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1、探索与研究区域化开发项目的风险控制方法 摘 要 我国近海特别是渤海海域的石油开发模式已从大中型油田的“独立”开发、油田群的“联合”开发,发展到目前的区域性“联动”开发(简称区域化开发)。区域化开发模式通过工程设施资源共享实现了区域内油气田开发经济效益最大化,但同时也给海洋石油开发工程建设带来了新的风险因素。针对区域化开发模式对海洋石油开发工程建设风险控制的影响,通过锦州25-1南油田群开发工程建设风险管理与控制实践,总结提出了一种适应区域化开发模式下风险管理与控制要求的动态关联风险控制模式。 关键词 锦州25-1南油田群 区域化开发 风险管理
2、动态关联 海洋石油开发是高风险行业,因此风险控制一直是海洋石油开发工程项目管理的重要内容。我国近海特别是渤海海域的石油开发模式已从大中型油田的“独立”开发、油田群的“联合”开发,发展到目前的区域性“联动”开发[1](以下简称区域化开发)。渤海海域边际油气田数量多,而且这些边际油田大多储量规模小、油藏地质条件复杂、流体性质差,在目前技术经济条件下单独开发经济效益较差,区域化开发模式正是通过工程设施资源共享,实现了区域内油气田开发经济效益最大化。但同时,区域化开发也给海洋石油开发工程建设带来了一系列新的风险因素,给开发项目的风险控制提出了新的课
3、题。 1 区域化开发对风险控制的影响1·1 多油田联动开发区域化开发项目突出的特点就是以经济开采为目标,以点带面实现多个油田统筹规划开发。但是,区域性开发项目所涉及区域内的油田大多不是同时启动开发。以锦州25-1南区域化开发项目为例,有的油田已经投产,有的油田正在建造,还有的油田正处在设计阶段,表1所列为截至2009年底锦州25-1南油田群开发项目进展状态。这种多线作战的局面相对于单一油田的开发,增加了项目管理的组织风险和人力资源风险。表1 锦州25-1南油田群开发项目进展状态(截至2009年底)油(气)田
4、进展状态 项目进度(%)JZ25-1S 海上联合调试,准备投产 88JX1-1 陆地建造正在进行,海管正在铺设 65JZ25-1 正在进行陆地建造 59JZ25-1 南区正在进行ODP内部审批 0 (1)项目组织风险 单一油田开发项目组织结构和工作流程经过多年实践已基本固定,但为了适应区域化开发,必须做出适应性调整。例如,单一油田
5、开发设计阶段结束后,设计人员将全部投入现场监造,但对于区域化开发项目,这样的流程就不完全适应;而且,由于油田间设计的关联性,单一地增加部门和人员不仅不能解决问题,还会带来项目管理成本的增加。因此,必须适时对项目组织结构和管理流程进行动态调整,才能充分发挥项目管理的效率优势。(2)人力资源风险 单一油田开发时,开发项目组的骨干技术力量是相对稳定的,但区域化开发时,人员资源配置,尤其是骨干技术力量配置就不是这样了。为了适应区域化开发,一方面骨干力量的工作效率必须得到充分的利用;另一方面,必须在开发项目组内部建立起人才培养机制并着力培养项目团队文化
6、,使新增人员能够迅速融入到团队中,以降低工作量迅速增大带来的人才危机。1·2 外输通道共享区域化开发项目大多在设计上按照油气统一外输考虑,这种方式在满足经济开发的同时,也带来了开发和生产风险。一方面,随着周边油气田的接入,混输液体成份会发生变化,对海管的外输能力和计量设备的正常运行都会带来一定风险;而且,外输通道的最小输量和高峰输量会差别很大,必须预估各种不同工况带来的风险。以锦州25-1南油田群开发项目94km外输管线为例,先期只有JZ25-1S油田投产,后期将陆续接入JX1-1和JZ25-1油田的生产液体。JZ25-1S原油外输量预计为90
7、×104m3/a,原油外输泵的选型为75m3/h,共计3台;但后续2个油田的接入会使3个油田的高峰年产量达275×104m3/a,起输压力达到12·8MPa,而且JZ25-1S油田初期投产时为非全油田投产,预计产量可能会低于1500m3/d,起输压力不到3·0MPa,同时JZ25-1S经济生产年限大于另外2个油田。综合考虑各种风险因素,开发项目组将原油外输泵选型方案调整为4台大泵、1台小泵,既保障了高峰年产量需要又保证了低流量时油田起输的需要。另一方面,统一的外输通道如果不能按计划建成或稳定运行,必将同时影响区域内所有油田的正常生产。因此,统一
8、的外输通道不仅设计要合理,而且必须在规定的工期内建成,还要有更高的完工质量,以降低因外输通道出现事故带来的停产风险。例如,锦州25-1南油田群开发项目
