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Repaso Anual
En 2013, centrándose en las operaciones de petróleo y gas natural, la compañía hizo
grandes esfuerzos por mejorar la calidad y eficiencia de su desarrollo. Se mantuvieron
estables la producción y los negocios cuyos indicadores principales registraron
crecimiento continuo y los resultados operativos fueron mejores de lo esperado.
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Informe Anual 2013
Exploración y Producción
En 2013, la producción y reserva doméstica de petróleo y gas natural mantuvo
su crecimiento, mientras se reforzó la capacidad de garantía energética de la
compañía. Hicimos una serie de descubrimientos importantes en las cuencas
petrolíferas de China, manteniendo un período de auge de crecimiento de la
reserva. Hemos intensificado la construcción de grandes proyectos y mejorado
la administración de yacimientos petrolíferos, lo que resultó en un crecimiento
sostenido de la producción de petróleo y gas.
ExploraciónEn 2013, las reservas de petróleo y gas natural recién probadas en el lugar
alcanzaron respectivamente 670 millones de toneladas y 492,3 mil millones
de metros cúbicos, de manera que las reservas probadas se mantuvieron
superiores a 1 mil millones de toneladas en términos de petróleo equivalente
por séptimo año consecutivo. Una gran parte de las reservas comprobadas
recientemente son atrapadas en depósitos litológicos y profundos de baja
permeabilidad, que se caracterizan por ser masivas en escala y relativamente
producibles. La tasa de reemplazo de la reserva se mantuvo por encima del
100%, proporcionando una sólida base de recursos para la producción de
petróleo y gas.
Las reservas y los datos de operación (nacional)
2011 2012 2013
Reserva petrolera recién probada (mmtt) 715,12 711,00 670,13
Reserva gasífera recién probada (mil millones de metros cúbicos) 487,90 450,40 492,30
Sísmica 2D (km) 33.912 23.987 27.089
Sísmica 3D (km²) 12.954 16.105 12.477
Pozos de exploración 1.794 1.898 1.746
Pozos de prospección preliminar 1.020 1.190 1.006
Pozos de evaluación 774 708 740
Descubrimientos principalesObtuvimos 24 logros importantes en la exploración en las cuencas de Sichuan,
Ordos, Tarim, Junggar, Songliao y la bahía de Bohai durante todo el año.
Un gigante yacimiento de gas natural del tipo carbonato de facies marina
no uncompartimentalizado fue descubierto en la formación Longwangmiao
de Moxi en la cuenca de Sichuan, donde el flujo de gas de alto rendimiento
se obtuvo mediante la prueba de producción de los pozos de exploración.
Enormes reservas fueron identificadas en Keshen, zona tectónica en la
cuenca de Tarim, ampliando la zona gasífera. Gracias a la exploración
petrolera, fueron encontradas unas zonas de importantes reservas no
compartimentalizadas. Un número importante de zonas ricas en petróleo
fueron probado en Jiyuan y Longdong de la cuenca de Ordos. Las reservas
de petróleo comprobada en el lugar en las regiones Tabei y Hadexun de
la cuenca del Tarim registraron continuo aumento, mientras se realizaron
nuevos descubrimientos en la región Mahu de la cuenca Junggar y Yubei
de la cuenca Tuha, respectivamente. También hicimos progresos en la
exploración en formaciones más apretadasincluyendo el descubrimiento de
enormes reservas en la cuenca de Ordos, flujos de alto rendimiento de varios
pozos en el campo Fuyu de la cuenca Songliao, así como un nuevo avance
en la depresión Jimusaer de la cuenca Junggar.
75%
54%
de la producción de gas natural de CNPC en el total nacional
de la producción de petróleo crudo de CNPC en el total nacional
Reserva de gas natural en sitio recién probada en el lugar(nacional)
Reserva de petróleo en sitio recién probada en el lugar(nacional)
millones de toneladas mil millones de metros cúbicos
492,30
2011 2012 2013
670,13
2011 2012 2013
715,12 711,00487,90
450,40
Repaso Anual
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Informe Anual 2013
Desarrollo y ProducciónEn 2013, nuestra producción petrolera doméstica se mantuvo en un nivel
estable, mientras que la producción de gas natural registró un crecimiento
rápido. Los beneficios económicos del desarrollo de los campos de petróleo
y gas fueron mejorados por la continua aplicación de la técnica de inyección
de agua, la promoción de remodelación de campos maduros y pruebas
importantes para el desarrollo, así como la generalización del uso de técnicas
probadas tales como perforación horizontal y perforación en subbalance. La
nueva aumentada capacidad de producción en 15,12 millones de toneladas
de crudo y 23,1 mil millones de metros cúbicos de gas natural. Durante todo
el año 2013, produjimos 183,39 millones de toneladas de petróleo y gas en
términos de petróleo equivalente, lo que representó un incremento del 5,4%
con respecto al año anterior.
Producción del crudoEn 2013, poniendo el acento en incrementar la producción unitaria por pozo
y los beneficios económicos, CNPC ha optimizado las soluciones técnicas e
implementado la gerencia fina a lo largo del proceso de producción, a fin
de aprovechar a plenitud el potencial de campos petrolíferos nacionales
frente a la dura realidad de que la mayoría de nuestros campos maduros
ya se encontraban en el período tardío de desarrollo de alto corte de agua.
Produjimos 112,6 millones de toneladas de crudo durante todo el año,
manteniendo un incremento interanual de más de 2 millones de toneladas
por el cuarto año consecutivo.
El Campo petrolífero de Daqing logró estabilizar su producción anual
de crudo en más de 40 millones de toneladas por 11 años consecutivos
a través de la aplicación continua de la técnica de inyección de agua y
desplazamiento por polímeros y la mayor eficiencia de la explotación, que
ayudaron a tener controladas efectivamente la tasa de declinación natural y
la de declinación compuesta. En particular, la producción de recuperación
terciaria, principalmente mediante desplazamiento por polímeros, mostró
un crecimiento constante para llegar a 13,84 millones de toneladas, y la
producción del crudo por tonelada de polímeros inyectados se aumentó en
2,8 toneladas en términos interanuales. Changqing, el mayor campo petrolífero
de China en tierra firme en términos de producción que contempla mejores
perspectivas de crecimiento, produjo 51,95 millones de toneladas equivalentes
de petróleo por promover el modelo de gestión del desarrollo de yacimientos
de muy baja permeabilidad, organizar la producción con racionalidad,
implementar una serie de tecnologías únicas a la luz de las características de
los yacimientos locales y mejorar la eficiencias de las operaciones.
Campaña de inyección de agua
Para mejorar la recuperación de petróleo de campos maduros, CNPC ha
empezado a implementar un enfoque de desarrollo integral basado en
la inyección de agua finamente controlada desde 2009. El aumento de la
tasa de reservas producibles y la producción unitaria por pozo mediante el
ajuste de la distribución de pozos y la introducción de inyección de agua
por capas separadas se han convertido en el método más practicado para la
explotación de campos maduros. En 2013, se concluyeron las operaciones
de inyección de agua en 18.462 pozos-veces, con la continua reducción de
la tasa natural de declinación y tasa compuesta de declive y el control del
aumento de corte de agua dentro del 0,5% por el cuarto año consecutivo.
La tasa de declinación natural y la tasa de declinación compuesta del
yacimiento fueron controladas en 6,85% y 4,19% respectivamente en el campo
petrolífero de Daqing, gracias al estudio geológico preciso, ajuste del sistema
de inyección/producción y normas finamente categorizadas para la inyección
cuantitativa. De hecho, la producción por inyección de agua representó el
64% de la producción total del campo. Del mismo modo, el campo petrolífero
Tuha redujo la tasa de declinación natural de sus pozos maduros por 1,2% con
respecto al año anterior, mejorando la red de pozos con inyección de agua,
optimizando el sistema de inyección y producción, y desarrollando planes
específicos de inyección para yacimientos petrolíferos individuales.
Desarrollo de yacimientos de permeabilidad ultrabaja
Los yacimientosde baja y ultrabaja permeabilidad representan una
proporción grande de nuestras reservas recién probadas. En el campo
petrolífero de Changqing, hemos logrado el desarrollo eficiente de
reservas de ultrabaja permeabilidad mediante seis series de tecnologías,
incluyendo una rápida evaluación de los depósitos de la cuenca de Ordos, la
optimización del modelo de distribución de los pozos y la fructuración multi-
etapa en pozos horizontales. En 2013, el campo petrolífero de Changqing
produjo 8 millones de toneladas de petróleo de ultrabaja permeabilidad,
representando alrededor de un tercio del total de su producción de crudo.
En cuanto al campo petrolífero de Huaqing, la producción diaria de pozos
horizontales multiplicó por más de cuatro veces la de pozos convencionales,
gracias a la utilización de la fracturación horizontal basada en SRV. En la zona
demostrativa del piloto Hei-168 del campo petrolífero de Jilin, la fracturación
por secciones de multi-etapa fue aplicada en 58 pozos horizontales, lo que
se tradujo en una producción promedia diaria por pozo de 6,5 toneladas.
Importantes pilotos
En 2013, llevamos adelante los programas de investigación y pruebas piloto
de petróleo pesado, alto corte de agua y reservorios no convencionales,
obteniendo resultados favorables. El desplazamiento por polímeros
tensioactivos alcalinos ASP fue probado en cuatro bloques piloto del
campo petrolífero de Daqing, mejorando la eficiencia de la recuperación en
18%-28% y se esperaría que sería aplicado de manera masiva para el 2014. El
desplazamiento por polímeros tensoactivos fue probada en bloque Jin-16
del campo petrolífero de Liaohe, lo que generó el aumento de la producción
diaria por 5,5 veces y la reducción del corte de agua compuesto por 13%.
La producción por inyección de vapor fue utilizada en 150 grupos de pozos
en bloque Qi-40, aumentando la producción diaria de petróleo pesado en
capas media y profunda en 18,9%. La prueba experimental de combustible
Producción de gas natural (nacional)
Producción de crudo (nacional)
millones de toneladas mil millones de metros cúbicos
88,84
2011 2012 2013
112,60
2011 2012 2013
107,54110,33
75,62
79,86
Repaso Anual
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Informe Anual 2013
en sitio fue introducida en el bloque Hongqian-1 del campo petrolífero de
Xinjiang hace cuatro años. Gracias a esta prueba, se formó nueve técnicas
complementarias, se aumentó la producción del crudo en 38,3 mil toneladas
y la eficiencia de recuperación fue mejorada en un 9,1%. Ante el reto de
que la mayoría de las nuevas reservas probadas son reservorios de baja
permeabilidad, hemos realizado pruebas piloto de recuperación mejorada
de petróleo (EOR) por medio de inyección de gas. En el campo petrolífero
Daqingzijing de Jilin, la prueba de desplazamiento por CO2 de 500 mil
toneladas por año ha cubierto 135 pozos de inyección de vapor y 683 pozos
productores. Además, hemos avanzada también en las pruebas de inyección
con aire/espuma en los yacimientos petrolíferos de Dagang y Changqing.
Desarrollo del gas natural En 2013, gracias a la estrategia empresarial de promover la construcción de
zonas gasíferas prioritarias, la producción de gas natural alcanzó 88,84 mil
millones de metros cúbicos a nivel nacional, con un crecimiento interanual
del 11,2%. La producción de gas en el campo petrolífero de Changqing
mantuvo su rápido crecimiento, alcanzando 34,68 mil millones de metros
cúbicos. El campo petrolífero de Tarim produjo 22,28 mil millones de metros
cúbicos, mientras que la producción en el campo petrolífero del Suroeste fue
de 12,61 mil millones de metros cúbicos en el mismo año.
