Repaso Anual

Repaso Anual
El 2011 vio la alta volatilidad del precio del petróleo rondando los niveles
elevados de manera más drástica y con mayor frecuencia que el año
anterior. El suministro global de la energía seguirá apretada en un largo
plazo, aunque la tasa de crecimiento de la demanda por petróleo cayó
notablemente. Frente a las oportunidades y desafíos, CNPC organizó
en forma segura, con apego a la estrategia centrada en los recursos, el
mercado y la internacionalización, la producción y operación y fortaleció el
control de riesgos con el mejor desempeño de sus principales indicadores
en la historia, manteniendo una tendencia de crecimiento rápida y estable.
Repaso Anual
Informe Anual 2011
Descubrimientos principales
Nuevos avances se hicieron en bloques de exploración más importantes en
Sichuan, la Bahía de Bohai, Qaidam, Ordos, Junggar y las Cuencas Hailaer.
En la exploración de gas en la cuenca de Sichuan se identificó un gran
sistema potencial de sinian. La exploración en las colinas profundamente
enterradas en la cuenca de la bahía de Bohai mostraba unas perspectivas
favorables. En la Depresión de Ordos, los estratos más bajos del paleozoico
se convirtieron en el nuevo objetivo de exploración. Fueron descubiertos
embalses litológicos con abundantes reservas en el sistema jurásico en la
Cuenca de Junggar.
Exploración y Producción
En 2011, CNPC concentró sus actividades de exploración en las principales
cuencas petroleras y gasíferas nacionales, incluyendo Songliao, Ordos,
Tarim, Sichuan y la bahía de Bohai. Hemos seguido manteniendo un ritmo
de crecimiento en las reservas de hidrocarburos, proporcionando una
sólida base de recursos para la producción de petróleo y gas.
Además, hemos conseguido una serie de avances importantes en Jiyuan
y Sulige en la Cuenca de Ordos, Tazhong y Tabei en la cuenca de Tarim, la
formación de Chuanzhong Xujiahe en la cuenca de Sichuan, el bloque de
Qibei-Chenghai en la cuenca de la Bahía de Bohai, el norte (de petróleo)
y el sur (de gas natural) en la Cuenca de Songliao, el hundido Jimusaer en
la Cuenca de Junggar, Kunbei de la Cuenca de Qaidam y el hundido de
Fushan en la Cuenca de la Bahía del Norte.
Reserva de petróleo en sitio recién
probada en el lugar (nacional)
Exploración
En 2011, la exploración nacional dio lugar a nuevas resevas probadas de
petróleo y gas de 715 millones de toneladas y 487,9 mil millones de metros
cúbicos, respectivamente y reservas de petróleo y gas superiores a mil
millones de toneladas de petróleo equivalente. Las nuevas reservas probadas
se encuentran principalmente en los embalses litoestratigráficos y de baja
permeabilidad que están profundamente enterrados, pero disponen de gran
magnitud y producibilidad. La tasa de sustitución de la reserva de petróleo se
mantuvo por encima del 100%.
Reserva de gas natural en sitio
recién probada en el lugar (nacional)
715,12
570,10
655,77
487,90
627,50
2009
461,60
2010
2011
2009
millones de toneladas
2010
2011
mil millones de metros cúbicos
Las reservas y los datos de operación (nacional)
2009
2010
2011
Reserva petrolera recién probada (mmtt)
627,50
655,77
715,12
Reserva gasífera recién probada (mil millones de metros cúbicos)
461,60
570,10
487,90
Sísmica 2D (km)
26.816
31.023
33.912
Sísmica 3D (km²)
11.427
13.463
12.954
1.901
1.640
1.794
1.071
949
1.020
830
691
774
Pozos de exploración
Pozos de prospección preliminar
Pozos de evaluación
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Informe Anual 2011
Repaso Anual
Desarrollo y Producción
En 2011, nuestra producción de petróleo y gas en el país siguió adelante
constantemente. La construcción de la capacidad productiva de los
nuevos bloques se ha reforzado y los nuevos campos se pusieron en
desarrollo en el marco de un programa global, que resulta en el aumento
de la producción diaria del nuevo pozo individual. Además, se continuó
la gestión precisa de los campos maduros y el despliegue de medidas
de la inyección del agua, como consecuencia, los principales indicadores
de desarrollo seguían mejorándose. La utilización de las reservas por
inyección del agua aumentó al 72%, la tasa de declinación natural de
los pozos maduros se redujo en un 1,6% y la tasa del corte de agua fue
controlada para estar dentro del 0,5%. La aplicación masiva de nuestras
tecnologías únicas tales como la perforación horizontal, la perforación subbalanceada y el funcionamiento bajo presión juega un papel importante
en la aceleración de la velocidad de perforación y la estabilización y
el aumento de la producción, así como la mejora de la eficiencia del
desarrollo y los beneficios de los campos de petróleo y gas. En 2011,
nuestra producción de petróleo y gas alcanzó 167,79 millones de toneladas
de petróleo equivalente, un 2,8% de crecimiento en términos interanuales.
En particular, el gas natural representa el 36% de total de petróleo y gas de
la empresa.
Producción de Crudo
En 2011, se produjeron 107,54 millones de toneladas de petróleo crudo
en China, un 2% más que el año anterior. A pesar de los desafíos del corte
de agua ultra-alto, Daqing continuó produciendo a un nivel anual de 40
millones de toneladas, de las cuales más de 13 millones fueron atribuibles
a la recuperación terciaria por las inundaciones y las inundaciones de
polímero ASP. Con el desarrollo eficiente y masivo de los embalses de baja
permeabilidad, Changqing produjo más de 40 millones de toneladas de
petróleo equivalente, con un incremento promedio de más de 5 millones
de toneladas para cada uno de los últimos cuatro años. En concreto, se
produjeron 5,5 millones de toneladas de petróleo a partir de los depósitos
de ultra baja permeabilidad.
Campaña de gestión de la inyección del agua
Para intensificar la gestión integral de la inyección del agua en los
campos maduros, CNPC puso en marcha en 2009 una campaña de "Año
fundamental para el Desarrollo del Campo Petrolífero" que está orientada
hacia el control de la inyección del agua precisa. En los últimos tres años,
hemos convertido 16.266 pozos de producción en los pozos de inyección
del agua, aumentando el volumen de inyección por 59,28 millones de
metros cúbicos.
En 2011, el Campo Petrolífero de Liaohe registró una producción anual
de petróleo por encima de 10 millones de toneladas. Sus áreas de
inyección del agua registraron una tasa de declinación natural del 13%,
de declinación compuesta del 6,4% y del corte total del agua de 0,5%,
24
es decir, 7,3%, 5,1% y 1,2% menos que en 2008, respectivamente. En los
bloques de nueva construcción se sincronizan la producción y la inyección
del agua. La inyección del agua se desplegó a gran escala en los bloques
que han superado las pruebas de inyección, en los bloques de fallas sin
compartimento se aplicó la inyección de agua de control preciso y en los
bloques de fallas complejas se dirigió la inyección del agua hacia las zonas
productivas más importantes. Como resultado, los campos de inyección
de agua produjeron 9.303 toneladas de petróleo por día en 2011, en
comparación con las 8.581 toneladas antes de que el efecto se haya visto.
Desarrollo secundario de los campos maduros
A partir de la remodelación de los campos petroleros maduros, que
se puso en marcha en 2007, han venido desarrollando las tecnologías
correspondientes, arrojando resultados favorables. En 2011, nos centramos
en la mejora de patrón de los pozos por los estratos y la serie, la producción
por la inyección del agua con control de precisión y el control de inundación
en profundidad, incrementando la producción anual de petróleo de
manera significativa a 7,99 millones de toneladas. A finales de 2011, un
total de 1,03 mil millones de toneladas de petróleo en el lugar fue objeto
de la recuperación secundaria. Se estima que la reserva recuperable recién
añadida puede aumentarse por 74,08 millones de toneladas y la eficiencia de
recuperación se mejora en un 7,2%.
El Campo Petrolífero de Dagang es uno de los 8 campos petroleros
piloto para el desarrollo secundario. Después de más de cuatro décadas
de producción, el campo tiene un corte total de agua de más del 80% y
más del 70% de sus reservas recuperables han sido producidas. A través
de la recuperación secundaria, Dagang ha desarrollado tecnologías
correspondientes para el desarrolllo secundario de los embalses en bloques
de fallas complejas. Realizó estudios geológicos precisos sobre la base
de datos de sísmica 3D de alta resolución y la información de monitoreo
dinámico. Reconstryó el patrón de los pozos inyección-producción y el
proceso técnico de la superficie. Se construyó una capacidad de producción
264 kt/a en Gangdong y Gangxi. De hecho, el bloque de falla 2/4 del campo
petrolífero de Gangxi emite 304 toneladas de petróleo cada día, pasando de
alto corte de agua a la etapa de medio corte de agua.
Repaso Anual
Informe Anual 2011
Desarrollo piloto
CNPC llevó a cabo intensas investigaciones técnicas y pruebas de desarrollo
en Daqing, Changqing, Liaohe, Xinjiang, Jilin y yacimientos Tuha, en vista
de que son los depósitos litoestratigráficos y de baja permeabilidad la
mayoría de sus nuevas reservas y que la mayoría de sus campos petroleros
han sufrido el alto corte de agua y un gran porcentaje de recuperación
de las reservas. En 2011, se desarrollaron sin problemas las pruebas más
importantes sobre las inundaciones de CO2, del surfactante/polímero, de
fuego. Se ha obtenido resultado mucho mejor en las pruebas piloto de
las inundaciones de CO2 y la ampliación de los efectos de la pruebas en el
bloque Hei-59 y Hei -79 del Campo Petrolífero de Daqingzijing en Jilin, con
la tasa de producción del 2,2%, 1,5 veces más que la de inyección de agua.
Además, la presión de la formación en la zona de ensayo ha sido restaurada
a más de la presión miscible. La prueba de las inundaciones de fuego, que
comenzó en 2009 en la zona de pruebas Hongqian en Xinjiang, permitió que
14 pozos involucrados produjeron 9.748 toneladas más de petróleo a una
tasa diaria de 34,5 toneladas. Se espera que la prueba aumente el factor de
recuperación en un 36,2%.
Desarrollo de Gas Natural
En 2011, se produjo 75,6 mil millones de metros cúbicos de gas natural
en el ámbito nacional, un 4,3% más que en 2010. La producción de gas
de Changqing registró otro año de rápido crecimiento en el 2011 con la
producción anual de 25,8 mil millones de metros cúbicos. Tarim produjo
más de 17 mil millones de metros cúbicos de gas natural, dando el apoyo
como fuente de suministro a los Gasoductos Oeste-Este.
Los proyectos de la construcción de capacidad en Sulige y Gaoqiao,
como prioridades en materia del gas natural, fueron empujados hacia
adelante sin problemas. Sulige se ha convertido en el mayor yacimiento de
producción gasífera en China.
Desarrollo y construcción del Campo Gasífero Sulige
Producción de crudo
(nacional)
103,13
105,41
Producción de gas natural
(nacional)
107,54
75,62
72,53
68,32
2009
2010
2011
millones de toneladas
2009
2010
2011
mil millones de metros cúbicos
El Campo de Gas de Sulige como parte de la producción de gas en la
región de Changqing, está ubicado en el interior del desierto Maowusu
de la Cuenca de Ordos. Es un típico campo gasífero litológico de baja
permeabilidad, presión y abundancia. Desde su desarrollo masivo y eficiente
en el año 2006, fueron perforados una gran cantidad de pozos en racimo
y pozos horizontales, lo que llevó al crecimiento rápido y continuo de su
producción de gas. De hecho, la producción diaria del gas fue más allá de
20 millones de metros cúbicos en 2008, alcanzó los 30 millones de metros
cúbicos en 2009 y fue de 37 millones de metros cúbicos en 2010. En 2011,
se superó los 46 millones de metros cúbicos de gas natural por día, es decir,
13,7 mil millones de metros cúbicos durante todo el año.
Estación de recolección y tranporte del
petróleo y gas del Campo Petrolífero de Shixi, Xinjiang
25
Informe Anual 2011
Repaso Anual
Daqing ha logrado la producción
estable de 40 mt/a durante nueve
años consecutivos
El Campo Petrolífero de Daqing, el más grande de China, se ha
desarrollado durante 52 años desde su descubrimiento en 1959. Su
exploración y desarrollo ha comprobado la teoría de facies terrestre
en el origen del petróleo según los científicos chinos y ha dado a luz
un conjunto de tecnologías eficaces para el desarrollo de grandes
yacimientos terrestres de varios estratos de arenisca. Después de que su
producción de crudo alcanzara las 50 millones de toneladas en 1976, las
medidas de estabilización de la producción y control de corte de agua
fueron tomadas por la empresa para controlar el aumento de la tasa de
declinación natural y el corte de agua, y se introdujeron las inundaciones
de polímero, además de la inyección del agua. Como tal, Daqing ha
mantenido una producción de 50 Mt/a durante 27 años consecutivos.
Pero después de 2003, Daqing sufrió una disminución de producción
debido al ultra-alto corte de agua y el gran porcentaje de recuperación
de sus campos principales. Para solucionar esto, fueron adoptados
y probados las nuevas tecnologías y nuevos modos de desarrollo.
