rapport annuel 2015 rapport annuel 2015€¦ · compagnie nationale du pétrole de chine ......

2015Rapport Annuel

Compagnie Nationale du Pétrole de Chine

Compagnie N

ationale du Pétrole de ChineRapport Annuel 2015

9 Dongzhimenbeidajie, arrondissement de Dongcheng, Beijing 100007, R.P.Chine www.cnpc.com.cn

Contribuer à l’énergie · Harmoniser la société

Message du Président

Conseil d’Administration . Direction . Organigramme

Résumé de 2015

Données Principales

Rétrospective sur l’Industrie Pétrolière et Gazière 2015

Sécurité, Protection Environnementale, Qualité, Économie d’Energie

Ressources Humaines

Technologie

Présentation des Activités de l’Année

Exploration et Production

Gaz Naturel et Pipelines

Raffinage et Pétrochimie

Vente

Opérations Pétrolières et Gazières Internationales

Commerce International

Service Technique, Ingénierie et Fabrication des Équipements

Rapport Financier

Evénements Marquants

Glossaire

Table des Matières03

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09

10

12

16

18

22

22

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44

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55

02

Rapport Annuel 2015

03

Rapport Annuel 2015


En 2015, l’économie mondiale se trouvait toujours dans la période de rajustement profond après la crise financière. La reprise était difficile, s’accompagnant de la chute continue du prix de pétrole. L’économie chinoise est entrée dans la nouvelle normalité. La croissance de la demande du pétrole et du gaz a été ralentie et la concurrence s’est intensifiée dans le marché. Pour affronter les nouveaux changements du marché et s’adapter à la nouvelle situation, la CNPC a renouvelé les idées directrices de développement, mis l’accent sur les activités principales, et travaillé dur pour surmonter les problèmes épineux de la réforme et relever judicieusement les risques et les défis, et accélérer le passage d’un modèle de croissance extensif axé sur la dimension et la vitesse à un modèle de développement sain et stable centré sur la qualité et l’efficacité, ce qui a permis de faire de nouveaux progrès dans tous les aspects de notre travail.

La croissance saine et stable des activités principales. Le rendement d’exploitation global était meilleur que prévu, grâce à une série de mesures spécifiques visant à renforcer la planification et la coordination entre production, transport, marketing, stockage et commerce, organiser efficacement la production et la gestion, contrôler les investissements, réduire les coûts, augmenter les recettes, diminuer les dépenses, et améliorer l’efficacité. La production du pétrole et du gaz a battu le record historique tant en Chine qu’à l’étranger, le raffinage du pétrole brut ainsi que la vente des carburants et du gaz naturel ont augmenté de façon constante. Par ailleurs, le développement du marché international, la transformation et le surclassement des activités telles l’ingénierie, la technologie, le génie de la construction et la fabrication d’équipements se sont accélérés.

L’approfondissement continu de la réforme d’entreprise. Axant sur la résolution des problèmes, nous avons consolidé les efforts de réforme pour conjurer l’effet des goulets d’étranglement freinant la production, la gestion et le développement des affaires. Des progrès manifestes ont été faits dans la simplification de l’administration et la décentralisation du pouvoir, l’élargissement de l’autonomie de gestion des filiales, le réajustement et l’amélioration du système de gestion des activités en outre-mer, le regroupement des actifs, la promotion de la coentreprise et de la coopération, la marchéisation et la socialisation des services au sein des zones d’exploitation. En particulier, la restructuration des actifs de pipelines est le point lumineux de l’opération de capital de la Société pour ces dernières années.

Le renforcement sensible de la capacité d’innovation technologique. La Société a maintenu sa place d’avant-garde sur la scène mondiale dans les technologies d’exploration et de développement, a réalisé un développement à grandes

enjambées dans les techniques de raffinage et de pétrochimie. Elle est devenue le pionnier dans les techniques de stockage et de transport en perfectionnant durablement le système de rénovation technologique et en promouvant le développement des théories clés et les techniques appliquées. L’ « Innovation théorique et technologique sur la prospection et l’exploitation du pétrole léger et du gaz de réservoirs étanches à ultra-faible perméabilité » a été décernée le premier Prix national du progrès scientifique et technologique.

L’accomplissement effectif du développement écologique. Fidèle au principe d’ « Contribuer à l’énergie , Harmoniser la société », la Société poursuit toujours le concept du développement durable reposant sur la sécurité, la propreté et les économies d’énergie. Elle continue de réorienter le mode de production et de consommation d’énergie, de mener à bien l’application et l’examen du système HSE, d’accomplir intégralement sa responsabilité sociale, de promouvoir la réduction d’émission, l’efficacité énergétique et la protection environnementale, jouant un rôle positif dans la lutte contre le changement climatique et le développement socio-économique des régions où se trouvent les projets.

L'année 2015 marque la phase terminale du 12e Plan quinquennal. Avec le développement continu depuis des années, la Société s’est hissée respectivement à la 4e place dans le classement Fortune Global 500 et à la 3e parmi les 50 plus grandes entreprises pétrolières, au lieu de la 10e et de la 5e en 2010, sa puissance globale et sa compétitivité internationale ont été nettement renforcées. La production du pétrole brut, celle du gaz naturel et le traitement du pétrole se sont élevés respectivement au 1er, au 2e et au 3e rang parmi les entreprises internationales comparables. Jusqu’à la fin de l’année 2015, l’actif total de la Société a dépassé 4 000 milliards de yuans.

L’année 2016 marque le démarrage du 13e Plan quinquennal de la Chine et représente une année décisive pour la CNPC, qui devait faire face aux défis de la baisse du prix du pétrole et stimuler le développement sain et stable. En tant qu’une société internationale, la CNPC affronte l’économie mondiale et l’environnement géopolitique qui se compliquent davantage, notamment la situation dans laquelle le prix du pétrole reste à un bas niveau sur le marché international, cela constitue des défis encore plus durs à la production et à la gestion de la Société. Néanmoins, la mise en œuvre des stratégies nationales telles que l’initiative « une Ceinture et une Route », la construction de la ceinture économique du Yangtsé et le développement coordonné de la zone Beijing-Tianjin-Hebei, nous apporte de nouveaux espaces du développement, le prix bas du pétrole nous offert aussi des opportunités avantageuses dans la recherche des projets pétroliers et gaziers de qualité à l’échelle mondiale et dans l’optimisation de la structure des actifs. Nous nous attachons à implanter dans les esprits et à mettre pleinement en œuvre l'idée directrice en faveur d'un développement innovant, coordonné, écologique, ouvert et partagé. Nous nous insistons également sur le développement sain et stable, tout en mettant en œuvre les stratégies de l’innovation et de l’internationalisation en ce qui concerne les ressources et les marchés. Nous persistons dans l’amélioration de la qualité et de l’efficacité, et nous travaillions pour mettre en relief nos activités principales, optimiser la structure, promouvoir la réforme et l’innovation, sans oublier de chercher à réduire les coûts, d’améliorer l’efficacité et de prévenir efficacement les risques. Tout cela nous permettra de réaliser notre objectif de construire une Société d’énergie internationale de premier ordre du monde.

Président


04

Rapport Annuel 2015

Conseil d’Administration

Organigramme


Wang Yilin Président

Lu Yaohua Administrateur

externe

Li Qingyan Administrateur

externe

Li Yuhua Administrateur

externe

Jin Kening Administrateur

externe

Huang Long Administrateur

externe

Wang Shihong Administrateur-

employé

Comité pour l’audit et la gestion des risques

Comité pour la rémunération et l’évaluation

Comité pour la candidature

Comité pour le développement stratégique

Conseil d’administration Direction de la compagnie

Département des finances

Bureau de recherche politique

Direction générale

Département de HSE et d'économie d'énergie

Département de planification

Département du trésor

Département de gestion des opérations

Département d’exploitation de fonds

Département des impôts et de la tarification

Département du personnel

Département des affaires juridiques

Sociétés de fabricationmatérielle

Sociétés de construction

Sociétés d’ingénieried’ouvrage

Filiales financées par holding

Institutions de recherche etd’intérêt public

Entreprises de raffinage

Autres institutions

Entreprises à l’étranger

Entreprises de fabricationmatérielle

Entreprises de construction

Entreprises d’ingénieried’ouvrage

Entreprises d’exploitation des champs pétrolifères

Département de la réforme et de la gestion

Département de l’audit

Département de supervision

Département des affaires internationales

Département de gestion informatique

Département de gestion scientifique et technologique

Département de gestion de la qualité et des normes

Département de gestion de ravitaillement

Département de culture d’entreprise

Département de gestion des retraités

Département de service des gisements


05

Rapport Annuel 2015

Direction


Yu Baocai Directeur général

adjoint

Wang Dongjin Directeur général

adjoint

Shen Diancheng Directeur général

adjoint, Inspecteur en chef de la sécurité

Liu Yuezhen Chef comptable

Xu Wenrong Directeur général

adjoint

Liu HongbinDirecteur général

adjoint

Zhao ZhengzhangDirecteur général

adjoint

Xu JimingDirecteur du groupe

de contrôle de la discipline

Comité pour l’audit et la gestion des risques

Comité pour la rémunération et l’évaluation

Comité pour la candidature

Comité pour le développement stratégique

Conseil d’administration Direction de la compagnie

Département des finances

Bureau de recherche politique

Direction générale

Département de HSE et d'économie d'énergie

Département de planification

Département du trésor

Département de gestion des opérations

Département d’exploitation de fonds

Département des impôts et de la tarification

Département du personnel

Département des affaires juridiques

Sociétés de fabricationmatérielle

Sociétés de construction

Sociétés d’ingénieried’ouvrage

Filiales financées par holding

Institutions de recherche etd’intérêt public

Entreprises de raffinage

Autres institutions

Entreprises à l’étranger

Entreprises de fabricationmatérielle

Entreprises de construction

Entreprises d’ingénieried’ouvrage

Entreprises d’exploitation des champs pétrolifères

Département de la réforme et de la gestion

Département de l’audit

Département de supervision

Département des affaires internationales

Département de gestion informatique

Département de gestion scientifique et technologique

Département de gestion de la qualité et des normes

Département de gestion de ravitaillement

Département de culture d’entreprise

Département de gestion des retraités

Département de service des gisements


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Rapport Annuel 2015

2 016,8

82,5milliards de yuans

milliards de yuans

Le chiffre d’affaires

Le bénéfice total

Résumé de 2015

En 2015, face aux difficultés et aux défis durs tels que le déclin continu du prix pétrolier sur le marché international, et l'offre supérieure des produits raffinés par rapport à la demande sur le marché intérieur, ainsi que le ralentissement sensible de l’augmentation de la demande gazière, la CNPC a maintenu la sécurité et la stabilité de la production et a obtenu des succès sur les recettes au prix de grands efforts à travers le rajustement des stratégies de production et de gestion en vertu des changements de marché, ainsi que la compression des dépenses et l’amélioration de l’efficacité. La société a réalisé sur l’année le chiffre d’affaires de 2 016,8 milliards de yuans et un bénéfice d’exploitation de 82,5 milliards de yuans, tout en maintenant les flux de trésorerie disponibles positifs et une situation financière saine.

La prospection pétrolière et gazière à l’intérieur du pays s’avère du progrès dans la prospection précise des zones et couches favorables, l’optimisation des cibles de l’exploitation préalable et l’exploitation risquée ainsi que le renforcement de l’évaluation géologique dans les zones clés. Nous avons identifié cinq blocs pétroliers aux champs pétrolifères du Changqing et de Mahu du Xinjiang, dont les réserves de chacun dépassent 100 millions de tonnes, sept blocs de gaz naturel au champ gazier de Sulige et au bassin du Sichuan avec chacun plus de 100 milliards de m3 de réserves. Nous avons également fait du progrès dans la prospection du pétrole léger de réservoirs étanches aux quatre blocs se trouvant à Changqing et Daqing; le gaz de schiste a été prouvé pour la première fois avec une quantité de réserves de 163,5 milliards de m3 à Changning, Weiyuan et Huangjinba au Bassin du Sichuan. En 2015, 728,17 millions de tonnes de pétrole en place et 570,2 milliards de m3 de gaz en place ont été prouvés, le volume de réserves d’équivalent de pétrole et de gaz nouvellement prouvées a dépassé 1 milliard de tonnes pour la neuvième année consécutive.

Le déclin naturel intérieur de la production pétrolière et gazière a été efficacement contrôlé grâce à l’optimisation des dispositions productives, au contrôle des projets marginaux, à l’agrandissement de l’application des puits horizontaux et à la libération du potentiel des blocks matures. La société a produit sur l’année 111,43 millions de tonnes de pétrole brut et 95,48 milliards de m3 de gaz naturel. En particulier, les champs pétrolifères de Changqing et de Daqing ont respectivement maintenu une production de pétrole et de gaz de plus de 50 millions de tonnes et 40 millions de tonnes d’équivalent pétrole. Le champ gazier de Longwangmiao du bloc Moxi dans le bassin gazier d’Anyue, d’une capacité de production de 11 milliards de m3, a été construit et mis en production. Deux projets démonstratifs de schiste à Changning-Weiyuan du Sichuan et à Zhaotong du Yunnan ont atteint une production quotidienne moyenne de 100 000 m3 par puits. Le projet du champ de gaz de houille ayant les charbons de bas-moyen rang à Baode dans la province du Shanxi, qui est le plus grand en Chine, a été achevé et mis en production. En même temps, le coût de la production par baril équivalent pétrole a été réduit par la réduction du budget des projets d’exploration risquée, la suspension des installations en déficit et le renforcement de l’efficacité énergique. Les projets coopératifs internationaux à l’intérieur du pays, dont ceux de Changbei et de Zhaodong, se sont déroulés bien.

En 2015, nous avons optimisé l’organisation de la production et ajusté la structure des produits dans le secteur du raffinage et de la pétrochimie, en affectant les ressources et les dispositifs aux installations plus rentables. Grâce au contrôle des dépenses, 21 indices techniques et économiques principaux sont meilleurs que l’année 2014. En particulier, la consommation d’énergie totale du raffinage et la consommation électrique et carburant d’éthylène continuent à diminuer. Sur l’année 2015, nous avons traité à l’intérieur

07

Rapport Annuel 2015

111,43

151,32

95,48

116,25

millions de tonnes

millions de tonnes

milliards de m3

millions de tonnes

La production du pétrole brut (en Chine)

Le traitement de brut (en Chine)

La production du gaz naturel (en Chine)

du pays 151,32 millions de tonnes de pétrole brut et réalisé 103,69 millions de tonnes de produits raffinés. Les produits rentables dont le kérosène d’aviation ont vu leur production augmenter de plus de 15%. Nous avons multiplié la production chimique à forte valeur ajoutée et consolidé le marketing auprès des consommateurs finaux. Ainsi, nous avons vendu 25,22 millions de tonnes de produits chimiques, parmi lesquels la vente des produits rentables a accru plus de 10%. Avec l’accélération de la construction de 10 projets consistant à améliorer la qualité du produit pétrolier, nous sommes à la hauteur de fournir de l’essence et du gazole pour les véhicules conformes à la Norme nationale d’émission V dans 11 provinces et municipalités de l’Est et dans autres régions importantes du pays. Les installations principales de la Pétrochimie du Yunnan ont été accomplies.

Nous avons renforcé le marketing et l’export des produits raffinés et réussi à vendre 116,25 millions de tonnes de produits raffinés au marché intérieur. L’exploitation de nos stations-service a été améliorée par la vente intégrée du pétrole raffiné, de la carte prépayée, des produits non-carburants et du lubrifiant. En même temps, nous avons amélioré la qualité de service de nos magasins d’accommodation, exploré un nouveau mode d’ « Internet+Marketing » en promouvant la gestion 6S.

Malgré de l’aisance d’approvisionnement gazier en Chine, nos activités du gaz naturel ont obtenu une rentabilité satisfaisante à travers l’optimisation de la répartition du gaz autoproduit, du gaz importé et du GNL, la mise en valeur du potentiel des gazoducs ainsi que le développement du marché le long des nouveaux gazoducs et du marché rentable des régions côtières de l’Est. En 2015, nous avons réussi à vendre 122,66 milliards de m3 de gaz naturel, représentant une croissance de 2,7% par rapport à l’année précédente. Nous avons continué à construire les oléoducs et gazoducs afin de répondre aux besoins du marché. Une série de projets clés d’oléoducs et de gazoducs et des installations auxiliaires a été achevée et mise en fonction, y compris le Projet de Mohe-Daqing visant à augmenter la livraison du pétrole et le Projet du réseau de gazoduc dans le Shandong. La construction de la section d’est du Troisième Gazoduc Ouest-Est et celle de l’oléoduc du pétrole raffiné de Jinzhou-Zhengzhou avancent favorablement.

En 2015, nos opérations pétrolières et gazières à l’étranger ont manifesté une croissance assurée, stable et efficace. Dans la prospection, 98,86 millions de tonnes d’équivalent pétrole ont été rajoutés à nos réserves récupérables grâce à la découverte de deux zones gazières à 100 milliards de m3 au Rive Droite d’Amou-Daria au Turkménistan, d’un jeu pétrolier de 100 millions de tonnes en Sufyan affaissement du Block 6 au Soudan et des réserves enfouies collinaires à haut rendement du Block H au Tchad. Le programme d’ajustement de la production différenciée a contribué 138,26 millions de tonnes d’équivalent pétrole, dont la part de la CNPC représente 72,03 millions de tonnes, constituant 10,5% de croissance par rapport à la même période de l’année précédente. Nos raffineries à l’étranger ont traité 43,92 millions de tonnes de pétrole brut. Le renforcement de l’envergure

Nous nous sommes activement adaptés à la nouvelle normalité de l’économie chinoise. De plus, nous avons appliqué vigoureusement les stratégies de ressources, de marchés, d’internationalisation et d’innovation à travers une série de mesures telles que la mise en relief des activités pétrolières et gazières, la restructuration rationnelle des secteurs, l’amélioration de la rentabilité, le contrôle des risques ainsi que la compression des coûts et l’augmentation des recettes, afin de nous approcher de notre objectif de faire de la CNPC une société énergique internationale intégrée du premier rang mondial.

et l’amélioration de la qualité de service se sont constatés dans le commerce international grâce à la réorganisation d’importation du pétrole et du gaz. Le volume des exportations des produits raffinés a augmenté de 50%. Tout au long de l’année, nous avons enregistré un volume d’échanges de 430 millions de tonnes, représentant une valeur de 168,7 milliards de dollars américains.

En 2015, notre coopération internationale gagnant-gagnant a continué à se développer. La mise en place des projets coopératifs internationaux dans le cadre de l’initiative « une Ceinture et une Route » a été accélérée. Nous y trouvons l’accord signé avec la Gazprom concernant la construction conjointe du gazoduc de l’itinéraire est entre la Chine et la Russie, les accords coopératifs signés avec la Mubadala Petroleum, l’ENHL du Mozambique, etc. De plus, nous avons signé un accord d’encadrement de coopération stratégique avec BP et un protocole d’entente avec GE, cherchant à développer des coopérations dans la prospection

Résumé de 2015

La vente de produits raffinés (en Chine)

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Rapport Annuel 2015

du pétrole et du gaz, les technologies à faible émission de carbone permettant d'économiser l'énergie, et l’exploitation du pétrole et du gaz non conventionnels.

Notre secteur du service pétrolier et gazier ainsi que celui de la fabrication d’équipements se sont manifestés des résultats positifs, grâce à notre portefeuille d’activités intégré et le développement des marchés d’outre-mer, malgré le rétrécissement significatif du marché résultant de la baisse du prix pétrolier. Nous avons continué à mettre en place les nouveaux modes d’organisation productive dans les services pétroliers tels l’exploitation forfaitaire générale des puits de forage et le forage d' « usinisation ». Tout en assurant l’avancement et la qualité des projets nationaux d’exploration et de production, nous avons multiplié notre présence sur le marché international. Dans le secteur de l'ingénierie et de la construction, les projets sont plus strictement contrôlés tout au long des maillons, de la conception, l’approvisionnement jusqu’à la construction et la supervision. Nous avons activement exploré les modes d’affaires tels le BOT et l’EPC + Financement afin d’élargir les marchés d’outre-mer. Quant à la fabrication de matériel, nous avons cherché à promouvoir les coopérations productives en renforçant la commercialisation des produits et le développement des nouveaux marchés. Nous avons rigoureusement contrôlé les risques financiers et favorisé la combinaison entre l’industrie et la finance, tout en faisant face à la baisse des taux d’intérêt décidée par la Banque centrale et aux fluctuations des taux de change.

Nous avons continué à approfondir les réformes de l’entreprise. L’autonomie opérationnelle a été promue à plus de bases-pilotes de nos filiales; le regroupement du PetroChina Eastern Pipelines Co. Ltd., du PetroChina Northwest United Pipelines Co. Ltd. et du PetroChina United Pipelines Co. Ltd. ainsi que la réorganisation du PetroChina Kunlun Gas Co. Ltd et du Kunlun Energy Co. Ltd. ont été réalisés; Central Asie-China Gas pipeline et Karamy Petrochemical ont été restructurés en coentreprises. Nous avons mis en application au sein de nos instituts de recherche la réforme globale de la séquence des postes professionnels et techniques pour le développement de carrière du personnel. La compression des dépenses et l’amélioration de la rentabilité ont été remplies grâce à la mise en œuvre de 33 mesures appartenant aux 12 catégories. Nous avons également poussé en avant l’intégration fondamentale du système de gestion sur une base-pilote à travers le renforcement de l’organisation et la coordination opérationnelle.

Affrontant l’ « hiver » de la production et de la gestion résultant des fluctuations à prix bas du pétrole, d’une part, nous avons développé de nouvelles activités à travers les innovations technologiques clés; d’autre part, nous avons popularisé l’application de ces technologies à grande échelle, ce qui permet de réduire les coûts de construction et apporter de l’appui et de la garantie à l’amélioration de la qualité, au renforcement de la rentabilité et au développement assuré. Le déplacement par l’alkali, le surfactant et le polymère (ASP), la stimulation du

1,16

20,61millions de tonnes de

charbon standard

millions de m3

L’énergie économisée

L’eau économisée

réservoir et les technologies de cokéfaction différée ont eu un succès majeur dans l’expérimentation et ont été ensuite mises en application. La rénovation théorique et technique dans la prospection et l’exploitation des du pétrole léger et du gaz de réservoirs étanches à ultra-faible perméabilité avec des réserves 50 millions de tonnes à Changqing a remporté le premier Prix du Progrès national scientifique et technique. Les technologies informatisées ont été largement mises en application. L’IdO de la production pétrolière et gazière a été utilisé à 6 champs pétrolifères. L’IdO de services pétroliers a été achevé et le système d'application de base a été mis en fonction sur une plate-forme de nuage.

En 2015, nos activités d’examen du système HSE ont été soumises à des réglementations plus strictes en vertu des dernières modifications apportées à la Loi sur la Production en Sécurite et à la Loi sur la Protection de l'Environnement, qui ont été promulguées la même année. Nous avons mis fin aux accidents environnementaux graves en améliorant l'examen du système HSE, promouvant le processus standard de production et définissant les responsabilités. Afin de renforcer le contrôle et la prévention des risques en matière de sécurité, nous avons amélioré le contrôle des risques latents des tuyaux de longue distance et l’aménagement de l’entrepôt de produits chimiques dangereux. Notre système d'intervention d’urgence a été amélioré et trois centres concernant le contrôle des puits, les tuyaux et les secours professionnels des opérations sur mer ont été mis en place. Nous avons continué à faire avancer les grands projets portant sur les économies d’énergie et à renforcer les mesures visant à réduire les émissions de polluants. Nous avons économisé sur l’année 1,16 million de tonnes de charbon standard et 20,61 millions de m3 d'eau; les objectifs sur la réduction des émissions de polluants principaux ont été parfaitement atteints.

Résumé de 2015

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Rapport Annuel 2015

2013 2014 2015

Données financières

Revenus d'exploitation (en milliard de yuans) 2 759,3 2 730,0 2 016,8

Total des bénéfices (en milliard de yuans) 188,0 173,4 82,5

Bénéfice net (en milliard de yuans) 140,8 123,8 56,2

Impôt exigible (en milliard de yuans) 407,8 407,0 338,1

Production pétrolière et gazière

Production du pétrole brut (en million de tonnes)

En Chine

À l’étranger (Part de la CNPC)

159,81

112,60

47,21

164,17

113,67

50,50

166,57

111,43

55,15

Production du gaz naturel (en milliard de m3)

En Chine

À l’étranger (Part de la CNPC)

103,89

88,84

15,05

113,92

95,46

18,45

116,67

95,48

21,19

Raffinage, produits chimiques et ventes

Traitement du pétrole brut (en million de tonnes)

En Chine

À l’étranger

188,55

146,02

42,53

196,98

150,16

46,82

195,24

151,32

43,92

Production du pétrole raffiné en Chine (en million de tonnes) 97,90 101,84 103,69

Production d'huile de lubrification en Chine (en million de tonnes) 1,89 1,58 1,21

Production d'éthylène en Chine (en million de tonnes) 3,98 4,98 5,03

Vente du pétrole raffiné en Chine (en million de tonnes) 118,33 117,02 116,25

Nombre de stations-service de l'intérieur du pays 20 272 20 386 20 714

Pipelines

Longueur totale des oléoducs et des gazoducs en Chine (en km)

Longueur des oléoducs

Longueur des gazoducs

Produits raffinés

72 878

17 640

45 704

9 534

79 054

18 132

50 836

10 086

79 936

18 917

50 928

10 091

Longueur totale des oléoducs et des gazoducs à l'étranger (en km)

Longueur des oléoducs

Longueur des gazoducs

13 257

6 671

6 586

15 218

7 653

7 565

14 507

6 604

7 903



10

Rapport Annuel 2015

0,7%

-0,5%

Le taux de la croissance de la consommation d’énergie primaire dans le monde

Le taux de la croissance de la consommation d’énergie primaire en Chine

En 2015, l’économie mondiale, se trouvant toujours dans l’ajustement profond post-crise, a vu la croissance ralentir. Les grandes économies mondiales ont maintenu la tendance divergente. Les économies émergentes ont continué une croissance ralentie tandis que les pays développés ont connu une reprise modérée. La croissance mondiale de la consommation d’énergie a continué à ralentir. En 2015, la consommation mondiale des énergies primaires a augmenté de 0,7% sur 2014 avec une contribution croissante des énergies non-fossiles. En Chine, le taux de la croissance de la consommation des énergies primaires était de -0,5%, constituant la première croissance négative pour les trois dernières décennies, en raison du ralentissement de la croissance de l’économie chinoise qui, pourtant, fonctionne stablement dans son ensemble.

