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煤层气地面工程投资估算和参数确定方法研究 3 罗东坤 褚王涛中国石油大学北京工商管理学院 摘要地面工程投资在煤层气总投资中占有较大比重,其估算的合理性是影响煤层气投资经 济评价结论准确程度的关键因素之一。作为一种刚刚由勘探转向开发阶段的非常规天然气资源, 煤层气有着与天然气不同的开发生产和产业发展阶段特点,因此建立针对煤层气的地面工程投资 估算体系具有重要的意义。以煤层气开发生产和现阶段发展特点为基础,分析目前煤层气开发实 践中常见的地面工程构成,最终建立一套可以用于概念阶段煤层气目标区评价和优选的地面工程 投资估算及有关参数确定方法。 关键词煤层气;地面工程;投资估算;经济评价 基金项目中欧能源环境项目“中国煤层气生产可行性研究” EuropeAid/ 120723/ D/ SV/ CN资助 1 煤层气地面工程投资的特殊性 111 煤层气开发特点 1煤层气开发工艺特点。煤层气主要以压力吸 附形态贮存在煤层中,其开发工艺是通过排水降低压 力,使煤层内大量的吸附气脱离煤层的束缚进入煤层 割理、裂隙系统或压裂裂缝,最后进入井筒产出[1]。 与油气相比,煤层气开发工艺特点使得煤层气田不需 建设注水工程,因而不产生相关投资。 2煤层气集输工艺特点。经过近年来煤层气 先导性试验的摸索,煤层气集输逐步形成了“单井 -集气管网-集气站-输气管网-压气站-末站” 的工艺流程,并且选择了适合煤层气压力特点的管 网建造材料。随着新工艺流程和管网建造材料的采 用,煤层气地面工程投资不断下降。 3煤层气自身特性。从化合物构成来看,煤 层气的组分包括甲烷、重烃、二氧化碳、氮气等, 其中主要为甲烷,其他组分含量较少。由于二氧化 碳含量很少,且基本不含硫化氢气体,因此不存在 硫化氢剧毒以及硫化氢和二氧化碳引起的强腐蚀问 题,这减少了煤层气地面工程投资中的防腐和环境 保护支出。 112 中国煤层气产业发展阶段特点 中国煤层气开发刚刚进入小规模商业化生产阶 段,产量较小。目前的利用模式为煤层气在末站压 缩后通过槽车外运,供应当地居民和工业企业作为 燃料。随着煤层气探明储量和产量的不断提高,煤 层气将进入大规模商业化开发阶段,建设煤层气长 输管道或连接天然气长输管道的支管线来连接外部 市场成为必然选择,因此外输管道建设投资也将成 为煤层气地面工程投资的重要组成部分。此外,为 了控制投资风险,实现大规模商业开发,主要的煤 层气企业都在采取措施不断优化、简化地面工艺流 程以减少投资。 2 地面工程构成 煤层气开发可以划分为三个阶段,包括产能建 设期、稳产期和递减期,其中产能建设期和递减期 涉及到地面工程建设,但是两者的地面工程构成有 所不同。 211 产能建设期 在产能建设期,需要新建地面工程以保证能够 对设计产能下产出的煤层气进行集输、处理和外 输。这一阶段的煤层气地面工程指为煤层气开发配 套的地面生产系统,包括地面集输系统和辅助工程 系统两部分。由于煤层气区块地质条件、地理条件 和各煤层气企业技术能力不同,不同企业和不同地 区的煤层气地面工程系统的施工内容也不尽相同。 但在一般情况下煤层气地面工程系统主要由以下内 容构成① 地面集输系统;② 辅助工程系统。 212 递减期 在递减期,需要接替开发新的煤层气探明储量 以弥补产量的递减。煤层气赋存具有含气面积大和 多煤层储集的特点,因而接替方式包括动用深度更 大的煤储层中的煤层气探明储量以及动用周边含气 区域的煤层气探明储量。纵向接替不需要重新建设 地面工程,不产生相应的投资。横向接替时,根据 开发区域煤层气资源量满足市场需求能力的不同, 接替目标可以分为维持设计产能和满足增长后市场 需求两类。在维持设计产能时,必须考虑利用已有 72 油气田地面工程第27卷第3期20081 3 地面工程的潜力,以减少投资。