Después de años de pruebas de campo y de investigación técnica
intensiva, Daqing ha desarrollado nuevas tecnologías adecuadas
para estabilizar la producción, que incluye la inyección de agua para
la tasa de declinación controlada, las inundaciones de polímero para
una eficiencia mayor en el desarrollo y las inundaciones de ASP para
la mejora de la base de la producción constante. Estos ayudaron a
mantener la producción de Daqing en un nivel de 40 Mt/a durante
nueve años consecutivos hasta 2011, lo que representa más del 30% del
total de petróleo producido por CNPC en el país en el mismo período.
En 2011, Daqing estimuló su producción mediante la promoción de
la descripción precisa del yacimiento, la inyección de agua precisa y
eficiente, las medidas precisas para la posible liberación de potenciales
y la gestión precisa de la producción. Sobre la base de la descripción
precisa del yacimiento, se realiza el ajuste con el patrón de inyecciónproducción, acompañado de la subdivisión de intervalos para la
inyección y del acortamiento de los períodos de prueba, dando
lugar a la disminución de la producción y el aumento de corte de
agua mucho más lentos. Además, la distribución de la inyección y las
técnicas de elevación se han mejorado aún más, y las inundaciones
de ASP con base fuerte o base débil lo que aumentó el factor de
recuperación por más de 20% en pruebas industriales, apoyando al
campo petrolífero para mantener una producción estable incluso en
un período más largo.
26
Changqing obtuvo más de 40 Mtep
en el año 2011
En 2011, el Campo Petrolífero de Changqing produjo 40,6 millones de
toneladas de petróleo equivalente. De hecho, el campo se ha visto con
un aumento de la producción anual de más de 5 Mtoe durante cuatro
años consecutivos, el más rápido entre todos los campos de petróleo
y gas en China.
Las actividades de exploración y de desarrollo de Changqing se
encuentran principalmente en la Cuenca de Ordos. Con Cobertura de
Shaanxi, Gansu, Shanxi, Ningxia y Mongolia Interior, la cuenca presenta
embalses apretados y muy dispersos que son difíciles de tocar en una
estructura geológica compleja. Frente a estos desafíos, Changqing se ha
basado en el reservorio litológico de baja permeabilidad e hizo hincapié
en las nuevas áreas de carbonato para la exploración. La teoría de
formación compuesta del reservorio de múltiples estratos y series y la
teoría de la formación del gran reservorio de gas litológico y la teoría del
carbonato se ha mejorado, aumentando las reservas de hidrocarburos
en Jiyuan y Sulige. El campo de petróleo y gas recién probados en el
lugar ha mantenido su reserva de más de 200 millones de toneladas y
200 mil millones de metros cúbicos cada año desde 2008.
Debido a que la mayor parte de las nuevas reservas se encuentran
en los embalses de baja permeabilidad, ultra-baja permeabilidad
y super-baja permeabilidad, Changqing ha establecido un modo
de administración en el desarrollo de los yacimientos de ultra-baja
permeabilidad. Con el objetivo de aumentar la producción por pozo
individual, ha desarrollado 19 tecnologías únicas en 6 series, a saber,
la evaluación rápida de yacimientos, la optimización de los sistemas
de desplazamiento efectivo, que tuvo lugar la estimulación de
fracturamiento de pozos horizontales, la optimización de procesos
y la racionalización de la superficie, perforación y producción
de bajo costo y el desarrollo de pozos horizontales. Estos han
permitido a Changqing aprovechar con eficacia embalses de ultra
baja permeabilidad. En 2011, produjo 5,5 millones de toneladas de
petróleo a partir de los depósitos de ultra baja permeabilidad, lo que
representa aproximadamente 1/4 de la producción total de petróleo
del yacimiento. Después de un modelo integrado de exploración y
desarrollo, el campo de gas de Sulige ha sido capaz de construir la
capacidad de producción en una forma planificada y conforme a
la norma. Desde su desarrollo masivo y eficiente en el año 2006, el
yacimiento de gas a finales de 2011 ha construido una capacidad de
producción de gas de 17 mil millones/a, el más alto en China.
Repaso Anual
Informe Anual 2011
Estación de Recogida y Transporte del Campo Petrolífero de Xifeng, Changqing
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Informe Anual 2011
Repaso Anual
Exploración y Desarrollo de los Recursos
Petróleo y Gas no Convencionales
CNPC concede gran importancia a la exploración y desarrollo de CBM, el gas
de esquisto y otros recursos hidrocarburíferos no convencionales. No sólo se
empeña en acelerar la construcción de las bases industriales de CBM, sino
también en promover proyectos de demostración de gas de esquisto.
CBM
En el año 2011, hemos mejorado la construcción de la capacidad de
producción de CBM en la Cuenca de Qinshui y el borde oriental de la Cuenca
de Ordos. A lo largo del año, la reserva de CBM recién probada fue de 78,7 mil
millones de metros cúbicos y se ha construido una capacidad de producción
adicional de 350 millones de metros cúbicos y se suministró 420 millones de
metros cúbicos de CBM comercial.
Hemos hecho un gran avance en la exploración de CBM de bajo rango de
carbón con el descubrimiento del primer campo CBM de medio y bajo
rango de carbón de China en el bloque Baode en el borde oriental de la
Cuenca de Ordos. La producción de prueba ha demostrado que el bloque
se caracteriza por mostrar gas temprano, rápido aumento de la producción,
filón de carbón de gran espesor, buena permeabilidad y alta presión
de fondo del pozo, además de la compensación de biogás. Todo esto
sugiere que puede ser un campo principal para aumentar la capacidad de
producción de CBM.
Gas de esquisto
En 2011, se aceleró la construcción de zonas de demostración de la
industrialización de gas de esquisto en Weiyuan-Changning de Sichuan y
en Zhaotong en Yunnan. Hemos perforado cuatro pozos verticales y cuatro
horizontales, de los cuales se fracturaron cinco. El pozo Wei 201-H1 completó
la construcción y se fracturó, con una producción diaria de 11.500-13.400
metros cúbicos. En 150 días de prueba, produjo 1,77 millones de metros
cúbicos de gas natural, lo que le convirtió en el primer pozo horizontal de
perforación completada que comenzó a producir el gas de esquisto.
Exploración y Desarrollo Conjunto en China
Según lo autorizado por el gobierno chino, CNPC abrió algunos de sus
bloques en China a empresas extranjeras para explorar y desarrollar
conjuntamente recursos de petróleo y gas. La mayoría de los proyectos
de la coopación conjunta se encuentran en yacimientos de baja
permeabilidad, crudo pesado, zonas de aguas poco profundas, yacimientos
de alta proporción de azufre y depósitos de gas de alta temperatura y alta
presión, y CBM.
En 2011, el proyecto de gas natural de la cooperación del bloque Dajing
en la cuenca de Junggar fue aprobado por el Ministerio de Comercio.
La ejecución del acuerdo de evaluación conjunta de CBM del bloque de
Daning en la Cuenca de Ordos y el acuerdo conjunto de evaluación sobre
el gas de esquisto Fushun-Yongchuan marchaba bien.
28
A finales de 2011, los 36 proyectos conjuntos en curso de exploración
y desarrollo, entre ellos 15 proyectos de petróleo convencionales, 11
proyectos de gas convencionales y 10 proyectos de CBM, produjeron 4,04
millones de toneladas de petróleo crudo y 3,75 mil millones de metros
cúbicos de gas natural, que ascendieron a 7,03millones de toneladas de
petróleo equivalente, un aumento del 5% respecto al año anterior.
Ejecución de los proyectos prioritarios
Proyecto de Gas Natural Changbei
El bloque de Changbei abarca una superficie de 1.691 kilómetros
cuadrados en la Cuenca de Ordos.Shell es nuestro socio y el operador del
proyecto.
En 2011, el bloque produjo 3,48 mil millones de metros cúbicos de gas
natural. A finales del año, se había puesto en la producción 29 pozos
horizontales bilaterales ,entre los cuales, 18 produjeron inicialmente más de
un millón de metros cúbicos por día, 12 produjeron más de 500 millones
de metros cúbicos en términos acumulativos y el pozo CB12-1 había
producido más de 1,31 mil millones de metros cúbicos.
Proyecto de Gas Natural Sulige del Sur
El Bloque de Gas Natural Sulige del Sur ocupa una extensión de 2.392
kilómetros cuadrados en la Cuenca de Ordos. Total es nuestro socio del
proyecto. De acuerdo con la enmienda PSC firmada, CNPC es el operador.
En 2011, la preparación para el desarrollo estaba en buena marcha y el
pozo de evaluación dio un alto rendimiento en una prueba.
Proyecto del Campo Petrolífero Zhaodong
El Bloque Zhaodong cubre 78,5 kilómetros cuadrados en la zona de aguas
de las mareas y de poca profundidad en la Cuenca de la Bahía de Bohai.
ROC de Australia Petróleo (Bohai) es nuestro socio de la empresa y el
operador del proyecto.
En 2011, el bloque produjo 1,05 millones de toneladas de petróleo, superior
a un millón de toneladas para el octavo año consecutivo. También produjo
71 millones de metros cúbicos de gas natural asociado. El sistema de
tuberías fue empleado para transportar el petróleo a la costa en lugar de
las barcazas petroleras que habían sido la única manera por años. Además,
aprobado por el gobierno chino, el bloque de Zhanghai-4 y el bloque de
Chenghai-1401 se incluyeron en el proyecto.
Proyecto del Campo Petrolífero Hainan-Yuedong
El bloque Hainan-Yuedong cubre un área de 108 kilómetros cuadrados en
la zona de agua de las mareas y de poca profundidad en la Cuenca de la
Bahía de Bohai. Tincy Energy Group Resources Limited es nuestro socio y el
operador del proyecto.
El bloque comenzó su producción comercial en mayo de 2011 y produjo
56.000 toneladas de petróleo en 2011. Todos los pozos de desarrollo en la
isla A han sido perforados. La construcción de la Isla B, C y D, el oleoducto
del fondo marino y la terminal de mar está en marcha.
Repaso Anual
Informe Anual 2011
Gas Natural y Gasoductos
El gas natural y las tuberías son las actividades del más rápido crecimiento
de nuestro negocio principal. Dando igual prioridad tanto al petróleo como
al gas natural, el acelerar el desarrollo del gas natural va en la dirección
del reajuste de la matriz energética de China y la vía real para alcanzar el
desarrollo verde.
La reserva y la producción de gas son de rápido crecimiento, gracias a
los nuevos avances en la exploración y el desarrollo de gas natural en
el país y el fomento de la construcción de la capacidad de producción
en los bloques nuevos. La capacidad de producción de las principales
regiones productoras de gas como Changqing y Tarim está en expansión,
especialmente en Changqing. Hemos duplicado nuestras importaciones
de gas con la puesta en servicio del Gasoducto Asia Central-China y el
Segundo Gasoducto Oeste-Este. Todos ellos nos han posicionado bien para
desarrollar rápidamente el negocio de gas.
En 2011, nuestra producción de gas y las ventas van por una vía rápida.
Lo hicimos mediante la plena utilización de nuestras ventajas en la red de
recursos y la canalización y el fortalecimiento de la cadena de suministro.
El sistema de suministro de gas, distribuido en todo el país con unos
recursos diversificados y el funcionamiento eficiente ha tomado forma para
garantizar mejor el abastecimiento del mercado.
A finales de 2011, se operaron 60.257 kilómetros de tuberías, incluyendo
14.807 kilómetros para crudo, 36.116 kilómetros para gas natural, 9.334
kilómetros de los productos refinados, aproximadamente el 66%, 75% y el
50% del total de la nación, respectivamente.
Al hacerlo, hemos jugado un papel importante en la mitigación de la
temporada corta en el suministro de electricidad de China.
Centro de Control de Oleoductos y Gasoductos de Beijing
Centro de Control de Oleoductos y Gasoductos de Beijing despacha,
administra, supervisa y controla de forma remota, opera y coordina la
respuesta del servicio y de emergencia de todo la red de oleoductos y
gasoductos de larga distancia de CNPC. Se ha establecido un sistema
versátil para la respuesta de emergencia y asistencia con su 14 centros
de respuesta a emergencias y el servicio de 29 equipos de emergencia. El
Centro también alquiló helicópteros para inspeccionar tuberías en forma
regular o para el transporte de los equipos de rescate y materiales en caso
de emergencia.
En la actualidad, el Centro controla 54 gasoductos de larga distancia de
más de 40.000 kilómetros de longitud. En 2011, el Centro realizó el control
centralizado de los gasoductos en beneficio de la operación de la red
y se hizo más capaz de la coordinación entre países de la producción
de gas, la transferencia mutua y la conversión al sistema de suministro
entre los nodos clave de la red de tuberías y el control de la gran red de
ductos. Además, garantizó la operación segura de las tuberías de petróleo
y gas por responder con éxito a situaciones de emergencia tales como el
taponamiento de tuberías de gas por el polvo y el hielo, el corte de energía,
los fracasos inducidos por el rayo en las estaciones de Oleoducto de Crudo,
la perforación de las tuberías para robar el crudo y la falla de la válvula en la
tubería de productos refinados.
Operación y Control
En 2011, nos aseguramos un funcionamiento seguro, estable y eficiente de
nuestra red de tuberías mediante el control y la gestión centralizada y la
optimización de la configuración de recursos en la cadena de suministro.
