de motores diesel para
locomotoras en Myanmar y el resto del sudeste de Asia.
Desarrollamos a pasos firmes la importación de LNG. En abril de 2008
firmamos con la Compañía de Gas Natural de Qatar y el grupo Shell un
Tanque de almacenamiento de petróleo en Alma Ata, Kazakstán
47
Mirada Retrospectiva a las Operaciones del Año 2008 Anuario
Servicios Técnicos
Los servicios técnicos son un eslabón clave de nuestros negocios
principales. En cumplimiento del objetivo de construir una corporación
energética comprensiva internacional, CNPC, a la luz de los principios de
intensificación, especialización e integración, se abocó a una importante
reorganización e integración de nuestro sector de servicios técnico. Ello
llevó a una integración más eficaz de las operaciones de petróleo y gas y
los servicios de ingeniería y tecnología.
Utilizando nuestras tecnologías únicas e intensificando la divulgación y
aplicación de tecnologías complementarias maduras, CNPC cumplió una
creciente cantidad de trabajo básico en el ultramar como exploración
geofísica, perforación de pozos, registro eléctrico de perforación y
recondicionamiento de pozo y mejoró efectivamente la calidad del
servicio y la eficiencia de las operaciones. Hicimos progreso significativo
en el desarrollo de nuestro servicio de ingeniería y tecnología en el
mercado de alta tecnología del ultramar. Creció cada año el trabajo y
servicio que cumplimos en la prospección sísmica de alta mar, la
prospección sísmica de alta precisión, la perforación de pozos
horizontales, la perforación de pozos subbalanceados, registros eléctricos
de perforación por imagen, etc.
Prospección geofísica
En 2008, la CNPC movilizó en el mercado nacional 121 equipos sísmicos
(64 de sísmica 2D y 57 de sísmica 3D), 11 equipos de VSP y 30 equipos
no-sísmicos (de prospección por gravedad y magnética, de prospección
eléctrica y prospección química). En 2008, cumplimos 45.535 km de
sísmica 2D y 15.834 km2 de sísmica 3D, un 12,2% y un 7,0% menos que
en 2007 respectivamente. En el ultramar, 83 equipos sísmicos operaron
en 22 países como Sudán, Libia, Arabia Saudita, Venezuela y
Turkmenistán, cumpliendo 69.013 km de sísmica 2D y 42.814 km2 de
sísmica 3D, un 33,8% y un 31,3% más que en 2007 respectivamente.
Además de mantener nuestras ventajas en la prospección terrestre,
desarrollamos activamente nuestras operaciones de prospección en alta
mar, y formamos cierta capacidad integral para recolectar y tratar datos
sísmicos en alta mar. En 2008, nuestras cuatro flotas de prospección
cumplieron nueve proyectos de alta mar en la zona de exploración del
norte del Mar Meridional de China, en Myanmar y en el bloque 13 de
Sudán, adquiriendo 34.413 km de sísmica 2D y 7.333 km2 de sísmica de 3D.
Logramos importantes adelantos en la prospección sísmica en
complicadas regiones montañosas y mejoramos nuestras tecnologías de
observación mediante el uso combinado de la línea ancha y el gran
geófono, de adquisición sísmica 3D y de procesado de migración preapilamiento en profundidad. Como resultado logramos gran adelanto en
el pozo Keshen-2 de la cuenca Tarim. Hemos logrado nuevos frutos en
los esfuerzos para mejorar las tecnologías de predicción de reserva de
48
crudo en estratos de carbonato, que fueron aplicadas junto con la
tecnología de descripción cuantitativa de sistemas de fracturas-cuevas
para descubrir nuevas oportunidades para el desarrollo y el aumento de
la capacidad productiva de las reservas en las formaciones de carbonato
de la cuenca de Tarim. En la cuenca de Sichuan, progresamos en la
exploración del carbonato de la región Longgang usando la tecnología
de procesamiento e interpretación de datos pre-apilamiento de
carbonato basada en la adquisición sísmica 3D de alta precisión y
terminamos de manera segura y sobresaliente los proyectos de
adquisición sísmica en las regiones de Chuanzhong y de Jiange a pesar
de las múltiples dificultades creadas por el terremoto del 12 de mayo. En
el yacimiento de gas de Sulige, la prospección sísmica de alta precisión
ayudó a aumentar el porcentaje de pozos de clase I+II. En Daqing
terminamos con éxito 690 km2 de adquisición sísmica 3D en Changyuan,
lo que contribuyó al desarrollo secundario del campeo petrolífero de
Daqing y a la realización del objetivo de mantener la producción en el
nivel de 40 millones de toneladas métricas por año. En Liaohe, la
adquisición sísmica de alta densidad y la sísmica con lapso de tiempo
ofrecieron importante apoyo técnico a la optimización del plan de
desarrollo de crudo pesado y el diseño de pozos horizontales. La
aplicación de la migración pre-apilamiento en tiempo en el
procesamiento de varios conjuntos de datos 3D logró óptimos resultados
en el procesamiento de los datos de Longgang, provincia de Sichuan, de
la depresión Qikou en Dagang, de la cuenca meridional del oeste de
Qaidam, de la zona Malang de Santanghu y de la depresión Raoyang del
norte de China, mejoró la calidad de los registros y proporcionó datos
confiables sobre el aumento de las reservas.