Campo gasífero de Sulige
Sulige, ubicado en la cuenca de Ordos, es un campo de gas de arenisca
apretada con baja permeabilidad, baja presión y baja abundancia. A partir
de 2008, la CNPC ha venido organizando científicamente la producción en
este campo, desplegando una serie de tecnologías adecuadas al desarrollo
de yacimientos de gas apretados, como la fracturación multi-capa en pozos
verticales y la fracturación multi-etapa en los pozos horizontales, lo que
ha permitido el desarrollo eficaz y a gran escala de este campo. En 2013,
El campo de Sulige produjo 68 millones de metros cúbicos de gas natural
diariamente y 21,18 mil millones durante todo el año, con una capacidad
productiva de 24 mil millones de metros cúbicos al año. En marzo de 2013,
sulige fue elegido como uno de los tres finalistas para el premio “Premio a la
Excelencia en Integración de Proyectos” por la 6ª Conferencia Internacional
de Tecnología del Petróleo (IPTC).
Campo gasífero de Hetianhe
El campo de gas Hetianhe está situado en el borde sur del desierto de
Taklamakan en la cuenca de Tarim y pertenece al tipo de yacimientos
carbonatados. El campo fue puesto en producción en 2004 y es una de las
principales fuentes de gas para abastecer la parte meridional de la Región
Autónoma Uygur de Xinjiang. En mayo de 2012, se lanzó el proyecto de
ampliación del campo, planeando la construcción de una nueva planta de
procesamiento de gas con una capacidad diaria de 5 millones de metros
cúbicos y sus instalaciones auxiliares. En noviembre de 2013, la nueva planta
comenzó a funcionar, potenciando la capacidad de procesamiento diario
del campo a 6 millones de metros cúbicos en satisfacción de la creciente
demanda del sur de Xinjiang.
Exploración y Desarrollo de Petróleo y Gas No Convencionales Dado el creciente peso que representan los recursos no convencionales, la CNPC
concede gran importancia a la exploración y desarrollo de capa-carbon gas (CCG),
gas de esquisto y otros recursos de hidrocarburos no convencionales. Hemos
llevado a cabo una labor pionera y una renovación tecnológica en este tipo de
recursos, y hemos avanzado en la construcción de bases industriales de CCG y
proyectos de demostración de gas de esquisto.
Gas de la capa de carbónHemos promovido constantemente la exploración y el desarrollo de CCG en la
cuenca de Qinshui y el borde oriental de la cuenca de Ordos. En 2013, hemos
construido una capacidad adicional de producción de CCG de 1,02 mil millones
de metros cúbicos, y suministrados en operaciones comerciales 870 millones de
metros cúbicos, lo que supuso un aumento interanual del 44,1%. En el bloque
Baode ubicado al borde oriental de la cuenca de Ordos, el proyecto destinado
a construir una capacidad productiva anual de CCG de 800 millones de metros
cúbicos avanzó sin tropiezos y la producción diaria continuó aumentando. En
el bloque Hancheng, el plan de producción fue optimizado, de manera que el
promedio de producción diaria por pozo se incrementó en el 44,3% con respecto
al año anterior. En el bloque Fanzhuang de la cuenca de Qinshui, la producción
diaria alcanzó 1,6 millones de metros cúbicos.
Campo Petrolero Tarim y Campo Gasífero Hetianhe
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Informe Anual 2013
Shale gas En 2013, hemos perforado 16 pozos de gas de esquisto, incluidos seis pozos
verticales y diez pozos horizontales. Aplicamos las tecnologías y herramientas
de fracturación por el volumen efectivo de yacimiento estimulado (SRV)
en los pozos horizontales, facilitando la construcción de dos zonas de
demostración de gas de esquisto a nivel estatal respectivamente en
Weiyuan-Changning en la provincia de Sichuan y Zhaotong en la provincia
de Yunnan. El desarrollo del gas de esquisto en la zona Weiyuan-Changning
fue acelerado. El pozo Wei-204H fue sometido al fracturamiento de 11 etapas,
con la aplicación de nuestras técnicas autónomas de fracturamiento multietapa
con los tapones puente compuestos, logrando una producción diaria de 160 mil
metros cúbicos de gas en la etapa inicial. Este caso establece una base para la
masiva aplicación industrial de las técnicas mencionadas.
Comenzamos a construir un ducto troncal para la producción de prueba en
el bloque de Changning en junio de 2013. Este ducto de 93,7 kilómetros de
longtitud está diseñado para el transporte de 4,5 millones de metros cúbicos
de gas por día. Partirá de la estación de recolección en el pozo Ning-201-H1
y terminará en la estación terminal de Shuanghe, donde va a ser conectado
con el gasoducto que cubre el trayecto Naxi, provincia de Sichuan, y Anbian,
provincia de Yunnan. Este gasoducto comenzará a transpotar gas de esquisto
del bloque Weiyuan-Changning a partir de 2014.
Exploración y Desarrollo Conjunto en ChinaConforme a lo autorizado por el gobierno chino, CNPC trabaja con socios
internacionales para explorar y desarrollar recursos de petróleo y gas natural
en China. La mayoría de los proyectos comunes se refieren a yacimientos de
baja permeabilidad, petróleo pesado, zonas de marea y de poca profundidad
de agua, gas amargo, gas de elevada temperatura y alta presión, capa-
carbon gas y el gas de esquisto.
A finales de 2013, teníamos 37 proyectos de exploración y desarrollo
conjuntos en operación, incluyendo 16 proyectos de petróleo, 10 proyectos
de gas natural convencional, 10 proyectos de la capa-carbon gas y un
proyecto de gas de esquisto. En 2013, estos proyectos produjeron 3,95
millones de toneladas de crudo y de 5,43 mil millones de metros cúbicos
de gas natural, que totalizaron 8,28 millones de toneladas de petróleo
equivalente, representando un incremento interanual del 10,8%.
Proyectos recién acordadosLa CNPC firmó cuatro documentos en 2013 para cooperar con socios
extranjeros, incluyendo un contrato en el bloque de Malang con Hess
Corporation, y tres acuerdos de investigación conjunta sobre los bloques de gas
de esquito Neijiang-Dazu y Rongchangbei en la cuenca de Sichuan, y el bloque
de Changdong en la Cuenca de Ordos respectivamente con ConocoPhillips,
Eni y ExxonMobil.
Proyecto de reservorio apretado en Malang
En julio de 2013, la CNPC y Hess firmaron un contrato sobre el desarrollo
del reservorio apretado en el bloque Malang, un área de 833 kilómetros
cuadrados en la cuenca Santanghu. Se trata del primer proyecto conjunto de
reservorio apretado de CNPC, en el que Hess desempeña como operador.
Ejecución de proyectos clave
Proyecto de gas natural en Changbei
El bloque Changbei está situado en la cuenca de Ordos, con una superficie de
1.691 kilómetros cuadrados. Este proyecto es desarrollado conjuntamente entre
nuestra empresa y Grupo Shell, con la segunda como operador.
En 2013, el bloque produjo 3,62 mil millones de metros cúbicos de gas natural,
y la venta comercial del gas superó por cuarto año consecutivo el nivel de 3,4 mil
millones de metros cúbicos. Con la constante mejora de las tecnologías emparejadas,
39 pozos horizontales bilaterales se han puesto en producción y 24 de ellos
arrojaron una producción diaria de más de 1 millón de metros cúbicos en la
etapa inicial. La segunda fase del Proyecto Changbei se ha puesto en marcha y la
perforación de pozos de evaluación está avanzando sin problemas.
Proyecto de extracción de crudo en Zhaodong
El bloque Zhaodong está situado en la zona de mareas y aguas poco
profundas de la cuenca de la bahía de Bohai, con una superficie de 77
kilómetros cuadrados. Roc Oil de Australia (Bohai) es nuestro socio y
operador del proyecto. En 2013, el bloque produjo 953 mil toneladas de
petróleo crudo y de 53,67 millones de metros cúbicos de gas natural, con
una producción anual de un millón de toneladas de petróleo equivalente.
Proyecto de gas natural en Sulige Sur
El bloque Sulige Sur está situado en la cuenca de Ordos, con una superficie
de 2.392 kilómetros cuadrados. Total es nuestro socio en el proyecto y CNPC
es el operador. En 2013, el proyecto Sulige Sur se benefició de un ciclo muy
reducido de taladrado con resultados satisfactorios en la producción por
pozo durante las pruebas de producción, gracias a la agrupación de pozos en
clúster y las tecnologías de perforación y completación masiva tipo fábrica.
Proyecto de gas de esquisto en Fushun-Yongchuan
El bloque Fushun-Yongchuan está situado en la cuenca de Sichuan, con una
superficie de 3.503 kilómetros cuadrados. Grupo Shell es nuestro socio y el
operador del proyecto. En 2013, se obtuvieron importantes avances en la
evaluación de exploración, ya que 12 pozos fueron perforados en este bloque,
cuatro de los cuales se sometieron a pruebas de producción, produciendo
aproximadamente 42 millones de metros cúbicos de gas de esquisto.
Inspección por el proyecto de gas natural en Sulige Sur
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Informe Anual 2013
Gas Natural y Tuberías
En 2013, nuestro negocio de gas natural continuó expandiéndose a alta
velocidad. La producción de gas en las regiones productoras importantes
como Changqing y Tarim experimentó un crecimiento constante. Se aceleró
la construcción de redes troncales de ductos de conexión entre las regiones
productoras de gas y los principales mercados de consumo, y una red de
suministro de gas a nivel nacional controlada de manera centralizada cobró
forma. Todo ello contribuyó al rápido crecimiento tanto de la producción de
gas como de las ventas, y mejoró significativamente nuestra capacidad de
suministración al mercado.
A finales de 2013, operábamos 72.878 kilometros de tuberías en China,
incluyendo 17.640 kilometros para el petróleo crudo, 45.704 kilometros para
gas natural y 9.534 kilometros para productos refinados, que representaron
respectivamente el 70 %, 80 % y 47 % del total nacional.
Operación y ControlEn 2013, basándose en una gestión centralizada, una cadena de suministro
optimizada, configuración coordinada de recursos y una distribución
equilibrada entre los suministros nacionales y extranjeros, nuestras redes de
tuberías a nivel nacional siempre funciona de una manera segura, fiable y
controlada y garantiza la producción estable en los campos y la operación
segura de las refinerías.
Se tomaron medidas para satisfacer la demanda cada vez mayor del mercado
doméstico de gas, sobre todo en regiones clave y durante la temporada alta,
incluyendo el aprovechamiento del potencial de producción de los principales
yacimientos gasíferos y el uso pleno de la capacidad de ajuste de picos de
nuestras redes de tuberías de gas, instalaciones de gas natural licuado y los
almacenamientos subterráneos de gas. El segundo gasoducto Oeste-Este ha
entregado más de 70 mil millones de metros cúbicos de gas natural desde
su funcionamiento, por lo que se ha convertido en uno de los principales
ductos para el suministro doméstico de gas. El volumen de petróleo crudo
y productos refinados entregados a través de ductos siguió aumentándose.
Con la mejora de la capacidad en el transporte de múltiples fases, el Ducto
Lanzhou-Chengdu-Chongqing ha entregado más de 55 millones de toneladas
de diversos tipos de productos refinados a suroeste de China desde su
funcionamiento en 2002, satisfaciendo las demandas de esa región.
Instalaciones de transporte y almacenamiento En 2013, nuestros almacenes subterráneos de gas en Jintan, Liuzhuang,
Dagang y Huabei funcionaron con eficiencia en términos de rasurado de
picos de temporada y la oferta emergente. El almacenamiento de gas Hutubi
entró en funcionamiento para satisfacer la demanda pico de gas en el norte
de Xinjiang y estabilizar el suministro de gas a la red de gasoductos Oeste-
Este. Además, nuestros almacenes construidos en Xiangguosi y Suqiao
comenzaron a recibir gas a efectos del rasurado de pico de suministro de gas
a los mercados del Suroeste y el Norte de China respectivamente.
