Global Report

Informe Anual
2012
Corporación Nacional de Petróleo de China
Ofrecer Energía y Crear Armonía
Indice
Mensaje del Presidente de la Junta
Directiva
03
Dirección y Organigrama
04
Resumen 2012
06
Seguridad, Medio Ambiente,
Calidad, Eficiencia Energética
08
Recursos Humanos
12
Tecnología
16
Repaso Anual
22
Informe Financiero
46
Efemérides
52
Glosario
56
Informe Anual 2012
2010
2011
2012
Ingreso operativo (mil millones de yuanes)
1.720,9
2.381,3
2.683,5
Beneficios totales (mil millones de yuanes)
172,7
181,7
183,9
Beneficios netos (mil millones de yuanes)
124,2
130,5
139,2
Impuestos a pagar (mil millones de yuanes)
313,2
401,5
393,0
141,44
149,27
151,88
105,41
107,54
110,33
36,03
41,73
41,55
82,91
88,19
93,52
Doméstica
72,53
75,62
79,86
Ultramar (participación)
10,38
12,57
13,66
160,08
179,62
191,45
135,29
144,84
147,16
24,79
34,78
44,29
86,33
93,00
96,38
Producción Doméstica del Lubricante (mmtt)
1,61
1,57
1,84
Producción Doméstica del Etileno (mmtt)
3,62
3,47
3,69
Venta Doméstica de los Productos Refinados (mmtt)
102,47
114,98
116,62
Estaciones de Servicio Domésticas
17.996
19.323
19.840
57.328
61.417
67.858
47.608
50.923
57.364
9.720
10.494
10.494
Oleoductos (km)
20.705
21.479
23.041
Doméstica
14.807
14.807
16.369
5.898
6.672
6.672
Gasoductos (km)
36.623
39.938
44.817
Doméstica
32.801
36.116
40.995
3.822
3.822
3.822
Datos financieros
Producción de Petróleo y Gas
Producción del Crudo (mmtt)
Doméstica
Ultramar (participación)
Producción de Gas Natural (mil millones de metros cúbicos)
Refinación, Petroquímica y Venta
Procesamiento del Crudo (mmtt)
Doméstica
Ultramar
Producción Doméstica de los Productos Refinados (mmtt)
Oleoductos y Gasoductos
Oleoductos y Gasoductos (km)
Doméstica
Ultramar
Ultramar
Ultramar
02
Mensaje del Presidente de la Junta Directiva
Informe Anual 2012
en lo que se refiere a sus operaciones internacionales, con un mejor esquema
de desarrollo coordinado de la exploración y explotación, la refinación y el
procesamiento, así como la venta y el comercio, profundizando la alianza
estratégica con los países donde operan y las multinacionales del sector.
Se desarrollaron de modo armonioso la tecnología y la construcción de
ingeniería y la fabricación de equipamiento, con la capacidad de servicio
logístico consolidada, lo cual contribuyó a poner en pleno juego las ventajas
integrales de CNPC. Al trabajar para preservar y aumentar el valor de los
activos del Estado, la compañía promovió en forma activa la colaboración
con los inversionistas sociales, privados, financieros e internacionales,
obteniendo importantes progresos en proyectos como la construcción de
la Línea III del Gasoducto Oeste-Este, la explotación del Campo Petrolífero
Hongshan y de los yacimientos del norte de Shaanxi y el desarrollo de gas
esquisito de Changning.
Mensaje del Presidente de
la Junta Directiva
El año pasado ha sido testigo de la entrada de la economía mundial
en un período de profundos cambios y reajustes, lo cual conllevó a la
desaceleración del crecimiento económico de China, la alteración de
las demandas y los múltiples desafíos para la compañía. En este severo
entorno, la empresa se empeñaba en la implementación de la concepción
del desarrollo de modo científico en busca de avances sobre la base
de estabilidad, con acciones como el cambio acelerado del modelo de
desarrollo y la mejora de gestión, lo que resultó en una producción y
operación con estabilidad controlable. El ingreso por venta sumó 2,68
billones de yuanes, un 12,7% más que el año anterior, con las diversas metas
completamente cumplidas.
En 2012, la compañía proseguía la estrategia enfocada en los recursos
naturales, el mercado y la internacionalización, con la capacidad de
desarrollo sustentable reforzada mediante la consolidación de la base de las
reservas por medio de mayores esfuerzos por la exploración de los recursos
hidrocarburíferos. La reserva nueva de crudo y gas nutural , la producción
de hidrocarburos, el procesamiento del crudo y la venta de los productos
mantenían el ímpetu de crecimiento, lo que ha elevado la empresa al
cuarto lugar entre las 50 empresas petroleras más grandes del mundo y al
sexto puesto entre las Top 500 de la revista Fortune, generando crecientes
influencias en el sector petrolero global.
La empresa no dejó de expandirse en el mercado doméstico e internacional,
con la maximización, diversificación y reemplazo ordenado de los recursos
hidrocarburíferos como prioridades estratégicas. En 2012, el aumento de
la producción doméstica del crudo batió el record de los últimos años, en
tanto que la producción y la comercialización del gas natural seguían en
incremento. Se han mejorado la distribución de los proyectos de refinación
y petroquímica, la asignación de los recursos y la canasta de productos. Se
fomentó en forma ordenada la construcción de los oleoductos y gasoductos
claves, dando lugar a una mayor capacidad de asignar y suministrar los
recursos. Pese al cuadro complejo, la empresa logró un estable crecimiento
Frente a la situación de exploración y explotación cada vez más complicada
y las dificultades subyacentes, somos bien conscientes de que la innovación
tecnológica se constituye en la fuerza motriz para el desarrollo sostenible
de la empresa, realizando esfurzos por propiciar un modelo de cooperación
complementario, flexible y eficiente en materia de la investigación científica
y tecnológica, en aras de promover el desarrollo de un sistema de innovación
tecnológica. En 2012, la empresa logró solucionar cuellos de botella en una
serie de tecnologías relacionadas con la explotación de campos petrolíferos,
la refinación y la petroquímica, lo que contribuyó a la mejora de su capacidad
propia de innvocación. CNPC siempre concede una alta importancia a la
capacitación de sus trabajadores en áreas de administración, tecnología
específica y habilidad de operación. La compañia sin dejar de promover
el desarrollo diversa cultura para empleados internacional y loca. Nuestros
empleados han realizado gran contribuciones para la operacion intrenacional.
La compañía siempre se adhiere al concepto de la seguridad operacional,
fijando los objetivos de "cero falla de calidad, cero daño a los trabajadores y
cero contaminación al medio ambiente". Promovemos activamente el sistema
de la gestión HSE y el tratamiento de problemas ocultos. Compartimos
ampliamente las experiencias de la seguridad operacional, sin producirse
grandes incidentes de seguridad y medio ambiente en todo el año, mejorando
continuamente los principales indicadores ecológicos. Damos una gran
prioridad al ahorro de energía e incrementamos la eficiencia energética por
medio de proyectos de demostración de tecnologías ahorradoras.
2013 se constituye en un año crucial para la implementación del XII
Plan Quinquenal. CNPC seguirá la estrategia de recursos, mercado e
internacionalización, en torno a la meta de convertirse en una empresa
energética integral de nivel mundial, con énfasis en la mejora de su capacidad
innovadora, para ampliar la cooperación internacional, elevar el nivel de
administración, reforzar la seguridad y protección ambiental, en aras del
crecimiento estable de la producción y la mejora de la rentabilidad. De esta
manera, podemos proveer al desarrollo económico y social del país más
energías limpias de buena calidad, haciendo renovadas contribucions a la
seguridad energética y el desarrollo sostenible y sano de la economía nacional.
Zhou Jiping
Presidente de la Junta Directiva
03
Informe Anual 2012
Dirección y Organigrama
Dirección y Organigrama
Zhou Jiping
Presidente de la Junta
Directiva
Li Xinhua
Liao Yongyuan
Wang Guoliang
Wang Dongjin
Vice Presidente
Vice Presidente
Jefe de contabilidad
Vice Presidente
Yu Baocai
Wang Yongchun
Shen Diancheng
Wang Lixin
Vice Presidente
Vice Presidente
Vice Presidente y
Supervisor en Jefe de la
Seguridad Operacional
Jefe del Grupo de
Disciplina e Inspección
04
Dirección y Organigrama
Informe Anual 2012
05
Informe Anual 2012
Resumen Anual 2012
Resumen Anual 2012
Precio Internacional del Crudo 2012
Dólar/barril
130
Crudo Brent
Crudo WTI
120
110
100
90
80
70
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
En 2012, la economía mundial experimentó una recuperación débil,
lo que conllevó a bajas demandas de los hidrocaurburos. El precio de
petróleo vivió bruscos altibajos en lo altos niveles. En el plano nacional, el
crecimiento económico se ralentizó, en paralelo con la desaceleración del
aumento del consumo energético. En frente de estas complejas y serias
circunstancias externas, la compañía se adhirió firmemente a la estrategia
de recursos, mercado e internacionalización, poniendo en pleno juego las
ventajas integrales y optimizando la organización y la operación en el sector
productivo, con el enfoque en la calidad y el rendimiento, para hacer frente
efectivamente a los riesgos y desafíos. Se mantuvo un rápido crecimiento en
la producción, logrando ingresos por venta de 2,68 billones de yuanes RMB,
de los cuales los beneficios totales sumaron 183,9 mil millones de yuanes
RMB y los impuestos a pagar 393 mil millones de yuanes RMB.
Respecto a la exploración, se desarrollaron la preexploración y la exploración
a riesgo, realizando esfuerzos especiales por la exploración de gas
natural y de los recursos no convencionales tales como petróleo y gas de
formaciones compactas y gas de esquisitos, con un conjunto de importantes
descubrimientos en las cuencas hidrocarburíferas de Tarim, Sichuan, Junggar
y Ordos. En 2012, la reserva añadida de petróleo en sitio fue de 710 millones
de toneladas y la de gas natural 450,4 mil millones de metros cúbicos, en
tanto que la reserva equivalente superó 1 mil millones de toneladas por
el sexto año consecutivo. Quedó consolidada la base de los recursos de la
compañía.
CNPC pone énfasis en aumento de la capacidad productiva como
núcleo, se empeñó en multiplicar la producción diaria por pozo, promover
precisamente la inyección de agua y la descripción de los yacimientos con
más detalle en campos maduros, lo que resultó en el estable crecimiento de
la producción de hidrocarburos. La producción nacional del crudo alcanzó
06
12
110,33 millones de toneladas, con un aumento superior a 2 millones de
toneladas por el tercer año consecutivo. La producción del gas natural
llegó a 79,86 mil millones de metros cúbicos, un 36,6% del volumen total
equivalente de la producción nacional de hidrocarburos. El Campo Petrolífero
de Daqing mantuvo el nivel de la producción de 40 millones de toneladas
por el décimo año consecutivo y la producción del Campo Changqing
superó las 45 millones de toneladas equivalentes, ocupando el primer lugar
del ranking nacional.
En cuanto a la petroquímica, se optimizó la asignación de recursos y la
estructura de productos para mantener la producción estable y balanceada,
con los principales indicadores económicos y técnicos en los mejores niveles
históricos y mayor porcentaje de los productos de alto rendimiento. Se
procesaron en el año 147 millones de toneladas de crudo a nivel nacional y
se produjeron 96,38 millones de toneladas de productos refinados, con un
incremento de 1,6% y 3,6% respectivamente. Se dieron nuevos pasos en la
distribución de las industrias petroquímicas y entraron en producción los
proyectos clave como la planta de refinación y etileno de la Petroquímica
Fushun, la ampliación de la planta de etileno de la Petroquímica Daqing y la
refinería de la Petroquímica Hohhot.
Frente a la caída del crecimiento del consumo nacional de los productos
petroleros, la compañía se esforzó por mantener el volumen de venta y la
rentabilidad, dando realce a la distribución de los terminales y los productos
de alto valor agregado, lo que resultó en la mejora de la estructura de
venta. A través de un mayor desarrollo de la red de distribución, se mejoró
la administración del inventario y la venta de los recursos naturales, con la
capacidad reforzada de la responder y garantizar el mercado. La venta de los
productos refinados alcanzó 117 millones de toneladas, con un crecimiento
de 1,4%, de las cuales 86,73 millones de toneladas fueron de venta minorista.
Resumen Anual 2012
Los pequeños productos de refinación contribuyeron a los beneficios de la
empresa, en tanto que el fuel oil y el asfalto se consolidaron en el mercado
como productos líderes y la queroseno para aviones tuvo una cuota
creciente del mercado.
La producción y venta del gas natural continuó con un crecimiento
acelerado. Mediante una estrategia de desarrollo focalizado en las áreas
prioritarias y mercados de alto rendimiento, se promovió el mercado de
los gasoductos recién puestos como el de Oeste-Este. La venta nacional
del gas natural alcanzó los 97,3 mil millones de metros cúbicos, con un
aumento de 17,7%. Avanzó con mayor rapidez la construción de la red
troncal de gasoductos, mientras que la fase II del Gasoducto Oeste-Este
entró en operación y se inició la construcción de la fase III, lo que trajo como
consecuencia una mayor capacidad de suministro del gas natural.
A nivel internacional, la proudcción de hidrocarburos mantuvo un
crecimiento estable. En 2012, la producción de operación petrolera y
gasífera alcanzó 104 millones de toneladas equivalentes, de las cuales
52,43 millones fueron de la participación de CNPC. El proyecto de la
construcción de la capacidad de producción 5 mmt/año del Campo
Halfaya, en cooperación con Total, entró en operación y exportación
del crudo, cumpliendo los objetivos del contrato con anticipación. El
proyecto Al-Ahdab marchó en forma expedita, con una capacidad anual
de procesamiento del crudo de 6 millones de toneladas. Se profundizó
la asociación estratégica con los países de recursos y las multinacionales
petroleras, con la suscripción de una serie de nuevos convenios, la
que permitió a CNPC entrar en el sector del desarrollo de recursos no
convencionales de Canadá y del gas natural de Australia. El comercio
internacional se expandió de foma constante de los centros de operación
de petróleo y gas natural en Asia, Europa y las Américas avanzó a pasos
Informe Anual 2012
seguros. En 2012, se realizó el volumen comercial de 305 millones de
toneladas, lo cual significa un aumento de 22% en comparación con el año
anterior.
La capacidad y competitividad en lo que respecta a la tecnología y
construcción de ingeniería y la fabricación de equipos experimentaron una
mejora. Continuó manteniendo el primer puesto de la prospección geofísica
continental en el mundo, mientras que preservó una buena tendencia
de desarrollo en cuanto a la exploración de mar profundo. La capacidad
de contratación general EPC y PMC se reforzó, con la marca cada vez más
reconocida. Se promovió activamente la reestructuración en la fabricación de
equipos, con prioridad en los productos no dañan embientes, y productos
con peculiaridades propias, aumentando constantemente la competitividad.
Se desarrollaron nuevos canales de financiamiento para garantizar las
necesidades financieras de la empresa por su mayor expansión.
En lo que se refiere a la innovación tecnológica, se consiguieron avances en
la exploración, producción y refinación de hidrocarburos, superando unas
barreras tecnológicas claves. La tecnología de perforación, completación y
fracturación en multi-segmentaria de los pozos horizontales y su aplicación
industrial fue laureada con el Premio Nacional del Avance de Ciencia y
Tecnología en su máxima categoría. Se perfeccionó la tecnología para
desarrollar los yacimientos de baja presión y ultra baja permeabilidad.
El paquete técnico de etileno de 600 mil toneladas, desarrollado en
forma propia, se aplicó con éxito a los proyectos de ampliación y
modernización de plantas de etileno de gran envergadura. Se consiguió
éxito en la investigación y el desarrollo de los productos de ingeniería
como el sismómetro G3i y el Sistema LWD de tres parámetros. También se
lograron progresos considerables en la R&D del nano-fluido como agente
desplazante de petróleo.
07
Seguridad, Medio Ambiente, Calidad, Ahorro Energético
En 2012, seguimos profundizando el concepto corporativo de desarrollo
seguro, limpio y energéticamente eficiente, sin reportar grandes
incidentes de seguridad y medio ambiente y con los principales
indicadores medioambientales en constante mejora.
Continuamos fomentando el desarrollo del sistema de administración
HSE y edificamos en la casa matriz un nuevo marco institucional HSE
que abarca salud, seguridad y medio ambiente. Con miras a evaluar los
resultados de funcionamiento de dicho sistema, revisamos el sistema
HSE en las más de 120 entidades adscritas a la empresa, de modo que
se regularizó la implementación del sistema HSE. Pusimo en marcha
los cursos de capacitación HSE, en particular la formación de los
administradores HSE y los auditores HSE sobre la base de la recopilación
de las experiencias y prácticas de la empresa.
En las operaciones internacionales, guiados por el sistema HSE,
asimilamos las excelentes experiencias de administración del sector
a nivel internacional para aplicar el control de riesgo y desarrollar
mecanismos de respuesta a emergencias, dando lugar a la mejora
del nivel de seguridad y administración HSE. En el contexto de que
algunos proyectos de ultramar se enfrentaban a la compleja situación de
seguridad y el creciente riesgo de operación, mantuvimos buen registro
de seguridad y favorables resultados HSE.
Seguridad, Medio Ambiente, Calidad, Ahorro Energético
Informe Anual 2012
Seguridad Operacional
En 2012, CNPC ha continuado establecer el mecanismo de prevención de
riesgos de múltiples niveles, desde la base hasta la casa matriz, para reforzar el
monitoreo de los 8 riesgos de seguridad y 6 riesgos de medio ambiente desde
el comienzo. Para garantizar la seguridad operacional, arrancamos una nueva
campaña para identificar y sanear los riesgos ocultos, priorizando los eventuales
risegos en la producción del campo petrolero, la refinación y petroquímica,
el almacenamiento y la venta, a fin de regularizar e institucionalizar el control
de riesgos. Seguimos divulgando el análisis HAZOP, que fue aplicado para 304
proyectos nuevos y de modernizazión y 255 instalaciones en servicio. Nos
empeñamos en el control de riesgos de seguridad y de medio ambiente en
el proceso y la aplicación de medidas como permiso de trabajo, análisis de
seguridad antes de operación, aislamiento energético y sistema de navegación
GPS en los vehículos a fin de prevenir riesgos en las operaciones de contratistas
y el transporte de los vehículos.
Reforzamos en todos los sentidos la gestión de incidentes y promovemos
el uso amplio de las informaciones de los incidentes para compartir las
experiencias de seguridad a fin de mejorar la conciencia de los trabajadores
sobre la seguridad. En 2012, establecimos el Centro de Investigación sobre
los Incidentes de Seguridad. Sobre la base de la investigación y análisis
acerca de todos los incidentes, produjimos vídeos educativos de los casos
concretos, y organzamos video-reunión por cada trimenstral. En total 200 mil
personas fueron adiestradas sobre la seguridad por todo el año.
Para incrementar la conciencia de los administradores, técnicos y operadores
sobre la seguridad de producción y la protección medioambiental, hicimos
público el reglamento disciplinario para dividir en distintas categorías la
sanción a los responsables de los incidentes y la responsabilidad de los mismos
e identificar las áreas de responsabilidad incluyendo diseño y adquisición,
cubriendo veinte artículos, con aplicación a los trabajadores de todos los
niveles de CNPC y las entidades adscritas con responsabilidad en los incidentes
de seguridad de producción industrial, incendios y casos de daño ambiental.
Petroquímica de Ningxia consiguió
mantener la seguridad operacional
en 12 años consecutivos
La petroquímica de Ningxia ejerce, de acuerdo con las exigencias
del sistema HSE de CNPC, supervisión y administración sobre la
seguridad operacional, el impacto ambiental y la protección del gas.
El Departamento HSE de dicha empresa realiza seguimiento sobre
todos los eslabones, incluyendo la operación técnica y en campos y la
rectificación de problemas ocultos, para asegurar que todo el proceso
de la producción se encuentra bajo control.
El factor clave para mantener la seguridad operacional es la persona.
En este sentido, siempre y cuando todos los trabajadores otorguen
importancia a la seguridad operaiconal y establezcan conciencia sobre
la misma, se podrá garantizar que la seguridad operacional sea una
realidad. Para ello, la empresa petroquímica ha promovido la creación
de grupos de auto-administración sobre la seguridad a nivel de base
y ayudado a los trabajadores profundizar la comprensión sobre la
importancia de la seguridad operacional por medio de capacitación.
En la actualidad, 35 grupos de trabajo han sido aprobados por la
tercera parte el título de auto-gestión de seguridad.
Hasta finales de 2012, la Petroquímica de Ningxia ha mantenido
un excelente record de seguridad por 4400 días, es decir, 12 años
consecutivos sin incidentes de seguridad.
Protección del Medio Ambiente
En 2012, reforzamos las medidas de control de riesgos medioambientales
para evitar incidentes ecológicos desde el primer momento. Llevamos
a cabo con prioridad 74 proyectos de reducción de emisiones como
la modernización del sistema de tratamiento de aguas residuales y la
desulfurización del flujo de gas generado por unidades de craqueo catalítico.
Al mismo tiempo, realizamos evaluaciones y verificaciones específicas sobre
la contaminación y reducción de emisiones, particularmente la ejecución de
las obras de reducción de emisiones de las empresas de importancia y los
resultados de la implementación de éstas. Establecimos la red de monitoreo
en línea sobre las contaminantes y logramos reportar a tiempo los datos de
supervisión y responder a alertas tempranas de situaciones irregulares.
Además, perfeccionamos y enmendamos los Requerimientos Técnicos
para la Prevención y Control de la Contaminación de Agua en Emergencias
Medioambientales, para elevar el nivel de prevención y control de riesgos
medioambientales de las empresas en zonas sensibles, segurando el efectivo
tratamiento de las aguas residuales en caso de las emergencias.
09
Informe Anual 2012
Seguridad, Medio Ambiente, Calidad, Ahorro Energético
Salud Ocupacional
Plantación de árboles para cultivar
una civilización ecológica
La plantación de árboles constituye una importante medida para
ampliar la superficie forestal, mejorar el medio ambiente natural
y lograr un círculo virtuoso del eco-sistema. A partir de la décade
de los 80´s, China ha promovido, a nivel nacional, una campaña de
plantación voluntaria de árboles en aras de la reforestación.
A lo largo de los años, movilizamos ampliamente a los trabajadores
de distintos niveles para la plantación voluntaria de árboles en
primavera. Las entidades adscritas elaboran sus propios planes
de implementación a la luz de las condiciones específicas de las
zonas en que se ubican, con un exigente control sobre la selección
de las variedades de árbol, el procedimiento de plantación, el
apoyo técnico y el cuidadoso seguimiento, logrando excelentes
resultados.
En la primavera de 2012, los trabajadores del Campo Petrolífero
Changqing plantaron más de 600 mil arbustos . El Campo Liaohe
llevó a cabo 36 proyectos de reforestación. La Petroquímica de
Lanzhou tomó activa parte en las actividades de reforestación
de las zonas Nanbeishan de la ciudad de Lanzhou, lo que tras
años de esfuerzos mejoramos los parques forestales de Nanshan
y Lucaoshan las actividades culturales y deportivas, con una
cobertura forestal del 88%. La Petroquímica de Ningxia arrancó en
2008 el proyecto de la base de reducción de emisiones de carbono
Zhongwei en el desierto, el cual con el transcurso de cuatro años
llegó a una tasa de reforestación del más de 50%. Estos esfuerzos
de reforestación de CNPC han sido reconocidos por la Comisión
Nacional de Reforestación y en marzo de 2012 el Campo Daqing
y la Petroquímica de Lanzhou recibieron el título de Entidad de
Contribución Destacada a la Reforestación de la Patria.
10
En 2012, con un enfoque integral y orientado a la prevención y en línea
con la recién enmendada la Ley de Prevención y Control de Enfermedades
Ocupacionales de la República Popular China, CNPC promovió los servicios
de la salud ocupacional, las medidas de prevención y control contra los
daños y la supervisión de las áreas de operación para mejorar capacidad
de proteger la salud ocupacional de los trabajadores. En el año, la tase de
chequeo de salud ocupacional se mantuvo en un nivel del 93,5% y la tasa de
detección de los factores que amenacen la salud ocupacional el 92,8%.
Para garantizar la salud de los trabajadores, realizamos las inspecciones
sobre el daño del ruido y el polvo en las áreas de operaciones, poniendo
énfasis en el monitoreo y la prevención en los campos con alto contenido
sulfúrico y las empresas refinadoras. A través de la campaña "Llevar la
Salud al Frente", prestamos servicios de asesoramiento a los trabajadores
que laboran en el campo o bajo condiciones climáticas desfavorables.
También establecimos un centro de gestión y capacitación en materia de
la psicología para contribuir a la salud psicológica de los trabajadores.
No cejamos en nuestros esfuerzos por mejorar la gestión de la salud de
los trabajadores en los proyectos internacionales, haciendo públicas las
Directrices sobre la Gestión de la Salud en los Proyectos Internacionales
para regularizar el procedimiento y los requerimientos de la salud
ocupacional, psicológica y física. En 2012, teniendo en cuenta los factores
climáticos, medioambientales y médicos, reforzamos las iniciativas de
prevención y control de enfermedades, higiene alimentaria y asesoría
psicológica.