2008 conoció un constante crecimiento de nuestras operaciones de
prospección geofísica en el ultramar. Además de estabilizar nuestros
principales mercados en África del norte y el Oriente Medio, exploramos
activamente nuevos mercados en Asia central, África del este y el sudeste
de Asia y entramos con éxito en los mercados de Vietnam, Brunei, Kuwait
y Mongolia. Ganamos el contrato de adquisición sísmica 3D de Petro
Matad Limited de Mongolia. Cumplimos el proyecto de prospección 2D
de la compañía británica Salamander Energy en el bloque DBSCL-01 de
Vietnam y la primera fase del contrato de la compañía norteamericana
OXY de prospección sísmica 4D/3C con lapso de tiempo en Omán.
También logramos óptimos progresos en los proyectos de adquisición
Operaciones de prospección geofísica
Equipos sísmicos en servicio
En China
En el ultramar
2006
2007
2008
180
179
177
124
124
131
56
55
46
88.693
103.437
114.548
En China
43.313
51.859
45.535
En el ultramar
45.380
51.578
69.013
Datos de adquisición sísmica 2D (km)
Datos de adquisición sísmica 3D (km2)
40.168
49.635
58.648
En China
15.752
17.032
15.834
En el ultramar
24.416
32.603
42.814
Mirada Retrospectiva a las Operaciones del Año 2008 Anuario
sísmica 3D en el bloque Agadem de Níger (fase I) y en la zona
Bagtyiarlyk en la orilla derecha del río Amu-Darya de Turkmenistán y en
el proyecto de exploración 3D en la cuenca del río Amu-Darya de
Uzbekistán y mejoramos la calidad de los datos sísmicos 3D adquiridos
en el bloque 3 de Irán de compleja formación montañosa.
Hicimos progresos en software y en la investigación y desarrollo de
equipos. Nuestro GeoEast V1.2, capaz de cumplir el procesamiento
convencional de datos sísmicos terrestres, el procesamiento con
migración pre-apilamiento en tiempo y la interpretación estructural,
ha adquirido un nivel de confiabilidad y eficacia operacional que
aconseja generalizar su uso. Ha sido utilizado para procesar 36,187 km
de sísmica 2D de y 8,023 km2 cuadrados de sísmica 3D. Su versión
mejorada, el GeoEast V2.0, ha logrado importantes progresos tanto en
el desarrollo de las funciones como el procesamiento de sísmica de
migración pre-apilamiento en profundidad, perfilaje sísmico vertical,
multicomponente y multionda, OBC y cable remolcado y la predicción
e inversión de reservas pos-apilamiento, como en la optimización y el
mejoramiento de la plataforma del sistema. El camión vibrador oruga
KZ-28 ha sido puesto en funcionamiento en proyectos domésticos y
de ultramar. El KZ-34 ha pasado pruebas de ensayo de campo y ahora
está en curso de perfección e industrialización. Además, hemos
desarrollado un prototipo de sismógrafo con capacidad de 2000
canales, lo que representa un importante paso hacia la fabricación
nacional de tal aparato.
Perforación de pozos
En 2008, 1,054 taladros perforaron 15,161 pozos, con un footage total de
28 millones 284 mil metros, un 10,4% más que en 2007 aunque el
número de equipos de perforación era casi el mismo. Entre otros, las 186
que operaron en el ultramar perforaron 1,036 pozos, con un footage
total de 2 millones 264 mil metros, en 29 países incluyendo Sudán,
Kazakhstán, Venezuela, Omán e Indonesia.
La mejor aplicación de las tecnologías convencionales de perforación y
el amplio uso de tecnologías maduras como la perforación por chorro,
la optimización de los parámetros de perforación y el fluido de
perforación de alta calidad nos han permitido aumentar sensiblemente
el ritmo de perforación.