在这种情况下,新 建的煤层气地面工程主要包括井场、集输管网和供 电工程等。在满足增长后市场需求时,除了维持设 计产能对应的地面工程构成外,新增市场需求对应 的地面工程构成等同于产能建设期的地面工程构成。 3 地面工程投资估算 在煤层气目标区概念评价和选区阶段,煤层气地 面工程投资估算主要依据国家或石油企业自身的规 定、技术评估后的建设方案以及基础估算参数[2]。 311 产能建设期 I1 A1P11 式1中,I1表示产能建设期煤层气地面工 程投资;A1表示煤层气开发首次利用的含气面积; P1表示按照市场价格调整后的本地区煤层气单位 面积地面工程投资近年平均值。 312 递减期 1维持设计产能的接替。当煤层气资源量相 对较小,接替时只需考虑维持首次设计的产能。在 这种情况下,地面工程投资可以由以下方程估算 I2 AiP2 i 2,3⋯2 式2中,I2表示维持设计产能时的地面工 程投资;Ai表示煤层气开发第i次产能建设时利用 的含气面积;P2表示考虑充分利用己有地面工程下 按照市场价格调整后的本地区煤层气单位面积地面 工程投资平均值。 2满足增长后市场需求的接替。当煤层气资 源量相对较大,则接替时需考虑满足增长后市场需 求。在这种情况下,地面工程投资由以下方程估算 I3 I31 I323 I31 Ai1P1 i 2,3⋯4 I32 Ai2P2 i 2,3⋯5 Ai Ai1 Ai2i 2,3⋯6 式3中,I3表示满足增长后市场需求时的 地面工程投资;I31表示新增市场需求对应的地面工 程投资;I32表示维持设计产能对应的地面工程投 资。I31、I32可以分别由式4和5计算。式 4、5、6中,Ai1表示煤层气开发第i次产能 建设中满足新增市场需求而利用的含气面积;Ai2 表示第i次产能建设中维持第i -1次设计产能而利 用的含气面积。 4 地面工程投资估算参数的确定 中国煤层气正处于大规模商业化开发前夕,这 一阶段的地面工程投资具有两个特点① 煤层气勘 探开发活动形成的地面工程投资数据较少,且主要 集中在沁水盆地;② 地面工艺的变化不断影响着煤 层气地面工程投资。因此,在确定地面工程投资估 算参数时,需考虑跨地区类比和地面工艺的变化。 411 跨地区地面工程投资估算参数的类比 煤层气开发属于资源采掘行业,地面工程投资 受地理条件的影响。地理条件包括煤层气目标区所 在的地理位置、地表条件、气候条件、基础条件和 社会条件等[3]。中国煤层气地面勘探开发活动主要 集中在沁水盆地,因此可以以沁水盆地的煤层气地 面工程投资历史数据作为基准,类比得到其他地区 的煤层气目标区地面工程投资估算参数,然后按照 市场价格进行调整。跨地区地面工程投资估算参数 可以由以下方程类比 Po Pbf7 式7中,Po表示煤层气目标区的地面工程 投资估算参数;Pb表示沁水盆地或其他作为基准地 区的煤层气地面工程投资估算参数;f表示地理条 件类比系数。 中国的油气工业发展成熟,积累了丰富的地面 工程投资统计数据,地理条件类比系数可根据各煤 层气区块所在或邻近油气田的地面工程投资统 计数据得出。地理条件类比系数可由以下方程估算 f P′o/ P′b8 式8中,P′o表示煤层气目标区所在或邻 近油气田的新建单位天然气产能地面工程投资的 近年平均值;P′b表示煤层气基准地区所在或邻 近油气田的新建单位天然气产能地面工程投资的 近年平均值。 412 地面工艺的变化 受到煤层气开发特点的限制,中国煤层气大规 模开发要求地面工艺向低投入和针对外输的方向发 展,这将对地面工程投资估算参数产生直接的影 响。例如,为了适应大规模开发的需要,井口智能 计量工艺正在向简单计量工艺发展,整个压力系统 的优化范围正在由从井口至CNG压气站向从井口 至外输管道发展,这些开发工艺的变化必将改变地 面工程所采用的设备,从而影响地面工程投资。此 外,煤层气地面总工艺流程的优化使得地面工程的 构成发生了改变,新的分项工程的建筑工程费用、 设备购置费用和安装费用也将发生变化[4],从而影 响地面工程投资。