Hemos transportado más productos crudos y refinados que en 2010 para
atender el desarrollo de la capacidad de los yacimientos y la producción
segura de las refinerías. Para satisfacer el rápido crecimiento de la demanda
de productos refinados en Sichuan y Chongqing en el suroeste de China,
hemos incrementado la capacidad del Oleoducto de productos refinados
Lanzhou-Chengdu-Chongqing de 5,8 Mt/a para 7 Mt/a.
Hemos maximizado la capacidad de transporte, almacenamiento y ajuste
de la red nacional de gasoductos que conectan cuatro grandes regiones
de Changqing, Tarim, Sichuan y Qinghai a los mercados de consumo
clave. Hemos ajustado la configuración de recursos con rapidez y tomado
medidas proactivas para garantizar los suministros de gas a las centrales
eléctricas de gas en el delta del Yangtzé, Hunan y Hubei, cuando corría
con plena carga en la temporada pico de consumo de energía del verano.
Kilometraje de oleoductos
de crudo en el total de China
75%
66%
Kilometraje de gasoductos en
el total de China
29
Informe Anual 2011
Repaso Anual
Depósitos subterráneos de gas
Gasoducto Dalian-Shenyang
Los almacenamientos subterráneos de gas son las "válvulas de control"
para la reducción de los picos. Los depósitos de gas en Dagang, Jintan,
y Huabei han desempeñado un papel vital en la mejora de la capacidad
de nuestra red de gas natural para responder a la regulación y el pico
estacional de suministros de emergencia.
El gasoducto Dalian-Shenyang se conecta al gasoducto QinhuangdaoShenyang. Su tronco de 433 kilómetros de largo se ejecuta en 5 ciudades
como Dalian, Yingkou, Anshan, Liaoyang y Shenyang y 15 condados
y distritos. Con un diámetro de 711 mm, la tubería está diseñada para
transportar 8,4 mil millones de metros cúbicos de gas al año. El 18 de
diciembre de 2011, el gasoducto Dalian-Shenyang comenzó a funcionar.
Principalmente se transporta el gas desde la terminal de GNL de Dalian a
las ciudades a lo largo de su ruta, conectando la red de gasoductos en el
noreste de China y la del norte de China.
En 2011, los almacenamientos de gas en Dagang y Jintan fueron
modernizados y ampliados, los almacenamientos de gas Jing-58 en Huabei
y el almacenamiento de gas de Liuzhuang en la provincia de Jiangsu
completaron la construcción y entraron en funcionamiento y comenzó la
construcción del almacenamiento de gas en el Hutubi de Xinjiang para la
segunda línea del Gasoducto Oeste-Este.
Instalaciones de Almacenamiento y
Transporte
En 2011, comenzó la construcción de más de diez oleoductos y
gasoductos, uno de los cuales fue el Oleoducto de Crudo LanzhouChengdu. Hemos completado y puesto en funcionamiento el tronco de la
segunda línea del Gasoducto Oeste-Este y los de Qinhuangdao-Shenyang,
Dalian, Shenyang, la Red de Gasoductos de Shandong, así como algunas
redes de tuberías correspondientes.
Gasoducto Qinhuangdao-Shenyang
El gasoducto Qinhuangdao-Shenyang consta de un tronco y tres ramas.
El tronco, de 406 kilómetros de longitud, tiene un diámetro de tubería de
1.016 mm y una capacidad diseñada de entrega anual de 8 mil millones
de metros cúbicos. Es el gasoducto más largo y más grueso, con la presión
más alta, en el noreste de China. El gasoducto comenzó a funcionar el
18 de junio de 2011. Como un importante canal que conecta la red de
gasoductos en el noreste y el norte de China, se conectará con segunda
línea del Gasoducto Oeste-Este y el sistema de gasoductos Shaan-Jing a
través de la tubería Yongqing-Tangshan-Qinhuangdao, de modo que el gas
de Asia Central y Changqing sea disponible para el noreste de China.
Red de gasoductos de Shandong
La red de gasoductos de Shandong se inicia desde la ciudad de Tai'an y
termina en la ciudad de Weihai. Este gasoducto de 1.067 kilómetros de
largo que consta de una tubería de tronco y seis ramas y está diseñado
para transportar 8,6 mil millones de metros cúbicos de gas natural por año.
Su tronco Tai'an-Qingdao de 342 kilómetros de largo comenzó a recibir
y transportar el gas el 26 de abril de 2011, con miras a proporcionar un
suministro estable de gas a las prefecturas y ciudades a lo largo de su ruta
en la provincia de Shandong.
Oleoducto de crudo Lanzhou-Chengdu
El Oleoducto de crudo Lanzhou-Chengdu comienza en la Terminal de
Lanzhou del Oleoducto de crudo occidental, atravesando 3 provincias
de Gansu, Shaanxi, Sichuan y 22 distritos antes de terminar en la ciudad
de Pengzhou, provincia de Sichuan. Como parte importante del canal
estratégico de la energía en el oeste de China, esta tubería de 878
kilómetros de largo y 610 mm de espesor, está diseñada para transportar 10
millones de toneladas de petróleo crudo por año. Su construcción se inició
en Longnan, Gansu, el 30 de marzo de 2011, y se prevé completarse y entrar
en funcionamiento en 2012.
Beijing Oil & Gas Pipeline Control Center
30
Repaso Anual
Informe Anual 2011
La línea troncal de la segunda línea del Gasoducto Oeste-este entró
en funcionamiento
El 30 de junio de 2011, el gas natural proveniente de la orilla derecha
del río Amu-Darya, en Turkmenistán, llegó a la ciudad de Guangzhou
a través de la segunda línea del Gasoducto Oeste-este. Se trata de la
introducción de gas de Asia Central en el Delta Yangtze y el Delta del Río
Perla de China, ambos con enormes demandas por la energía.
La segunda línea del Gasoducto Oeste-Este de 8.704 kilómetros de
longitud es la primera tubería de China para importar recursos gasíferos
desde el extranjero. Consta de un tronco y ocho ramas, que se conecta al
Gasoducto Asia Central-China en Horgos de la Región Autónoma Uygur
de Xinjiang, y llega a Shanghai en el este y Guangzhou y Hong Kong en
el sur. El tronco de 4.978 kilómetros de largo y 1.219 mm de grosor está
diseñado para transportar 30 mil millones de metros cúbicos de gas por
año y mantener el suministro constante durante más de 30 años.
Los constructores de tuberías de CNPC concluyeron en menos de cuatro
años la construcción del tronco que tiene una longitud de cerca de
5.000 kilómetros a través de 15 provincias, municipalidades y regiones
autónomas del oeste al este. La construcción del gasoducto comenzó
en su parte occidental (tronco Horgos-Zhongwei) en febrero de 2008 y
entró en funcionamiento en diciembre de 2009. La construcción de la
sección oriental, el tronco Zhongwei-Guangzhou, se inició en febrero de
2009 y se completó el 30 de junio de 2011, cuando el tronco se había
completado y puesto en funcionamiento y conectado a importantes
troncos de transporte de gas y redes de gasoductos de China, tales
como el Gasoducto Oeste-Este, gasoducto Shaan-Jing y gasoducto
Zhongxian-Wuhan.
La construcción de la segunda línea del Gasoducto Oeste-Este ha
contribuido a la prosperidad de decenas de industrias nacionales como
la maquinaria, electrónica, metalurgia, y utilización del gas, así como
industria de equipos de fabricación china. Se aplicó por primera vez en
China tubos de acero X80 de gran diámetro en la instalación del tronco.
A finales de 2011, más de 2,6 millones de toneladas de las tuberías se
habían utilizado.
Con la total puesta en operación de la segunda línea en 2013, los
residentes en las 15 provincias, municipalidades y regiones autónomas a
lo largo de su trayecto se beneficiarán de la energía limpia que ofrece. Se
espera que los 30 mil millones de metros cúbicos de gas transportado
por el gasoducto cada año contribuya a aumentar el porcentaje del
gas en el mix de energía primaria de China en un 1%-2%. Esto será
importante para reducir las emisiones de carbono, mejorar el medio
ambiente atmosférico, ayudar a optimizar el mix de energía primaria de
China y promover el crecimiento socio-económico.
31
Informe Anual 2011
Repaso Anual
Utilización y Venta del Gas Natural
Nuestra comercialización de gas natural avanzó sin problemas.Con la
operación del tronco oriental de la segunda línea del Gasoducto OesteEste, el suministro del gas natural de CNPC se extiende a las provincias
de Jiangxi y Guangdong, con una cobertura que abarca 28 provincias,
municipalidades y regiones autónomas de China. La utilización de los
productos derivados del gas como gas urbano y gas natural comprimido
(GNC) para los automóviles se han desarrollado tanto que nuestra cadena
de la industria del gas se ha ampliado a los terminales del mercado con
mayor valor añadido. En 2011, nuestra venta de gas ha mantenido un
rápido crecimiento de 82,7 mil millones de metros cúbicos, un 23,7% más
respecto al año anterior.
En 2011, exploró el modelo de cooperación con las redes de gas en los
niveles provinciales y municipales, y de forma conjunta con las empresas
locales sobre la construcción y operación de redes de tuberías de sucursales
provinciales y municipales para recibir suministro de gas desde las redes de
gasoductos troncales. La construcción de la fase II de la red provincial de
Jiangxi y la red provincial de Guangxi estaba en marcha. Además, hemos
hecho nuevos progresos en el desarrollo y la construcción de nuestra red
de venta de terminales de GNC para el uso automovilístico con la puesta
en marcha en 2011de 7 estaciones primarias de llenado y 42 estaciones
secundarias de carga. Debido a que el volumen de ventas de las estaciones
secundarias se hizo más coordinado con la capacidad de producción de sus
estaciones primarias, nuestros proyectos de GNC se hicieron más rentables.
Además, hemos participado en tres proyectos de generación de energía con
motores de gas, uno de los cuales es CHD Yizheng Thermal Power Co., Ltd.
Gas Natural Licuado (GNL)
Ante el rápido crecimiento de la demanda del mercado interno, buscamos
los canales de importación de GNL y logramos el diseño, la construcción
y la operación de proyectos de GNL en forma independiente. En 2011,
pusimos en marcha terminales de GNL Dalian y Jiangsu.
32
Proyecto GNL de Jiangsu
El proyecto de GNL de Jiangsu, que consiste en un muelle especial,
terminales de recepción y tuberías de travesía marítima, es el primer
proyecto de GNL que CNPC ha diseñado, construido y operado de forma
independiente. Está construido en tres fases, incluida la Fase I con una
capacidad de recepción de 3,5 Mt/a y una capacidad de entrega de 4,8 mil
millones de metros cúbicos/a, y la Fase II, con la capacidad de recepción
aumentada a 6,5 Mt/a, y una capacidad de entrega de 8,7 mil millones de
metros cúbicos/a. A largo plazo, tendrá una capacidad de recepción de 10
Mt/a y entrega de 13,5 mil millones de metros cúbicos de gas por año.
En noviembre de 2011, la fase I del proyecto entró en operación comercial.
El muelle cuenta con una máxima capacidad de descarga de 267.000 metros
cúbicos de gas natural. El proyecto sobre todo recibe, almacena, y gasifica
GNL procedente del extranjero. Está conectado con el ramal de Ji-Ning y el
Gasoducto Oeste-Este a través de gasoductos de exportación.También llena
camiones tanque de GNL para suministrar al delta del Yangtze y las regiones
circundantes.
Proyecto de GNL de Dalian
El proyecto de GNL de Dalian incluye un muelle especial, terminales de
recepción y obras de gasoductos. Está construido en dos fases, incluyendo
la Fase I con una capacidad de recepción de 3 Mt/a y una capacidad de
entrega de 4,2 mil millones de metros cúbicos/a, y la Fase II, con la capacidad
de recepción mayor a 6 Mt/a y una capacidad de entrega de 8,4 mil millones
de metros cúbicos/a.
En diciembre de 2011, la Fase I del proyecto de GNL de Dalian se puso en
operación comercial y comenzó a suministrar gas al noreste y parte del norte
de China a través del Gasoducto de Dalian-Shenyang.
Repaso Anual
Informe Anual 2011
Proyecto de GNL de Dalian
33
Informe Anual 2011
Repaso Anual
Refinación y Petroquímica
La refinación y petroquímica es un sector importante que incrementa el
valor de CNPC. En 2011, mejoró la gestión de la producción de acuerdo
a las demandas del mercado y mantuvo a las unidades de refinación
funcionando con una carga elevada. Los 22 principales indicadores técnicos
y económicos eran mejores que los de 2010, con el liderazgo nacional en el
rendimiento de petróleo ligero, etileno y etileno propileno.