A fin de mejorar el nivel de la salud física y psicológica y la calidad de vida
de los trabajadores de proyectos de ultramar, CNPC promovió en 2008
el Programa de Asistencia de Empleados (EAP) para ofrecer servicios de
asesoramiento psicológico para los que trabajan durante largo tiempo
en los países afuera de China, y sus familiares. En el lustro de la aplicación
del EAP, el servicio psicológico sumó un total de 4.000 horas y 3.400
trabajadores y sus familiares recurrieron a dicho servicio. Enviamos a los
especialistas a 6 países para llevar a cabo más de 30 consultas psicológicas,
las cuales sirvieron para aliviar la presión y el estrés de los trabajadores y
sus familiares y fueron objeto de buena acogida entre éstos. Con miras a
mantener la continuidad de esta labor, hicimos una amplia investigación
sobre la salud psicológica de los trabajadores de ultramar, recogiendo más
de 2.100 cuestionarios, con base en los cuales se estableció el modelo de
la salud psicológica de los trabajadores de ultramar para facilitar los futuros
esfuerzos de asistencia.
Seguridad, Medio Ambiente, Calidad, Ahorro Energético
Informe Anual 2012
Eficiencia Energética
En 2012, implementamos la contratación del desempeño energético (EPC),
elevando constantemente la eficiencia y el nivel de utilizaicón de los recursos
energéticos. Establecimos mecanismos de ahorro energético basado en el
mercado, principalmente a través de EPC, para promover los esfuerzos de
ahorro y acelerar la construcción de proyectos con estándares en continuo
perfeccionamiento. Promovimos los programas clave de ahorro enérgetico,
poniendo en marcha un total de 101 proyectos incluyendo el aumento de
eficiencia energética en los sistemas de la extracción mecánica, dejaron fuera
los equipos de alto cosumo energético y baja eficiencia, la calibración y la
modernización de los instrumentos de medición, la renovación orientada al
ahorro energético de los hornos de calefacción y el termo-reciclaje de baja
temperatura. Por estos proyectos, se ahorraban el consumo energético de
420 mil toneladas de carbón estándar equivalente.
La operación de la industria petroquímica necesita gran volumen de agua,
que a su vez es uno de los recursos naturales del mayor valor. Por ello,
otorgamos suma importancia a la conservación del agua, generalizando
la aplicación de 60 tecnologías de ahorro de energía y agua a nivel de
toda la compañía, sobre la base de la evaluación técnica de las tecnologías
pertinentes de los últimos años, lo que dio buenos resultados. Se ahorró en
todo el año la energía de 1,31 millones de toneladas de carbón estándar
equivalente y el agua de 24,35 millones de metros cúbicos.
Control de Calidad
Tenemos un firme compromiso con los valores de la honestidad, confianza
y excelencia de la calidad. En 2012, dimos un continuo impulso a la
construcción del sistema de control de calidad a fin de mejorar la calidad
de los productos. Hasta finales de 2012, 123 empresas filiales de CNPC
consiguieron desarrollar sus propios sistemas de control de calidad, de las
cuales 86 fueron aprobadas por la certificación del tercer auditor. Todas
las empresas productivas desarrollaron el sistema de control de calidad y
recibieron la certificación.
Para proteger los intereses de los consumidores y ofrecer productos de
buena calidad, implemntamos la inspección aleatoria de la calidad de los
productos clave como gasolina, diésel, gas natural y otros productos en
contacto directo con los consumidores. Además, aplicamos estándares
de mayor rigor sobre los productos adquiridos como válvulas, ductos y
medidores, los cuales afectan la seguridad y el medio ambiente así como
la calidad de las obras. En 2012, siete productos de CNPC incluyendo los
tubos de acero LSAW fueron nombrados productos de marca reconocida
por la Federación de Industrias Petroleras y Químicas de China. Como
parte de los esfuerzos por reforzar el control de calidad en los proyectos
de construcción e ingenería, publicamos el Manual sobre el Control de
Calidad en Proyectos de Construcción, con claras disposiciones acerca de la
responsabilidad de la administración, los requerimientos básicos, el control
de proceso, la supervisión y la sanción. Fortalecemos el control de calidad
y la supervisión en todas las fases de la construcción como la solicitud de
aprobación, estudio de viabilidad, diseño preliminar, post-evaluación etc.,
poniendo de relieve la responsabilidad de los constructores.
En 2012, CNPC organizó y participó en la elaboración y modificación de 167
estándares nacionales y sectoriales, 168 normas empresariales. Tras asumir la
labor de la secretaría de ISO/TC 263 (Comité Técnico de ISO para el Metano
de Carbón), organizó en octubre de 2012 la primera conferencia anual de
ISO/TC263. CNPC se dedicará a promover el establecimiento del sistema
internacional de estándar de CBM y proveer guía al progreso tecnológico, la
producción, el servicio y la administración del sector de CBM.
Recuperación del Gas Rico en la Cuenca Junggar
El gas rico se refiere al gas volatil y de baja presión, producido en el desarrollo de las
reservas condensadas de gas. El gas rico, difícil de recuperar y aprovecharse, suele ser
quemado en el aire y causar pérdida de recursos y contaminación del medio ambiente.
En algunos campos operados por CNPC en la Cuenca de Junggar, como Kelameili
y Mahe, se realizaron estudios y análisis integrales para dar con solución de la
inflamación, por ejemplo, instalar un inversor en el compresor para regular la frecuencia
mediante el ajuste de la presión, lo que contribuye a la recuperación y la utilización del
gas rico.
En la actualidad, en todos los campos de gas integral en la Cuenca Junggar se lograron
la recuperación y la utilización del gas rico, con un volumen anual de 18,09 millones
de metros cúbicos. El gas adicionalmente reuperado por día puede satisfacer las
demandas diarias de 50 mil familias, lo que en cierto sentido sirvió para aliviar la tensión
del suministro del gas en el norte de Xinjiang.
11
Recursos Humanos
En CNPC, siempre consideramos al humano como el factor
primordial y tenemos el firme compromiso con crear un entorno de
trabajo caracterizado por la tolerancia, igualdad, confianza mutua y
cooperación, alentando a los trabajadores mostrar su talento. Nos
adherimos a políticas de recursos humanos en concordancias con las
leyes aplicables. Ofrecemos a todos los trabajadores una plataforma de
carrera ideal y desarrollamos nuestro sistema de recursos humanos con
una visión de transformar CNPC en una empresa energética integral de
nivel mundial.
Los trabajadores representan la mayor riqueza de la compañía, por
lo cual promovemos y perfeccionamos activamente el sistema
de remuneración, prestación social y seguros. Continuamos afinando la
evaluación de los resultados y la medición de valor económico añadido (EVA)
lo que permitió un enfoque diferenciado en la evaluación de los trabajadore
de acuerdo con los objetivos generales de CNPC y las cracterísticas de
las empresas filiales, siendo más específica y efectiva. Trabajamos en la
distribución más justa de los ingresos, poniendo en juego el papel de la
remuneración como incentivo y restricción.
CNPC aboga por los principios de democracia, tranparencia, competencia
y meritocracia en la selección y el reclutamiento de los trabajadores
cualificado desde canales internos y externos. En 2012, contratamos a 10.588
graduados universitarios e incorporó a 150 expertos técnicos de alto nivel.
Recursos Humanos
Informe Anual 2012
Hasta finles de 2012, tenemos 17 miembros de la Academia de Ciencias de China y de la Academia
de Ingeniería de China, 320 expertos técnicos de alto nivel, 100 expertos de gerencia, 322 expertos de
habilidad, 3.714 técnicos de nivel superior y 24.029 técnicos.
Concedemos gran importancia a la formación de los talentos y ofrecemos un amplio rango de
programas de capacitación para mejorar los niveles de habilidad en diferentes formas, como
capacitación específica, la educación remota y el concurso de habilidades. En 2012, a nivel de la casa
matriz organizamos 142 programas de capacitación para más de 20.000 personas. Con objeto de elevar
la competitividad y la capacidad innovadora, realizamos capacitación de teoría y prática en materia de
la exploración y la explotación, la refinación y la petroquímica, el gasoducto, la tecnología de ingeniería,
la construcción, entrenando a más de 1.500 técnicos de nivel superior. Concedemos prioridad a la
construcción de los centros y las bases de capacitación, los cuales bien equipados mejoraron su
capacidad de entrenamiento. Además de realizar capacitación periódica de tiempo completo a los
ejecutivos de medio y alto nivel, aprovechamos la plataforma de educación remota para capacitar a los
trabajadores en las diversas materias. Según los datos, un total de 940 mil trabajadores accedieron a la
página web de la capacitación remota y cada día un promedio de 471 personas están en línea.
Pusimos en pleno juego el papel del concurso de habilidades profesionales para promover intercambio
técnico y mejorar la cualificación de los trabajadores, realizando certámenes en áreas de soldadura,
operación en pozo, preparación de fluido de perforación, operación de la planta de amoníaco sintético
y reparación de medidores. En los concursos nacionales, 3 trabajadores recibieron el título de Experto
Técnico Nacional y 4 el de Experto Técnico de Empresas Estatales.
Se sistematizó la evaluación y contratación de los expertos y técnicos y se crearon una serie de
estudios de expertos técnicos y de maestros nacionales de habilidad técnica. En 2012, se crearon
los estudios que llevaban los nombres de Ren Xiangcai, Liu Yongqing, Liang Dongping, Zhao
Linyuan y Cui Qifu en los Campos Petrolíferos de Daqing, Changqing y las Petroquímicas de Fushun
y Liaoyang, de modo que se configuró una red de capacitación de técnicos de alto nivel sobre la
base de los estudios de expertos técnicos de la empresa y maestros nacionales de gran habilidad
técnica. Alentamos a los trabajadores participar en los concursos nacionales e internacionales,
como resultado, 4 jóvenes recibieron el primer premio para el grupo en el concurso internacional
de soldadura Jiake de Beijing y Sun Qingxian, experto en la operación de instalaciones de etileno,
recibió el Gran Premio de Habilidad Técnica de China.
Gestión de los Recursos Humanos en el Extranjero y la
Contratación de los Empleados Locales
En apoyo de las operaciones internacionales, promovemos activamente en los últimos años la
administración y el desarrollo de los recursos humanos de ultramar en línea con la visión de convertir
CNPC en una empresa energética integral internacional y no cejamos esfuerzos en impulsar el
empleo local y la diversificación de la composición de los recursos humanos, creando un entorno de
comunicación, coordinación y armonía en las empresas de ultramar.
A fin de satisfacer las necesidades de los proyectos de ultramar, adoptamos diversas medidas para
capacitar a los talentos de administración. A través de los cursos del idioma como árabe y español,
el envío de ejecutivos a la capacitación de gerencia y técnica de hidrocarburos en Canadá, visitante
becario programa a la Universidad Stanford y la Escuela de Austin de la Universidad de Texas y la
asistencia al curso EMBA de la Universidad de Houston. En 2012, CNPC organizó 17 cursos nacionales
e internacionales, en los cuales participaron 227 personas.
13
Informe Anual 2012
Recursos Humanos
Realizamos incansables esfuerzos por contratar los empleados locales
en los proyectos internacionales, alentando la creación de puestos de
trabajo adecuados para las comunidades loclaes y admitir en lo posible
a los trabajadores locales, a quienes ofrecemos una capacitación integral
de habilidad técnica y conocimiento administrativo mediante la creación
de centros de entrenamiento, intercambio tecnológico y cooperación
educativa con las universidades de China. Hasta finales de 2012, los
trabajadores locales ya representaron un 90% de la plantilla total en los
proyectos de ultramar.
Damos una gran prioridad a la capacitación de los técnicos petroleros
de anfitriones, ofreciendo activamente oportunidades a los jóvenes
locales interesados en el sector para que sigan una carrea de petróleo.
En 2012, continuamos ofreciendo 15 becas al Ministerio de Educación de
Kazajistán para el estudio de postgrado en China. Firmamos un convenio
de capacitación con el Ministerio de Petróleo y Minas de Sudán del Sur,
por el cual en el período 2012-2014, enviará a dos grupos de personas
técnicas y gerencias a China para participar en cursos de corta duración y
3 estudiantes para recibir la educación universitaria. A tenor del convenio
suscrito por las dos partes, en 2012 realizamos en China cursos técnico y
gerencia de dos sema nas para los 20 enviados de Sudán del Sur, tiempo
en el cual los alumnos fueron a visitar los Campos de Daqing y Changqing
para estudiar las experiencias chinas en materia del desarrollo de los
campos petrolíferos. Tres jóvenes del Sudán del Sur fueron elegidos, previas
consultas entre CNPC y el Ministerio de Petróleo y Minas, para cursar la
carrera de petróleo en la Universidad de Petróleo de China.
Para que los trabajadores locales se familiaricen rápidamente con las
habilidades técnicas reuqridas para su puesto de trabajo, alentamos a las
empresas adscritas crear centros de capacitación en los países que operan.
En Turkmenistán, la Empresa de Ingeniería de Perforación Chuanqing
estableció el centro de capacitación de la ingeniería superficial para
ofrecer más de 30 cursos tales como soldadura, corte de oxy-combustión
y maquinaria de ingeniería a más 3.850 personas de la nacionalidad
turcomana desde 2010, de quienes la mayoría pasaron de trabajadores
auxiliares a operadores muy hábiles y algunos asumieron responsabilidad
administrativa. En Iraq, la empresa del Campo de Daqing instaló un centro
de capacitación integral cuyas materias sobre tecnología de perforación,
negocios, HSE, idioma y cultura, muy acorde con las operaciones locales,
fueron bien acogidas por los trabajadores iraquíes. Estos cursos, al
tiempo de mejorar la capacidad operativa, contribuyeron a incrementar
la comunicación y el entendiemiento entre trabajadores de diferentes
antecedentes culturales. Los trabajadores locales dijeron: "el centro de
capacitación juega un papel fundamental para elevar el nivel técnico y
mejorar el sentido de responsabilidad de los trabajadores".
Capacitación de los Trabajadores Locales en Myanmar
La Compañía de CNPC, diseñó y lanzó programas de capacitación
para los trabajadores myanmarenses con anticipación, a fin de
la operación, administración y logística de los ductos una vez
entrados en servicio.
El programa está dividido en tres fases: aprendizaje de
habilidades profesionales en la Universidad de Yangon; estudio
de conocimientos específicos como el idioma chino e inglés y
la administración de ductos en la Universidad de Petróleo del
Suroeste de China; práctica en las estaciones de los oleductos y
gasoductos. Hasta el presente, ya se concluyó la capacitación del
primer grupo de 60 empleados.
14
人力资源
Tecnología
En 2012, continuamo promoviendo la construcción del sistema de la
innovación científico-tecnológica, conquistando grandes proyectos
relativos a la tecnología clave para las actividades de la compañía, lo que
permitió elevar la capacidad innovadora y la competitividad y contribuir de
esta forma al desarrollo sano de los negocios principales de la compañía.
En el área de la exploración de hidrocarburos: innovamos la tecnología
sísmica caracterizada por la adquisión y observación de datos con alta
densidad, amplia línea y profunda migración preapilamiento. Logramos
grandes saltos en la aceleración de la perforación en las formaciones
complejas y ultra profundas en zonas montañosas. Todas estas
tecnologías sirvieron para guiar la exploración del gas natural en la
Cuenca de Tarim.
Una mayor profundización del conocimiento sobre la teoría de formación
de yacimientos en el centro de cuenca lagunal y los deltas en noroeste,
nos ayudó descubrir una serie de nuevos yacimientos y consolidar la base
de recursos en el oeste.
Hicimos progresos en el molecular rastreo geoquímico y la identificación
de la formación compleja de reservas petroleras y gasíferas, formando una
serie técnica de separación de sterano y grupo de hopano, la separación
y detección de neutral contenido de nitrido, acumulación y separación
de adamantano, asi como la detección de mono hidrocarburo isótopo, lo
que dio apoyo técnico a los grandes descubrimientos en profundidad, de
carbonato de facies marina y de formaciones inconvencionales.
Tecnología
En el área del desarrollo de los campos de hidrocarburos: logramos nuevos
avances en aumento de recuperación por empuje químico en el período de
corte de agua ultra alta, lo que contribuyó al Campo Daqing a mantener una
producción estable.
Avanzamos en la tecnología de desarrollo de los reservorios de ultra baja
permeabilidad y dimos importantes saltos en las tecnologías claves de
perforación y completación de pozos horizontales y la fracturación por
segmentos, aumentando notablemente la producción por pozo individual y
sirviendo la base para una mayor producción del Campo Changqing.
Se perfeccionó la tecnología de desarrollo del crudo extra-pesado de
Fengcheng, Xinjiang, con avances en el estudio básico y la aplicación en
campo petrolífero, lo que constituyó un gran apoyo para la producción de
este tipo de crudo a escala.
Tras años de estudios y pruebas, logramos paquetes tecnológicos sobre el
desarrollo de recuperación por inyección de CO2, la reducción de emisiones,
desplazamiento de crudo y el almacenamiento subterráneo del mismo en el
campo Jilin.
En el área de refinación y petroquímica: conseguimos nuevos avances en
la tecnología de procesamiento del crudo extra-pesado de baja calidad ,
con aplicación industrial exitosa en las petroquímicas de Liaohe, Karamay y
Guangdong.
Logramos importantes conquistas en la investigación y el desarrollo del
catalizador de craqueo, con éxito en la primera aplicación industrial del
catalizador de hidro-craqueo. Logramos considerables resultados en la
investigación de la familia del catalizador de refinación, dejando sentada
una sólida base tecnológica para la mejora de la calidad de los productos
petroleros de la compañía.
Desarrollamos con éxito el paquete tecnológico de la unidad de destilación
al vacío atmosférico de 10 Mt/año y lo pusimo en marcha en la Petroquímica
de Sichuan. Aplicamos con éxito el paquete técnico de etileno de 600 kt/
año en el proyecto de modernización de la planta de etileno de 1,2 Mt/año
de la Petroquímica de Daqing. Desarrollamos con éxito el primer paquete
técnico del país para la unidad de amoníaco sintético de 450 kt/año y la de
urea de 800 kt/año, con aplicación el gran proyecto de fertilizantes de la
Petroquímica de Ningxia.
En el área de la tecnología de ingeniería y fabricación de equipos: se
inició la construcción de la primera plataforma autoelevada de perforación
marina de 400 pies, lo que marcó el progreso que logramos en el diseño y la
construcción de la plataforma de perforación marina.
Asistimos al gran progreso en la tecnología de aceleración de la perforación
de pozoz en el frente montañoso de Kuche en la Cuenca Tarim. Con el uso
de la tecnología de PCD (perforación con control de presión) con precisión,
la tasa de penetración se incrementó en forma notable en la perforación del
estrato de carbonato fracturado en el Campo de Tazhong.
Desarrollamos la tecnología complementaria de fracturación
multisegmentaria con tubos continuos en los pozos horizontales, ofreciendo
apoyo efectivo para la explotación de hidrocarburos inconvencionales.
El sismómetro G3i de 15.000 canales y la unidad de registro de toma de
imagen con el reflejo acústico de detección remota fueron desarrollados y
aplicados en forma amplia.
En busca de mayores reservas de hidrocarburos, adoptamos tecnologías
3D sísmica de recolección y procesamiento de datos de desplazamiento de
Informe Anual 2012
tiempo preapilamiento en áreas ultra grades y complejas, lo que resultó en
el establecimiento de la caída digital integrada de Qikou de pleno 3D y alta
precisión. Todo ello ayudó a incrementar la expansión de las reservas.
Desarollamos con éxito los equipos clave de gasoductos y los ductos
soldados X80 resistentes a la gran deformación y conseguimos el desarrollo
nacional del know how tecnológico y la fabricación de los equipos de la
licuefacción del gas natural, con aplicación en los proyectos de GNL en Ansai
de Shaanxi y Tai´an de Shandong.
En el área de seguridad, ahorro de energía y protección medio ambiental:
se consiguió un gran desarrollo en la tecnología de bajo carbono con
la que las aguas residuales producidas de la recuperación térmicapara
crudos pesados pueden ser recicladas sin la necesidad de remover SiO2, de
modo que se redujeran en forma significativa el costo del uso químico y la
producción de lodos. Dimos buenos resutados de optimización técnica de
energía en la refinación. Se configuraron 4 tipos de tecnología para tratar los
lodos de crudo pesado, a saber, la conversión en combustible , el moderado
centrífugo con inyección química de lodos, el lavado químico de lodos en
tierra y la carbonización y pirólisis de los residuos generados por la refinación.
También desarrollamos combustibles sólidos con lodos y la técnica de coincineración con carbón, con aplicación exitosa en el Campo Liaohe, siendo
apoyo tecnológico para el tratamiento inocuo y aprovechamiento de lodos.
En 2012, promovemos la construcción de la plataforma de condiciones
tecnológicas básicas con funciones en perfeccionamiento. Los proyectos
como laboratorios clave de acumulaciones subtérraneas de hidrocarburos
avanzaron según lo previsto. Los proyectos de empuje crudos por CO2 y
almacenamiento subtérraneo de CO2 y el desarrollo de las unidades de
registros de pozos fueron incluidos en la lista nacional de la capacidad
innovadora en el sector energético. La base de prueba piloto de desarrollo
de gas con alto contenido sulfúrico fue elevada al nivel del centro de R&D
de categoría nacional. Hasta finales de 2012, contamos con un total de 15
laboratorios clave y centros de investigación de nivel nacional.
Respecto a la exploración y explotación de hidrocarburos, la refinación y
petroquímica y la tecnología de ingeniería, fomentamos activamente los
intercambios y la colaboración en materia de la ciencia y tecnología con los
centros de investigación, universidades, petroleras estatales y multinacionales
tanto doméstico como otros países. CNPC participa en las actividades
auspiciadas por organizaciones sectoriales e internacionales como NOC, IEF,
IGU, AAPG, SEG y SPE, en aras de la mejora del nivel científico y tecnológico.
En 2012, presentamos un total de 4.011 solicitudes de patentes, de las
cuales 1.605 eran de invención. Conseguimos 2.998 patentes autorizadas,
de las cuales 692 eran de invención. Fueron certificados 123 know how
tecnológicos y se registró la propiedad intelectual sobre 47 sistema de
software. 5 resultados de investigación fueron laureados con el Premio
Nacional de Avance Tecnológico, de los cuales "la tecnología clave para
la fracturación multisegmentaria en la perforación y completación de
pozos horizontales y su aplicación industrial" consiguió el primer premio
y "el gran descubrimiento en las rocas metamórficas y tecnologías de
desarrollo eficiente", "el desarrollo y la apliacación industrial del compuesto
petrolero para motores de combustión interna de alta gama", "la tecnología
y aplicación industrial del fluido de perforación de temperatura ultra alta",
y "Tecnologías de plataformas de torre caracterizadas por el gran flujo y la
transferencia masiva y eficiente 3D y su aplicación para el ahorro energético
en la producción petroquímica", el segundo premio.
17
Informe Anual 2012
Tecnología
Tenología de Rastreo Geoquímica Molecular de
Formación Compleja de Reservas de Hidrocarburos
Tecnología de Exploración y Desarrollo de Reservas de baja
Presión y Ultra Baja Permeabilidad
La tecnología de rastreo geoquímico molecular de formación compleja de
reservas de hidrocarburos, desarrollada por el Instituto de Investigación
sobre Exploración y Explotación de CNPC, resolvió la dificultad que había
existido para la predicción de las propiedades de hidrocarburos y el
conocimiento de las leyes de sus niveles de enriquecimiento y distribución
en reservas clave como las profundas y ultra profunda, de carbonato e
inconvencionales. Sentó la base teórica para la evaluación cuantitativa
de la potencialidad de la acumulación hidrocarburos de multi-fuente, el
rastreo dinámico del proceso de generación-desplazamiento-acumulación
y transformaciones secundarias relacionadas, y la predicción efectiva de las
principales formaciones y fluidos de hidrocarburos. Incluye cuatro series
de tecnología, a saber, utilización monómeros e isótopos de hopanes
y esteranos como indicadores, rastreo de compuestro de nitrógeno,
fechado de monómeros e inclusiones y uso de adamantanes para indicar
transformaciones secundarias en el proceso de acumulación. Quedó
establecido el correspondiente sistema de parámetros de evaluación, lo
que sirvió para resolver en forma efectiva los problemas de identificación
de los factores de acumulación tales como la degradación de kerogen
en las fases de alta y post maduración, el gas desde el crudo y craqueo
del bitumen residual, y el período de desplazamiento, acumulación y
formación de hidrocarburos complejos.
La empresa del Campo Changqing logró nuevas conquistas en el
desarrollo de la tecnología de exploración y explotación de yacimientos de
baja presión y ultra baja permeabilidad, formulando los nuevos modelos
sedimentarios tales como deltas poco profundos de flujo abierto y flujo de
detritos arenoso de aguas profundas, lo que ayudó a descubrir los Campos
de Jiyuan y Huaqing, al contrario de la imposibilidad que en el pasado
se consideraba para encontrar grandes yacimientos en el centro de las
cuencas lacustres interiores.