Nuestras tecnologías únicas mostraron en mayor grado sus ventajas. La
perforación horizontal y la perforación subbalanceada se aplicaron en
una escala cada vez mayor, convirtiéndose en importantes medios para
aumentar la eficiencia de la perforación, lograr mayor producción con
menor número de pozos y cambiar el modo de crecimiento de la
corporación. En 2008, terminamos un total de 1,005 pozos horizontales,
un 24,7% más que en 2007. Se observaron también mejoras en los
índices técnicos y económicos de los pozos horizontales. La velocidad
media de penetración mecánica llegó a 7,98m/h, un 3,1% superior a la
de 2007; la longitud media de los intervalos horizontales fue de 345,87
metros, 39,60 metros más que la del año anterior, y el coeficiente de
encuentro de la broca con los yacimientos fue 92,2%, un 4,5% superior
al de 2007. En Zhuanghai del campo petrolífero de Dagang, obtuvimos
un cociente H/V de 3,92 en el pozo Zhuanghai 8Nm-H3 y un
desplazamiento horizontal de 4.842 metros en el pozo Zhuanghai 8EsH5. En el campo petrolífero de Liaohe, complementamos el primer
pozo horizontal con 20 laterales en disposición de columna vertebral
de pez de China (el pozo Jing.52-H1Z) y el primer pozo horizontal
bilateral en disposición de columna vertebral de pez de China (con 11
laterales horizontales). La terminación de ambos alcanzó el nivel 4
(TAML 4). El amplio uso de la perforación subbalanceada dio nuevos
frutos en el descubrimiento y la protección de los depósitos, en el
aumento de la producción y en el aceleramiento de la velocidad de la
perforación. En 2008, fueron perforados 225 pozos subbalanceados, un
45,2% más que en 2007. En el yacimiento de petróleo y gas del
sudoeste de China, un pozo de perforación horizontal subbalanceada
con nitrógeno dio una tasa de certeza del 90% en el encuentro con los
depósitos y logró una producción directa de 56.300 metros cúbicos de
gas natural, cuatro o seis veces mayor que la de cada uno de los pozos
verticales adyacentes antes de la reconstrucción del depósito.
Operaciones de la perforación
Taladros en funcionamiento
En China
En el ultramar
Pozos perforados
En China
En el ultramar
Footage perforada (millón de metros)
En China
Operación sísmica en Mongolia Interior
En el ultramar
2006
2007
2008
1.035
1.044
1.054
863
870
868
172
174
186
13.265
13.793
15.161
12.466
12.812
14.125
799
981
1.036
23,12
25,61
28,28
21,37
23,52
26,02
1,76
2,09
2,26
49
Mirada Retrospectiva a las Operaciones del Año 2008 Anuario
El sistema de perforación con geonavegación cerca de la broca CGDS-1,
con propios derechos de propiedad intelectual, ha trabajado
normalmente por 297 horas en los pozos del campo petrolífero Liaohe.
No sólo satisfizo las necesidades en el sitio del pozo sino mostró las
obvias ventajas de la medición cerca de la broca. Además, el sistema de
impulsión superior con capacidad de 900 toneladas y el sistema de
impulsión superior hidráulica DQ40Y fueron puestos en operación en el
campo. Desarrollamos y fabricamos las herramientas principales para la
tecnología de terminación de pozos multilaterales tipo II nivel TAML 4, de
las cuales fueron concedidas 23 patentes. También desarrollamos un
fluido de perforación atomizado reciclable en un 40%, reduciendo los
costos en un 25,7%.
En el yacimiento de gas de Yoloten de Turkmenistán, el empleo de la
solución saturada de KCl/NaCl como fluido de perforación de alta
densidad, la barrena escariadora bicéntrica PDC y la técnica para prevenir
el estrangulamiento del pozo y el atasco de la barrena en formaciones
salinas nos permitió solucionar el problema de estrangulamiento y
atasco en las inestables formaciones salinas y el de baja velocidad de
penetración en las formaciones de yeso duro y caliza. En el pozo Sam-531 del yacimiento de gas de Samandepe de la zona del contrato de
Bagtyiarlyk, en la orilla derecha del río Amu-Darya, logramos importantes
adelantos en la perforación controlada en zonas de agua salada de
presión anormalmente alta y baja penetración y en la cementación de
pozos en formaciones ultra-gruesas de carbonato con la tecnología de
“dos niveles, dos ritmos de fraguado”. Logramos sacar del estrato de
producción de este pozo 177,3 metros de corazones continuos, con una
tasa de rendimiento de hasta 95,6%. La calidad del pozo y de la
cementación cumplió el 100% de las normas.
Registros de pozos y registros de perforación
En 2008, la CNPC contaba con 598 grupos de registros de pozos
petroleros, incluidos 104 de diagrafía y 212 de registros de alta precisión.
217 grupos de registros y pruebas de pozos de nuestra corporación
trabajaban en el ultramar, principalmente en 19 países, incluidos Sudán,
Argelia, Kazakhstán, Irán y Pakistán. En 2008 entramos por primera vez en
el mercado de registros y pruebas de pozos de Níger, Turkmenistán,
Uzbekistán y Chad. Durante todo el año 2008, cumplimos en total
registros y cañoneos para 83,966 pozos/veces y registros de perforación
para 12,000 pozos, un 7% y 12,8% más que en 2007 respectivamente.