En 2011, frente a un mercado petroquímico complejo, optimizamos los planes
de producción, comercialización, asignación adecuada de los recursos para
unidades recién iniciadas y el transporte de los productos. La producción
total y el volumen de ventas de productos químicos se incrementaron, con el
aumento de las ventas de fertilizantes en más del 20%.
de refinación. A medida que las unidades de refinación, reconstruidas
y modernizadas, en la Petroquímica de Liaoyang se pusieron en
funcionamiento, CNPC sumaba ocho bases de refinación de 10 Mt/a. Las 36
unidades de refinación de 13 proyectos importantes fueron terminadas
recientemente. Tres proyectos auxiliares de mejoramiento de la calidad
en Petroquímicas de Changqing, Urumqi y Jinzhou se pusieron en
funcionamiento. Los proyectos de refinación de 10 Mt/a y de etileno
de 1 Mt/a de la Petroquímica de Fushun estaban completos y fueron
entregados. El proyecto de reconstrucción y expansión de la capacidad
de refinación de 5 Mt/a de la Petroquímica Hohhot se completó
mecánicamente. Los principales proyectos, como el proyecto integrado
de refinación y petroquímica a gran escala de Sichuan y el proyecto
petroquímico de etileno de Daqing se llevaron a cabo sin tropiezos. Como
apoyo al aumento rápido de la productividad del Campo Petrolífero de
Changqing, comenzaron a funcionar como estaban previstos el proyecto
de refinación de 5 Mt/a de la Petroquímica de Ningxia y el almacenamiento
de crudo comercial de 1 millón de metros cúbicos de Lanzhou.
Construcción de Grandes Bases de
Refinación y Petroquímica
Datos de la operación en materia refinadora y petroquímica (nacional)
En 2011, el país procesó 144,83 millones de toneladas de crudo y produjo 93
millones de toneladas de productos refinados, un 7,1% y 7,7% más respecto al
año anterior, respectivamente. Frente a los cambios del mercado, optimizamos
oportunamente la cartera de productos y actualizamos la calidad del producto
refinado, dando garantía del abastecimiento estable del mercado.
Los principales proyectos funcionaron en forma estable en el año 2011.
Estos incluyen el proyecto de refinación de 10 Mt/a de la Petroquímica
de Guangxi, los proyectos de refinación de 10 Mt/a y de etileno de 1 Mt/
a de la Petroquímica de Dushanzi y el proyecto de fertilizantes de Tarim. En
Petroquímica de Dushanzi, el procesamiento de crudo y la producción de
etileno, gasolina de alto grado, el queroseno de aviación y caucho fueron
mayores gracias a su gestión integrada y precisa.
En el año 2011, hemos hecho nuevos progresos en la reestructuración
de nuestros negocios de la refinación y el despliegue de instalaciones
2009
2010
2011
125,12
135,29
144,84
90,1
91,3
91,3
80,45
86,33
93,00
25,82
26,76
28,89
3,64
3,66
3,68
50,99
55,91
60,43
Producción de lubricante (mmtt)
1,40
1,61
1,57
Producción de etileno (mmtt)
2,99
3,62
3,47
Producción de resina sintética
(mmtt)
4,76
5,65
5,78
Producción de fibra sintética
(mmtt)
0,14
0,12
0,09
Producción de neumático
sintético (mmtt)
0,48
0,62
0,61
Producción de urea (mmtt)
3,97
3,76
4,48
Producción de Amoníaco
sintético (mmtt)
2,71
2,61
3,03
Procesamiento de crudo (mmtt)
Tasa de utilización de las unidades
refinadoras (%)
Producción de los productos
refinados (mmtt)
Gasolina
Querosena
Diésel
Procesamiento de crudo
(nacional)
Producción de los productos
refinados (nacional)
144,84
93,00
135,29
86,33
80,45
125,12
2009
2010
2011
millones de toneladas
34
2009
2010
2011
millones de toneladas
Repaso Anual
Informe Anual 2011
Proyecto de refinación de 5 Mt/a de la Petroquímica
de Ningxia
El proyecto de refinación de 5 Mt/a de la Petroquímica de Ningxia es
una parte importante del cinturón industrial a lo largo del gasoducto
occidental. Incluye la reconstrucción y mejora de una unidad de destilación
atmosférica de 5 Mt/a, una unidad de craqueo catalítico de 2.6 Mt/a, una
unidad de reformado continuo de 600 kt/a, una unidad PP de 100 kt/a y otras
ocho unidades, así como las instalaciones auxiliares de utilidad pública. La
construcción del proyecto comenzó en diciembre de 2009 y la producción de
prueba se inició en diciembre de 2011.
Proyecto de reconstrucción y actualización de las refinerías
de la Petroquímica de Urumqi
El proyecto de reconstrucción y actualización de las refinerías de la
Petroquímica de Urumqi incluye la construcción de una unidad de
destilación atmosférica-vacío de 6 Mt/a, una unidad de hidrotratamiento
de gasóleo de 1,5 Mt/a, una unidad de coquización retardada de 1,2 Mt/a,
una unidad de diesel hidrorrefino de 2 Mt/a, y una unidad de recuperación
de azufre de 40 kt/a, así como la reconstrucción de una unidad de
reformado continuo de 400 kt/a. Todo el proyecto se espera que esté
terminado en 2013. En 2011, la unidad de diesel hidrorrefino de 2 Mt/a y
la de coquización retardada de 1,2 Mt/a fueron terminadas y puestas en
producción. Ambas unidades dieron productos bien calificados.
Proyecto de mejora de la calidad de los productos
refinados de la Petroquímica de Jinzhou
El proyecto de mejora de la calidad de los productos refinados de la
Petroquímica de Jinzhou incluye una unidad de hidrotratamiento y
desulfuración de FCC de 1 Mt/a, un área de tanques de materiales y las
instalaciones auxiliares de interés público. Se puso en funcionamiento en el
mismo año que la construcción comenzó. El 5 de noviembre de 2011, la unidad
de hidrotratamiento de FCC de 1 Mt/a fue puesta en producción exitosamente
en el primer intento y se dieron los productos calificados que cumplan con las
condiciones de funcionamiento tanto de 50ppm como de 10ppm.
Mejora de la Calidad de Productos Refinados
y Desarrollo de Nuevos Productos
Vuelo de prueba con éxito con los
biocombustibles de aviación
Para hacer frente al cambio climático global y reducir al mínimo
la emisión de gases de efecto invernadero de la industria de
la aviación mundial, la Administración Nacional de Recursos
Energéticos de China (CNEA) encabezó la fundación del Comité de
Dirección de Biocombustibles de Aviación y el Grupo de Trabajo
de Transporte Limpio para promover el desarrollo sostenible de la
industria china de biocombustibles de la aviación. Con el patrocinio
de la CNEA, CNPC firmó un "Memorando de Entendimiento sobre
la cooperación en el vuelo de verificación con biocombustibles
sostenibles de aviación" en China con Air China, Boeing y UOP de
Honeywell el 26 de mayo de 2010. CNPC se encarga de suministrar
los biocombustibles de aviación necesarios para el vuelo de prueba.
La investigación ha demostrado que los biocombustibles de
aviación emiten un 50% -90% menos gases de efecto invernadero
durante su ciclo de vida que el queroseno de la aviación
tradicional. Después de un año de investigación y desarrollo,
CNPC ha dominado las tecnologías clave de procesamiento de
biocombustible para la aviación que se basa en la refinación de la
semilla de Jatropha Curcas, cultivo no alimentario, con la entrega de
15 toneladas de biocombustibles, que necesita el vuelo de prueba.
El 28 de octubre de 2011, fue un gran éxito el primer vuelo de
prueba de un avión de pasajeros con una mezcla de combustibles
del queroseno tradicional y biocombustibles de aviación.
En 2011, toda la gasolina y el diesel producidos por CNPC para el uso de
vehículos llegó al estándar nacional III y algunos de ellos llegaron al estándar
nacional IV. Durante todo el año, el 88,2% de la gasolina producida por CNPC
fue de alto grado, hasta un 13,4% más que el año anterior. Los proyectos de
mejora de la calidad en la Petroquímica de Kelamayi y la Petroquímica de
Jinzhou comenzaron a funcionar y la Petroquímica de Jinzhou se convirtió en
el primer productor chino de gasolina compatible con el estándar nacional
V. El catalizador de craqueo catalítico de petróleo pesado LDO-75 de la
Petroquímica de Lanzhou y el catalizador de craqueo catalítico LDR-100AL se
lanzaron a los mercados de ultramar.
En el año 2011, hemos desarrollado 75 nuevos productos químicos,
cuya producción ascendió a 1,4 millones de toneladas. En particular, los
materiales de tuberías PE80 de la Petroquímica de Dushanzi, los materiales
para polietileno clorado de la Petroquímica de Daqing, los materiales BOPP
de las Petroquímicas de Guangxi y Dagang y el caucho ecológico de las
Petroquímicas de Lanzhou y Dushanzi han sido reconocidos por los usuarios.
35
Informe Anual 2011
Repaso Anual
Marketing y Ventas
CNPC considera el marketing y ventas como una importante ventana para
servir a los consumidores finales y mejorar su valor de marca. Continuamos
fortaleciendo nuestra red de distribución doméstica y mejorando los
servicios para garantizar el suministro estable de productos refinados.
En 2011, logramos un mayor volumen de ventas de productos refinados,
adaptándonos a la tendencia del mercado interno con el ajuste oportuno
de nuestras ventas según la coyuntura. Las ventas de productos refinados
superaron las 100 millones de toneladas, un aumento del 12,2%. Las ventas
minoristas superaron las 85 millones de toneladas, un 19% más que el año
anterior. Las ventas diarias por la estación individual aumentaron en un 7,7%.
Las ventas de gasolina subieron considerablemente. La proporción de las
ventas en terminales se mantuvo en el nivel del aproximadamente 90%.
Red de Marketing
Hemos acelerado el desarrollo de nuestra red de comercialización
mediante el aprovechamiento de ventajas empresariales integradas. En el
año 2011, hemos construido o puesto en funcionamiento más estaciones
de servicio, con el aumento de la capacidad de depósito a más de 16
millones de metros cúbicos. A finales de 2011, se operaron más de 19.000
estaciones de servicio en toda China.
Perfeccionamos en mayor medida el sistema de servicio al cliente. Después
de la exitosa promoción en el año 2010, hemos emitido más de 13 millones
de tarjetas de carga de combustible de Kunlun en el año 2011. Además,
el "95504" se convirtió en una línea teléfonica de servicio disponible a
través de toda China. También construimos una plataforma de servicios
integrados de "ventanilla única" que proporciona servicios de consultoría,
información, registro de la pérdida de tarjetas, quejas y sugerencias a los
titulares de tarjetas de Kunlun.
Servicios no Petroleros
Los servicios no petroleros mantuvieron un crecimiento rápido en
términos de tamaño y rentabilidad, con el aumento de los ingresos en
un 37%. Tenemos más de 10.000 tiendas de conveniencia uSmile en
funcionamiento. El reconocimiento y satisfacción del cliente sobre la marca
uSmile experimentó un crecimiento constante.
Lubricante
En 2011, vendimos 1,86 millones de toneladas de lubricante y el
crecimiento de las ventas alcanzó el 3% para el envasado de lubricación
y el 5% en caso de lubricante de grado superior en 2010. El lubricante
para el uso del barco fue testigo de un crecimiento constante en términos
de ventas y alcance de mercado. De hecho, hemos establecido una red
de suministro de lubricante del buque que cubre Asia con Singapur y
Corea como centro. Mediante la cooperación con la empresa rusa Lukoil,
suministramos con éxito el lubricante para los barcos de nuestros clientes
nacionales en Estambul, Arabia Saudita, India y Panamá, a través de la red
de Lukoil. Por otra parte, se desarrolló el lubricante de motores de dos
tiempos y cárteres para satisfacer los requisitos de emisiones marinas.
El diesel de carga pesada del motor con el ciclo largo de SINOTRUCK ha
pasado la prueba de carretera de 80.000 kilómetros y se ganó la aceptación
de los usuarios.
En 2011, nuestro servicio de cambio rápido de lubricante fue testigo de una
acelerada expamsión. Hemos establecido 15 puntos de venta en Beijing,
Daqing, Lanzhou, Dalian y Chongqing. Todas estas tiendas proporcionan por
igual asistencia de emergencia en una corta distancia de 3-5 kilómetros. En
2011, los ingresos por ventas del servicio de sustitución rápida, el volumen
de llenado de lubricante de grado superior y los vehículos objeto del servicio
alcanzaron, respectivamente, el 80%, 110% y el 46% de crecimiento, pasando
a ser una nueva sección de crecimiento del negocio.
Otros Productos Refinados
En 2011, las ventas de diversos productos refinados, incluyendo fuel
oil y asfalto, crecieron en más del 16% respecto al año anterior. Siendo
ampliamente utilizado para construir la autopista y la pista del aeropuerto, el
asfalto Kunlun registró un aumento promedio anual del 20% en los últimos
tres años en cuanto al volumen de ventas. Su cuota de mercado se amplió
un 5,7% en 2010 y mantuvo el primer puesto en el ranking nacional.
36
Repaso Anual
Informe Anual 2011
Fórmula SAE de China "Copa
Lubricante de Kunlun"
La segunda edición de la Fórmula SAE de China (FSAE) tuvo lugar
en Shanghai del 17 al 21 de octubre de 2011. Como patrocinador
principal del evento, CNPC ofreció apoyo a aquellos estudiantes
universitarios que están interesados en el diseño y la fabricación
de automóviles y los que compiten en el circuito. En la fase del
diseño y la prueba, dotó a 21 equipos de carreras de cuatro tipos
de lubricante especial, a saber, lubricante Kunlun Tianxie, líquido de
frenos Tianyuan, grasa de alto rendimiento HP Kunlun y lubricante
del engranaje LSD Kunlun. Incluso en el circuito, suministró a los
equipos con diferentes tipos de productos de lubricación para
garantizar la buena marcha del evento.