La tecnología jugó un papel importante en los estudios teóricos sobre la
acumulación mutifase de hidrocarburos y transformación de última fase
en facies marina, reservas de karst y arrecifes, mecanismo de generación,
desplazamiento y acumulación a gran escala de gas en las reservas en
profundidad de la depresión de Kuqa, abundancia, carga de fuente cercana
y acumulación continua de recursos inconvencionales incluyendo gas
de esquistos y hidrocarburos de formaciones compactas, así como en el
descubrimiento en la exploración de recursos de estratos profundos y ultra
profundos, de carbonato e inconvencionales.
Se desarrolló la tecnología de la evaluación sobre la producción del
pozo individual y la predicción dinámica con inyección de agua en los
yacimientos de ultra baja permeabilidad.
Se estableció el sistema de evaluación y predicción rápida sobre la
producción del pozo de evaluación en los reservorios de ultra baja
permeabilidad, con la coincidencia de más del 15% en el pronóstico.
Se innovaron las tecnologías de descripción precisa de los yacimientos
fracturados de ultra baja permeabilidad, de inyección de agua
anticipada por segmentos separados y la tecnología de ajuste de profile
para un yacimiento entero, las cuales contribuyeron al incremento del
barrido por empuje de agua en un 7%, la tasa de recuperación en un
1,5% y la reserva producida por el empuje de agua en un 10%.
Se desarrollaron una serie de tecnologías como la selección de las
zonas ricas en un yacimiento de gas de formaciones compactas y
heterogéneas, el diseño de la red de desarrollo y la trayectoria de
los pozos horizontales de yacimientos de muy baja permeabilidad,
el rastreo y predicción dinámica, el desarrollo efectivo y a escala de
pozos horizontales, la fracturación de multi-cluster, multi-fase y multifractura de los pozos horizontales en los yacimientos de ultra baja
permeabilidad. Adicionalmente, se introdujo la innovación en la
técnica terrestre y el modo de construcción estandarizada.
Teoría y Tecnología para la Exploración de Carbonato de
Facies Marina
Tecnología para el Desarrollo de las Reservas de Gas
Condensado de Ultra Profundidad y Ultra Alta Presión
La teoría y tecnología para la exploración de carbonato de facies
marina, desarrolladas por el Instituto de Investogación de Exploración y
Explotación de CNPC, la empresa Campos de Hidrocarburos de Suroeste y
la empresa del Campo de Tarim, la teoría de acumulación de hidrocarburos,
centrada en la generación a gran escala de gas en las fases de alta y post
maduración, debido a la retención de hidrocarburos líquidos en rocas de
origen, mecanismo de kartificación de estrato e inter-estrato y patrones de
distribución en clusters. Al mismo tiempo, se desarrollaron las tecnologías
de exploración basadas en la descripción cuantitativa de las reservas de
cuevas fracturadas y la identificación de reservas y fluidos, ampliando
los potenciales de recursos de carbonatos y mejorando la precisión en la
predicción de las reservas y la tasa de éxito de los pozos de exploración.
El Campo Tarim dio importantes pasos en el desarrollo de los yacimientos
de gas condensado ultra profundos y de ultra alta presión, consiguiendo las
siguientes tecnologías: Evaluación integrada de fracturación y predicción
de series tecnologás usadas; Tecnología de construcción odelado preciso
para el yacimiento de gas que tiene fracturas, de baja porosidad y ultra
baja permeabilidad con red depocos pozos; El cálculo de presión en el
fondo de pozo, para yacimiento de gas condensado; Prueba de pozo
digital y evaluación de productividad para yacimiento de gas condensado
fracturado y sensibles al estrés; Perforación y completación de pozos de
gas condensado fracturado de ultra baja permeabilidad y ultra alta presión;
Prueba basada en cables en yacimiento de gas condensado bajo ultra
profundo y ultra alta presión.
Esta tecnología sirvió para la formación de las 6 áreas de reservas de escala
de Tazhong, Halahatang, Gucheng, Anyue, Longgang y Oeste de Jingbian,
consiguiendo saltos en la exploración de carbonatos de facies marina y el
incremento de las reservas.
Se introdujo en China por primera vez el concepto de pistola de perforación
de doble cañón para manufacturar el taladro usado bajo alta temperatura,
ultra alta presión y perforación completa con diámetro de 127 mm.
Asimismo, se diseñó y manufacturó el inhibidor de acidificación de alta
temperatura para los tubos super 13 Cr y se estableció el procesamiento
técnico estandarizado para el gas condensado.
18
Tecnología
Informe Anual 2012
Esta serie de tecnologías orienta el desarrollo eficiente del Campo Gasífero
Dina-2 y facilitó el desarrollo de los campos ultra profundos y de ultra alta
presión de Dabei y Keshen.
La tecnología de romper la roca con alta eficiencia aumentó la
velocidad de penetración en los estratos profundos de los pozos ultra
profundos, reduciendo el período de perforación.
Tecnología Sísmica de Alta Densidad y Amplio Azimut para
Areas Montañosas Complejas
La tecnología de fijación con gran diferencia de temperaturas permitió
elevar la calidad de cementación de sección larga de pozos profundos,
prolongando la vida últil del tubo de pozo.
Las tecnologías, desarrolladas por BGP y la empresa del Campo de Qinghai,
adoptaron un enfoque campo+bajo techo para la supresión de ruidos y
van en concordancia de tres principios básicos, a saber, el error de tiempo
del primero arribo inferior a un cuarto del período válido de señales, el no
pseudo intervalo de líneas y la atenuación de la frecuencia de corte de una
señal válida inferior a 3 dB. Estas tecnologías conllevaron a la captación
3D sísmica irregular basada en datos geográficos de alta precisión en
áreas montañosas complejas, la implementación eficiente en dichas
zonas, la corrección estática integrada basada en marcas en superficies
poco profundas y el procesamiento de datos 3D sísmicos focalizado en la
supresión de ruidos preapilamiento.
Se obtuvieron datos de imagen migrada de alta calidad, con el uso de un
sistema de investigación de amplio azimut con 468 pliegues (máximo), alta
densidad de líneas de fuente, 24 líneas receptoras, y un ratio de 0,7 o más.
Estos datos ayudaron a identificar la Estructura Yingdong-1 y apoyó en el
área tecnológica el descubrimiento del Campo de Yindong de 100 millones
de toneladas de petróleo de reserva.
Tecnologías y Equipos para la Perforación de Pozos Ultra
Profundos
El Instituto de la Tecnología e Ingeniería de Perforación de CNPC, la
Corporación de Ingeniería de Perforación de Bohai y la Empresa del Campo
Tarim consiguieron avances positivos en las tecnologías y equipos clave de
perforación, formando una serie de tecnologíass y equipos de perforación
de pozos ultra profundos.
El programa de optimización y simplificación de la estructura del pozo
sirve para resolver las dificultades causadas por la coexistencia de
series de formaciones de presión multi longitudinal, capas de gravas
masivas y capas de agua salina de alta presión en la perforación de
los pozos ultra profundos, lo que resultó en una mayor capacidad de
llegar al objetivo.
La innovación en la sal orgánica, el fluido de perforación resistente a la
alta temperatura y el nuevo tipo de fluido de base crudo ayudó a hacer
frente a los desafíos como necking de rocas lodosas de sección larga
y escurrimiento de la capa de sal-yeso en los pozos ultra profundos,
reduciendo significativamente los incidentes originados por las
condiciones complejas en el fondo del pozo.
La perforación vertical automática sirve para prevenir la desviación y
asegurar la rápida perforación en estructuras altamente inclinada.
La tecnología de perforación de presión controlada resuelve el
problema de la ventana de estrecha densidad de los pozos ultra
profundos.
El éxito del desarrollo del taladro de 8.000 metros ZJ-5850 sirvió
para reducir el costo de perforación y garantizar la seguridad de
producción.
Instrumentos de Registro de Imagen
Los instrumentos de registro, desarrollados independientemente
por la empresa de Registro de CNPC, incluyen escaneo de micro
electroresistividad, inducción de matriz y otros instrumentos de formación
de imagen en series, los cuales se combinan con las tecnologías del
procesamiento e interpretación de imágenes con precisión.
Con adelantos tecnológicos y adaptativos y en el amplio rango dinámico
de medición de la electroresistividad de 10.000 ohm-metros, el escaneador
de micro electroresistividad resiste a una tempretura y presión de trabajo
de 175 oC/140 MPa al máximo, con aplicaicón exitosa en los pozos de 7.000
metros de profundidad del Campo Tarim.
Los instrumentos de inducción de matriz, con sistemas de bobina de
alta fiabilidad y capacidad de focalización sintética rápida, sustituyeron
los aparatos de registro de inducción dual, con buen desempeño en la
evaluación de saturación cuantitativa de las formaciones de baja porosidad
y permeabilidad. Con la innovación en la focalización y el monitoreo,
combinando la mecánica y el software, y la medición de escala de nanovolvatio de multi frecuencia, la unidad de registro lateral de matriz provee
información sobre la resistividad de la formación lateral con una resolución
vertical de 0,3 m.
A través de la conexión unificada de transmisión de alta velocidad, se
integraron rápidamente los instrumentos de inducción de matriz y
los convencionales, o escaneadores de micro electroresistividad con
los instrumentos acústicos de matriz, lo que contribuyó a aumentar
significativamente la eficiencia de registro diagrafía y reducir el costo de
exploración y explotación.
Hasta finales de 2012, 240 unidades de registro de diagrafía con formación
de imagen fueron aplicadas en más de 10 campos perolíferos como
Changqing, Qinghai y Tarim, realizando 6.800 operaciónes de registro
de diagrafía, lo que conllevó al incremento de un 5% en promedio de la
identificaión de las formaciones de hidrocarburos.
La tecnología de perforación sub balanceada basada en el gas
sirve para incrementar notablemente la eficiencia de perforación
en las capas superiores de los pozos ultra profundos y la tasa de
descubrimiento de hidrocarburos en las formaciones profundas.
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Informe Anual 2012
Tecnología
Tecnología y Equipos para los Ductos de Acero de Alto Grado, Alta
Presión, Mayor Diámetro y Larga Distancia
Logramos importantes avances en la R&D de la tecnología y los equipos para ductos
de acero de alto grado, alta presión, mayor diámetro y larga distancia. Conquistamos la
tecnología de control de fracturación de tubos de acero X80, marcando un gran salto en
el desarrollo de este tipo de ductos en China, princpalmente en tres aspectos, a saber,
ciencia de materiales, transporte y construcción. Se desarrollaron una serie de tecnologías
de ingeniería para los ductos de acero X80 de larga distancia, con la presión de trabajo
de 12 Mpa. Se produjeron por primera vez en China los tubos X80. Sobre las primeras
dos unidades de compresores eléctricos de 20 MW se llevaron a cabo pruebas de
aplicación industrial. Fue desarrollada la primera unidad de compresor, con tracción de
combustible, de 30 MW. Las primeras 30 válvulas de bola (600lb y 900lb) de alta presión
40”/48”, mayor diámetro y de total soldadura fueron producidas. Estos productos fueron
aplicados en la Fase II y III de los Gasoductos Oeste-Este y redujeron enormemente el
costo de construcción.
Catalizador de Hidrocraqueo
El hidrocraqueo se constituye en un proceso en el que los destilados se convierten en
diésel limpio de estándar V de China y combustible aéreo 3 con un contenido sulfúrico
inferior al 10 μg/g. Su aceite de cola es un material de alta calidad para el craqueo de
etileno y la producción del aceite de base de lubricante.
El Instituto de Investigación Petroquímica de CNPC consiguió la modificación de
zeolitos DAY mediante coordinación orgánica, síntesis de zeolitos DQ-35 en sistemas
concentrados, composición de materiales vehiculares y preparación de catalizador
de hidrocraqueo. Con estas tecnologías clave, se solucionaron los problemas sobre la
coordinación entre el hidrotratamiento y el craqueo. El catalizador de hidrocraqueo
PHC-03 fue desarrollado con actividad estable, una amplia selección de crudo medio
y excelente isomerización. Fue aplicada una prueba industrial en la instalación de
hidrocraqueo de 1,2 Mt/a en la Petroquímica de Daqing en 2012. La prueba hiso
productos satisfactorios, con una tasa de beneficio 3% superior a diésel y combustible
aéreo, un descenso de más de 5 oC en el punto de condensación de diésel y una caída
de 2 unidades en el valor BMCI del aceite de cola.
Paquetes Tecnológicos para Grandes Plantas de Etileno
Tras años de investigación, la Corporación de Contratación e Ingeniería Huanqiu de China
logró desarrollar en forma independiente una solución industrial para las grandes plantas de
etileno. Dicha solución ayuda a un gran número de temas técnicos, incluyendo expresión de
un mayor volumen de destilados petroleros no identificados en el sistema de enfriamiento
rápido, cálculo de estrés en relación al gas de pirólisis en el horno de craqueo y la expansión
térmica de los tubos de vapor de ultra alta presión y parámetros de interacción binaria de
gases cuánticos como el hidrógeno. Se crearon patentes modelos para la hidrogenación C2
e hidrogenación C3 y se consiguieron avances en las tecnologías del craqueo, dieléctrico y
cajas frías. En 2012, la solución fue aplicada a una nueva planta de etileno de 600 kt/a en la
Petroquímica de Daqing y la planta dio productos cualificados.
20
Proyecto de Etileno de la Petroqupimica de Daqing
Resumen Anual
En 2012, CNPC, al adherirse sin vacilación al desarrollo del petróleo y gas, pone
en pleno juego sus ventajas integrales, avanza a pasos sólidos superando las
dificultades y mantiene una marcha estable de sus negocios, que se traduce en
un rápido crecimiento productivo, los principales índices de negocios que están
a la altura de las expectativas y una estabilidad general del rendimiento.
Repaso Anual
Informe Anual 2012
Exploración y producción
En 2012, continuamos fortaleciendo las operaciones de petróleo y gas
como nuestros negocios núcleos y han mantenido un crecimiento
constante de las reservas probadas y de producción. Se registró una serie
de importantes descubrimientos en las principales cuencas petrolíferas de
China, anunciando un auge en el aumento de la reserva. Mientras tanto, la
producción del petróleo y gas creció constante y establemente en nuestros
principales campos de petróleo y gas.
de Tarim Basin, nuevos progresos en la exploración de carbonato
en Tadong, una acumulación de gas enriquecido identificada en las
formacines cámbricas en la cuenca de Sichuan, un descubrimientos
de petróleo apretado en la cuenca Junggar, perspectivas amplias en la
depresión de Liaohe de la cuenca de la bahía Bohai y nuevos desarrollos
en la exploración de depósito litológicos en la depresión de Fushan de
la cuenca del Golfo Beibuwan.
Exploración
Además, se registraron 14 grandes logros en Jiyuan y Huaqing de la cuenca de
Ordos, Keshen y Tabei de la cuenca de Tarim, Lukeqin de la cuenca de TurpanHami y Mabei pendiente de la cuenca Junggar.
En 2012, a través de nuestra exploración interna, se descubrió una reserva
nueva de petróleo y gas en sitio de 710 millones de toneladas y 450,4
mil millones de metros cúbicos respectivamente, que significa la reserva
comprobada de petróleo y gas supera a 1 mil millones de toneladas de
petróleo equivalente por seis años consecutivos. Una gran parte de las
reservas recientemente probadas es caracterizada por las formaciones
de baja permeabilidad, litología, baja y media abundancia y reservorios
profundos, que sin embargo, son relativamente producibles gracias a la
integridad de la formación y certeza de las reservas. La tasa de sustitución
de la reserva a prudución se mantuvo por encima de uno, que permite un
crecimiento estable y constante de la producción.
Reserva de petróleo en sitio recién
probada en el lugar(nacional)
715,12
711,00
Reserva de gas natural en sitio
recién probada en el lugar(nacional)
570,10
655,77
487,90
450,40
Descubrimientos principales
Se realizaron nuevos avances de la exploración de petróleo y gas en
las cuencas de Tarim, Junggar y Qaidam, Sichuan, Ordos, incluyendo
un descubrimiento importante de gas natural en Kuqa de la depresión
2010
2011
2012
millones de toneladas
2010
2011
2012
mil millones de metros cúbicos
Las reservas y los datos de operación (nacional)
2010
2011
2012
Reserva petrolera recién probada (mmtt)
655,77
715,12
711,00
Reserva gasífera recién probada (mil millones de metros cúbicos)
570,10
487,90
450,40
Sísmica 2D (km)
31.023
33.912
23.987
Sísmica 3D (km²)
13.463
12.954
16.105
1.640
1.794
1.898
Pozos de prospección preliminar
949
1.020
1.190
Pozos de evaluación
691
774
708
Pozos de exploración
23
Informe Anual 2012
Repaso Anual
Desarrollo y Producción
En 2012, la producción nacional de petróleo y gas se desarrolló de forma
constante y equilibrada. Con un enfoque en proyectos clave de expansión
de capacidad, se expandió el uso de técnicas innovadoras y procesos
nuevos tales como fractura gradual de pozos horizontales para impulsar la
producción por pozo y beneficios económicos.
Hemos logrado incrementos de capacidad nueva de producción de 16,16
millones de toneladas de crudo y 15,11 mil millones de metros cúbicos de
gas natural. Durante todo el año, producimos 173,97 millones de toneladas
de petróleo equivalente, un aumento del 3,7% en comparación con el año
anterior.
Producción del crudo
En 2012, continuamos promoviendo la inyección de agua finamente
controlada, tomamos una serie de medidas para mejorar la producción por
pozo en campos maduros y promovemos el crecimiento de producción en
nuevos campos. La producción nacional del crudo de todo el año alcanzó
110,33 millones de toneladas, un crecimiento de 2,6%.
El campo petrolífero de Daqing mantiene una producción constante en 40
millones de toneladas durante 10 años consecutivos a través de la inyección
de agua finamente controlada y mejoramiento por enpuje de polímero
eficiente. Tanto la tasa de declinación natural y la tasa de disminución
compuesta de expansión de agua disminuyó un 2% en comparación con
los niveles de 2009. La producción de recuperación terciaria, principalmente
mediante empujes de polímeros, representó un tercio de la producción total
del campo. En el campo petrolífero de Changqing, se utilizó un enfoque
integrado en la exploración y desarrollo de yacimiento de gas de Sulige y
reservas de petróleo de permeabilidad ultrabaja, de esta forma la producción
de petróleo y gas se incrementó continuamente y la producción anual llegó
a 45,74 millones de toneladas de petróleo equivalente.
Campaña de inyección de agua
Para llevar a cabo de manera efectiva la administración de campos
maduros y mejorar su producción, CNPC siguió poniendo en práctica un
enfoque de desarrollo integral basado en la inyección de agua finamente
controlada desde 2009. Mediante la técnica de inyección de agua en capas
independientes, el ajuste del patrón de desarrollo y las pruebas pilotos
en bloques claves, la estructura de la producción se ha optimizado aún
más, con más reservas producibles y al mismo tiempo los maduros pozos
ofrecen una mayor proporción de la producción total. En 2012, la tasa de
Producción de crudo
(nacional)
105,41
107,54
Producción de gas natural
(nacional)
110,33
2011
2012
millones de toneladas
24
El campo petrolífero de Daqing continuó liberando el potencial productivo
de petróleo mediante la inyección de agua finamente controlada,
manteniendo la tasa de declive natural y la tasa de disminución compuesta
de su campo principal en Changyuan en 5,41% y 2,86% respectivamente.
En el campo petrolífero de Liaohe, se realiza la inyección de agua con
la temperatura adecuada, la combinación de gas y de químico, según
diferentes tipos de bloques, propiedades de hidrocarburos y características
del depósito. Como resultado, 35 campos con inyección de agua han
aumentado su producción y 27 han mantenido su capacidad productiva,
que permitió una aumento del 6,5% de la producción.
Desarrollo de yacimientos de permeabilidad ultrabaja
En 2012, el campo petrolífero de Changqing produjo 7 millones de
toneladas de crudo de los yacimientos de permeabilidad ultrabaja, que
representó casi un tercio de su producción total de crudo, formando así
dos campos petrolíferos de producción anual de 1 millón de toneladas de
Huangjiang y Huaqing. En el campo petrolífero de Jilin, después de que
la explotación de yacimientos pase a ser de permeabilidad ultrabaja, la
formación de Heidimiao del campo Daqingzijing fue seleccionada para
ser un proyecto de demostración donde a través de la reevaluación de
pozos maduros y la perforación horizontal, se han identificado importantes
reservas. Mientras tanto, la fractura horizontal basada en SRV fue utilizada
con éxito en el bloque Qianbei-Putaohua, conduciendo a un aumento
evidente en la tasa de producción.
Producción de crudo pesado
Se realizaron una serie de proyectos de desarrollo de crudo pesado en
yacimientos de Xinjiang, Liaohe y Tuha, que han rendido avances en
la creación de capacidad tecnológica de la investigación, desarrollo y
producción. El campo petrolífero de Fengcheng, situado en el extremo
noroeste de la cuenca Junggar, tiene la mayor reserva de petróleo pesado
en China. Se han llevado a cabo allí desde 2005 muchos ensayos de SAGD
y producción combustible (fireflood), formando así múltiples tecnologías
innovadoras como el encendido eléctrico, inyección de aire y control de
rendimiento de fireflood, así como algunas técnicas correspondientes.
En 2012, el campo petrolífero de Fengcheng logró un crecimiento de
la capacidad de 1,63 millones de toneladas. La técnica de Fireflood fue
utilizada también con éxito en el campo petrolífero de Liaohe, que triplicó su
producción de crudo pesado en comparación con el enfoque convencional.
En particular, siete grupos de pozo, gracias a fireflood, han aumentado su
rendimiento diario de 16 toneladas a más de 100 toneladas.
79,86
Importantes pilotos
75,62
72,53
2010
declinación natural de campos maduros fue 0,35% inferior alaño pasado,
el corte agua inferior al 0,5% y la producción mediante la inyección de
agua representa más del 80% de la producción total de la empresa.
2010
2011
2012
mil millones de metros cúbicos
Lanzamos una serie de programas de investigación y pruebas piloto para
mejorar la eficiencia del desarrollo en condiciones de alto contenido
de agua, baja permeabilidad y yacimientos de crudo pesado. En 2012,
aplicamos métodos para campos maduros como los campos petrolíferos de
Daqing, Xinjiang y Liaohe, obteniendo resultados satisfactorios. La prueba
de inyección de polímero en el bloque Qidong-1 del campo petrolífero de
Xinjiang permitió un crecimiento del 12% en la eficiencia de recuperación,
encontrándose listo para las aplicaciones comerciales. Las técnicas de
Repaso Anual
inyección de ASP fueron probadas en el campo petrolífero de Daqing. En
particular, inyección de base fuerte ASP contribuyeron a un aumento de 19%
de la recuperación mientras la de base débil, un aumento de 24%, tecnología
que sirve como un reemplazo importante para mantener la producción
estable en el campo petrolífero de Changyuan. Mientras tanto, los métodos
de inyección de polímero tensioactivo fueron probados en el bloque de Jin16 del campo Liaohe, gracias a los cuales se eleva la producción diaria de 2,7
veces y se reduce la proporción del agua en un 7,2%, marcando la utilización
exitosa de un sistema de no alcalina en el desarrollo de campos con un alto
porcentaje de agua y un alto porcentaje de recuperación de reservas.
Desarrollo del gas natural
Nuestra empresa, a través del fortalecimiento de la producción y
administración de zonas prioritarias de gas e importantes pozos de gas y el
reajuste de la operación, se esfuerza por elevar la producción por cada pozo
de gas. En 2012, nuestra producción interna de gas natural alcanzó 79,86 mil
millones de metros cúbicos, un crecimiento interanual del 5.6%. El campo de
petróleo de Changqing había producido 29 mil millones de metros cúbicos
de gas natural, representando un aumento continuo y rápido. En particular,
el yacimiento de gas de Sulige experimentó una producción diaria de 49,7
millones de metros cúbicos, con una producción anual de hasta 21 mil
millones de metros cúbicos. El campo petrolífero de Tarim había producido
19,3 mil millones de metros cúbicos de gas natural, asegurando una fuente
confiable de suministro para los gasoductos de oeste a este. Los campos
de petróleo y gas del sudoeste toman medidas para mejorar la capacidad
de producción de nuevos bloques, que dieron un rendimiento de 13,15 mil
millones de metros cúbicos durante todo el año.
La tercera fase del campo de gas Changling del campo petrolífero
Jilin pone en producción
Como parte de los yacimientos petrolíferos de Jilin, el campo de gas
Changling es el primer campo de gas de alto CO2 operado por CNPC en
China. El yacimiento de gas se ha desarrollado en tres fases. Los proyectos
de primera y segunda fase han entrado en producción en 2009 y 2010
respectivamente. En octubre de 2012, la tercera fase del proyecto,
principalmente incluyendo sistemas de recolección, instalaciones de
procesamiento, instalaciones auxiliares y servicios públicos, se puso en
funcionamiento. En consecuencia, el campo de gas Changling es capaz
de procesar 2 mil millones de metros cúbicos de gas natural por año para
satisfacer el consumo de gas natural en Jilin.
Informe Anual 2012
Exploración y Desarrollo de Petróleo y Gas no
Convencionales
CNPC concede gran importancia a la exploración y desarrollo de la gas de
la capa de carbón, shale gas, gas en areniscas de baja permeabilidad y otros
recursos de hidrocarburos no convencionales. Seguimos adelante con la
construcción de bases industriales de gas de la capa de carbón, acelerando
los proyectos de demostración de gas y promoviendo el desarrollo de gas
en areniscas de baja permeabilidad.