En 2015, l’excédent de l’offre pétrolière mondiale s’est aggravé et il en résulte que le prix international du pétrole a battu le prix plancher connu dans la crise financière. Stimulée par les prix bas du pétrole et influencée par la reprise économique des pays développés, la demande internationale a augmenté de 1,7 million de barils par jour, atteignant une totalité de 94,4 millions de barils par jour. Du fait que les pays membres de l’OPEP ont augmenté leur production afin de maintenir leur part respective du marché, et que les États-Unis ont démontré une bonne résilience dans la production du pétrole et du gaz non conventionnels, l’offre du pétrole mondiale a augmenté de 2,6 millions de barils par jour pour atteindre 96,1 milliards de barils par jour. Dans ce cas, l’offre mondiale pétrolière a dépassé la demande de 1,7 million de barils par jour, provoquant le plus grave excédent depuis le début du nouveau siècle. Sur les marchés à terme de WTI et Brent, le prix du pétrole moyen sur l’année étaient de 48,76 et 53,6 dollars américains par baril, soit une baisse respective de 47,52% et de 46,11% par rapport à l’année précédente. En 2015, la consommation apparente du pétrole en Chine représente 543 millions de tonnes avec une augmentation annuelle de 25 millions de tonnes, et le degré de dépendance au commerce extérieur a dépassé pour la première fois 60%.

En 2015, le monde a consommé 3 480 milliards de m3 de gaz naturel, ce qui représente une croissance annuelle de 2,7%, soit 2,3 points de plus par rapport à celle de 2014. Le moteur de la croissance de la demande mondiale de gaz naturel a été assuré par l’Europe et les Etats-Unis au lieu de l’Asie-Pacifique; la croissance de cette dernière a chuté à 1,2%, tandis que la croissance en Europe, aux Etats-Unis et au Moyen-Orient est significative. Le prix du gaz naturel a connu une forte chute, le prix Henry Hub sur l’année était en moyenne de 2,62 dollars américains par MMBtu, représentant une chute de 39,7% et celui du NBP de 6,63 dollars américains par MMBtu avec une baisse de 13,8%. La consommation de gaz naturel en Chine a enregistré la croissance la plus faible depuis cette dernière décennie, et l’offre est excédentaire dans l’ensemble.

Les dépenses mondiales de capital dans le secteur du pétrole et du gaz ont continué à diminuer dans de fortes proportions et le rendement de l'investissement dans l'exploration a diminué en raison de la baisse constante de l'envergure et du volume des réserves nouvellement découvertes. Les découvertes, surtout le gaz naturel, ont été réalisées notamment dans les eaux profondes et ultra-profondes en Afrique, en particulier au large de la côte égyptienne dans la mer Méditerranée, ainsi qu’au large de l’Angola et de la Mauritanie et du Sénégal. Malgré la prospection modeste, les productions mondiales de pétrole et de gaz se sont élevées respectivement à 4,28 milliards de tonnes et 3 670 milliards de m3, respectivement en hausse de 2,8% et 2,4% en glissement annuel. Avec des prix bas du pétrole, l’élan de la prospection et de


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par jour, et la demande était de 81,77 millions de barils par jour, soit un excédent de 0,95 million de barils par jour, chiffre plus important que l’année précédente. Contrairement à l’équilibre entre l’offre et la demande de l'essence et du naphte, l’approvisionnement du diesel, du kérosène d’aviation et du carburant résiduel étaient tous en excédent. Les stocks de produits raffinés aux trois grands marchés, Etats-Unis, Europe et Singapour, ont tous augmenté. Le commerce mondial de produits raffinés a manifesté des changements qui se manifestent par la croissance des exportations des Etats-Unis, le fait que le Moyen-Orient est devenu pour la première fois l’exportateur net du gazole, et l’excédent continu de l’approvisionnement de l’essence, du kérosène et du gazole en Asie-Pacifique. En Chine, la demande des produits raffinés a maintenu une croissance faible en contraste avec l'augmentation régulière de la production. Le ratio de la consommation du gazole par rapport à l'essence a continué à diminuer, en raison de la faible demande du diesel et la demande croissante de l'essence, alors que la demande du kérosène a connu une forte croissance. En 2015, en Chine, la consommation apparente de produits raffinés était de 318 millions de tonnes, une hausse de 5,3% en glissement annuel.

En 2015, la croissance de la demande du gaz naturel en Chine a ralenti de manière significative en raison de la récession de la croissance économique, du climat doux et du prix non-compétitif du gaz. La consommation apparente du gaz pendant l'année était de 191 milliards de m3, en hausse de 3,7% en glissement annuel, une offre excédentaire du gaz naturel s’est avérée. Les importations du gaz naturel étaient de 62,4 milliards de m3, soit une croissance de 4,7% sur l’année précédente, dont la part du gaz naturel importé à travers le gazoduc et celle du GNL étaient respectivement de 56,7% et 43,3%; le degré de dépendance au commerce extérieur s’est élevé à 32,7%. En 2015, la construction des gazoducs a favorablement avancé, 2 700 km de gazoducs de tronc et de branches ont été installés. Le taux d’utilisation des terminaux méthaniers a chuté de 48,7% en 2014 à 47,4%, ce qui reflète une évidente surcapacité.

En 2016, l’industrie pétrolière et gazière se trouvera toujours dans les situations difficiles en raison de la lente reprise de l’économie globale. Les prix du pétrole sont peu possibles de rebondir alors que le marché aura du mal à digérer l’offre excédentaire. À cause de la mise en valeur de la capacité productive du GNL de manière concentrée, l’excédent du gaz naturel sera aggravé et son prix restera à un niveau bas. En tant qu’un nouvel exportateur de pétrole et de gaz, les Etats-Unis exerceront une plus grande influence sur le marché international. Les fusions et les acquisitions s’animeront au sein de l’industrie. En Chine, la croissance de la demande du pétrole ralentira tandis que le besoin du gaz remontera ; les ressources d’approvisionnement abonderont; l’augmentation des entités dans les marchés du raffinage et de la vente va rendre la concurrence plus acharnée; la promulgation du programme de réforme de l'industrie pétrolière et gazière accélérera le processus de marchéisation du secteur.

l’exploitation du pétrole de schiste et du gaz aux États-Unis s’est affaibli et la valeur des réserves conservées a continué à réduire.

En 2015, les réserves de pétrole et de gaz de la Chine ont maintenu une croissance stable et des percées importantes ont été faites dans la prospection et l’exploitation de pétrole et de gaz non-conventionnels. Malgré la compression des investissements en amont, environs 50 découvertes importantes ont été réalisées en 2015 grâce à l’influence apportée par l’inertie de la période de pointe de la croissance. Plus de 1 milliard de tonnes de pétrole brut et 1 000 milliards de m3 de gaz naturel ont été ajoutées aux réserves en place. L’avancement de la prospection du pétrole et du gaz non-conventionnels est marquant, elle a permis la découverte de plus de 100 millions de tonnes de pétrole de schiste et de pétrole de réservoirs étanches; L’exploration du gaz de schiste a réalisé une percée importante, 437,3 milliards de m3 ont été prouvés aux champs de Fuling, Changning et Weiyuan. La production de pétrole et de gaz a maintenu une croissance constante. La production du pétrole brut a connu une croissance de 2% en glissement annuel, soit une croissance plus importante que celle de 2014; tandis que celle du gaz naturel, de 3,5%, une croissance nettement ralentie.

L’augmentation de la capacité globale de traitement du pétrole brut a ralenti, alors que le volume du traitement a battu le record. La capacité du raffinage mondiale s’est élevée à 4 833 millions de tonnes en 2015, avec une croissance nette de 26 millions de tonnes, beaucoup plus faible qu'en 2014, du fait que la Chine a éliminé à grande échelle des capacités productives obsolètes. Au plan international, 79,4 millions de barils de brut ont été traités par jour, représentant une augmentation de 2,7% en glissement annuel. Le taux d’activité moyen des raffineries était d’environ 84%, soit une croissance d’un point de pourcentage par rapport à l’année 2014. Les bénéfices bruts du raffinage se sont largement améliorés grâce au prix bas du brut. L’augmentation la plus impressionnante a eu lieu en Europe du Nord et de l’Ouest, où la marge de craquage du pétrole Brent a augmenté de 125%. La capacité productive mondiale d'éthylène a augmenté de manière stable, s’élevant à 159 millions de tonnes par an, avec la croissance nette de 6,17 millions de tonnes. La demande internationale d’éthylène a augmenté de 4,9 millions de tonnes alors que l’offre reste insuffisante.

En 2015, la capacité de raffinage de la Chine, qui a baissé pour la première fois, était de 710 millions de tonnes, soit une baisse nette de 10,37 millions de tonnes par an. Cependant, la surcapacité prévalait encore. En 2015, le volume du raffinage de brut était de 522 millions de tonnes, avec une croissance de 3,8% en glissement annuel. Le taux d’activité moyen des raffineries dans le pays était de 75,4%, légèrement supérieur à celui de 2014. La capacité productive annuelle d’éthylène a continué d'augmenter pour atteindre 22 millions de tonnes par an, soit une augmentation de 1,6 millions de tonnes par an et une croissance de 7,8% en glissement annuel, cela est attribué notamment à l’oléfine à base du charbon (méthanol).

En 2015, le monde a connu une aisance d’approvisionnement des principaux produits pétroliers et une croissance soutenue dans le commerce des produits raffinés. L'offre mondiale des produits raffinés a atteint 82,72 millions de barils

Source: Rapport sur le Développement National et International de l’Industrie Pétrolière et

Gazière en 2015, réalisé par l’Institut de Recherche Economique et Technique de la CNPC

En 2015, l’industrie pétrolière et gazière est entrée en récession périodique, la tendance générale de l’offre excédentaire du pétrole brut, des carburants et du gaz, et de la baisse du prix pétrolier et gazier persiste. En même temps, la croissance économique de la Chine a ralenti sous pression, la consommation des produits pétroliers a connu une croissance légère, l’excédent de l’offre des produits pétroliers raffinés s’est aggravée, la consommation du gaz naturel a représenté la plus faible croissance au cours de la décennie, et l’offre est excédentaire dans l’ensemble.


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En 2015, basant sur le concept du développement sûr, vert et économe en ressources, la CNPC a renforcé en profondeur le système de gestion HSE, et travaillé à l’intensification de la gestion de la sécurité opérationnelle, à la prévention des risques, à l’élimination des dangers latents, et au contrôle sévère des émissions. Des succès ont été obtenus dans la sécurité opérationnelle et la protection environnementale.

Face à une situation plus compliquée en outre-mer sur le plan de la sécurité, nous avons instauré et appliqué dans tous les secteurs le système de gestion de la sécurité sociale, et élevé le niveau de gestion HSE, ce qui a permis de conjurer de divers dangers. En outre-mer, nous n’avons pas eu d’accidents graves de sécurité environnementale et sociale, maintenant un bon record de sécurité sociale et une excellente performance HSE.

Production en SécuritéEn 2015, en vertu de la Loi sur la Production en Sécurité et de la Loi sur la Protection de l'Environnement récemment promulguées par l’Etat, la CNPC a révisé et perfectionné les règlements pertinents, et mené une formation et un examen vis-à-vis des employés, y compris les gestionnaires concernés. Nous avons travaillé à diviser les responsabilités de la sécurité environnementale, à renforcer la gestion de réception en matière de protection environnementale des projets, et à prendre les mesures correctives en cas de la violation, pour assurer que la production et la gestion seront menées en vertu de la loi et des règlements.

Nous avons amélioré en permanence les performances de notre système de management HSE. En 2015, nous avons contrôlé à deux reprises le fonctionnement global de nos entreprises principales et nous avons classé certaines d’entre elles en fonction de l'évaluation quantitative. Les accidents liés à la sécurité ont été réduits grâce au renforcement du contrôle de tout le processus de production, au contrôle échelonné des risques et à la supervision échelonnée de la sécurité. En se concentrant sur l'amélioration opérationnelle, nous avons établi un mécanisme de contrôle des risques, qui est composé par la classification des risques, la couverture complète de la responsabilité, et les solutions intégrées. Nous avons également défini les risques majeurs, y compris huit risques de sécurité et six risques environnementaux. Nous avons insisté sur la surveillance de la sécurité

dans les domaines clés et les zones importantes, et nous avons également effectué une inspection spéciale de la production du pétrole et du gaz sur territoire, du contrôle de puits, du stockage de produits chimiques dangereux, et des opérations offshore, améliorant totalement la capacité de contrôle des risques sécuritaires et environnementaux des entreprises. Nous avons effectué l’un après l’autre des projets de prévention des dangers latents, dont la rénovation d'étanchéité des grands réservoirs de stockage, la rénovation des stations-service, et le traitement des puits très dangereux ou abandonnés, accomplissant parfaitement les tâches prévues pour l’année.

Protection EnvironnementaleLa protection de l'environnement et les changements climatiques font toujours l’objet de l’attention de la CNPC. Nous nous sommes engagés au développement sobre en carbone. Nous conduisons des opérations respectueuses de l'environnement, accélérons la montée en gamme des produits pétroliers, généralisons l'utilisation du gaz naturel et travaillions à répondre à la nécessité d'une énergie propre. Par de divers moyens, dont la R&D des technologies peu consommatrices de carbone et l’augmentation de la séquestration du carbone, nous déployons nos efforts pour diminuer les émissions de gaz à effet de serre et atténuer le réchauffement climatique.

En 2015, nous avons poursuivi nos efforts pour réduire la pollution et les émissions, et nous avons dépassé les objectifs prévus sur la réduction de la pollution et l’émission pour la période du 12e Plan quinquennal. La rénovation de la désulfuration dans les 34 unités du craquage catalytique a été achevée, des entreprises dont le champ pétrolifère de Daqing et la société pétrochimique de Dushanzi ont mené le traitement de dénitrification de la chaudière, et l'élimination de l'utilisation du charbon a été réalisée dans les champs pétrolifères et les raffineries à Beijing, à Tianjin et dans le Hebei. Avec l’accomplissement des projets de monter en gamme des produits pétroliers dans les sociétés pétrochimiques de Dalian, du Guangxi et de Karamay, nous sommes plus capables de produire des produits pétroliers respectueux de l'environnement pour aider à contrôler la pollution de l'air. L’élimination Bio-sûreté des déblais de forage et de la boue des déchets au projet Yamal a été déployée dans la région arctique, avec des avantages environnementaux et économiques satisfaisants.

Sécurité, Protection Environnementale, Qualité,Économie d’Energie

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Avec une grande attention sur la gestion et le contrôle des risques environnementaux et la pollution, la CNPC a conjuré les accidents majeurs de pollution de l'environnement par le dépistage des Six grands risques environnementaux. En rédigeant le Progremme Traitement Intégrale des Emanations des Composés Organiques Volatils (COV, VOCs en anglais), nous avons créé une plate-forme d'informations pour le traitement combiné des COV des raffineries, les expériences pilotes en la matière ont été menées dans des sociétés pétrochimiques de Huabei et de Dagang. De plus, nous avons créé le premier inventaire des émissions de la source des émissions de COV en Chine qui est classé au spectre complet, ainsi que la méthode et le logiciel de calcul du volume d’émissions pour nos raffineries.

Santé ProfessionnelleLa CNPC assure la santé au travail de nos employés par le biais d'une approche intégrée, axée sur la prévention englobant le développement des infrastructures, les examens de dépistage de maladies professionnelles, et l’amélioration de la gestion de la santé et des services en ligne avec la Loi de la République Populaire de Chine sur la Prévention et le Traitement des Maladies Professionnelles. En 2015, le taux de participaction à l’examen de dépistage et celui de détection des risques professionnels sur le lieu de travail dépassent 98% tous les deux.

Nous avons fait de nouveaux progrès dans la prévention et le contrôle des maladies professionnelles par la modernisation des installations et des services, et l’établissement d'un système de surveillance spécialisée. En tenant compte

98%

98%

Le taux des examens de dépistage de maladies professionnelles atteint

Le taux des détections des hasards professionnels sur le terrain de travail atteint

La sécurité et la protection de l’environnement est l'un de nos trois projets fondamentaux. Nous avons continué à améliorer notre système de gestion d’HSE et à promouvoir la croissance durable à faible émission de carbone dans le processus de la création d’une entreprise économe des ressources et respectueuse de l'environnement.


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des caractéristiques de l’environnement opérationnel du secteur de pétrole et de gaz, nous continuons à identifier les risques professionnels liés à l’occupation d’emploi et à améliorer l’environnement opérationnel en assainissant les sites de travail. Nous avons renforcé la formation de santé pour les dirigeants d’entreprises, les gestionnaires de projets et les techniciens d’élite, afin d’améliorer leurs compétences et la sensibilisation aux risques professionnels de la santé.

La CNPC prête toujours une attention à la santé physique et psychologique de nos employés à l'étranger. En tenant compte des conditions environnementales et médicales de différentes régions ou pays où sont exécutés nos projets, nous avons amélioré sans cesse les mécanismes des soins de la santé et pris des mesures pour prévenir et contrôler les maladies. En 2015, notre initiative conjointe entre le siège et notre projet au Niger a réalisé des percées majeures dans le diagnostic microscopique et le traitement du paludisme en Afrique. De plus, nous avons commencé à appliquer les grandes banques de données des soins de santé en outre-mer, à déployer la gestion de la santé digitale « Internet+ », et nous avons introduit de nouvelles plates-formes de médias pour instiller une plus grande compréhension et la sensibilisation aux questions de santé chez nos employés. En outre, nous avons fourni des conseils interactifs sur la santé mentale en ligne pour les expatriés et les membres de leur famille dans le cadre du Programme d'Aide aux Employés (PAE).

Efficience ÉnergétiqueEn 2015, la CNPC a poursuivi sans cesse ses activités de l’économie de l’énergie et de la réduction de la consommation afin d’améliorer l’efficacité énergétique. Nous avons réalisé 54 projets de la rénovation technologique de l’économie d’énergie, couvrant le système d’extraction mécanique de pétrole, la rénovation du four de craqueur d'éthylène, et l’optimisation du système d’hydrogène. Nous avons augmenté non seulement l’efficacité du four de chauffage sur place, mais développer aussi les nouvelles technologies et les nouveaux équipements avec l’intégration de techniques clés d’économie d’énergie tels que la chambre de combustion à haute efficacité et le nouveau type de four de chauffage, et l’évaluation de la performance et la gestion de l’exploitation de fours de chauffage ont été renforcées davantage. Nous avons continué à déployer des efforts pour optimiser le système énergétique de nos raffineries, et nous avons mené le développement de la modèle et l’analyse optimisée dans nos principales filiales, formant ainsi 148 solutions d’optimisation. De plus, notre système standard d’économie d’énergie a été perfectionné, permettant d’établir six normes nationales ou sectorielles et cinq normes de l'entreprise. Tout au long de l’année, nous avons réduit la consommation d’énergie de 1,16 million de tonnes de charbon standard et économisé l’eau de 20,61 millions de m3.

Contrôle de la QualitéLa CNPC s’efforce de fournir à la société les produits et les services de haut niveau et de bonne qualité. En 2015, nous avons travaillé pour faire progresser l’intégration des systèmes de gestion de base; des efforts ont été déployés pour renforcer la surveillance de la qualité des produits et des travaux, d’améliorer la capacité à standardiser la gestion d’entreprise, et ensuite, à l’internationaliser, et à élever l’efficacité de QMS et la capacité de gestion et de contrôle des entreprises.

Pour renforcer la surveillance de la qualité des produits de nos filiales, nous avons effectué des contrôles de qualité aléatoires sur les 2 340 lots de produits fabriqués, vendus, achetés ou utilisés par nos filiales, se concentrant sur les produits de consommation tels que l’essence automobile et le diesel, le GPL et le gaz naturel, ce qui a permis de protéger au maximum les droits et interêts des consommateurs. De plus, nous avons effectué des contrôles de qualité des agents utilisés au cours des opérations pétrolières et pétrochimiques et normaliser les procédures de suivi de supervision et inspection de la qualité des produits pour augmenter la rentabilité et l'efficacité de la surveillance. Plus de centres d’inspection de la qualité ont été mis en place pour étendre notre couverture de supervision et d'inspection. Pendant toute l’année, 906 projets d’ingénierie en construction ont fait l’objet de supervision de qualité. Les contrôles aléatoires par les experts et les visites d'inspection pour 18 projets clés en construction, dont la société pétrochimique du Yunnan, ont éliminé les dangers latents et amélioré la qualité de travaux.

En 2015, nous avons amélioré davantage notre système standard de l’entreprise en modifiant 156 normes nationales ou sectorielles et 196 normes de l’entreprise. En particulier, nous avons établi trois normes internationales dont les Méthodes de la Détermination de Teneur en Gaz de Houille (ISO 18871). En outre, nous avons renforcé les échanges et la coopération avec l’API et la NACE, et nous nous somme chargés d’organiser les réunions annuelles sur ISO/TC263 et ISO/TC193/SC3, ainsi que les réunions des groupes de travail sur ISO/TC67/WG21 et ISO/TC193/SC1/WG22. Cela signifie que notre rôle prédominant dans le domaine des normes internationales a été renforcé davantage.

1,16

20,61millions de tonnes de

charbon standard

millions de m3

L’énergie économisée

L’eau économisée


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Le dispositif d'épuration du gaz de combustion du Petrochemical de Jinxi

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Plaçant toujours l'être humain au centre de ses préoccupations, la CNPC respecte et protège les divers droits et intérêts des employés, leur offert un milieu de travail juste, équitable, harmonieux et une plate-forme favorable à leur développement, renforce la formation de personnes compétentes à tous niveaux, pour promouvoir le développement des employés en commun avec leurs entreprises.

La CNPC respecte strictement les lois et les règlements pertinents, applique une politique d’emploi équitable et non discriminatoire et offre à tout employé des possibilités d’emploi impartiales, équitables et des plates-formes de développement, peu importe sa nationalité, sa race, son sexe, sa religion et sa culture. Fidèle aux principes de démocratie, de transparence, de concurrence et de choix selon le mérite, nous sélectionons les personnes de talent à l’intérieur comme à l'extérieur de la compagnie pour optimiser sans cesse la structure de personnes compétentes. En 2015, nous avons recruté 6 735 diplômés universitaires et 136 personnes ayant étudié à l’étranger. À la fin de 2015, la CNPC comptait 1,46 million d’employés, 29,9% d’entre eux détenaient le diplôme de licence ou supérieur. Les femmes représentaient 34,4%, dont 61 cadres supérieurs et 2 138 gestionnaires intermédiaires.

La CNPC soutient le développement des employés en offrant une variété de formation. Avec un système de gestion innovant, nous avons promu quatre grands programmes de formation et avons mis en place des infrastructures de formation, la compétence et les savoir-faire de nos employés ont été améliorés grâce à la formation sur les compétences professionnelles et les opérations d’emploi, ainsi que des concours de compétences. En 2015, nous avons offert 163 programmes de formation avec une participation d’environ 20 000 personnes, y compris 15 formations préparatoires en Chine ou formations à l’étranger (étude), à l’intention des 351 cadres supérieurs, des experts nationaux et des entreprises ainsi que des interprètes et traducteurs en langues mineures (non anglaises). De plus, nous avons stimulé activement la montée en gamme du réseau d’enseignement à distance, perfectionné la plate-forme de formation et enrichi les logiciels pédagogiques, le nombre de participants aux activités d'apprentissage en ligne a atteint 780 000 en 2015.

Avec un système de rémunération et d’avantages réformé, nous avons mis en place une structure salariale optimale dans lequel les employés de première ligne, de la mission-critique, et des positions dures sont mieux payés. Dans les unités de R&D, nous avons effectué une réforme de la Double catégorie, en instaurant le système de postes techniques à neuf niveaux avec un mandat

de trois ans, caractérisé par l’évaluation rigoureuse et la gestion dynamique. Le système de compensation de ces postes amélioré a motivé nos personnels en R&D. En outre, nous avons amélioré le mécanisme d’évaluation de compétences pour notre personnel opérationnel et développé notre équipe d’experts techniques de haut niveau et de spécialiste de haut niveau. À la fin de 2015, la CNPC comptait 398 200 ouvriers qualifiés de haut niveau et techniciens, dont 366 600 ouvriers qualifiés de haut niveau, soit 92% de la totalité, 26 500 techniciens (6,7%), et 5 048 techniciens supérieurs (1,3%). Nous avons également 352 spécialistes qualifiés au niveau de groupe d’entreprises et 1 200 spécialistes qualifiés au niveau d’entreprise.

Nous continuons à stimuler la localisation en permanence des employés. Dans nos activités pétrolières et gazières en outre-mer, le nombre d’employés locaux est élevé à 53 694 à la fin de 2015, ce qui représente 91,7% de l'effectif total. En 2015, les projets pétroliers et gaziers en outre-mer a mis l’accent sur la formation de compétence des employés locaux. Les formations en poste, dans les pays tiers, dans les établissements professionnels locaux ou en Chine ont permis d’étendre leurs savoir-faire professionnels de base et d’améliorer leurs compétences et qualifications opérationnelles. 10 séminaires de formation ont été offerts aux 265 participants en fonction des conditions locales du projet de Block 6 au Soudan. Les membres de la communauté des champs pétrolifères et les diplômés qui se spécialisent dans le pétrole ont été organisés pour apprendre systématiquement les principes et la pratique de la prospection géophysique, du forage et du reconditionnement de puits, du transport par pipeline, de la collecte de pétrole et de gaz et de leur transport. Quelques excellents stagiaires sont devenus des employés pilotes dans le projet. Notre projet de Gaz Asie centrale-Chine a financé 27 jeunes étudiants kazakhs pour étudier à l’Université technique kazakhe-britannique, et a sélectionné 18 cadres intermédiaires pour suivre la formation sur l’administration en Chine. En 2015, nos projets à l’étranger ont fourni au total 122 séminaires de formation pour 2 864 employés locaux.