FSAE constituye un concurso de diseño y fabricación de
automóviles, organizado por la Sociedad de Ingenieros
Automotrices de China. Los equipos de estudiantes universitarios
en la carrera de ingeniería del automóvil o en disciplinas afines son
elegibles para participar en el evento, que atrajo a 33 equipos de
universidades nacionales y extranjeras. Los equipos del Instituto
Politécnico de Beijing, la Universidad Tecnológica de Munich
y la Universidad Tecnológica de Xiamen ganaron el campeón,
subcampeón y tercer lugar, respectivamente.
37
Informe Anual 2011
Repaso Anual
Operaciones Internacionales
de Petróleo y Gas Natural
En 2011, CNPC mejoró la calidad de funcionamiento y la rentabilidad de sus
operaciones de petróleo y gas en el extranjero, mediante la optimización
de la asignación de activos en el exterior y el reforzamiento de la capacidad
de prevención y control de riesgos.
Hemos logrado una serie de importantes descubrimientos mediante
la promoción de exploración de riesgo y prospección progresiva. Fue
descubierta una faja de hidrocarburos en el bloque H de la Cuenca de
Bongor de Chad. A través de la exploración progresiva, hemos hecho
nuevos progresos en proyectos conjuntos en Kazajstán, Indonesia y
algunos países de Sudamérica.
En la producción de petróleo y gas, nos empeñamos en realizar aún
mayores esfuerzos por explotar yacimientos maduros y nuevos pozos
perforados. Fueron desplegadas las técnicas probadas, como la perforación
horizontal y la inyección de agua. De hecho, los pozos horizontales
representaron el 27,7% del total de los pozos desarrollados en el mismo
período. Como resultado, nuestra producción en el extranjero presentó un
rápido crecimiento, alcanzando las 89,38 millones de toneladas de petróleo
crudo y 17,06 mil millones de metros cúbicos de gas natural, un 17,9% y
24,5% más, respectivamente.
Hemos profundizado constantemente nuestra cooperación con los países
de recursos en los sectores aguas abajo. La RefineríaYamena de Chad y
la Refinería Zinder de Níger terminaron la construcción y comenzaron a
funcionar según el programa previsto. La Refinería Jartum y la Refinería
PetroKazakhstan de Shymkent marcharon en forma segura, constante y
eficiente con el proceso técnico y los planes de producción optimizados.
Nuestras refinerías de inversión mixta en Singapur y Osaka de Japón
mantuvieron el funcionamiento estable. En 2011, el crudo proceso en el
extranjero alcanzó las 34,78 millones de toneladas.
Producción de crudo
(extranjero)
Producción de gas natural
(extranjero)
89,38
69,62
17,06
75,82
13,70
41,73
CNPC opera más de 10.000 kilómetros de oleoductos y gasoductos en
el ultramar, incluidos 6.672 kilómetros de oleoductos y 3.822 kilómetros
de gasoductos, que transportan 39,2 millones de toneladas de crudo y
17,76 mil millones de metros cúbicos de gas en 2011. Los oleoductos de
crudo Kazajstán-China y Rusia-China mantuvieron una operación segura y
estable. El Gasoducto Asia Central-China se ha modernizado para alcanzar
una capacidad de entrega de 23 mil millones de metros cúbicos al año y
transportar 15,86 mil millones de metros cúbicos en 2011.
38
34,32
2009
10,38
12,57
8,20
36,03
5,51
2010
Participación de CNPC
2011
Total
millones de toneladas
2009
2010
Participación de CNPC
2011
Total
mil millones de metros cúbicos
Repaso Anual
Informe Anual 2011
Central Eléctrica FPF en Agadem, Níger
39
Informe Anual 2011
Repaso Anual
Región Asia Central y Rusia
CNPC tenía las inversiones conjuntas en proyectos de petróleo y gas en
Kazajstán, Turkmenistán, Uzbekistán, Azerbaiyán y Rusia. El 2011 asistió a la
buena marcha de nuestros proyectos conjuntos de petróleo y gas natural
en la región Asia Central y Rusia, con una cooperación gasífera cada día
más estrecha con los países de Asia Central.
La tasa de recuperación de los yacimientos presalinos de Kenkijak se
incrementó en mayor grado y la producción del crudo en el campo
petrolífero de MMG registró un nuevo máximo histórico, razón por la cual el
proyecto AktobeMunaiGas es considerado por nuestro socio, KazMunaiGas,
como un modelo de cooperación de petróleo y gas entre Kazajstán y
China. CNPC y KazMunaiGas suscribieron un acuerdo de "principio sobre
la cooperación para la exploración y el desarrollo conjuntos del Campo de
Gas Urikhtau", que será una fuente de gas para suministrar a la Fase II del
Gasoducto Kazajstán-China. Se obtuvo a partir del Bloque B del proyecto
de gas Amu-Darya, en Turkmenistán, flujo de gas de alto rendimiento
durante la exploración. La construcción de la capacidad de producción en
el bloque entró en la fase de ejecución.
El Gasoducto Asia Central-China ha mantenido un funcionamiento seguro
y estable desde el inicio del servicio de las líneas A y B en octubre de 2010.
En el año 2011, se finalizaron las obras de las estaciones de compresión
N º 1, 4 y 6, cuya puesta en funcionamiento permitió incrementar la
capacidad de entrega del gas a 23 mil millones de metros cúbicos/a. El
gasoducto transportó 15,86 mil millones de metros cúbicos de gas durante
el año. Además, CNPC firmó acuerdos con Uzbekneftegaz y KazMunaiGas
para construir y operar la línea C del Gasoducto Asia Central-China, que se
desarrollará en paralelo a las líneas A y B ya en operación para el transporte
del gas procedente de Turkmenistán, Uzbekistán y Kazajstán. Una vez
completada la construcción de la línea C, la capacidad de entrega del
gasoducto llegará a 55 mil millones de metros cúbicos/a.
África
CNPC realizó inversiones en proyectos conjuntos de petróleo y gas en
Túnez, Argelia, Libia, Níger, Chad, Nigeria, Sudán y Sudán del Sur .En
el año 2011, hemos mantenido un funcionamiento seguro, estable y
controlado de los proyectos conjuntos, a pesar de los desafíos planteados
por las constantes turbulencias en la región, mediante la creación y el
perfeccionamiento del mecanismo de alerta temprana sobre posibles
riesgos en el ultramar así como el fortalecimiento de nuestra capacidad de
respuesta a la emergencia.
En 2011, los dos proyectos integrados aguas arriba y abajo en Chad y
Níger, entre ellos los yacimientos petrolíferos, los oleoductos para la
exportación de crudo y las refinerías, terminaron la construcción y entraron
en funcionamiento. Se instalaron dos bases modernas y bien dotadas de
producción y refinación de petróleo en Yamena, la capital de Chad, y en
Zinder, una ciudad del centro sur de Níger, respectivamente.
40
En el desarrollo del Campo Petrolífero de Ronier en Chad, CNPC observó
estrictamente la Ley del Medio Ambiente y el "Informe de Evaluación
y Estudio Ambientales en las áreas de operación". Antes de iniciar las
actividades productivas, siempre se llevan a cabo en cualquier nuevo
bloque investigaciones sobre los árboles protegidos, animales y
plantas silvestres, reliquias culturales y sitios históricos por parte de las
organizaciones especializadas, con miras a minimizar el impacto ambiental
y garantizar una producción limpia. Antes de que se inicie la perforación
de un pozo, se toman y analizan muestras de agua, suelo y atmósfera.
Después de la perforación, se vuelve a tomar muestras del medio ambiente
para hacer el análisis comparativo. Después de una o dos temporadas de
lluvia, la vegetación en el sitio del pozo fue restaurada. La Refinería de
Yamena patrocinada por CNPC y el Ministerio de Petróleo de Chad es la
segunda refinería que CNPC ha diseñado y construido en el extranjero en
forma independiente, cuyos principales productos son la gasolina, diesel,
fuel oil, GNL y el PP. La central eléctrica complementaria también sirve
para suministrar electricidad a la capital de Chad. El 10 de julio de 2011, el
primer lote de productos de diesel fue entregado al mercado local.
El 28 de noviembre de 2011, la Fase I del proyecto integrado aguas arriba y
abajo de Agadem vio finalizadas las obras y entró en servicio, el cual incluye
campos petroleros de capacidad productive de 1 Mt/a, la Refinería Zinder con
capacidad procesadora de 1 Mt/a y un oleoducto de 462,5 kilómetros para
conectarlos entre sí. La Refinería produce gasolina, diesel, fuel oil y GNL, que
se suministrarán primero al mercado interno de Níger y luego se exportarán
a los países vecinos. Justo antes de que el proyecto iba a ser operativo,
CNPC realizó en Niamey un curso de un mes para la formación, en la teoría
y el conocimiento de la operación, de 26 alumnos de Níger en material del
oleoducto en julio de 2011. Estos alumnos serán los ingenieros locales de Níger
para la operación y el mantenimiento del oleoducto. "Con esta formación,
hemos aprendido más conocimientos técnicos sobre cómo operar las tuberías
y entregar el crudo de forma segura a la Refinería Zinder. Confiamos en tomar
la 'batuta de relevo'", dijo Amsagana Lawan Sanda, un aprendiz.
Repaso Anual
Informe Anual 2011
Américas
CNPC adelantó proyectos de inversions conjuntas en material del petróleo
y gas las en Venezuela, Ecuador, Perú, Colombia, Canadá y Costa Rica.
En 2011, los proyectos conjuntos en el sector petrolero y gasífero de
las Américas experimentaron un crecimiento rápido. Hemos hecho una
contribución significativa al aumento constante de la producción petrolera
en los bloques conjuntos, aprovechando nuestra ventaja tecnológica y
nuestros derechos y obligaciones como accionista minoritario. Hemos
firmado un acuerdo marco con Cupet para ampliar la cooperación,
además de un memorando de entendimiento para la cooperación en
la construcción y la ingeniería, en el marco de los cuales las dos partes
cooperarán ampliamente entre sí en la exploración y el desarrollo en
tierra y mar, el control de los costos de operación y el aumento de la
tasa de recuperación del petróleo en yacimientos existentes, así como la
construcción de ingeniería en Cuba.
El 2011 fue testigo de nuestros progresos en Venezuela. El Bloque MPE3
aumentó su producción de 60.000 barriles diarios a 105.000 barriles diarios
gracias a la intensificación de gestión en el terreno, la aceleración de la tasa
de perforación y la optimización de los parámetros de pozos de petróleo.
Con respecto al proyecto Intercampo-Caracoles, se estabilizó la producción
de los campos maduros mediante la mejora de nuestra coordinación con
PDVSA y el aumento de la producción de elevación de gas. La producción
del Campo Petrolífero de Zumano se estabilizó también, gracias a un estudio
integral de datos y las medidas de optimización de la estimulación en los
pozos viejos. En el Perú, se organizaron minuciosamente las operaciones
de perforación y medidas de estímulo para minimizar el riesgo operativo y
alcanzar el objetivo de producción anual en los Bloques 1 AB/8 y 6/7.
El proyecto Los Andes de CNPC en el Ecuador mejoró el resultado de pozos
nuevos y estimulados por la aplicación innovadora de nuestras tecnologías
complementarias únicas, con la estabilización de la producción de crudo
y las prometedoras perspectivas mostradas por los nuevos bloques de
contrato. El 10 de octubre de 2011, la empresa titular del proyecto Los
Andes recibió el premio "Excelencia en el Desarrollo de la Tecnología
Petrolera" otorgado por el Ministerio ecuatoriano de Recursos Naturales no
Renovables y la Sociedad Internacional de Ingenieros Petroleros (SPE) en
reconocimiento de su tecnología de terminación de pozos horizontales en
campos maduros de alto corte de agua con áreas de infiltración diferencial
de los entrampamientos complejos y ocultos.
En 2011, CNPC desempeñó un papel activo en el consejo de administración,
la comisión mixta de administración y el comité de asociación de los tres
proyectos de cooperación en los yacimientos de petróleo de Al-Ahdab,
Rumaila y Halfaya en Irak. Hemos mantenido una estrecha relación con
el gobierno iraquí, nuestros socios y las comunidades locales. El proyecto
conjunto con BP en Rumaila vio un rápido incremento en la producción de
petróleo. El proyecto conjunto en el campo petrolífero de Al-Ahdab dejó
establecida una capacidad anual de 6 millones de toneladas, lo que lo sitúa
como el primer proyecto petrolero nuevo para iniciar la producción en Irak
en las últimas dos décadas. El proyecto conjunto con Total en el campo
petrolífero de Halfaya ya estaba en marcha, con el pleno despliegue de la
perforación, la prospección sísmica y la ingeniería de superficies. De hecho,
el proyecto fue reconocido por el Ministerio iraquí de Petróleo, como el
con el "progreso más rápido y mejor calidad de la construcción" entre los
proyectos adjudicados en la segunda ronda de licitación internacional.