地面工艺的变化对地面工程投资 估算参数的影响一般没有经验可循,需要有针对性 地调研以确定有关参数。 82 油气田地面工程第27卷第3期20081 3 胜利东辛输油管道生产运行优化的试验研究 支淑民中国石油大学华东 史培玉胜利油田油气集输公司输油分公司 摘要为实现优化原油资源配置,将含 硫原油进行分储分输,但分储分输后管道运 行动力费用和热力消耗费用也相应增加。为 提高管道的输油能力,降低输油成本,进行 管道生产运行优化试验,通过试验获得最优 运行方案。应用该方案,可提高岗位职工技 能,不但减少了消耗,还减少了设备运行调 节次数,减轻了职工的劳动强度。 关键词胜利油田;原油输送;运行 1 管道运行优化试验提出的背景 东辛输油管道全长8219 km担负着胜利油 田向齐鲁石化的供油任务,共设有东营原油库、花 官输油站、广饶输油站、临淄原油库等四座输油站 库,最大设计输量880104t/ a ,最小设计输量 260104t/ a。 2004年前,东辛输油管道将胜利油田各采油厂原 油输至齐鲁石化, 2004年后,根据中石化集团公司提 出的为实现优化原油资源配置,合理调整炼油装置, 实现股份公司整体效益提高的目标,决定将胜利原油 按含硫量分为低含硫原油和含硫原油进行分储分输、 集中加工后,向齐鲁石化胜利炼油厂集中输送含硫原 油,完成400104t/ a的原油外输量。含硫原油分储 分输后,由于含硫原油的粘度、密度等油品性质的 变化,各站库外输泵排量降低,对管道输油量造成 较大影响。为了保证输油生产运行及外输任务的完 成,各输油站供油泵启运台数增多,运行时间延 长,造成输油动力费用增加。另外,东辛线由于输 送粘度较大的含硫原油品,在冬季生产运行时出站 油温必须升高,才能保证正常输油量,使得加热炉 运行台数增加,这就造成输油热力消耗费用增加。 也就是说,在输油量相同的情况下,含硫原油的输 油能耗将增大。 2 管道运行优化试验 对于一条输油管道,能源消耗的方式为当输 油温度上升后,其输油的动力消耗相应降低,反之 当输油温度降低后,其输油的动力消耗相应增加。 因此,针对输送含硫原油油品性质,为提高输油管 道的输送能力,降低输送原油所发生的能耗费用, 从节能和降低输油成本的角度出发,用管道运行能 耗最低作为最优化准则,建立了一个两级递阶优化 模型。利用线性规划原理,对东辛输油线实施大输 量试验,确定泵组合与管路的最优匹配及最优的输 油温度,制定最佳运行方式,实现运行参数的优化。 211 试验目的 通过试验分析东辛线的输油能力以及输油单 耗,分析出东辛线现有输油泵机组、热力系统的运 行状况及东辛线运行中存在问题,制定东辛线优化 5 结论 基于煤层气开发的特点和产业现阶段的发展要 求,建立了适合于产能建设期和递减期的地面工程 投资估算方法及相关参数的确定办法,形成了煤层 气地面工程投资估算体系,可以用于概念阶段煤层 气目标区评价和优选。煤层气地面工程投资估算体 系具有阶段性的特点,随着中国煤层气大规模开发 的逐步推进,还需要经济评价人员依照煤层气地面 工艺的发展情况以及当地地面工程实践的数据积累 进行调整。 参考文献 [1]雷群,李景明,赵庆波.煤层气勘探开发理论与实践[ C].北京 石油工业出版社,2007. [2]张松.油田地面工程项目的评估[J ].油气田地面工程,1999 ,18 4 . [3]罗东坤,俞云柯.油气资源经济评价模型[J ].石油学报,2002 ,23 6 . [4]徐国盛.油气工业技术经济评价方法及应用[ M].成都电子科 技大学出版社,2001. [第一作者简介]罗东坤教授,博士生导师, 1998年毕业于石油大学华东煤田、油气地质 与勘探专业,现为中国石油大学北京工商管理 学院教师。010 69740356、ldkun sina1com 栏目主持 杨 军 92 油气田地面工程第27卷第3期20081 3