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大王北油田低渗透油藏井网加密地面工程后评价

王光卿

(山东省东营市河口采油厂机关,山东东营 257200)

摘要：后评价是项目管理的重要环节,有助于检验项目的实施效果是否达到了预期标准.大52块处于滩海及养殖区相结合的特殊区域,集油、注水管线敷设均需依托道路进行建设,因此对大52块集油、注水、道路系统进行统一规划,满足滩海地区生产需求,对其发展具有重要意义.通过后评价发现该地面工程项目实施后集输、注水、电力等系统运行正常,满足了该油藏目前开发的需要,但部分分水改造工程及注水系统压力仍存在问题,今后应加强对相关方面的重视,不断改进.

关键词：地面工程；后评价；油藏

中图分类号：TB文献标识码：Adoi：10.19311/j.cnki.1672-3198.2018.16.100

作者简介：王光卿,高级工程师,本科学历,毕业于曲阜师范大学政治专业,研究方向：生产经营节能环保、规划计划、安全、油气储运等.

1引言

后评价作为项目管理的重要部分,是完成项目建设的最终环节,是衡量项目实施效果是否达到了预期收效的重要标准.项目后评价主要通过项目立项决策和设计的经济技术要求,检查项目是否实现目标及目标的实现程度,研究项目在实施过程中的经验和教训,并对项目竣工之后达到的作用、效果和影响力进行分析,为实施建设其他项目、调整完善在建及已建项目提供借鉴价值.

2项目后评价理论介绍

项目后评价指的是在项目完工后,客观系统地分析项目的目标达成情况、效益、作用及影响等.

2.1项目后评价方法

后评价方法大体可分为统计预测法、对比分析法、逻辑框架法及效益分析法等几种类型.其中,对比分析法是最常用的方法之一,包括横向对比法、前后对比发和有无对比法三种方式.本文主要采用前后对比法,针对项目建成后的运行效果与建设前制定的项目目标进行对比分析,确定已完工部分及未完成项目内容,针对未完成部分找出原因及存在问题,并提出行之有效的对策建议以完善改进项目运营效果.

2.2项目后评价内容

项目后评价的主要内容大致包括以下五点：（1）目标评价.评价项目是否达到了预期目标.（2）过程评价.项目实施过程是一个确定已经发生的真实情况,将其与项目预期目标进行分析比较,并对其差别及产生原因进行评价的过程称之为项目过程评价.（3）效益评价.对项目实际运营的收效情况与其建设过程中的总花费进行比较的过程称之为效益评价,大多采用经济评价及财务评价两方面.（4）影响评价.项目从建设到运营的整个环节必将对社会、经济及周围环境产生深远影响,将项目对各方面的影响与未实施项目时可能发生的情况进行比较,以判断项目实施绩效及影响的过程即为影响评价.（5）持续性评价.对项目的实施情况、运营效果、环境影响、财务及经济效益等方面进行的评价称为持续性评价.

3大52块低渗透油藏井网加密调整地面工程后评价内容

3.1项目简介

大王北油田大52块位于山东省东营市河口区新户乡境内,距河口首站直线距离26km,隶属于河口采油厂采油管理十区.大52块地处滩海地区,濒临渤海,构造简单,地势低凹,水域面积较广,易受风暴潮影响；油层多且薄、物性差,大52块沙二段为滨浅湖滩坝沉积,纵向划分为7个砂层组、60个含油小层,储层平均孔隙度15.3%,平均空气渗透率18.5×10-3μm2,为中孔、低渗储层.区域主体裂缝方位为近东西向61°~104°.储层具有中等偏弱水敏、非速敏、偏弱盐敏、弱碱敏、非酸敏的特性；原油性质好,地面原油密度为08407～0.8831g/cm3,平均为0.8550g/cm3,地面原油粘度7.2～47.7mPa·s,平均为21.1mPa·s；地下原油密度0.7218g/cm3,地下原油粘度1.1mPa·s.地层水为NaHCO3型,总矿化度26900mg/L；地层常压常温,原始地层压力33.7MPa,饱和压力16.36MPa,地层压力系数1.0左右,属正常压力系统.原始油层温度110～120℃,地温梯度为3.1℃/100m,属于正常温度系统.

3.2油气集输

3.2.1可研设计要点

采用“枝状串接+远端井台加热”密闭集输、示功图远传计量工艺,油井产液输至大北集油站处理.新建Φ114×4集油干线3.85km、Ф89×4集油干线1.15km、Ф76×4单井集油管线1.50km,管线沿道路路肩敷设；新建计量标定装置1套、加热炉7台,大三接转站新建Ф2400×10300三相分离器1台、加药装置1套.

3.2.2项目实施情况

实施后按可研采用井口加热集输流程,新建Φ114×4集油管线3.80km、Φ89×4集油管线1.20km、Φ76×4单井集油管线1.50km、加热炉7台,与可研基本一致；较可研增加改造计量站Ф159×6外输管线4.50km；大三接转站目前进站液量低于可研预测,目前处理能力能够满足要求,可研扩建Ф2400×10300三相分离器1台、加药装置1套未实施；单井计量采用油井远传在线计量模式,与可研一致,计量精度能够达到要求,辅助计量标定装置未实施.