Durante el desarrollo de la capacidad de los proyectos iraquíes, se nombró
a un tutor o un compañero de trabajo a cada empleado local para mejorar
sus habilidades de operación. En 2011, el proyecto de Al-Ahdab ofreció más
de 2.000 puestos de trabajo a los residentes locales. Se abrió una base para
las prácticas de producción, junto con la Universidad Tecnológica de Bagdad,
para proporcionar a los estudiantes universitarios iraquíes oportunidades
de hacer pasantías. En el proyecto de Halfaya, se subcontrataron las obras
a las empresas locales, siempre y cuando éstas puedan cumplir con ellas.
La construcción de camping, la cimentación de los equipos, los muros
de delimitación, las carreteras y otros proyectos de construcción fueron
subcontratados a Burj, SANIDA, BA y otras empresas locales, ofreciendo de
este modo cerca de 500 puestos de trabajo locales. En agosto de 2011, CNPC
organizó el primer certamen para seleccionar a los ocho empleados iraquíes
destacados y 44 empleados iraquíes excelentes.
Oriente Medio
CNPC desarrolla proyectos de inversiones conjuntas en materia del
petróleo y gas en Irak, Irán, Omán, Siria y Qatar. En 2011, a pesar del
riesgo operativo que planteaba la creciente inestabilidad en la región,
logramos los objetivos del fortalecimiento de las capacidades productivas
de nuestros proyectos conjuntos en Irak y superamos los objetivos de
producción anual de nuestro proyecto en Omán, mediante la aceleración
de la aplicación de la inyección de agua en los pozos horizontales de los
campos maduros.
Campo Petrolífero Al-Ahadab en Irak
41
Informe Anual 2011
Repaso Anual
Región Asia-Pacífico
CNPC fomenta proyectos conjuntos de petróleo y gas en Indonesia,
Myanmar, Tailandia, Mongolia, Singapur, Japón y Australia.
En 2011, hemos mantenido estable la producción de petróleo y gas
en nuestros proyectos conjuntos de Indonesia, por volver a explorar y
explotar los pozos viejos. También hemos hecho un progreso notable en
la cooperación de petróleo y gas en el noreste de Asia. De acuerdo con el
memorando de entendimiento sobre una mayor cooperación petrolera
con Mongolia, firmado entre CNPC y el Ministerio de Recursos Minerales y
Energía, vamos a ampliar nuestras operaciones aguas abajo en Mongolia.
La construcción de la sección de Myanmar del Oleoducto y Gasoducto
Myanmar-China ha comenzado. Hemos desarrollado y publicado el
"Plan de Supervisión del Medio Ambiente", las "Especificaciones para la
Administración General sobre la Supervisión del Medio Ambiente" y las
"normas detalladas para la implementación de la supervisión del medio
ambiente" para minimizar el impacto ambiental durante la construcción
del gasoducto. Ponen en juego el papel de supervision y administración
de los supervisores, que se encarga de vigilar e inspeccionar cómo se
protege el ambiente a lo largo de las tuberías durante la construcción y,
sobre todo, vigilar y controlar las áreas ambientalmente sensibles en el
sitio de la construcción. Los contratistas están obligados a elaborar planes
especiales de control para cualquier trabajo en un área ambientalmente
sensible. Por otra parte, estos planes tienen que ser aprobados por la
oficina de supervisión ambiental del proyecto antes de que puedan ser
implementados, lo que ha servido para evitar contaminación del medio
ambiente y eventos ecológicos.
Comercio Internacional
En 2011, nuestro comercio internacional continuó el rápido crecimiento,
con la expansión del tamaño y el alza de las ganancias. Estamos
comprometidos con el desarrollo del comercio de futuros del petróleo y del
petróleo spot, y la refinación de petróleo, así como la mezcla, transporte,
venta al por mayor y al por menor de productos refinados. A lo largo del
año, se registró un volumen comercial de 250 millones de toneladas, un
incremento del 29,1% , por un valor de USD 192,1 mil millones de dólares.
Nos esforzamos por mejorar nuestra capacidad de análisis y previsión
sobre el mercado para controlar los riesgos operacionales. Hemos utilizado
diferentes modalidades y medios comerciales para mejorar el control sobre
los recursos y buscar las fuentes de las importaciones.
Hemos explorado activamente los recursos y el mercado de productos
refinados para extender la cadena de valor y mejorar el rendimiento de
la operación del comercio internacional. Al aprovechar las ventajas de los
42
recursos de nuestras refinerías en el exterior, se llevó a cabo la operación en
varios mercados desde Estados Unidos hasta el Lejano Oriente. Ocupamos
el primer lugar en cuanto al volumen de comercio de fuel-oil y uno de los
primeros puesto al referirse al diesel durante muchos años en la ventana
de comercio de Platts en Singapur e iniciamos el comercio en la ventana
de Platts de Europa. Nos convertimos en el proveedor más grande de
combustibles de la aviación en Singapur y Hong Kong, con una cuota del
25% y 40% en los dos mercados respectivamente. Suministramos el 20%,
13% y 37% del combustible total para el buque en Singapur, Hong Kong y
Taiwán respectivamente, siendo el proveedor más grande de combustibles
de barco en Singapur.
Ponemos más esfuerzos para aprovechar los recursos en el extranjero
y el mercado de los productos químicos. Además de mantener nuestra
posición como el mayor importador del azufre de Medio Oriente,
trabajamos exitosamente con Statoil para operar el primer buque de
metanol a través de los mercados europeos y asiáticos, a la vez de llevar a
cabo actividades de MDL en Londres. Nuestra cartera de exportación de los
productos químicos se ha extendido desde el campo tradicional de coque
de petróleo, parafina, urea y azufre hasta MX y el PTA.
Hemos logrado importantes avances en varios proyectos de abastecimiento
de gas para los gasoductos, como la conclusión de un acuerdo de compra
de gas con Uzbekistán y acuerdos de compra de gas y de su transporte por
ductos con la compañía Castillo Potencia de Hongkong. Hemos establecido
una estrecha colaboración con los proveedores internacionales de GNL
para asegurar los recursos con relación a la puesta en marcha y operación
estable de nuestros proyectos de GNL en Dalian y Jiangsu.
Desarrollamos activamente nuestro negocio de transporte marítimo
para dar fuerte apoyo al comercio internacional. A pesar de la debilidad
del mercado de transporte de petróleo, nuestra flota disfrutó de mejor
rentabilidad y menor costo gracias a la optimización de los planes
de transporte y la disposición razonable del volumen de entrega y el
calendario del transporte.
Hemos fortalecido aún más la construcción de nuestros centros de
operación de petróleo y gas en Asia, Europa y América, con el fin de
optimizar la asignación de los recursos en todo el mundo. En 2011,
se estableció el centro de Asia, con el notable aumento de nuestra
influencia en el mercado de la región. La feliz entrega y funcionamiento
del proyecto de la refinería de INEOS representó un avance de nuestro
centro europeo. Fue creada una sinergia por las instalaciones logísticas
asociadas, incluyendo el depósito internacional de 4.2 Mcm de Dalian, que
se puso con éxito en el uso, y los grandes almacenes en Qinzhou, Nansha y
Yangshan funcionando sin problemas.
Repaso Anual
Informe Anual 2011
El transportador de GNL llega a la terminal de Dalian
43
Informe Anual 2011
Repaso Anual
Servicios de Campo, Ingeniería y Construcción y
Fabricación de Equipos
Como parte de nuestras operaciones globales e integradas, el servicios
de campos petroleros, ingeniería y construcción, y fabricación
de equipos han proporcionado un apoyo confiable para nuestra
producción de petróleo y gas. En 2011, disponíamos de 1.077 equipos
en 66 países y regiones de todo el mundo, ofreciendo servicios técnicos
en la perforación, prospección geofísica, registro y diagrafía de pozos,
así como servicios de ingeniería y construcción para proyectos de aguas
arriba, medio y abajo. Nuestros equipos y los materiales de petróleo
fueron exportados a 70 países y regiones.
Servicios de Campo
El servicio de campos petroleros constituye un elemento crucial para
las ventajas integrals de CNPC y una garantía de gran relevancia para los
negocios centrales de hidrocarburos. En 2011, asistimos a un significativo
aumento del volumen de trabajo de la perforación, la prospección sísmica
2D y las operaciones del fondo del pozo y la creciente ampliación de la
aplicación de las técnicas especiales de perforación. Durante todo el año,
hemos completado la perforación de1.296 pozos horizontales, 350 pozos
sub-balanceados y 2.292 pozos con operación bajo presión, un incremento
del 49,5%, 14,8% y 41,4% respecto al año anterior, respectivamente. Se trata
de un fuerte apoyo a la estabilización y el aumento de nuestra producción
de petróleo y gas tanto en el país como en el extranjero. Hemos trabajado
estrechamente con las compañías petroleras internacionales, las compañías
nacionales de petróleo y los compañeros del sector, logrando nuevos
avances en el desarrollo del mercado extranjero de gama alta.
no sísmica (la gravedad magnética, la eléctrica, la prospección geoquímica)
en las operaciones. Hemos adquirido 93.306 kilómetros de sísmica en 2D y
36.678 kilómetros cuadrados de sísmica en 3D.
Nuestra prospección geofísica terrestre siguió tomando la mayor
participación en el mercado internacional. Se realizó la prospección de
sísmica 3D en Yingdong de la Cuenca de Qaidam, la prospección de sísmica
casi completa en 3D en el pozo Ha-601 del Campo Petrolífero de Tarim,
la prospección 3D en el sur de Sulige de Total y la fase II de la adquisición
de sísmica 4D en el area Shu-1 del Bloque de Liaohe. En el proyecto de
Yingdong, se llevó a cabo la adquisición de sísmica 3D de alta densidad y
gran acimut en la región montañosa Yingxiongling. Utilizando un sistema
de observación 3D de amplio azimut con alto número de cubierta, alta
densidad de canales, activación del combinado de múltiples pocillos,
matriz de sismógrafo y varias líneas que reciben, hemos hecho avances en
la adquisición de datos con el descubrimiento de una línea tecnológica
factible para la exploración de hidrocarburos en montañas complejas. La
serie de las tecnologías compuestas de prospección con la sísmica 3.5D y
4D y la descripción del depósito como núcleo dio excelentes resultados en
el desarrollo secundario de los yacimientos maduros de Liaohe y Huabei,
hacindo importantes contribuciones a la mejora de la tasa de éxito del
desarrollo de los pozos, la identificación del crudo residual y el aumento de
las reservas y la producción.
Prospección geofísica
En 2011, CNPC desplegó 197 equipos de sísmica (93, 2D y 104, 3D) en el
país y el extranjero. También dipusimos 13 equipos de VSP y 41 equipos de
Datos de prospección geofísica
2009
2010
2011
175
170
169
112
105
98
63
65
71
Sísmica 2D (km)
74.392
81.130
93.306
Doméstica
31.897
32.959
35.618
Ultramar
42.495
48.171
57.688
Sísmica 3D (km²)
53.525
54.338
36.678
Doméstica
15.383
15.671
14.619
Ultramar
38.142
38.667
22.059
Equipos sísmicos en operación
Sísmica 2D
Doméstico
Sísmica 3D
57.688
38.142
Ultramar
38.667
48.171
42.495
31.897
2009
32.959
22.059
35.618
15.383
2010
Doméstico
2011
2009
Ultramar
2010
Doméstico
km
44
15.671
14.619
2011
Ultramar
km²
Repaso Anual
Informe Anual 2011
En 2011, penetró en los mercados de Brasil, Etiopía, Qatar y la zona de
transición del Mar Caspio con las operaciones de exploración y llevó a
cabo la investigación y desarrollo y las pruebas de las tecnologías de forma
conjunta con Saudi Aramco, Shell y Petroleum Development Oman (PDO).
Hemos mantenido la presencia, con nuevos avances, en el mercado de
alta gama de Oriente Medio, al ganar el mega proyecto 3D de PDO y tres
proyectos de exploración de largo plazo de Saudi Aramco. El proyecto de la
zona de transición S64 en Arabia Saudita, que comenzó en noviembre de
2009, se completó en forma feliz. Se ha integrado la adquisición de datos
del nodo, de la OBC y de tierra en las zonas complejas de transición de
aguas profundas, llevando la prospección sísmica en el fondo marino hasta
más de 1.200 metros bajo el agua.
Se obtuvieron nuevos avances en la aplicación masiva de los pozos
horizontals. En 2011, se completó la construcción de 1.296 pozos
horizontales, un aumento del 49,5% y el 6,3% del total de los pozos
totales, incluyendo 1.018 en el país y 278 en el extranjero. La Compañía
de Perforación Gran Muralla construyó la capacidad de producción de gas
de1.000 millones de metros cúbicos/a en Sulige mediante la perforación de
pozos horizontales, lo que equivale a la de 300 pozos verticales de acuerdo
al plan original. Bohai Engineering Company perforó el pozo horizontal Su76-1-20H, cuyo alcance horizontal alcanza 2.856 m, un récord entre los pozos
horizontales de tierra en China. La Empresa de Ingeniería de Perforación
Chuanqing terminó el primer pozo horizontal de gas de esquisto Wei-201-H1
en China, con un récord regional de 1.688,48 metros por broca individual.