Al consolidar los mercados maduros para nuestro servicio de registros en
Sudán, Kazakstán e Irán, exploramos activamente nuevos mercados y
ampliamos los servicios. En Sudán, renovamos los contratos de registros y
prueba de pozos para los bloques 1/2/4, 3/7 y 6. En Kazakhstán, logramos
una considerable participación en los mercados de Aktobe, Aqtau, Atirau
y Kezloerda y ganamos los contratos sobre los proyectos de registros de
CITIC y de registros y cañoneos de SAGIZ. En Irán, desarrollamos el
proyecto de registros de pozos de NIOC SOUTH, el de registros de pozos
en el mar de NIOC y el de PTTEP (PTT Exploration and Production Pic). En
Libia, logramos un contrato de procesado e interpretación de los datos
de relación carbono/oxígeno de 24 pozos de desarrollo de WAHA Oil, y
prestamos a la ENI OIL servicio de registros de perforación para las
plataformas marinas DP3 y DP4. En el bloque Jabung de Indonesia,
aplicamos la avanzada tecnología de registros durante la perforación y las
técnicas de su construcción para optimizar el direccionamiento y los
trabajos de perforación y desarrollamos fluidos de perforación capaces
de prevenir la contaminación de los estratos de crudo.
Perfeccionamos las técnicas de construcción de registros en condiciones
complicadas y formamos y desarrollamos técnicas de construcción de
registros y cañoneos para pozos de desplazamiento extendido, pozos
horizontales, pozos desviados de pequeño diámetro y pozos
subbalanceados y nuestras únicas técnicas geoquímicas, de medición
cuantitativa de fluorescencia y de resonancia magnética nuclear para los
registros de perforación. Hemos fortalecido nuestra capacidad de
interpretación integral e investigación de los datos. La teoría y los
métodos de interpretación y evaluación de registros de rocas volcánicas
ácidas han rendido notables resultados en la producción del campo
petrolífero de Daqing, Se han logrado además nuevos avances en el
proyecto de investigación sobre reservas de baja resistividad en el campo
petrolífero Neem del bloque 1/2/4 de Sudán.
Perforación del pozo horizontal Sam-35-1H en el campo gasífero
Samandepe, Turkmenistán
50
En 2008, la divulgación y aplicación de técnicas de registros rápidos y de
equipos de registro con propiedad intelectual propia redujeron
efectivamente el ciclo de completación de pozos y elevaron el
rendimiento de operación. El sistema de registro de pozos ElLog fue
utilizado el año pasado en 14.049 pozos/veces y redujo el ciclo de
operación en 6 horas por término medio. 22 juegos del sistema de
registro de pozos LEAP600 prestaron servicio en 15 países, habiendo
logrado buenos resultados económicos y sociales. El instrumento de
diagrafía de inducción en serie y los de registros compuestos de
perforación marcas Snow Wolf y Dema fueron puestos en fabricación y
utilizados en la producción, habiendo logrado notables resultados en la
detección de depósitos y la seguridad en la perforación.
Mirada Retrospectiva a las Operaciones del Año 2008 Anuario
Nuestro equipo de registros compuestos WELLEAP fue utilizado en el
pozo Lol-1, pozo clave de exploración en el bloque 1/2/4 de Sudán. La
perforación de este pozo de 5.170 metros de profundidad duró más de
seis meses. La calidad del equipo y de los datos adquiridos fue
reconocida por la parte A. Después de trabajar unas 10 horas continuas y
superar el riesgo de atascamiento, cumplimos con éxito el trabajo de
registros eléctricos de completación del pozo BEL-Z-1 de Argelia, con una
profundidad de unos 2.300 metros y un ángulo máximo de 53 grados.
Operaciones de registros de pozo
Grupos de registros de pozo
En China
En el ultramar
Cantidad de trabajo (pozos/veces)
En China
En el ultramar
2006
2007
2008
534
579
598
464
508
523
70
71
75
76.291
78.501
83.966
71.296
72.569
77.835
4.995
5.932
6.131
Operaciones en subsuelo
En 2008, la CNPC contaba con 1.696 grupos de operaciones en subsuelo
para realizar operaciones y servicios como fracturamiento, acidificación,
mantenimiento, reacondicionamiento y perforación reentrada.
Cumplimos durante todo el año operaciones en subsuelo para 163.931
pozos/veces y pruebas de formación para 5.505 estratos, un 0,5% y 6,1%
más que en el año 2007 respectivamente. Entre otros, 55 grupos fueron a
trabajar a 12 países y regiones como Kazakhstán, Sudán, Mongolia y
Indonesia y terminaron operaciones en subsuelo en 1.185 pozos/veces y
pruebas de formación para 512 estratos.
formaciones con intercalaciones delgadas, turnaround fracturing y
fracturamiento con control del crecimiento longitudinal de la fractura. Se
formaron de manera preliminar tecnologías complementarias para
operaciones en pozos horizontales, tales como el fracturamiento con
relleno de arena por etapas y la limpieza continua de arena, que lograron
buenos resultados en el aumento de la producción de los campos
petrolíferos, la protección de reservas y la elevación del ritmo de las
operaciones. Gracias a los tratamientos de fracturamiento y acidificación,
la producción de petróleo aumentó en 3,8 millones de toneladas en
2008, un 6,2% más que el año anterior. Entre otros trabajos llevamos a
cabo tratamientos de fracturamiento y acidificación para 318
formaciones en pozos horizontales, limpieza continua de arena para 92
pozos horizontales, montaje de tubería flexible continua de producción
para 275 pozos, pruebas simultáneas a las operaciones de cañoneo,
medición, fracturamiento y acidificación para 374 formaciones, 909
operaciones bajo presión en pozos activos y Revestimientos de tuberías
de expansión para 200 pozos/veces. En Sudán prestamos con éxito un
servicio de prueba combinada APR-PCP para el proyecto 5A de WNPOC.