Nuevas Instalaciones de Transporte y Almacenamiento En 2013, se concluyeron una serie de líneas troncales y ramales que
comenzaron a funcionar como estaba previsto, incluyendo la sección Horgos-
Lianmuqin del Tercer Gasoducto Oeste-Este, el Gasoducto Zhongwei-Guiyang,
el Oleoducto de Crudos Lanzhou-Chengdu, el Oleoducto de Crudos Rizhao-
Dongming, la sección sur del río Yangtze del Ducto de Productos Refinados
Lanzhou-Zhengzhou-Changsha, y el Ducto SNG Yining-Horgos. Se ha
avanzado en la construcción de la red de ductos de gas natural en la provincia
de Shandong y el Ducto de Productos Refinados Jinzhou-Zhengzhou.
La tercera tubería de gas Oeste-este La Tercera Gasoducto Oeste-Este, incluyendo un tronco y ocho ramas, va
desde Horgos de Xinjiang en el oeste a Fuzhou de Fujian provincia en el este,
con una longitud total de 7.378 kilómetros. La longitud de la línea troncal
es de 5.220 kilómetros y la tubería tiene un diámetro diseñado de 1.016-
1.219 mm, con una presión de transporte de 10-12 MPa y una capacidad de
suministro anual de 30 mil millones de metros cúbicos. Su construcción se
divide en tres secciones, la del oeste, la del centro y la del este.
La construcción de la sección de Ji'an-Fuzhou del tronco del este, con 817
kilómetros de largo, se inició en mayo de 2013 y se espera que se termina la
construcción y se ponga en funcionamiento en 2014. En diciembre de 2013,
la sección Horgos-Lianmuqin del tronco occidental, con una longitud de 875
kilómetros, entró en funcionamiento y empezó a suministrar gas a Urumqi y
otros mercados a lo largo de su recorrido.
Gasoducto Zhongwei-GuiyangPartiendo de Zhongwei, región Ningxia, en el norte y terminando en
Guiyang, provincia de Guizhou, en el sur, el Gasoducto, que consiste en un
tronco y tres ramas, corre a través de Gansu, Shaanxi, Sichuan y Chongqing.
Con una longitud total de 1.613 kilómetros y un diámetro de tubería de
1.016 mm, es capaz de transportar 15 mil millones de metros cúbicos de gas
natural a una presión de diseño de 10 MPa .
El proyecto se inició en marzo de 2011 y entró en funcionamiento en
noviembre de 2013. Funcionando como un conector entre la red de
gasoductos Oeste-Este y la red de tuberías de gas del suroeste de China, este
80%
70%
porcentaje del kilometraje de los gasoductos operados por la CNPC en el total nacional
el porcentaje del kilometraje de los oleoductos operados por la CNPC en el total nacional
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Informe Anual 2013
gasoducto ha permitido el envío flexible y la asignación de los suministros
de gas desde el Gasoducto del Asia Central y el Gasoducto China-Myanmar y
la red de gasoductos Oeste-Este, ayudando a mitigar el apretado suministro
de gas en el suroeste de China.
Oleoducto de crudo Lanzhou-ChengduEl Oleoducto se inicia en la Terminal Lanzhou del Ducto de Crudo Occidental,
pasando por Gansu y Shaanxi, antes de terminar en Pengzhou, provincia
de Sichuan. El oleoducto, 878 kilometros de largo y 610 mm de diametro,
está diseñado para transportar 10 millones de toneladas de crudo al año a
una presión diseñada de 8-13,4 MPa. La construcción se inició en marzo de
2011, y comenzó a suministrar petróleo crudo a las refinerías en Sichuan y
Chongqing en noviembre de 2013.
Ducto de productos refinados Lanzhou-Zhengzhou-Changsha El Ducto se inicia en Lanzhou, provincia de Gansu y termina en Changsha,
provincia de Hunan, pasando por Shaanxi, Henan y Hubei. El tronco del
Ducto tiene 2.080 km de largo y está diseñado para transportar hasta 15
millones de toneladas anuales a una presión diseñada de 8-14 MPa. El
proyecto fue lanzado en agosto de 2007. La sección al norte del río Yangtze
comenzó a funcionar en 2009 y la sección del sur, en noviembre de 2013,
lo que alivió en gran medida la presión sobre el transporte de productos
refinados desde el oeste de China para el mercado de China Central.
La Utilización del Gas Natural y la Desarrollo del Mercado La CNPC ha construido una red nacional de gasoductos centrado en la de
los gasoductos Oeste-Este y de Shaanxi-Beijing, que cubre 29 provincias,
municipalidades y regiones autónomas de China. En 2013, se vendieron
110,6 mil millones de metros cúbicos de gas natural, un 13,6% más que el
año previo, mediante la plena utilización de nuestras ventajas en recursos y
redes de tuberías, la optimización de nuestra estructura de comercialización
y el desarrollo prudente de los mercados que cubren los nuevos gasoductos.
Nuestros negocios de gas urbano y gas natural comprimido disfrutaron de
un rápido crecimiento en escala, centrándose en los beneficios económicos.
Hemos firmado 12 acuerdos de cooperación marco con los gobiernos locales
en la construcción de ramales de distribución para ampliar el mercado de
gas urbano. Nuestros usuarios de gas urbano de varias clases alcanzaron 4,1
millones en 2013. Se lograron nuevos avances en el desarrollo y construcción
de nuestra red de terminales de venta de gas comprimido, con 12 estaciones
de servicio primarias y 39 secundarias puestas en servicio en 2013.
El Gas Natural Licuado (LNG)En 2013, promovimos la aplicación de LNG, establecimos una red de
comercialización de LNG y construimos instalaciones de LNG para apoyar
el proyecto de “sustitución de petróleo por gas natural”. Una planta de
LNG de 5 millones de metros por día estaba casi listo en la provincia de
Hubei y se espera que sea una base de suministro de LNG en el centro
de China. Trabajando con los gobiernos y las empresas locales, hemos
avanzado en la promoción de vehículos y buques a LNG, así como las
estaciones de servicio de LNG.
Nuestros proyectos de LNG en Jiangsu y Dalian jugaron un buen papel en
el rasurado del pico, luego de su entrada en funcionamiento en 2011. En
2013, la terminal de Jiangsu recibió 3,03 millones de toneladas de LNG, y
entregó 4,19 mil millones de metros cúbicos de gas a través de la red de
gasoductos Oeste-Este y los camiones cisterna de LNG. El terminal Dalian
recibió 1,86 millones de toneladas de LNG y entregó 2,57 mil millones de
metros cúbicos de gas a través de las redes de gasoductos del Noreste y el
Norte de China.
Fase I del proyecto de LNG de Tangshan se puso en funcionamiento en
diciembre de 2013 y comenzó a suministrar gas al norte de China a través del
gasoducto Yongqing-Tangshan-Qinhuangdao y camiones cisterna de LNG.
La Fase I del proyecto, capaz de entregar 8,7 mil millones de metros cúbicos
de gas natural al año, incluye tres tanques de almacenamiento de LNG, cada
uno con un volumen de 160 mil metros cúbicos, un muelle dedicado a los
buques de transporte de LNG con una capacidad de 80 mil-270 mil metros
cúbicos y las instalaciones auxiliares.
Estación de recepción de LNG en Tangshan
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Informe Anual 2013
Refinación y Química
En 2013, con orientación al mercado y beneficios, hemos mejorado aún más
el funcionamiento de las instalaciones y la rentabilidad del negocio mediante
la organización razonable de la utilización de unidades de refinación y la
optimización de la asignación de recursos y la cartera de productos. Se
ha mejorado aún más el nivel de funcionamiento de las instalaciones y la
capacidad de gestionamiento y de rubro.
Un total de 19 indicadores técnicos y económicos principales ha mejorado
en comparación con 2012, y los rendimientos de crudo liviano y etileno
y propileno figuran entre los mejores de China. En el plano interno,
procesamos 146,02 millones de toneladas de crudo, produjimos 97,9
millones de toneladas de productos refinados, un 1,6 % más con respecto
al año anterior, y 3,98 millones de toneladas de etileno, un 7,9% más que el
año pasado. Nuestras tecnologías de refinación se mejoraron aún más para
suministrar productos de petróleo más limpios y eficientes en el mercado,
mientras que los productos de queroseno de aviación aumentaron su
participación en nuestra cartera de productos.
Además, hemos optimizado los programas de producción de sustancias
químicas, mejorando la conexión entre la producción y la comercialización,
de manera que la venta de productos petroquímicos subió un 7,8 % más
con respecto al año pasado.
Construcción y Operación de Grandes Bases de Refinación y PetroquímicaLas grandes instalaciones petroquímicas en China funcionaron de manera
estable en 2013. La compañía Dushanzi Petrochemical mejoró sus
indicadores técnicos y económicos y con un nivel de consumo eléctrico
de 518,7 kilógramos de petróleo estándar por tonelada en las unidades de
etileno, se convirtió en el líder de la industria. Gracias a una gestión precisa,
la planta de fertilizantes de Tarim aumentó la producción de los principales
productos químicos y el 99 % de urea fabricada fue calificada como
productos de excelencia.
La construcción de grandes proyectos de refinación y química mantuvo un
ritmo sostenido. Las unidades de refinado y etileno como parte del proyecto
de refinación y petroquímica integradas de Sichuan y la unidad de destilación
atmosférica y al vacío de 6 millones de toneladas por año de la Petroquímica
2011 2012 2013
Procesamiento de crudo (mmtt) 144,84 147,16 146,02
Tasa de utilización de las unidades refinadoras (%)
91,3 89,5 86,9
Producción de los productos refinados (mmtt)
93,00 96,38 97,90
Gasolina 28,89 31,00 32,97
Querosena 3,68 4,78 6,06
Diésel 60,43 60,61 58,87
Producción de lubricante (mmtt) 1,57 1,84 1,89
Producción de etileno (mmtt) 3,47 3,69 3,98
Producción de resina sintética (mmtt)
5,78 6,18 6,64
Producción de fibra sintética (mmtt)
0,09 0,09 0,07
Producción de neumático sintético (mmtt)
0,61 0,63 0,67
Producción de urea (mmtt) 4,48 4,41 3,77
Producción de Amoníaco sintético (mmtt)
3,03 2,97 2,58
Datos de Operación de Refinación y Petroquímica (nacional)
de Urumqi entraron en funcionamiento. Una serie de proyectos de mejora
de calidad de los productos de petróleo entraron en servicio, incluyendo
la instalación de hidrodesulfuración de gasolina de 1 millones de toneladas/año
y unidades de hidrofinado de queroseno de 800 mil toneladas/año de
la Petroquímica de Guangxi, las unidades de hidrogenación FCC de 2,25
millones de toneladas/año y eterificación de gasolina ligera de 1 millones de
toneladas/año de la Petroquímica de Dalian, las unidades de hidrogenación
de gasolina de 1,2 millones de toneladas/año de la Petroquímica de
Fushun, la instalación de hidrodesulfuración de gasolina de 1,2 millones de
toneladas/año de la Petroquímica de Hohhot y la unidad de desulfuración
de la gasolina de 1,3 millones de toneladas/año de la Petroquímica de
Daqing. El proyecto de procesamiento de petróleo pesado de 20 millones de
toneladas/año de la Petroquímica de Guangdong ya estaba en marcha.