Nos convertimos en uno de los 6 mejores proveedores de servicios de
prospección de aguas profundas en el mundo, mantenido un ritmo
de crecimiento rápido en estas actividades. En el año 2011, hemos
completado 5.378 kilómetros cuadrados de sísmica 3D y 19.620 kilómetros
de sísmica 2D a través de 14 proyectos. Nuestra excelente operación en
aguas profundas en Omán, Argelia, y Venezuela fue reconocida por los
propietarios de los proyectos. EL BGP-Prospector, uno de los buques de
serpentina más avanzados del mundo, se puso en servio y puede operar en
aguas tan profundas como las de 40-1.000 metros, con una capacidad de
remolque de 12 serpentinas.
Hemos puesto en pleno juego el papel importante de perforación
sub balanceada para liberar el potencial y aumentar la producción por
pozo individual. En 2011, se completó la perforación de 350 pozos sub
balanceados, un 14,8% más que en 2010. La Empresa de Ingeniería de
Perforación Chuanqing aplicó en forma masiva la tecnología de perforación
con gas en 57 pozos, a una tasa de penetración promedia de 10,85 m/hr, 3 a
8 veces más rápida que la perforación con el fluido convencional. La Empresa
de Ingeniería de Perforación Daqing aplicó la tecnología de perforación con
nitrógeno para proteger los depósitos. Esto proporcionó un nuevo enfoque
técnico para reservas difíciles de extraer.
Hemos mejorado el rendimiento de los productos de equipos y acelerado
el proceso de I + D de los productos nuevos. GeoEast, el sistema integrado
de procesamiento e interpretación de datos sísmicos, se ha actualizado
a la versión 2.3.1. y está dotado de la capacidad de procesamiento de los
datos adquiridos en tierra, de VSP y de pre-apilamiento en un terreno
irregular, siendo compatible con el procesamiento de los recursos marinos,
procesamiento de datos de multi-onda, interpretación de la estructura en
2D y 3D, interpretación del volumen visualizable 3D, y previsión e inversión
de la reserva post-apilamiento. El subsistema de software de interpretación
GeoMountain ha sido actualizado, con la dotación de 30 funciones de
características únicas para las montañas complejas, algunas de las cuales
son la interpretación 2D de depósito preciso basada en las limitaciones de la
secuencia sísmica, la detección de fractura y las tecnologías de identificación
de fluidos. La tecnología de la adquisición eficiente con vibroseises
controlables de gran tonelaje se ha aplicado en el país y el extranjero.
Por otra parte, hemos investigado y dominado las tecnologías para la
adquisición eficiente con vibroseises controlables ISS y DSSS, acompañado
del desarrollado del software correspondiente para el seguimiento y el
control de calidad y el procesamiento de datos. Esto ha mejorado nuestra
competitividad en las operaciones eficientes de vibroseis controlable.
Perforación
En 2011, 1.009 equipos de taladros se encontraban en servicio, con la
perforación de 13.751 pozos, de los cuales 13.706 fueron completados.
La velocidad de perforación promedia se vio notablemente aumentada,
gracias a la aplicación de las tecnologías probadas y los planes técnicos
detallados. La tasa promedia de penetración de los pozos más profundos
de 4.000 metros se incrementó en un 12% y la velocidad de construcción
de los pozos horizontales hasta en un 20%.
Hemos expandido agresivamente nuestra presencia y el alcance de servicios
en el mercado internacional de perforación. En 2011, nos adjudicamos
contratos de perforación en Kirguistán, Irak, Nueva Zelanda, Canadá y
Ruanda. Continuamos proporcionando servicios integrados de perforación
para el proyecto de Amu-Darya, en Turkmenistán. La perforación de los
Datos de perforación
2009
2010
2011
1.009
1.000
1.009
Doméstico
814
835
833
Ultramar
195
165
176
Pozos perforados
12.900
13.043
13.706
Doméstico
11.570
11.919
12.509
1.330
1.124
1.197
24,79
25,20
26,98
22,07
22,97
24,39
2,72
2,23
2,59
Taladros en operación
Ultramar
Kilometraje perforado (millón de metros)
Doméstico
Ultramar
45
Informe Anual 2011
Repaso Anual
Diagrafía y registro de pozo
En 2011, los 678 equipos de diagrafía de CNPC realizaron 88.727 casos de
la diagrafía de pozos y la perforación y 11.172 casos del registro, un 10,5% y
10,3% más respect al 2010, respectivamente.
El 2011 vio una excelente aplicación de la perforación compuesta, la
perforación del pulso con presión aumentada, la perforación ultra profunda
de agujeros finos y la perforación direccional para los pozos horizontales.
La tecnología de digrafía de imágenes de onda acústica de reflexión
remota se puede adaptar a la evaluación de las propiedades físicas para
los complicados reservorios heterogéneos, ya con buena aplicación en
los Campos Petrolíferos de Dagang y Tarim, y en la diagrafía del pozo
horizontal por primera vez.
El Secretario General de la ONU Ban Ki-moon se reúne con los empleados de GWDC en
Kenia para conocer el avnance de la perforación de pozos geotérmicos de alta tempratura
pozos VDW-1004 y CMN-100 hechos por la Compañía de Perforación Gran
Muralla en Varadero de Cuba se realizó a una profundidad de 5.652 y 6.588
metros, respectivamente. Los pozos registraron la mayor profundidad, el
alcance horizontal más extendido y el período de construcción más corto
en Cuba, sirviendo de referencia para el desarrollo masivo en la región.
Hemos completado la perforación de 16 pozos de energía geotérmica a alta
temperatura en Kenia. La Compañía Gran Muralla de CNPC proporcionó un
gran apoyo técnico a las plantas de energía geotérmica de Olkaria y es un
modelo de "Cooperación Sur-Sur", dijo Ban Ki-moon, Secretario General de
las Naciones Unidas, durante su visita a las plantas.
La divulgación y aplicación de las tecnologías desarrolladas en forma
independiente dieron notables resultados. El Sistema de Geonavegación
de Perforación (CGDS) y el Sistema PCD, que fueron desarrollados
independientemente por CNPC, obtuvieron resultados excelentes en las
pruebas y aplicaciones. El Sistema CGDS, desarrollado por el Instituto de
Investigación de Perforación de CNPC fue utilizado para 15 pozos en 2011.
En su primera aplicación en el Campo Petrolífero de Daqing, el sistema
localizó con precisión las capas de petróleo tan finas como de 0,4-1m. El
sistema de PCD preciso, desarrollado conjuntamente por el Instituto de
Investigación de Perforación, la Compañía de Ingeniería de Perforación
Chuanqing y la Compañía de Ingeniería de Perforación Xibu, fue probado
y aplicado en 20 pozos en Sichuan y Xinjiang. El sistema de perforación
vertical, desarrollado conjuntamente por la Compañía de Ingeniería de
Perforación Bohai y la Compañía de Ingeniería de Perforación Xibu está
bien posicionado para la utilización masiva, luego de su aplicación en 6
pozos en 2011.
46
Las unidades de diagrafía EILOG con nuestra propia propiedad intelectual
se utilizaron ampliamente en los yacimientos de petróleo de Changqing,
Huabei, Tuha y Qinghai, proporcionando medios eficaces para la evaluación
de yacimientos complejos caracterizados por la baja porosidad, baja
permeabilidad, baja resistividad, litología compleja, formaciones inundadas
por agua y gas apretado. Las unidades de diagrafía también prestaron
servicios por primera vez en Bangladesh, Mongolia, Myanmar y Canadá. El
aparato de diagrafía de imágenes de onda acústica de matriz multipolar
(MPAL) ha sido aprobado por los expertos rusos para aplicarse an la diagrafía
directa de pozos de los agujeros abiertos y encamisados usando varios
tipos de ondas. La serie de las tecnologías de diagrafía de resistividad,
onda acústica y radiactividad se ha formado para componer el Sistema de
Evaluación de la Formación LWD (FELWD). El prototipo de FELWD se puso a
prueba en el pozo experimental, el que puede satisfacer las necesidades de
geonavegación y evaluación de yacimientos en tiempo real.
Hemos consolidado y ampliado activamente nuestras operaciones de
diagrafía, registro y prueba en el extranjero. Proporcionamos servicios
de diagrafía en los campos petroleros de 20 países, incluyendo Sudán
y Kazajstán. La Compañía de Perforación Gran Muralla ha aplicado con
éxito las tecnologías de evaluación del crudo restante EPI en pozo-terreno
y de la obtención giratoria de núcleos en los laterales en Sudán y entró
en los mercados de perforación de Venezuela y Colombia a través de la
contratación del EPC.
Datos de operaciones de la diagrafía
Equipos de diagrafía
Doméstico
Ultramar
Operaciones de diagrafía (pozos-veces)
Doméstico
Ultramar
2009
2010
2011
644
675
678
556
556
546
88
119
132
69.776
80.319
88.727
64.277
74.826
83.317
5.499
5.493
5.410
Repaso Anual
Informe Anual 2011
Ingeniería y Construcción del Ptróleo
Operaciones de fondo de pozo
En 2011, CNPC tenía 2.117 equipos de operación del fondo del pozo
que prestan servicios en el país y ultramar, incluyendo fracturamiento y
acidificación, pruebas de formación, intervención de pozos, reparación de
pozos y la perforación lateral. Hemos efectuado 142.800 operaciones de
fondo de pozo durante todo el año, un 4,7% más que en 2010, y llevamos a
cabo pruebas de formación de 6.950 capas, un 1,4% más que en 2010.
Se aplicó en toda la línea la operación con presión en los ámbito y campos
más amplios. En 2011, los 88 equipos realiaron esta operación en 2.292
pozos, con un aumento del 41,4%. El alcance se ha ampliado de los pozos
de inyección de agua a los pozos de petróleo, los pozos de gas y los pozos
de inyección del polímero. También hemos hecho progresos sustanciales
en los campos de la terminación de pozos con presión, acidificación en
la tuberías flexibles y fracturamiento con snubbing y reparación de los
pozos de gas con presión. La operación con presión sirve para minimizar la
descarga de aguas residuales y estabilizar la producción por pozo individual.
De este modo, se redujo de manera acumulativa la descarga de aguas
residuales por 1,76 millones de metros cúbicos y el transporte en cisterna
por 115.000 tanque-veces.
Se aplicó de forma masiva la tecnología de fracturamiento por segmentos
en los pozos horizontales, dando lugar a renovados avances en la
transformación de yacimientos. A lo largo del año, se llevó a cabo el
fracturamiento por segmentos en 503 pozos horizontales, con un máximo
de 16 segmentos que se fracturaron en una sola operación de la varilla,
lo que resolvió efectivamente el cuello de botella que había limitado
la producción por pozo individual. 488 unidades de instrumento de
fracturamiento de orificio abierto por segmentos, desarrolladas por la
Empresa de Ingeniería de Perforación Chuanqing, fueron utilizados en
57 pozos horizontales con un máximo fracturamiento de 13 segmentos.
La tecnología de fracturamiento de mezcla continua se utilizó para 736
pozos⁄veces. Los dos pozos horizontales de alcance extendido en Sulige,
probados por la Empresa de Perforación Gran Muralla, tienen el tramo
horizontal más largo de 2.111 m que se fracturó en 14 segmentos, con la
producción superior a los 200.000 metros cúbicos de gas natural por día.
CNPC ofrece servicios de la investigación, el diseño, la construcción y la
supervisión de la ingeniería de superficie, la refinación y petroquímica,
las tuberías de larga distancia y el tanque de almacenamiento en los
campos de petróleo y gas en el mundo. En 2011, las actividades de
construcción e ingeniería avanzaron en forma feliz en términos de escala y
rentabilidad, con la optimización de la estructura operativa y el sostenido
fortalecimiento de la capacidad de apoyo. Durante todo el año, teníamos
53 grandes proyectos de ingeniería y construcción en curso, 16 de ellos
fueron entregados o puestos en funcionamiento y 15 comenzaron la
construcción.
Nos hemos centrado en la construcción de mercados regionales de escala,
con un desarrollo de proyectos del uso intensivo en tecnología y de alto
valor añadido. Los proyectos de alta gama como EPC y PMC representan
una proporción mucho mayor del total y tomaron una cuota notablemente
mayor de mercado. En 2011, el Buró de Oleoductos y Gasoductos de CNPC
(CPPB) firmó 24 proyectos EPC y su Empresa de Ingeniería y Construcción
(CPECC) ejecutó 23 proyectos EPC en el país y el extranjero. La Compañía
de Diseño de Ingeniería (CPE) avanzó en el desarrollo de nuevos proyectos,
con un 72% de sus nuevos contratos como los de EPC.
CPECC se figura entre los mejores 225 contratistas internacionales de ENR,
siendo reconocido como el mayor contratista general de obras petroleras
de Asia. Creó la Compañía de Servicio de Ingeniería Petrofac-PetroChina
con Petrofac, empresa con sede en Londres, la cual ofrece principalmente
servicios de consultoría de ingeniería, diseño y servicios de construcción
en el Medio Oriente y otros mercados de gama alta. La Corporación de
Ingeniería Huanqiu de CNPC (HQCEC) adquirió una participación del 19,9%
en LNGL de Australia y se convirtió en su mayor accionista, consolidando el
liderazgo nacional en el sector del gas natural licuado.
