扶余油田油氣集輸系統改造項目經濟評價

天津理工大學

扶余油田油氣集輸系統改造項目經濟評價

曹昱亮天津理工大學

扶余油田經長年的開發生產，在油氣集輸系統方面帶來的折舊磨損十分嚴重，油氣管線因常年工作老化，管道腐蝕穿孔頻繁發生。針對扶余油田集輸系統存在的問題，從集輸系統整體上進行一次規劃、調整以及更新，預期目標是解決系統不密閉、能耗大的問題，改善管線設備老化現狀，優化站場設計，提高油氣集輸運行的安全性，實現可持續及高效發展。改造后的扶余油田內部收益率為19%（稅后），凈現值14768×104元，優化了集輸管網，簡化了油氣地面工程整體布局，改造項目的經濟效益明顯。

油氣集輸；改造工程；管線；經濟評價；效益

吉林油田已有50多年的發展歷史，扶余油田是吉林油田的發源地，為吉林油田的發展做出了不可磨滅的貢獻。隨著油田的長期發展，油氣集輸系統的改造也是從扶余油田開始的，在20世紀90年代，扶余油田遇到了嚴重的挑戰，生產狀況不佳，油氣集輸系統老化，在產量遞減的同時，管線的腐蝕老化也日益加快，能耗一年比一年大。在這樣的背景下，吉林油田對老油田進行了整體改造，采取增加新井等措施，但是還是不能提高年產量。吉林油田公司決定對扶余老油田進行油氣集輸系統的改造[1]，包括集輸工藝、電力系統、配套管線等方面改造，并做了項目經濟性評價以及不確定性和風險評估，制定了一份符合生產實際情況的改造方案，使得原油年產量再度達到100×104t。

1 油氣集輸系統現狀

扶余油田建有三個采油廠，分別管理三個集中處理站，一廠和三廠凈化原油先輸送到北油庫，再途經跨江管線，輸送到南油庫。二廠凈化原油途經跨江管線至新木油庫，再輸送至慶鐵管線。

扶余油田經長年的開發生產，在油氣集輸系統方面帶來的折舊磨損十分嚴重，油氣管線因常年工作老化，管道腐蝕穿孔頻繁發生。采油廠由于水質問題和管線自身老化，使得大部分分離器、閥門、儲油罐嚴重腐蝕，每年集油管線檢修達幾百次，不僅影響日常管線工作，而且帶來了相當大的經濟損失。油氣集輸及處理過程中，能源損耗問題嚴重，例如：在油氣集輸工藝中，主要是采取三管伴熱工藝流程，經常導致油氣生產能耗大，平均損耗率達2.3%。油氣管線的長年使用、替換率低，導致油氣集輸不連續、運行不平穩，影響了工作進程，特別是處理站和接轉站工藝設備效率低，負荷率低。而損耗的能量高，工程安全隱患比較大，急需要進行一次油氣集輸系統大改造[2]。

2 改造項目工程方案

針對扶余油田集輸系統存在的問題，提出了節能降耗、持續發展的目標，從集輸系統整體上進行一次規劃、調整以及更新，主要包括以下幾個方面，①合并或者取消不合理的接轉站、計量站、輸油站場；②減少運行設備，提高負荷率；③更換老化腐蝕集輸管線，提高管線安全性能；④從三管簡化為單管，降低投資與能耗，降低管理費用；⑤研究不加熱集輸流程邊界條件、擴大應用范圍；⑥優化集輸管網，簡化地面總體布局。

根據上述調整方案，預期目標是解決系統不密閉、能耗大的問題，改善管線設備老化現狀，優化站場設計，提高油氣集輸運行的安全性，實現可持續及高效發展[3]。油氣集輸改造工程具體工程量見表1。

表1 油氣集輸改造工程量

除了上述改造項目，還包括附帶產生的相關設備、零部件等改造工程量。

3 經濟評價

根據油氣集輸過程中涉及到的各個項目，總的費用可以歸納為建筑工程費、設備購置費、安裝工程費以及其他費用，投資估算取費標準按照行業文件標準來定價[4]。根據總體改造工程實際費用需要，優選一種方案，總的費用為29372×104元，各項目費用分別為建筑工程費4048×104元，設備購置費3122×104元，安裝工程費14821×104元，其他費為7381×104元[5]。投資建設費用明細見表2，投資建設估算見表3。

表2 投資建設費用明細104元

表3 投資建設估算表104元

根據投資進度計劃，總費用即投資總額為29372×104元。在2003年開展試驗，但不安排投資，從2004年開始投資，首批費用為10850×104元，2005年和2006年投資費用分別為9750×104元和8772×104元。

經濟評價基礎參數分別為：①社會折現率為12%；②項目改造時間為3年；③生產期為10年；④以直線法折舊，固定資產的綜合折舊年限為10年；⑤礦產資源補償費為銷售收入的1%；⑥資源稅為12元/噸；⑦銷售費用為6.5元/噸；⑧以銷售收入的6‰作為城建及教育附加稅；⑨所得稅率為33%。

根據上述改造工程項目，做了盈利能力分析，主要體現在以下幾個方面。

（1）效益方面。改造后的扶余油田每年增加3.5×104t的商品油，銷售收入3980×104元；每年節約1000×104度電，節約電費430×104元；在人員方面精簡800多人，人員花費方面節省2800× 104元。

（2）費用方面。隨著商品油的增加，銷售量也隨之增加，在生產期，所得稅和資源稅分別增加1 392×104元/年和42×104元/年。

（3）盈利能力方面。改造后內部收益率為19%（稅后），凈現值14768×104元，投資回收期為6.58年。

（4）綜合效益、費用和盈利方面。該方案在經濟上是可行的，而且經過調研，扶余油田地面工程改造風險比較小，改造后的油田整體效益好，在油價波動方面的風險也是相對比較小的[6]。因此，該方案不僅在經濟上是可以行的，而且改造風險較小，油氣集輸系統改造能取得較大的經濟效益。

4 結論

對扶余油田油氣集輸系統的改造，解決了能耗大，設備老化腐蝕等問題。不加熱集輸流程的應用，大大降低了運行能耗，在減少加熱爐數量的同時，降低了設備工作風險。在電能消耗方面，每年可節約1000×104度電，節約電費430×104元。通過更新老化腐蝕的設備、更換新的集輸管線，提高了系統的負荷率，工作效率大大提高。合并接轉站、集輸站以及部分輸油站，優化了集輸管網，簡化了油氣地面工程整體布局，改造項目的經濟效益明顯。

[1]趙玉華．大慶油田地面工程優化調整改造基本思路[J]．石油規劃設計，2003，14（1）：34-38.

[2]唐丹．產生建設項目的經濟后評價[J]．油氣田地面工程，2012，31（6）：72.

[3]石少敏．扶余油田油氣集輸系統改造項目方案策劃研究[D]．吉林：吉林大學，2009.

[4]唐國維，楊輝，邵強，等．大型石油裝備投資評價系統的實現[J]．大慶石油學院學報，2001，12（4）：88-91.

[5]唐國維，楊輝，邵強，等．大型石油裝備投資評價系統地實現[J]．大慶石油學院學報，2001，12（4）：88-91.

[6]趙曉衛．老油區集輸系統優化技術及應用效果[J]．油氣田地面工程，2013，32（6）：61-62.

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（欄目主持 李艷秋）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.10.008

曹昱亮：副教授，1997年畢業于天津城市建設學院，現任職于天津理工大學，研究方向為物流與供應鏈管理、工程管理。