Ressources Humaines

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Nous renforçons en permanence la construction d’installations de formation à l’étranger pour aider à former les employés étrangers. Ces installations comprennent les centres de formation mis en place par BGP aux États-Unis, au Pakistan, au Soudan, en Arabie Saoudite, en Libye, au Nigeria et en Irak. Les quatre centres de formation mis en place par CPECC au Soudan, au Kazakhstan, au Turkménistan et en Irak ont amélioré le niveau technique des

employés locaux à travers une variété de sessions de formation. De plus, nous avons lancé la coopération sur l’éducation, la recherche et la formation entre l’Université de Bassora et l’Université chinoise du pétrole (Beijing), qui vise à améliorer davantage le niveau de compétences des employés locaux en Irak et à cultiver plus de jeunes talents pour l’industrie pétrolière locale.

Les employés qualifiés constituent la partie essentielle de notre effectif et jouent un rôle irremplaçable dans notre développement. La CNPC a démarré respectivement en 2011 et 2013 la création de « National Skill Master Studios » et de « Corporate Skill Master Studios », nommés avec le nom d’opérateurs qualifiés de première ligne. À la fin de 2015, nous en avons créé au total 13 au niveau national et 41 au niveau du groupe d’entreprise.

Shu Binxia

Employée en 1983, Shu Binxie est maintenant chef adjointe de l’équipage numéro 103 de la production de pétrole de Huanxiling Production Plate-forme, dans le champ pétrolifère de Liaohe. Elle mène ses membres d’équipage dans la recherche et la mise en œuvre de la méthode d’opérations « 7 premiers » pour le « reset de la balle par le toucher et aller » et la méthode de classification dans la gestion des puits de pétrole afin de maximiser la production par puits. Shu a gagné le titre de « Talent modèle de la haute compétence de Chine » et le « Prix de compétences de la Chine ». Le Shu Binxia Production Skill Master Studio a été créé en 2012 et compte actuellement 37 membres.

Zuo Chengyu

Adhéré à la CNPC en 1984, Zuo Chenyu est maintenant un technicien supérieur à l’Atelier de craquage de la première usine chimique de la société pétrochimique de Daqing. Il a inventé la « meilleure méthode de commande d’écoulement du compresseur » des installations d’éthylène et la « méthode opératoire pour stimuler la circulation du groupe compresseur », qui sont devenues les meilleures solutions pour la prévention de l’arrêt et du déclenchement du groupe compresseur. Zuo a obtenu la « Médaille du Travail Nationale du 1er mai » et le « Grand Prix des compétences de la Chine ». Créé en 2012, le Zuo Chengyu Skill Master Studio a formé plusieurs dizaines d’excellents opérateurs des installations d’éthylène.

Zhao Hui

Zhao Hui est entré dans la CNPC en 1991 et travaille actuellement en tant que formateur international de soudage à la Sixième Société de Construction de Chine Huanqiu Contracting & Engineering Corp. Ses résultats d’études tels que la « mode de soudage pour tubes totalement inaccessibles du four » et la « technique de soudage protégée-gaz pour la paroi interne de l’acier résistant à la chaleur » ont été largement adoptés. Il transfère également des années d’expérience à ses stagiaires, dont beaucoup sont devenus d’excellents soudeurs. Créé en 2013, le Zhao Hui Soudage Skill Master Studio regroupe sept spécialistes dirigés par Zhao.

Ressources Humaines

Ayant pour but de stimuler le dynamisme des employés, nous contrôlons rigoureusement les structures et les effectifs, optimisons constamment la structure organisationnelle et le mécanisme de gestion en la matière, et améliorons les compétences du personnel et l’efficacité de la gestion des ressources humaines, en vue de soutenir et d’assurer le développement des affaires de la CNPC.

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En 2015, la CNPC a continué d’améliorer son système d’innovation technologique et de mettre en œuvre les « Trois principaux programmes d’innovation technique ». Des résultats positifs ont été obtenus permettant de surmonter les goulots d’étranglement techniques clés qui limitaient le développement de notre activité de base, de pousser le déploiement massif des technologies clés et des équipements majeurs, de promouvoir la construction et le fonctionnement à haute efficacité des laboratoires clés et des bases pilotes d’expérimentation, et d’intensifier les échanges et la coopération en matière de la technologie dans le monde. Ce qui a permis non seulement d’améliorer nos capacités d’innovation et notre compétitivité de base, mais aussi d’apporter le soutien et la garantie technologiques au développement stable de la CNPC.

Etablissement du Système d'Innovation TechnologiqueEn 2015, nous avons accéléré la réforme du système et du mécanisme de recherche technologique. Nos plates-formes d’infrastructures scientifique et technologique, y compris 18 de niveau national jusqu’à la fin de l’année 2015, ont joué un rôle plus important dans le soutien de l’innovation technologique. Le Centre National de Recherche sur les Équipements de forage du Pétrole et du Gaz a été achevé à terme. Avec l’approbation du Ministère de la science et de la technologie, deux laboratoires clés ont été mis en construction, l’un d’eux se chargera du contrôle et du traitement des polluants pétroliers et pétrochimiques, et l’autre, des comportements de service et de la sécurité de structure des tuyaux et des équipements pétroliers.

Les politiques pour la promotion de l’application des réalisations de R&D ont été perfectionnées. De plus, nous avons continûment amélioré la gestion des résultats de grands projets de R&D et poussé en avant à l’initiative la réalisation tangible des technologies clés.

Progrès Majeurs Scientifiques et Technologiques

Exploration et exploitationDes percées ont été faites dans le renouvellement de la théorie et la compréhension de la géologie du pétrole et du gaz étanche, les technologies clés de l’exploration et de l’exploitation et modèle de développement massif ont été mises au point, ce qui facilite l’exploration et la production du pétrole léger et du gaz de réservoirs étanches dans le bassin de l’Ordos et apporte de la garantie technologique aux Champs de Changqing qui leur permet de maintenir une production annuelle de 50 millions de tonnes.

Avec l’actualisation de la théorie géologique et de la pratique innovatrice sur les champs de gaz de grès pré-sel ultra-profondes et super-grands à l’avant-pays de Kuqa de la ceinture du bassin du Tarim, nous avons découvert dans la région un réservoir de gaz à la profondeur de plus de 7 000 m.

De nouvelles technologies visant à réaliser la simulation physique du processus de la genèse du bassin, de la formation d’hydrocarbures et de l’accumulation des réserves ont été développées. Elles rendent possibles la quantification, la visualisation et la normalisation des éléments de la simulation de l’accumulation d’hydrocarbures et nous fournissent une nouvelle approche permettant de révéler les règles de la formation du réservoir dans les bassins complexes et guider le déploiement de l’exploration pétrolière et gazière.

Avec une meilleure compréhension du mécanisme du déplacement par l’alkali, le surfactant et le polymère (ASP), à travers l’optimisation et le modelage de six technologies clés, nous avons établi et amélioré un mode de gestion intégrée. Ceux-ci permettent de former un système technologique de déplacement par ASP qui a été industriellement généralisé. Grâce à ce système qui est devenu la technologie stratégique de substitution pour le développement continu au Champ pétrolier de Daqing, la production de ce dernier a dépassé 3,5 millions de tonnes en 2015.

Avec la technologie innovante de simulation pour les tests de déplacement par combustion effectué au laboratoire, nous avons découvert le mécanisme de déplacement par combustion et surmonté d’importantes difficultés techniques telles l’allumage électrique à haute puissance au fond des puits et le contrôle au bout du feu. La technique de déplacement par combustion au puits vertical a

Technologie

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été mise en essai industriel sur le site, et elle sera la technologie stratégique de la prochaine génération pour le développement de pétrole lourd.

Les technologies innovatrices de base pour l’exploration du gaz de schiste ont accéléré le développement de nos opérations de gaz de schiste. Ces technologies comprennent celle de l’acquisition, du traitement et de l’interprétation des données géophysiques, celle de l’acquisition et de l’évaluation de l’enregistrement des données de couche de réserves, celle de l’optimisation et de l’évaluation globale du développement géologique, celle du forage, de la complétion et la fracturation par volume des puits horizontaux.

Un système méthodologique de l’évaluation des ressources pétrolières et gazières mondiales conventionnelles et non-conventionnelles a été développé, en même temps, nous avons accéléré l’évaluation de nouveaux projets et l’exploration des projets existants en Asie centrale, en Afrique, en Asie-Pacifique, au Moyen-Orient et en Amérique du Sud. De nouvelles percées technologiques majeures dans le développement de grands réservoirs carbonatés ont rendu possible l’exploitation efficace de grands réservoirs de carbonate bioclastiques en Iraq.

Raffinage et pétrochimieDes progrès importants ont été faits dans le développement et l’application d’une série de techniques de pointe au niveau avancé international pour le raffinage de 10 millions de tonnes par an, ce qui dote la CNPC de la capacité de la conception globale de la raffinerie de cette envergure et de la conception indépendante de toutes les installations principales.

La série de techniques pour la production de l’essence à combustion propre, qui est conforme à la Norme nationale IV sur les émissions pour les véhicules apporte une garantie technique à la gradation de la qualité de nos produits pétroliers. Le test industriel pour la production régulière de l’essence à la Norme nationale d’émission V a avancé avec succès, et les produits concernés satisfont les exigences de la Norme nationale V sur les émissions.

Des progrès ont été faits dans le développement et l’application industrielle de nouveaux produits de polyoléfine. Les tuyaux de polyoléfines de gaz et 35 autres types de produits en la matière ont été développés et produits à l’échelle industrielle. Un mode innovant de développement et de promotion de nouveaux produits, regroupant la production, la commercialisation, la recherche et la consommation, nous aide à accroître les avantages économiques des installations productives de polyoléfine.

Les techniques pour la production industrielle de NdBR ont été développées et testées avec succès, ce qui rend la CNPC capable de doter d’un système de

catalyseur à base de terres rares du BR (caoutchouc polybutadiène cis - 4 -1), et de commercialement produire NdBR.

Techniques d’ingénierie, stockage et transportDe l’aspect géophysique, notre recherche sur les technologies sismiques en exploitation a bien vu des percées importantes dans l’acquisition et le traitement des données, nous apporte du soutien technique efficace pour le réglage fin de l’exploitation du potentiel dans le développement des champs pétroliers matures. Les technologies de pointe mondiale pour l’imagerie sismique précise et l’identification du réservoir de gaz dans les structures montagneuses complexes ont été développées et largement appliquées dans l’exploration pétrolière et gazière de sept bassins en Chine et dans 12 autres pays, ce qui facilite la découverte de quatre réservoirs de gaz disposant respectivement plus de 1 000 milliards de m3 de réserves dans le bassin du Tarim et le bassin du Sichuan.

En matière de diagraphie de puits, nous avons développé l’outil LWD d’imagerie de résistivité azimutale, apportant une nouvelle technique à l’évaluation rapide des réservoirs complexes et de la direction géologique des puits horizontaux. L’application large des techniques pour l’enregistrement d’imagerie de carbonate ultra-profonde a beaucoup amélioré le taux de coïncidence d’interprétation.

Technologie

Nous nous insistons sur le concept de développement technologique, caractérisé par le développement stratégique des activités principales, l’orientation de l’objectif défini et la conception de projets au plus haut niveau. Nous travaillons pour faire progresser l’innovation originale, intégrée et la ré-innovation, pour permettre la transformation du mode de développement, c’est-à-dire qu’il doit dépendre de l’innovation plutôt que de l’augmentation des investissements et des facteurs de production.

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Rapport Annuel 2015

En ce qui concerne l’opération de forage, la technique des fluides de forage à base d'eau de haute performance pour les puits horizontaux de gaz de schiste a été développée et substituera plus tard la technique des fluides de forage à base d’huile dans le développement du gaz de schiste. Les technologies d’adaptation pour le forage et l’achèvement rapide de qualité supérieure et de puits profonds et ultra-profonds nous ont aidés à augmenter les réserves et accroître la production dans des régions clés. Les opérations d’ « usinisation » dans le forage de puits horizontaux, la réalisation et le réaménagement de réservoir sont devenues une technique importante pour l’exploration et le développement des ressources non-conventionnelles comme le pétrole léger et le gaz de réservoirs étanches ainsi que le gaz de schiste.

En termes du stockage et du transport, nos technologies innovants de construction de gazoducs X80/Φ1422 a favorisé la construction du gazoduc oriental Russo-Chinois. Seize catégories d’équipements de gazoduc tel le groupe compresseur à haute puissance pourraient être fabriqués en Chine, ce qui réduit plus de 20% de dépenses.

Coopération TechnologiqueNous avons favorisé les échanges technologiques et la coopération en termes d’EOR, des hydrocarbures non-conventionnels, du traitement des eaux usées et du recyclage au niveau national et international. Avec un mécanisme de coopération et d’échanges organisé, ciblé et dynamique, nous avons fait de nouveaux progrès dans la technologie de R&D et la promotion des talents internationalisés. Notre collaboration avec l’Académie Chinoise des Sciences (CAS) et China Aerospace Science & Industry Corporation (CASIC) a conduit à l’intégration organique des chaînes d’innovation et d’industrie. Nous avons organisé un forum de haut niveau avec GE sur l’innovation et la gestion technologique et signé un protocole d’entente sur la coopération de R&D dans CCUS, la capture, la conservation et l’utilisation du carbone dioxyde, les technologies de protection de l’environnement et le développement des hydrocarbures non-conventionnels. Nous avons pris nos initiatives à participer aux activités d’échanges détenues par des organisations universitaires internationales et industrielles, en recourant aux plates-formes des réunions internationales, nous avons pu présenter de nouvelles technologies telles l’injection intelligente d’eau, l’inondation chimique pour EOR, le forage de puits sophistiqué.

Droits de Propriété IntellectuelleEn 2015, la CNPC a déposé 5 153 brevets en Chine et à l’étranger, battant le record, dont 2 778 brevets d’invention, soit 54% de la totalité. 4 753 brevets ont été délivrés (dont 1 145 brevets d’invention). Nous avons eu 391 droits d’auteur de logiciels enregistrés et 220 savoir-faire reconnus. En particulier, six de nos brevets ont reçu le prix de brevet national d’excellence. La quantité et la qualité de nos réalisations en matière de DPI se sont largement élevées.

Prix Scientifiques et TechnologiquesEn 2015, quatre de nos grandes réalisations R&D ont remporté le prix national de la science et de la technologie de la Chine. En particulier, l’ « Innovation théorique et technologique sur la prospection et l’exploitation du pétrole léger et du gaz de réservoirs étanches à ultra-faible perméabilité » a gagné le premier prix dans le Concours national des progrès scientifiques et technologiques, tandis que « la Technologie de l’imagerie sismique précise et de l'identification du réservoir de gaz dans les structures complexes montagneuses et son application industrielle » ont gagné le deuxième prix du Concours national de l'invention technique. Notre Smart Driller Indicator (SDI) est devenu l’un des 16 gagnants du Prix Spéciaux Méritoires pour l’Innovation en génie d’ E&P 2015 aux États-Unis. Ceci est aussi la première fois pour la CNPC à remporter ce prix.

5 153

4 753

Brevets demandés

Brevets délivrés

Technologie

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Rapport Annuel 2015

La CNPC a innové la théorie et la compréhension sur la géologie du pétrole de réservoirs étanches, et développé une série de technologies clés de l’exploration et de l’exploitation du pétrole étanche, ce qui a permis des percées majeures dans E&P du pétrole étanche dans le bassin d’Ordos et apporté une garantie technique à la production stable de pétrole de 50 millions de tonnes par an au champ pétrolifère de Changqing.

Les progrès théoriques et technologiques comprennent: (1) l’établissement du modèle de sédimentation du lac profond, semi-profond d’écoulement par gravité pour les bassins lacustres continentaux, permettant de surmonter les obstacles d’exploration d’hydrocarbures dans les zones profondes et d'élargir le champ d’exploration du pétrole léger de réservoir étanche au Bloc Chang-7 du bassin; (2) la découverte des différences entre les réservoirs étanches et les réservoirs à faible perméabilité dans l’espace du réservoir et sous l’état microscopique, précisant que le système d’infiltration de réservoirs étanches est dominé par la gorge de pores reliés sous forme de grappes et que la fracturation par le volume de réservoir stimulé (SRV en anglais) est un moyen puissant de réaliser l’efficacité du pétrole étanches; (3) l’approfondissement du mécanisme d’accumulation du pétrole léger de réservoir étanche de la génération d’hydrocarbures à haute intensité pour les grands bassins lacustres continentaux, et

la confirmation du seuil de propriété physique pour l’accumulation d’hydrocarbures dans des réservoirs étanches; (4) l’établissement des normes d’évaluation et des règles pour le choix, les ressources et les réservoirs du pétrole étanches, le développement de la technologie de base « puits horizontaux + fracturation par le volume de réservoir stimulé (SRV en anglais) » pour l’exploitation du pétrole léger de réservoir étanche; (5) l’originalité sur le mode du développement de l’énergie naturelle à travers les puits horizontaux, le genre des réseaux, le moyen de rétablissement de l’énergie et les politiques techniques du développement, réalisant en premier en Chine l’exploitation massive du pétrole étanches.

Ces percées théoriques et technologiques ont été appliquées avec succès dans l’exploration et le développement du pétrole léger de réservoirs étanches, le taux de succès d’exploration s’est élevé de 60% à 78%, la production par puits unique a augmenté de 4 à 6 fois, et 13 zones cibles favorables ont été constatées. Nous avons découvert pour la première fois un champ de pétrole étanche à 100 millions de tonnes à Xin’anbian, augmentant une capacité de production annuelle de 1 million de tonnes.

L’innovation faite dans la théorie géologique et la technologie d’adaptation aidant à faire une percée dans l’exploration et

l’exploitation du pétrole étanche dans le bassin Ordos

Technologie

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Rapport Annuel 2015

Exploration et Production

En 2015, nous avons maintenu la croissance des réserves grâce à la meilleure exploration dans les zones et la série des couches favorables en Chine. Un certain nombre de réservoirs ont été identifiés, contenant chacun 100 millions de tonnes de pétrole, ou 100 milliards de m3 de gaz naturel. Ayant pour but de maximiser l’efficacité de l’investissement, la rentabilité intégrée, nous avons réalisé la production stable de pétrole et de gaz, grâce à la prise de mesures renforcées dont la sélection de projets, l’optimisation des solutions et le contrôle rigide des coûts.

Exploration Pétrolière et GazièreNous avons fait les bénéfices grâce au maintien sur l’exploration concentrée, fine et rentable qui se vantait un taux de réussite plus élevé, et grâce à un déploiement ajusté de façon optimale qui visait aux réserves de production massive dans les grands bassins et les affaissements riches en pétrole et gaz. En 2015, les réserves de pétrole nouvellement identifiées étaient de 728,17 millions de tonnes, chiffre supérieur à 600 millions de tonnes pour la dixième année consécutive, et celles de gaz naturel, de 570,2 milliards de m3, chiffre supérieur à 400 milliards de m3 pour la neuvième année consécutive. Avec un ratio de remplacement des réserves de plus de 0,7 (70 dollars américains par baril) sous la classification SEC, nous avions jeté une base solide des ressources pour soutenir la croissance régulière malgré le bas prix du pétrole.

Découvertes pétrolières et gazièresNotre exploration pétrolière a été fructueuse, y compris l’identification de cinq zones de réserves dans les champs pétrolifères de Changqing et de Mahu dans le Xinjiang, chacune au niveau de 100 millions de tonnes. Dans les champs pétrolifères de Daqing, de Liaohe et du Tarim, les réserves de pétrole nouvellement prouvées ou contrôlées à nouveau étaient toutes supérieures à 30 millions de tonnes. Nous avons amélioré l’évaluation géologique régionale, ce qui a permis de nouvelles percées dans l’exploration pétrolière condensée dans quatre blocs du champ pétrolifère de Changqing et de Daqing.

728,17

570,2millions de tonnes

milliards de m3

Les nouvelles réserves pétrolières prouvées (en Chine)

Les nouvelles réserves gazières prouvées (en Chine)

Nous avons eu des progrès dans l’exploration de gaz naturel. Plusieurs réserves ont été identifiées à Sulige de Changqing, au Sichuan, et dans la région du Tarim, chacune est au niveau de 100 milliards de m3. Plus de réserves de gaz de grès étanche ont été constatées dans le bassin d’Ordos de Changqing. Les réserves de gaz de schiste totalisant plus de 100 milliards de m3 ont été rapportées pour la première fois dans les régions de Changning, de Weiyuan et de Huangjinba.


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Rapport Annuel 2015

la gestion du développement intensif. Le champ de pétrole de Changqing a maintenu une croissance élevée de la réserve par la promotion des technologies intégrées d’exploration et du développement. Grâce à ces

Exploitation et ProductionEn 2015, notre production de pétrole et de gaz domestique était stable, grâce à l’ajustement dynamique renforcé des programmes de développement, à la disposition optimisée de la capacité de production, à l’arrêt des projets marginaux et non performants, à l’élargissement de l’application des puits horizontaux, ainsi qu’au contrôle du déclin naturel des champs matures en mettant en valeur leur potentiel. Nous avons réalisé des incréments de la capacité de production de 12,25 millions de tonnes pour le pétrole brut et 15,4 milliards de m3 de gaz naturel, et la production domestique a atteint 187,51 millions de tonnes d’équivalent pétrole.

Production du pétrole brutEn 2015, nous avons intensifié l’étude géologique et l’application des nouvelles technologies dans le but d’augmenter la production par puits et la rentabilité du développement. Le développement efficace a été réalisé par le déploiement des capacités de production bien organisé, l’exploration des nouvelles façons de renforcement des capacités, et l’approfondissement de la gestion de projet sur le processus complet. Nous avons produit 111,43 millions de tonnes de pétrole tout au long de l’année.

Le gisement de pétrole de Daqing a produit 38,39 millions de tonnes de pétrole grâce à l’amendement de l’injection d’eau, aux inondations du polymère efficace, au vaste déploiement de l’injection d’un fluide ASP, et à

Les réserves de pétrole et de gaz et les opérations d’exploration (en Chine)

2013 2014 2015

Nouvelles réserves pétrolières prouvées (en million de tonnes) 670,13 689,80 728,17

Nouvelles réserves gazières prouvées (en milliard de m3) 492,30 484,00 570,20

Sismique 2D (en km) 27 089 19 170 15 909

Sismique 3D (en km2) 12 477 11 739 9 095

Puits d’exploration

Puits d’exploration préliminaire

Puits d’appréciation

1 746

1 006

740

1 584

910

674

1 588

924

664

111,43


milliards de m3

La production du pétrole brut (en Chine)

La production du gaz naturel (en Chine)


L’organisation ordonnée et efficace de la production et de l’exploitation, la prise des mesures de réduction des dépenses et d’amélioration de l’efficacité, la réalisation du développement régulier basé sur la qualité et l’efficacité, au lieu du développement extensif axé sur la vitesse et la dimension.

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Rapport Annuel 2015

technologies, le champ pétrolifère de Changqing a localisé de nouvelles formations de pétrole et de gaz et des blocs favorables qui sont devenus des zones de réserves d’envergure et des zones de substitution de réserves stratégiques, la rentabilité de l’exploitation du pétrole léger et du gaz de réservoirs étanches a été effectivement améliorée. En conséquence, Changqing a produit 24,81 millions de tonnes de pétrole en 2015. Le champ de Liaohe a mis en œuvre un nouveau mode de développement 3D, permettant l’extraction des réserves de faible rentabilité dans des réservoirs profonds et étanches. En conséquence, le pétrole lourd dans les zones d’une grande et moyenne profondeur peut être développé de manière efficace tout au long de son cycle de vie.

Exploitation des champs pétroliers matures

Avec l’exploitation pétrolière et gazière en profondeur, la production de puits diminue de façon significative. Pour atténuer cette baisse, nous avons pris une série de mesures visant à libérer le potentiel des champs matures.

Grâce à la description du réservoir fine et au six ensembles de solutions techniques, les modèles digitales et dynamiques 3D ont été mis en place dans tous les champs pétroliers majeurs. Les programmes de recherche sur les inondations chimiques, les inondations de gaz, et la récupération thermique de pétrole lourd ont été menés afin d’accroître les résultats économiques des champs matures. L’injection fine de l’eau et la création des mécanismes permanents ayant pour but de contrôler le taux de déclin naturel ont permis une baisse du taux de déclin naturel de 13,84% en 2008 à 9,8% en 2015. Dans le champ de Daqing, le taux de déclin naturel de l'inondation et le taux de déclin naturel en cas des inondations hydrauliques a chuté à 6,69% et celui de déclin général, à 4,75%, grâce à l'inondation zonale de troisième génération.

L’aménagement a été fait à l’intention des puits longtemps fermés. Le champ pétrolifère du Xinjiang a combiné la mise en œuvre le potentiel de puits unitaire avec l’aménagement global des réservoirs pétroliers, réalisant l’exploitation efficace des ressources restantes. La gestion fine dans tout le processus de l’exploitation a été généralisée. Le champ pétrolifère de Changqing a instauré le système de gestion à trois échelons, généralisé le mode de gestion des puis de gaz « Multidimensional matrix », et quantifié les mesures prises sous forme de paramètres, le taux de temps de l’exploitation de puits à faible rendement a augmenté de 2-3 points de pourcentage.

Projets majeurs de développement pilote

En 2015, axant sur les trois catégories de réserves pétrolières à forte teneur en eau, à faible perméabilité et de pétrole lourd, nous avons continué de faire des recherches et essais sur les technologies clés et de généraliser les techniques applicables. Les recherches sont faites d’une manière ordonnée, et les résultats d’expérimentation jouent un rôle de stimulation plus tangible dans l’augmentation des réserves et la production. L’injection d’un fluide ASP a été appliquée industriellement dans 42 unités couvrant 190 millions de tonnes de pétrole en place au champ de Daqing. Un projet d’inondation des polymères a élevé la production de pétrole de 30 000 tonnes à 180 000 tonnes par an dans les champs du Xinjiang. L’inondation tensio-actif/polymère dans une zone de pilote au champ de Liaohe a élevé la production quotidienne du pétrole de 63 tonnes à 360 tonnes, avec une augmentation du taux de récupération de 18%. Les projets pilotes de déplacement par combustion dans les champs de pétrole lourd de Liaohe et du Xinjiang ont vu leur capacité de production atteindre 450 000 tonnes de pétrole par an, avec une augmentation du taux de récupération de 40%. SAGD pour la récupération du pétrole ultralourd a aidé 12 puits dans le champ de Liaohe à produire chacun 100 tonnes par

an. Dans un essai de gaz naturel miscible pour le projet d’entraînement de gravité à Tarim, plus de 13 millions de m3 de gaz ont été cumulativement injectés, ce qui a permis de produire 172 000 tonnes de pétrole en 2015. Les projets d’inondation air/mousse ont procédé favorablement dans les champs pétrolifères de Daqing, de Changqing et de Dagang.