Operaciones en subsuelo
2006
2007
2008
1.578
1.595
1.696
1.526
1.553
1.641
52
42
55
141.199
164.119
165.116
139.983
163.171
163.931
1.216
948
1.185
Grupos de trabajo en subsuelo
En China
En el ultramar
Operaciones en subsuelo(pozos/veces)
En China
En el ultramar
La CNPC es capaz de ofrecer servicios de estimulación para distintos
tipos de pozos en condiciones complicadas, tales como electrobombas
sumergibles para pozos profundos, bombas de hélice, pozos
ultraprofundos, pozos que contienen H2S y pozos de CBM y de realizar
operaciones en pozos activos, reparación de pozos ambientalmente
amigable, mantenimiento de pozos de crudo pesado y gas condensado,
construcción de pozos horizontales, montaje de tubería flexible continua
y control de pozo.
En 2008, mejoramos notablemente nuestras tecnologías de prueba de
formación en pozos ultraprofundos, pozos de alta temperatura y alta
presión y pozos de alto contenido de azufre. Realizamos pruebas en una
profundidad máxima de 7.374 metros y con una presión máxima de 107,6
MPa en el cabezal de pozo cerrado, una presión máxima de 208MPa en el
fondo del pozo y una temperatura máxima de 189ºC en el fondo del
pozo. En Irán, terminamos felizmente la prueba de eléctrobomba
sumergible en el pozo horizontal direccional H-5 del proyecto MIS, y
logramos un flujo petrolero industrial satisfactorio para la Parte A.
Intensificamos la aplicación de nuevas técnicas y tecnologías. Fueron
aplicados en la producción tratamientos de fracturamiento en
Operación de fractura en el campo petrolífero Jilin
51
Mirada Retrospectiva a las Operaciones del Año 2008 Anuario
Ingeniería y
Construcción
La ingeniería y construcción representan un soporte esencial para nuestras
operaciones de petróleo y gas. Para desplegar nuestras ventajas en
recursos, capital humano y tecnología, reorganizamos CNPC Engineering &
Construction Company para que administrara China Oil and Gas Pipeline
Company Ltd., CNPC Engineering & Construction Co. Ltd., CNPC
Engineering Co. Ltd., China Huanqiu Contracting & Engineering Corp. y
China Textile Industrial Engineering Institute. La empresa es también
responsable de gestionar, orientar y coordinar las operaciones de los
recursos de ingeniería y construcción de las otras filiales.
Mejoramos de continuo el nivel de operaciones de proyectos y la
capacidad de servicio, promovimos activamente el modelo de contrato
EPC y exploramos activamente los mercados de alta tecnología en el
extranjero al garantizar con todo esfuerzo la feliz marcha de la
construcción de capacidad productiva de petróleo y gas, de proyectos de
refinación y petroquímica y de oleoductos y depósitos de petróleo.
Construcción de Instalaciones de Superficie de
Campos Petrolíferos y Gasíferos
En 2008, La CNPC entró en una nueva etapa de aumento rápido de
reservas. Un gran número de proyectos importantes de construcción
de capacidad productiva de petróleo y gas trajeron oportunidades para
el desarrollo del sector de ingeniería y construcción.
Segunda planta de procesamiento de gas natural en el campo gasífero Sulige
52
Progresaron con pasos firmes los proyectos de construcción de
capacidad productiva del campo petrolífero Nanpu, en el este de Hebei, y
del bloque Dina-2, en la cuenca de Tarim. Se completaron y se pusieron
en producción las plantas N.º2 y N.º 3 de procesamiento de gas natural
del campo de gas Sulige, el campo de gas Tainan (fase I) en Qinghai, el
campo de gas Mahe (fase I) en Xinjiang, y el campo de gas Karamay (fase
I), incrementando nuestra producción de crudo en 14,21 millones de
toneladas y la de gas natural en 11.480 millones de metros cúbicos.
En el ultramar, marchaban bien los principales proyectos de construcción
de capacidades productivas de los bloques de explotación conjunta en
Sudán, Kazakhstán, Venezuela y Turkmenistán. Progresaba sin problemas
el proyecto de ampliación de la capacidad productiva del bloque 3/7 de
Sudán en 5 millones de toneladas por año (fase II). Pasó la prueba y se
puso en producción la estación de recolección y transporte de crudo del
campo petrolífero Gumry, con una capacidad diseñada de
procesamiento de 50.000 barriles por día y una capacidad inicial de
36.000 barriles por día. En Turkmenistán ya se inició la construcción de la
Planta N.º 1 de Procesamiento de Gas Natural en la orilla derecha del río
Amu-Darya y se planea terminar su construcción y ponerla en
producción a finales de 2009.