Gas de la capa de carbón
Nuestra capacidad de producción de gas de capa de carbón sigue
creciendo en la cuenca de Qinshui y el borde oriental de la cuenca de
Ordos. En 2012, comprobamos 78,8 mil millones de metros cúbicos del gas
de capa de carbón, aumentamos la producción de 1,35 mil millones de
metros cúbicos y suministramos 600 millones de metros cúbicos de este
tipo de gas al mercado, un aumento interanual del 42,9%.
Hubo avances importantes en la construcción de capacidad de producción
del gas de capa de carbón. El proyecto del bloque de Zhengzhuang de la
Cuenca de Qinshu de producción anual de 900 millones de metros cúbicos
ha entrado en producción. Nuevas reservas de gas de capa de carbón
fueron identificadas en el bloque de Baode, con el grueso de las principales
capas de carbón superior a los 11 metros.
Shale Gas
En 2012, continuamos nuestros esfuerzos en la R&D y la aplicación de
nuevas tecnologías para la exploración de shale gas y logramos avances en
la evaluación integral de recursos de gas de pizarra y la fractura horizontal,
facilitando la construcción de dos zonas de demostración de shale gas en
Weiyuan-Changning en Sichuan y Zhaotong en Yunnan respectivamente.
Durante todo el año, se perforaron nueve pozos verticales y dos pozos
horizontales, con siete pozos de operaciones de fractura, que aportaron un
rendimiento 17,25 millones de metros cúbicos de shale gas comercial. Varios
pozos en el bloque de Changning-Weiyuan obtienen altos rendimientos. En
particular, el pozo Ning 201-H1 tuvo una producción diaria de 150 mil metros
cúbicos, mostrando así perspectivas prometedoras de este bloque.
Desarrollo del gas de Esquisitos de Changning
25
Informe Anual 2012
Repaso Anual
Exploración y Desarrollo Conjunto en China
Según lo autorizado por el gobierno chino, CNPC trabaja con socios
internacionales para explorar y desarrollar los recursos de petróleo y gas
en China. La mayoría de los proyectos conjuntos se relaciona con los
yacimientos de baja permeabilidad, crudo pesado, zonas de marea y poca
profundidad de agua, gas amargo, depósitos de gas de alta temperatura y
alta presión, gas de capa de carbón y shale gas.
A finales de 2012, teníamos 35 proyectos vigentes de exploración y
explotación, incluyendo 15 proyectos de petróleo convencional, 10
proyectos de gas convencional y 10 proyectos de gas de capa de carbón.
Además, se están implementando dos acuerdos de evaluación conjunta.
Estos proyectos producen 4,11 millones de toneladas de crudo y 4,22 mil
millones de metros cúbicos de gas natural, que sumaron 7,47 millones de
toneladas equivalentes de petróleo, que significa un crecimiento del 6,3%
en comparación con el mismo periodo del año anterior.
Ejecución de proyectos clave
Proyecto de gas natual de Changbei
El proyecto del bloque Changbei está situado en la cuenca de Ordos,
cubriendo un área de 1.691 kilómetros cuadrados. El Grupo Shell es nuestro
socio y el operador del proyecto.
En 2012, el proyecto estaba funcionando sin problemas, produciendo
3,55 mil millones de metros cúbicos de gas natural por los 33 pozos
horizontales, de los cuales 20 pozos tenían un caudal diario por encima de
1 millón de metros cúbicos durante la etapa inicial.
Proyecto de campo de petróleo Zhaodong
El proyecto del bloque Zhaodong está situado en la zona costera de poca
profundidad de agua de la cuenca de la bahía de Bohai, cubriendo un área
de 77 kilómetros cuadrados. La Empresa Aceite de Roc de Australia (Bohai)
es nuestro socio y el operador del proyecto.
En 2012, el proyecto Zhaodong produjo 1,04 millones de toneladas de
crudo, cuya producción anual ha sido superior a 1 millón de toneladas
por nueve años consecutivos. Desde su inicio, el proyecto ha producido
en términos acumulativos más de 10 millones de toneladas de crudo y 77
millones de metros cúbicos de gas natural.
Proyecto de gas natural Sulige Sur
El proyecto de gas natural del bloque Sulige sur está situado en la cuenca de
Ordos, cubriendo un área de 2.392 kilómetros cuadrados. La Empresa Total es
nuestro socio y CNPC es el operador. En 2012, lograron resultados favorables
en la preparación para el desarrollo de este proyecto, y en la prueba se
consiguió una alta producción por pozo.
Proyecto de gas natural Jinqiu
El proyecto de gas natual del bloque Jinqiu cubre un área de 4.068
kilómetros cuadrados en la cuenca de Sichuan. El Grupo Shell es nuestro
socio y el operador del proyecto. En 2012, 14 pozos fueron perforados y 11
fueron completados en este bloque, que demostró potencial importante
para el desarrollo de gas en areniscas de baja permeabilidad.
Proyecto de shale gas Fushun-Yongchuan
El proyecto de bloque Fushun-Yongchuan cubre un área de 3.500
kilómetros cuadrados en la cuenca de Sichuan. El Grupo Shell es nuestro
socio y el operador del proyecto.
En 2012, se consiquieron importantes avances en la evaluación del proyecto
Fushun-Yongchuan. Los cuatro pozos horizontales de este bloque obtuvieron
flujos de shale gas comercial, mostrando un prometedor potencial de
recursos de esta zona. En particular, el pozo de Yang 201-H2 alcanzó una
profundidad de 4.544 m, produciendo diariamente 430 mil metros cúbicos
de gas en la etapa inicial de prueba de producción, lo que es el pozo de
shale gas en etapa de ensayos de mayor producción de China.
Plataforma de operación del proyecto de Zhaodong
26
Repaso Anual
Informe Anual 2012
Gas Natural y Tuberías
En 2012, la empresa se esforzaba por cumplir la meta de "CNPC Verde",
y nuestros ingresos de operaciones y ventas de gas natural continuaron
creciendo. El tronco y ocho ramas del segundo gasoducto Oeste-Este
comenzaron a funcionar y se forma la red de servicio en todo el país
caracterizada por una fuente diversificada, una distribución de recursos por
la red y la centralización de administración y control, que ha constribuido al
mejoramiento de nuestra capacidad de suministro al mercado. Vendimos
97,3 mil millones de metros cúbicos de gas natural en 2012.
A finales de 2012, operamos 66.801 km de tuberías en China, que incluye
16.369 km de crudo, 40.995 km para gas natural, y 9.437 km para refinados,
alrededor del 67%, 77% y 48% de toda China respectivamente.
Operación y Control
En 2012, basado en el principio de "estabilidad, equilibrio, eficiente
y control", nuestra empresa pone en juego nuestras fortalezas de
administración centralizada, y refuerza la coacción integral de producción,
distribuciíon y venta a través de la red de tuberías, opitimizando así la
producción y operación. La Empresa PetroChina Sudoeste fue establecida
para hacerse cargo de la operación de la tubería de petróleo y gas y de la
distribución de productos refinados en el suroeste de China.
Se tomaron una serie de medidas para asegurar el suministro estable de
gas para el mercado interno, especialmente en regiones clave y durante las
temporadas pico. Incrementamos la producción de gas en yacimientos de
gas más importantes, importando más tubería de gas y aumentando las
compras de gas natural licuado.
Instalaciones de transporte y almacenamiento
En 2012, la Empresa ha intensificado sus esfuerzos en rellenar los almancenes
de gas, poniendo en juego el papel como válvula de control de las grandes
instalaciones de almacenamiento de Dagang, Huabei y Jintan, de esta forma
satisfaciendo las cambiantes demandas de diferentes temporadas.
En 2012, se terminó la construcción de la parte del subsuelo del almacén
de gas de Liaohe. Se estima que en 2013 se cumplirán las condiciones
para el almacenamiento. Esta instalación se encarga de suministrar el gas
para las tuberías Qinling-Shenyang y Dalian-Shenyang. El almacén de gas
Xiangguosi ya alcanza los estándares para el relleno de gas, y se prevee que
para finales de 2013 ya podrá entrar en funcionamiento.
Nuevas Instalaciones de Transporte y
Almacenamiento
En 2012, comenzamos la construcción del tercer gasoducto Oeste-Este y la
tubería de producto refinado de Jinzhou-Zhengzhou. Una serie de proyectos
de tubería se completaron y entró en funcionamiento, incluyendo la
segunda tubería Oeste-este, la red de gasoductos de Shandong, la tubería de
crudo Changqing-Hohhot, la tubería de crudo Dushanzi-Urumqi, la tubería
de crudo de Rizhao-Dongming y el tronco de la tubería de crudo pesado y la
red complementaria de Fengcheng en Xinjiang.
La segunda tubería de gas Oeste-este
El proyecto del segundo gasoducto Oeste-este, compuesto por un tronco
y ocho ramas con una longitud total de 8.704 km, va desde Huoerguosi de
Xinjiang, donde se une con el gasoducto de Asia Central, llega a Shanghai
en el este de China, y a Guangzhou y Hong Kong en el sur de China. El
proyecto se dividió en dos partes, es decir, la parte occidental HuoerguosiZhongwei de 2.461 km que entró en funcionamiento en diciembre de
2009 y la parte oriental Zhongwei-Guangzhou de 2.517 km, que entró en
producción en junio de 2011.
Hasta finales de 2012, la segunda tubería de gas Oeste-este entró en
pleno funcionamiento, que se conecta con más de 20 tuberías interiores
e internacionales, formando una red de gasoductos de 40 mil km de largo
y suministrado gas a 28 provincias, municipios y regiones autónomas
incluyendo Hong Kong.
La tercera tubería de gas Oeste-este
Kilometraje de oleoductos de
crudo en el total de China
67%
Kilometraje de gasoductos en
el total de China
77%
El tercer gasoducto Oeste-Este, incluyendo un tronco y ocho ramas,
empieza desde Huoerguosi de Xinjiang hasta Fuzhou en Fujian provincia
pasando Zhongwei de Ningxia, con una longitud total de 7.378 km. Como
parte del proyecto, se construirán tres almacenes de gas y una estación de
gas natural licuado. El tronco tiene una longitud de 5.220 km, y el diámetro
de tubería diseñada es de 1.016-1.219 mm, la presión diseñada de la
tubería es de 10-12 MPa y la capacidad anual de suministro de gas es de 30
mil millones de metros cúbicos.
El proyecto de gasoducto Oeste-este se divide en tres partes, es decir, la
sección occidental, la central y la oriental. La parte occidental emplieza
27
Informe Anual 2012
Repaso Anual
de Huoerguosi y llega a Zhongwei de Ningxia, y se estima que entrará
en funcionamiento para el 2013; la sección central se extiende desde
Zhongwei hasta Ji'an en Jiangxi, que entrará en gestión antes del 2015;
y la sección oriental, de Ji'an de Jiangxi a Fuzhou de Fujian, entrará en
funcionamiento en 2014. Estas tres partes empezaron su construcción en
octubre de 2012.
Después de finalizar su terminación, el tercer gasoducto Oeste-este, junto
con la primera y la segunda tubería, servirán para aumentar en más del
2% la proporción de gas natural en el consumo de energía primaria de
China, que tendrá significado importante para optimizar en mayor medida
la estructura del consumo energético, reducir las emisiones y fortalecer el
desarrollo socio-económico de las regiones a lo largo de las tuberías.
Tubería de producto refinado Jinzhou-Zhengzhou
La tubería desde Jinzhou de Liaoning hasta Zhengzhou de Henan tiene
una longitud total de 1.636 km, cuya presión diseñada es de 8-10 MPa y la
capacidad anual de suministro es de 13 millones de toneladas. Se conectará
con la tubería de productos refinados de Lanzhou-Zhengzhou-Changsha,
ampliando así la red existente de productos refinados, optimizando la
distribución de productos refinados en las regiones de noreste, centro y el
este y aliviando los ajustados suministros en las zonas Norte y central de
China. La tubería Jinzhou-Zhengzhou se empezó a construir en agosto de
2012, que se preve entrar en funcionamiento en 2014.
Gasoducto Zhongwei-Guiyang
El gasoducto Zhongwei-Guiyang empieza en el norte desde Zhongwei de
Ningxia y se extiende hasta Guiyang de Guizhou en el sur pasando Gansu,
Shaanxi, Sichuan y Chongqing. La longitud del tronco es de 1.613 km, y la
tubería tiene un diámetro de 1.016 mm, la presión diseñada es de 10 MPa y
la capacidad anual de suministro es de 15 mil millones de metros cúbicos.
El proyecto se inició en 2011. La sección Zhongwei-Tongliang se
concluyó a finales de 2012 para entrar en funcionamiento. Se espera
que la sección Tongliang-Guiyang entre en funciones en 2013. Tras
finalizar la construcción, el gasoducto se unirá a la red de gasoductos
Chongqing-Sichuan y la red de gasoductos Oeste-Este para ofrecer gas
natural de Asia Central y Xinjiang al mercado del suroeste de China.
Tubería de crudo Dushanzi-Urumqi
La tubería, de 231 km de largo, se extiende desde Dushanzi, donde termina
el oleoducto de crudo Alashankou-Dushanzi, hasta Wangjiagou en Urumqi,
con un diámetro de 610 mm, una presión diseñada de 8-12 MPa y una
capacidad anual para suministro de 10 millones de toneladas. En diciembre
de 2012, la tubería se puso en funcionamiento para optimizar aún más la
estructura del transporte de crudo en el noroeste de China.
Tubería de crudo Changqing-Hohhot
La tubería de crudo entre Yulin de Shaanxi y Hohhot de Mongolia Interior
tiene una longidtud de 578 km, con un diámetro de 457 mm, una presión
diseñada de 6,3-8 MPa y una capacidad anual de suministro de 5 millones
de toneladas. El proyecto se inició a construir en junio de 2011 y terminó en
octubre de 2012. Esta tubería conecta el campo petrolífero de Changqing
con la empresa petroquímica de Hohhot, que ayuda a crear una red flexible
para la salida del crudo del campo petrolífero de Changqing mientras que
proporciona una fuente confiable de crudo para la empresa petroquímica
de Hohhot.
28
La Empresa gana el Premio Global
de la Tubería
Establecido por ASME en 2005, el "Premio Global de la Tubería"
se entrega anualmente para premiar las novedades más
destacadas y avances tecnológicos en el campo de la ingeniería
de la tubería de ese año. En la Conferencia Internacional sobre
gaseducto 2012, la empresa PetroChina ganó el Premio por
la "Aplicación en la gestión de integridad de tuberías de la
tecnología de inspección y evaluación de la característica de
defectos de soldadura de espiral", primer premio ganado por
Asia en este sector.
"Aplicación en la gestión de integridad de tuberías de la
tecnología de inspección y evaluación de la característica de
defectos de soldadura de espiral" proporciona un enfoque
innovador para detectar y caracterizar los defectos de soldadura
espiral como la falta de fusión y soldaduras
incompletas y permite la evaluación del
tamaño y el impacto de los defectos de la
soldadura. Esta tecnología ha sido utilizada
con éxito en numerosas tuberías incluyendo
la tubería de Tieling-Qinhuangdao y la
sección de Qinhuangdao-Beijing, que
se podrá expandir para la inspección y
evaluación de defectos de soldadura espiral
de tuberías nuevas.
Repaso Anual
Informe Anual 2012
La Utilización del Gas Natural y la Desarrollo
del Mercado
En 2012, CNPC venía mejorando la estructura de desarrollo del mercado de gas
natural. A medida que tanto los organos gobiernos de distintos niveles como
toda la sociedad están fortaleciendo su conciencia sobre los impactos que
ejercen la energía fósil para el medioambiente, el gas natural se ha convertido
en la primera opción. La sección oriental del segundo gasoducto OesteEste y la red de gasoductos de Shandong ya pueden suministrar gas natural
a 33 nuevos usuarios. La compañía amplió su alcance de distribución de gas
a Guangxi y Hong Kong, con su red de gasoductos que cubre 29 provincias,
municipios y regiones autónomas. Durante todo el año, vendimos 97,3 mil
millones de metros cúbicos de gas natural, un aumento interanual del 17,7%.
La empresa se desarrolla guiándose por la ampliación del tamaño y el aumento
de la rentabilidad. Nuestro negocio de utilización de gas natural vuelve cada
día más profesional y regulada. La compañía goza de una parte creciente en
el mercado de gas urbano y el mercado de gas natural comprimido GNC,
experimentando un cambio en el desarrollo del mercado desde un manejo
extensivo hasta la economía de escala. Mediante la cooperación con empresas
locales, construimos y operamos conjuntamente las redes de distribución de
gas y recibimos gas natural suministrado por tuberías de tronco. Los proyectos
de red de distribución de gas urbano en Yunnan, Hunan, Guangdong, Liaoning
y Tianjin estaban en marcha fluidamente.
El Gas Natural Licuado (GNL)
En 2012, las terminales de GNL en Jiangsu y Dalian mantienen una
operación estable, jugando un papel eficaz en garantizar el suministro
en horas pico y de emergencia. Se cosechan progresos importantes en la
expansión del mercado de GNL y avances sustanciales en el programa de
"sustitución por gas natural de petróleo".
Construcción y operación de los proyectos de GNL
funciones de recibir, almacenar y regasificar el GNL importado desde el
extranjero, para luego suministrarlo a la Delta del Río Yangtze y las áreas
vecinas a través de tuberías y camiones cisterna de LNG. La Fase-I tiene
una capacidad de recepción anual de 3,5 millones de toneladas y una
capacidad anual de suministro de gas de 4,8 mil millones de metros
cúbicos. Desde la entrada en funciones comerciales en noviembre de
2011, la se han descargado 3,5 millones de toneladas de GNL y se han
suministrado 4,86 mil millones de metros cúbicos de gas natural. De forma
que este proyecto juega un papel importante en garantizar el suministro
de energía en la región del Delta del Río Yangtze.
Proyecto de GNL en Dalian
La Fase-I del proyecto de GNL en Dalian tiene una capacidad de recepción
anual de 3 millones de toneladas y una capacidad de suministro de gas de 4,2
mil millones de metros cúbicos al año. La terminal de GNL está conectado a la
red de gasoductos de noreste y suministra gas natural a usuarios en noreste
de China. Al entrar en funcionamiento en diciembre de 2011, este proyecto
ha descargado 1,5 millones toneladas de GNL y ha proporcionado 1,93 mil
millones de metros cúbicos de gas natural en 2012.
Desarrollo del mercado de GNL
Para apoyar el programa de"sustitución del petróleo por gas natural",
hemos adoptado una serie de iniciativas para ampliar al mercado de GNL e
impulsar una serie de proyectos de planta de GNL en Taian de Shandong,
Ansai de Shaanxi y Huanggang de Hubei. En particular, el proyecto de
Ansai en Shaanxi está en operación como la planta más grande de China
de licuefacción de gas natural. Mientras tanto, trabajamos en colaboración
con empresas locales en Beijing, Jilin y Chongqing para promover el uso
de GNL como combustible para automóviles y embarcaciones. Además,
hemos hecho progresos notables en las estaciones de relleno de GNL.
Proyecto de GNL en Jiangsu
El proyecto de GNL en Jiangsu, que incluye un muelle de uso exclusivo,
terminales y un sistema de tuberías de descarga, tiene las principales
Proyecto GNL de Jiangsu
29
Informe Anual 2012
Repaso Anual
Refinación y Química
En 2012, en respuesta a los cambios del mercado y en consonancia con el
principio de eficiencia, continuamos optimizando la distribución de recursos
y nuestra cartera de productos, fortalecimos la producción de crudo liviano,
etileno y diene, manteniendo así una operación equilibrada y estable.
En este año hemos procesado 147,16 millones de toneladas de crudo y
producido 96,38 millones de toneladas de productos refinados, un aumento
interanual del 1,6% y 3,6% respectivamente. La Empresa concede importancia
a la actualización de tecnologías de refinación y el mejoramiento de la
calidad de productos. Como resultado, se registró un aumento importante
en la producción de gasolina de alto grado y jet fuel, acompañado de un
perfeccionamiento de la estructura de los productos.
La Empresa intensificó sus esfuerzos de mercadeo para los productos
químicos. A través de la optimización de planes de producción, expansión
de las exportaciones y promoción de productos de especialidad, la CNPC
intenta aumentar el precio y reducir la cantidad de almacenamiento. La
cantidad de los principales productos químicos alcanzó 22,64 millones de
toneladas, un incremento del 8,6%. En particular, la producción de etileno era
de 3,69 millones de toneladas.
Construcción de Grandes Bases de Refinación
En 2012, la construcción de nuestros principales refinerías y proyectos
químicos avanza hacia adelante de forma ordenada, con una mejor
estructura y distribución. El proyecto petroquímico de Fushun de 10 Mt/a de
refinación y 1 Mt/a de etileno, el proyecto de la expansión y actualización de
la refinería de 5 Mt/a de Hohhot y el proyecto de la expansión y actualización
de 1.2 Mt/a de etileno de Daqing han entrado en producción como
estaban previsto. Un gran número de proyectos petroquímicos también
entró en servio, incluyendo la planta de 300 kt/a de polipropileno (fase II)
en la refinería de Daqing, la planta de ABS 400 kt/a (fase-I) y 320 kt/a de
estireno de la empresa petroquímica de Jilin, la unidad de hidrogenación
de diesel y unidad de coque retrasada en Karamay, la continua reforma de
la petroquímica de Liaohe y la unidad de coque retrasada en la empresa
petroquímica de Jinzhou. Además, se ha comenzado la construcción del
proyecto petroquímico de Guangdong, una empresa de capital conjunto de
China y Venezuela. Básicamente se ha completado el complejo petroquímico
de refinación/petroquímica de Sichuan. Están avanzando establemente
los proyectos como el del crudo amargo impianto en la petroquímica de
Guangxi, la planta de refinación de 10 Mt/a de la petroquímica de Huabei
y así como otros proyectos destinados a la actualización de la calidad de la
gasolina, entre los cuales se encuentra el de petroquímica Jinxi.
Proyecto de procesamiento de crudo pesado de 20
Mt/a de la Empresa Guangdong petroquímica de
financiamiento conjunto entre China y Venezuela
El proyecto, financiado por CNPC y PDVSA de Venezuela, es el primer
proyecto de aguas abajo en el marco de cooperación energética entre China
y Venezuela. Este proyecto se opera con el modelo de empresa anónima.
La construccion se inició en abril de 2012 y se espera que el proyecto entre
en pleno funcionamiento a finales de 2014. Utilizando la técnica de coque
retrasado, tecnología que desarrolla por CNPC, este proyecto procesará
el crudo extra pesado de Venezuela. Los productos de gasolina, diesel y
queroseno de aviación cumplirán las normas de emisión Euro IV, o incluso
las normas Euro V. Después de su finalización, tendremos un complejo de
refinación/petroquímica en el este de Guangdong para formar una cadena
completa de la industria petroquímica.
Datos de la operación en materia refinadora y petroquímica (nacional)
Procesamiento de crudo (mmtt)
Tasa de utilización de las unidades
refinadoras (%)
Producción de los productos
refinados (mmtt)
Gasolina
Querosena
Diésel
Procesamiento de crudo
(nacional)
144,84
Producción de los productos
refinados (nacional)
147,16
96,38
93,00
135,29
86,33
2010
2011
2012
millones de toneladas
30
2010
2011
2012
millones de toneladas
2010
2011
2012
135,29
144,84
147,16
91,3
91,3
89,5
86,33
93,00
96,38
26,76
28,89
31,00
3,66
3,68
4,78
55,91
60,43
60,61
Producción de lubricante (mmtt)
1,61
1,57
1,84
Producción de etileno (mmtt)
3,62
3,47
3,69
Producción de resina sintética
(mmtt)
5,65
5,78
6,18
Producción de fibra sintética
(mmtt)
0,12
0,09
0,09
Producción de neumático sintético
(mmtt)
0,62
0,61
0,63
Producción de urea (mmtt)
3,76
4,48
4,41
Producción de Amoníaco sintético
(mmtt)
2,61
3,03
2,97
Repaso Anual
Proyecto de refinación de 10 millones de toneladas y
millón de toneladas de etileno de Fushun
El proyecto está formado por ocho unidades de producción y servicios auxiliares,
incluyendo la unidad de 8 Mt/a de destilación atmosférica y devacío, la de 2,4
Mt/a de coquización y la de hidrocraqueo de 2 Mt/a. La unidad de 8 Mt/a de
destilación atmosférica y devacío y el 2,4 Mt /a de coquización fueron puesta en
funcionamiento en 2008 y 2009 respectivamente. En agosto de 2012, la unidad
de 2 Mt/a de hidrocraqueo entró en producción, asegurando de esta forma el
suministro de la materia prima a la planta de etileno de 1 Mt/a. La planta de etileno
de 1 Mt/a tiene ocho unidades, incluyendo una nueva unidad de etileno 800 kt/a,
que se completó la construcción y comenzó a funcionar en octubre de 2012.
Después de la terminación del proyecto entero, Fushun petroquímico será
capaz de procesar 11,7 millones de toneladas de crudo y produce 940.000
toneladas de etileno anualmente. Además, se formarán las cuatro bases de
la producción de materia prima, a saber cera de parafina, aceite lubricante,
benceno alquil y resinas sintéticas.