Proyecto de actualización de refinación y reconstrucción de la Petroquímica de Urumqi El proyecto incluye la construcción de una unidad de destilación atmosférica
y al vacío de 6 millones de toneladas/año, la unidad de hidrogenación
14de mejora de calidad de productos de petróleo construidos que entran en funcionamiento
proyectos
Procesamiento de crudo (nacional)
millones de toneladas
Producción de los productos refinados (nacional)
millones de toneladas
146,02
2011 2012 2013
97,90
2011 2012 2013
144,84
147,16
93,00
96,38
Repaso Anual
28
Informe Anual 2013
El proyecto de refinación de 10 millones de toneladas/año de la
Petroquímica de Guangxi es el primero que CNPC ha construido y
operado en el sur de China. Se adoptaron los modelos de JEC, JPM y
JCM en el diseño de proyectos, ingeniería de la construcción y puesta
en marcha, a fin de combinar recursos y técnicas externas con la
experiencia de la CNPC en la construcción de la refinería grande, lo que
ha mejorado enormemente la calidad y la eficiencia de la ingeniería,
con la seguridad técnica, la calidad y la programación bajo control.
Puesta en funcionamiento en 2010, la refinería adoptó un modelo
de matriz de producción, permitiendo que los recursos humanos y
los equipos se configuren de forma más flexible y las operaciones se
vuelvan más eficientes en el largo plazo. Mientras tanto, la compañía
aboga por un modelo amigable con el medio ambiente, introduciendo
técnicas y equipos avanzados para reducir las emisiones, mejorar la
eficiencia energética, y tratar y reciclar las aguas residuales, con el
fin de minimizar el impacto ambiental, de manera que los índices
medioambientales han alcanzado el máximo nivel nacional.
La excelente gestión y el buen funcionamiento de la Petroquímica
de Guangxi han sido altamente reconocidos por la Asociación
Internacional de Gestión de Proyectos (IPMA), que la otorgó el Premio
de Oro a la Excelencia de Mega-Proyectos durante su 27º Congreso
Mundial celebrado en octubre de 2013. Según el IPMA, el proyecto
La operación de excelencia de la refinería de 10 millones de toneladas/año de la Petroquímica de Guangxi
Tanque de almacenamiento y reciclaje de las lluvias
de crudo de base parafina de 1,5 millones de toneladas/año, la unidad
de coquización retardada de 1,2 millones de toneladas/año, la unidad de
hidrogenación de diesel de 2 millones de toneladas/año, y la unidad de
recuperación de azufre de 40 mil toneladas/año. Las unidades de coquización
retardada de 1,2 millones de toneladas/año y de hidrogenación de diesel de
2 millones de toneladas/año ya se pusieron en funcionamiento en 2011. La
unidad de destilación atmosférica y al vacío de 6 millones de toneladas/año
entró en funcionamiento en octubre de 2013.
Mejora la Calidad de Productos Refinados y Desarrollo de Nuevos ProductosDesde 2013, el centro y el este de China se han visto afectados por la
neblina tóxica de manera frecuente, generalizada y duradera, que ha
causado dificultades en el viaje y la vida de los ciudadanos, así como
grave contaminación del aire. Este fenómeno despertó debates sobre las
cuestiones ambientales y de ahí surgió la necesidad de adoptar estándares
más exigentes sobre la calidad de productos petroleros y las emisiones. Como
uno de los principales productores y proveedores de productos de petróleo
en China, la CNPC ha tomado la iniciativa de promover la optimización
de la estructura del consumo energético mediante la actualización de sus
productos, así como desarrollar y aplicar nuevas tecnologías para mejorar
constantemente la calidad de los productos de gasolina y diesel. Hemos
completado la actualización y mejora de calidad de productos de petróleo
en nuestras 14 empresas de refinación. A partir de 2014, le suministraremos
al público gasolina de uso vehicular que cumpla cabalmente el estándar
nacional de emisión IV. Además, las Petroquímicas de Dalian, Jinzhou, Huabei
y Guangxi ya son capaces de producir gasolina que cumpla el estándar
nacional de emisión V (con contenido de azufre de menos de 10 ppm). En
2013, produjimos 1,4 millones de toneladas de gasolina compatible con el
estándar nacional V.
En 2013, apostando por la diversificación productiva, lanzamos 55
nuevos productos petroquímicos con una producción total de 670 mil
toneladas. El caucho de estireno (SBR) amortiguador para trenes de alta
velocidad desarrollado por la Petroquímica de Lanzhou demostró un
excelente rendimiento, probado por los propios usuarios que lo usaron
a gran escala. Las resinas de base de polietileno clorados producidas
por la Petroquímica de Daqing se aplicaron ampliamente en cables y
componentes de automóviles, siendo ampliamente recogidas en los
mercados en el noreste y el norte de China.
de refinería de 10 millones de toneladas/año de la empresa alcanza
excelencia en nueve índices, incluidos los objetivos del proyecto, el
liderazgo y la ejecución, el personal, los recursos y el medio ambiente.
Repaso Anual
29
Informe Anual 2013
Marketing y Ventas
Continuamos aplicando la iniciativa de comercialización y de distribución
centrada en el cliente en 2013 para ampliar aún más la red de distribución y
mejorar el servicio al cliente, lo que ha resultado en una mejor capacidad de
abastecimiento al mercado y una mayor rentabilidad.
Venta de Productos RefinadosVendimos 118,33 millones toneladas de productos refinados en 2013,
un 1,5 % más que el año anterior. En particular, las ventas minoristas
fueron de 87,3 millones de toneladas. La proporción de productos de
alto valor añadido siguió creciendo. Hubo un aumento en las ventas
de gasolina de alto grado y de queroseno de aviación, de un 30% y un
16,4%, respectivamente. Las capacidades de comecialización de nuestras
estaciones de servicio siguieron mejorando, con un aumento constante
en las ventas diarias promedio por estación.
Construcción de Red de Venta La compañía se centró en mejorar la eficiencia operativa de su red de
estaciones de servicio y vio un aumento significativo en la proporción
de sus estaciones de servicio con ventas diarias de más de 10 mil
toneladas. En 2013, 550 nuevas estaciones de servicio se pusieron en
funcionamiento, agregando 4,2 millones de toneladas a la capacidad
de comercio minorista existente. Los depósitos de petróleo en Wuhai
y Pengzhou entraron en funcionamiento, añadiendo 1,24 millones de
metros cúbicos a la capacidad de almacenamiento existente. A finales
de 2013, teníamos 20.272 estaciones de servicio en 31 provincias,
municipalidades y regiones autónomas, atendiendo a 20 millones de
clientes diariamente. A finales de 2013, el número de nuestras tarjetas de
combustible Kunlun totalizó 49,47 millones y la venta por esas tarjetas de
combustible representó el 33,5 % de las ventas totales.
Negocios y Servicios No PetroíferosUn sistema de gestión sofisticada fue desarrollado para los negocios no
petroleros y un conjunto de procedimientos de servicio estándar se llevaron
a cabo a través de tiendas de conveniencia uSmile, que ofrecía una amplia
gama de productos y servicios dirigidos a las estaciones de servicio, vehículos
y clientes minoristas. Se pusieron en marcha iniciativas de comercialización
y promoción destinadas a lograr un rápido crecimiento en las ventas. En
2013, los productos distintos de los no petroleros registraron un crecimiento
de 29,8 % y 33,6 % en los ingresos y las ganancias, respectivamente. Un
modelo de comercialización integrada que cubre tarjetas de combustible y
productos distintos de los no petroleros está tomando forma.
Lubricante y Varios Productos Refinados En 2013, se vendieron 1,86 millones de toneladas de aceite lubricante
mediante el fortalecimiento de la red de ventas y canales, el fortalecimiento
de la gestión de clientes y la optimización de la cartera de productos. En
particular, se vendieron 1,13 millones de toneladas de lubricante premium y
840 mil toneladas de lubricante envasado.
El aceite de turbina anticorrosivo y aceite de turbina utilizado en las centrales
nucleares de marca Kunlun ganaron las licitaciones para utilizarse en la
estación de energía hidroeléctrica Xiajiang y las centrales nucleares de Fuqing
y Fangjiashan. Se ha desarrollado activamente el mercado internacional del
petróleo bunker, suministrando lubricante marino para la naviera Maersk y
CV SHIPING, una empresa dedicada a la fabricación y operación de flotas de
tanqueros petroleros. El negocio de reemplazo rápido de lubricación siguió
creciendo robustamente con el aumento de clientes, un mayor nivel de
reconocimiento de marca y un incremento interanual de 14% en las ventas.
La compañía reportó un aumento del 2% en las ventas de petróleo
combustible, asfalto y otros productos refinados diversos. En particular, se
vendieron 6,05 millones de toneladas de asfalto Kunlun, manteniendo una
posición de liderazgo en el mercado nacional.
20.272de servicio que se encuentran en funcionamiento en el país
estaciones
Repaso Anual
30
Informe Anual 2013
Operaciones Internacionales de Petróleo y Gas Natural
Las operaciones de petróleo y gas en el extranjero de la compañía se
encontraban generalmente bajo control en 2013. Varios de los principales
proyectos y las obras de ampliación de capacidad fueron llevados a cabo sin
tropiezos. Nuevos avances se registraron en Asia Central y Rusia, África del
Este y América Latina, con la potenciación de la capacidad de mantener el
crecimiento del negocio internacional.
Exploración y DesarrolloNuestros esfuerzos de exploración mejorada en nuevas zonas, nuevas series
de la formación y nuevos tipos de depósitos resultaron en importantes
descubrimientos en bloques conjuntas en el extranjero.
Los descubrimientos de la exploración de riesgo incluyeron los yacimientos
de petróleo de mayor espesor en colinas enterrados en la cuenca Bongor de
Chad, del cual se obtuvieron los flujos de alto rendimiento; reservorio Fana-
Koulele en el bloque Agadem del Níger; y yacimientos de gas en la parte
central y occidental de la orilla derecha del Amu Darya, en Turkmenistán. Se
avanzó en la exploración progresiva en el proyecto PetroKazakhstan, bloque T
del proyecto Andes, bloque Jabung en Indonesia, y los bloques 4 y 6 en Sudán.
La exploración de gas costa afuera avanzó establemente y se descubrió
reservas a gran escala y de alta calidad. En Bloque 4 de alta mar en
Mozambique, que desarrollamos en conjunto con Eni y otros socios, se
obtuvieron flujos de gas natural en múltiples pozos de exploración durante
la prueba. Yacimientos de gas natural fueron identificados en rocas clásticas
pre-Pérmico en el Bloque 4 de Qatar, que desarrollamos conjuntamente con
GDF SUEZ.
47,21
15,05la participación de CNPC en la producción del crudo en el ultramar
la participación de CNPC en la producción de gas natural en el ultramar
Producción de gas natural (extranjero)
Producción de crudo (extranjero)
millones de toneladas mil millones de metros cúbicos
Participación de CNPC Participación de CNPCTotal Total
47,21
15,05
105,86 21,70
2011 20112012 20122013 2013
41,73 41,55
89,38 89,78
12,5713,66
17,0618,20
mil millones de metros cúbicos
millones toneladas
Repaso Anual
31
Informe Anual 2013
Producción de HidrocarburosEn 2013, hemos mantenido un crecimiento constante en la producción de
petróleo y gas mediante la optimización de la velocidad de la producción y el
despliegue de inyección de agua y la perforación horizontal para lograr una
mayor eficiencia en la producción. Como resultado, hemos producido 123,16
millones toneladas equivalentes de petróleo, de las cuales la participación
de la CNPC fue de 59,2 millones de toneladas. La producción total incluyó
105,86 millones toneladas de crudo y 21,7 mil millones de metros cúbicos de
gas natural, y la participación de CNPC fue de 47,21 millones de toneladas y
15,05 mil millones de metros cúbicos, respectivamente.
Frente a la declinación productiva de los campos marginales, estabilizamos
la producción de los campos maduros utilizando tecnologías de desarrollo
probadas en Asia Central, América Latina, Indonesia y el Medio Oriente.