Construcción de Refinerías y Plantas Químicas
La CNPC cuenta con capacidad de adjudicarse contratos EPC (diseño,
aprovisionamiento y construcción). Sus proyectos de construcción cubren
los terrenos de etileno, polipropileno, LNG, abonos químicos, productos
químicos derivados del carbón y energías nuevas.
Progresaban bien los proyectos de refinación y petroquímica en
Guangxi, Dalian, Fushun, Dushanzi, Changqing, Dagang, Liaohe,
Sichuan y Tarim, entre los cuales ya se pusieron en producción los seis
Mirada Retrospectiva a las Operaciones del Año 2008 Anuario
Al seguir consolidando y ampliando nuestros mercados de Asia del
Sudeste, Asia Central y África, aceleramos los pasos en la exploración de
nuevos mercados. En 2008, ganamos los contratos para construir e
instalar una línea doble de producción de etileno en Singapur y
construir una instalación de extracción de aromáticos para el Ministerio
de Energía y Minería de Sudán. También marchaban bien el proyecto de
petróleo condensado y bomba de agua en Algeria, el proyecto para
Kadia de Pakistán, el proyecto de poliéster de Egipto, el proyecto para
Pirelli de Italia y el contrato PMC en la orilla derecha del Amu-Darya de
Turkmenistán. En mayo de 2008 se inició en Vietnam la construcción
del Proyecto de Fertilizantes Químicos Meitou de Ningping, que es el
primer proyecto EPC para la construcción de una planta entera firmado
por la CNPC en el ultramar.
Construcción de Conductos
En la construcción de conductos, la CNPC tiene ventajas en la
experiencia especializada y la administración EPC y es capaz de tender
conductos en diversas condiciones como en zonas montañosas,
desiertos, altiplanos, pantanos y zonas fluviales y de construir distintos
tipos de conductos, instalaciones de almacenamiento y otras obras
petroleras como cruzamiento subfluvial de conductos de gran
diámetro y construcción de grandes estanques y depósitos.
Construcción de la unidad de atmoférica y vacío en la planta petroquímica Guangxi
juegos de instalaciones para la planta de procesamiento de 10
millones de toneladas de crudo sulfuroso por año de Dalian
Petrochemical. En Fushun Petrochemical, le fue entregado un sistema
atmosférico/vacío de 8 Mt/a como parte de un proyecto de
ampliación y reconstrucción de refinación de 10 Mt/a. En Guangxi
Petrochemical fue concluida en lo fundamental la construcción de la
instalación atmosférica/vacía de 10 Mt/a de un proyecto de refinación
de 10 Mt/a. Una instalación de refinación de 10 Mt/a y una de
refinación de etileno de 1 Mt/a fueron entregadas a Dushanzi
Petrochemical y fue cumplida la parte principal de la instalación de
etileno. Especialmente, en Guangxi Petrochemical, cumplimos en el
primer intento el levantamiento e instalación del mayor reactor de
hidrogenación de petróleo parafínico del mundo (2,2 Mt/a). Dos
proyectos de nuestra empresa, el de la reconstrucción de la instalación
de destilación atmosférica/vacía de 5 Mt/a de Changqing
Petrochemical y el de la construcción de una instalación de
polipropileno de 300.000 toneladas por año en Daqing Refining &
Petrochemical Company, lograron premios plata de Mejores Proyectos
Nacionales de 2008. Nuestros proyectos de LNG de Dalian y Jiangsu
marchaban bien. Logramos nuevos progresos en el magno proyecto
de carboquímica. Huanqiu Contracting & Engineering Corp. de la
CNPC y Ningxia Coal Industry Group Co. Ltd. del Grupo Shenhua
firmaron el contrato de aprovisionamiento para un proyecto de
conversión de carbón en olefinas y un contrato EPC de tratamiento de
aguas residuales.
En 2008, ganamos 10 contratos EPC, con un valor total de 30.700
millones de yuanes, para la construcción de importantes ductos como
la segunda línea del envío de gas del oeste al este de China, el
gasoducto de Asia Central-China y el oleoducto de crudo de Abu
Dhabi. El segundo gasoducto oeste-este de China y el gasoducto de
Asia Central-China ya están en plena construcción.