Exploitation du gaz naturelEn 2015, la CNPC a produit 95,48 milliards de m3 de gaz naturel, grâce au renforcement des capacités dans les grandes régions productrices et les grands projets dans les champs du Sud-Ouest, de Changqing et du Tarim, ainsi qu’aux plans de développement optimisés et aux emplacements de puits. Basant sur l’exploitation fine des puits, et grâce à la mise en valeur la capacité de production, Changqing a produit 37,46 milliards de m3 de gaz naturel et sa capacité de production garde un élan de développement stable. Basant sur ses principaux champs gaziers dont Kela-2, Dina-2, et Keshen, le champ pétrolifère du Tarim a réalisé une production de gaz naturel de 23,55 milliards de m3, devenant la deuxième plus grande région productrice de gaz naturel en Chine. Le champ pétrolifère et gazier du Sud-Ouest a produit 15,48 milliards de m3 de gaz naturel et les super-grandes réserves de Longwangmiao dans le bloc de Moxi du champ de gaz d’Anyue, d’une capacité de production de 11 milliards de m3, ont été totalement mises en production.

Champ gazier de Sulige

Sulige, situé sur la bordure nord du bassin de l’Ordos, est le plus grand non-compartimentée champ gazier en Chine. Malgré sa faible perméabilité, sa basse pression, et ses caractéristiques de faible abondance qui sont rares parmi les champs de gaz dans le monde entier, il a été massivement et efficacement mis au point par la poursuite d’une stratégie au faible coût basé sur les technologies intégrées, la construction standardisée, la gestion digitalisée et les services basés sur le marketing. Comme le nombre de puits de faible production et marginaux augmente avec le développement, une série de mesures telles que l’optimisation du profil de la production des puits éructations, la production de gaz réalisée par l’évacuation de l'eau et la gestion des amendements ont été appliquées dans un effort pour augmenter la récupération des puits à faible rendement et maintenir une production stable du champ. En 2015, Sulige a produit 23,39 milliards de m3, enregistrant une production cumulative de 124,05 milliards de m3.


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Rapport Annuel 2015

Le 20 octobre 2015, le super-grand réservoir de gaz à Longwangmiao fait partie du champ d’Anyue a été mis en production, avec une capacité annuelle de production de 11 milliards de m3, y compris une infrastructure d’essai d’exploitation à 1 milliard de m3 par an et deux infrastructures de production respectives à 4 milliards de m3 par an et 6 milliards de m3 par an.

Le réservoir à Longwangmiao est situé au centre du bassin du Sichuan, couvrant la province du Sichuan et la municipalité de Chongqing. Avec 440,38 milliards de m3 de réserves de gaz prouvées en place, il est le plus grand réservoir monomère de gaz non-compartimenté de carbonate de faciès marin jamais découvert en Chine. Le 9 septembre 2012, le puits-8 à Moxi du champ gazier d’Anyue a terminé la production à l’essai, et le résultat a montré que la production du jour d’essai a dépassé 1,9 million de m3, c’est ainsi que le réservoir gazier a été découvert à Longwangmiao.

Pendant le développement du réservoir, nous avons déployé 30 sites ciblés pour les puits à haut rendement, en premier lieu dans les « deux blocs et dix zones » qui étaient les plus favorables au développement. Le nombre de puits en production a été considérablement réduit par le forage de puits horizontaux ou a fortement dévié grâce à des études de la géographie, de la topographie et de l’épaisseur et de la distribution de réservoir. Cela nous a permis de développer efficacement le champ gazier. Actuellement, dans le réservoir gazier à Longwangmiao du champ d’Anyue, la production quotidienne de l’essai par puits unitaire a dépassé en moyenne 1,64 million de m3.

L’identification de la couche de gaz et la production de gaz ont été réalisées simultanément, grâce à un mode innovant comprenant l’exploration intégrée et le développement, la conception technique modulaire, la fabrication de matériel de l’usine, et sur la base antidérapante et la construction « PMT + EPC ». Par rapport aux approches traditionnelles, ce mode non seulement réduit l’empreinte des terres de 20%, mais aussi réduit significativement la période et le temps de construction, accélérant la transformation des réserves gazières en gaz commercial. En fait, depuis que le puits-8 de Moxi a permis de découvrir en septembre 2012 le réservoir gazier de Longwangmiao, il a fallu seulement trois ans pour prouver les réserves et réaliser la capacité annuelle de production de 11 milliards de m3.

Basant sur le concept et les normes de « zéro pollution et zéro émission », le projet de l’exploitation du réservoir de Longwangmiao a adopté les technologies les plus fiables pour le traitement des eaux usées et de gaz d’échappement afin de construire un champ de gaz respectueux de l’environnement. Une station d’épuration de gaz naturel nouvellement construite peut récupérer plus de 99,8% de soufre grâce à l’adoption de la technologie CPS et à la réalisation du projet SCOT de traitement et de transformation du gaz d’échappement ; en outre, l’utilisation de la technologie d’ « évaporation et cristallisation » a permis le recyclage des eaux usées.

La mise en pleine production du réservoir gazier de Longwangmiao permet de répondre à la moitié de la consommation du gaz naturel nouvellement augmentée du pays, et de jouer un rôle important dans l’optimisation de la structure de la consommation d’énergie dans la région du Sichuan.

La production a commencé au réservoir géant du champ gazier d’Anyue


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Rapport Annuel 2015

Exploration et Développement de Pétrole et de Gaz Non-conventionnelsEn 2015, la CNPC a fait des progrès importants dans l’exploration, le développement et l’innovation technologique du gaz de houille (CBM en anglais), du gaz de schiste, du pétrole de schiste, du pétrole léger et du gaz de réservoirs étanches ainsi que des autres ressources non conventionnelles en hydrocarbures. Nous avons développé des technologies clés pour l’exploration et le développement du pétrole étanche, prouvé des réserves du pétrole étanche, et poussé la construction des bases industrielles du gaz de houille et des zones de démonstration du gaz de schiste.

Gaz de houilleEn 2015, la production du gaz de houille augmentait de façon régulière, la CNPC a fourni 1,76 milliard de m3 de gaz de houille sur le marché, une augmentation de 28,5% sur l’année précédente. Nous avons obtenu une compréhension plus profonde des règles de développement des champs de gaz de houille des domaines Erdong et Qinshui. Nous avons construit le plus grand champ de gaz de houille ayant les charbons de r bas-moyen rang en Chine dans le bloc Baode du Shanxi, et le champ du gaz de houille ayant les charbons de rang moyen a pris forme dans le bloc Hancheng du Shaanxi. Dans les blocs Zhengzhuang du Shanxi et Hancheng du Shaanxi, les technologies sur le drainage de l’eau automatique et l’extraction de gaz mettant l’accent sur le contrôle de pression d’écoulement du fond de puits ont été généralisées. Nous y avons également travaillé pour faire avancer l’exploration 3D et l’extraction, et amélioré le développement expérimental des grappes de puits et des puits horizontaux. En 2015, nous avons réalisé le forage de 31 puits

d’exploration et 261 puits d’extraction, formant une nouvelle capacité de production de 170 millions de m3, la capacité cumulative atteignant 2,3 milliards de m3.

Gaz de schisteEn 2015, nos activités du gaz de schiste sont concentrées sur deux zones de démonstration à Changning-Weiyuan et Zhaotong. Nous avons foré 55 nouveaux puits et complété 80 puits, la production journalière de puits unique a atteint 100 000 m3 en moyenne. De plus, nous avons réalisé une nouvelle capacité de production de 2,85 milliards de m3, et fourni 1,3 milliard de m3 de gaz commercial. Les travaux internes de collecte de transport et d’alimentation en eau, quatre stations de déshydratation, et cinq pipelines d’exportation ont été achevés et mis en service. Grâce à la construction, au développement et à l’évaluation pendant presque deux ans, les règles d’enrichissement de gaz de schiste dans chaque bloc ont été dévoilées pour l’essentiel. En 2015, les régions de Changning, Weiyuan et Huangjinbaont ont rapporté pour la première fois les réserves prouvées totalisant 163,5 milliards de m3 de gaz de schiste. Les technologies principales du développement de gaz de schiste, les technologies sur la formation des puits à haut rendement, et le mode de gestion efficace ont pris forme. La production journalière moyenne de puits unitaire d’extraction expérimentale au cours de la première année et la production totale prévue ont toutes atteint le niveau de conception.

L’opération de fracturation au sable dans le bloc gazier de schiste à Weiyuan du Sichuan


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Rapport Annuel 2015

Pétrole de réservoirs étanchesEn 2015, nous avons fait des réalisations importantes dans l’exploration et la production du pétrole de réservoirs étanches dans les bassins d’Ordos, du Sichuan, de Songliao, de Qaidam et de Santanghu de la Chine.

Dans le champ pétrolifère de Changqing, l’exploration et le développement intégré des 103 puits dans le bloc Chang-7 ont obtenu des flux industriels de pétrole et trois zones abondantes en pétrole de réservoirs étanches ont été identifiées dans les régions de Longdong, de Xin’anbian et au nord du Shaanxi, permettant une nouvelle capacité de production de 1,07 million de tonnes. Le champ pétrolier de Daqing a trouvé des réserves géologiques de plus de 100 millions de tonnes de pétrole, en mettant l’accent sur l’évaluation géologique dans les zones de point douces et les zones favorables, l’amélioration et l’utilisation des technologies sur les puits horizontaux et la fracturation par le volume de réservoir stimulé, ainsi que l’intégration de l’exploration et l’exploitation. Le champ pétrolifère du Jilin a considérablement réduit ses coûts de la fracturation des puits en cherchant des mesures efficaces de réduire les coûts pour exploiter ses ressources de faible teneur, des flux industriels ont été obtenus dans sept puits, et les résultats du test de production sont favorables. Travaillant pour perfectionner les techniques adaptées, et faire baisser les coûts de forage et de fracturation, le champ de Tuha a obtenu de bons résultats dans l’exploration et l’extraction du pétrole de réservoirs étanches à la dépression de MalangSag du bassin Santanghu, les réserves nouvellement identifiées étaient de 30,09 millions de tonnes et une capacité de production de 138 000 tonnes a été réalisée.

Exploration et Développement en Coopération en ChineAvec l’autorisation du gouvernement chinois, la CNPC collabore avec des partenaires internationaux pour explorer et exploiter les ressources pétrolières et gazières en Chine. La plupart des projets coopératifs se concentrent sur des réservoirs à faible perméabilité, des pétroles lourds, des plages et zones d’eau de marée peu profondes, des réservoirs de gaz à haute teneur en soufre ou à haute température et à haute pression, du gaz de houille et du gaz de schiste.

À la fin de 2015, 35 projets de coopération avec l’étranger était en exécution, ils ont produit 3,92 millions de tonnes de pétrole brut et 6,6 milliards de m3 de gaz naturel, qui ont totalisé 9,17 millions de tonnes d’équivalent pétrole.

Exécution des projets importants

Projet pétrolier Zhaodong

Le projet couvre 77 km2 dans des plages et zone d’eau de marée peu profonde du bassin de la baie de Bohai. Nouveau XCL-Chine LLC. et ROC Oil (Bohai) d’Australie sont nos partenaires.

Ceci est le premier projet coopératif dans des plages et zone de l’eau de marée peu profonde dont le droit d’opérations a été transféré à la CNPC. Depuis que cette dernière a pris le droit d’opérations en avril 2015, le projet a réalisé la transition stable de la production, et obtenu un rendement élevé dans l’extraction des cinq puits nouvellement mis en production.

3,92


milliards de m3

Le volume de pétrole brut produit par les projets de coopération avec l’étranger

Le volume de gaz naturel produit par les projets de coopération avec l’étranger

Projet du gaz naturel de Changbei

Le projet couvre 1 691 km2 dans le bassin d’Ordos. Groupe Shell est notre partenaire dans le projet.

En 2015, le projeta continué à fonctionner de façon stable et à haut rendement, la production de gaz naturel a atteint 3,64 milliards de m3. En fonction du contrat, la CNPC a signé avec le Groupe Shell l’accord de transfert du droit d’opérations de la Phase I du Projet de Changbei, et la CNPC en est devenue l’opérateur dès le 1er janvier 2016.

Projet du gaz naturel du Nord-Est du Sichuan

Le projet couvre 876 km2 dans le bassin du Sichuan. Chevron est notre partenaire dans le projet.

Le 30 décembre 2015, le puits A au champ gazier en haute teneur de soufre de Luojiazhai du projet gazier du Nord-Est du Sichuan a été mis en production à Kaixian de la municipalité de Chongqing.

Projet du gaz naturel du Sud de Sulige

Le projet couvre 2 392 km2 dans le bassin d’Ordos. Ce projet est en coopération avec TOTAL France et la CNPC en est opérateur.

Le projet poursuivait l’optimisation du programme d’opération caractérisé par l’ « usinisation », et a une série de mesures telles la sélection optimale des emplacements de puits, le déploiement des puits de cluster, la conception et la construction standardisées, et la construction sur le solde façon modulaire, ce qui a assuré efficacement les résultats des opérations. En 2015, le projet a produit 1,48 milliard de m3 de gaz naturel.


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Rapport Annuel 2015

Gaz Naturel et Pipelines

En 2015, les activités du gaz naturel de la CNPC se sont développées régulièrement, la production de gaz des grandes zones productrices restait stable, et la construction des pipelines et du stockage de gaz dans des régions clés s’est poursuivie à pas sûr. Malgré la faiblesse du marché, nous avons enregistré une légère augmentation de la production de gaz naturel et commercialisé 122,66 milliards de m3, soit une augmentation de 2,7% en glissement annuel.

À la fin de 2015, nous avons opéré 79 936 km de pipelines en Chine, y compris 18 917 km pour le pétrole brut, 50 928 km pour le gaz naturel, et 10 091 km pour les produits raffinés, représentant respectivement 69,8%, 76,2% et 46,3% du total de la Chine. Le réseau d’approvisionnement en pétrole et gaz a été mis en place pour l’essentiel. Ces pipelines dont le contrôle est prompt constituent un réseau sûr et fiable pour fournir des ressources différentes.

Fonctionnement et Contrôle des PipelinesEn 2015, nous avons organisé rationnellement les importations du gaz de pipeline et les achats de GNL disponible, tout en cherchant la meilleure utilisation de la capacité de stockage des pipelines, augmentant l’injection de gaz dans des stockages et équilibrant les ressources de la chaîne d’activités.

Nous avons opéré des pipelines plus efficacement grâce à une gestion optimisée. Grâce à l’optimisation de l’exploitation, à l’élimination des goulets d’étranglement, à l’amélioration de la gestion et à la coordination entre la production de gaz, le transport et la commercialisation, la délivrabilité par les réseaux de pipelines a été optimisée et les ressources ont été allouées plus efficacement. Le gaz importé ou produit par la CNPC elle-même, le gaz d’écrêtement des pointes de stockage souterrain, et le GNL côtière ont été mis à la disposition pour les régions de consommation pour assurer l’approvisionnement stable en gaz dans les heures de pointe de consommation et les régions importantes.

Stockage souterrainNous avons continué à développer des capacités de stockage souterrain du gaz. À la fin de 2015, nous avions 10 entrepôts dont Dagang, Jintan, Liuzhuang, Suqiao et Hutubi, avec une capacité d’écrêtement des pointes allant jusqu'à 5,2 milliards de m3, ces stockages sécurisent en outre l’approvisionnement en cas d’urgence. Le stockage souterrain du gaz Shaan-224, le premier à Changqing, est opérationnel pour l’injection de gaz. Avec une capacité prévue de 1,04 milliard de m3, le stockage reçoit 2,5 millions de m3 de gaz par jour, contribuant à stabiliser l’approvisionnement du gaz par le gazoduc Shaanxi-Beijing.

69,8%

76,2%

La proportion de la longueur de nos oléoducs comparé au total national

La proportion de la longueur de nos gazoducs comparé au total national

Installations de Stockage et de Transport Réalisées ou en ConstructionEn 2015, plusieurs grands pipelines de pétrole et de gaz et les installations associées ont été achevés et mis en service. Ceux-ci comprennent le projet de l’augmentation de la capacité de transport du pipeline brut Mohe-Daqing, le gazoduc Harbin-Shenyang (section Changchun-Shenyang) et le réseau de canalisations de gaz du Shandong (section Qingdao-Weihai). La construction du tronçon est du troisième gazoduc Ouest-Est et des pipelines de carburants de Jinzhou-Zhengzhou et du Yunnan s’est poursuivie sans heurt.

Troisième gazoduc Ouest-EstLe troisième gazoduc Ouest-Est, dont un tronc et huit branches, relie Horgos (Xinjiang) à l’ouest et Fuzhou (Fujian) à l’est, avec une longueur totale de 7 378 km. La ligne principale d’une longueur de 5 220 km a un diamètre de tuyau de 1 016-1 219 mm, une pression de transport de 10-12 MPa et une capacité de livraison annuelle de 30 milliards de m3. Il a été construit et mis en service section par section.

Le tronçon occidental, d’Horgos (Xinjiang) à Zhongwei (Ningxia), a une longueur totale de 2 445 km. La construction a été commencée en octobre 2012, et a été achevée le 25 août 2014. La partie orientale relie Ji’an (Jiangxi) et Fuzhou (Fujian), avec une longueur totale de 827 km. Ce tronçon a un diamètre de tuyau de 1 016-1 219 mm, une pression de transport conçue de 10 MPa, et une capacité de livraison annuelle de 15 milliards de m3. La construction de ce tronçon a débuté en mai 2013. À la fin de 2015, 815 km de pipeline a été soudé. La section devra opérationnelle en 2016.


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Rapport Annuel 2015

Pipeline de produits raffinés Jinzhou-ZhengzhouLe pipeline de produits raffinés Jinzhou-Zhengzhou commence à Jinzhou (Liaoning) au nord et se termine à Zhengzhou (Henan) au sud. Composant d’un tronc, deux branches d’entrée, et sept branches de sortie, le pipeline a une longueur totale de 1 636 km, avec un diamètre de tuyau de 219-660 mm, la pression de transport conçue de 8-10 MPa, et la capacité de livraison annuelle de 13 millions de tonnes. Une fois terminé, il aidera à établir un réseau complet d’approvisionnement de produits raffinés et à optimiser la répartition des produits raffinés en Chine du Nord et les régions centrale et orientale du pays.

La construction du pipeline a commencé le 18 août 2012, et 57% avait été achevé à la fin de 2015, y compris 1 290 km de tuyau soudé, 1 118 km remblayés, et 152 tronçons traversant des chemins de fer, des routes et des cours d’eau.

Utilisation et Marketing du Gaz NaturelEn 2015, la CNPC a commercialisé 122,66 milliards de m3 de gaz naturel, et l’approvisionnement de gaz naturel par gazoduc couvrait 30 provinces, municipalités et régions autonomes du pays, sa part d’occupation dans le marché intérieur était de 68%.

Face à la faible demande de gaz naturel, nous avons lancé une politique de promotion à l’intention des grands clients et des utilisateurs industriels, et continué à développer les marchés le long des nouveaux pipelines, y compris la section médiane du troisième gazoduc Ouest-Est, les gazoducs principaux et secondaires du Fujian et du Guangdong, ainsi que les régions côtières économiquement développées de l’Est. Tout au long de l’année, nous avons signé 84 contrats de vente à long terme, avec un volume de contrat annuel de près de 10 milliards de m3, et le pourcentage des utilisateurs urbains et industriels s’est élevé à 70%.

De nouvelles percées ont été faites dans le développement du marché en aval de gaz de ville et de gaz naturel comprimé. Les projets à Chaozhou et à Jieyang (Guangdong) et celui du gazoduc secondaire de Wafangdian-île de Changxing à Dalian sont en bon déroulement. La construction des projets de gazoduc secondaire du Hunan et du Yunnan a rapidement avancé.

Nous avons promu activement la commercialisation de l’industrie du gaz naturel. En juillet 2015, Shanghai Petroleum & Gas Exchange (SHPGX), une coentreprise de dix parties, y compris CNPC, Sinopec et CNOOC, a commencé l’exploitation d’essai avec succès. Il y a eu plus de 100 utilisateurs en aval enregistrés sur la plate-forme de SHPGX, et un total de 3,5 milliards de m3 de gaz naturel a été négocié et finalisé en ligne.

Gaz Naturel Liquéfié (GNL)En 2015, l’exploitation du marché de GNL et la construction des projets se sont développées de façon stable. Nous avons actuellement 12 usines de GNL en exploitation avec une capacité totale de 7 millions de m3 par jour. À la fin de 2015, la production du GNL était de 560 millions de m3. Cinq usines de GNL installées à Huanggang (Hubei), à Guangyuan (Sichuan), à Tai’an (Shandong) et dans d’autres régions étaient en opération d’essai. La construction des trois usines du même genre est faite de façon ordonnée à Wuhai (Mongolie intérieure), à Zhaoqing (Guangdong) et à Weinan (Shaanxi) leur capacité totale est de 1,9 million de m3 par jour. Nous avions 550 postes de ravitaillement de GNL en service et 136 autres en construction. Les ventes de terminaux par année étaient de 1,54 milliard de m3, ce qui représente 27,3% du total des ventes réalisées par toutes les stations de ravitaillement en GNL de véhicules dans le pays.

Les terminaux du Jiangsu, de Dalian et de Tangshan ont continué à jouer leur rôle dans l’approvisionnement et l’écrêtement des pointes en cas d’urgence. En 2015, ils ont reçu 5,8 milliards de m3 de GNL. En tant qu’une partie de la phase II du projet de GNL du Jiangsu, l’installation de la gazéification d’une capacité annuelle de 10 millions de tonnes a été mise avec succès dans la production lors de son premier démarrage. Les travaux mécaniques de la phase II du terminal de Dalian ont été achevés. Les deux projets seront en mesure d’assurer le bon approvisionnement en énergie propre dans le delta du Yangtsé et le nord de la Chine.

Nous avons également fait des progrès dans le développement de véhicules de GNL, le transport de GNL, et la formulation de normes pertinentes. En 2015, nous avons co-développé 105 000 véhicules de GNL, représentant 52,5% des véhicules de GNL en Chine. Nous avons également mis en place à Chongqing, à Wuhai (Mongolie intérieure), et à Wuhan (Hubei) des stations de démonstration pour la refonte de véhicules de GNL, et nous avons trouvé des solutions de refonte de véhicules GNL et développé une série de techniques pertinentes. Nous avons construit/rénové 33 navires de GNL, représentant 30% des navires de GNL en Chine. Nous avons également réalisé un certain nombre de tests pour le transport de GNL par navires porte-conteneurs, les petits navires, et les chemins de fer.

L’inspection manuelle à la station gazière


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Rapport Annuel 2015

En 2015, nous avons réorganisé l’arrangement de la production et optimisé la chaîne de produits raffinés et pétrochimiques afin de répondre à l’évolution du marché, et nous avons distribué les ressources et arrangé la charge de travail des installations selon le principe de priorité du rendement, en fermant les installations non rentables. Nous avons également bien organisé les révisions, assurant leur fonctionnement en toute sécurité, et améliorant sensiblement le fonctionnement des installations et la capacité du secteur à réaliser des profits. 21 indicateurs techniques et économiques importants étaient meilleurs que l’année précédente.

En Chine, nous avons traité 151,32 millions de tonnes de produits bruts, et produit 103,69 millions de tonnes de produits raffinés. La production de produits rentables a augmenté, le rendement des produits raffinés était en croissance de 0,7 point de pourcentage, la part de produits noirs a baissé de 0,5 point. Le carburéacteur, le gazole -35#, et les hydrocarbures aromatiques ont augmenté respectivement de 14,5%, 15,4% et 12,4%. La production de produits biologiques augmente régulièrement, l’essence de haute qualité et le diesel de Norme nationale d’émission V ont vu leur production augmenter respectivement de 1,6 et 7 points de pourcentage.

Nous avons amélioré la rentabilité de notre activité chimique en augmentant la production de produits chimiques à haute valeur ajoutée et améliorant la commercialisation du terminal. En 2015, nous avons produit 5,03 millions de tonnes d’éthylène et 1,85 million de tonnes d’ammoniac synthétique, et vendu

2013 2014 2015

Traitement de brut (en million de tonnes) 146,02 150,16 151,32

Taux d’utilisation des unités de raffinage (%) 86,9 82,6 84,5

Production de produits raffinés (en million de tonnes)

Essence

Kérosène

Gazole

97,90

32,97

6,06

58,87

101,84

34,10

7,14

60,60

103,69

36,47

8,34

58,88

Production de lubrifiants (en million de tonnes) 1,89 1,58 1,21

Production d’éthylène (en million de tonnes) 3,98 4,98 5,03

Production de résine synthétique (en million de tonnes) 6,64 8,07 8,32

Production de fibre synthétique (en million de tonnes) 0,07 0,07 0,07

Production de caoutchouc synthétique (en million de tonnes) 0,67 0,75 0,71

Production d’urée (en million de tonnes) 3,77 2,66 2,57

Production d’ammoniac synthétique (en million de tonnes) 2,58 1,89 1,85

151,32


millions de tonnes

Le traitement de brut (en Chine)

La production de produits raffinés (en Chine)

Résultats du secteur chimique et de raffinage (en Chine)

Raffinage et Pétrochimie

25,22 millions de tonnes de produits chimiques, en hausse de 3% par rapport à l’année précédente. En particulier, nous avons augmenté la production des résines synthétiques de 3,1%, et a stimulé les ventes de 15 produits à forte valeur ajoutée de 21%.


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Rapport Annuel 2015

Construction et Opération des Grandes Bases de Raffinage et de PétrochimieNos principales grandes installations pétrochimiques en Chine ont fonctionné sans heurts en 2015. Le Pétrochimique d’Urumqi a optimisé et réajusté les paramètres de technologies et les processus de traitement, et pratiqué une gestion et un contrôle stricts de production, cela a assuré le fonctionnement sûr des installations sous forte charge de travail, et la qualité des produits. L’installation de raffinage d’une capacité de production annuelle de 5 millions de tonnes du Pétrochimique du Ningxia a déjà fonctionné pendant 500 jours dans sa deuxième long cycle d’opération, et tous ses indicateurs économiques et techniques ont été optimisés régulièrement.