En Kazajstán, el progreso de Aktobe en el desarrollo del campo petrolífero
presal de Kenkijak utilizando pozos horizontales bilaterales proporcionó
un nuevo medio para el desarrollo eficiente de este tipo de yacimientos
petrolíferos; y el proyecto Mangystau produjo 6 millones de toneladas
de crudo durante todo el año mediante la inyección de agua finamente
controlada y la perforación horizontal. En Turkmenistán, el proyecto de Amu
Darya funcionó de manera estable, y con la puesta en funcionamiento de
la Planta de Procesamiento de Gas No.1 luego de terminada la ampliación
de su capacidad y el rápido avance de la construcción de la Planta de
Procesamiento de Gas No.2, la producción de gas natural de este proyecto
durante todo el año ya alcanzó 5,98 mil millones de metros cúbicos.
En América Latina, el proyecto MPE3 en Venezuela mantuvo una producción
diaria de más de 130 mil barriles al mejorar los ductos de transporte y
acelerar la perforación y puesta en marcha de nuevos pozos. En el proyecto
Andes en Ecuador se estabilizó de forma continua la producción en los
campos petrolíferos con corte de agua ultra-alto mediante la estimulación
de pozos maduros y la aceleración de la puesta en marcha de nuevos pozos.
El proyecto Bloque 6/7 en Perú registró la producción de petróleo más alta
de la última década, promoviendo la gestión precisa de campos petroleros,
la mejora de las medidas de estímulo y el rejuvenecimiento de los pozos en
larga inactividad.
En el Medio Oriente, en el proyecto de Omán se desplegó la inyección de
agua en los pozos horizontales basada en las características de la distribución
del petróleo restante y la presión de formación geológica. El proyecto
registró una tasa de éxito del 100% en la perforación de pozos horizontales
y aumentó su producción diaria de petróleo hasta 45 mil toneladas, nueve
veces más de lo que produjo cuando nos hicimos cargo del proyecto.
En Irak, el campo petrolero Al-Ahdab mantuvo una producción de 135 mil
barriles por día y su producción acumulada alzanzó más de 10 millones
de toneladas de petróleo desde su inauguración en junio de 2011. Con
una extensa red de transporte de gas y petróleo que consta de tuberías,
estaciones de carga de LPG, y estaciones de carga de crudo, ayudamos
a aumentar la capacidad de suministro de energía en ese país. Hemos
trabajado con Total y otros socios en el proyecto de Halfaya para optimizar
la gestión de la producción y efectuar la perforación horizontal multilateral.
La producción de petróleo se mantuvo en más de 100 mil barriles por día y
se comenzó la construcción de la Fase II del proyecto. Nuestro proyecto de
Rumaila, en asociación con BP, alcanzó una producción promedia de 1,36
millones de barriles por día.
Construcción y Operación de TuberíasEn 2013, los oleoductos y gasoductos operados por la empresa en el
extranjero sumaron 13.257 kilómetros, 6.671kilómetros de oleoducto y 6.586
kilómetros de gasoductos Se transportaron 28,57 millones toneladas de
crudo y 31,01 mil millones de metros cúbicos de gas natural durante todo
el año. Los oleoductos y gasoductos de larga distancia como el Oleoducto
Kazajstán-China, el Oleoducto Rusia-China y el Gasoducto de Asia Central
mantenían un funcionamiento seguro y estable.
La Fase II del Gasoducto Kazajistán-China comienza en Beyneu, estado de
Mangystau, pasa por Bozoy del estado de Aktobe y termina en Shymkent,
donde se conectará con la Fase I del Gasoducto Kazajistán-China (segmento
en Kazajistán del Gasoducto de Asia Central). Este gasoducto tiene una
longitud de 1.454 kilómetros, con una capacidad de transporte diseñada de
Planta de procesamiento de gas No.2 del proyecto de Amu Darya en Turkmenistán
Repaso Anual
32
Informe Anual 2013
10 mil millones de metros cúbicos/año. La construcción se realiza en dos
etapas. En la primera etapa, se construyó la sección Bozoy-Shymkent, de 1.143
kilómetros de largo, que ya entró en funcionamiento en septiembre de 2013.
En la segunda etapa, se construirá la sección Beyneu-Bozoy, que tiene una
longitud de 311 kilómetros, cuyo funcionamiento se prevé para el año 2015.
Se han logrado importantes avances en la construcción de oleoductos y
gasoductos entre China y Myanmar. El Gasoducto entre China y Myanmar
parte de Kyaukpyu, estado de Rakhine de Myanmar, atraviesa el estado de
Rakhine, Magway, Mandalay y el estado de Shan, sube al norte para llegar
a Ruili, provincia de Yunnan, China y se extiende hasta Guigang, región de
Guangxi, China. El Gasoducto troncal tiene una longitud de 2.520 kilómetros,
de los cuales 793 kilómetros se ubican en el territorio myanmarense y 1.727
kilómetros recorren el territorio chino. El Gasoducto cuenta con una cantidad
diseñada de transporte de 12 mil millones de metros cúbicos de gas natural
al año. En el proceso de construcción, nuestra empresa siempre se adhiere
a la gestión de HSE y de la calidad con elevados estándares de gestión,
lo que se traduce en el rendimiento de primer paso (FPY) del 98,37% en
soldadura, una tasa de aprobación del 100% en la profundidad de la tubería,
así como cero mortalidad por 1 millón de horas de trabajo y la eliminación
de incidentes significativos de seguridad y medio ambiente.
Gracias a esfuerzos aunados de los constructores de China, Myanmar, India
y Tailandia, el Gasoducto entre China y Myanmar ha entrado en pleno
funcionamiento desde octubre de 2013. El Gasoducto China-Myanmar se
unirá con la red de Gasoductos Oeste-Este vía el Gasoducto Zhongwei-
Guiyang. Al mismo tiempo, según el Acuerdo de Inversión Conjunta para el
Gasoducto entre China y Myanmar, la CNPC instalará cuatro estaciones de
distribución de gas natural en el territorio myanmarense respectivamente en
Kyaukpyu, Yenangyaung, Mandalay y Taungtha, que transportarán localmente
2 mil millones de metros cúbicos de gas natural al año. Cabe señalar que
el gasoducto también suministrará gas natural a una planta eléctrica en
Kyaukpyu, permitiendo a los habitantes locales tener un suministro eléctrico
de más largo tiempo.
Refinación y PetroquímicaEn 2013, nuestras refinerías en el extranjero procesaron 42,53 millones
de toneladas de crudo. Avanzó sin problemas el proyecto de mejora y
ampliación de la Refinería de Shymkent en Kazajistán, mientras que se
finalizaron con éxito las operaciones de mantenimiento en las refinería de
Jartum de Sudán y SORALCHIN de Argelia, que alcanzaron los objetivos
anuales de procesamiento de crudo. Gracias a la mejora del proceso de
gestión y la optimización del plan de producción, las refinerías N'Djamena
de Chad y Zinder JV de Níger superaron los objetivos de procesamiento
de crudo. Las otras refinerías conjuntas como la de Osaka y la de Singapur
mantuvieron una operación segura y estable.
Se obtuvieron nuevos avances en los proyectos de refinerías en las Américas.
En junio de 2013, la CNPC suscribió junto con RECOPE, Banco de Desarrollo
de China y Banco Nacional de Costa Rica el Documento de Financiamiento
para la Refinería Conjunta de Moín entre CNPC y RECOPE.
Cooperación y Desarrollo de ProyectosComo parte de sus esfuerzos por jugar un activo rol en el suministro energético
global, en 2013, la CNPC firmó una serie de acuerdos de inversión conjunta
con los gobiernos anfitriones y varias compañías petroleras nacionales y
multinacionales, forjando una asociación aún más estrecha con ellos.
En Asia Central, firmamos un acuerdo global de cooperación estratégica y
planificación con KazMunaiGas, así como el acuerdo de confirmación para la
adquisición de acciones que permitió una participación del 8,33% de CNPC
en el proyecto Kashagan. Llegamos a un nuevo acuerdo de suministro de gas
con Turkmengaz State Concern, según el cual, Turkmenistán aumentaría el
suministro anual en 25 mil millones de metros cúbicos. Una serie de nuevos
acuerdos de cooperación en materia de petróleo y gas fueron suscritos
entre CNPC y Uzbekneftegaz, incluyendo el establecimiento de un grupo de
trabajo conjunto para estudiar la viabilidad de exploración de dos bloques
en Uzbekistán, así como la creación de una empresa mixta para desarrollar
tres campos de gas y los posibles yacimientos de petróleo y gas en el bloque
Karakul. El acuerdo de cooperación firmado con el Ministerio de Energía e
Industria de Tayikistán, Total y Tethys Petroleum fue ejecutado y entregado.
Gracias a ese acuerdo, CNPC obtuvo una participación de 33,335% del
proyecto en el bloque Bokhtar en Tayikistán, los tres socios constituiría
una empresa de operación conjunta y CNPC y Total estarían a cargo de la
operación del proyecto.
Se lograron importantes avances en reforzar la cooperaciónen en las
áreas de aguas arriba con nuestros homólogos rusos. Un memorando de
entendimiento fue firmado con Rosneft para ampliar la cooperación en
aguas arriba en Siberia Oriental y establecer una empresa conjunta para
desarrollar los campos de petróleo y gas en el Lejano Oriente. Mientras
tanto, CNPC compró una participación del 20% del proyecto LNG Yamal de
Novatek. En junio de 2013, se firmó con Rosneft el Contrato de Compraventa
para Aumentar las Entregas de Petróleo a China bajo la Condición de
Anticipo. Según el contrato, Rosneft aumentaría progresivamente el
suministro anual de crudo a China vía Oleoducto Rusia-China, de las 15
millones toneladas actuales a las 30 millones de toneladas en 2018, con un
plazo de 25 años (prorragable para un plazo adicional de 5 años). Además, Tendido del Ducto China-Myanmar sobre el río Gemi
Repaso Anual
33
Informe Anual 2013
Comercio Internacional
La CNPC se dedica a la comercialización de petróleo crudo, productos
refinados, gas natural y productos petroquímicos a través de las importaciones
y exportaciones, procesamiento consignado, refinación de petróleo,
almacenamiento, transporte, mayoristas y venta por menor, así como las
transacciones de futuros de petróleo. Respaldado por nuestros centros de
operaciones en el extranjero y las redes de distribución, nuestro comercio
internacional continuó creciendo de la mano de la expansión de la escala
de nuestros negocios. En 2013, la cantidad de 350 millones de toneladas en
volumen comercial y 264,8 mil millones de dólares estadounidenses en el valor
del comercio, llegando a los mercados en más de 80 países y regiones, incluidos
los principales mercados productores y consumidores de petróleo y gas.
Basados en investigaciones de mercado con m’as detalle, logramos ampliar
el comercio de petróleo crudo, reforzar la asignación de recursos con la
diversificación de los modos de comercio y mejorar el servicio al cliente.
Mientras tanto, los esquemas de compra de petróleo crudo han sido
optimizados para apoyar las necesidades de las refinerías nacionales de
aguas abajo por actualizar la producción.
Se incrementó nuestra cuota de mercado e influencia en el mercado de
productos refinados. Al seguir consolidando los mercados tradicionales
como Indonesia y Vietnam, aumentamos la cuota de mercado en Asia
Meridional y Oriente Medio. Mantuvimos la mayor cuota de mercado
de combustible de aviación en Hong Kong. Mientras tanto, exploramos
activamente el mercado de suministro de petróleo para los aeropuertos
de Taiwan, convirtiéndonos en el mayor proveedor de combustible para
aeronaves en esa región. Además, aprovechando los almacenes petroleros
existentes, aumentamos la venta de productos refinados en el Medio Oriente
y logramos entrar en nuevos mercados africanos como Tanzania, Kenia y
Egipto. En 2013, la compañía reportó un aumento interanual de más de 10%
en las transacciones de gasolina y combustiles a través de Singapur Platts.