3.2.3投资完成情况

实际油气集输工程投资较可研增加162.99万元.主要原因：一是较可研增加计量站外输管线改造工程,增加投资337.43万元；二是大三接转站扩建工程未实施,较可研减少投资106.83万元；三是辅助计量标定装置未实施,减少投资40.00万元；四是新建集油管线与可研基本一致,投资减少27.61万元.

3.3注水工程

3.3.1可研设计要点

污水水源来自大三接转站污水,水源井为补充,注水依托大三注水站.大三接转站新建200m3加高一次除油罐1座、200m3混凝沉降罐1座、150m3污水缓冲罐1座、Ф2400多介质过滤装置1套、Ф2000金属膜精细过滤装置1套、150m3反冲洗水罐1座、加药装置3套及配套设施,大三注水站新建22m3/h柱塞式注水泵2台、400m3注水罐1座及配套设施,站外新建Φ108×17注水干线1.20km、Φ60×10单井注水管线6.00km、配水间2座.

3.3.2项目实施情况

实际注水水源来自水源井水,大三接转站新建水处理装置,包括过滤器及加药装置等；改造大三注水站,包括新建注水泵房、400m3玻璃钢注水罐、柱塞式注水泵等设备及改造流程等；新建配水间3座,较可研增加2座,扩建20#配水间,与可研一致；新建Φ60×10单井注水管线7.37km,较可研的6.00km增加1.37km；新建注水站Φ108×17注水干线3.00km,较可研的1.20km增加1.80km.

3.3.3投资完成情况

实际注水工程投资较可研增加142.15万元.主要原因：一是新建注水管线长度较可研增加3.m,增加投资233.04万元；二是大三注水站较可研增加注水泵房建设等工程,增加投资204.80万元；大三接转站改造工程量较可研大幅减少,减少投资398.32万元.

3.4电力工程

3.4.1可研设计要点

电源引自附近线路,新建6kV架空线路6.00km.

3.4.2项目实施情况

完成新油井单井配电,新建6kV架空线路8.15km,较可研的6.00km增加2.15km；安装变压器、新井配电箱、新井控制柜等；较可研增加大北三线电力线路调整改造工程.

3.4.3投资完成情况

实际供电工程投资较可研增加90.60万元.一是较可研增加供电改造投资69.23万元；二是较可研增加大北三线电力线路调整改造投资69.23万元.

3.5道路工程

3.5.1可研设计要点

对已建土路按漫水路标准进行改造,并增加管廊带及护坡,改造长度5.50km；对沥青路单侧进行改造,设置管廊带及护坡,改造长度3.00km.

3.5.2项目实施情况

实际按滩海地区漫水路标准改造进井道路2.50km,较可研的8.50km减少6.00km.

3.5.3投资完成情况

实际道路改造长度较可研减少6.00km,减少投资1232.08万元.

4结论及建议

本文通过对大52块低渗透油藏井网加密调整地面工程进行后评价,针对油气集输、注水工程、电力工程、道路工程等部分出现的问题实施项目,并比较了实施前后的区别,具体结论如下所示：

（1）项目实施后,实际完成地面工程投资5614.29万元,较可研的7954.85万元减少2340.56万元,可研投资完成率为70.6%,较批复的6236.00万元减少621.71万元,批复投资完成率为90.0%.实施后平均单井地面工程投资为140.36万元,较可研的189.40万元减少49.04万元,较批复的148.48万元减少8.12万元.

（2）油气集输、注水依托已建系统,可研输送、计量工艺成熟适用；在地面工程实施过程中,根据实际产液量低于可研的实际做出了相应调整,大三接转站扩建三相分离器未实施；实施后集输、注水、电力等系统运行正常,满足了该油藏目前开发的需要.

（3）大三接转站来液分水改造工程未实施,对油藏今后增注提液开发将产生不利影响,建议根据断块产液量增加情况,择机优化实施项目剩余工作量.

（4）目前油藏边部注水井欠注严重,注水系统压力不能满足注水需求,建议继续完善注水配套,确保系统压力按设计35MPa压力等级正常运行.

通过以上分析可以发现,大王北油田大52块低渗透油藏井网加密调整地面工程中油气集输、注水工程、电力工程基本运行正常,但部分分水改造工程及注水系统压力仍存在问题,今后应加强对相关方面的重视,不断改进.

参考文献

［1］肖艳玲, 王长青, 刘天夫.油田地面工程项目后评价指标体系构建研究［J］.辽宁工程技术大学学报(社会科学版), 2011, 13(6):584-586.

［2］武承亮.海外油气项目后评价研究［D］.北京：对外经济贸易大学,2017.

［3］王敏.地面工程项目的后评价［J］.油气田地面工程, 2012, 31(3):74-74.

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