扶余油田油气集输系统改造项目经济评价

天津理工大学

扶余油田油气集输系统改造项目经济评价

曹昱亮天津理工大学

扶余油田经长年的开发生产，在油气集输系统方面带来的折旧磨损十分严重，油气管线因常年工作老化，管道腐蚀穿孔频繁发生。针对扶余油田集输系统存在的问题，从集输系统整体上进行一次规划、调整以及更新，预期目标是解决系统不密闭、能耗大的问题，改善管线设备老化现状，优化站场设计，提高油气集输运行的安全性，实现可持续及高效发展。改造后的扶余油田内部收益率为19%（税后），净现值14768×104元，优化了集输管网，简化了油气地面工程整体布局，改造项目的经济效益明显。

油气集输；改造工程；管线；经济评价；效益

吉林油田已有50多年的发展历史，扶余油田是吉林油田的发源地，为吉林油田的发展做出了不可磨灭的贡献。随着油田的长期发展，油气集输系统的改造也是从扶余油田开始的，在20世纪90年代，扶余油田遇到了严重的挑战，生产状况不佳，油气集输系统老化，在产量递减的同时，管线的腐蚀老化也日益加快，能耗一年比一年大。在这样的背景下，吉林油田对老油田进行了整体改造，采取增加新井等措施，但是还是不能提高年产量。吉林油田公司决定对扶余老油田进行油气集输系统的改造[1]，包括集输工艺、电力系统、配套管线等方面改造，并做了项目经济性评价以及不确定性和风险评估，制定了一份符合生产实际情况的改造方案，使得原油年产量再度达到100×104t。

1 油气集输系统现状

扶余油田建有三个采油厂，分别管理三个集中处理站，一厂和三厂净化原油先输送到北油库，再途经跨江管线，输送到南油库。二厂净化原油途经跨江管线至新木油库，再输送至庆铁管线。

扶余油田经长年的开发生产，在油气集输系统方面带来的折旧磨损十分严重，油气管线因常年工作老化，管道腐蚀穿孔频繁发生。采油厂由于水质问题和管线自身老化，使得大部分分离器、阀门、储油罐严重腐蚀，每年集油管线检修达几百次，不仅影响日常管线工作，而且带来了相当大的经济损失。油气集输及处理过程中，能源损耗问题严重，例如：在油气集输工艺中，主要是采取三管伴热工艺流程，经常导致油气生产能耗大，平均损耗率达2.3%。油气管线的长年使用、替换率低，导致油气集输不连续、运行不平稳，影响了工作进程，特别是处理站和接转站工艺设备效率低，负荷率低。而损耗的能量高，工程安全隐患比较大，急需要进行一次油气集输系统大改造[2]。

2 改造项目工程方案

针对扶余油田集输系统存在的问题，提出了节能降耗、持续发展的目标，从集输系统整体上进行一次规划、调整以及更新，主要包括以下几个方面，①合并或者取消不合理的接转站、计量站、输油站场；②减少运行设备，提高负荷率；③更换老化腐蚀集输管线，提高管线安全性能；④从三管简化为单管，降低投资与能耗，降低管理费用；⑤研究不加热集输流程边界条件、扩大应用范围；⑥优化集输管网，简化地面总体布局。

根据上述调整方案，预期目标是解决系统不密闭、能耗大的问题，改善管线设备老化现状，优化站场设计，提高油气集输运行的安全性，实现可持续及高效发展[3]。油气集输改造工程具体工程量见表1。

表1 油气集输改造工程量

除了上述改造项目，还包括附带产生的相关设备、零部件等改造工程量。

3 经济评价

根据油气集输过程中涉及到的各个项目，总的费用可以归纳为建筑工程费、设备购置费、安装工程费以及其他费用，投资估算取费标准按照行业文件标准来定价[4]。根据总体改造工程实际费用需要，优选一种方案，总的费用为29372×104元，各项目费用分别为建筑工程费4048×104元，设备购置费3122×104元，安装工程费14821×104元，其他费为7381×104元[5]。投资建设费用明细见表2，投资建设估算见表3。

表2 投资建设费用明细104元

表3 投资建设估算表104元

根据投资进度计划，总费用即投资总额为29372×104元。在2003年开展试验，但不安排投资，从2004年开始投资，首批费用为10850×104元，2005年和2006年投资费用分别为9750×104元和8772×104元。

经济评价基础参数分别为：①社会折现率为12%；②项目改造时间为3年；③生产期为10年；④以直线法折旧，固定资产的综合折旧年限为10年；⑤矿产资源补偿费为销售收入的1%；⑥资源税为12元/吨；⑦销售费用为6.5元/吨；⑧以销售收入的6‰作为城建及教育附加税；⑨所得税率为33%。

根据上述改造工程项目，做了盈利能力分析，主要体现在以下几个方面。

（1）效益方面。改造后的扶余油田每年增加3.5×104t的商品油，销售收入3980×104元；每年节约1000×104度电，节约电费430×104元；在人员方面精简800多人，人员花费方面节省2800× 104元。

（2）费用方面。随着商品油的增加，销售量也随之增加，在生产期，所得税和资源税分别增加1 392×104元/年和42×104元/年。

（3）盈利能力方面。改造后内部收益率为19%（税后），净现值14768×104元，投资回收期为6.58年。

（4）综合效益、费用和盈利方面。该方案在经济上是可行的，而且经过调研，扶余油田地面工程改造风险比较小，改造后的油田整体效益好，在油价波动方面的风险也是相对比较小的[6]。因此，该方案不仅在经济上是可以行的，而且改造风险较小，油气集输系统改造能取得较大的经济效益。

4 结论

对扶余油田油气集输系统的改造，解决了能耗大，设备老化腐蚀等问题。不加热集输流程的应用，大大降低了运行能耗，在减少加热炉数量的同时，降低了设备工作风险。在电能消耗方面，每年可节约1000×104度电，节约电费430×104元。通过更新老化腐蚀的设备、更换新的集输管线，提高了系统的负荷率，工作效率大大提高。合并接转站、集输站以及部分输油站，优化了集输管网，简化了油气地面工程整体布局，改造项目的经济效益明显。

[1]赵玉华．大庆油田地面工程优化调整改造基本思路[J]．石油规划设计，2003，14（1）：34-38.

[2]唐丹．产生建设项目的经济后评价[J]．油气田地面工程，2012，31（6）：72.

[3]石少敏．扶余油田油气集输系统改造项目方案策划研究[D]．吉林：吉林大学，2009.

[4]唐国维，杨辉，邵强，等．大型石油装备投资评价系统的实现[J]．大庆石油学院学报，2001，12（4）：88-91.

[5]唐国维，杨辉，邵强，等．大型石油装备投资评价系统地实现[J]．大庆石油学院学报，2001，12（4）：88-91.

[6]赵晓卫．老油区集输系统优化技术及应用效果[J]．油气田地面工程，2013，32（6）：61-62.

15390853781、ylc008@aLiyun.com

（栏目主持 李艳秋）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.10.008

曹昱亮：副教授，1997年毕业于天津城市建设学院，现任职于天津理工大学，研究方向为物流与供应链管理、工程管理。