清河采油厂稠油区块集输管网改造工程经济效益评价

第32卷第2期2019年03月江汉石油职工大学学报JournalofJianghanPetroleumUniversityofStaffandWorkers清河采油厂稠油区块集输管网改造工程经济效益评价郭西聪（中石化江汉油田分公司清河采油厂，山东寿光262714）［摘要］对清河采油厂稠油区块集输管网改造工程的投资完成、实际经济效益与可行性研究报告预期指标进行了对比分析•投资控制在了可行性研究报告指标内，经济效益达到预期指标要求，为今后类似稠油区块集输管网改造项目经济预评估和后评价可提供一定的借鉴作用。［关键词］稠油区块；集输管网改造；经济效益；评价分析［中图分类号］TE322［文献标识码］A［文章编号］1009—301X（2019）02—0085—03八面河油田位于渤海莱州湾八面河地区，地跨寿光市、广饶县境内，构造位置位于济阳坳陷东营凹陷南斜坡东段。中国石化集团江汉油田分公司清河采油厂（以下简称清河采油厂）稠油区块主要集中在八面河油田面120、面138区块，两区块分别于2001、2004年投入开发，面120区块开发初期采用蒸汽吞吐及注水开发方式，面138区块采用注水开发方式，并配套相应地面工程设施，地面集输均采用掺水管输。随着对面120、面138区块的开发方式不断调整，产液量不断升高，而地面工程配套系统并未做出相应调整，一直沿用开发初期建设的系统，导致了掺水管线及设备腐蚀严重、部分掺水计量站回压较高、138区块原油外输干线腐蚀穿孔严重、注汽锅炉补水困难等问题比较突出。本次集输管网改造工程主要是解决掺水管线老化、外输管线腐蚀严重、注汽锅炉补水困难等难题。1项目改造内容及投资估算1.1管网改造1）集输系统改造:扩大5个掺水计量站（间）集输管线管径，降低井口回压小于1.5MPa。更换DN100玻璃钢管线0.62km、DN150玻璃钢管线6.7km；2）掺水系统改造：增加加药装置5套，更换DN65玻璃钢掺水管线7.56km、DN100玻璃钢掺水管线3.4km；3）外输管线更换：更换面138区块M138接转站¢273X8原油外输管线6.34km、M137接转站¢219X7原油外输管线4.16km；4）注汽锅炉补水改造：在面137、面138接转站内各新钻水源井1口，由水源井向各掺水计量站敷设del25PE管供水管线15km。1.2项目投资估算工程总投资预计控制在2100万元以内。项目实施后，掺水系统可实现减少换热器清洗及管线穿孔后污染赔偿费用，同时增加掺水系统加药费用;集输系统回压降低后，可减少抽油机用电费用，降低能耗；M138区块原油外输管线更换后,可实现M137、M138接转站内外输泵电耗的降低，同时减少对管线所经湿地自然保护区的污染赔偿;新建锅炉补水系统补水管网后，可减少拉水费用。［收稿EI期］2019-01-03［作者简介］郭西聪（1982-）.男.大学，经并卯，现主要从丰投资管理工作。86江汉石油职工大学学报2投资完成情况及对比分析可行性研究报告估算投资2219.62万元，批复投资2100万元，经分公司审查初步设计下达计划投资2100万元，项目完成投资2099.09万元，与可行性研究报告相比，投资减少120.53万元（表1）。表1投资对比表工程内容可行性研究报告估算投资/（万元）实施后投资/（万元）增减值/（万元）掺水部分25&86259.320.46油气集输部分274.91283.28&37原油外输管线部分818.95797.19-21.76锅炉补水部分309,0332&0819.05供配电22.3223.040.72其他费用321.58308.21一13.37预备费8%160.4599.97-60.48建设期贷款利息53.520-53.52合计2219.622099.09-120.532.1掺水部分增加加药装置5套.更换DN65玻璃钢掺水管线7.56km、DN100玻璃钢掺水管线3.4km。完成投资259.32万元，与可行性研究报告基本持平。2.2油气集输部分更换DN100PN2.5MPa玻璃钢管线1.08km、DN150PN2.5MPa玻璃钢管线6.73km。完成投资283.28万元，较可行性研究报告增加投资&37万元。主要原因是3号计量站外输管线腐蚀穿孔频繁，增加DN100PN2.5MPa玻璃钢管线0.46km。2.3面138区块原油外输管线部分更换面138区块$273X8原油外输管线6.42km、◎219X7原油外输管线4.18km。完成投资797.19万元,较可行性研究报告减少投资21.76万元。主要原因是增加2处穿越，管线施工费用有所增加，防盗监测系统未实施，减少了一定成本。2.4锅炉补水部分在面137、面138接转站内各新钻水源井1口，由水源井向各掺水计量站敷设del25PE管供水管线16.2km,完成投资32&