Datos de operaciones de fondo de pozo
Equipos de operación de fondo de pozo
Doméstico
Ultramar
2009
2010
2011
1.892
1.877
2.117
1.739
1.698
1.913
153
179
204
Operaciones de fondo de pozo (pozos-veces) 131.321 136.382 142.753
Doméstico
Ultramar
128.397 134.201 140.283
2.924
2.181
2.470
Vista panorámica de la Planta 4B de fertilizantes de Myanmar
47
Informe Anual 2011
Repaso Anual
Construcción de superficie en los campos petroleros y
gasíferos
Hemos mantenido nuestra posición como líder nacional en la construcción
de los campos de petróleo y gas en tierra. Tenemos paquetes de tecnología
de ingeniería de la superficie tanto para los campos convencionales como
para los campos petroleros del alto corte de agua, baja permeabilidad,
contenido de petróleo ultra pesado y altamente condensado y campos
gasíferos de alta presión, alto rendimiento y alto contenido de azufre.
Además, tenemos la capacidad de construir obras de superficie para dar
cabida a las instalaciones de capacidad de producción de petróleo crudo
de 20 Mt/a y de capacidad de producción de gas de 10 mil millones de
metros cúbicos/a.
En 2011, los proyectos de construcción de la capacidad productiva de
los campos hidrocarburíferos tuvieron una buena marcha. La Planta
Procesadora de Gas Sur-8 de Daqing y la Planta de Procesamiento de Gas
N º 5 de Sulige se pusieron en funcionamiento, mientras tanto la Base
Experimental del petróleo de esquisto bituminoso de Daqing progresaba
de manera ordenada.
En el extranjero, hemos visto la culminación adelantada o a tiempo
de los proyectos de ingeniería de la superficie, como el proyecto de
la construcción de capacidades productivas de 6 Mt/a en el Campo
Petrolífero Al-Ahdab de Irak, la ingeniería de superficie de la fase I del
Campo Petrolífero de Ronier en Chad, la planta procesadora de petróleo y
gas N º 4 en el Campo Petrolífero de la Esperanza de Kazajstán y el proyecto
EPC de la central eléctrica privada del Bloque de Contrato Bagtyiarlyk de
Turkmenistán.
Construcción de las instalaciones refinadoras y
petroquímicas
En el año 2011, nos aseguramos de la buena marcha y la puesta en
operación, según el tiempo previsto, de los grandes proyectos. El
proyecto de modernización y ampliación de la refinería de 5 Mt/a de
la Petroquímica de Ningxia, las unidades del reformado continuo de la
Petroquímica de Karamay y las unidades de coquización retardada de
1,2 Mt/a de la Petroquímica de Urumqi terminaron la construcción y
comenzaron a funcionar. El proyecto del etileno de la Petroquímica de
Fushun fue terminado y entregado. El proyecto integrado de refinación
y petroquímica de Sichuan y el proyecto petroquímico y de etileno de
Daqing marcharon hacia adelante en forma ordenada. A medida que se
aumentaba la capacidad de contratación EPC de la empresa, el proyecto
de la reconstrucción y modernización de las unidades de refinación de la
Petroquímica de Ningxia alcanzó una tasa de cualificación del 99,06% en la
soldaddura de primera vez y el 100% en la aceptación de las construcciones.
También hemos hecho nuevos progresos en la petroquímica de carbón con
la adjudicación de los contrato de 500 kt/a de alquitrán de hulla del Grupo
de Energía de Ordos y de la Fase I de dos unidades de olefinas de carbón
del Grupo Industrial de Carbón Shenhua de Ningxia.
48
La Refinería Yamena de Chad, la Refinería Zinder de Níger, y el proyecto de
fertilizantes de Vietnam entraron en funcionamiento. Las plantas 4A y 4B de
la Planta de Fertilizantes N º 4 de la Petroquímica de Myanmar, con HQCEC
como contratista EPC, se desarrollaron de forma segura y estable con la
producción de urea alcanzando la capacidad diseñada. Además, hemos
firmado con Cuba contratos sobre el proyecto de ampliación de la Refinería
de Cienfuegos y construcción del proyecto de GNL.
Construcción de los ductos y tanques de almacenamiento
Mantenemos el liderazgo nacional en la construcción de oleoductos y
gasoductos de larga distancia en la Tierra, ostentando las tecnologías
avanzadas de nivel internacional. Disponemos de la capacidad de construir
al año 6.700-9.700 kilómetros de oleoductos y gasoductos con diámetro
superior a los 711 mm. Además, tenemos la tecnología de diseño y
construcción para tanques de crudo de 150.000 metros cúbicos y tanques
de gas de 10.000 metros cúbicos, así como la capacidad constructora anual
para tanques de crudo de 26 millones de metros cúbicos y depósitos de
productos refinados de 16 millones de metros cúbicos.
En 2011, pusimos en servivio según el cronograma la línea troncal de la
sección oriental del Segundo Gasoducto Oeste-Este y la línea ramal de
Xiangtan, el gasoducto Tai'an-Qingdao como parte de la red de tuberías
de gas de Shandong y el gasoducto Dalian-Shenyang. La construcción
de los proyectos de líneas ramales Guangzhou-Shenzhen, Shanghai y
Guangzhou-Nanning de la sección oriental del Segundo Gasoducto OesteEste, el Oleoducto de Crudo Lanzhou-Chengdu y el Gasoducto ChangqingHohhot marchaba en forma planificada.
Algunos de nuestros proyectos de construcción en el extranjero se pusieron
en funcionamiento en la fecha prevista, como el gasoducto de exportación
del Campo Petrolífero Al-Ahdab de Iraq, el oleoducto para la exportación
de crudo de los proyectos integrados de aguas arriba y aguas abajo de
Níger y Chad, la estación de compresión del Gasoducto Asia Central-China
y la ampliación de la capacidad de la parte occidental del oleoducto N º
4 de Kenia. El Oleoducto de Crudo de Abu Dhabi comenzó la operación
de prueba. Las obras de cruce del río Myitnge y de cruce por el fondo del
río Irrawaddy del proyecto de control de los oleoductos y gasoductos
Myanmar-China se completaron. La construcción de la línea C del Gasoducto
Asia Central-China se inició, etc. El 23 de noviembre de 2011, CPPB firmó
con PTTEPI de Tailandia el contrato de contratación general EPCIC en el
gasoducto entre Myanmar y Tailandia.
Repaso Anual
Informe Anual 2011
Aprovechamos las experiencias y tecnologías en la construcción de
tanques de almacenamiento de HQCEC, CPECC y la Sociedad de Ingeniería
de Refinación y Petroquímica del noreste de CNPC para asegurar la
conclusión y puesta en servicio de la Fase I de los proyectos GNL de Jiangsu
y Dalian. El proyecto GNL de Jiangsu, diseñado, construido y operado
independientemente por HQCEC, es considerado un mega proyecto de
la terminal de GNL construido de forma independiente por una empresa
de ingeniería de China como contratista general. Asimismo, CNPC se hizo
presente en mercado de la ingeniería de la Oceanía, con la suscripción de
un memorándum de entendimiento sobre el proyecto FLLNG de Gladstone
por parte de HQCEC y GNL en Australia.
Ingeniería costa afuera
Tenemos la capacidad para proporcionar un apoyo integrado y global para
la producción costa afuera en aguas con una profundidad de 80m, con
servicios como la perforación, terminación y fijación de pozos, producción
de prueba, operaciones del fondo del pozo, diseño y construcción de la
ingeniería marítima y servicios navales.
En 2011, se comenzó la perforación de 44 pozos y se entregaron 41
pozos, con un metraje total de 105.000 metros. También realizamos las
operaciones de fondo para 43 pozos, pruebas de formación en 20 capas
y acidificación y fracturamiento de la formación en 26 capas. En el pozo
Chenghai-33 en el Campo Petrolífero Dagang, perforado por la plataforma
PEA-10, completó la perforación a una profundidad de 3.977 metros
mediante la optimización de los parámetros, el control estricto del proceso
y el ajuste en tiempo real de la presión, el desplazamiento y la presión
de la bomba, terminando la penetración rápida y segura en un plazo de
36,5 días, en tanto que el período de construcción fue de 44,5 días y la
tasa de penetración media de 14,71 metros por hora. Fue todo un éxito la
perforación del tapón en hoyo profundo y estrecho en la Bahía de Bohai
con un promedio de 10,01 metros por hora.
La parte principal de nuestra base de apoyo de la producción de Tangshan
se puso en operación. Las instalaciones de la base de construcción de
ingeniería marítima de Qingdao, que tiene la capacidad para procesar
38.000 toneladas de acero por año, avanzaron en la construcción sin
tropiezos. El proyecto de la instalación de la tubería Shenzhen-Hong Kong
en el fondo marino del Segundo Gasoducto Oeste-Este ya estaba en
marcha con los preparativos listos por parte del buquede instalación de
tubería PEA-101.
CNPC tiene 39 grandes unidades de equipos marítimos, incluyendo
9 plataformas de perforación móviles, un equipo modular de
reacondicionamiento y perforación, 5 plataformas móviles de producción
de prueba y 25 buques de operación de todo tipo. En 2011, utilizamos 23
buques propios, con el servicio de transporte de 6.100 días.
Plataforma marítima PEA-5
49
Informe Anual 2011
Repaso Anual
Fabricación de Equipos Petroleros
La fabricación de equipos petroleros forma parte importante de las actividades principales
de CNPC. Con el fomento de la reestructuración de nuestras unidades especializadas, el
sector vio la mejora de la concentración industrial y el nivel de especialización, siempre
con seis principales fabricantes de equipos, a saber, Máquinarias Petroleras de Baoji
(BOMCO), Tuberías de Acero Petroleras de Baoji (BSG), Equipos Petroleros de Bohai (BHEM),
Motores Jichai, Grupo Manufacturero de Equipos de Campo Petrolífero de Daqing y Grupo
Manufacturero de Equipos de Campo Petrolífero de Liaohe, además de una empresa de
comercio internacional, Empresa de Desarrollo de Tecnología de CNPC (CPTDC). Como
consecuenia, la ventaja competitiva de nuestros principales productos se ha visto reforzada.
Nuestra posición como el líder tecnológico en el sector de las tuberías petroleras se
consolidó con el establecimiento del Centro Nacional de Investigación sobre la Tecnología
e Ingeniería de Materiales de Oleoductos y Gasoductos en el BSG. La producción de tubos
de acero petroleros logró presentar un esquema de distribución más razonable, como es
el caso del plan de construcción de dos líneas de producción de tubos de acero petroleros
en la Región Autónoma Uigur de Xinjiang por BSG y BHEM por separado. La capacidad
de producción de tuberías petroleras especiales con alto valor añadido y contenido
tecnológico se vio mejorada. La línea de producción de tuberías petroleras especiales fue
terminada y puesta en funcionamiento en Baoji, Shaanxi, con una capacidad de producción
de 200.000 toneladas de tubos de soldadura ERW por año y una cadena completa de
producción desde la fabricación de tubería hasta los procesos posteriores.
Hemos intensificado nuestras actividades de I + D sobre nuevos equipos y tecnologías
en torno al desarrollo de negocios y las necesidades del mercado. El motor diesel de alta
fiabilidad estaba listo para la producción en masa, con su prototipo en funcionamiento
sin fallos durante más de 5.000 horas después de la puesta en marcha por primera vez
en una prueba industrial en el Campo Petrolífero de Tarim. El prototipo del equipo de
snubbing se puso en una prueba industrial. Se han obtenido progresos en la I + D de
nuevas tecnologías de tubos de acero de alto grado HFW, los tubos soldados de costuras
longitudinales de arco sumergido y de costuras en espiral de arco sumergido de acero de
alto grado X100 y los tubos soldados de grado X65/X70 para el transporte petrolero en
el fondo marino. La primera plataforma de auto-elevación CP-300 con nuestra propiedad
intelectual independiente se entregó al cliente, con la capcidad de operar a un máximo de
profundidad de agua de 91,4 metros y perforar hasta 9.000 metros. Entre los equipos de
diseño independiente de China, se trata del que opere a la mayor profundidad de agua y
con la más amplia capacidad de adaptación a las condiciones de funcionamiento.
En 2011, nuestros equipos e insumos de petróleo fueron exportados a 70 países y regiones,
teniendo una cuota de mercado notable en Asia Central y Rusia, el Medio Oriente, África
del Norte y América del Sur. La exportación de nuestros productos estrella como las
tubería de larga distancia, equipos de ingeniería marítima, tuberías especiales y equipos de
perforación mantuvo una tendencia del crecimiento. Las tuberías flexibles producidas por
BSG fueron vendidas con éxito al mercado de Oriente Medio. Los equipos de perforación
de desplazamiento móvil rápido del desierto con 5.000 m, desarrollados por BOMCO,
fueron entregados al usuario y obtuvieron el reconocimiento de la Compañía Nacional
de Perforación de los Emiratos Árabes Unidos (NDC), lo que resultó en la renovación del
contrato con la compra de tres plataformas màs del mismo tipo. Aprovechando su ventaja
en tecnología y marca, BOMCO estableció Bomcobras junto con las empresas brasileñas
BRCP y Asperbras, la cual se dedica a la fabricación y el ensamblar de las plataformas de
perforación y la prestación de servicios técnicos en Brasil y otros países de América del Sur.
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Repaso Anual
Informe Anual 2011
Línea de montaje del motor de alta potencia con gran flexibilidad automatizada del Complejo Jichai Power
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