气举采油在滩海油田的开发应用与经济评价[2]
简介：进入21世纪以后，人类对石油资源的需求越来越大，油气资源开发逐步向海上扩展。与传统的陆地油气资源开发方式相比，滩海油田特殊的地理环境和井身结构使其在钻井井型、井口装置、举升方式和安全环保等方面均有其特殊性。目前，滩海油田主要采用人工岛布设大位移水平井实现海油陆 ...
四、气举采油在滩海油田1-3人工岛应用开发的经济评价
(一)气举采油和传统采油前期投入及运行成本对比分析
1.前期投入费用
气举采油和传统采油前期投入主要的差异在于气举采油需要购置压缩机，而传统采油方式需要购置抽油机等设备。1-3人工岛天然气压缩机采取租赁方式投入，单台压缩机年租赁和生产保运费用约为184万元，按照租赁6台压缩机满足开井87口测算每年投入资金1,104万元。若该区采用直线抽油机开采，按照购买安装抽油机每台50万元，开井87口需要一次性投入资金4,350万元。
2.生产运行费用
气举井在生产过程中的重点费用主要为动力费、作业费、清蜡费、材料费等。与传统采油方式相比比较，除清蜡费用较高外，其它主要费用均低于传统采油成本。以历史数据对比，气举采油相比传统采油方式生产单位产量的运行成本降低约为79.45元/吨，降幅达到25.3%。
气举采油由于出液含气量高比传统采油方式更易结蜡，因此清蜡费用较高。
气举采油无需下抽油杆和电泵，因此有效地避免了因更换油杆和检修电泵做成了大量油杆、电泵配件、电泵料等材料费的支出。
3.小结
综合前期投入和后期运行维护费用情况，在1-3号人工岛生产规模不变的前提下，假定按照设备报废年限为8年测算，相关设备都通过直接购买的方式测算，气举采油和传统采油的折旧费分别为690万元和543.75万元，折合单位成本分别为21.02元/吨和16.56元/吨;后期运行综合单位成本分别为234.73元/吨和314.18元/吨，气举采油单位成本与传统采油相比降低74.99元/吨，全年节约费用约为2,462万元，具有明显的经济效益。
(二)净现值对比分析
举升方式应从技术可行性角度进行初选，并对初选的结果进行经济效益评价，在此基础上实施对举升方式的优选。假定以滩海油田1-3人工岛气举采油方式与传统其他采油方式进行对比评价，以财务管理净现值为依据，按照两个互斥方案进行项目决策，选择孰优方案投资。净现值大于零则方案可行，且净现值越大，方案越优，投产效果越好。
应用净现值法对两种采油方式效益进行对比分析。
计算依据：根据滩海油田2009-2012年历史修正的财务数据和生产数据，利用1-3人工岛相关数据与滩海油田整体平均水平对比，按1-3人工岛各年修正产油量进行分析。按照1-3人工岛产油量、产气量和原油、天然气平均销售价格确定现金流入，传统采油初始投入按照购置设备(抽油机)、气举采油初始投入按照融资租赁(天然气压缩机)和后期运行吨油成本确定现金流出，分别计算两种采油方式的净现金流量。参考市场平均资本成本率7.5%作为贴现率，对净现金流量进行折现，确定净现值。最后计算出两种采油方式的净现值，净现值较高者为孰优方式。
经计算1-3人工岛气举采油方式的修正净现值为545,401万元。
经计算1-3人工岛传统采油的修正净现值为533,611万元。
∑NPV1>∑NPV2，因此滩海油田1-3人工岛气举采油方式更具有经济效益。气举采油方式虽然前期投入购置天然气压缩机资金量较大，可选用融资租赁方式购入设备，但由于后期维护运行成本较低，后期成本会明显低于传统采油方式，从长远看气举采油更具有经济可行性。
五、结论
对于油藏埋藏深、油气产量高的区块而言，可使用连续气举采油工艺技术;对于地质情况复杂、断块小且部分油井低渗透、供液能力较差的区块，可使用间歇气举采油工艺技术。气举采油工艺技术在滩海油田1-3人工岛的研究与成功应用，加快了滩海油田的建产步伐，为滩海油田的开发提供了一种高效、低成本举升方式，推动了气举采油技术的发展，形成了较为成熟的适合滩海油田开发的经济技术方案。
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