La construction des projets clés de raffinage et de pétrochimie s’est déroulée sans heurt. La construction de la raffinerie de 10 millions de tonnes du Pétrochimique du Yunnan a été achevée pour l’essentiel, ses équipements et tuyaux ont été installés et les travaux mécaniques de 8 installations dont l’unité de distillation atmosphérique sous vide, l’unité de fractionnement de gaz, ont été achevés. En outre, des progrès constants ont été réalisés dans la modernisation de la raffinerie et la rénovation HSE du système au Pétrochimique du Guangdong et de Huabei, ainsi que la rénovation et l’amélioration de l’efficacité au Pétrochimique de Liaoyang.

Montée en Gamme des Produits Raffinés et Développement des Nouveaux ProduitsLes émissions des véhicules sont une des sources de pollution dans les villes de taille moyenne et grande de la Chine. La CNPC a accéléré le rythme de sa montée en gamme de la qualité de l’essence et du diesel pour aider à prévenir la pollution de l'air afin de s’aligner sur les mesures de la protection environnementale du gouvernement. En 2015, nous avons fait des progrès dans 10 projets de montée en gamme de Norme nationale d’émission V. Les projets pertinents chargés par les Pétrochimiques de Dalian, du Guangxi et de Karamay ont été mis en production. Ces unités ont commencé à produire des produits à Norme nationale d’émission V qui ont été fournis dans 11 provinces et villes de l’Est. Par ailleurs, ont démarré les travaux préliminaires des 47 projets de montée en gamme de Norme nationale d’émission V. À la fin de 2015, 19 entreprises de raffinage et pétrochimie étaient capables de produire de l’essence de la Norme nationale d’émission V, et toutes nos entreprises étaient en mesure de produire le diesel de Norme nationale d’émission V. En outre, pour développer des techniques sur la montée en gamme des carburants propres, nous avons renforcé la conception au plus haut niveau et la recherche afin de résoudre les problèmes techniques, ce qui nous a permis de développer avec succès des solutions techniques de la production de l’essence et du diesel à combustion propre, qui ont été appliquées largement dans des Pétrochimiques de Dagang et d’Urumqi.

En 2015, nous avons lancé 75 nouveaux produits chimiques avec une production totale de 1,12 million de tonnes, y compris les tubes en PE, les matériaux creux, et les matériaux d’anti-impact PP. Les Pétrochimiques du Sichuan, de Fushun, et de Daqing ont enrichi les variétés de leurs produits d’éthylène. Des réalisations ont été faites dans la promotion de 20 nouveaux produits, y compris l’ABS du Pétrochimique du Jilin, la fibre de PP du Pétrochimique de Fushun, le matériau de la conduite PE100 du Pétrochimique du Sichuan, et le SBR du Pétrochimique de Lanzhou.


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Rapport Annuel 2015

En 2015, notre marketing et de vente se sont orientés vers la demande du marché et de la clientèle, en optimisant continuellement la structure des ventes, renforçant le marketing intégré de « produits raffinés, cartes de carburant prépayées, produits non combustibles et lubrifiant », et explorant activement de nouveaux modes « Internet+Marketing », ce qui nous a permis d’améliorer sensiblement notre réactivité du marché.

Vente des Produits RaffinésEn 2015, nous avons vendu 116,25 millions de tonnes de produits raffinés, dont 80,54 millions de tonnes, soit 69,3%, ont été réalisés à travers la vente au détail. La contribution des produits à forte valeur ajoutée, y compris l’essence de haute qualité et le carburéacteur, a continué d’augmenter.

Construction de Réseau de MarketingNous avons continué à développer notre réseau de marketing en optimisant sa disposition, mettant l’accent de la construction sur les stations clés, adoptant le mode d’exploitation d’une manière flexible, et renforçant la promotion de la marque. En 2015, les 321 stations-service nouvellement mises en service avaient une capacité de vente de 2,53 millions de tonnes; les 11 dépôts ont été construits, rénovés ou modernisés, permettant une augmentation de la capacité de stockage de 235 000 m3. À la fin de 2015, nos stations-service totalisaient 20 714 en Chine.

Nous travaillons pour améliorer l’efficacité de fonctionnement des stations existantes, en renforçant l’aménagement des stations à faible rentabilité, et généralisant une gestion fine et 6S. Des efforts ont été déployés pour chercher à promouvoir le changement du mode de marketing des stations-service et faire avancer le développement des stations intelligentes caractérisées par le « marketing en ligne et hors ligne », le « marketing à l’intérieur et à l’extérieur de stations » et le « marketing de marchandises+services ». Avec la logistique et la structure de stockage optimisées, nous avons réduit le dépôt, maximisé son efficacité, et assuré l’approvisionnement du marché.

La carte carburant Kunlun a été rapidement commercialisée, 17,21 millions de cartes ont été émises en 2015 pour atteindre 81,28 millions de carte au total.

Activités non PétrolièresEn mettant en œuvre les atouts du réseau de stations-service, nous travaillons pour améliorer la gestion des magasins d’accommodation et développer le marketing intégré. Nous avons poussé en avant le développement de nos propres produits et renforcé la promotion de la gamme des produits Etoile de Kunlun. Les services de véhicules ont été offerts dans les stations-service, que ce soit par nous-mêmes ou nos coentreprises, ou par des locataires. La rentabilité globale a été améliorée grâce à la mise en valeur de la supériorité des ressources des fournisseurs non-pétroliers, au renforcement du marketing commun et à l’intégration de marques. En 2015, les recettes de nos produits non-pétroliers ont atteint 12,42 milliards de yuans, dont 1,45 milliard de yuans de bénéfices, en hausse respectivement de 25,6% et 42,5% en glissement annuel. Le nombre de magasins d’accommodation avec un revenu annuel de 1 million de yuans a augmenté de 23% en glissement annuel, et le revenu journalier moyen par magasin en croissance de 17%.

Lubrifiant et Sous-produits du PétroleLa CNPC a mis en valeur le réseau de vente au détail des stations-service. Les ventes de l’huile lubrifiante et des produits raffinés ont été intégrées. Nous avons amélioré notre système de commercialisation pour tous les produits, y compris l’huile de moteur, l’huile industrielle, l’huile de service, l’huile spéciale et l’huile de soute. Avec des programmes de recherche intensifiée, nous avons lancé de nouveaux produits, tels que les liquides de traitement de métaux, les huiles de broyage, les huiles de laminage à froid de l’aluminium, et de l’huile antirouille longue durée d’action. En 2015, nous avons vendu 1,27 million de tonnes d’huile de lubrification (graisse). Les ventes d’huiles de moteur et des sous-produits ont augmenté d’année en année de manière significative.

Les ventes de sous-produits de raffinage ont augmenté régulièrement et ont augmenté de 2,42 millions de tonnes en glissement annuel. Ciblant les projets clés, nous avons renforcé la recherche sur les bitumes spéciaux et la gestion du marketing, et vendu 6,7 millions de tonnes de produits d’asphalte, soit une augmentation de 270 000 tonnes. Nous avons également travaillé pour augmenter la valeur ajoutée de divers sous-produits et avons réalisé la production industrielle de l’asphalte grâce à la technologie de mélange de boue FCC et de pétrole brut, ce qui a obtenu des progrès dans les domaines de naphta et de combustibles de soute.

116,25


millions de tonnes

La vente de produits raffinés (en Chine)

La vente au détail de produits raffinés (en Chine)

Vente


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Rapport Annuel 2015

Le 15 août 2015, la CNPC a mis en service sa première station-service intelligente reposant sur la stratégie d’ « Internet+ » à Shijiazhuang, dans la province du Hebei.

Basant sur le système et le réseau de vente des stations-service traditionnelles, et les possibilités offertes par les nouvelles technologies, la CNPC a développé un service intégré combinant trois aspects: la clientèle, les véhicules et la vie courante. Les technologies mises en œuvre sont notamment des données massives, l'infonuagique, l’internet des objets et le paiement mobile. Les stations-service intelligentes proposent donc plusieurs services à valeur ajoutée: nettoyage, entretien et tests des véhicules, agence d’assurances, etc. Des milliers de produits sont référencés et vendus dans les magasins de stations-service. Grâce aux stations intelligentes, les clients peuvent maintenant les commander aussi sur internet via la plateforme d’e-commerce Baoshihua, payer avec leur carte carburant, WeChat ou Alipay, et aller récupérer ensuite le produit dans la station la plus proche de leur domicile. Les services proposés permettent en outre d’envoyer et de recevoir des colis, de réserver des billets, de retirer de l’argent et de payer certaines charges (électricité, gaz, eau, etc.) à la station-service.

A l’aide d’internet et des nouvelles technologies, les stations-service fournissent maintenant des services diversifiés, permettant de déployer plus largement leurs activités en ligne et hors-ligne, dans la station et à

l’extérieur. Dépassant l’activité traditionnelle d’une station-service (vente de carburant), la CNPC a réalisé une transformation majeure du modèle économique en 3 aspects: la création d’un service complet pour le cycle de vie des véhicules, l’intégration des nouvelles technologies et l’ajout d’une nouvelle forme de vente avec l’e-commerce.

A la fin de l’année 2015, les revenus des 26 premières stations-service intelligentes ont augmenté respectivement de 38% pour les produits pétroliers et de 59% pour les produits non pétroliers. Ce nouveau mode d’exploitation est actuellement en cours de déploiement dans le pays.

Développement de stations-service intelligentes, reposant sur la stratégie d’« Internet+ »


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Rapport Annuel 2015

L’exploration risquée: Nous nous sommes concentrés sur la prospection préliminaire dans la zone de piedmont orientale sur la rive droite de l’Amou-Darya au Turkménistan. Les flux de gaz naturel de plus de 1 million de m3 ont été obtenus dans l’essai de puits d’exploration dans chacune des deux formations de la structure Joramergen. Les essais de puits d’exploration dans la structure Gokyar ont montré de bons résultats dans le calcaire du Jurassique supérieur et dans le grès du Jurassique moyen et inférieur. Des puits d’évaluation dans la structure Agayry ont dévoilé davantage les réserves de gaz, ce qui a permis à identifier la formation de deux zones de gaz d’une réserve de 100 milliards de m3 pour chacune, respectivement à Hojakashmir-Gokmiyar dans le sud, et à Agayry-Tagara dans le Nord.

L’exploration offshore: En déployant des puits d’exploration clés en mer, nous avons obtenu un débit d’huile à haut rendement à partir de la première exploration infrasalifère en eau profonde et dans deux formations testées dans notre projet Libra au Brésil. Le flux a prouvé un champ pétrolifère non compartimenté avec une réserve de 500 millions de tonnes dans la structure occidentale de Libra au Brésil.

Production Pétrolière et GazièreEn 2015, insistant sur le principe de la priorité à la rentabilité, des distinctions entre cas de nature différente, et de la gestion différentielle, nous avons travaillé pour stimuler le réaménagement des champs pétrolifères matures, en mettant l’accent sur l’injection d’eau, optimiser le programme de développement, diminuer le nombre de puits nouvellement forés et des travaux de stimulation, réduire les coûts, et promouvoir l’innovation technologique. Ces mesures ont permis aux champs pétrolifères et gaziers en outre-mer d’augmenter la production, d’améliorer la rentabilité et de se développer de façon efficace et durable.

Nous avons produit 138,26 millions de tonnes d’équivalent pétrole, dont les capitaux propres du pétrole CNPC était de 72,03 millions de tonnes, en hausse de 10,5% en glissement annuel, dont 115,50 millions de tonnes de pétrole brut (dont 55,15 millions de tonnes pour les capitaux propres de la CNPC) et 28,65 milliards de m3 de gaz naturel (dont 21,19 milliards de m3 pour les capitaux propres de la CNPC).

Asie centrale et la Russie: Face à la forte baisse de la production des puits, notre compagnie au Kazakhstan a optimisé sans cesse le programme de l’exploitation et la conception d’ingénierie, et accordant une attention particulière à l’injection d’eau, empêchant efficacement la diminution rapide de la production de certains grands champs pétrolifères. AktobeMunaiGas a vu les installations principales du projet de phase III du traitement de pétrole et de gaz en Zhanazhol commencer à recevoir le gaz. L’achèvement des installations d’injection d’eau dans le champ pétrolier Nord Truva a grandement atténué la baisse de la pression de la formation et amélioré la rentabilité du développement. Le projet Amu Darya au Turkménistan se déroule bien. L’expansion de sa centrale électrique et les projets de construction des champs gaziers à Girsan et à Bota, Tangiguyi et Uzyngyi ont été mis en production, avec le gaz de capitaux CNPC de 11,9 milliards de m3 en 2015. Le projet GNL Yamal près de l’Arctique en coopération avec Novatek Russie et Total France s’agit d’un grand projet d’intégration de l’exploitation de condensat des champs gaziers

55,15


milliards de m3

La part de la CNPC dans la production de pétrole brut en outre-mer

La part de la CNPC dans la production de gaz naturel en outre-mer

Afin de répondre à la baisse de prix du pétrole et du gaz et la forte fluctuation des taux de change en 2015, nous avons ajusté de façon proactive notre stratégie opérationnelle et réalisé une croissance sûre, stable et efficace dans nos activités pétrolières et gazières d’outre-mer. L’exploration à risque et l’exploration progressive en outre-mer ont conduit à plusieurs découvertes. La production de pétrole et de gaz a connu une croissance soutenue. Les pipelines, le raffinage et les projets chimiques fonctionnent en douceur, les projets en cours de construction ont vu des progrès. En outre, notre coopération avec les pays situés le long de l’initiative « une Ceinture et une Route » a été encore approfondie.

Exploration et Développement En 2015, nous avons optimisé le déploiement de notre exploration en outre-mer, en mettant l’accent sur l’exploration efficace, l’amélioration de l’exploration progressive, et le ralentissement de l’exploration risquée. Nous avons reporté les investissements dans les projets d'exploration à l’étranger et l’exploration en off-shore ou des ressources non conventionnelles qui présentaient un risque élevé, une demande d'énormes investissements, et une longue période pour le retour sur investissements. Grâce à l’innovation technique et au programme d’exploration bien organisé, nous avons obtenu de grandes percées et découvertes.

L’exploration progressive: De nouvelles réserves ont été ajoutées dans des blocs riches en pétrole par l’exploration progressive. Au Soudan, nous avons découvert deux réserves de 100 millions de tonnes de pétrole pour chacun, un dans l’affaissement Sufyan du bloc 6 et l’autre dans la région Hilba du bloc 4. Au Tchad, une réserve de pétrole à haut rendement a été trouvée dans les collines enfouies dans le bloc H. Au Kazakhstan, nous avons fait des progrès dans plusieurs blocs du bassin Turgai du Sud, et nous avons élargi les résultats de l’exploration lithologique sur la pente occidentale dans le champ pétrolifère Espoir. De plus, nous avons révélé le potentiel de la nouvelle série de lit pour la première fois dans l’ouest du bloc T du projet Andes en Equateur, et obtenu des découvertes importantes dans les nouvelles séries de lit et de faible résistance des réservoirs dans le bloc Jabung de l’Indonésie.

Opérations Pétrolières et Gazières Internationales


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Rapport Annuel 2015

et de liquéfaction de gaz naturel. Les travaux ont été totalement démarrés et ont favorablement avancé.

Amérique latine: Notre société latino-américaine a gardé une production stable grâce à la gestion fine des champs pétrolifères, En 2015, elle a produit 14,02 millions de tonnes de pétrole et 820 millions de m3 de gaz naturel. Pour le projet MPE3 au Venezuela, le projet de production journalière de 40 000 barils et le projet de pipeline de dilution ont été mis en service.

Moyen-Orient: Notre société irakienne a produit plus de 57 millions de tonnes de pétrole grâce à la poursuite continuelle de l’injection d’eau. En Iran, notre projet Azadegan Nord a commencé la production d’essai et le projet MIS de la reprise de production a avancé favorablement. Dans notre projet Al Yasat UAE aux Emirats arabes unis, le premier puits d’évaluation en mer a obtenu dans l’extraction d’essai une production élevée.

Afrique: Malgré les conditions défavorables au Soudan et au Soudan du Sud, nous avons réalisé une production de pétrole de capitaux propres de 6,91 millions de tonnes en 2015, grâce à une structure d’investissement optimisée, à l’accélération de la mise en production de nouveaux puits, et à la gestion améliorée. La production quotidienne de 160 000 barils a été maintenue grâce à une gestion fine et à la libération potentielle dans le bloc 3/7 au Soudan du Sud; le projet du renforcement des capacités dans Sufyan Oilfield du bloc 6 au Soudan a commencé la production avant la date prévue. Au Tchad, nous avons amélioré l’étude sur le réservoir géologique et optimisé les opérations, ce qui a permis une production de capitaux propres de 2,6 millions de tonnes de pétrole; le projet de tours de dégazage et celui de réservoirs de décantation ont été mis en service comme prévu. Au Niger, nous avons achevé la construction du champ d’Agadi et augmenté grandement la capacité de production de pétrole du projet au Niger.

Construction et Opération de PipelinesEn 2015, la longueur totale de nos pipelines en service à l’étranger était de 14 507 km, dont 6 604 km pour pétrole et 7 903 km pour gaz, qui ont transporté 26,54 millions de tonnes de brut et 40,3 milliards de m3 de gaz naturel tout au long de l’année. Les longs pipelines, dont gazoduc Asie centrale-Chine, oléoducs Kazakhstan-Chine et Russie-Chine et gazoduc Myanmar-Chine (Section birmane), étaient en fonctionnement stable et en toute sécurité. Les grands projets de construction de pipelines se sont poursuivis favorablement. L’oléoducs Myanmar-Chine (Section birmane) est devenu opérationnel à essai et le Port Maday a été officiellement mis en service. Le Stage-2 de 306 km de la phase II (ligne sud Kazakhstan) du gazoduc Kazakhstan-Chine a été achevé et mis en service. La construction de la section chinoise du gazoduc oriental Russo-Chinois a été démarrée.

Raffinage et PétrochimieEn 2015, nos raffineries à l’étranger ont traité 43,92 millions de tonnes de pétrole brut. Les raffineries Khartoum au Soudan, N’Djamena au Tchad et Zinder au Niger étaient en production stable et sécurisée grâce à l’optimisation des technologies et du processus de production. Au Kazakhstan, la phase-I du projet de la refonte de la raffinerie PetroKazakhstan s’est poursuivie de façon ordonnée, l’installation d’une capacité de production annuelle de 4 000 tonnes de soufre a été mise en production.

Collaboration et Développement de ProjetsEn 2015, la CNPC a continué de mener une vaste coopération internationale. Nous avons signé une série d’accords de la coopération avec des sociétés de l’énergie, et travaillé pour élargir les domaines de collaboration, réaliser rapidement les projets de coopération avec les pays situé le long de l’initiative « une Ceinture et une Route », et obtenir des résultats mutuellement bénéfiques.

Notre coopération énergétique avec des partenaires russes a été encore approfondie. La CNPC et Gazprom ont signé un Accord pour Concevoir et Construire la Section Transfrontalière du Gazoduc Oriental Russo-Chinois, et un Mémorandum d’Entente sur la Coopération entre CNPC et Gazprom. L’accord susmentionné a fixé les procédures relatives à la conception et à la construction de la section transfrontalière, et a défini les exigences sur la qualité du projet et la protection de l’environnement au cours de l’exécution des travaux. Selon le mémorandum d’entente, les deux parties vont étudier en commun les possibilités de coopération en amont en Russie et dans le pays tiers, et mener une coopération dans l’exploration et l’exploitation et la commercialisation des produits pétroliers et gaziers, ainsi que dans les services techniques et le commerce d’équipements.

Au Moyen-Orient, CNPC et Mubadala Petroleum ont signé un accord de coopération stratégique. Selon l’accord, les deux Sociétés vont coopérer dans les investissements pétroliers et gaziers en amont en dehors des Emirats arabes unis, les services de projets pertinents, et dans des domaines potentiels, précisément dans les projets conventionnels terrestres, des projets off-shore, et les projets de GNL, etc.

En Afrique, CPECC, une filiale de la CNPC, a signé un accord de JV avec ENH Logística (ENHL) du Mozambique pour créer en commun la Société Chine-Mozambique Petroleum Engineering, qui fournira des services de consultation sur les travaux en sol des champs pétrolifères et gaziers, les pipelines de longue distance, les travaux de stockage et de transport, l’ingénierie pétrochimique, et se chargera des affaires comme le sondage, la mesure, la conception et l’exécution de travaux.

En outre, CNPC et BP ont signé un accord-cadre sur la coopération stratégique pour renforcer la coopération dans le développement du pétrole et du gaz en amont, et élargir la sphère de la vente au détail en aval et le mode de coopération de manière à réaliser la réciprocité et le développement commun. Les deux parties vont faire avancer la coopération dans le réaménagement des champs pétrolifères à Rumaila en Irak, explorer les possibilités de la coopération dans le marketing du pétrole brut, des produits pétroliers et du gaz naturel, ainsi que dans le commerce des émissions de carbone, et partager les meilleures pratiques et l’expérience sur la technologie et la gestion d’entreprise.

En ce qui concerne la coopération technique, CNPC et GET ont signé un mémorandum d’entente sur la coopération de R&D dans CCUS, le faible teneur en carbone, les technologies de protection de l’environnement, et le développement de pétrole et gaz non-conventionnels.


36

Rapport Annuel 2015

Le 29 juin 2015, la construction de la section chinoise du gazoduc oriental Russo-Chinois a débuté sur le chantier de Heihe dans la province du Heilongjiang.

Le gazoduc oriental Russo-Chinois, qui s’étend des zones d’extraction gazières de Kovylkino à Irkoutsk en Sibérie orientale et de Chayandin à Sakha en Russie jusqu’à Shanghai, entre en Chine à la frontière russo-chinoise à Heihe, et traverse 8 provinces, région autonome et municipalité relevant directement de l’autorité centrale telles que le Heilongjiang, le Jilin et la Mongolie intérieure. La construction de la section russe, d’une longueur de 2 680 km a débuté le premier septembre 2014. La section chinoise quant à elle, devrait s’étendre sur une longueur de 3 170 km avec la construction de réservoirs de gaz associés en sous-sol. 1 800 km de pipelines existants seront utilisés en parallèle.

Ce gazoduc oriental Russo-Chinois devrait être mis en service en 2018. Selon le contrat d’achat et de vente de gaz par le gazoduc oriental Russo-Chinois signé entre la CNPC et Gazprom, la Russie approvisionnera la Chine via ce gazoduc sur une période de 30 ans. Le volume de gaz délivré augmentera progressivement, pour atteindre 38 milliards de m3 par an.

La section chinoise est le premier gazoduc chinois de longue distance, d’un diamètre de 1 422 mm. Les conditions de construction du gazoduc sont complexes: le gazoduc devrait traverser des terres gelées, des rivières, des forêts et des réserves naturelles. Tout cela constituera un grand défi pour la pose et le fonctionnement du gazoduc. La CNPC a bien pris en compte les risques environnementaux potentiels dans la planification, et a élaboré des mesures de protection de l’eau, des terres, et de prévention contre les incendies afin de réduire au maximum les risques de destruction de l’environnement naturel.

Le gazoduc oriental Russo-Chinois est un projet majeur qui s’inscrit dans la mise en oeuvre de l’initiative « une Ceinture et une Route ». La construction et la mise en service du gazoduc contribueront au développement d’infrastructures et d’industries associées, créeront des emplois et accéléreront le développement économique dans les régions traversées par le gazoduc.

Gazoduc oriental Russo-Chinois


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Rapport Annuel 2015

430


milliards de dollars américains

Le volume du commerce

Le montant du commerce

À l’aide de nos centres d’exploitation à l’étranger et les réseaux de distribution, nous avons effectué dans plus de 80 pays et régions du monde le commerce du pétrole brut, des produits raffinés, du gaz naturel et des produits pétrochimiques, ainsi que le commerce en matière d’économie énergique et de réduction d’émission, les ventes du pétrole dans les cadres de notre quote-part en outre-mer et le commerce à terme de pétrole brut et de produits raffinés à l’étranger. Le commerce s’est amélioré à la fois aux aspects de quantité et de qualité en 2015. Tout au long de l’année, notre volume du commerce a atteint 430 millions de tonnes, d’une valeur de 168,7 milliards de dollars américains.

Avec l’amélioration de la capacité à réglementer et à sécuriser l’approvisionnement et l’optimisation de l’allocation des ressources, nous avons réduit le coût d’achat à travers le groupage, l’optimisation du programme de transport de bateaux et le fonctionnement de l’inventaire, en aidant nos raffineries et nos entreprises pétrochimiques à réduire leurs coûts et à améliorer leur rentabilité. En nous appuyant sur les marchés traditionnels, nous avons multiplié notre présence sur les marchés d’Amérique du Nord et d’Europe du Nord. Nous avons également amélioré les opérations de brut de référence pour améliorer l’effet synergique inter-régions et la flexibilité de négociation.

En termes de produits raffinés, nous avons élargi les opérations sur le traitement du pétrole provenant de l’oléoduc russe, développé l’importation de naphta, nous avons approfondi la coopération commerciale avec les partenaires vénézuéliens pour obtenir l’accès aux ressources de carburant et de carburéacteur de bon rapport qualité-prix. Nous avons activement participé au commerce du pétrole Platts de repère. En améliorant les opérations inter-marchés et inaugurant de nouvelles routes, nous avons maintenu notre position en tant que le plus grand fournisseur de carburant d’aviation à Singapour et à Hong Kong et exploré de nouveaux marchés en Irlande et en Amérique latine. Nous avons également consolidé et fait accroître notre part de marché en Asie du Sud-Est et au Moyen-Orient. Notre essence et diesel correspondant à la Norme nationale d’émission V a pour la première fois fait son apparition en Australie, ce qui permet d’élargir le marché haut de gamme.

Notre coût d’approvisionnement du gaz naturel a été réduit à travers la concordance et l’optimisation des régimes d’importation de gaz de gazoduc et de GNL. Des résultats positifs ont été obtenus dans les négociations du contrat d’approvisionnement annuel de 10 milliards de m3 de gaz avec Turkménistan, de l’accord de l’offre de gaz par le gazoduc occidental de la Chine-Russie, et du projet de la réduction du volume et du prix de l’approvisionnement à long terme de GNL.