Complejo integral refinación/petroquímica de Sichuan
El proyecto comprende una unidad de destilación atmosférica y devacío
de10 Mt/a, una unidad de hidrodesulfuración de 3 Mt/a, una unidad de
hidrocraqueo de aceite de cera de 2,2 Mt/a, una unidad de hidrotratamiento
de diesel de 3,5 Mt/a, una unidad del catalítico de petróleo pesado de
2,5 Mt/a, una unidad de fraccionamiento de gas de 600 kt/a, una unidad
de MTBE de 170 kt/a, un integrado de reforma continua de 2 Mt/a y una
unidad de PX de 600 kt/a, una unidad de buteno de 65 kt/a y una unidad de
polipropileno de 300 kt/a. La capacidad prevista para el procesamiento anual
de 10 millones de toneladas de crudo y producción de 800 mil de toneladas
de etileno. El proyecto se inició en 2009 y terminó la construcción básica en
finales de 2012 y en 2013 se espera que empiece la producción.
Proyecto de expansión de la capacidad productiva de la
refinería petroquímica de Hohhot de 5 Mt/a
El proyecto comprende 10 unidades de refinación, incluyendo una nueva
unidad de destilación atmosférica y devacío de 5 Mt/a, una unidad
de catalítico y agrietamiento de 2,8 Mt/a entre otras, y una unidad de
polipropileno de 150 kt/a. El proyecto se inició en agosto de 2010 y entró
en funcionamiento en octubre de 2012, que realiza procesamientos de
crudo proveniente del campo petrolífero de Changqing, Erlian y Tamsag,
y ya es capaz de suministrar 1,7 millones de toneladas de gasolina, 2,1
millones de toneladas de combustible diesel, 200 mil de toneladas de
queroseno de aviación y 150 mil de toneladas de polipropileno para
Mongolia interior y Shanxi cada año.
Informe Anual 2012
Proyecto de fertilizante de Aksu
Como el proyecto más grande de procesamiento profundo de gas natural
en Xinjiang Meridional, la planta de fertilizantes de Aksu comprende una
unidad de amoníaco sintético de 450 kt/a, una unidad de urea de 800 kt/a e
instalaciones auxiliares. La construcción de este proyecto empezó en octubre
de 2012, se espera que el proyecto se concluya en 2015 para proporcionar
amoníaco sintético y productos de urea a la parte sur de Xinjiang y Asia central.
Proyecto de polipropileno de 300 Kt/a de la refinería
Daqing (fase II)
El proyecto comprende la unidad principal de polipropileno, tanques de
almacenamiento de propileno y otras instalaciones de servicios públicos y
servicios auxiliares. Iniciado en junio de 2012, el proyecto comenzó a funcionar
en agosto de 2012, que ha doblado la capacidad anual de producción de
polipropileno de la refinería de Daqing, de 300.000 a 600.000 toneladas, con un
portafolio de 68 productos de COPOLIMERO y homopolímero.
Mejora la Calidad de Productos Refinados y
Desarrollo de Nuevos Productos
Continuamos optimizando la estructura de productos y elevando la calidad
de gasolina de alto grado y queroseno de aviación. En 2012, la gasolina de alto
grado representó el 92,3% de la producción de gasolina total de la empresa, un
crecimiento interanual del 4%. La producción de # 97 gasolina y combustible
para aviones aumentaron el 34% y el 30,3% respectivamente. La petroquímica
de Jinzhou, la petroquímica de Huabei y la petroquímica de Liaoyang
producen 1,32 millones de toneladas de gasolinay diesel que cumplen los
estándares de emisión de Beijing V, satisfaciendo de esta forma las demandas
de los mercados regionales.
En 2012, CNPC lanzó más de 80 nuevos productos petroquímicos, y la
cantidad productiva totalizó 870 mil de toneladas. El porcentaje de productos
de marca aumentó un 4,3%. En particular, los tubo PE100, PE80, PPR, tubos
para calefacción por suelo, y tubos radiante y bimodal HP550J son altamente
reconocidas por el mercado. El producto de estireno-butadieno respetuoso
al medio ambiente de la empresa petroquímica de Lanzhou será convertido
en una buena opción para los fabricantes de neumáticos grandes como
Bridgestone, Goodyear y Michelin. El caucho líquido especial que desarrollamos
independientemente se ha utilizado con éxito en el programa de mercadeo
Lunar de Chang'e II y el módulo espacial de Tiangong I.
Proyecto de expasión y actualización de 1.2 Mt/a de etileno
de la Petroquímica de Daqing
Como primer proyecto de China que utiliza el método de producción de
etileno, el proyecto comprende nueve unidades de producción, incluyendo
una nueva unidad de etileno de 600 kt/a , una unidad de hidrogenación de
gasolina de pirólisis de 500 kt/a, una unidad de full-densidad polietileno de 300
kt/a, una unidad de caucho de butadieno de 80 kt/a y otras utilidades auxiliare.
El proyecto se inició en 2009, y se puso en funcionamiento en octubre del de
2012, que ha aumentado la capacidad de etileno de Daqing petroquímica a 1,2
millones de toneladas por año.
Unidad de etileno de la Petroquímica de Sichuan
31
Informe Anual 2012
Repaso Anual
Marketing y Ventas
En 2012, en nuestra comercialización cuidamos tanto el volumen como la
calidad. Venimos optimizando la estructura de venta y reforzando nuestro
negocio de venta por menor. Hubo avances nuevos en ventas de productos
refinados, lo que permite una rápida respuesta a cambios del mercado.
Venta de Productos Refinados
Vendimos 116,62 millones de toneladas de productos refinados en
2012, un crecimiento interanual del 1,4%. En particular, las ventas por
menor fueron de 86,73 millones de toneladas, un incremento del 1,4%.
Viene aumentando la proporción de la venta de productos de alto valor
agregado. La venta de gasolina subió en un 11,8% y la venta de # 97
gasolina, un 27,5%. La eficiencia operativa de nuestras gasolineras sigue
mejorado. Se registra un incremento promedio en ventas diarias por
estación individual en un 0,5% respecto al año anterior. Y el 90,6% del
productos refinados se vendió a través de puntos de venta.
Construcción de Red de Venta
La empresa continua fortaleciendo la construcción de la red de ventas con
vistas a abrir de forma efectiva el mercado de productos refinados. En 2012,
se instalaron 707 nuevas estaciones de relleno de gas que significaba un
aumento de la capacidad de venta por menor de 4,95 millones de toneladas.
Se construyeron 18 nuevos depósitos del producto refinado, aumentando
nuestra capacidad de almacenamiento por 840.000 metros cúbicos. A partir
de finales de 2012, tuvimos 19.840 gasolineras en operación en todo el país.
Con miras a mejorar la gestión de la construcción de gasolinera, organizamos
un grupo de expertos para revisar y modificar los estándares de la
construcción de depósitos de aceite y las gasolineras elaborados en 2010 e
incluir las normas relativas a las estaciones de relleno de gas y las estaciones
distribuidas en las autopistas.
Nuestro negocio de tarjetas de combustible continuó creciendo. En 2012,
se vendieron 14 millones de tarjetas de combustible de Kunlun, elevando el
número total de tarjetas emitidas a 33 millones. Las tarjetas han jugado un
papel importante en la ampliación de nuestra base de clientes y expansión
de nuestro mercado.
Negocios y Servicios no Petroíferos
En 2012, nuestros negocios y servicios no petroleros mantienen un fuerte
crecimiento, una notoria expansión de escala y una mejor rentabilidad.
En todo el año los ingresos y las ganancias crecieron un 25% y 30%
respectivamente. Se ha formado básicamente la estructura de la mezcla de
negocios de productos de combustible y servicios no petroleros. Al final
del año, tuvimos 13.000 uSmile tiendas en operación.
Venta de Lubricante
Frente a la fuerte competencia en el mercado doméstico de lubricante,
adoptamos un enfoque de marketing flexible y continuamos optimizando
fórmulas y líneas de productos, dando lugar a constantes mejoras en la
calidad del producto y la rentabilidad. En 2012, vendimos 2,23 millones de
toneladas de aceite lubricante y logramos un crecimiento de ventas del 3%
para el lubricante de grado superior y un 6,7%, para lubricante envasado.
32
Procesamiento de productos
especiales de asfalto de la empresa
petroquímica de Liaohe
La empresa petroquímica de Liaohe es la mayor base de
procesamiento de crudo pesado de China. Usando el crudo
pesado de bajo punto de fluidez y crudo super pesado como
materia prima, la compañía produce asfalto de color, asfalto
ignífugo y asfalto para puentes de acero, que son acogidos en el
mercado. Estos productos de asfalto se han utilizado con éxito
en la construcción de 18 aeropuertos, 12 proyectos hidráulicos y
muchas autopistas a nivel nacional.
En 2012, se utilizaron productos de asfalto fabricados por la empresa
petroquímica de Liaohe para el control de la filtración en la presa
de la central eléctrica Hohhot, que marca el primer uso del mundo
de asfalto de especialidad para el control de filtraciones en las
regiones de latitudes altas y de temperaturas ultrabajas. De esta
forma se resolvió el problema del uso de asfalto en condiciones de
temperaturas de 70 grados centígrados a 40 grados centígrados
bajo cero. La empresa petroquímica de Liaohe está trabajando
ahora en otros asfaltos de especialidad incluyendo goma de asfalto
y productos asfálticos para tren de
alta velocidad y para los puentes,
con miaras a satisfacer las diversas
necesidades del mercado.
La empresa también hace esfuerzos por ampliar la esfera de servios
relativos a los producos de aceite lubricante. Ofrecimos servicios
adicionales de mantenimiento tales como libre limpieza de motores y cajas
de cambio. Dieciséis tiendas de reemplazo rápido de lubricante se abrieron
en ocho ciudades como Beijing, Daqing, Lanzhou y Dalian. En 2012, el
servicio de recambio del aceite mantuvo un buen impulso de crecimiento,
y el ingreso de venta anual, el volumen de lubricante de grado superior y
el número de vehículos a que ofrecimos servicios registraron un aumento
del 29%, 26% y 21% respectivamente.
Venta de Miscelaneos Productos Refinados
En 2012, continuamos ampliando la red de comercialización de
miscelaneos productos refinados, cuyo volumen de venta se incrementó
de un 11% con respecto al año anterior. En particular, se introdujo
un enfoque diferenciado de mercadeo para crear una alta cartera de
productos de alto valor agregado en la venta de asfalto. La venta de asfalto
de todo el año llegó a 6,28 millones de toneladas, con un aumento de su
cuota de mercado de 0,13%.
Repaso Anual
Informe Anual 2012
33
Informe Anual 2012
Repaso Anual
Operaciones Internacionales de Petróleo y Gas Natural
Pese a las dificultades del entorno externo cambiante de 2012, logramos
mantener el funcionamiento seguro y estable de negocio de gas y petróleo
afuera de China con la mejora de capacidad de prevención y control de
riesgos . En las cinco zonas de cooperación de gas y petróleo distribuidas
en Asia Central-Rusia, África, las Américas, Oriente Medio y Asia-Pacífico, la
producción y operación se organizaron de manera óptima y bajo control
general. Con una escala más consolidada de las operaciones internacionales y
un diseño mejorado para los negocios, hemos cumplido todos los objetivos de
producción y operación del año.
Exploración y Desarrollo
Hemos conquistado importantes logros en la exploración de hidrocarburos
en ultramar, que se traducen en los avances en nuevos bloques en
Chad y Níger, la exploración progresiva en los bloques maduros en
Kazajstán, Sudán y Ecuador, el descubrimiento de gas natural importante
Producción de crudo
(extranjero)
89,38
Producción de gas natural
(extranjero)
89,78
17,06
18,20
75,82
13,70
41,73
10,38
41,55
12,57
13,66
36,03
2010
2011
Participación de CNPC
2012
2010
Total
millones de toneladas
34
2011
Participación de CNPC
2012
Total
mil millones de metros cúbicos
en Turkmenistán, y el progreso en la exploración de hidrocarburos no
convencionales en Australia.
En Chad, descubrimos el bloque rico Lanea en la cuenca Bongor y logramos
importantes progresos en la exploración de depósito litológicos en la
región de Raphia. En Níger, la exploración progresiva en los bloques de
Bilma y Agadem resultó en nuevos descubrimientos. Estos descubrimientos
constituyen el fundamento de recursos para la segunda fase del
fortalecimiento de capacidad productiva de los proyectos de Chad y Niger.
En Kazajstán, las actividades de exploración de la CNPC-International
Aktobe en la zona petrolífera del Campo Xiwang conocen nuevos avances,
y PetroKazakhstan obtienen descubrimientos comerciales de una serie
de pozos exploratorios. Nuevas reservas recuperables se identificaron en
Ecuador y el bloque 4 y 6 de Sudán, a través de una mayor exploración
progresiva de nuevas secuencias de estratos. Nuestro progreso en la
exploración de gas en la orilla derecha del río Amu Darya, en Turkmenistán
incluye grandes descubrimientos de exploración a riesgo en Ji Sal frente
de la montaña en la zona oriental, y de los flujos de gas y petróleo de alto
rendimiento y de bien Shi-21 y varios pozos en el centro zona.
Producción de Hidrocarburos
En 2012, hemos optimizado la planificación de la producción, fortaleciendo
la integración de exploración y producción y promoviendo el uso de
tecnologías maduras como la perforación horizontal y la inyección de
agua para explotar aún más los campos maduros y mejorar la eficiencia
de recuperación. A lo largo del año, hemos producido 104,28 millones de
toneladas equivalentes de petróleoy gas, de los cuales las acciones de
CNPC fue 52,43 millones de toneladas. La producción total incluye 89,78
millones de toneladas de crudo y 18,2 mil millones de metros cúbicos de
gas natural, con la participación de CNPC de 41,55 millones de toneladas y
13,66 mil millones de metros cúbicos, respectivamente.
Repaso Anual
Gracias a la descripción fina del depósito, los estudios sobre la ley de
distribución de aceite residual y la aplicación de perforación horizontal
así como otras técnicas de probada eficacia, los proyectos en Asia Central
y América Latina han rendido resultados satisfactorios. En Kazajstán,
Aktobe y CNPCI PetroKazakhstan han mantenido una producción estable
con la inauguración de nuevos pozos y la mejora de la integración de
la exploración y el desarrollo, mientras que el proyecto Mangystau ha
registrado una producción récord de crudo por la perforación de más
pozos horizontales. En Venezuela, nuestro proyecto MPE3 mantiene una
producción de 115 mil barriles por día en la aceleración de la puesta en
marcha de nuevos pozos, superando el problema de la falta de capacidad
de procesamiento. En el Ecuador, el proyecto de los Andes sigue con
creciente aumento de producción mediante la estimulación de pozos
maduros y aplicar la terminación del pozo horizontal para la puesta en
marcha más rápida de nuevos pozos, dando un ejemplo de la posible
liberación de los campos maduros con corte ultra-alta del agua. En el
Perú, hemos superado los objetivos anuales de producción del Bloque 6/7,
tomando medidas de estímulo como el rejuvenecimiento de los pozos de
inactivos prolongados y la optimización de los pozos de achique.
Gracias al trabajo conjunto con nuestros socios, se registraron excelentes
progresos en todos nuestros proyectos conjuntos en Irak. En junio de
2012 se puso en funcionamiento con mucho éxito el proyecto Halfaya,
un proyecto conjunto con Total y con una capacitación productiva de
5 millones de toneladas por año, cumpliéndose así los objetivos del
contrato antes de lo previsto. El proyecto conjunto con BP en Rumaila
mantuvo un rápido aumento de la producción petrolera gracias al estudio
de yacimientos. En la actualidad, la producción diaria promedio equivale
al 44% del total diario de Irak. El proyecto Al-Ahdab mantiene el buen
funcionamiento desde su inauguración, con la capacidad de producir y
procesar de 6 millones de toneladas de curdos y 800 millones de metros
cúbicos de gas natural al año. El rápido aumento de la producción en el AlAhdab respondía a las necesidades de petróleo de la planta de energía y la
refinería en Bagdad. Además, fue introducido en el proyecto la tecnología
de tratamiento de lodos de residuos de alto nivel, que se puede recuperar
más del 99% del petróleo del lodo de base de aceite. El efluente tratado
cumple la norma nacional Clase IB de Irak, y se puede utilizar para el riego
y la cría de peces. Esta tecnología de tratamiento es altamente reconocida
por el gobierno de Iraq, que pide extender la aplicación en otros proyectos.
Informe Anual 2012
tanto para la perforación de pozos horizontales poco profundas en el
campo de yacimientos no convencionales como para la explotación de
petróleos ultra-pesados en el ultramar.
Construcción y Operación de Tuberías
El año 2012 vio el buen funcionamiento y la ampliación de nuestras
tuberías en ultramar. Operamos 10.494 km de tuberías de petróleo/
gas en el extranjero, incluyendo 6.672 km de oleoductos y 3.822 km de
gasoductos, que transportaron 20,56 millones de toneladas de crudo y
26,1 mil millones de metros cúbicos de gas natural durante todo el año.
Con la entrada en operación de las estaciones de compresión No.7 y No.2,
el gasoducto Asia Central aumenta su capacidad de entrega a 30 mil
millones de metros cúbicos por año. A finales de 2012, el gasoducto había
transportado más de 44 mil millones de metros cúbicos de gas natural. La
construcción de la Línea C ya se ha iniciado, que se desarrollará en paralelo
a la línea A y la línea B. La futura finalización de la Línea C impulsará aún
más la capacidad de entrega del gasoducto para 55 mil millones de metros
cúbicos por año.
Está en buena marcha la construcción de la tubería China-Myanmar, ya
se completaron las obras de control que incluyen el lapso sobre el río
Myitnge, perforación direccional cruce del río Irrawaddy, y el cruce del río
Shweli, poniendo fin a las principales obras de la parte norte de Myanmar.
El cuidado del medio ambiente se priorizó durante la construcción de
los gasoductos, ya que en la etapa de estudio de factibilidad una tercera
parte fue contratada por licitación internacional por evaluar el impacto
ambiental y la construcción no comenzó hasta que la evaluación ha sido
aceptada por el gobierno de Myanmar y nuestros socios del proyecto.
Durante la construcción, llevamos al buen término el papel que juegan
los supervisores ambientales para asegurar la supervisión y la gestión
eficaz sobre el medio ambiente. Cada vez que se instala una sección de
las tuberías, el paisaje se restableció de inmediato para que la agricultura
podría reanudarse en el próximo año. Desde el inicio de la construcción,
no se ha registrado ningún accidente, contaminación o víctimas,
cumpliéndose exitosamente los objetivos previstos.
En 2012 nuestro proyecto de gas en la orilla derecha del río Amu Darya de
Turkmenistán entregó 5,5 mil millones de metros cúbicos de gas comercial
al Gasoducto de Asia Central. Desde su funcionamiento en 2009, la Fase-I
de este mismo proyecto no ha registrado ningún accidente y la tasa de
frecuencia de lesiones con tiempo perdido (LTIFR) fue cero para 95,75
millones de personas-hora.
En Afganistán, la fase I del campo Angot, parte de nuestro proyecto AD,
se puso en funcionamiento con una capacidad de producción de 250 mil
toneladas por año.
En Canadá, la tecnología de vapor asistida por el drenaje por gravedad
(SAGD) fue utilizado con éxito en nuestro primer pozo en el proyecto de
arenas bituminosas MacKay River, lo que constituye una reserva tecnológica
Centro de Procesamiento de Hidrocarburos del proyecto Halfaya de Iraq
35
Informe Anual 2012
Repaso Anual
Diez años de operación en Indonesia
El año 2012 marca el décimo año del ingreso de CNPC a las operaciones
en Indonesia. Durante la última década, nuestra empresa holding
PetroChina Internacional (Indonesia) ha logrado resultados notables en
la exploración de crudo, la producción de petróleo y gas, HSE gestión y la
comunicación con las comunidades locales, manteniendo un nivel alto
en el volumen de yacimeinto y producción y la gestión de los proyectos.
En 2002 adquirimos los activos y actividades en seis bloques de
Indonesia de Devon Energy y en 2012 ya operamos ocho proyectos de
exploración y producción del país. En los últimos 10 años, mediante la
aplicación de la única experiencia de manejo de yacimientos de CNPC
y solución óptima global basada en el estudio de crudo residual, la
explotación e inyección de agua por capas separadas, y el desarrollo
progresivo, hemos logrado una tasa de crecimiento promedio de
la producción anual de 15,7%. En 2012, PetroChina Internacional
(Indonesia) se convirtió en la séptima compañía petrolera más grande
de Indonesia, cuya producción de crudo se ha multiplicado por más de
2,38 veces lo del año 2002.
En la última década, nuestros proyectos en Indonesia ha
proporcionado más de 3.300 puestos de trabajo directos y cerca de
5.000 indirectos para la población local, y contribuido con más de 7
mil millones de dólares al Gobierno local en términos de derechos y
pago de impuestos. Donaciones a la educación y la construcción de
infraestructura, así como otras iniciativas de bienestar social que la
empresa ha venido realizando han ayudado a mejorar las condiciones
educativas y médicas en las comunidades vecinas y apoyado el
desarrollo socio-económico local, ganando así el reconocimiento del
Gobierno de la población locales. En octubre de 2012, la empresa fue
galardonada con el "Premio Excelente Operación Diez Años" por la
Reguladora Estatal de Extracción de Petróleo y Gas de Indonesia (the
state upstream oil and gas regulator, BPMIGAS).
PetroChina Internacional (Indonesia) lleva a cabo sus proyectos en
estricta conformidad con las normas internacionales y sistema de
gestión de HSE, y ha visto 2.807 días consecutivos sin accidentes,
así como 3.891 días libres de contaminación y libre de lesiones. Por
otra parte, el 99,2% de sus empleados son contratados a nivel local,
también hay más de 20 empleados internacionales provenientes de
10 países como Estados Unidos, Canadá e Italia, que trabajan en un
ambiente de respeto, la igualdad, la confianza mutua y la cooperación,
con independencia de su nacionalidad, ético o religión.
Refinación y Petroquímica
Nuestras refinerías en el exterior procesaron durante el año un total de
44,29 millones de toneladas de crudo, un 27,3% más que en 2011. Nuestra
refinería de Jartum mantenía sus unidades funcionando de manera segura
frente una escasa oferta de crudo. Shymkent Refinería de PetroKazakhstan
se renovó sin problemas y cumplió el objetivo anual de procesamiento de
petróleo. N'Djamena JV Refinería de Chad y Zinder JV Refinería de Níger
mantienen el buen funcionamiento de un ciclo largo, gracias a los planes
de producción optimizados. Nuestras refinerías JV en Singapur y Osaka de
Japón también mantenían un buen funcionamiento.
36
2012 fue testigo del primer año completo de operación de los proyectos
integrados de agua arriba y abajo en Chad y Níger, que logra un excelente
rendimiento en la producción petrolera de campo, la operación de tuberías
y procesamiento. El JV Refinería N'Djamena en Chad y Zinder JV Refinería
en Níger cumplieron con éxito sus objetivos operativos, y los productos
de diesel, gasolina y gas natural licuado cumplen la demanda del mercado
local. Las refinerías conceden gran importancia a la contratación local y
proporcionan cursos de capacitación para compartir las tecnologías y
la experiencia con los empleados locales. N'Djamena Refinería reclutó a
Repaso Anual
Informe Anual 2012
Comercio Internacional
más de 120 empleados locales para trabajar en los principales puestos
de producción. Desde el inicio en 2011, la refinería ha puesto en marcha
programas de entrenamientos en el idioma de inglés, los conocimientos de
refinación, gestión y HSE. Los empleados locales han dominado refinación
y químicas conocimientos con la ayuda de los empleados chinos como
sus entrenadores personales. Para ayudar a cultivar futuros talentos para
el desarrollo de la industria de refinación de Chad, hemos reconstruido
las instalaciones temporales en un campus para el departamento
de petroquímica de una universidad local a fin de proporcionarles
oportunidades de práctica y capacitación a los estudiantes que se
especializan en la refinación y químicos. El campus incluye dos edificios de
clases, con una capacidad total para 100 estudiantes. Según el entonces
Ministro de Educación del Chad Makaye Hassane Taisso, la apertura del
departamento de petroquímica dentro de la refinería proporcionará a los
estudiantes un mejor ambiente educativo y también es un comienzo para
algunos de los estudiantes que pueden iniciar su carrera en esta refinería.
Excelente funcionamiento en Omán
CNPC ha participado en las operaciones de petróleo y gas en
Omán desde 2002. Mediante una cuidadosa organización y gestión
de las actividades de producción y la promoción de la perforación
de pozos horizontales y la inyección de agua , hemos logrado un
desempeño operativo satisfactorio. La producción diaria aumentó
de 4.500 barriles a 40.000 barriles, gracias a una tasa de éxito
del 100% en la perforación de pozos horizontales, adoptando la
configuración del pozo a medida y carcasa asambleas, así como el
método de completación de pozo abierto. Además de mantener
la operación de alto nivel del yacimiento, hemos establecido una
relación sólida con las comunidades locales mediante la donación
destinada a la educación y el desarrollo de la comunidad. Esta es
la razón por la CNPC Internacional (Omán) fue reconocido como
el "productor de petróleo del Año 2011-2012" por el Ministerio de
Petróleo y Gas, la sociedad de Omán para Petroleum Services y
Petroleum Development Oman en septiembre de 2012.