A pesar del reto de caída en el mercado de los productos químicos, reportamos
buenas ganancias a través de varios medios operativos como transacciones de
cobertura y procesamiento de materiales. Aumentamos la cuota de mercado de
los subproductos de refinación, fertilizantes y productos petroquímicos líquidos,
los cuales también lograron entrar en los mercados de Ecuador y otros países
sudamericanos. Compramos LNG de diversas fuentes y canales, garantizando el
buen funcionamiento del proyecto LNG en Tangshan y la reexportación de LNG
obtuvo un favorable comienzo.
Continuamos llevando adelante la construcción de centros de operaciones
de petróleo y gas en el extranjero. Al impulsar enérgicamente el desarrollo
del comercio, nuestro centro asiático ha ganado significativa reputación en
la región. El centro europeo ha realizado operaciones de múltiple mercado.
El centro americano estuvo involucrado en la comercialización de gas natural
de tubería en Canadá y el centro y oeste de los EE.UU.
se incrementaría el suministro de crudo a través del Oleoducto Kazajistán-
China en 7 millones de toneladas por año a partir de 2014, con un término
de contrato de 5 años (prorragable para un plazo adicional de 5 años).
En septiembre de 2013, se firmó con Gazprom el Acuerdo Marco sobre el
Suministro de Gas de Rusia a China a través de la Ruta Oriental, estipulando
términos comerciales jurídicamente vinculantes tales como volumen
total y condiciones de suministro, lo que asentó las bases jurídicas para la
materialización de los proyectos de envío de gas natural.
En Latinoamérica, la compañía adquirió todas las acciones de Petrobras
Energía( Peru) S.A., obteniendo así los tres bloques de petróleo y gas en el
Perú. Además, CNPC firmó el Acuerdo Marco sobre la Cooperación Integrada
de la Refinería del Pacífico y el Desarrollo de Bloques Petroleros Aguas Arriba
con el Ministerio de Coordinación de los Sectores Estratégicos y Ministerio
de Finanzas del Ecuador, Petroecuador y la compañía Amazónica. Según
el acuerdo firmado, CNPC tendría una participación en la construcción de
la Refinería del Pacífico y el desarrollo de los bloques de petróleo y gas de
aguas arriba en el Ecuador.
En Oriente Medio, la compañía adquirió de ExxonMobil una participación del
25% en el campo petrolero West Qurna-1 de Irak. CNPC entró por primera
vez en el mercado de energía de los EAU, comprando de Abu Dhabi National
Oil Company (ADNOC) una participación del 40% de los bloques costa afuera
y terrestres en Abu Dhabi.
Con respecto a la exploración y desarrollo de los recursos de gas natural
costa afuera, adquirimos de Eni el 28,57% de sus acciones en la subsidiaria
África Oriental Eni, para obtener una participación del 20% en el bloque
4 en Mozambique. Un consorcio integrado por CNPC, Petrobras, Shell,
Total y CNOOC ganó el contrato de 35 años para explorar y desarrollar el
yacimiento costa afuera Libra de Brasil y se firmó un acuerdo para compartir
la producción entre los socios. La CNPC obtuvo una participación del 10%
en dicho proyecto. Asimismo, nuestra compañía también adquirió de
ConocoPhillips 20% de su participación en el proyecto cosa afuera Poseidon
en la cuenca de Browse y 29% de su participación en la pizarra de Goldwyer
de la cuenca de Canning en tierra firme, ubicados ambos proyectos en
Australia occidental.
Repaso Anual
34
Informe Anual 2013
Los Servicios en Materia de Tecnología, Construcción de Obras, y Fabricación de Equipos
En 2013, aceleramos la transformación y actualización de la tecnología,
ingeniería y construcción y fabricación del equipamiento petrolero,
continuamos mejorando la estructura de nuestra operación y
gestionamiento, y elevamos de manera constant el nivel de tecnología y
la capacidad de garantía de servicio. A nivel mundial, nuestros equipos de
servicios y construcción proporcionan servicios técnicos en prospección
geofísica, perforación de pozos, y diagrafía y registro de pozo, y desarrollan
proyectos de obras de superficie en los campos petroleros y gasíferos,
instalaciones de refinación y petroquímica de gran escala, así como
la construcción de ductos y tanques de almacenamiento. Nuestro
equipamiento y materiales de petróleo se han exportado a 79 países y
regiones a través de una red de comercialización que cubre los principales
paises productores de petróleo del mundo.
Los Servicios Tecnológicos de Las ObrasEn 2013, incrementamos la carga de trabajo y la eficiencia operacional en
exploración, perforación y diagrafía de pozo, logrando una mayor velocidad
de perforación a través de la gestión optimizada y el uso de las tecnologías
probadas y aplicables tales como perforación horizontal y perforación
subbalanceada.
Prospección geofísicaEn 2013, la CNPC desplegó, tanto en el mercado en China como en el
extranjero, 200 expediciones de estudios sismológicos (97 expediciones
de 2D y 103 de 3D), 10 expediciones VSP y 34 expediciones no sísmicas
(de estudio gravimétrico, magnético, eléctrico y geoquímico). Adquirimos
datos en 2D de 114 mil kilómetros e 3D de 64 mil kilómetros cuadrados,
suponiendo respectivamente un incremento del 18,2% y del 11,8% con
respecto al 2012.
2011 2012 2013
Equipos sísmicos en operación
Doméstico
Ultramar
169
98
71
168
102
66
165
95
70
Sísmica 2D (km)
Doméstica
Ultramar
93.306
35.618
57.688
96.739
41.391
55.348
114.364
40.274
74.090
Sísmica 3D (km²)
Doméstica
Ultramar
36.678
14.619
22.059
57.682
17.900
39.782
64.491
17.542
46.949
Datos de prospección geofísica
En el proyecto Shenmu-Awate en la cuenca del Tarim, BGP, una subsidiaria
de CNPC, recolectaron excelentes datos sísmicos 3D, dividiendo
meticulosamente las áreas de trabajo de las plataformas y de los sismógrafos
con apoyo de helicópteros. En el proyecto de adquisición sísmica 3D en
el bloque Ma-131 en la cuenca Junggar se logró una adquisición de datos
eficiente de hasta 12.316 tomas diarias, gracias a la utilización de nuevas
tecnologías independientemente desarrolladas como el sismógrafo G3i
de 60.000 canales, vibroseis de escaneo deslizante y los equipos sísmicos
digitales. El proyecto Yingxiongling-Oeste en la cuenca de Qaidam obtuvo
datos sísmicos precisos utilizando tecnologías de prospección y adquisición
de alta densidad y ancho-Azimut con los parámetros de funcionamiento
optimizados. La tecnología de perforación sísmica guiada que empleó
nuestra subsidiaria Chuanqing Drilling Engineering Company desempeñó un
papel importante en la exploración de las estructuras altamente complejas
en Sichuan oriental y el Proyecto de Almacenamiento de Gas Xiangguosi.
Obtuvimos avances en el desarrollo del mercado internacional de
prospección geofísica. Logramos los proyectos de exploración sísmica en
aguas profundas en Irlanda y el proyecto sísmico 3D para CPC de Taiwan en
el Chad. En los proyectos de exploración S69, S70 y S71 en Arabia Saudita,
BGP mejoró significativamente la calidad de sus operaciones mediante el
uso de tecnologías de prospección alta densidad y ancho-Azimut, así como
la optimización del sistema observatorio y otras técnicas concernientes. En
particular, el proyecto S71 fue elogiado por el cliente por sus 8.812 tiros sobre
una base diaria. En el proyecto sísmico 3D de Total en Uganda, utilizamos
unidades de adquisición basadas en nodos inalámbricos sin usar las estacas
para asegurar calidad operativa y minimizar al mismo tiempo el impacto
ambiental, lo que ganó el reconocimiento de las autoridades locales de
protección del medio ambiente.
Sísmica 3DSísmica 2D
km km2
Doméstico DomésticoUltramar Ultramar
35.618
14.619
41.391
17.900
40.274
17.542
55.348 39.78257.688
22.059
74.09046.949
2011 20112012 20122013 2013
Repaso Anual
35
Informe Anual 2013
En 2013, se completaron 22 proyectos de prospección de aguas profundas,
que abarcaron la adquisición de datos en 56.623 kilómetros de líneas 2D
y 14.101 kilómetros cuadrados de perfiles 3D, suponiendo un aumento
interanual de 85,8% y 11,5%, respectivamente. Nuestra flota de operación
en aguas profundas realizó eficientemente proyectos de prospección para
Statoil y ConocoPhillips, gracias a la fluida comunicación con el propietario del
proyecto y excelente gestión por parte de los subcontratistas. En el proyecto
multiusuario 2D de aguas profundas en Madagascar, se recopilaron datos a
una velocidad de 119 kilómetros por día utilizando remolcadores de alta mar.
También promovemos la investigación y el desarrollo de software de base
y equipos. Las funciones de nuestro software integrado de procesamiento
e interpretación GeoEast, que desarrollamos de manera independiente,
continuaron mejorando, con una capacidad mucho más fuerte de
procesamiento de datos grandes, convirtiéndose en una plataforma básica
de procesamiento e interpretación de nuestra empresa para la prospección
geofísica. Además, con mayor capacidad operativa, nuestro sismógrafo G3i
ya puede funcionar eficientemente en diferentes condiciones geológicas y
climáticas de complejidad.
Perforación de pozos
En 2013, nuestros 1.018 taladros de perforación iniciaron la perforación de
13.459 pozos y completaron 13.378 pozos, con un metraje perforado total de
27,5 millones metros, un 1,1% más que en 2012. La velocidad de perforación
aumentó notablemente, con un descenso interanual del 4,8% en el ciclo de
perforación promedio a una profundidad media de hoyos de 1.982 metros.
Perforamos 832 pozos con una profundidad de más de 4.000 metros, un
aumento del 29,39 % con respecto a 2012. La tasa de penetración se elevó en
6,97 % mientras que el ciclo de taladrado disminuyó un 6,19 % en términos
interanuales. La tasa de penetración de los pozos horizontales aumentó en
4,05 % , aunque la profundidad promedio de hoyos aumentó en 223 metros.
2011 2012 2013
Taladros en operación
Doméstico
Ultramar
1.009
833
176
1.019
827
192
1.018
823
195
Pozos perforados
Doméstico
Ultramar
13.706
12.509
1.197
13.153
11.894
1.259
13.378
12.035
1.343
Kilometraje perforado (millón de metros)
En el país
En el extranjero
26,98
24,39
2,59
27,20
24,30
2,90
27,50
24,32
3,18
Datos de perforación
Operación realizada por BGP en Chad
La capacidad y la escala de aplicación de la perforación horizontal se han
mejorado aún más. Hemos perforado y terminado 2.030 pozos horizontales
en 2013, un aumento de 19,3% con respecto al año anterior, incluyendo
1.620 pozos domésticos y 410 en el extranjero, reportando un crecimiento
importante en ambos casos.
En el bloque Su-35 en la cuenca de Ordos, la Great Wall Drilling Engineering
Company (GWDC) implementó el seguimiento de todo el proceso y la
gestión que cubre el espaciamiento entre pozos, perforación, fractura y
extracción de gas, logrando la perforación por lotes enteros, la aceleración
entre los pozos y la fracturación concentrada. En comparación con otros
pozos horizontales en el bloque, el ciclo de taladrado se redujo en 24,4%
mientras la tasa de penetración se elevó en 10,5%. Los pozos horizontales
fueron más ampliamente utilizados en el desarrollo de petróleo y gas no
convencionales. El pozo horizontal Gu-205-H1 de gas de esquisto que
nuestra subsidiaria Chuanqing Drilling Engineering Company perforó en la
cuenca de Sichuan batió cuatro record nacional, a saber, el mayor intervalo
horizontal de 1.408 metros, el metraje más largo en una sola carrera de
1.167 metros, la mayor tasa de penetración media de 10 m/h a lo largo del
intervalo horizontal y el ratio de encuentro de depósito del 100%.