En ce qui concerne les opérations des produits chimiques, nous avons élargi les moyens de l’exportation de soufre, établi un modèle de supervision pour la production de polyoléfine à partir de naphta. Nous avons également enfermé la marge à long terme à travers le marché du papier de Singapour et le marché à terme de la Chine. Nous avons fait des profits satisfaisants en élargissant le commerce physique de PX et PTA en combinant les opérations telles l’arbitrage, les opérations financières et les opérations d’inventaire.

Dans le transport maritime, nous avons évité les accidents majeurs de contamination du pétrole et des dommages de la cargaison pendant de nombreuses années en contrôlant efficacement les risques. Nous avons établi et modifié les dispositions relatives à la gestion de la sécurité sur les mesures de prévention et de contrôle pour les navires affrétés à temps dans les eaux à risque. Nous avons également optimisé la structure de la capacité de notre flotte de navires affrétés à temps, la croissance de l’envergure et de la capacité de fonctionnement se constatent.

En mettant en œuvre le rôle des trois centres d’opérations de pétrole et de gaz de l’Asie, de l’Europe et de l’Amérique dans l’intégration du commerce, de la sous-traitance, du stockage et du transport, nous avons renforcé notre capacité à optimiser la distribution de ressources dans le monde. En Asie, nous avons construit et mis au point un réseau régional afin d’améliorer notre capacité opérationnelle inter-région, avec notre part au marché au Myanmar et au Sri Lanka dépassant 40%, et notre volume de ventes de pétrole et de gaz globale représentant 22% du marché terminal de Hong Kong. Nous avons réalisé de nouveaux progrès dans le développement des marchés japonais et coréens, le volume de la vente du pétrole brut du Moyen-Orient et de pétrole lourd de l’Amérique du Sud s’est élevé respectivement de 82% et 20%. En Europe, nous avons développé avec succès le commerce de transit du pétrole lourd de la Mer Noire en Europe et le commerce de transit de la mer de l’ouest. Nous avons gagné les offres d’approvisionnement du diesel en Tunisie, de kérosène en Irlande et du diesel marine du Ministère de la Défense du Royaume-Uni. Nous avons perfectionné notre portefeuille de négoce de pétrole Brent de référence, et renforcé notre participation sur le marché. En Amérique, nous avons pris une part active dans l'exploitation du pétrole de référence WTI, réalisé la livraison du commerce de mélange de brut et des marchandises des contrats à terme, devenant l'un des plus grands négociants de brut dans la région de Bakken des États-Unis. Nous avons développé le commerce des affaires tel le transit de condensat du pétrole et GNL aux Etats-Unis. Nous avons réalisé pour la première fois l'exportation directe des produits pétroliers au Mexique et au Brésil. De plus, notre commerce brut avec le Brésil a connu une croissance rapide.

Commerce International


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Rapport Annuel 2015

En 2015, nous avons continué à accélérer la transformation et la modernisation dans les secteurs de l’ingénierie, de technologies, de la construction, de la fabrication d'équipement, à optimiser la structure des activités, à élargir le marché haut de gamme, à intensifier la R&D et l'industrialisation de nouveaux produits de pointe, à renforcer la compétitivité sur le marché et à élever le niveau technique et la capacité de services et de garantie. Les équipes d’ingénierie et de techniques, et celles de l’exécution de travaux fournissent à l’échelle mondiale les services techniques comme la prospection géophysique, le forage, la diagraphie, les travaux au fond de puits, et se chargent des travaux sur le terrain de surface des champs de pétrole et de gaz, ainsi que la construction de grandes raffineries, la pose de pipelines et les travaux de réservoirs de stockage. Nos équipements et matériels pétroliers sont exportés dans 81 pays, couvrant tous les principaux producteurs de pétrole du monde.

Service TechniqueEn 2015, nous avons constaté une efficacité opérationnelle accrue dans nos services pétroliers, grâce à l’innovation de la gestion et des technologies, à l’adoption de nouveaux modes d’organisation de production tels l’EPC et le forage d’ « usinisation », et à la généralisation de nouvelles techniques.

Prospection géophysiqueEn 2015, la CNPC a déployé 163 équipes/fois d’équipages sismiques, parmi lesquelles 84 fois de 2D et 79 fois de 3D pour 206 projets, réalisant 132 714 km de lignes 2D et 47 219 km2 de profils 3D. Les acquisitions de donnés des coupes et les traitements correspondent 100% à la norme, l’efficacité quotidienne en moyenne a respectivement augmenté de 5,6 % et 6,8%.

Nous avons amélioré le fonctionnement et la rentabilité des projets. Dans le projet sismique 2D de Nyima Basin & Long’eni-RGER dans le nord du Tibet, notre société BGP a acquis des données sismiques satisfaisantes en sélectionnant un plan optimal en fonction de topographie, adoptant la technique d’ « haute densité + vibrosismique contrôlable à faible fréquence », et en pratiquant une gestion stricte, ce qui lui a permis d’obtenir de bons résultats dans la prospection géophysique de pétrole et de gaz dans le bassin de Qiangtang au Tibet.

En 2015, notre mode novateur du développement a obtenu de favorables résultats sur le marché international de prospection géophysique qui était en dépression. Au Moyen-Orient, nous avons maintenu une croissance régulière et augmenté notre part dans le marché haut de gamme, grâce à de nouveaux contrats, dont l'acquisition de données de la zone de transition dans la mer Rouge à l’Arabie saoudite S78 et le projet PDO en Oman.

Avec le développement stable de nos activités de prospection sous-marine, nous avons réalisé les projets de l’acquisition de remorquage en mer aux blocs australiens de Numbat & Quoll et Bilby, ainsi qu’au bloc du Yucatan dans le golfe du Mexique. L’intégration du traitement et de l’interprétation s’est livrée à une meilleure rentabilité. La construction de trois grands centres de traitement au Moyen-Orient, en Amérique du Sud et en Asie du Sud-Est s’est poursuivie. L’information, la géophysique de réservoir, l’exploration sismique de puits, la géophysique non-conventionnelle ainsi que l’exploration géophysique et chimique intégrée ont réalisé un développement stable en synergie.

Nous avons intensifié la R&D dans le logiciel et le matériel de base pour la prospection géophysique et obtenu des résultats considérables dans l’application des technologies correspondantes. La série de logiciels GeoEast a accueilli de nouveaux membres et s’est actualisée au niveau de fonctionnalité et de performance. Le logiciel KLSeis II a été mis à jour avec des fonctionnalités améliorées en matière de l’acquisition efficace de données, la conception complexe de la zone, et la correction statique. G3iHD sismographe filaire a été lancé avec succès, Hawk sismographe non filaire a amélioré sa fonctionnalité. LFV3 vibrosismique à basse fréquence a été mis en application à grande échelle; EV56 vibrosismique précises a été mis en production à essai. La technologie d'exploration « wide azimuth, à large bande et à haute densité » + la technologie d’acquisition efficace avec vibrosismique à basse fréquence, dont la CNPC possède le droit de propriété intellectuelle, ont vu de nombreuses applications en Chine dans neuf projets sismiques 3D couvrant 1 840 km2, et à l’étranger dans six projets couvrant 10 396 km2.

2013 2014 2015

Equipe de prospection sismique en service

En Chine

À l’étranger

165

95

70

166

96

70

166

96

70

Opération sismique 2D (km)

En Chine

À l’étranger

114 364

40 274

74 090

103 645

42 798

60 847

132 714

22 521

110 193

Opération sismique 3D (km2)

En Chine

À l’étranger

64 491

17 542

46 949

63 990

14 485

49 505

47 219

10 722

36 497

Données de la prospection géophysique

Service Technique, Ingénierie et Fabrication des Équipements


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Rapport Annuel 2015

ForageEn 2015, nos 1 230 appareils de forage ont foré 9 390 puits et complétés 9 387 puits, avec un métrage total de 20,89 millions de mètres.

Nous avons promu le mode de fonctionnement de forage EPC et continue d'améliorer la rapidité et l’efficacité du forage. Les puits profonds ont été beaucoup plus rapidement forés, avec une augmentation du taux de pénétration de 4,9% en glissement annuel et le cycle de forage moyen de puits d’une profondeur supérieure à 4 000 m a réduit de 8,5%. Notre Xibu Drilling Engineering Company, comme l'entrepreneur de forage EPC dans le bloc Zhahaquan du Qinghai Oilfield, a largement adopté les techniques de forage avancées, la progression mensuelle de forage et la vitesse de forage mécanique ont augmenté respectivement de 24,8% et 14,6% sur l’année 2014 et le cycle de construction de puits a diminué de 31%. Dans le projet EPC Tazhong de Chuanqing Drilling, 24 puits ont été complétés avec une profondeur moyenne de 5 377 m, et la progression mensuelle de forage et la vitesse de forage mécanique ont augmenté respectivement de 37% et 16,6% et le cycle de forage a diminué de 16 jours. Parmi ces puits, celui Keshen-902 a vu l’achèvement de forage à une profondeur de 8 038 mètres, battant le record. Notre Great Wall Drilling Company a terminé le forage du puits Ga-E31P 16 jours avant la date prévue dans son EPC-traitées Bloc Garraf en Irak. Elle a enregistré le record du forage et de l’achèvement les plus rapides des puits directionnels avec une inclinaison de plus de 40° dans le bloc.

Les techniques sur les opérations d’ « usinisation » ont été généralisées dans le développement du pétrole léger et du gaz de réservoirs étanches de gaz de schiste. Appliquées dans plus de 50 plates-formes et plus de 300 puits, ces techniques ont permis une augmentation de l’efficacité de 40% et une diminution des coûts de plus de 30%. Le projet de développement conjoint

2013 2014 2015

Appareil de forage en service

En Chine

À l’étranger

1 018

823

195

1 018

824

194

1 230

979

251

Puits réalisés dans l’année

En Chine

À l’étranger

13 378

12 035

1 343

12 286

10 970

1 316

9 387

8 289

998

Métrage perforé dans l’année (en million de mètres)

En Chine

À l’étranger

27,50

24,32

3,18

24,92

21,98

2,94

20,89

18,38

2,51

du champ gazier de Sulige de la Great Wall Drilling Company était le premier à adopter le mode de l’exploitation globale de « puits horizontaux + fracturation à plusieurs étapes » et le mode d’opération de grande plate-forme « usine de puits », Les réserves contrôlables par puits, le taux de recuperation spécifique du stade, ainsi que le forage, l’achèvement de puits et la stimulation du réservoir restaient tous à un niveau élevé. L’efficacité de l’opération du projet de gaz de schiste Weiyuan du Sichuan a été grandement améliorée, en combinant l'ingénierie avec la géologie pour prévoir efficacement et rencontrer des « points doux » et en adoptant le mode d’ « operation d’usinisation à double plate-fo r m e + fracturation d’usinisation sous forme de fermeture éclair ».

La diffusion des nouvelles technologies a obtenu des résultats remarquables. Le système vertical de forage, le système PCD précis, et des outils d’accélération de forage ont été largement utilisés. D’autres percées ont été faites dans les nouvelles technologies telles que le forage avec tube enroulé dérivé. Notre Bohai Drilling Engineering Company a utilisé l'outil de forage vertical BH-VDT, enregistrant dans le champ pétrolifère du Tarim la plus longue séquence de puits unique de 3 959 m et le forage le plus profond de 4 303 m. Le système PCD précis a été déployé dans le Sichuan et le Xinjiang en Chine et dans le bloc indonésien Jabung. Nos outils d’accélération de forage tels que des outils hydrauliques d’impact rotatifs et hydro-oscillateurs ont été largement utilisés, ce qui a permis non seulement d’augmenter considérablement l’efficacité temporelle de forage, mais aussi de réduire le cycle.

En 2015, nous avons étendu notre portée sur le marché international de forage et a remporté de nouveaux contrats au Kazakhstan, en Ouzbékistan, au Venezuela, en Indonésie, aux Emirats arabes unis, en Irak, en Iran et au Kenya. Nous avons également obtenu des contrats EPC pour le projet Maysan et le projet intégré du bloc de LUKOIL 10 en Irak.

Données des opérations de forage


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Rapport Annuel 2015

Diagraphie de puits et enregistrement de donnéesEn 2015, 803 équipes de diagraphie de la CNPC ont complété 88 926 puits/fois dans 18 pays, et 1 252 équipes de bûcherons de boue ont complété la diagraphie de boue de 9 718 puits.

Nous avons activement changé notre mode de service de diagraphie. Face au statu quo des services et aux besoins de la production des champs pétrolifères, nous avons mis l’accent sur la teneur en hydrocarbures et avons utilisé la diagraphie d’imagerie pour résoudre le problème de la complexité de réservoirs et maximiser le rendement unitaire de puits.

En outre, les nouvelles technologies et techniques ont été largement utilisées pour aider à réduire les coûts et améliorer la rentabilité. EILog, équipement de diagraphie d'imagerie, a considérablement réduit le temps moyen pris pour un fonctionnement dans la diagraphie d’un puit non tubé par rapport aux méthodes conventionnelles. L’outil de diagraphie rapide de 15 m « One-cordes » peut réduire la durée de diagraphie de quatre heures par puits, ce qui augmente l’efficacité de plus de 30%. La technologie de diagraphie Hard-câble a été appliquée à grande échelle, ce qui peut augmenter l’efficacité de diagraphie de 22,96 heures par puits. L’articulation du chiot pour les câbles d’exploitation forestière dans les puits horizontaux permet de protéger les câbles, de réduire les coûts, d’augmenter sensiblement le taux de réussite et de diminuer les risques. Nous avons développé des techniques d’imagerie de base numérique, trois ou quatre jours suffisent pour décrire complètement les noyaux, au lieu d’un ou deux mois dans le passé. La plate-forme de travail synergique pour la diagraphie et le système de contrôle synchronisé à distance pour la diagraphie ont établi la route pour transmettre des informations numériques à haute vitesse. Les technologies et techniques de diagraphie, tels que la diagraphie par le biais-drill-pipe, le robot, le tubage enroulé, l’enregistrement de la mémoire et la diagraphie pendant le forage, ont amélioré la capacité d’opération globale de chaque équipage, réduit le temps occupé de puits lors de la diagraphie, et élevé l’efficacité de diagraphie le taux de réussite dans des conditions complexes.

2013 2014 2015

Équipes de diagraphie

En Chine

À l’étranger

725

587

138

760

623

137

803

662

141

Opérations de diagraphie

En Chine

À l’étranger

106 092

100 129

5 963

93 533

88 000

5 533

88 926

85 953

4 993

En 2015, nos services de l'exploitation forestière et de l’exploitation forestière de boue se sont poursuivis favorablement en Irak, en Iran, à l’Ouzbékistan, au Bangladesh, en Russie et au Canada. Pour promouvoir l’application globale de nos nouvelles technologies, nous avons mis en place le centre de support technique d’outre-mer pour la R&D et les services, ainsi que l'interprétation et l’évaluation des données de diagraphie.

Opérations au fond de puitsEn 2015, nos 2 153 équipages d’opérations au fond de puits ont terminé 128 879 opérations et les tests de 7 782 couches.

Nous avons déployé de nouvelles technologies et techniques pour améliorer la qualité des opérations de fond. La technique de la fracturation de jet hydraulique SRV de haute efficacité a été largement utilisée dans le développement du pétrole léger de réservoirs étanches des puits horizontaux, l’efficacité d’opération a été grandement améliorée. Le puits Qing-2-40 du champ pétrolifère de Yumen, à une altitude de 2 600 m, a enregistré la plus forte pression de 177,6 MPa et le plus haut déplacement avec 960 m3 de liquide pompé, battant le nouveau record de la fracturation de sable de Yumen et témoignant notre capacité de stimulation de réservoirs dans la région de haute altitude. Dans le bloc PDM au Venezuela, nous avons achevé successivement le retrait de la fiche chimique avec tubage enroulé et l’ascenseur de gaz par de l’azote liquide.

La fracturation d’ « usinisation » a été largement utilisée dans le développement du gaz de schiste, ce qui a amélioré sensiblement l’efficacité avec de bons résultats de fracturation. Dans la province du Sichuan, le puits Wei-202H1-4 a enregistré 51 600 m3 de fluide pompés dans le puits, quantité la plus élevée de la CNPC pour un seul puits. La plate-forme de l’extraction du gaz de schiste Wei-204H3 a enregistré la

2013 2014 2015

Équipes d’opération au fond de puits

En Chine

À l’étranger

2 052

1 831

221

2 090

1 849

241

2 153

1 929

224

Nombre d’opérations au fond de puits

En Chine

À l’étranger

143 100

141 019

2 081

143 405

140 713

2 692

128 879

126 062

2 817

Test d'exploitation (couche)

En Chine

À l’étranger

7 558

6 251

1 307

6 965

5 099

1 866

7 782

5 051

2 731

Données des opérations de diagraphie

Données des opérations au fond de puits


41

Rapport Annuel 2015

L’Usine de traitement de gaz naturel en Tanzanie

fracturation à six étapes en une seule journée, record de la fracturation d’ « usinisation » de la CNPC. Après la fracturation, la sortie du gaz naturel peut atteindre au maximum 328 600 m3 par puits unique de gaz de schiste.

De nouvelles percées ont été faites dans les technologies d'opération de fond. La fracturation de sable sec avec du CO2 a vu le succès dans six puits des champs pétrolifères de Changqing et du Jilin, trouvant un nouveau moyen de la fracturation sèche. Nos ponts bouchons de gros calibre, libre de forage, ont été envoyés avec succès dans le puits et ont eu un excellent résultat de fermeture lors de la fracturation dans le champ gazier de Sulige. BH-SFP, une technologie et un outil de fracturation à plusieurs étapes sélective et du contrôle de l'extraction, a obtenu de bons résultats dans la transformation séparée, les tests, l’évaluation des résultats et le contrôle d’extraction pour chaque couche et intervalle. La technologie de test de formation pour les puits ultra-profonds a été progressivement améliorée. Nous avons développé la technologie de « 5 soupapes + 1 bouchon », technologie de test de l’extraction expérimentale de pétrole, sont application réussite dans le puits ultra-profond Keshen-902 au Tarim a résolu des problèmes dont la boue de déplacement, tuer le puits, et le déballage.

Ingénierie et Construction PétrolièreEn 2015, nous avons régulièrement procédé à nos grands projets d’ingénierie et de construction en intensifiant la coordination préalable et la prévention des risques, l’amélioration de la gestion de l’entrepreneur, le contrôle du projet, et en perfectionnant les plans tout au long du processus de gestion de la production. Nous avons engagé au total 21 projets clés d’ingénierie et de construction tout au long de l’année.

Nous avons renforcé la conception de haut niveau du développement du marché, et exploré les modes commerciales de BOT, BOOT, financement + EPC et investissement de capitaux. Nous avons développé vigoureusement les marchés dans les pays situés le long de l’initiative « une Ceinture et de une Route », en particulier le marché extérieur haut de gamme et des marchés stratégiques émergents, mettant en place un réseau de développement regroupant notamment les marchés régionaux de l'Asie centrale, du Moyen-Orient, de l’Afrique, de l’Asie-Pacifique, de l’Amérique et les pays clés du monde.

Nous avons réajusté et optimisé régulièrement notre structure d’entreprise. En 2015, les recettes venues des affaires haut de gamme comme l’EPC, la conception, la consultation, ont passé de 47% à plus de 60% de la totalité du chiffre d’affaires. Nos marques est de plus en plus influentes, nos entreprises dont RPC, CPECC, CPE, Huanqiu contractante & Engineering Corp., et Daqing Oilfield Engineering Co., Ltd. figurent pour des années consécutives dans le Top 250 ENR des plus grands entrepreneurs internationaux, l’entreprise Kunlun Engineering Corporation est devenue un fournisseur renommé de techniques et de tenues pour le polyester et le PTA.


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Rapport Annuel 2015

Construction du terrain des champs pétroliers et gaziersNous avons maintenu la position de leader en Chine dans le renforcement des capacités de production dans les champs pétroliers et gaziers terrestres. Nous avons les techniques complètes de la construction du sol des champs pétroliers et gaziers conventionnels, des champs pétroliers à haute teneur en eau, à faible perméabilité et de pétroles super ultra-lourds et de haute condensabilité, ainsi que des champs gaziers à haute pression, à haut rendement et à haute teneur en soufre. En outre, nous sommes capables de construire des installations d’une capacité de production annuelle de plus de 20 millions de tonnes de pétrole et celles de plus de 10 milliards de m3 de gaz naturel.

En 2015, nos grands projets de renforcement des capacités se sont bien déroulés. Les travaux de surface du projet du développement d’une capacité de production annuelle de 6 milliards de m3 de gaz à Longwangmiao du champ gazier d’Anyue du Sichuan et le projet de chaudière à charbon du champ pétrolier de Fengcheng du Xinjiang ont été achevés et mis en service. Le projet de l’installation de la production annuelle du 4 millions de tonnes de liquéfaction indirecte au Ningxia Coal de la China Shenhua Corporation a avancé comme prévu.

En outre-mer, nous avons achevé et mis en service plusieurs grands projets, y compris les travaux de surface à North Azadegan Oilfield en Iran, la phase II du projet Halfaya en Irak, et le projet de l’agrandissement d’une capacité de production annuelle de 8 milliards de m3 dans le bloc A d’Amu-Darya au Turkménistan. La construction d'une usine de traitement du gaz naturel en Tanzanie a été accomplie pour l'essentiel. Se poursuivent favorablement le projet de la collecte et de transport des champs gaziers à Girsan, Bota, Tangiguyi et Uzyngyi, et les travaux de l’agrandissement de la centrale électrique n°45 du champ gazier d’Aktobe au Kazakhstan. De plus, nous avons obtenu plusieurs nouveaux contrats de la construction de travaux, y compris le projet EPC d'énergie propre de Texas, aux États-Unis.

Construction des installations du raffinageEn 2015, nous avons procédé à la construction de grands projets nationaux comme prévu et réalisé plusieurs projets de l’amélioration de la qualité de l’essence et du diesel. L’installation de l’hydrogénation de diesel a été construite et mise en production au Pétrochimique d’Urumqi. Le projet de raffinage d’une capacité de production annuelle de 10 millions de tonnes devrait voir les travaux s’achever en 2016 au Pétrochimique du Yunnan.

En 2015, de nouveaux progrès ont été obtenus dans nos projets pétrochimiques en outre-mer. Le projet de rénovation moderne (Phase I) de la raffinerie Shymkent au Kazakhstan s’est poursuivi sans relâche. Nous avons également étendu notre portée à l’étranger en signant des contrats EPC, avec Petronas pour un projet RAPID PP en Malaisie et avec l’Ouzbékistan pour un projet PVC.

Construction des pipelines et des réservoirs de stockageEn ce qui concerne la construction et la technologie d'ingénierie pour les pipelines de longue distance, nous pouvons construire annuellement 6 700-9 700 km de pipeline d’un diamètre supérieur à 711 mm. En outre, nous possédons les techniques sur la conception et la construction des réservoirs stockage de pétrole brut de 150 000 m3 et des réservoirs sphériques de 10 000 m3, et nous sommes capables de construire chaque année les réservoirs de stockage

de pétrole brut de 26 millions de m3 et les réservoirs de stockage de pétrole raffinés de 16 millions de m3.

En 2015, la construction de pipelines de pétrole et de gaz a fait de nouveaux progrès. La branche de Fangchenggang du gazoduc Myanmar-Chine (section chinoise) a été achevée et mise en service. L’oléoduc Myanmar-Chine (section chinoise) a été soudé et testé sous pression, et les conditions de mis en service sont réunies. Les travaux principaux du pipeline de produits raffinés du Yunnan ont été achevés. La partie occidentale du troisième gazoduc Ouest-Est, le pipeline de produits raffinés Jinzhou-Zhengzhou, l’oléoduc de pétrole brut Tianjin Port-Huabei Petrochemical et le pipeline sous-marin Dayawan de Huizhou ont avancé de façon ordonnée. La construction de la section chinoise du gazoduc oriental Russo-Chinois a commencé.

La construction de pipelines en outre-mer avance favorablement. L’oléoduc Myanmar-Chine (section birmane), le pipeline de gaz naturel de Tanzanie et le pipeline d’exportation Halfaya en Irak ont été mis en service. Le projet de Nakhon Sawan en Thaïlande a accompli le fonctionnement expérimental. Le projet de pipeline de collecte et transport du pétrole brut de Badra et le projet FCP du gazoduc de gaz naturel de Majinoon en Irak, le projet Shahdol-Phulpur en Inde, et le projet GULF en Thaïlande avancent de façon stable. En outre, nous avons également signé plusieurs contrats de construction de pipelines, y compris le pipeline de produits raffinés Limbe-Yaoundéau Cameroun et le gazoduc de gaz naturel MEPE au Myanmar.

De nouveaux progrès ont été réalisés dans les projets de réservoirs de stockage. La partie principale de la base de stockage pétrolier de l'État à Jinzhou a été achevée. L’expansion de la base de stockage de pétrole de l’État à Zhoushan et les travaux de la phase II du terminal méthanier du Jiangsu se poursuivent sans heurt. Sur le plan international, le projet d'expansion du réservoir de produits raffinés dans un port d’Angola a été mis en service et les principaux travaux de la construction de la zone de stockage pour l’asphalte et les produits raffinés au Myanmar ont été achevés. Le projet Nassiriya de stockage de pétrole et le projet Rumaila de réservoirs de stockage de pétrole brut en Irak, et le projet de réservoirs de stockage de pétrole de la Raffinerie en Papouasie-Nouvelle-Guinée sont en construction. Nous avons également obtenu le contrat EPC de la zone de réservoirs de stockage LAUGFS GPL au Sri Lanka et le projet de la zone de réservoirs de stockage TEMA au Ghana.

Ingénierie offshoreNous avons la capacité de fournir des services intégrés et complets pour la production en mer, y compris le forage, la complétion de puits, la cimentation des puits, le test de production, l’exploitation de fond, la conception et la construction de l’ingénierie marine, et des vaisseaux. À la fin de 2015, nous


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Rapport Annuel 2015

avions 16 puits et plates-formes d’exploitation offshore et 25 navires. En 2015, nous avons enregistré l’utilisation de 56,4% avec les plates-formes de forage et l’utilisation de 85% avec les plates-formes d’exploitation. Sept plates-formes ont réalisé un métrage de forage de plus de 10 000 m. Nos navires ont fourni un service pour 4 217 jours ouvrables, et l’utilisation des navires de 4 000 HP ou plusé tait de 79,3%.