En la construcción del segundo gasoducto oeste-este de China,
adoptamos el método de diseño de respuesta para diseñar el sector
occidental del gasoducto que cruza fallas activas y zonas amenazadas
por fuertes sismos. Se aplicaron con éxito 99 técnicas de soldadura de
acero X80, automáticas, semiautomáticas o manuales, con una tasa de
aprobación superior al 98% en la primera ronda. También iban bien los
otros importantes proyectos nacionales de construcción de oleoductos
y gasoducto y de instalaciones de almacenamiento y transporte. Ya
terminamos fundamentalmente los depósitos de Qinzhou, Dalian y
Zhoushan. Completados la parte principal de la sección LanzhouZhengzhou y los 10 túneles que deben atravesar, el oleoducto de
refinados Lanzhou-Zhengzhou-Changsha se pondrá en producción en
junio de 2009. El oleoducto Lanzhou-Chengdu-Chongqing, de nuestro
diseño y construcción, salió airoso de la prueba del terremoto de
Wenchuan, provincia de Sichuan, y funcionó de manera segura y
estable durante todo el periodo del desastre, motivo por el cual fue
laureado del premio de oro de Mejores Proyectos de Prospección y
Diseños de Ingeniería de China de 2008.
En la construcción del gasoducto de Asia Central-China, nuestras
cuadrillas de construcción desplegaron las ventajas de las operaciones
mecanizadas en cadena. Nuestras cuadrillas de soldadura automática
CRC consiguieron un rendimiento mensual de soldar 32 kilómetros por
brigada y crearon un record de 168 ensambles por día. Especialmente
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Mirada Retrospectiva a las Operaciones del Año 2008 Anuario
con nuestra nueva tecnología que combinaba la soldadura de bajohidrógeno con la semiautomática, se logró un rendimiento mensual
por cuadrilla de 28 kilómetros y se creó el récord de 108 ensambles por
día. Estas medidas eficaces permitirán el cumplimiento del objetivo de
concluir y poner en funcionamiento la primera línea del gasoducto
antes del fin de 2009. Después de vencer las dificultades en la
protección contra fluidos de lodo y en el empuje de las tuberías, la
tecnología de perforación direccional nos permitió hacer pasar, a 30
metros por debajo del lecho del río Ili, un ducto de tuberías de
1.067mm x 28,6mm con una longitud total de 1,1 km, sin afectar el
ambiente y el tráfico fluvial, ni menoscabar la estructura de los diques y
del lecho del río.
En 2008 logramos nuevos adelantos en el desarrollo del mercado
ultramarino. Además del contrato para el Proyecto de oleoducto de
crudo en el oeste de Kenia, firmamos contratos EPC para gasolineras y
un parque de tanques de petróleo en Hambantota de Sri Lanka y para
un proyecto de tanques esféricos en Canadá. Especialmente, firmamos
con International Petroleum Investment Co. de Abu Dhabi un contrato
EPC para el proyecto del oleoducto de crudo en este país, con un valor
total de 3.290 millones de USD, que es el mayor proyecto EPC que
desarrollamos en el mercado extranjero de ingeniería y construcción
petroleras. Terminamos la parte principal del oleoducto de crudo del
Lejano Oriente de Rusia. También fueron terminados y entregados al
usuario el gasoducto este-oeste de India y las obras de ampliación de
la línea N.º 1 de hidrocarburos de Kenia. Ya se concluyó la soldadura de
la parte principal de la fase II del oleoducto Kazakhstán-China, cuya
puesta en producción está programada para octubre de 2009.
Ingeniería Costera
La CNPC desarrolló activamente sus operaciones de petróleo y gas en
el mar y promovió la expansión de sus actividades en el área de
ingeniería marítima. A finales de 2008 contábamos con 10 plataformas
petroleras móviles y 21 buques de diferentes tipos.
En 2008, desplegando plenamente las ventajas conferidas por nuestras
técnicas únicas, la cobertura del mercado y otras competencias,
elevamos la capacidad de servicio y aprovisionamiento en el mar.
Empezamos la perforación de 48 pozos fuera de la costa y
completamos 45, con un avance total de perforación de 116 kilómetros,
un 54% más que en 2007. La plataforma Zhongyouhai 6 completó en
un ciclo de 126,25 días el pozo Binhai-4, con una profundidad de 5.505
metros. A pesar de la profundidad del pozo y las complicadas
condiciones geológicas, sacamos el 100% del núcleo mediante la
tecnología de toma rotacional por la pared del pozo.
En 2008 se desarrolló felizmente la construcción de la base de
ingeniería costera de la CNPC en Qingdao, Shandong. Cuenta ya con
una capacidad de procesamiento de 30 mil toneladas anuales de
laminados de acero. En 2008, empezamos sucesivamente la
construcción de una plataforma de perforación, una plataforma de
prueba de producción, cuatro buques de trabajo multiuso y tres barcos
de otros tipos. Se pusieron en producción dos plataformas de
perforación y seis barcos. La plataforma marina de perforación de
elevación automática Zhongyouhai 9 es capaz de trabajar en aguas de
una profundidad máxima de 90 metros y perforar hasta 7 mil metros y
la plataforma marina de perforación de elevación automática
Zhongyouhai 7, es capaz de trabajar en aguas con una profundidad
entre 5 y 40 metros y perforar hasta 7.000 metros.