Gracias a su aplicación cada vez más amplia, la perforación desbalanceada
desempeñó un papel significativo en el aumento de la velocidad de
perforación y producción por pozo. En 2013 , se terminaron de perforar
606 pozos desbalanceados, con un aumento interanual de 20,7%. El pozo
Zhonggu 5-H2 en la cuenca del Tarim se encuentra en formaciones complejas
que ofrecen ventanas de presión estrechas y sistemas multi- presión, lo que
dificulta la operación. En la perforación de este pozo, nuestra filial Bohai Drilling
Engineering Company utilizó la tecnología precisa PCD (perforación con
presión controlada) para realizar la penetración de largo intervalo horizontal en
múltiples estratos fracturados, con una longitud total de 1.153 metros de PCD.
Además, no hubo fugas de lodo o complicaciones de perforación durante
todo el proceso. Daqing Drilling Engineering Company completó 21 pozos
utilizando la tecnología de microespuma de perforación casi equilibrada en los
campos petroleros de Daqing a una tasa promedio de penetración de 37,34 m/h,
un 25,3% más alto que en los pozos convencionales.
Repaso Anual
36
Informe Anual 2013
La puesta en marcha de nuevos procesos y tecnologías de perforación arrojó
resultados notables. El sistema de fluidos de perforación base aceite (BH-OBM)
desarrollado por nuestra filial Bohai Drilling Engineering Company funcionó
de manera excelente y sirvió para la protección apropiada de los depósitos
en el desarrollo de los campos petrolíferos de Tarim, Jidong, y Dagang, así
como en la perforación de pozos horizontales profundos y ultra-profundos
en Venezuela. La tecnología del revestimiento de camisa expansible
desarrollada por el Instituto de Investigación de Perforación se aplicó en
la ventana/desviación del pozo TH12115CH del campo petrolero Tahe de
Sinopec, batiendo un récord nacional tanto en la profundidad y la desviación
del pozo que implican este tipo de operaciones.
Continuamos con la expansión del mercado de servicios en el extranjero,
ganando nuevos contratos de perforación en Kazajistán, Turkmenistán,
Chad, Kenia, Irak y Rusia. Firmado el Memorando de Entendimiento sobre
la Promoción del Desarrollo y Generación de Energía Geotérmica en Kenia
con el Ministerio de Energía y Petróleo de Kenia. Las dos partes establecerán
una empresa conjunta para construir generadores de energía geotérmica en
boca de pozo en el país africano. Daqing Drilling Engineering Company se
convirtió en un contratista EPC de 38 pozos del proyecto de Rumaila en Irak
y fue reconocido por el propietario del proyecto, ya que la satisfacción en
términos de la calidad de pozos y de cementación alcanzó el 100%.
Registro geofísico y registro de lodo de pozos
En 2013, la CNPC desplegó 725 equipos de diagrafía de pozo, completando
106 mil casos de diagrafía petrofísica de pozo y disparos y 13.578 casos de
registros de lodo , cifras que representaron respectivamente un incremento
de 6,8% y 16,3 % en términos interanuales.
Las tecnologías empleadas como disparos de reservorios de alta temperatura
y alta presión, registro petrofísico con instrumentos de resonancia magnética
nuclear RMN para intervalos horizontales muy largos y pruebas de pozos de
alta presión y temperatura obtuvieron resultados favorables en su aplicación.
2011 2012 2013
Equipos de diagrafía
Doméstico
Ultramar
678
546
132
721
579
142
725
587
138
Operaciones de diagrafía (pozos-veces)
Doméstico
Ultramar
88.727
83.317
5.410
99.353
93.585
5.768
106.092
100.129
5.963
Datos de operaciones de la diagrafía
Las nuevas tecnologías de disparación desarrolladas por Chuanqing Drilling
Engineering Company para los pozos de temperatura y presión ultra-altas
y penetración de mayor profundidad tuvieron éxitos al ser aplicadas en
los pozos de exploración en el campo petrolero de Tarim, proporcionando
soluciones para el desarrollo de yacimientos de alta temperatura y alta
presión y formaciones de sal plásticas en las cuencas de Tarim y Sichuan.
Bohai Drilling Engineering Company aplicó la tecnología de registro con
almacenamiento de datos libre de cables eléctricos en el campo petrolero
Tarim, para hacer frente a las dificultades en la adquisición de datos de
registro petrofísico para pozos complejos que son subbalanceados o
altamente desviados.
CIFLOG, el software integrado de procesamiento e interpretación de
datos de diagrafía petrofísica de pozo que desarrollamos de forma
autónoma, tiene las funciones integrales como interpretar los datos de
registro petrofísico de pozos tanto convencionales como especiales,
así como las imágenes de registro de pozos. Se ha logrado buenos
resultados en su aplicación, al ser utilizado en 3.100 pozos-veces tanto
en China como en el extranjero. Asimismo, se ha mejorado la capacidad
de procesamiento e interpretación del software LEAD3.0 mediante la
implementación de funciones adicionales, tales como la gestión de
proyecto múlti-pozos, la diagrafía de múltiples pozos, la división de capas
y la adquisición de datos de valores de diferentes pozos.
Se amplió la cuota de mercado de CNPC en la diagrafía petrofísica y
registro de pozos en una veintena de países como Sudán, Kazajistán e
Indonesia. Se ganaron nuevos contratos de registro petrofísico de pozo en
Argelia e Indonesia. Nuestra subsidiaria GWDC evaluó con precisión tres
zonas productoras en Cuba mediante el uso de tecnología de registro de
fluorescencia cuantitativa en 3D. Este trabajo fue reconocido por Cupet, el
dueño del proyecto.
Operación de registro de pozo en el Campo Petrolero Changqing
Repaso Anual
37
Informe Anual 2013
Operaciones de fondo de pozoEn 2013, los 1.839 equipos de operación de fondo de pozo de CNPC
prestaron servicios a clientes domésticos y extranjeros, incluyendo
fracturamiento y acidificación, pruebas de producción, servicios de
reacondicionamiento, reacondicionamiento con taladros así como la
perforación desviada. Completamos 143 mil operaciones de fondo de pozo
durante todo el año, incluyendo 15,4 mil operaciones de fracturamiento, un
aumento interanual de 9,1%, y pruebas de producción en 7.558 reservorios.
Las operaciones de entubación bajo presión se expandieron aún más. En
2013, nuestros 157 equipos realizaron esas operaciones en 4.034 pozos, tanto
en el país como en el extranjero, suponiendo un aumento interanual de
30,3%. Se han mejorado las tecnologías operativas, ya que las herramientas
de control de presión, tales como tapones puente de tubería neumática y
tapones de líquido de alta eficiencia desarrollados por la GWDC abordaron
el reto de la incrustación en los tubos en aumento de la eficiencia operativa.
En el bloque de demostración Xing-13 del campo petrolero de Daqing, se
llevaron a cabo operaciones de entubación bajo presión en un total de 76
pozos, manteniendo adecuadamente la presión de la formación. De hecho, la
presión se redujo en sólo 0,52 MPa en promedio después de las operaciones.
Estas operaciones también son eficaces en términos de ahorro de energía
y protección del medio ambiente, permitiéndonos reducir los derrames de
aguas contaminados en alrededor de 2,64 millones de metros cúbicos y el
transporte por 176 mil cisternas-veces a lo largo del año.
La fracturación de múltiples tramos se aplicó en 1.020 pozos horizontales,
que es una aplicación de grandes dimensiones, con un aumento interanual
de 31,6%. Esa tecnología fue aplicada en el 63% de los pozos horizontales
en China y cada pozo horizontal se fracturó en un promedio de 8,05 tramos.
Nuestra subsidiaria Chuanqing Drilling Engineering Company adoptó un
modelo de operación masiva en dos grupos de pozos tipo multiple drilling
hole 44-20 y 011-136 C1 en la cuenca de Ordos, tardando sólo dos días
para fracturar siete pozos. El ciclo de operación se redujo en casi un 70 %
en comparación con los modelos convencionales. Una herramienta de
Datos de operaciones de fondo de pozo
2011 2012 2013
Equipos de operación de fondo de pozo
Doméstico
Ultramar
2.117
1.913
204
2.023
1.818
205
2.052
1.831
221
Operaciones de fondo de pozo (pozos-veces)
Doméstico
Ultramar
142.753
140.283
2.470
149.262
146.826
2.436
143.100
141.019
2.081
Prueba de producción por reservorio (capas)
Doméstico
Ultramar
6.950
5.835
1.115
7.981
6.555
1.426
7.558
6.251
1.307
Pozo horizontal Ning-201-H1 de gas de esquisto
fracturación de múltiples tramos con mangas de circulación de conmutación
selectiva sin límites de tramo, que fue desarrollada por Bohai Drilling
Engineering Company, pasó una prueba de campo de cinco tramos de
fracturamiento en pozos horizontales Su-76-16-10 en la cuenca de Ordos.
El fracturamiento de múltiples tramos con tapones puente compuestos
desarrollados independientemente por Chuanqing Drilling Engineering
Company arrojó resultados favorables en su debut en el pozo horizontal de
gas de esquisto Wei-205 en la cuenca de Sichuan.
Repaso Anual
38
Informe Anual 2013
Ingeniería y ConstrucciónEn 2013, hemos mejorado la organización y coordinación de grandes
proyectos de ingeniería, así como el seguimiento de los procesos de
operación. Se adoptaron nuevas técnicas y materiales para mejorar la
calidad y eficiencia de la ingeniería. A lo largo del año, hemos construido
41 proyectos clave de ingeniería, entre ellos tres recién comenzados y 19
entregados o puestos en funcionamiento.
Dando importancia al desarrollo del mercado de alta gama, mejoramos
continuamente nuestra capacidad de operar grandes proyectos. Los ingresos
generados por la contratación general EPC, el diseño y PMC continuaron
reportando crecimiento. Nuestras cuatro entidades subsidiarias como
CPECC, China Petroleum Pipeline Bureau, CPE y China Huanqiu Contracting &
Engineering Corp fueron incorporadas a la lista de Top 250 ENR de Contratistas
Internacionales en 2013, de manera que se ampliaron de continuo el poderío de
CNPC y la influencia de nuestras marcas.
Ingeniería y construcción superficialMantuvimos nuestra posición como el líder nacional en la construcción
de campos de petróleo y gas en tierra. Disponemos de paquetes
tecnológicos completos para la construcción en superficie para los campos
convencionales, así como para campos con alto corte de agua, baja
permeabilidad, crudo extra pesado, contenido altamente condensado, alta
presión, elevado rendimiento y alto contenido de azufre. Además, tenemos la
capacidad para construir obras superficiales para acomodar las instalaciones
con capacidad de producción anual de 20 millones de toneladas de petróleo
y 10 mil millones de metros cúbicos de gas natural.
En 2013, la construcción de los proyectos prioritarios para estabilizar y
aumentar la producción de la CNPC marcharon fluidamente. Estuvieron
construidos el proyecto de ampliación de capacidad del campo de gas
Hetianhe en la cuenca del Tarim y la fase I del proyecto de estación de flujo
y almacenamiento de crudo pesado Fengcheng-2 del campo petrolífero de
Xinjiang. Continuamos llevando adelante el proyecto de la construcción de
capacidad productiva del campo de gas de Anyue en la provincia de Sichuan y
el proyecto de 4 millones de toneladas al año del campo petrolero de Tazhong
en la cuenca del Tarim. El Campo de Gas de Sulige ya adquirió una capacidad
productiva de 24 mil millones de metros cúbicos de gas natural al año.