A lo largo del año 2012, nuestro comercio internacional mantiene un rápido
crecimiento con la expansión de la escala de negocios. Realizamos negocios
de crudo, productos refinados, gas natural y productos petroquímicos a través
de las importaciones y exportaciones, procesamiento consignado y refinación
de petróleo, mezcla, almacenamiento, transporte, venta al por mayor y venta al
por menor, así como las operaciones de futuros de petróleo, logrando buenos
rendimientos, que se traducen en el volumen comercial de 305 millones de
toneladas y el valor de 239,4 mil millones de dólares americanos, registrando
un aumento de 22% en comparación con el año anterior.
Somos más capaces de controlar y distribuir los recursos de crudo a nivel
mundial como consecuencia de la mejora de los conocimientos en el
comercio y el pleno aprovechamiento de las instalaciones de almacenamiento.
Además, hemos optimizado aún más los planes de compra de crudo con vistas
a reducir el costo de los materiales primas para las refinerías nacionales.
Nuestro negocio de productos refinados disfruta operaciones de mejor
calidad en una prolongada cadena de valor comercial que se basa en una red
y servicio global. Además de mantener nuestra cuota de mercado en Asia del
Sudeste y Asia del Nordeste, hemos explotado activamente los mercado en
Vietnam, India y Australia, y entramos en los mercados de aceite refinado de
Arabe Saudita, Pakistán, Yemen, Nigeria y Mozambique.
Hemos hecho más esfuerzos por aprovechar los recursos y mercados en el
extranjero para suministrar materiales a las refinerías nacionales y empresas
de ventas. Hemos avanzado en el negocio de gas natural y ampliado los
canales de suministro de GNL (Gas Natural Licuado). Mantenemos una activa
coordianción con China Light & Power, Castle Peak Power, y otros asociados,
de manera que nos aseguramos de la exitosa inauguración del proyecto de
suministro de gas de Hong Kong.
Continuamos la construcción y operación de centros de operaciones de
petróleo y gas que integran el comercio, el procesamiento, el transporte y el
almacenamiento. En 2012, gracias a un estrecho vínculo con el comercio, el
centro de Asia disfrutó el aumento de la competitividad regional y una mejor
reputación, así como la mejora de las operaciones. El Centro Europeo mantiene
un crecimiento sano y sano mediante la integración y optimización de los
planes de operación y el fortalecimiento del equipo de negociación. También
se aceleró la construcción del centro americano y se amplió la escala comercial
en la región mediante la cooperación con Total.
Refinería de Singapur
37
Informe Anual 2012
Repaso Anual
Los Servicios en Materia de Tecnología, Construcción
de Obras, y Fabricación de Equipos
En 2012, en torno al desarrollo de los negocios de hidrocarburos y los
prioritarios proyectos de construcción, hemos potenciado la capacidad de
servicios en materia de tecnología, construcción de obras y fabricación de
equipos, al mismo tiempo de haber optimizado la estructura de nuestros
recursos humanos y de equipos. Contamos con 1.155 equipos de personal
técnica y de construcción de obras, distribuidos en 63 países y regiones
del mundo, proporcionando servicios técnicos de la prospección geofísica,
perforación de pozos, e registro geofísico y registro de lodo de pozos, así
como la construcción de los proyectos de creación de capacidad productiva
de gas y petróleo y las instalaciones de refinación química, oleoductos y
almacenamiento. Nuestros equipos y materiales derivados del petróleo se
exportan a 78 países y regiones a través de una red de comercialización que
cubre los principales países productores de petróleo en el mundo.
Los Servicios Tecnológicos de Las Obras
En 2012, vimos un aumento estable de la carga de trabajo y la eficiencia
de la operación en todos los aspectos de los servicios tecnológicos de
las obras. Esto se realiza a través de una mejor gestión, control de costos,
prevención de riesgos, optimizada organización de la producción y la
asignación de recursos más adecuada.
Prospección geofísica
En 2012, la CNPC desplegó 209 misiones de tripulantes sísmicos, dentro de
los cuales 100 corresponden a 2D, y 109 a 3D. Se han enviado nueve misiones
de tripulantes VSP y 34 misiones no sísmicos (prospección gravimétrica y
magnética, eléctrica y de la encuesta de prospección geoquímica). Adquirimos
datos de 96.739 km de líneas 2D, 3,7% más largo que el año anterior. Nuestra
carga de trabajo de sísmica 3D aumentó en 57,3%, alcanzando 57.682
kilometros cuadrados.
El proyecto de sísmica 3D en la cuenca del Tarim, encargado por las
brigadas sísmicas digitales de BGP, registró el mayor número de disparos
en un solo día y el mayor promedio diario entre los proyectos de sísmica
3D en la cuenca mediante el uso de tecnología de adquisición eficientes
con vibroseises. Esto abre un futuro prometedor para la aplicación de
tecnologías de prospección de alta densidad y gran dimensión. En el
proyecto sísmico Yingzhong 3D en la cuenca Qaidam, tenemos mejorada la
calidad de los datos adquiridos con apoyo de helicópteros para los trabajos
de campo, así como la disposición de los puntos de referencia a través de
los datos de teledetección muy precisos obtenidos desde el aire por los
vehículos aéreos no tripulados.
En 2012 habiendo ganado contratos sísmicos 3D para los proyectos de
Energía de los Estados en Pakistán, de Total en Uganda e Indonesia, y el
Bloque Junín-4 en Venezuela, nuestra participación en el mercado de
la prospección geofísica internacional logró resultados satisfactorios
con la creciente expansión en el mercado de alto nivel y el constante
mejoramiento de la estructura del mercado. Nuestros proyectos de
adquisición sísmica S69, S70 y S71 a gran escala de datos 3D en Arabia
Saudita registraron mejoras en el análisis dinámico de deslizamiento
vibroseises, separación de datos ISS, y el procesamiento de la supresión
de disparos adyacentes. Mediante el empleo de un sistema de pila
markfree la navegación, la exploración de baja frecuencia, y las
Datos de prospección geofísica
2010
2011
2012
170
169
168
105
98
102
65
71
66
Sísmica 2D (km)
81.130
93.306
96.739
Doméstica
32.959
35.618
41.391
Ultramar
48.171
57.688
55.348
Sísmica 3D (km²)
54.338
36.678
57.682
Doméstica
15.671
14.619
17.900
Ultramar
38.667
22.059
39.782
Equipos sísmicos en operación
Doméstico
Sísmica 2D
57.688
48.171
35.618
32.959
Sísmica 3D
55.348
22.059
17.900
15.671
2010
2011
Doméstico
2012
14.619
2010
Ultramar
2011
Doméstico
km
38
39.782
38.667
41.391
Ultramar
2012
Ultramar
km2
Repaso Anual
tecnologías de adquisición de DS3, nuestro proyecto de sísmica 3D
para PDO en Omán registró el mayor número de 20.651 disparos en un
solo día y 19 mil tiros en un día promedio. Por otra parte, el equipo del
proyecto ha mantenido operaciones seguras para 10 millones de horas
de trabajo, un resultado reconocido por PDO.
Nuestra prospección de mar profundo mantiene un crecimiento rápido. Los
datos sísmicos obtenidos en 2012 incluyen 30.481 km de líneas 2D y 12.834
km cuadrados de 3D y perfiles de 4D. Nuestra flota Pioneer ha operado con
éxito el proyecto de adquisición de Total 4D de alta resolución, realizando
por primera vez la adquisición 4D por remolque en el mar. Las flotas de
BGP Surveyor y BGP Explorador han operado un proyecto de remolque en
el mar profundo de Qatar, lo que demuestra un mejor funcionamiento de
doble recipiente en zonas con gran densidad de plataformas distribuidas.
Además, hemos lanzado con éxito un proyecto multiusuario 2D en aguas
profundas en Madagascar, la creación de un nuevo modo del servicio de
prospección geofísica.
En 2012, las nuevas ediciones de CPU y GPU de nuestro software
de procesamiento de la migración preapilamiento GeoEast-Rayo,
desarrollados de forma independiente por BGP, fueron emitidas a la
operación, que son más eficientes y precisos que sus rivales internacionales
en la textura sofisticada y la formación de imágenes en los estratos
profundos y estructuras debajo de la sal. Se continuan mejorando las
principales funciones de procesamiento integrado GeoEast y software
de interpretación El sismógrafo G3i se ha aplicado con éxito en siete
proyectos nacionales que incluyen el campo Tuha. Con 28 nuevos módulos
de función de software, GeoMountain V2.0 se convirtió en un sistema de
software de exploración de montaña que ofrece una plataforma integrada
2010
2011
2012
1.000
1.009
1.019
Doméstico
835
833
827
Ultramar
165
176
192
Pozos perforados
13.043
13.706
13.153
Doméstico
11.919
12.509
11.894
1.124
1.197
1.259
25,20
26,98
27,20
22,97
24,39
24,30
2,23
2,59
2,90
Ultramar
Kilometraje perforado (millón de metros)
En el país
En el extranjero
de adquisición, procesamiento e interpretación, control de ejecución
de flujo de datos multicanal, migración en profundidad preapilamiento,
la predicción de fractura y monitoreo micro-sísmico. Tecnología de
adquisición de datos sísmicos Amplio Azimut y de alta densidad obtuvo
resultados notables en la aplicación de montañas complejas, lo que
contribuye a la imagen más precisa de la migración en delante de
continente y pliegues en Kuqa, Yingxiongling, etc.
Perforación de pozos
2012 vio la aplicación más amplia de la perforación horizontal, la
perforación bajo balance, desaire, estimulación de yacimientos, y otras
nuevas técnicas y un aumento de la velocidad de perforación en regiones
clave. Este fue un apoyo importante para el aumento de la producción de
petróleo y gas de nuestro grupo. El desarrollo del mercado de alta gama
en el extranjero dio lugar a un gran aumento en el número de nuevos
contratos y nuestros ingresos. La cooperación con las compañías petroleras
internacionales y los jugadores dentro de la industria se hizo más profunda.
Comenzó a funcionar Sirius Well Manufacturing Service, fruto de nuestra
cooperación con Shell.
En 2012, aplicamos 1.019 perforadoras en 13.272 pozos y se completaron
13.153 pozos, con una profundidad total de 27.195 km, 0,79% más que
en 2011. La velocidad de perforación se incrementó aún más, con la tasa
media de penetración cada vez mayor de 4,64% a pesar del aumento
de profundidad media por pozo en 85 metros que el año anterior. En
particular, el ciclo medio de perforación de pozos más de 4.000 metros se
redujo en un 10,4% , y el ciclo medio de perforaciones en Kuqa Mountain
Front de la cuenca del Tarim se redujo en más de un 20%.
En 2012, se perforó y complementó 1.701 pozos horizontales, 31,3%
más que en 2011, incluyendo 1.351 pozos en el país y 350 pozos en
el extranjero. Hemos puesto en producción un total de 350 pozos
horizontales en el yacimiento de gas Sulige desde el inicio de su desarrollo,
lo que representa sólo el 6% de los pozos de producción totales, pero
Datos de perforación
Taladros en operación
Informe Anual 2012
aporta el 30% de la producción total de gas del campo.
Perforación en Nueva Zelanda
39
Informe Anual 2012
Repaso Anual
Con la creciente escala de aplicación, la perforación sub-balanceada está
jugando un papel cada vez más destacado en la protección del yacimiento
y el aumento de la producción por pozo. En 2012, hemos completado
502 pozos de bajo balance, 43,4% más que el año anterior. Mediante el
uso de la tecnología de perforación sub-balanceada, Chuanqing Drilling
Engineering Company obtuvo favorables muestras de gas y petróleo
en Penglai-101 y otros pozos en la provincia central de Sichuan. Daqing
Drilling Engineering Company incrementó su producción promedio por
pozo individual en un 27,5% a través de la aplicación generalizada de la
perforación sub-balanceada micro-espuma, y ha desarrollado un paquete
de técnicas de bajo costo para la protección de la formación reservorio.
Con la expansión activa del mercado de perforación en el extranjero,
ganamos contratos de perforación en Venezuela, Argelia, Kazajstán,
Uzbekistán, Irak y Australia. Greatwall Drilling Company (GWDC) firmó
un contrato de servicio integral para 80 pozos geotérmicos en Kenia,
concretando en el país un modo de servicio de aguas arriba y aguas abajo
integrada para el desarrollo de recursos geotérmicos. Se han obtenido los
flujos de gas de alto rendimiento del pozo WAEX-1 y WA-2A perforados
por Xibu Drilling Engineering Company como parte del proyecto del
Mar de Aral en Uzbekistán. Esto fue un descubrimiento importante en la
exploración de la Cuenca del Mar de Aral.
Damos mucha importancia a la R&D y la promoción de tecnologías de
perforación. En 2012, las nuevas tecnologías y procesos desarrollados con
autonomía vieron una excelente aplicación. Un sistema de circulación de gases
en continuo desarrollado por Chuanqing Drilling Engineering Company vio
el éxito en su primera prueba de perforación de campo. El sistema se puede
ampliar la aplicación de la perforación de gas en las formaciones productoras
de agua al frente del reto de la producción de agua de formación. El sistema de
PCD precisa CQMPD-I desarrollado por la empresa se utilizó en la perforación
de cuatro pozos en el campo petrolífero de Jidong Nanpu, donde se redujo
el ciclo de perforación por 10 días y la velocidad de penetración mecánica se
duplicó en comparación con el promedio en los pozos vecinos. El sistema GWAMO-blanca-a base de aceite lleno de fluido de perforación y sus tecnologías
derivadas desarrollado por GWDC ha formado una cadena industrial
integral. El sistema de perforación vertical automática XZ-AVDS desarrollada
independientemente por Xibu Drilling Engineering Company ha sido utilizado
con éxito en la perforación de ocho pozos en el Xinjiang y yacimientos
petrolíferos de Tarim, con una tasa de penetración media de dos a tres veces
mayor que los pozos adyacentes.
Datos de operaciones de la diagrafía
2010
2011
2012
675
678
721
Doméstico
556
546
579
Ultramar
119
132
142
80.319
88.727
99.353
74.826
83.317
93.585
5.493
5.410
5.768
Equipos de diagrafía
Operaciones de diagrafía (pozos-veces)
Doméstico
Ultramar
Registro geofísico y registro de lodo de pozos
En 2012, la CNPC desplegó 721 equipos para proporcionar operaciones de registro
y prueba de pozos a los usuarios nacionales y extranjeros. Estas tripulaciones
completaron 99.353 casos de registro de pozos y la operacion de perforation, y
ofrecemos servio de registro de lodo 11.674 casos de pozos, representando un
12% y un 4,5% de aumento respectivamente.
Aplicación con éxito de las unidades de diagrafía Elog en Canadá
40
Repaso Anual
Mediante la promoción de sondeo por cable con el nudo de bypass de la
carcasa en pozos horizontales, la tala durante la perforación (LWD), la tala
a través de bits, y el tractor tala, la eficiencia operativa por persona se ha
mejorado en un promedio de casi 20%. Registraron nuevos avances en las
tecnologías de perforación de múltiples etapas. En la actualidad, podemos
llevar a cabo la perforación de encendido durante 20 etapas, sirviéndo de
tecnología de apoyo a la fracturación separada-capa de los pozos horizontales.
La unidad de registro EILog, desarrollada independientemente por la CNPC,
se ha mejorado gradualmente y fue utilizado por primera vez en el registro
completo de pozo abierto en Canadá. Cuarenta conjuntos de nuestra
Huiyan-2000 Sistema de Pozos se han puesto en aplicación. El sistema
permite que los datos se transmita a través de cable a una velocidad
alta de 2 Mbps. Sus registradores acústicos matriz multipolares (MPAL) y
registradores de imágenes eléctricos de ocho brazos pueden proporcionar
imágenes claras en pruebas de campo. Nuestro sistema de registro remoto
de detección acústica de transmisión de imágenes se aplica en la cuenca
del Tarim, donde contribuyó al descubrimiento geológico mediante la
identificación de reservorios de fractura-cueva.
Seguimos mejorando nuestro sistema de Formation Evaluation LWD (FELWD),
con el sistema de tres parámetros LWD de uso generalizado, y las pruebas
realizadas para la doble inducción, de neutrones, de alta temperatura y presión
gamma y la inducción, y el barro de resistividad LWD. El sistema de registro de
pozos LEAP-800 ha sido aplicado con éxito en 200 ocasiones, y su estabilidad y
fiabilidad se ha mejorado considerablemente. CIFLOG-GeoMatrix integrado de
pozos y software de interpretación se puso en línea y fue lanzado en China.
En el exterior, consolidamos nuestro mercado tradicional de los servicios
de registro geofísico y registro de lodo de pozos, y prueba mediante la
renovación de contratos de operación con el Halfaya y Al-Ahdab en Irak,
así como con Silk Road Company de Uzbekistán. Además, hemos ganado
contratos para el registro de lodo en mar de Venezuela, registro de pozos
para BAPEX de Bangladesh, y contratos de servicio de registro de pozos y
perforación en Mongolia, extendiendo aún más nuestro servicio.
Informe Anual 2012
descarga de aguas residuales de 2,04 millones de metros cúbicos, que
se transportaría con cisterna en 136 mil viajes.
En 2012, se aplicó el fracturamiento de múltiples etapas para estimular
775 pozos horizontales, un aumento del 54% interanual. A finales de
2012, el 57% de los pozos horizontales totales en China fueron de varias
etapas fracturado. Mediante el uso de la herramienta de fractura de hoyo
abierto, desarrollada independientemente por nosotros, se fracturaron
de hasta 21 etapas en Dabei-G-Ping-2 de la cuenca del Tarim. GWDC
realizó fracturamiento de múltiples grietas en intervalos de pozo abiertocompletado de -53-74-29H, lo que resulta en 18 grietas en seis etapas, y
un gran aumento en la producción diaria promedio. Otro fracturamiento
de diez etapas fue realizado por Chuanqing Drilling Engineering Company
en el pozo Ning-201-H1 en Changning, un bloque de gas de esquisito,
con una producción diaria de 132.000 metros cúbicos, 12 veces más que
cualquier pozo vertical adyacente.
Datos de operaciones de fondo de pozo
Equipos de operación de fondo de pozo
Doméstico
Ultramar
2010
2011
2012
1.877
2.117
2.023
1.698
1.913
1.818
179
204
205
Operaciones de fondo de pozo (pozos-veces) 136.382 142.753 149.262
Doméstico
Ultramar
134.201 140.283 146.826
2.181
2.470
2.436
Operaciones de fondo de pozo
En 2012, la CNPC ha enviado un total de 2.023 equipos de operación de
fondo de pozo para brindar servicios de fracturamiento y acidificación, prueba
de formación, reacondicionamientos, reacondicionamiento con talatro,
perforación de pozos latelales. Completamos 149,3 mil operaciones de fondo
de pozo durante todo el año, y llevamos a cabo pruebas de formación en 7.402
capas, un aumento respectivo de 4,6% y 6,5% con respecto al año anterior.
Continuamos desplegar operaciones con presión. En 2012, nuestros 96
equipos aplican este tipo de operación en 3.096 ocasiones, 35% más
que 2011. En el pozo Wushen-1 del Yacimiento Tarim, retiramos parafina
de los tubos en una profundidad total de 2.105,44 metros bajo una
presión de 95 MPa, el más alto en las operaciones desaire de China. Esta
operación se demostró eficaz en la conservación de energía y reducción
de emisiones. De hecho, durante todo el año ha permitido reducir la
Operación de fracturación del petróleo de formaciones compactas en el campo de Xinjiang
41
Informe Anual 2012
Repaso Anual
Ingeniería y Construcción
Orientadas hacia la ejecución de proyectos prioritarios, las actividades de
ingeniería y construcción de la CNPC mantienen un fluido desarrollo a través
de la coordinación de los recursos de diseño y mano de obra, la organización
de la construcción, y la supervisión de calidad. Como contratista con más
experiencia de los proyectos a gran escala, se avanzó en el desarrollo del
mercado de gama alta en el doméstico y en el ultramar, con una mejora
capacidad de EPC y PMC. En 2012, nuestra contratación EPC, diseño y PMC
representaron más del 70% de los contratos recién firmados. La CPECC, China
Huanqiu Contracting & Engineering Corp. y CPPB han sido enumerados en el
"Top 225 Contratistas Internacionales" de la revista Engineering News Record
(ENR) durante muchos años.
Ingeniería y construcción superficial
Hemos mantenido nuestra posición como el líder nacional en la construcción
de campos de gas y petróleo en tierra. Contamos con tecnología de
ingeniería para campos convencionales, así como para los campos que
ofrecen alto corte de agua, baja permeabilidad, crudo muy pesado y alto
contenido de condensado, de alta presión, de alto rendimiento y alto
contenido de azufre. Estamos capacitados para construir las instalaciones
con capacidad productiva de 20 millones de toneladas de crudo y 10 mil
millones de metros cúbicos de gas respectivamente.
En 2012, el proyecto de la Fase III del campo de gas Changling de Jilin se
puso en marcha y se avanzó la construcción sobre tierra en el yacimiento de
gas Hetianhe en el Campo Petrolífero de Xinjiang. Se ha mejorado el sistema
de superficie del yacimiento de gas de Sulige para recoger, transportar y
procesar 23 mil millones de metros cúbicos de gas natural al año. En Irak, la
Fase I del proyecto de superficie de campo petrolífero Halfaya fue puesto
en producción, y el de la Fase II de campo petrolífero Al-Ahdab y el de la
Fase II de campo petrolífero Halfaya estaban a punto de ser completados.
En Turkmenistán, la construcción del sistema de transporte de recogida en
el yacimiento de gas Metejan y la Planta de Procesamiento de Gas Natural
Galkynysh avanzan con éxito.
CPE y CPPB lanzaron un proyecto en Tanzania, que incluye dos plantas de
procesamiento de gas natural (que procesan 2 y 1,5 mil millones de metros
cúbicos por año respectivamente) y el gasoducto de 542 kilometros de
longitud que une estas plantas y Dar-es-Salaam.
Premio Luban de construcción
El Premio Luban de Construcción (para proyectos en el extranjero)
se trata de un premio binanual que se puso en marcha en 2009
por la Asociación de la Industria de Construcción de China,
cuyo objetivo es mejorar la calidad de la construcción de obras
en el extranjero, así como la competitividad y la reputación
de las empresas de construcción chinas. En enero de 2013,
CPECC fue galardonado con el premio 2012 por su trabajo de
mejoramiento de la capacidad en el bloque de Sudán 3/7. Esta
fue la tercera victoria consecutiva de CPECC en este premio desde
su lanzamiento, habiendo ganado en 2009 con el proyecto de
expansión de la Refinería de Jartum en Sudán y el proyecto de
la Fase I de la Tercera Planta de Procesamiento de gas y petróleo
Zhanazhol en Kazajstán en 2011.
Construcción instalaciones de refinación y química
En 2012, nos aseguramos buena marcha en los principales proyectos de
refino y química. Realizamos los proyectos de ampliación de capacidad de
refinación como Fushun Petroquímica con 800 mil toneladas de etileno
por año y Hohhot Petroquímica con 5 millones de toneladas por año, la
actualización de Daqing Petroquímica de 1,2 millones de toneladas de
etileno por año y los proyecto de renovación para la unidad de PP (fase II) de
Daqing Refinería con 300 mil toneladas de capacidad y Liaohe Petroquímica
de 600 mil toneladas por año. También se han puesto en marcha con
éxito las plantas de coquización retardada para Jinzhou Petroquímica (1,6
millones de toneladas) y Karamay Petroquímica (1 millones de toneladas). Se
completa generalmente el proyecto de refinación y químicas integradas de
Sichuan Petroquímica. En la construcción de la unidad de etileno de Daqing
Petroquímica, China Huanqiu registrado en la soldadura un rendimiento
99,6% por solamente una vez y el 100% de aceptación de construcción de
la unidad, lo que indica un gran avance en el paquete de tecnologías para la
industrialización de unidades de etileno en China.
42
Planta de Procesamiento de Hidrocarburos NO. 3 Zhanazhol de Kazajistán
Repaso Anual
La planta de fertilizantes a base de carbón en Ninh Binh, Vietnam, que fue
diseñado, procurado, construido y lanzado independientemente por China
Huanqiu, se puso en marcha con contrato EPC. El registro de 19 millones
de horas de trabajo segura durante la construcción fue reconocido por los
dirigentes del país como un modelo entre los proyectos de construcción de
capital extranjero en el país.
Construcción de tuberías y tanque de almacenamiento
Como el líder nacional en la construcción en tierra de gasoductos de larga
distancia y llegando con los estándares mundial en tecnologías de este
campo, tenemos la capacidad anual de construir 6.700-9.700 km de tubería
con un diámetro mayor que 711 mm. Además, contamos con la capacidad
tecnológica para diseñar y construir 150 mil metros cúbicos de tanques de
crudo y 10.000 metros cúbicos de tanques de gas, y que somos capaces de
diseñar y construir tanques de crudo para 26 millones de metros cúbicos
de crudo y 16 millones de metros cúbicos para el depósito de productos
refinados anualmente.