En 2015, notre Offshore Engineering Company Ltd. (CPOE) a terminé une séquence totale de forage de 131 000 m dans la mer de Bohai, la mer Jaune, et le golfe Persique. La Société a réalisé le forage de 59 puits, la complétion de 33 puits, et a accompli 28 opérations de fond, la fracturation acide et le contrôle de sable pour 81 couche-temps, et les tests de formation pour six couches.

Avec l’amélioration du soutien fourni par la base de travaux de génie offshore de Qingdao et la base de soutien de production de Tangshan, la CPOE a commencé la construction de MWP4 et FWP5 packages d’ingénierie pour le projet de Yamal à la base de Qingdao en janvier 2015. A la fin de 2015, FWP5 a été achevée et MWP4 se poursuivait sans heurt. Suite à ces paquets, la CPOE a remporté l’appel d'offres pour les packages d’ingénierie de MWP10A et FWP1D et contracté les bobines pour MWP8 et la pulvérisation pour MWP1 dans le cadre du projet de Yamal, devenant le sous-traitant qui a pris les plus nombreux paquets d'ingénierie de Yamal.

Fabrication des Équipements PétroliersGrâce au plan « Made in China 2025 », nous avons intensifié le réajustement structurel. Les affaires de la fabrication d’équipements pétroliers ont été transformées et mises à niveau pour réaliser la reconversion des affaires productives en affaires intégrées couvrant la R&D, la fabrication, le marketing et les services. En mettant l’accent sur les affaires avantageuses dont le forage, l’extraction de pétrole, des tubes en acier de pétrole, et les équipements de force motrice, nous avons travaillé pour la R&D et la fabrication industrielle de nouveaux produits haut de gamme, ce qui augmente le pourcentage de produits à forte valeur ajoutée et optimise le portefeuille de produits. Nous avons élargi activement le marché international et amélioré la disposition de notre réseau de commercialisation à l’étranger. Nos matériels et équipements pétroliers ont été exportés dans 81 pays et régions.

Des progrès ont été obtenus dans la R&D des équipements pétroliers. Le développement de la foreuse en eau profonde et du système de manutention automatique de plate-forme et de cordes a enregistré de nouvelles avancées. La foreuse automatique avec la ficelle de 7 000 m, la première en Chine, a été mis en service. Le prototype de la fracturation camion Modèle 2500 a passé le test industriel. 27 ensembles de tenues 105 MPa bien- contrôle pour la fracturation et l’extraction de gaz de schiste ont été utilisés avec succès. Le boîtier de connexion premium BJC-I a passé les tests de fond. Les tubes Φ1422×21.4 mm en acier X80 de soudage longitudinal et les tubes en spirale de soudage à l’arc submergé ont été produits à l’essai au niveau de 1 000 tonnes. Le compresseur de gaz naturel de 52 MPa est en phase de l’essai sur le terrain. Le compresseur intégré de type V a passé le test industriel.

Les projets d’équipement majeurs ont bien avancé. Pour le projet de l’usine de traitement du gaz naturel et celui du pipeline de transport en Tanzanie, nous

Les travaux de construction MWP4 du projet GNL Yamal

avons suivi l’idée de conception avancée du monde de « construire les stations à base de patins et l’usine à base de plantes modulaires », nous avons appliqué les normes techniques de tubes en acier plus élevées que celles prévues dans les spécifications techniques de l'ordre du propriétaire. Les conduites sous-marines avec des ancres ont été fabriquées localement dans l’usine établie en Tanzanie. Le deuxième lot de 16 appareils pour l’UAE National Drilling Company (NDC) a été livré, et la fabrication de 14 plates-formes de forage pour le Venezuela a commencé.

Le développement des marchés à l’étranger a été renforcé. En 2015, nous avons obtenu des contrats pour fournir 10 appareils de forage au Turkménistan, le troisième lot de 12 plates-formes de rapide mouvement dans le désert à NDC des Emirats arabes unis (la totalité des contrats a atteint 39 plates-formes), 64 000 tonnes de tubes SSAW à Aramco de l’Arabie saoudite, 110 000 tonnes d’empilage tubes à Port-Saïd en Egypte, ainsi que la location de pompes électriques submersibles au bloc 3/7 au Soudan du Sud.

Nous avons activement mené la coopération de joint-venture et la collaboration avec des entreprises étrangères. Nous avons amélioré le niveau de fabrication chinoise des plates-formes de forage hydrauliques par la mise en place d'une JV avec Herrenknecht AG de l’Allemagne et élevé les performances techniques de l’équipement de fracturation national à travers la coopération avec Schlumberger de France. En outre, nous avons travaillé pour coopérer avec des fabricants internationaux et créer des usines de fabrication à l'étranger. Les grands projets, y compris la construction d'une usine de tuyaux en acier au Kazakhstan, se sont poursuivis comme prévu.


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Rapport Annuel 2015

2014 2015

Actifs circulants

Actif monétaire 312 079,87 342 772,93 Actifs financiers évalués à la juste valeur et comptabilisés dans le résultat pour leur changement des bénéfices et pertes

15 889,06 8 386,01

Montant des effets et des comptes à recevoir 134 903,03 132 646,36

Paiement anticipé 155 799,42 252 184,67

Autres comptes à recevoir 55 360,92 21 331,55

Stocks 271 559,06 228 310,10

Autres actifs circulants 86 569,57 106 604,43

Total des actifs circulants 1 032 160,93 1 092 236,05

Actifs fixes

Actifs financiers disponibles à la vente 111 994,01 105 723,80

Placements détenus jusqu'à échéance 105 424,55 109 347,69

Investissements en capitaux propres à long terme 136 425,59 93 055,99

Montant net des actifs fixes 814 374,81 891 011,90

Construction en cours 365 498,23 340 766,92

Actifs pétroliers et gaziers 959 201,39 957 299,20

Actifs incorporels 82 562,46 86 054,09

Autres actifs fixes (autres actifs à long terme) 298 653,88 358 602,15

Total des actifs fixes 2 874 134,92 2 941 861,74

Total des actifs 3 906 295,85 4 034 097,79

Passifs circulants

Emprunt à court terme 109 804,13 55 361,49

Effets et comptes à payer 374 438,30 320 601,92

Remboursements anticipés 83 494,86 80 306,50

Salaires à payer 21 306,06 21 311,56

Impôts à payer 62 837,70 48 134,39

Autres comptes à payer 111 929,05 88 431,51

Autres passifs circulants 350 156,19 450 122,04

Total des passifs circulants 1 113 966,29 1 064 269,41

Passifs non circulants

Emprunt à long terme 13 323,57 17 266,61

Passifs prévus 114 240,95 124 243,92

Passifs d'impôts sur les revenus différés 24 007,67 23 621,25

Autres passifs non circulants 417 441,83 406 407,95

Total des passifs non circulants 569 014,02 571 539,73

Total des passifs 1 682 980,31 1 635 809,14

Rapport Financier

Rapport Financier

Bilan consolidé en million de yuans

45

Rapport Annuel 2015

2014 2015Revenus d'exploitation 2 729 956,16 2 016 756,66

Revenus résultant des activités principales 2 725 330,68 2 012 901,65

Revenus résultant des autres activités 4 625,48 3 855,01

Moins : Coût d'exploitation 2 085 698,82 1 513 431,54

Coût des activités principales 2 081 554,94 1 510 337,27

Coût des autres activités 4 143,88 3 094,27

Taxe sur le chiffre d'affaires et charges supplémentaires 237 755,67 207 785,05

Coût de distribution 73 361,80 73 581,19

Coût de gestion 114 585,63 107 646,79

Frais financiers 22 984,11 3 623,02

Pertes dues à la dévalorisation des actifs 19 454,29 40 875,23

Autres 23 896,80 19 823,55

Plus : Gains résultant du changement de la juste valeur (les pertes sont indiquées en “-”) 50,08 -15,94

Gains résultant des investissements (les pertes sont indiquées en “-”) 18 522,42 33 034,59

Bénéfices d'exploitation (les pertes sont indiquées en “-”) 170 791,54 83 008,94

Plus : Revenus hors exploitation 17 983,14 15 440,45

Moins : Dépenses hors exploitation 15 364,71 15 980,55

Total des bénéfices (les pertes sont indiquées en “-”) 173 409,97 82 468,84

Moins : Charges résultant de la taxe sur le revenu 49 565,29 26 226,96

Bénéfice net 123 844,68 56 241,88

Bénéfice net appartenant aux propriétaires de la société mère 100 798,25 44 560,43

Gains et pertes d'une minorité d'actionnaires 23 046,43 11 681,45

2014 2015 Capitaux propres

Capital versé (capital-action) 468 007,69 486 855,00

Autres outils des capitaux propres 109 540,88 209 511,78

Réserves de capital 264 289,14 275 212,89

Revenus des autres activités intégrales -33 637,66 -44 117,41

Différence de conversion dans le bilan des devises 29 894,05 30 961,72

Réserves excédentaires 1 082 961,47 1 105 198,51

Provisions contre les risques ordinaires 7 072,37 7 752,71

Bénéfices non distribués 18 143,69 8 020,88

Total des intérêts appartenant aux propriétaires de la société mère 1 946 271,63 2 079 396,08

Intérêts d'une minorité d'actionnaires 277 043,91 318 892,57

Total des intérêts des propriétaires 2 223 315,54 2 398 288,65

Total des passifs et des capitaux des propriétaires 3 906 295,85 4 034 097,79

Rapport Financier

Bilan consolidé (suite)

Compte de résultat consolidé

en million de yuans

en million de yuans

46

Rapport Annuel 2015

I. Description des principales politiques et estimations comptables

1. Normes et système de comptabilité appliqués

La CNPC applique les Normes comptables pour les entreprises—Principe de

base, publiées par le ministère des Finances, et les autres normes comptables

spécifiques, le guide d’application des normes comptables pour les

entreprises, les interprétations des normes comptables pour les entreprises,

ainsi que les autres règlements pertinents du ministère des Finances.

2. Période comptable

La période comptable commence le 1er janvier et se termine le 31 décembre

de l'année du calendrier solaire.

3. Monnaie de compte

La Société et la plupart de ses filiales adoptent yuan comme monnaie de

compte. Les états financiers combinés de la CNPC sont listés en yuan.

4. Base et principe comptable

La comptabilité est basée sur le régime « créances-dettes ». Tous les actifs

sont évalués selon les coûts historiques, à l'exception des indications

spéciales.

5. Transactions en devise étrangère et conversion des états financiers en devise étrangère

(1) Transactions en devise étrangère

Les montants des transactions en devise étrangère sont convertis en yuan

selon le taux de change du jour où la transaction a lieu. Les transactions

concernant les actifs et passifs monétaires du bilan en devise étrangère

sont converties en yuan selon le taux de change du jour où le bilan est

établi. Les gains et pertes de change qui en découlent sont inclus dans les

dépenses financières; les gains ou pertes qui sont liés à des achats d'actifs

immobiliers, pétroliers, gaziers ou d'autres actifs ayant trait à la capitalization

sont comptabilisés selon les règlements afférents en matière de gestion des

emprunts; ceux qui sont constatés au cours de liquidation sont comptabilisés

comme gains et pertes de liquidation.

Les transactions concernant les actifs non monétaires en devise évaluées

au coût historique sont converties en yuan au taux de change au comptant

le jour de bourse, avec son montant en yuan inchangé. Les actifs non

monétaires en devises évalués à la juste valeur sont convertis en yuan au

taux de change au comptant le jour où la juste valeur est déterminée, la

différence de conversion est prise dans les bénéfices et les pertes actuels

comme le changement de la juste valeur.

(2) Conversion des états financiers en devise étrangère

Toutes les transactions concernant les actifs et passifs opérationnels figurant

au bilan en devise étrangère sont converties en yuan au taux spot du jour de

l'établissement du bilan, alors que les capitaux propres, sauf les transactions

concernant le « profit non distribué », sont convertis au taux spot du moment

de chaque transaction. Les revenus et dépenses opérationnelles en monnaie

étrangère inscrits dans le compte de résultat sont convertis selon la moyenne

des taux de référence publiés quotidiennement par la Banque populaire de

Chine au cours d'une période.

Concernant les monnaies étrangères dans le tableau de flux de trésorerie,

la trésorerie et équivalent de trésorerie sont comptabilisés selon le taux de

change du début de l'exercice; le solde de fin d'exercice est comptabilisé

selon le taux de change du jour où le bilan est établi. Les autres transactions

sont converties selon la moyenne des taux de référence publiés

quotidiennement par la Banque populaire de Chine au cours d'une période.

La différence née de ces conversions est présentée séparément sous la

rubrique « Incidence des variations de change sur la trésorerie ».

6. Critère de détermination de la liquidité et des équivalents de liquidité

La liquidité comprend les fonds en caisse et les dépôts à vue disponibles

à tout moment pour le paiement. Les équivalents de liquidité sont définis

comme des placements à court terme (en général le terme est inférieur à

trois mois à compter du jour de l'acquisition), à grande fluidité, facilement

convertibles en un montant connu de liquidité et exposés à un risque très

faible de changement de valeur.

7. Outils financiers

Les outils financiers contiennent les actifs financiers, les passifs financiers es

et les revenus généraux.

(1) Catégorisation des outils financiers

Les outils financiers sont divisés selon le but d’acquérir les actifs financiers et

d’endosser les passifs financiers : les actifs financiers ou les passifs financiers

évalués à leur juste valeur et pris dans les bénéfices et les pertes actuels

comme le changement de la juste valeur ; les crédits et les fonds à recevoir ;

les actifs financiers disponibles à la vente ; les placements détenus jusqu'à

leur échéance et les autres passifs financiers endossés.

Notes sur le Rapport Financier

Rapport Financier

47

Rapport Annuel 2015

(2) Base de comptabilisation et mode d’évaluation des actifs financiers

a. Les actifs financiers évalués à leur juste valeur et pris dans les bénéfices et

les pertes actuels comme le changement de la juste valeur (passifs financiers

endossés).

Au moment de l'acquisition, le montant initial est comptabilisé selon la

juste valeur (soustrayant le dividende des actions déjà annoncé mais pas

encore distribué et l’intérêt des titres échéant mais pas encore reçu), les frais

d’opération sont enregistrés dans les pertes et profits de la Période.

Les revenus d'intérêt ou de dividende produits au cours de la détention sont

enregistrés comme profits des placements, les variations de valeur juste sont

inscrites au compte de pertes et profits à la fin de la durée. Au moment de la

clôture de positions, la différence entre la juste valeur et la valeur d’acquisition

est enregistrée au compte de profits et pertes sur investissements, et il faut

réajuster les profits et pertes selon la juste valeur.

b. Fonds à recevoir

Les créances en droits à recevoir produites par la vente des marchandises

ou la prestation des services, celles produites par la détention des outils de

dette des autres entreprises à l’exception des ceux cotés dans le marché

dynamique, comprenant les montants à recevoir, les effets à recevoir et les

autres montants à recevoir, doivent se compter comme montants initiaux

selon le contrat et le prix conclus avec les acheteurs ; les créances de nature

de financement se comptabilisent initialement selon leur valeur actuelle,

s’évaluent au coût amorti en utilisant la méthode des intérêts effectifs. Au

moment de récupération ou de cessation, la différence entre le montant reçu

et la valeur comptable à recevoir est comptabilisée comme gain ou perte

pendant la période correspondante.

c. Actifs financiers disponibles à la vente

Au moment de l'acquisition, le montant initial est comptabilisé à la juste

valeur (soustrayant le dividende des actions déjà annoncé mais pas encore

distribué et l’intérêt des titres échéant mais pas encore reçu) et plus les frais

d’opération. Les revenus d'intérêt ou de dividende produits au cours de la

détention sont enregistrés comme profits des placements. Fin de la période,

l’actif financier est évalué à la juste valeur et la variation est comptabilisée

dans le résultat étendu des autres éléments. Au moment de distribution, la

différence entre le montant reçu et la valeur comptable de cet actif financier

est à comptabiliser dans le résultat des placements ; en même temps,

le montant cumulé des variations de la juste valeur correspondant à la

disposition du propriétaire est à transférer dans le résultat des placements.

d. Investissements détenus échéants


valeur (déduisant les intérêts des obligations échéants mais pas encore

reçus) et plus les frais d’opération. Pendant la période où elles sont détenues,

les intérêts sont calculés selon le coût amorti et les taux d'intérêt effectifs et

comptabilisés comme profits. Le taux d'intérêt effectif est fixé au moment

de l'acquisition et rester invariable pendant la période valable et dans une

durée plus courte valable. Lors de la cessation, la différence entre le montant

reçu et la valeur comptable de ces placements doit être enregistrée dans le

compte de profits des placements.

e. Autres passifs financiers


valeur et les frais d’opération. L’évaluation ultérieure se fait avec le coût

amorti. Les autres passifs financiers du Groupe comportent les montants à

payer, les prêts et les effets à payer, etc.

(3) Base de comptabilisation et mode d’évaluation du dépalacement des

actifs financiers

Au cas du dépalacement des actifs financiers, si presque tous les risques et

récompenses du droit d’un actif financier ont été déplacé aux cessionnaires,

la comptabilisation dudit actif est arrêtée ; si presque tous les risques et

récompenses du droit d’un actif financier ont été gardés, la comptabilisation

dudit actif n’est pas arrêtée.

Pour juger si le déplacement des actifs financiers répond aux conditions

de la comptabilisation de l’arrêt, le principe est adopté selon lequel la

réalité l’emporte sur la forme. La Compagnie divise les déplacements des

actifs financiers en déplacement total et déplacement partiel. Pour les

actifs financiers dont le déplacement total répond aux conditions de la

comptabilisation de la cessation, il faut enregistrer la différence des deux

montants suivants dans le compte des pertes et profits de la période:

a. La valeur comptable des actifs financiers déplacés;

b. La somme totale de la contre-valeur reçue du déplacement et de la valeur

cumulée de la variation de la juste valeur compté directement dans les droits

et intérêts des détenteurs (les actifs financiers faisant l’objet du déplacement

sont les actifs financiers disponibles à la vente).

(4) Conditions de la cessation de comptabilisation des passifs financiers

Si toutes ou une partie des obligations actuelles d’un passif financier sont

annulées, il faut cesser de comptabiliser tout ou une partie de ce passif

financier ; si le Groupe a signé un accord avec le créancier en remplaçant le

passif financier actuel par un nouveau passif financier, et que les stipulations

Rapport Financier

48

Rapport Annuel 2015

contractuelles ne soient pas en réalité les mêmes pour les passifs financiers

nouveau et actuel, il faut cesser de comptabiliser ce passif financier actuel

tout en comptabilisant ce nouveau passif financier. Pour le passif financier

actuel dont toutes ou une partie des stipulations contractuelles sont

réellement modifiées, il faut cesser de comptabiliser tout ou une partie de

ce passif financier actuel tout en comptabilisant comme un nouveau passif

financier celui dont les stipulations contractuelles sont modifiées. Quand

tout ou une partie d’un passif financier est en comptabilisation cessée, il faut

comptabiliser la différence entre la valeur comptable de ce passif financier

en comptabilisation cessée et la contre-valeur du paiement (y compris

l’actif non en liquide déplacés ou le nouveau passif financier endossé), et la

comptabiliser dans la perte et le profit de la période. Si le Groupe rachète

une partie du passif financier, il faut répartir la valeur totale de ce passif

financier selon les justes valeurs de la partie en comptabilisation continue et

de celle en comptabilisation cessée à la date de rachat. Il faut comptabiliser

dans la perte et le profit de la période la différence entre la valeur comptable

distribuée de ce passif financier en comptabilisation cessée et la contre-

valeur du paiement (y compris l’actif non en liquide déplacés ou le nouveau

passif financier endossé).

(5) Mode de détermination de la juste valeur des actifs financiers et des

passifs financiers

L’évaluation des actifs et passifs concernés à la juste valeur doit se baser sur

les suppositions suivantes:

a. Les transactions de vente des actifs et de déplacement des passifs au jour

d’évaluation par les participants du marché sont les transactions ordonnées

dans les conditions de marché actuelles;

b. Les transactions ordonnées de vente des actifs et de déplacement des

passifs s’effectuent dans le principal marché des actifs et passifs concernés.

S’il n’existe pas le principal marché, il faut supposer que cette transaction

s’effectue dans le marché le plus favorable des actifs et passifs concernés;

c. La supposition utilisée par les participants du marché lors de la tarification

des actifs et passifs pour maximaliser leur intérêt économique.

Au moment de l’évaluation d’un actif non financier à la juste valeur, il faut

tenir compte de la capacité des participants du marché voulant placer cet

actif au meilleur fin économique, ou le vendre aux autres participants du

marché capables de le placer au meilleur fin économique.

(6) A part l’évaluation des actifs financiers à la juste valeur et la

comptabilisation de leur variation dans le compte des pertes et profits de la

période,, le Groupe examine, à la date du bilan, les valeurs comptables, si une

indication objective montre qu'un actif financier est déprécié, le montant de

la dépréciation est calculé en tant que provision pour dépréciation.

(7) Crédit sur commande

a. Mode de comptabilisation du crédit sur commande et de son intérêt

Le crédit sur commande est comptabilisé selon le montant réel. L’intérêt

à recevoir est retenu selon le taux d’intérêt prévu à la fin de l'exercice, et

comptabilisé dans les profits des placements. Si l’intérêt retenu ne pourra

être reçu à l’échéance, il faut arrêter la retenue de l’intérêt et déduire l’intérêt

retenu.

b. Principe de comptabilisation et mode de retenue de la provision pour

dépréciation du crédit sur commande

Le Groupe effectue, à la date du bilan, un examen total du crédit sur

commande, si une indication montre qu'un crédit sur commande est

déprécié, sa valeur comptable sera réduite à la valeur actualisée des flux de

trésorerie future prévue, et le montant déduit sera calculé dans le compte

des pertes et profits de la période.

8. Stocks

(1) Catégorisation des stocks

Les stocks englobent : matières premières, les produits semi-finis et les

produits en cours, les réserves (les produits finis), les produits expédiés et

les autres.

(2) Mode de comptabilisation des stocks acquis et expédiés

Les stocks sont comptabilisés d'après le système de l'inventaire continu et

en fonction de leur prix de revient réel au moment de l'acquisition. Le coût

de revient réel des stocks, lors de la livraison ou de la mise en vente, est

déterminé selon la méthode de la moyenne pondérée.

(3) Amortissement des biens de consommation de faible valeur et des

matériaux d'emballage:

L'amortissement des biens de consommation de faible valeur et des

matériaux d'emballage se comptabilise une seule fois au coût concerné lors

du retrait.

(4) Principe de comptabilisation des stocks en fin de période, authentification

et comptabilisation des provisions pour dépréciation des stocks:

Les stocks en fin de période sont évalués au plus faible du coût de revient et

de la valeur nette réalisable ; en fin de la période, sur la base de l'inventaire

général des stocks, s'il existe des circonstances suivantes, la valeur nette

réalisable des stocks est inférieure à son coût de revient, la différence entre

le coût de revient et la valeur nette réalisable pour chaque composant des

stocks est comptabilisée séparément en provisions pour dépréciation des

stocks ; s'agissant des stocks qui a une grande quantité avec le prix unitaire

très faible, la provision pour dépréciation des stocks peut être reconnue par

catégorie, leur valeur nette réalisable est déterminée sur la base du prix de

vente estimé, déduction faite des coûts complets, des coûts de vente et des

taxes estimés.

a. Le prix du marché des stocks continue de tomber avec aucun espoir de

remontée dans un avenir prévisible;

b. Le produit est fabriqué avec la matière première à un coût plus élevé que

le prix de sa vente;

Rapport Financier

49

Rapport Annuel 2015

c. En raison du renouvellement des produits, les matériaux de stockage ne

peuvent plus répondre aux besoins de nouveaux produits, d'ailleurs, le prix

du marché de ces matériaux est inférieur à leur valeur comptable;

d. Les produits ou services fournis sont obsolètes ou il existe un

changement dans la demande du marché dû au changement des goûts des

consommateurs, ce qui résulte une baisse progressive de son prix du marché;

e. D'autres circonstances démontrant une réelle dépréciation de ces stocks.

9. Investissements en capitaux propres à long terme

(1) Détermination du coût de l'investissement

Pour les investissements en capitaux propres à long terme acquis par

la fusion des entreprises qui sont sous contrôle commun, le coût de

l’investissement est constitué, à la date de la fusion, des parts de la valeur

comptable des droits des détenteurs de la partie fusionnée enregistrée

dans les états financiers combinés de la partie par holding définitif. Pour

les investissements en capitaux propres à long terme acquis par la fusion

des entreprises non sous contrôle commun, le coût de l’investissement en

capitaux propres à long terme est constitué du coût de la fusion. Pour les

investissements en capitaux propres à long terme acquis non par la fusion:

en cas des investissements en capitaux propres à long terme acquis par le

paiement en liquide, le prix réellement versé pour l’achat constitue le coût

initial de l’investissement ; en cas des investissements en capitaux propres à

long terme acquis par l’émission des obligations de droit, la juste valeur des

obligations de droit émises constitue le coût initial de l’investissement.

(2) Evaluation ultérieure et la comptabilisation des pertes et profits

a. Les investissements en capitaux propres à long terme évalués avec la

méthode de calcul des coûts

Les investissements en capitaux propres à long terme de la Compagnie dans

les filiales sont évalués avec la méthode de calcul des coûts. A part le prix

réellement payé lors de l’acquisition de l’investissement ou le dividende en

espèce et le profit annoncés mais non distribués contenus dans la contre-

valeur, la Compagnie comptabilise dans les profits et les pertes de la période

le dividende en espèce ou le profit annoncés et distribués par les entreprises

financées.

b. Les investissements en capitaux propres à long terme évalués avec la

méthode de mise en équivalence

Les investissements en capitaux propres à long terme dans les entreprises

associées et les co-entreprises sont évalués avec la méthode de mise en

équivalence. Pour la différence positive entre le coût initial de l'investissement

et la part de l'investisseur de la juste valeur de l'actif net identifiable lors

de l'acquisition de l'investissement par l'entreprise financée, le coût initial

d'un tel investissement en capitaux propres à long terme ne fera pas

l’objet de réajustement ; pour la différence négative entre le coût initial de

l'investissement et la part de l'investisseur de la juste valeur de l'actif net

identifiable lors de l'acquisition de l'investissement par l'entreprise financée,

cette différence est comptabilisée dans les pertes et profits de la période.