En octubre de 2008, fue botado el buque de productos refinados
Liaoyou 129, la primera embarcación de este tipo diseñada y construida
por la CNPC. Con una capacidad de carga total de 12.600 toneladas,
cuenta con una velocidad de 12,6 nudos y una autonomía de 6.000
millas marítimas. Será usado para servicios costeros. Además, estamos
construyendo una grúa flotante TML para SeaMetric de Noruega. Este
par de embarcaciones con una capacidad de alzar 20.000 toneladas en
alta mar será entregado al usuario en 2009.
Plataforma de perforación autoelevable 9 de Zhongyouhai
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Mirada Retrospectiva a las Operaciones del Año 2008 Anuario
Manufactura de
Equipos
Petroleros
Superando los factores negativos como el drástico altibajo del precio
de materias primas y la rápida fluctuación del mercado, continuamos
impulsando en 2008 la reorganización e integración de nuestros
recursos, productos y marcas en este sector. Seguimos fortaleciendo la
innovación tecnológica y la investigación y fomento de nuevos
productos y desarrollando en amplia escala nuestros productos
principales como equipos de perforación y recuperación y tubos de
acero petroleros, asegurando así el aprovisionamiento de equipos para
el desarrollo de las operaciones clave de petróleo y gas. Elevamos el
nivel de concentración industrial del sector de fabricación de equipos
petroleros y su competitividad en el mercado y formamos
fundamentalmente las bases de producción de equipos petroleros de
Baoji, Daqing, Bohai y Panjin.
Nuestras cuatro líneas de productos principales (equipos de
perforación, equipos de recuperación, tubos de acero y motores)
experimentaron un amplio y rápido desarrollo. En 2008, produjimos 141
taladradores en tierra, 13.183 balancines, 1,71 millones de toneladas de
tuberías y 2.366 motores de combustión interna, con un aumento de
21,6%, 28%, 54,6% y 6,7% respectivamente en comparación con el año
2007. La producción de bombas de fluido de perforación, guaya y
tuberías petroleras también registró aumentos. Sobre todo, elevamos
en gran medida nuestra capacidad de producción y suministro de
tubos de petróleo y gas de alto grado de acero y gran diámetro.
Proporcionamos 1,41 millones de toneladas o 2.890 kilómetros de
tuberías para el segundo gasoducto oeste-este de China y el
gasoducto Asia Central-China, entre las cuales 1,02 millones de
toneladas, o 1.970 kilómetros, fueron productos de la CNPC. Los tubos
soldados por arco sumergido espiral X80 producidos por la CNPC para
el segundo gasoducto oeste-este de China representaban un 96% de la
totalidad de los usados en el proyecto.
manera independiente por la CNPC. Esta instalación de que la CNPC
posee plena propiedad intelectual integra las funciones de perforación,
registros, completación y reacondicionamiento y opera en plataformas
universales autopropulsadas y de elevación automática. Su estructura
es totalmente modular y altamente móvil, lo que le hace compatible
con las necesidades de frecuentes montajes, traslados y
desmantelamientos en alta mar. La aplicación de nuevas tecnologías en
el diseño de su sistema de control electrónico elevó su inmunidad y
fiabilidad contra interferencias, cumpliendo con todos los requisitos
exigidos por CCS y ABS.
CT38, la primera unidad de tubería enrollada de China, fue desarrollada
y probada en campo independientemente por la CNPC. En la prueba, el
prototipo de CT38 mostró en la prueba excelente maniobrabilidad de
esta unidad en su conjunto y plena capacidad para cumplir
operaciones de reacondicionamiento, registros, terminación y
estimulación. La construcción de la primera línea de producción de
tubería enrollada comenzó en Baoji Petroleum Steel Pipe Co. Ltd. en
diciembre de 2008. La línea está diseñada para producir 15.000
toneladas anuales de tubos con diámetro de 25,4-88,9mm y espesor de
pared de 1,91- 6,35mm. Nuestros productos nuevos, tales como
turbinas de gas de combustión, motores que permiten el uso de dos
tipos de combustibles y motores eficientes en materia de energía,
también se utilizaban ampliamente.
Con la continua aparición de nuevas tecnologías y técnicas de
perforación y recuperación, reforzamos la investigación, producción y
desarrollo de nuevos equipos y tecnologías. Triunfamos en la
investigación, fabricación experimental y puesta en producción en serie
de equipo de tubería enrollada, tubos soldados por arco sumergido
espiral X80, varillas de soldadura de alta rigidez para uso especial,
fundentes de alta velocidad, tubos soldados por arco sumergido con
costura longitudinal X80 y tubos curvos. Marchaban bien los proyectos
de investigación clave como el de una plataforma semisumergible para
aguas profundas.
El 10 de septiembre de 2008, terminamos la construcción de la primera
perforadora marítima multiuso de 3.000 metros de China, diseñada de
Transporte de tuberías para el gasoducto de Asia Central-China
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