En 2012, se instalaron más de 8.000 km de gasoductos de larga distancia,
y completamos dos bases de almacenamiento de crudo y un proyecto de
gas natural licuado. El tronco y las ramas de la línea 2 del Gasoducto OesteEste se completaron y entraron en funcionamiento. Las tuberías de crudo
Dushanzi-Urumqi y Changqing-Hohhot y Zhongwei-Guiyang Branch (la
sección de Zhongwei-Chengdu) se pusieron en función como lo previsto.
Los oleoductos de crudo Lanzhou-Chengdu y Rizhao-Dongming, y el de
refinado Nanning-Liuzhou fueron completado en su general. Además,
comenzamos la construcción para la linea 3 del Gasoducto Oeste-Este y la
tubería de productos refinados Jinzhou-Zhengzhou.
La construcción del Petróleo Myanmar-China y gasoductos, la línea C del
Asia Central-China gasoducto y del oleoducto de exportación de petróleo
y gas en Halfaya a cabo sin tropiezos. El 75 Mt/a Abu Dhabi Oleoducto
construido por CPPB y CPECC se puso en marcha con éxito, que incluye un
tramo terrestre 405,36 km de longitud y una sección de 18,86 km de largo
submarino. Además, CPPB comenzó a construir el gasoducto entre Myanmar
y Tailandia.
En lo relativo a la construcción de tanque de almacenamiento, se han
completado y puesto en funcionamiento la Base Estatal de Reserva Petrolera
de Lanzhou, contratada de tipo EPC por CPECC, y el Almacén de Crudo de
Informe Anual 2012
Lanzhou y la Estación de GNL en Ansai, contratado por China Huanqiu de
tipo EPC. Mientras tanto, avanzan con fluidez las construcciones de la base
de almacenamiento de gas de Hutubi de Campo de Xinjiang , el Terminal
de GNL de Tangshan, el Terminal de GNL de Tai'an, y una planta de LNG con
capacidad de 5 millones de metros cúbicos en la provincia de Hubei.
Ingeniería marítima
Tenemos la capacidad de brindar soporte integrado y global para la
producción offshore. Nuestros servicios incluyen la perforación de pozos,
completación de pozos, cementación de pozos, pruebas de producción, las
operaciones de fondo de pozo, diseño y construcción de maquinaria naval, y
los servicios de los buques.
En 2012, llevamos a cabo las operaciones de perforación en el Mar de Bohai,
Mar Amarillo, Mar de China Meridional y el Golfo Pérsico. El proyecto de
CB22FB en Chengbei Block de Shengli Oilfield, encargado por la plataforma
6 de CPOE, registró una tasa de penetración promedio de 50,37 m/h, 56%
más rápido que en los grupos anteriores y con una profundidad de hoyos
similar. Los proyectos del Mar Amarillo Norte y Chengbei-326 fue testigo de
excelentes operaciones de fracturamiento gracias a nuestras técnicas únicas
en la estimulación de yacimientos y la tubería flexible, en 340 y 300 metros
cúbicos de líquido involucrados respectivamente.
En la instalación de la la tubería submarino de la Segunda Linea del
Gasoducto Oeste-Este, aplicamos nuestras tecnologías patentadas, que
incluyen chorro de arena y técnicas de pulverización, parches rápida y
ensayos no destructivos para superar los retos técnicos de soldadura de
tuberías, y logramos la entrega de un 99,2% de rendimiento de primera
ejecución en la soldadura y el 100% de aceptación de la aplicación de
parches a prueba de corrosión. En la base de ingeniería de Qingdao la
construcción de las instalaciones complementarias está en marcha. La base
de apoyo de Tangshan fue puesta en operación de prueba, con la mejora de
la capacidad de servicio de la nave y de apoyo en tierra.
Hasta el año 2012, la CNPC cuenta con 40 unidades de equipo marítimo a
gran escala, incluyendo nueve plataformas móviles de perforación, uno de
perforación y reparación de pozos de perforación modular, cinco plataformas
de pruebas de producción, y 25 buques de diferentes variedad. En 2012,
nuestros 23 buques proporcionan servicio de transporte de 6.700 días.
Proyecto de etileno de la Petroquimica de Fushun
43
Informe Anual 2012
Repaso Anual
Fabricación de Equipos Petroleros
En 2012, nuestro sector de fabricación de equipos petroleros experimentó la
reestructuración, transformación y modernización. Además de fortalecer la innovación y
la gestión técnica, nos aceleramos la construcción de bases de fabricación de equipos a
gran escala. Además, hemos continuado para mejorar la integración y la competitividad de
productos, exploramos activamente el mercado, y proporcionamos el mejor servicio y apoyo
a nuestros negocios principales.
Baoji Petroleum Steel Pipe inauguró una planta de tubos de petróleo para Xi'an y Bohai
Petroleum Equipment Manufacturing Company puso en marcha una planta de tubos de
acero en Xinjiang, aumentando la capacidad de fabricación anual por 300 mil toneladas de
oleoducto y 220 mil toneladas de tubo de acero. Bohai Petroleum Equipment Manufacturing
Company se convirtió en el primer centro técnico empresarial a nivel estatal en materia del
procesamiento profundo de acero de la industria petrolera.
En 2012, teníamos una cartera más completa de productos de plataforma de perforación. Los
equipos de perforación eléctricos de 8.000 m AC VFD (variador de frecuencia), desarrollados
independientemente por la empresa, fueron estrenados en la cuenca del Tarim. El
ZJ90/6750DB-S, la plataforma de perforación de alta eficiencia basada en cuatro pilares solo con
una altura de 9.000 metros comenzó a operar en las áreas frontales de montaña en la cuenca
del Tarim, siendo el equipo con propiedad intelectual independiente con vistas a aumentar la
velocidad y eficiencia de la perforación.
Hemos avanzado en la R&D de las tuberías de acero de alto grado. Como una prueba
sin precedente en China, fabricamos con éxito el primer arco de tubo de acero soldado
sumergido del X80 grado de acero, 1.422 mm de diámetro y 21,4 mm de grosor de la pared,
lo que satisfacerá la demanda del mercado interno sobre tubos de acero de gran diámetro
con resistencia a altas presiones. Se produjo un arco de tubo de acero soldado de presoldadas y sumergido precisamente de X70 grado de acero, 1.219 mm de diámetro y 15,01
mm de espesor de pared. Vio aplicación exitosa en el cmapo de Jilin la tubería flexible de
alta resistencia a la tracción de CT90 grado de acero, 38,1 mm de diámetro y 3,18 mm de
espesor de pared, lo que constituye un fundamento para la producción a gran escala de los
productos de tubería.
Nuestras unidades de energía cuentan con una mayor fiabilidad y estabilidad. Se
desarrollaron con éxito el motor diesel altamente fiable BL12V190ZL1-2 y la alta velocidad
y de alta resistencia compresor de pistón alternativo 6CFC. Como compresor de gas más
potente de China de su tipo, 6CFC es prometedor en términos de recolección de gas a
presión y el transporte y la operación de almacén de gas.
En lo que respecta a los equipos de ingeniería en alta mar, la plataforma CP-300 de elevación
automática (jack-up) con propiedad intelectual independiente fue comisionado, probado
y entregado al cliente. La plataforma de CP-400 de elevación automática(jack-up), con más
parámetros de diseño avanzado, y ya aprobado por CCS, ABS y DNV, se encuentra en la etapa de
diseño y construcción. También desarrollamos con satisfacción una serie de equipos, tales como
cabezas de pozo costa afuera de recuperación térmica, tubos aislantes térmicos para aplicaciones
en alta mar y tuberías de transporte de gas en el fondo del mar, cuyo desempeño corresponde al
criterio de la norma.
En 2012, nuestros equipos y materiales derivados del petróleo se exportan a 78 países y
regiones, a través de una red de comercialización internacional con oficinas en 51 países
y regiones que ofrecen funciones completas de almacenamiento, ventas a consignación,
reparación y servicio, arrendamiento de productos, montaje e integración. Los productos
exportados abarcaron más de 70 variedades de toda la cadena industrial, en que figuran las
plataformas de perforación, equipos de reparación de pozos, plataformas de perforación mar
adentro, tubos para conducciones de larga distancia, la refinación y el equipo de refinería,
motores eléctricos, herramientas de completación de pozos, los bits, y las bombas de lodo.
44
Repaso Anual
Informe Anual 2012
45
Informe Anual 2012
Informe Financiero
Informe Financiero
Balance General Consolidado
Millón de yuanes RMB
2010
2011
2012
235.670,40
278.416,84
293.696,71
Activos circulantes
Activos monetarios
1.431,72
3.064,12
2.323,12
Documentos y cuentas por cobrar
88.233,81
101.809,68
132.746,01
Anticipo
37.657,95
51.975,04
48.201,93
Otras cuentas por cobrar
43.307,85
55.533,84
57.788,42
Activos financieros comercializables
227.676,04
314.589,98
360.150,69
Otros activos circulantes
40.940,08
81.823,47
86.813,51
Total de activos circulantes
674.917,85
887.212,97
981.720,39
45.553,44
45.588,19
71.297,57
160.513,86
138.700,62
123.563,27
66.070,31
71.785,95
79.370,53
Valor neto de activos fijos
555.665,29
619.741,11
725.436,36
Obras en construcción
284.671,93
319.252,25
369.470,56
Activos petroleros y gasíferos
636.605,70
699.907,96
790.132,31
47.721,77
60.451,38
69.707,18
158.236,11
185.235,81
198.722,20
Total de activos no circulantes
1.955.038,41
2.140.663,27
2.427.699,98
Total de activos
2.629.956,26
3.027.876,24
3.409.420,37
60.943,52
92.165,76
110.124,15
Inventarios
Activos no circulantes
Activos financieros disponibles para la venta
Inversiones hasta el vencimiento
Inversiones patrimoniales a largo plazo
Activos intangibles
Otros activos no circulantes (otros activos a largo plazo)
Pasivos líquidos
Préstamos a corto plazo
286.325,64
327.909,63
394.373,95
Cobro adelantado
57.032,51
73.298,16
76.128,13
Sueldos de empleados por pagar
23.130,42
23.164,33
19.041,00
Impuestos y cargos a pagar
53.071,31
132.842,21
92.768,24
Otras cuentas por pagar
82.353,68
92.315,83
90.255,67
Otros pasivos líquidos
157.953,82
241.099,05
214.653,86
Total de pasivos líquidos
720.810,90
982.794,97
997.345,00
Préstamos a largo plazo
34.393,32
29.671,92
22.633,17
Pasivos estimados
65.440,66
73.384,11
88.965,18
Pasivos de impuestos sobre la renta diferidos
23.752,57
25.319,25
27.253,49
217.448,21
216.024,16
409.112,90
Documento y cuentas por pagar
Pasivos no líquidos
Otros pasivos no líquidos
Total de pasivos no líquidos
Total de pasivos
46
341.034,76
344.399,44
547.964,74
1.061.845,66
1.327.194,41
1.545.309,74
Informe Financiero
Balance General Consolidado (suite)
Informe Anual 2012
Millón de yuanes RMB
2010
2011
2012
Capital integrado
348.953,24
379.863,46
397.540,32
Reservas de capital
267.207,03
261.852,85
265.360,66
Reservas específicas
26.645,64
32.442,96
31.178,59
749.117,88
841.139,88
942.093,06
1.117,06
1.480,42
2.392,73
13.129,06
14.241,18
15.498,38
Participación accionaria
Reservas de superávit
Preparación general para el risgo
Beneficios no distribuidos
Diferencia de conversión en el Estado en Moneda Extranjera
Total de partcipación accionaria perteneciente a la Casa Matriz
Participación de accionistas minoritarios
-10.517,80
-17.096,43
-17.826,16
1.395.652,11
1,513,924.32
1.636.237,58
172.458,49
186.757,51
227.873,05
Total de participación accionaria
1.568.110,60
1.700.681,83
1.864.110,63
Total de pasivos y participación accionaria
2.629.956,26
3.027.876,24
3.409.420,37
Estado de Resultados Consolidado
Ingresos de operación
Ingresos por negocios principales
Ingresos por otros negocios
Menos: costos de operación
Costos de negocios principales
Costos de otros negocios
Millón de yuanes RMB
2010
2011
2012
1.720.885,19
2.381.278,23
2.683.480,30
1.716.365,86
2.376.592,51
2.678.563,64
4.519,33
4.685,72
4.916,66
1.154.873,26
1.716.446,17
2.026.837,02
1.151.017,90
1.712.817,27
2.022.621,55
3.855,36
3.628,90
4.215,47
188.782,79
268.676,76
257.977,86
63.531,85
61.139,91
64.277,62
101.427,99
120.923,24
116.260,26
16.592,13
Impuestos sobre negocios y recargos
Gastos de venta
Gastos de administración
Gastos financieros
8.406,80
14.251,20
Pérdidas por deterioro del valor de activos
7.248,65
13.352,40
8.195,50
Otros
27.140,64
26.460,65
25.735,97
Más: Ingresos por cambios en valor justo (las pérdidas se presentan con “-”)
Beneficios de inversión (las pérdidas se presentan con “-”)
Beneficios operacionales (las pérdidas se presentan con “-”)
Más: ingresos no operacionales
Menos: Egresos no operacionales
Total de beneficios (las pérdidas se presentan con “-”)
Menos: Impuestos sobre la renta
Beneficios netos
-44,98
-67,22
17,46
12.844,91
21.735,58
17.214,24
182.273,14
181.696,26
184.835,64
7.594,28
14.434,13
15.780,33
17.210,44
14.406,35
16.715,87
172.656,98
181.724,04
183.900,10
48.473,02
51.196,20
44.725,51
124.183,96
130.527,84
139.174,59
Beneficios netos pertenecientes a los propietarios de la Casa Matriz
97.252,32
105.490,19
114.802,85
Pérdidas o ganancias de accionistas minoritarios
26.931,64
25.037,65
24.371,74
47
Informe Anual 2012
Informe Financiero
Comentarios sobre el Informe Financiero
I. Descripción de las principales políticas de
contabilidad y las estimaciones contables
1. Normas y sistema de contabilidad aplicados
A partir del 1 de enero de 2007, la CNPC (denominada en lo adelante “la
empresa”) comenzó a aplicar la Normativa de Contabilidad Corporativa
emitida en 2006 por el Ministerio de Hacienda.
2. Ejercicio fiscal
El ejercicio fiscal comienza el 1 de enero y termina el 31 de diciembre de cada año
calendario.
3. Moneda de denominador común para la anotación contable
La empresa adopta el yuan RMB como moneda de denominador común para la
contabilidad.
4. Base de contabilidad y valoración
La contabilidad se basa en el sistema de devengo. Todos los activos se
valoran a su costo histórico, a menos que se indique lo contrario.
5. Contabilidad en moneda extranjera y conversión
(1) Transacción en moneda extranjera
Las transacciones en divisas se convierten en yuanes RMB al tipo de cambio
al contado en el día en que se produzca la operación y los activos y pasivos
monetarios en moneda extranjera en la fecha del balance se convierten
en yuanes RMB al tipo de cambio spot en la misma fecha del balance. Las
ganancias y pérdidas cambiarias derivadas de dichas conversiones que se
produjeron en la preparación de la construcción, producción y operación
serán contadas en los gastos financieros, las relacionados con la adquisición
y construcción de activos fijos, activos petroleros y gasíferos y otros bienes
que cumplan con la condición de capitalización serán manejados de acuerdo
con las disposiciones pertinentes sobre costos por intereses y las ocurridas
en el período de liquidación serán incluidas en las ganancias y pérdidas de
liquidación.
Los activos no monetarios en moneda extranjera valorados al costo histórico se
convierten en yuanes RMB al tipo de cambio al contado del día de transacción,
sin cambiar su importe en yuanes RMB. Los medidos por valor justo se
convierten en yuanes a la tasa de cambio al contado, con la diferencia entre el
valor convertido y la cantidad original de yuanes contada en los beneficios y
pérdidas corrientes.
48
(2) Conversión del Informe Financiero en moneda extranjera
Todos los rubros de activos y pasivos presentes en el Balance en Moneda
Extranjera se convierten en yuanes RMB al tipo de cambio spot en la
fecha del Balance. La participación del propietario que no sea "beneficio
no distribuido" se convierte al tipo de cambio al contado del momento
cuando se produzca. Los ingresos y gastos de operaciones en el extranjero
presentes en la cuenta de beneficios se calculan al método del sistema del
tipo de cambio medio de RMB publicado cada día por el Banco Popular de
China, el cual debe ser cubierto por la mencionada cuenta. La diferencia
de cambio del Balance derivada de las conversiones anteriormente
mencionadas se presenta por separado en “Diferencia de conversión
en el Estado en Moneda Extranjera” bajo el rubro la participación del
propietario. La diferencia de cambio derivada de los rubros en moneda
extranjera materialmente invertidos en negocios en el extranjero, debido
a la variación del tipo de cambio, también se presenta por separado en el
capital contable al preparar el informe financiero consolidado. A la hora de
tratar los negocios en el extranjero, la diferencia de cambio relacionada se
incluirá en las ganancias o pérdidas del período en que se llevan a cabo
estos negocios.
En el Estado del Flujo de Caja en Moneda Extranjera, el saldo del dinero en
efectivo y equivalentes en el periodo inicial se convierten según el tipo de
cambio al inicio del periodo indicado en dicho Estado, mientras el saldo al
cierre de este periodo se calcula según el tipo de cambio del momento de la
fecha en que se elabora el Balance. Para el resto de los conceptos, se realizará
el cálculo al método del sistema del tipo de cambio medio de RMB publicado
cada día por el Banco Popular de China, el cual debe ser cubierto por la
mencionada Estado. La diferencia de cambio que surja de la conversión arriba
mencionada se presenta por separado en “Efectos del tipo de cambio sobre
dinero en efectivo”.
6. Definición del dinero en efectivo y equivalentes del efectivo
El dinero en efectivo en el Estado de Flujo de Efectivo se refiere a efectivos
en reserva y depósitos disponibles para el pago en cualquier momento.
Por equivalentes del efectivo se entienden inversiones de corto plazo (con
vencimiento en tres meses), altamente líquidas, fácilmente convertibles en
efectivo y reducido riesgo de cambios en su valor.
7. Activos financieros
(1) Los activos financieros están clasificados en las siguientes cuatro
categorías: activos financieros medidos al valor justo cuyos cambios
están incluidos en las ganancias o pérdidas, inversiones hasta el
Informe Financiero
vencimiento, préstamos y cuentas por cobrar, así como activos
financieros disponibles para la venta.
(2) Reconocimiento y medición de activos financieros
Los activos financieros son inicialmente reconocidos a base de su valor
justo. Respecto a los activos financieros de valor justo por ganancias o
pérdidas, los costos de adquisición se declaran directamente en las cuentas
de ganancias y pérdidas. Los costos de transacción de otros activos
financieros se cuentan en el valor inicialmente reconocido.
Los activos financieros de valor justo por ganancias o pérdidas y los
disponibles para la venta se miden posteriormente según su valor justo;
las inversiones en instrumentos de valores que no estén cotizados en
el mercado activo y cuyo valor no se pueda medir de manera confiable
se miden según costos, y los préstamos, las cuentas por cobrar y las
inversiones mantenidas hasta el vencimiento se miden según el costo
amortizado, utilizando el método de interés efectivo.
Los cambios en valor justo de los activos financieros de valor justo por
ganancias o pérdidas se registran en ganancias/pérdidas por cambios de
valor justo; los intereses o dividendos en efectivo de los activos mantenidos
se reconocen como ingresos de inversiones; al disponerlos, la diferencia
entre su valor justo y la cantidad reconocida inicialmente se reconoce
como ganancias/pérdidas por inversiones, y su ganancia/pérdida por
cambios del valor justo se ajusta en consecuencia.
En cuanto a las inversiones mantenidas hasta el vencimiento, se determinarán
los ingresos por intereses durante el período de conservación utilizando el
método del interés efectivo. El tipo de interés efectivo se determinará en el
momento de la obtención de dicha inversión y se mantendrá constante en el
período siguiente. Para disponer las inversiones, la diferencia entre el precio
de la obtención dichas inversiones y su valor contable se reconocerá como los
beneficios de la inversión.
Al recuperar los préstamos y cuentas por cobrar o disponer los préstamos,
la diferencia entre el precio obtenido y el valor contable del préstamo será
determinada en la cuenta de resultados.
Los cambios en valor justo de los activos financieros disponibles para
la venta se registran en la participación del propietario; los intereses se
incluyen en ganancias por inversiones, usando el método de interés
efectivo; los dividendos en dinero efectivo de las inversiones disponibles
para la venta en los instrumentos de valores se registran en las ganancias
por inversiones cuando las empresas en que se invierte anuncien la
distribución de dividendos; al disponerlos, la diferencia entre el costo de
Informe Anual 2012
adquisición y el valor contable se registra como ganancias/pérdidas por
inversiones y lo mismo se hace con la cantidad acumulativa de los cambios
en valor justo registrados originalmente en la participación accionaria.
(3) Deterioro del valor de los activos financieros
En el Balance se hace al cierre de cada periodo un cálculo del valor
contable de otros activos financieros, excepto los medidos al valor justo y
su variación a ser contada en las ganancias o pérdidas del mismo período.
Si existen pruebas objetivas del menoscabo de un activo financiero, se hace
una reserva para el deterioro. Por un deterioro de activos financieros a coste
amortizado, se hace la provisión por deterioro a la diferencia entre el valor
presente de los estimados flujos en caja del futuro y el valor contable de los
mismos. Si hay prueba objetiva que demuestre que el valor de dicho activo
financiero ha sido restaurado y existe en forma objetiva la relación con los
hechos ocurridos después de esa pérdida que hayan sido reconocidos, las
pérdidas relacionadas con el deterioro, como originalmente reconocido, se
invierten y se registran en las ganancias y las pérdidas del mismo período.
Cuando hay una disminución sustancial o no temporal en el valor justo de
los activos financieros disponibles para la venta, las pérdidas acumuladas
por la disminución de valor justo que antes se registran directamente en el
patrimonio neto del propietario se presentan en las pérdidas por deterioro.
Para la inversión en los instrumentos de deuda disponibles para la venta
con las pérdidas reconocidas por deterioro, si su valor justo se incrementa
en un periodo posterior y dicho incremento puede ser objetivamente
relacionado con un evento ocurrido después de que el deterioro fuera
reconocido, la pérdida previamente reconocida por deterioro se invierte y
se reconoce en la cuenta de resultados. Para la inversión en instrumentos
de renta variable disponibles para la venta con la pérdida reconocida
por deterioro, si su valor justo se incrementa en un periodo posterior y
el mencionado incremento puede ser objetivamente relacionado con
un evento ocurrido después de que el deterioro fuera reconocido, la
pérdida por deterioro previamente reconocida es invertida y reconocida
directamente en el patrimonio de los accionistas.
8. Inventarios
(1) Los inventarios comprenden materias primas, trabajos en proceso,
productos semi-elaborados, mercancías en depósito, materiales de
embalaje, artículos de consumo de poco valor, productos despachados,
materiales para el procesamiento por encargo y las obras (finalizadas pero
sin recibir el pago), etc.
49
Informe Anual 2012
Informe Financiero
(2) Los inventarios se realizan según costo real de adquisición, utilizando el
método de inventario perpetuo; el costo real de los inventarios entregados
o vendidos se lleva a media ponderada.
(3) Los artículos de consumo de poco valor y los materiales de embalaje se
amortizan utilizando el método de amortización única cuando se utilizan.
(4) Los principios del cálculo del valor de los inventarios al cierre del año y el
estándar de reconocimiento y el método de provisión por la la disminución
del valor de los inventarios: los inventarios del fina de año se realizan según
el valor más bajo entre el costo y el valor neto realizable. Con base en el
inventario completo en el final del período, cuando el valor neto realizable
es menor que el costo en las siguientes circunstancias, la provisión para
la depreciación de las existencias se realiza conforme a la diferencia entre
el costo y el valor neto realizable de los inventarios individuales. Para los
inventarios de gran cantidad y bajo precio por unidad, la provisión para la
depreciación de las existencias puede ser reconocida por categoría. El valor
neto realizable se define en la fórmula de que el precio de venta estimado
menos el costos estimado para el trabajo completo, los gastos de venta y
el impuesto correspondiente.
El precio de mercado de las existencias sigue cayendo sin esperanza de
recuperación en un futuro previsible.
El producto, fabricado con dicha materia prima, presenta un mayor costo
que el precio de venta del mismo.
La materia prima existente no cumple con las necesidades de los nuevos
productos como resultado de la actualización del producto y el precio de
mercado de esta materia prima es inferior a su costo contable.
Los bienes o servicios se han quedado obsoletos o hay un cambio de
preferencias de los consumidores han cambiado las necesidades del mercado,
resultando en una disminución gradual del precio de mercado de los mismos.
Otras circunstancias que demuestren una alteración sustancial del valor de
las existencias.
9. Inversión patrimonial a largo plazo
(1) Medición inicial de la inversión patrimonial a largo plazo
Los activos pagados, los pasivos resultantes o asumidos y el valor justo de
los valores producidos el día de la combinación o compra para adquirir el
control del negocio combinado o comprado, se reconocen como costo
de la combinación, el cual se reconoce como costo inicial de la inversión
patrimonial a largo plazo.