Selon les pertes et profits nets ainsi que les parts du profit net des

autres activités intégrales réalisés par les entreprises financées que la

Compagnie peut obtenir, elle comptabilise respectivement le profit net de

l’investissement et des autres activités intégrales tout en réajustant la valeur

comptable des investissements en capitaux propres à long terme ; selon

les portions calculées et obtenues en fonction du profit et du dividende

distribués dans l’annonce des entreprises financées, il faut réduire la valeur

comptable des investissements en capitaux propres à long terme ; pour les

autres variations sur les capitaux des propriétaires en dehors de la répartition

des pertes et profits nets, et de la distribution des revenus et profits des

autres activités intégrales des entreprises financées, il faut réajuster la valeur

comptable des investissements en capitaux propres à long terme et inclure

dans le résultat des capitaux des propriétaires.

c. Disposition des investissements en capitaux propres à long terme

Pour la disposition des investissements en capitaux propres à long terme,

la différence entre la valeur comptable et le prix réellement acquis doit se

comptabiliser dans les pertes et profits de la période. Les investissements

en capitaux propres à long terme évalués avec la mise en équivalence, au

moment de leur disposition, adoptent la même base de disposition directe

des actifs et passifs utilisée par les entreprises financées, et se traitent en

comptabilité en fonction des proportions sur les parties du bénéfice des

autres activités intégrales. Pour les autres variations sur les capitaux des

propriétaires en dehors de la déduction des pertes et profits nets, de la

répartition des profits des autres activités intégrales des entreprises financées,

il faut transférer en fonction des proportions des capitaux des propriétaires

dans les pertes et profits de la période.

(3) Principe de détermination du contrôle commun et de l’influence majeure

des entreprises financées

Le contrôle commun signifie qu’un contrôle s’effectue en commun selon la

convention, les activités concernées planifiées à cet effet doivent se décider à

l’unanimité par toutes les parties contractantes détentrices du plein droit de

contrôle. Le Groupe et les autres parties contractantes exercent un contrôle

commun sur une entreprise financée et possèdent un droit à sa propriété

nette, cette entreprise financée fait partie des co-entreprises du Groupe.

L’influence majeure signifie le droit de participer à la décision politique et

opérationnelle d’une entreprise, mais pas le droit de contrôler tout seul ou en

commun avec les autres parties l’élaboration de ces politiques. Si l’entreprise

d’investissement peut exercer une influence majeure sur l’entreprise financée,

dette dernière fait partie des entreprises associées du Groupe.

(4) Méthode de teste de la dépréciation de la valeur et méthode de retenue

de la provision pour dépréciation

Rapport Financier

50

Rapport Annuel 2015

A la fin de l'année, l'investissement en capitaux propres à long terme est

passé en revue et la provision pour dépréciation de l'investissement en

capitaux propres à long terme est retenue contre la différence entre la valeur

recouvrable et la valeur comptable. Une fois la provision pour dépréciation

de l'investissement à long terme en capitaux propres est maintenue, elle ne

devrait pas être reprise au cours de périodes comptables ultérieures.

Pour les investissements en capitaux propres non négociables à long terme,

la dépréciation est probable dans les circonstances suivantes:

a. Il y a un changement dans l'environnement politique ou juridique qui

exerce une influence sur l'exploitation de l'entité investie, par exemple

la promulgation ou la modification des règlements de la fiscalité et du

commerce, ce qui peut entraîner des pertes énormes de l'entité investie;

b. Les produits ou services fournis par l'entité investie sont obsolètes, ce qui

fait changer le besoin du marché et entraîne une grave détérioration des

conditions financières de l'entité investie;

c. L'entité investie a perdu son avantage concurrentiel en raison du grand

changement technologique dans son secteur, entraînant une grave

détérioration des conditions financières, comme la réorganisation, la

liquidation, etc.;

d. S'agissant d'autres circonstances, il existe des preuves qui démontrent que

cet investissement ne peut plus apporter des avantages économiques en

réalité aux entreprises.

10. Subventions gouvernementales

(1) Types des subventions gouvernementales

Les subventions gouvernementales comprennent principalement le

financement de la trésorerie, la bonification d'intérêt, le remboursement

fiscal et l'allocation gratuite des actifs non monétaires.

(2) Confirmation de subventions gouvernementales

Lorsque le Groupe satisfait aux conditions additionnelles exigées par

la subvention gouvernementale et peut recevoir cette subvention, la

confirmation est donnée.

Les subventions gouvernementales liées aux actifs sont reconnues au moment

de la réception comme actif et revenu différé, et étalées durant la vie du bien

dans le résultat. Lors de la disposition à la fin ou avant la fin de la vie du bien, le

reste du revenu différé est versé dans le résultat de la période d'un seul coup.

Les subventions gouvernementales liées aux revenus servant à compenser

les charges ou pertes futures du Groupe sont reconnues à titre de revenu

différé, et prises en compte dans le résultat de la période durant laquelle les

charges concernées sont constatées ; les subventions gouvernementales

servant à compenser les charges et pertes existantes du Groupe sont

comptabilisées directement dans le résultat de la période.

Pour les subventions gouvernementales qui sont confirmés et doivent être

remboursées, s’il concerne le revenu différé, il faut déduire du compte le

revenu différé concerné, et la partie supplémentaire est comptabilisée dans

le compte de pertes et de profits de la période ; ceux qui ne concernent pas

le revenu différé sont inscrits directement dans le compte de pertes et profits

de la période.

(3) Evaluation des subventions gouvernementales

Si les subventions gouvernementales sont des actifs monétaires, l’évaluation

se fait selon le montant reçu ou à recevoir.

Si les subventions gouvernementales sont des actifs non monétaires,

l’évaluation se fait selon la juste valeur ; la juste valeur ne peut être évaluée

de façon fiable, l’évaluation se fait selon le montant nominal de 1 yuan.

11. Actif et le passif de l'impôt différés sur le revenu

L’actif et le passif de l'impôt différé sur le revenu sont comptabilisés dès

lors que la valeur comptable d'un actif et d'un passif est différente de sa

valeur fiscale (une différence temporaire). Pour la déduction de la perte et le

décompte fiscal du montant de revenu à imposer dans les futures années

selon les dispositions de la loi fiscale, l’actif de l'impôt différé sur le revenu

est comptabilisé comme une différence temporaire. A la date du bilan, l’actif

et le passif de l'impôt différé sur le revenu seront à évaluer selon un taux

appliqué à la période prévue de récupération de l’actif ou remboursement

du passif.

L’évaluation de l’actif de l'impôt différé sur le revenu se limite au montant

imposable sur le revenu que le Groupe pourra acquérir pour compenser la

différence temporaire déductible, la perte déductible et le montant réduit.

Pour l’actif de l'impôt différé sur le revenu déjà comptabilisé, s’il est difficile

d’acquérir dans la future période, d’après la prévision, un montant imposable

sur le revenu suffisant pour compenser l’actif de l'impôt différé sur le revenu,

il faut décompter la valeur comptable de l’actif de l'impôt différé sur le

revenu. S’il est probable d’acquérir un montant imposable sur le revenu

suffisant, il faut inverser le montant décompté.

Ayant satisfait aux conditions suivantes, l’actif et le passif de l'impôt différés

sur le revenu sont listés en montants nets compensés:

(1) L’actif et le passif de l'impôt différés sur le revenu liés à un même bureau

fiscal compétent concernent un même contribuable imposable sur le revenu

au sein du groupe;

(2) Le contribuable imposable sur le revenu au sein du Groupe possède le

droit légal de régler en montant net l’actif et du passif de l'impôt différé sur le

revenu de la période.

Rapport Financier

51

Rapport Annuel 2015

II. Principaux impôts

1. Impôt sur le revenu de l’entreprise

Le taux de l'impôt sur le revenu de l’entreprise applicable à la CNPC est de

15% ou 25%. En vertu de l’ Avis sur l’Application Approfondie des Politiques

Fiscales du Programme de Développement de l’Ouest promulgué par le Ministère

des finances, l’Administration nationale de la douane et l’Administration

nationale des impôts, du 1er janvier 2011 au 31 décembre 2020, le taux de

l'impôt sur le revenu de l’entreprise applicable aux entreprises du secteur

encouragé installées dans l’Ouest est de 15%, et une partie des branches et

filiales du groupe implantées dans cette région bénéficient de ce taux fiscal

préférentiel de 15%.

2. Taxe sur la valeur ajoutée (TVA)

Le taux de la TVA s'appliquant aux produits pétroliers et pétrochimiques est

de 17%, et celui pour le gaz naturel et le gaz liquéfié est de 13%. Certains

services de la Compagnie relatifs aux activités de transmission par pipeline et

recherches scientifiques et technologiques sont imposés respectivement aux

taux de 11% et 6%.

3. Taxe sur le chiffre d’affaires

S’agissant de la taxe sur le chiffre d’affaires, un taux de 3% est appliqué

à la construction; un taux de 5% est appliqué au transport pétrolier et

gazier, aux secteurs des financiers et d’assurance, au secteur tertiaire, à la

cession d'actifs incorporels et à la vente immobilière. En vertu de l’ Avis sur la

Politique d’Exonération Fiscale sur le Chiffre d’Affaires Liées à des Activités Comme

les Transactions de Produits Financiers Faites par des Particuliers (CS[2009]

No.111) et de l’ Avis sur l’Exonération Fiscale sur le Chiffre d’Affaires du Transport

International (CS[2010]No.8), promulgués par le Ministère des finances et

l’Administration nationale des impôts, le Groupe bénéficie d’une exonération

fiscale temporaire (appliquée aux entreprises installées à l’intérieur du

territoire chinois) sur le chiffre d’affaires de la construction hors le territoire et

du transport international.

4. Taxe additionnelle

La taxe sur la construction et l’entretien urbains est perçue sur la base de

1% ou 5% et 7% des impôts réellement perçus sur le chiffre d'affaires, sur

la valeur ajoutée et sur la consommation; la taxe additionnelle d'éducation

est calculée sur la base de 3% des impôts réellement perçus sur le chiffre

d'affaires, sur la valeur ajoutée et sur la consommation.

5. Taxe sur la consommation

Conformément à la Directive sur l'Augmentation Continue de la Taxe sur la

Consommation sur les Produits Pétroliers (CS[2015]No.11) promulguée par le

Ministère des Finances et l’Administration nationale des affaires fiscales, la

taxe sur la consommation pour l’essence, le naphta, l’huile de solvants et les

lubrifiants par l’unité a augmenté, depuis le 13 janvier 2015, de 1,40 yuans

par litre à 1,52 yuans par litre, et de 1,10 yuans par litre à 1,20 yuans par litre

pour le diesel et le carburant. La taxe sur la consommation reste inchangée

pour le kérosène. Conformément à la Directive sur l'Exemption de la Taxe sur la

Consommation pour la Consommation d'Huile dans la Production de Produits

Pétroliers annoncée par le Ministère des Finances et l’Administration nationale

des affaires fiscales, la Société a été exonérée de la taxe sur la consommation

sur le pétrole raffiné auto-fourni utilisé pour le carburant, la force motrice et les

matières premières dans la production des produits pétroliers depuis le 1er

janvier 2009.

6. Taxe sur les ressources naturelles

Le taux d’imposition des ressources est de 6%, calculé en fonction du

montant des ventes de pétrole brut et de gaz naturel.

7. Frais de compensation des ressources minérales

Le taux d’imposition est à 0%, imposée sur la base des ventes de pétrole et

de gaz naturel.

8. Impôt spécial des avantages pétroliers

L’impôt spécial des avantages pétroliers est imposée sur la base du chiffre

d'affaires en excès du prix de seuil du pétrole brut domestique (65 dollars

américains par baril) et selon un taux de 5 échelles graduées entre 20% et 40%.

9. Impôt sur le revenu des particuliers

Les employés sont responsables pour payer l’impôt sur le revenu, qui est

retenu et versé par la Compagnie.

Rapport Financier

52

Rapport Annuel 2015

Janvier

Le 30 janvier L’oléoduc Myanmar-Chine (section birmane), investi conjointement par la CNPC et le Myanmar Oil and Gas Enterprise (MOGE)

Février

Le 6 février Un accord d’encadrement de coopération stratégique a été signé entre la CNPC et China Aerospace Science & Industry Corporation (CASIC). Les deux sociétés collaboreront dans la fabrication d'équipements spéciaux de pétrole, le développement des marchés d’outre-mer, le fonctionnement du capital social ainsi que la recherche scientifique conjointe dans le domaine interdisciplinaire.

Mars

Le 9 mars Jiangsu Rudong JV Pipeline Company a été établie par la PetroChina, Shenergy (Group) Company Limited et Yangkou Port Company Limited, les trois derniers tiennent respectivement 50%, 40% et 10% d’actions.

Le 27 mars CNPC et Caterpillar ont signé un accord de coopération stratégique. Selon l’accord, les deux sociétés vont renforcer la coopération dans les domaines suivants: la mondialisation, les produits et les services, le partage des savoir-faire et des meilleures pratiques, la fabrication d’équipements et le réusinage, l’économie du recyclage et le développement écologique et durable.

Avril

Le 3 avril Dagang Oilfield Company de CNPC a pris le droit d'exploitation du projet Zhaodong, devenant le 4e opérateur du projet. A l’est du village Zhaojiabu, à Huanghua dans le Hebei, le champ pétrolier Zhaodong qui se situe dans la zone de plage dont les eaux sont moins de 5 mètres de profondeur, est le premier champ pétrolifère offshore en eaux peu profondes de la CNPC exploité en coopération avec l’étranger.

Juin

Le 10 juin La CNPC et Tencent de Shenzhen ont signé un accord de coopération stratégique pour chercher les possibilités de coopération dans le développement et la promotion des affaires, le paiement mobile, l’opération O2O, les services d’infonuagique, l'application de grandes données et le marketing conjoint. En mettant pleinement en œuvre la complémentarité réciproque des compétences et des ressources stratégiques respectives, les deux parties s’attendent de promouvoir l'innovation des produits et services concernés ainsi que la modernisation industrielle.

Le 29 juin La construction du gazoduc oriental Russo-Chinois a commencée. Débutant de la frontière russo-chinoise à la ville de Heihe de la province du Heilongjiang et se terminant à Shanghai, cette section devra poser 3 170 km de conduites et se servir en parallèle de 1 800 km de conduites existantes. Le projet devrait commencer à fonctionner en 2018.

Le 9 mars

Le 3 avril

Le 29 juin



53

Rapport Annuel 2015

Juillet

Le 18 juillet La Karamay Petrochemical Co., Ltd., coentreprise créée conjointement par la PetroChina Karamay Petrochemical Company et la Xinjiang Investment and Development (Group) Co., Ltd., a été officiellement lancée en opération, les deux sociétés en tiennent respectivement 99% et 1% d’actions.

Août

Le 4 août Un accord de coopération stratégique a été signé entre la CNPC et la Banque de Chine dans le cadre de la Stratégie d’ « une Ceinture et une Route ». Les deux parties vont élargir la coopération dans le financement, la gestion de trésorerie et le règlement international, l’assurance et les services bancaires d'investissement pour soutenir conjointement la mise en oeuvre de cette stratégie.

Le 31 août Mise en service des principales installations de la Phase III de la troisième usine de traitement du champ pétrolier Zhanarol du projet AktobeMunaiGas de la CNPC au Kazakhstan.

Septembre

Le 14 septembre Les champs gaziers Bota-Tangiguyi-Uzyngyi du projet Amu Darya au Turkménistan sont devenus opérationnels. Ce projet qui comprend trois champs principaux, respectivement à Bota, à Tangiguyi et à Uzyngyi, a été conçu pour une capacité d’extraction annuelle de 1 milliard de m3.

Octobre

Le 9 octobre Un accord de coopération stratégique a été signé entre CNPC et SAIC Motor Corporation Limited. Les deux parties vont améliorer la coopération dans les ventes de nouvelles voitures, des produits pétroliers et d'autres produits de véhicules, et promouvoir la construction des points de service de voiture « Maison Kaka » et l’utilisation de la carte co-brandée à l’échelle nationale. En outre, les deux sociétés vont également explorer les possibilités de coopération dans les domaines de bigdata, d’Internet des voitures, d’véhicules à énergies nouvelles, de paiement par un tiers, et de services financiers offerts sur l'Internet.

Le 10 octobre L’usine de traitement du gaz naturel et le gazoduc de transport ont été achevés en Tanzanie. Le gazoduc d’une longueur totale de 535 km comprend une ligne principale terrestre, une branche terrestre et une section sous-marine.

Le 20 octobre Le réservoir de gaz Longwangmiao au bloc Moxi du champ gazier d’Anyue a été mis en extraction, avec une capacité de production annuelle de 11 milliards de m3. Ce réservoir de gaz, situé dans la partie centrale du bassin du Sichuan, a été découvert en septembre 2012. Avec 440,38 milliards de m3 de réserves de gaz prouvées, il est le plus grand réservoir monomère des roches carbonatées de faciès marin jamais découvert en Chine.

Le 21 octobre La CNPC et BP ont signé un accord d’encadrement de coopération stratégique visant à renforcer la coopération dans le développement du pétrole et du gaz dans les domaines en amont, à diversifier le mode coopératif et à élargir la portée de vente en détail, en vue de réaliser les bénéfices mutuels et le développement commun. En outre, les deux parties continueront à coopérer en profondeur dans le réaménagement du champ de pétrole Rumaila en Irak.

Le 18 juillet

Le 10 octobre

Le 21 octobre


54

Rapport Annuel 2015

Le 22 octobre La CPECC et le Mozambique ENHL ont signé un accord pour créer en commun la Société Chine-Mozambique Petroleum Engineering.

Novembre

Le 4 novembre Un mémorandum d’entente a été signé entre la CNPC et GE pour promouvoir la coopération dans la R&D, la capture, l’utilisation et le stockage du carbone (CCUS), les technologies écologiques à faible émission de carbone et les services techniques pour le développement du pétrole et du gaz non-conventionnels.

Décembre

Le 13 décembre La CNPC et Mubadala Petroleum ont signé un accord de coopération stratégique. Les deux Sociétés vont tenir les mains dans l'investissement en amont de pétrole et de gaz et les services de projets pertinents en dehors des Émirats arabes unis, en particulier dans les projets conventionnels terrestres, les projets marins et les projets de GNL, etc.

Le 16 décembre Le gouvernement kirghiz et la Société du gazoduc de gaz naturel Chine-Kirghizistan ont signé un accord d’investissement. Selon l’accord, les normes et les spécifications techniques pour la conception et la construction du gazoduc Chine-Kirghizistan seront déterminées et le gouvernement kirghiz donnera le soutien nécessaire pour assurer le bon déroulement du projet.

Le 17 décembre La CNPC et la Gazprom ont signé un accord sur la conception et la construction de la section transfrontalière du gazoduc oriental Russo-Chinois et un mémorandum d'entente sur la coopération dans le secteur pétrolier entre la CNPC et Gazprom. L’accord a fixé les procédures pour la conception, l'ingénierie et la construction du gazoduc, et formulé la demande au sujet de la qualité de projet et la protection de l'environnement au cours de l’exécution de travaux. Selon le mémorandum d’entente, les deux parties vont chercher des opportunités de cooperation dans les opérations en amont en Russie et dans les pays tiers et collaborer dans l’exploration et le développement de pétrole, les ventes de produits du pétrole et du gaz, les services techniques et le commerce des équipements.

Le 13 décembre


55

Rapport Annuel 2015

Glossaire

Glossaire

Réserves prouvées

Selon les standards nationaux chinois, les réserves prouvées sont les

quantités estimées des dépôts minéraux. Ces dépôts peuvent être exploités

dans des réserves prouvées par le foret appréciatif pendant la période

d’évaluation des réserves avec une certitude raisonnable ou une différence

relative de ±20%.

Ratio du remplacement des réserves

Le ratio du remplacement des réserves est le volume ajouté des réserves

du pétrole et du gaz pendant une année divisé par le volume du pétrole et

du gaz produit pendant la même année. Ce concept peut être présenté en

trois parties: le ratio du remplacement des réserves du pétrole, le ratio du

remplacement des réserves du gaz et le ratio équivalent du remplacement

des réserves du pétrole et du gaz.

Equivalent du pétrole

L’équivalent du pétrole est le coefficient de la conversion par lequel le

volume de production du gaz naturel est converti en volume de production

du pétrole en valeur calorifique. Dans ce rapport, le coefficient est 1 255, c’est

à dire que 1 255 mètres cubes du gaz naturel est équivalent à une tonne de

pétrole brut.

Pourcentage de récupération

Le pourcentage du pétrole/gaz recouvrable dans les gisements souterrains.

Taux de dégressivité

Une dégression dans la production apparait dans un champ pétrolier ou

gazier qui a été exploité pendant une longue période. La dégressivité

naturelle est définie comme un changement négatif de la production, sans

compter la croissance de production résultant des technologies d’EOR

(la production renforcée du pétrole). La dégressivité générale est définie

comme le taux de dégression dans la production réelle d’un champ pétrolier

ou gazier tout en prenant en considération une croissance de la production

grâce aux nouveaux puits et aux technologies d’EOR.

Récupération par injection d’eau

La pression des réserves continue de réduire après que le champ pétrolier a

été exploité pendant une longue période. La récupération par injection d’eau

est une méthode dans laquelle l’eau est injectée dans les réserves à travers

des puits d’injection pour augmenter et maintenir la pression, accroître le

pourcentage de récupération et promouvoir la production.

Production tertiaire

La production tertiaire est une méthode pour augmenter la production

du pétrole brut par l’injection de fluide ou de chaleur afin de changer la

viscosité du pétrole ou la tension superficielle entre le pétrole et un autre

médium dans la formation d’une façon physique ou chimique et de déplacer

le pétrole discontinué et difficile à extraire. Cette méthode comprend

principalement la récupération thermique, le déplacement chimique et le

déplacement par phase miscible.

Déplacement par polymère

Une solution de polymère est utilisée dans cette méthode pour déplacer le

pétrole. Le polymère est injectée pour augmenter la viscosité de l’eau dans la

formation tout en changeant le ratio de viscosité pétrole/eau et réduisant les

différences entre la fluidité de l’eau et la fluidité du pétrole. La superficie du

déplacement par l’eau est élargie et l’efficacité du déplacement du pétrole

est ainsi augmentée.

Déplacement par ASP

Ce système de déplacement est préparé avec l’alkali, le surfactant et le

polymère. Il non seulement a une viscosité élevée mais peut aussi créer une

tension superficielle eau-pétrole ultrabasse afin de renforcer la capacité de

déplacer le pétrole.

Redéveloppement

C’est une méthode pour renforcer la production ultime du champ mûr

qui aurait atteint ses limites ou aurait été abandonné en utilisant les

technologies conventionnelles du développement primaire. Le système

du développement du champ pétrolier est reconstruit en consolidant les

nouvelles conceptions, utilisant et développant les nouvelles technologies

de la production secondaire.

Gaz Naturel Liquéfié (GNL)

Le gaz naturel liquéfié est produit en déshydratant, fractionnant et déplaçant

l’eau et l’acide du gaz naturel dans le champ gazier. Le gaz naturel est

transformé en liquide sous une température basse et une pression élevée.

Puits horizontaux

Une classe de puits non-verticaux où l’axe des têtes de puits est presque

horizontal (moins de 10 degrés de l’horizontal) ou fluctue vers 90 degrés.

Un puits horizontal peut produire plusieurs fois plus de pétrole qu’un

puits vertical, renforcer l’efficacité de production et prolonger le cycle de

production. En même temps, les coûts environnementaux et les problèmes

de l’utilisation du terrain, comme l’émission de pollution et la superficie du

terrain occupé, peuvent être réduits par l’utilisation des puits horizontaux.

56

Rapport Annuel 2015 Glossaire

EPC

Dans le contrat d’EPC, l’entrepreneur est responsable de l’assurance de

qualité, de la sécurité, du temps de construction et du budget du projet, y

compris l’ingénierie, l’achat et la construction du projet.

Système de gestion d’HSE

Le système de gestion d’HSE fournit un cadre pour la gestion de la santé,

la sécurité et l’environnement. Ce système comprend des éléments clés

comme l‘entreprises pratiquant le système d’HSE, les responsabilités, les

pratiques, la procédure, le processus et les ressources.

Maladies professionnelles

Des maladies causées par contacts excessifs avec des fumées délétères, des

matières radioactives ou d’autres substances toxiques dans l’environnement

du travail.

Internet+

Le plan d’action « Internet+ » (soit Internet+les industries traditionnelles) se

réfère à l'application profondeur de l'Internet et d'autres technologies de

l'information et de la communiction dans les industries traditionnelles, en

vue de créer une nouvelle situation de développement.

Composés Organiques Volatils (COV)

Les composés organiques volatils (COV) se réfèrent à des composés

organiques ayant une pression de vapeur saturée supérieure à 70 Pa à

température ambiante et le point d’ébullition inférieur à 260°C sous la

pression atmosphérique. Ils se réfèrent également à tous les composés

organiques qui évaporent facilement à une température de 20°C et une

pression de vapeur de 10 Pa ou plus.

Concepteur: Département des affaires internationales de la CNPC

Rédacteur: Institut de Recherche Economique et Technique de la CNPC

Photographes: Bian Haijun, Fu Yu, He Bingyan, Jia Weiyuan, Jin Tian,

Shan Zhongjian, Wang Maohuan, Wang Min, Wang Tianpeng,

Wang Yongli, Yang Zhimin, Zhou Minghua

Dessinateur: Beijing FineDesign Co., Ltd

Imprimeur: Beijing Duocai Printing Co., Ltd

Note

Pour faciliter la rédaction et la lecture, la « Compagnie Nationale du

Pétroles de Chine » dans ce rapport est parfois remplacée par « CNPC »,

« Groupe », « Société » ou « Nous ». Ce rapport est publié en Mandarin,

Anglais, Russe, Espagnol et Français, la version chinoise est considérée

comme faisant foi en cas de divergence d’interprétation.

Ce rapport est imprimé sur des papiers recyclables.

2015Rapport Annuel


Compagnie N

ationale du Pétrole de ChineRapport Annuel 2015

9 Dongzhimenbeidajie, arrondissement de Dongcheng, Beijing 100007, R.P.Chine www.cnpc.com.cn

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