Nuestra empresa subsidiaria Chuanqing Drilling Engineering Company
completó un proyecto de gas natural de 10 mil millones de metros cúbicos
al año en el yacimiento gasífero Galkynysh en Turkmenistán. La terminación
puntual de este proyecto se debió a la organización productiva de forma
científica y razonable, así como las técnicas de purificación y procesamiento
de gas con derechos de propiedad intelectual independiente de CNPC,
como la desulfurización y descarbonización MDEA y el procesamiento de gas
condensado con base en columnas de rectificación. La compañía exhibió un
buen desempeño en HSE, ya que trabajaba con seguridad sin accidentes
ni contaminación ambiental por más de 100 millones de personas horas de
trabajo. En septiembre de 2013, CNPC y Turkmengaz State Concern firmaron
un nuevo contrato EPC para construir una capacidad de producción anual
de 30 mil millones de metros cúbicos de gas natural en el campo gasífero
Galkynysh, que debería ser completado y entrar en producción a finales
del 2018. Además, obtuvieron avances seguros la fase II del proyecto de
ingeniería de superficie del campo petrolero Halfaya en Irak, el proyecto
del sistema de recolección y transporte de gas Metejan en Turkmenistán
realizada por CPECC, así como el proyecto de desarrollo del campo de gas en
Tanzania emprendida por CPE.
Construcción instalaciones de refinación y químicaEn 2013, la construcción de grandes proyectos de refinación y petroquímica
avanzó según el lo planificado. Fueron construidos varios proyectos de
actualizacón de calidad de los productos. Proyectos como la unidad de
destilación atmosférica y al vacío de 6 millones de toneladas por año de la
Petroquímica de Urumqi, la instalación de hidrodesulfuración de gasolina
de 1 millon de toneladas/año y unidades de hidrofinado de queroseno
de 800 mil toneladas/año de la Petroquímica de Guangxi, la instalación
de hidrodesulfuración de gasolina de 1,2 millones de toneladas/año de la
Petroquímica de Hohhot, y las unidades de hidrogenación FCC de 800 mil
toneladas/año de la Petroquímica de Dushanzi entraron en producción.
Además, aceleramos la construcción del proyecto de procesamiento de
petróleo pesado de la Petroquímica de Guangdong y la planta de fertilizantes
de la Petroquímica de Ningxia.
Planta de procesamiento de gas natural de gasífero Galkynysh en Turkmenistán
Repaso Anual
39
Informe Anual 2013
Logramos varios proyectos de construcción de instalaciones de refinación
y petroquímica en el ultramar. Nuestra filial China Huanqiu Contracting
& Engineering Corp obtuvo un contrato EPC para la refinería KAR de
Irak y un contrato de construcción para instalaciones integradas de
productos químicos y refinación en Malasia. La empresa también inició la
construcción del proyecto de gasificación de carbón de Air Liquide en la
provincia china de Fujian.
Construcción de tuberías y tanque de almacenamientoComo líder mundial en capacidad de construcción y tecnología de la
ingeniería para oleoductos y gasoductos terrestres de larga distancia, somos
capaces de construir 6.700-9.700 kilómetros de tubería con un diámetro
mayor de 711 mm al año. Además, tenemos la capacidad tecnológica para
el diseño y la construcción de tanques de crudo por 150 mil metros cúbicos
y tanques esféricos por 10 mil metros cúbicos. Somos capaces de construir
al año 26 millones de metros cúbicos de tanques de crudo y 16 millones de
metros cúbicos de tanques de productos refinados.
En 2013, se construyeron más de 7.412 kilómetros de ductos de larga
distancia y se terminaron de construir tres unidades de almacenamiento
de crudo y gas y dos proyectos LNG. El segmento Horgos-Lianmuqin
como parte de la sección occidental del III Gasoducto Oeste-Este se puso
en funcionamiento. Se inició la construcción de la sección oriental de este
Gasoducto. Entraron en funcionamiento los oleoductos de crudo Lanzhou-
Chengdu y Rizhao-Dongming y el gasoducto Zhongwei-Guiyang. Comenzó
la construcción de un gasoducto de tronco para la producción de ensayo del
bloque Changning de gas de esquisto. Además, la tubería de los productos
refinados Jinzhou-Zhengzhou estaba en construcción.
En cuanto a la construcción de gasoductos internacionales, el tronco del
gasoducto China-Myanmar y la sección Bozoy-Shymkent de la fase II del
Gasoducto Kazajistán-China fueron puestos en operación. Comenzó la
construcción del oleoducto de exportación de crudo del proyecto de fase
II de Halfaya en Irak, el fase II del oleoducto de Chad (oleoducto Ronier-
Kome) y el gasoducto de Tanzania. Nuestra subsidiaria China Petroleum
Pipeline Bureau ganó contratos para el sistema de recolección y transporte
para campo petrolífero West Qurna-2 de LUKOIL en Irak y el proyecto de
gasoducto Nakhon Sawan en Tailandia.
Un número de importantes proyectos fueron completados y puestos
en operación, incluyendo el almacenamiento comercial de Lanzhou,
contratados en esquema EPC por China Petroleum Pipeline Bureau, y los
contratos EPC ganados por la CPE sobre almacenamientos subterráneos
de gas en Hutubi del campo petrolífero de Xinjiang y en Suqiao del campo
petrolero de Huabei y la planta de LNG de 5 millones de metros cúbicos por
día en la provincia de Hubei. Entró en funcionamiento la fase I del proyecto
LNG de Tangshan, realizado por nuestra filial China Huanqiu, que empleaba
con éxito tecnologías avanzadas de regasificación de LNG y hormigón
pretensado a baja temperatura, logrando un destacado desempeño en HSE
con 21,86 millones horas de trabajo de operación segura.
Ingeniería marítimaTenemos la capacidad para brindar apoyo para la producción integral costa
afuera. Nuestros servicios incluyen perforación, completación y cementación
de pozo, pruebas de producción, las operaciones del fondo del pozo costa Perforación en la plataforma 10 de CPOE en el Mar del Este
afuera, diseño y construcción de ingeniería marina y servicios a los buques.
A finales de 2013, la CNPC tenía 41 juegos de equipos offshore de gran
escala, incluyendo 10 plataformas de perforación móviles, una plataforma de
perforaciónde la paliza modular, cinco plataformas de prueba de producción
y una variedad de 25 embarcaciones. En 2013, 23 buques de la CNPC
prestaron servicios durante 5.918 días laborables.
En 2013, Offshore Engineering Ltd. (CPOE) de CNPC ofreció servicio en varias
zonas marítimas como el Mar Bohai, Mar Amarillo, Mar de Este de China, Mar
Meridional de China y el Golfo Pérsico, y realizó un metraje total perforado de
166 mil metros en. La empresa inició la perforación de 76 pozos, de los cuales
52 fueron completados. Se realizaron operaciones de fondo de pozo por 60
pozos-veces, la prueba de producción en 11 capas y el fracturamiento ácido
para 96 capas-veces.
La tasa de penetración de estos pozos costa afuera se elevó en 6,2% con
respecto al 2012, gracias al amplio uso de perforación horizontal y de
perforación de alcance extendido. El desempeño de la Plataforma CPOE
62 fue reconocido por el propietario del pozo Chengbei-6D-5 en el campo
petrolífero de Shengli, ya que el reacondicionamiento del pozo por parte
de la plataforma triplicó la producción diaria del pozo. El fracturamiento a
gran escala que aplicó la empresa CPOE en el pozo Chenghai-34 del campo
petrolífero Dagang arrojó buenos resultados, con 395 metros cúbicos de
fluidos totales y 40 metros cúbicos de arena aditiva.
Con el apoyo de la base de construcción de ingeniería costa afuera en
Qingdao y el centro de apoyo a la producción en Tangshan, CPOE ha mejorado
su capacidad para construir estructuras de acero offshore a gran escala y
tender las tuberías submarinas. De hecho, se construyó un inmenso jacket para
el campo petrolero Jinzhou-9-3 de CNOOC con un rendimiento de 99,7%.
Repaso Anual
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Informe Anual 2013
Fabricación de Equipos PetrolerosEn 2013, se mejoraron la escala y la tecnología del sector de fabricación de equipos de petróleo de
CNPC y se promovió activamente el ajuste de la estructura industrial y la investigación y el desarrollo,
de manera que las empresas susidiarias de fabricación de equipamiento petrolero adquieran mayor
competitividad para ofrecer productos más confiables y de mayor calidad. Asimismo, se optimizó
nuestra red de comercialización en el extranjero, a favor de la presencia de los materiales y equipos
de petróleo fabricados por CNPC en el mercado internacional.
Hemos obtenido progresos en la investigación y el desarrollo de equipos de perforación para
condiciones geológicas especiales. Una plataforma impulsada por variador de frecuencia de corriente
alterna AC VFD de 8.000 metros prestó servicios de perforación de forma eficiente en bloque
delantero de la Montaña Kuqa en la cuenca del Tarim. Una herramienta de perforación vertical
automática rindió resultados favorables en pruebas industriales. Esta herramienta segura con una
alta WOB aumentó la tasa de penetración por más del 50%. Nuestra filial Baoji Oilfield Machinery
Company Limited entregó 11 unidades de perforadora de alta movilidad para el desierto a la
compañía nacional de perforación de los Emiratos Árabes Unidos NDC como estaba previsto y firmó
un nuevo contrato con este último para diseñar, fabricar y entregar una tanda adicional de cinco
unidades de perforadora de alta movilidad para desierto de 5.000 metros y cuatro de 7.000 metros.
Para atender las necesidades del rápido desarrollo de nuestros negocios de tuberías así como las
demandas del mercado, la CNPC realizó grandes esfuerzos por desarrollar y fabricar tubos de acero
de grandes diámetros y de alta gama. Baoji Petroleum Steel Pipe Company Limited de CNPC terminó
de construir una instalación de soldadura de tuberías de grandes diámetros SSAW, capaz de producir
tubos de acero de grado X100, con 1.422 mm de diámetro y 22 mm de espesor de pared. Asimismo,
codos y tees de acero de alto grado con 1.422 mm de diámetro fueron producidos en un período
de prueba, cumpliendo con todos los estándares de diseño. Los tubos de acero X80 ya entraron
en una etapa de producción y uso masivos. Los tubos de acero soldados longitudinalmente con
arco sumergido X90, recientemente desarrollados por nuestra empresa, fueron producidos a título
experimental en pequeñas cantidades.
Ofrecemos un portafolio diversificado de productos de tubería de producción. Los tubos de
producción CT80 y CT90 y la sarta de velocidad en espiral H070, producidos por Baoji Petroleum
Steel Pipe Company Limited, ya se han utilizado en múltiples campos petrolíferos tanto en China
como en el extranjero. Se han desarrollado con éxito la tubería de producción en espiral de acero
de grado CT90 con 73 mm de diámetro y 4,8 mm de espesor de pared y la tubería en espiral de
acero de grado CT80 con 88,9 mm de diámetro y 4,8 mm de espesor de pared, cumpliendo con los
estándares de diseño. La tubería de revestimiento anti-colapso con grado de acero P80/P110, 139,7
mm de diámetro y 9,17 mm de espesor de pared, desarrollada con la técnica SEW, ha pasado la
prueba de rendimiento.
Hubo avances en la investigación y el desarrollo de los equipos alimentados por recursos verdes
como gas natural y LNG. Nuestro motor de gas natural de 12V 32/40 tiene una potencia de
diseño de 4.800 KW, la más alta de China y alcanza el nivel avanzado en el mundo. Las estaciones
de LNG montadas sobre el skid fueron lanzadas, contribuyendo al crecimiento de nuestro
negocio de gas urbano.
En 2013, nuestros materiales y equipos de petróleo se exportaron a 79 países y regiones, a través de
una red de comercialización que cubre los principales países y regiones productoras de petróleo
y gas en el mundo, formando un sistema de venta de mercado que integra a las funciones del
almacenamiento, ventas consignadas, reparación y servicio, arrendamiento de equipos y ensamblaje.
Repaso Anual
41
Informe Anual 2013年度业务回顾
La perforadora de alta movilidad para el desierto fabricadas por nuestra filial Baoji Oilfield Machinery Company Limited