Excepto en el caso de la inversión accionaria a largo plazo obtenida de la
combinación de negocios antes mencionada, si se obtiene una inversión
patrimonial a largo plazo mediante el pago en efectivo, pago de los activos
no monetarios o emisión de los valores, su valor justo se reconoce como
costo inicial de la inversión a largo plazo; si se obtiene una inversión a
50
largo plazo a partir de la reorganización de la deuda, el valor justo de las
acciones convertidas a partir de la demanda financiera se reconoce como
costo inicial de la inversión para el deudor. Si una inversión patrimonial
a largo plazo se hace directamente, el valor acordado en el contrato de
inversiones se reconoce como costo inicial de la inversión; en caso de que
el valor acordado no sea justo, el valor justo del valor invertido se reconoce
como costo inicial de la inversión.
(2) Medición subsecuente de la inversión patrimonial a largo plazo
La inversión en empresas filiales supone la inversión patrimonial en
negocios prácticamente controlados por la empresa. Esta inversión se
reconoce utilizando el método de cálculo de costo, y se ajusta usando el
método de participación a los efectos del informe financiero consolidado.
La inversión en una empresa de cogestión supone la inversión accionaria
de control mutuo sobre una actividad comercial contratada, en la cual las
partes accionistas acuerdan compartir con la empresa el control sobre las
decisiones financieras y de producción y explotación significativas. Ese tipo
de inversión se reconoce usando el método de participación.
La inversión en una empresa asociada es la inversión patrimonial en un
negocio en el cual la empresa tiene una influencia significativa. Este tipo de
inversión se reconoce usando el método de participación.
La inversión patrimonial a largo plazo que no esté cotizada en el
mercado activo y que posea un valor justo indeterminable e influencia
no significativa se reconoce usando el método de costo. Respecto a la
inversión accionaria a largo plazo cotizada en el mercado activo y con valor
justo determinable, si no es muy influyente, su valor justo se reporta en los
activos financieros disponibles para la venta, y el cambio en valor justo se
lleva a la participación del propietario.
(3) Disposiciones para la desvalorización de la inversión patrimonial a largo
plazo
Al final del año, se revisa la inversión patrimonial a largo plazo y plazo se
mantiene la provisión para la depreciación de la inversión de patrimonial
a largo plazo según la diferencia entre el importe recuperable y el valor
contable. La cantidad recuperable de la inversión patrimonial a largo plazo
comercializable es el precio del mercado de la inversión menos los gastos
de disposición; si una inversión a largo plazo no es comercializable, pero su
valor justo se puede medir de manera confiable, la cantidad recuperable
de la inversión se determina contra el importe más alto entre el valor justo
menos los gastos de disposición y el valor presente del flujo esperado
en efectivo formado en la tenencia y la disposición al vencimiento de la
inversión en el futuro. Si una inversión patrimonial a largo plazo no es
comercializable y su valor justo no se puede medir de manera confiable,
la cantidad recuperable se determina contra el descuento de su futuro
flujo de caja en proporción con las ganancias del mercado para activos
financieros similares.
Informe Financiero
Para la inversión patrimonial a largo plazo no negociable, la depreciación
es probable en las siguientes circunstancias:
II. Principales Impuestos
Hay un cambio en el entorno político o legal de la entidad invertida,
como la promulgación o modificación de las leyes o normativas fiscales
y comerciales, que pueden resultar en grandes pérdidas de la entidad
invertida;
1. Impuesto sobre la renta
Los bienes o servicios ofrecidos por la entidad invertida se han quedado
obsoletos o hay un cambio de las necesidades del mercado, dando lugar a
un grave deterioro de las condiciones financieras de la entidad invertida;
2. Impuesto al valor agregado
La entidad invertida ha perdido su ventaja competitiva debido a un
cambio importante de los parámetros tecnológicos en el sector, dando
lugar a un grave deterioro de las condiciones financieras de la entidad
invertida, como la reorganización o la liquidación;
Otras circunstancias que demuestren una falla sustancial de la inversión
para generar beneficios económicos para la empresa.
10. Subsidios gubernamentales
(1) Tipos de los subsidios gubernamentales
Los subsidios del gobierno son en su mayoría el reembolso fiscal, los
intereses subsidiados, las devoluciones de impuestos y la asignación
Informe Anual 2012
La tasa del impuesto sobre la renta corporativa aplicable a la empresa es
del 25%.
El impuesto al valor agregado se establece en un 17% para los productos
petroleros y petroquímicos y en un 13% para el gas natural y el GNL.
3. Impuesto a las operaciones
El impuesto a las operaciones se establece en un 3% para el transporte y la
construcción, y en un 5% para el sector financiero y de seguros, el servicio,
la transferencia de activos intangibles y la venta de inmuebles.
4. Impuestos adicionales
Los impuestos de mantenimiento y de construcción urbanos se calculan
y se pagan al 1%, el 5% y el 7%, respectivamente, del monto del impuesto
sobre la circulación de mercancías. El recargo educacional se calcula y se
paga al 3% del monto del impuesto sobre la circulación de mercancías.
gratuita de los activos no monetarios, etc.
5. Impuesto sobre el consumo
(2) Reconocimiento de los subsidios gubernamentales
El impuesto se calcula a razón de 1,0 yuanes por litro de la gasolina sin
plomo, 0,8 yuanes por litro de gasóleo, 1,0 yuanes por litro de nafta,
solvente y lubricante, y 0,8 yuanes por litro de combustible.
Se reconoce mientras que la compañía cumpla los requisitos para los
subsidios del gobierno y reciban los mismo.
Los subsidios gubernamentales relacionados con los activos se reconocen
como activos e ingresos diferidos, cuando se reciben y se transfieren con
reparto equitativo a las ganancias y pérdidas en el periodo de la vida
útil de dichos activos. Para una disposición en o antes de finalizar la vida
útil de estos activos, los ingresos diferidos no repartidos se transfieren
de una vez a las ganancias y pérdidas del mismo período. Los subsidios
gubernamentales relacionados con los ingresos que se utilizan para
compensar los gastos o pérdidas en el período posterior a la recepción
se reconocen como ingresos diferidos y se tienen en la cuenta de los
resultados del período los que se utilizan para compensar los gastos
relacionados o las pérdidas de la empresa al ser recibidos.
11. Impuestos sobre la renta
Los gastos de impuesto sobre la renta se calculan utilizando el método
de débito en el Balance. El activo y el pasivo del impuesto sobre la renta
diferidos se reconocen según la diferencia entre el valor contable del
activo y el pasivo y su base tributaria.
6. Impuesto sobre la renta de persona física
Los empleados asumen el pago de su impuesto sobre la renta de personal
física y la empresa lo retiene y lo paga por encargo.
7. Impuesto sobre Recursos
Se cobra un impuesto basado en el valor de los recursos en el desarrollo
del petróleo crudo y gas natural, a una tasa del 5%. De acuerdo con
la Circular sobre Algunos Temas en la Reforma del Impuesto sobre los
Recursos de Petróleo Crudo y Gas Natural (CS [2011] N ° 114), el petróleo
crudo y gas natural utilizados para la calefacción en el transporte de
crudo pesado en el área del Campo Petrolero están exentos del Impuesto
mencionado. El petróleo pesado, de alto grado de condensación y de alto
contenido sulfúrico disfruta de un 40% de reducción de impuestos, en
tanto que las operaciones de recuperación terciaria disfrutan de un 30%
menos de impuestos, los campos de baja abundancia un 20% menos en
forma temporal y los campos de aguas profundas un 30% menos.
51
Informe Anual 2012
Efemérides
Efemérides
Enero
El 14 de enero Li Yuanchao, miembro del Buró Político, de la Secretaría y Jefe del Departamento
de Organización del Comité Central de PCCh, visitó el proyecto de CNPC en Sudán.
El 17 de enero CNPC firmó un convenio de cooperación estratégica con la Compañía
Nacional de Petróleo de Abu Dhabi, por el cual las dos partes realizarán cooperación en
lo que respecta a la exploración y explotación de hidrocarburos, servicios de ingeniería y
tecnología, construcción, equipos, comercio de petróleo y capacitación del personal.
17 de enero
El 21 de enero Wen Jiabao, miembro del Comité Permanente del Buró Político del
Comité Central de PCCh y Primer Ministro del Consejo de Estado, visitó la empresa del
Campo Changqing de CNPC.
Febrero
El 3 de febrero Petrochina suscribió un convenio con Royal Dutch Shell y las dos partes
completaron la transacción sobre la adquisión del 20% de la participación de Shell en el
Bloque Groundbirch, 100% de propiedad de Shell, al nordeste de British Columbia, Canadá.
21 de enero
El 6 de febrero El 6 de febrero, CNPC firmó un acuerdo de cooperación estratégica con la
municipalidad de Beijing para la divulgación conjunta autobuses de combustible limpio GNL.
Según el convenio, CNPC donó a la municipalidad 100 autobuses en el primer semestre de
2012 GNL y construyó al mismo timpo estaciones de recarga.
Marzo
El 2 de marzo Se inició la construcción de las obras de Hong Kong de la Línea II del Gasoducto
Oeste-Este, cerca de la Isla Dachan de Shenzhen, Guangdong. El tramo de Hong Kong mide
29,04 km de largo con la capacidad de transporte diseñada de 6 mil millones de metro
cúbicos por año, siendo el ducto submarino del mayor calibre de China. El 19 de diciembre, el
gasoducto entró en servicio con condiciones listas para suministrar gas a Hong Kong.
27 de abril
El 28 de marzo Li Changchun, miembro del Comité Permanente del Buró Político del
Comité Central de PCCh, visitó la Petroquímica de Guangxi de CNPC.
Abril
El 1 de abril Wen Jiabao, miembro del Comité Permanente del Buró Político del Comité
Central de PCCh y Primer Ministro del Consejo de Estado, visitó la Petroquímica de
Guangxi de CNPC.
El 19 de abril CNPC firmó con la municipalidad de Chongqing el Convenio Marco sobre
el Suministro de Gas Natural para el Proyecto Integrado MDI y el Acuerdo para Promover
Conjuntamente el Uso Eficiente de GNL. Según los convenios, ambas partes construirán
en Chongqing proyectos de GNL con funciones integradas como almacenamiento,
moderado, generación eléctrica, aire acondicionado y recarga de GNL.
El 27 de abril La Petroquímica de Guangdong, con coinversión de China y Venezuela, dio
inicio a la construcción de la refinería de procesamiento de crudo pesado con capacidad de
20 Mt⁄a. Se trata del primer proyecto de aguas abajo de la cooperación integrada en el sector
energético entre ambos países. Se prevé que entrará en producción a finales de 2014.
52
Efemérides
Informe Anual 2012
Mayo
El 15 de mayo Petrochina, Shell Canadá, Corporación de Gas de Corea y Corporación
Mitsubishi de Japón anunciaron la decisión de desarrollar en conjunto el proyecto GNL
de Kitimat, British Columbia, Canadá. Shell tiene una participación del 40% y las restantes
tres partes cuentan con un 20% respectivamente.
30 de mayo
El 30 de mayo Con la firma del convenio marco sobre la Línea III del Gasoducto OesteEste, CNPC introduciría el Fondo del Consejo Nacional para la Seguridad Social, Fondo
de Inversión de Construcción de la Infraestructura Urbana y el Grupo Baosteel como
accionistas para financiar juntos la construcción de la Línea III. El capital privado
proveniente de ICBC entrará a través de la plataforma del fondo de inversión de
infraestructura urbana.
Junio
El 4 de junio CNPC firmó con el Ministerio de Energía e Industria de Tajikistán el
Memorándum de Entendimiento sobre la Cooperación.
El 6 de junio CNPC firmó un acuerdo con el Consorcio de Gas de Turkmenistán para
incrementar el suministro de gas del último a China vía Gasoducto Asia Central-China.
16 de junio
El 16 de junio Se puso operativo el proyecto de Halfaya 5 Mt⁄a, en cooperación con
Total, y se exportó el crudo, cumpliendo con antelación los objetivos del contrato.
El 24 de junio Se inauguró el proyecto AD de Afganistán, marcando el inicio de la etapa
de producción. El 20 de octubre, entró en producción el Campo Angot de la primera
fase de AD.
Del 29 al 30 de junio Li Changchun, miembro del Comité Permanente del Buró Político
del Comité Central de PCCh, visitó la Petroquímica Liaoyang y la base de ingeniería costa
afuera de la empresa de manufactura de equipos petroleros Bohai, ambas de CNPC.
Del 29 al 30 de junio
Julio
El 1 de julio Se creó la empresa de petróleo y gas natural Yan´an de Shaanxi, de cuya participación
un 51% es de CNPC y 49% del Grupo Petrolero Yanchang. La empresa queda registrada en la
ciudad de Yan´an.
El 11 de julio Se creó la Compañía de Ductos de Suroeste de Petrochina, que tiene la
responsabilidad de administrar y coordinar las operaciones de oleoductos y gasoductos
así como venta de petróleo y gas en las provincias y municipios de Sichuan, Chongqing,
Yunnan, Guizhou y Guangxi.
53
Informe Anual 2012
Efemérides
El 25 de julio La adquisición por Petrochina del 40% de la participación de GDF Suez en
el Bloque 4 costa afuera de Qatar fue aprobada por el Ministerio de Energía e Industria
de Qatar.
El 28 de julio Jia Qinglin, miembro del Comité Permanente del Buró Político del Comité
Central de PCCh y Presidente de la CCPPCh, visitó el Campo Daqing.
Agosto
28 de julio
El 8 de agosto CNPC firmó un convenio con el Gobierno de Xinjiang y el Cuerpo de
Construcción y Producción de Xinjiang para explorar y desarrollar juntos el Campo
Hongshan de Karamay. El 12 de septiembre, se creó la sociedad anónima del Campo
Hongshan de Karamay.
El 16 de agosto CNPC firmó el convenio marco de capacitación con RECOPE, incluyendo
formación de profesionales petroleros y no petroleros así como ejecutivos y técnicos.
El 19 de agosto El proyecto GNL Ansai entró en producción y dio GNL cualificado, lo que
marcó el éxito de la aplicación de la tecnología refrigerante mixta doble (DMR) desarrollada
por CNPC.
16 de agosto
El 30 de agosto La segunda planta de polypropileno de 300 kt⁄a de la Petroquímica
de Daqing entró en producción, de modo que la capacidad de producción de
polypropileno se incrementó de 300 kt a 600 kt al año.
Septiembre
11 y 14 de septiembre
El 11 de septimebre CNPC firmó con Siemens Convenio Marco de Suministro de
Bienes y Servicios, el Memorando de Compartir las Buenas Prácticas y Experiencias y
el Memorando de Cooperación en el Sector de Manufactura de Equipos. A tenor de
estos acuerdos, ambas partes colaborarán en materia de la adquisición y suministro de
bienes y servicios a nivel global, el intercambio de conocimiento de administración y la
fabricación de equipos petroleros.
El 11 y 14 de septiembre Wu Bangguo, miembro del Comité Permanente del Buró Político
del Comité Central de PCCh y Presidente de APN, visitó respectivamente el proyecto de
CNPC con Irán y el proyecto de oleoductos y gasoductos de CNPC con Myanmar.
Octubre
16 de octubre
54
El 5 de octubre La planta de etileno de 600 kt⁄a construida por la Petroquímica de
Daqing se puso en producción, con lo que la Petroquímica elevó su capacidad de
producción de etileno a 1,2 Mt⁄a.
Efemérides
Informe Anual 2012
El 16 de octubre Se inició la construcción de la Línea III del Gasoducto Oeste-Este, la
que se extiende de Horgo de Xinjiang a Fuzhou de Fujian, con una longitud de 7.378
km, incluyendo una línea troncal y 8 sub-troncales, con una capacidad diseñada de
transportar al año 30 mil millones de metros cúbicos de gas.
El 19 de octubre CNPC firmó con Ecoptrol un convenio para llevar a cabo cooperación
en la exploración, producción, almacenamiento y transporte del petróleo convencional y
el crudo pesado.
7 de noviembre
El 20 de octubre Todas las estaciones de compresión a lo largo del Gasoducto Asia
Central-China entraron en servicio, lo que contribuyó a aumentar la capcidad de
transporte del gasoducto a los 30 mil millones de metros cúbico por año.
El 28 de octubre La planta de etileno de 800 kt⁄a de la Petroquímica de Fushun entró
en producción, lo que marcó el funcionamiento pleno del proyecto de refinación de 10
millones de toneladas y etileno de un millón de toneladas. La Petroquímica de Fushun
ya cuenta con una capacidad de refinación de 11,70 millones de toneladas al año y
procesamiento de etileno de 0,94 mil millón de toneladas.
Noviembre
16 de diciembre
El 7 de noviembre Se puso en producción el sistema de procesamiento de gas natural de
Al-Ahdan de Iraq, el que incluye 2 depósitos esféricos GNL de 2000 metros cúbicos, cada
uno, y una estación de recarga GNL de 6 puestos, así como equipos auxiliares y sistema de
control de seguridad. Tiene una capacidad procesadora diaria de 400 metros cúbicos.
El 8 de noviembre Se inició la construcción de la planta procesadora de gas natural
y los gasoductos de Tazania, proyectos de CNPC. Incluyen dos plantas con capacidad
respectiva de 2 mil millones de metros cúbico al año y 1,5 mil millones de metros cúbico
al año. El gasoducto mide más de 542 km y une las plantas con Dar es Salaam.
Diciembre
El 16 de diciembre CNPC firmó con el Gobierno Popular de Xinjiang un convenio de
cooperación estratégica sobre la producción de gas con carbón, por el cual CNPC y el
Gobierno regional realizarán cooperación en materia de la industria petroquímica de
carbón y pondrán mayores esfuerzos por la construcción de gasoductos en Xinjiang.
El 21 de diciembre CNPC y Kulob Petroleum de Canadá firmaron un acuerdo sobre la
transferencia de 33,335% de la participación de éste en el Bloque Bokhtar de Kazajistán.
El 28 de diciembre Entró en operación el oleoducto para transportar el crudo pesado de
Fengcheng de Xinjiang, el cual mide 102,26 km con una capacidad anual de 4 millones
de toneladas de crudo pesado al año. Se trata del oleoducto de crudo pesado más largo
y de mayor capacidad de transporte de China en la actualidad.
El 30 de diciembre Entró en operación toda la Línea II del Gasoducto Oeste-Este,
con conexión con más de 20 gasoductos chinos y extranjeros, formando una red de
gasoductos de 40 mil km en el país. El gas puede ser suministrado a 28 provincias y
municipios más la región administrativa especial de Hong Kong.
55
Informe Anual 2012
Glosario
Glosario
Reserva probada
Recuperación terciaria
Según los estándares nacionales de China, las reservas probadas
corresponden a las cantidades estimadas de depósitos hidrocarburíferos
con mayor probabilidad de ser extraídos para obtener rendimiento
económico, gracias a previas perforaciones y evaluaciones en los
yacimientos, con un margen de error relativo no más que ±20%.
Se trata de incrementar la recuparación del crudo, mediante inyección
de fluido o calor para alterar de manera física o química la viscosidad o
la tensión interfacial entre el petróleo y otros medios en las formaciones,
con el fin de empujar el crudo discontinuo o difícil de extraer para la
recuperación. Los principales métodos de recuperación terciaria incluyen:
recuperación termal, empuje químico y empuje polifásico.
Reserva recuperable remanente
Se refiere a la cantidad remanente que se calcula con la reserva recuperable
menos el volumen extraído acumulado de hidrocarburos, cuando un
depósito hidrocarburífero entra en cierta etapa de explotación.
Tasa de sustitución de reservas
Corresponde al valor del aumento neto de las nuevas reservas de
hidrocarburos en un año dividido por la producción durante el mismo año.
Para una ulterior clasificación, existen la tasa de sustitución de reservas de
petróleo, la tasa de sustitución de reservas de gas y la tasa de sustitución
de reservas de petróleo y gas equivalentes.
Petróleo y gas equivalentes
Es el coeficiente de conversión entre la producción de gas natural y la
producción de crudo de acuerdo con el valor calorífico. En el presente
informe anual, 1.255 metros cúbicos de gas natural equivalen a una
tonelada métrica de crudo.
Factor de recuperación
El porcentaje que representan los hidrocarburos recuperables en las
reservas geológicas de un yacimiento.
Tasa de Declive
Una disminución de la producción se produce en un yacimiento de
petróleo o gas que ha estado produciendo durante un cierto período de
tiempo.La tasa de declive natural se define como la variación negativa
respecto de la producción durante un período de tiempo, sin tener en
cuenta un aumento de la producción resultante de las técnicas EOR
(recuperación mejorada de petróleo). La tasa de descenso general se
define como la tasa de disminución en la producción real de este tipo de
yacimiento de petróleo o de gas, teniendo en cuenta un aumento en la
producción de los nuevos pozos y las técnicas de recuperación asistida.
Inyección de agua
La presión de los embalses continúa bajando después de que el
yacimiento haya estado produciendo durante un cierto período de tiempo.
La inyección de agua se refiere al método por el cual el agua se inyecta
en el depósito a través de los pozos de inyección de agua para elevar y
mantener la presión, aumentar la recuperación de petróleo, y por lo tanto
estimular la producción.
56
Empuje con polímeros
Es un método de recuperación terciaria que utiliza una solución polímera
como agente para empujar el crudo. Mediante la inyección de dicha solución,
se incrementa la viscosidad del agua de las formaciones, cambiando la ratio
de viscosidad crudo/agua y reduciendo la diferencia entre la fluidez del
agua y la del crudo en las formaciones, de manera que se amplía el volumen
alcanzado por el empuje hidráulico y se aumenta la eficiencia de dicho
empuje.
Empuje ASP
Es un sistema de empuje preparado con álcali, agente activo superficial y
polímero. Este sistema no sólo tiene una alta viscosidad sino que también
puede crear una ultra baja tensión superficial agua/crudo para mejorar la
capacidad de lavado de crudo.
Recuperación secundaria
Cuando los campos maduros ya llegan a su límite de explotación o
cumplen con condiciones de abandono con tecnologías convencionales,
se emplean nuevas tecnologías de recuperación secundaria para
reestructurar el sistema de explotación, de manera que se eleve el factor
de recuperación final de dichos campos.
Gas natural licuado (GNL)
El gas natural producido en un campo gasífero, tras un proceso de
desaguar, desacidificar, deshidratar y fraccionar, se convierte en líquido
bajo temperatura baja y presión alta, proceso cuyo producto final es
denominado gas natural licuado (GNL).
Tasa de pérdida de refinación
El porcentaje del material que se pierde en el proceso de su procesamiento,
comparado con el total. Esta tasa determina directamente el rendimiento
económico de una empresa de refinación.
Notas
Pozo horizontal
Es una especie de pozo perforado con una desviación de 90 grados de la
línea perpendicular del cabezal de pozo, manteniendo cierta logitud en
esta dirección al llegar a la capa objeto. El uso del pozo horizontal puede
elevar la producción y el factor de recuperación por pozo individual,
prolongar el ciclo de producción y reducir el caudal residual y la ocupación
de tierra durante la perforación.
Para facilitar la expresión y la lectura, la “Corporación Nacional de
Petróleo de China” en este informe también aparecen como “CNPC”, “el
Grupo”, “la empresa” y “la compañía”. El presente informe está hecho
en los idiomas chino, inglés, ruso, español, francés y árabe. En caso de
diferencias de interpretación, la versión en chino prevalecerá.
Impreso en papel reciclable.
Perforación sub-balanceada
La perforación sub-balanceada es una técnica de perforación donde la
presión hidrostática de la columna de fluido de perforación es más baja
que la presión de poros en el estrato. Esta técnica permite que el fluido
de las formaciones entre en el orificio del pozo, circule fuera del pozo
bajo un control efectivo en la superficie. Juega un papel importante en el
descubrimiento y la protección de las reservas de hidrocarburos.
EPC
En virtud de un contrato llave en mano, el contratista tiene la
responsabilidad general del proyecto en términos de aseguramiento de la
calidad, seguridad, calendario y presupuesto, es decir, la ingeniería, procura
y construcción.
PMC
En virtud de un Contrato de Gestión del Proyecto (PMC), el contratista
está autorizado por el propietario del proyecto para ser responsable de la
gestión de todo el proceso que comprende la planificación de proyectos,
definición del proyecto, licitación, selección del contratista EPC, diseño,
procura y construcción.
Sistema de gestión de HSE
El sistema de gestión de HSE proporciona un marco para la gestión de
todos los aspectos de la salud, la seguridad y el medio ambiente. Se define
como una estructura que integra las organizaciones, responsabilidades,
prácticas, procedimientos, procesos y recursos para la aplicación de la
salud, la seguridad y la gestión ambiental.
Enfermedades ocupacionales
Se trata de las enfermedades o dolencias causadas por una excesiva
exposición de los trabajadores a polvos, partículas radioactivas o
substancias nocivas en el ambiente de trabajo.
Planificación: Departamento de Negocios Internacionales de CNPC
Redacción: Instituto de Estudios Económicos y Tecnológicos de CNPC
Fotografía: Liu Yanzhi, Liao Zongheng, Wang Min,
Wang Maohuan, Wang Tieheng
Diseño: Beijing FineDesign Co., Ltd.
Impresión: Beijng DuocaiPrinting Co., Ltd.
No. 9 Calle Dongzhimen Norte, Distrito Dongcheng, Beijing, 100007
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