工程设计审查能力提升的探讨范文

1跨越地面和地下专业局限

在国内油气田开发中，长久以来形成的“地面完全服从地下；地面工程为油藏和采油工艺配套”的习惯做法，使得地面工程处于被动服务的地位，不利于整体方案的优化。海外油气田开发中，需要协调地面（地面工程）和地下（油藏工程、采油工艺）的关系，充分考虑投资和效益，提高方案的综合水平。阿尔及利亚438B项目有多个小油田需要投入开发，开发方案为先自喷开发、后气举采油。然而，几个油田之间相距较远，且个别小断块油田只有几口井。如，KG区块转注后只有2口生产井，且距离规划的中心处理站37km；HEB区块转注后只有3口生产井，且距离规划的中心处理站33km。根据438B项目油田布局分散、开发效益较低等具体情况，设计审查时专家组提出，若要大幅降低地面工程投资，需要进一步结合地面和地下。根据区块特点，采用不同的采油方式，同时，要求将KG和HEB区块的2个油田接转站优化为混输计量站。通过项目公司与资源国国家石油公司的沟通，最终将KG和HEB区块油井的举升方式调整为螺杆泵举升，地面建设投资相应减少约3000万美元。尼日尔二期项目最初方案计划若干个油气区块同时开发，其中，南部边远的2个小断块油田均只设计3口井（目前各1口井），产量贡献小，并且距离最近的油田接转站较远，分别为93km和65km。根据油田具体情况和布局，设计审查时专家组建议优化开发方案，这2个断块暂缓开发，待周边有新的油田发现后再规模化投入开发，从而降低地面工程投资。通过与开发部门的沟通，专家组的建议被采纳，地面建设投资相应减少了约1亿美元。此外，油田地面工程与外输系统，即油田中心处理站与外输首站毗邻建设时要整体考虑，打破各自为政的独立建站系统，从设施共享、运行操作上协调设置，减少储罐、加热炉、喂油泵和公用系统的重复设计，实现设计和运行的共同优化。

2优选适宜设计方案

低成本战略在海外业务发展中极其重要，然而，有时资源国业务管理部门会提出过高的不合理技术要求。因此，在设计审查时需要综合考虑，使生产工艺和自控水平与项目规模、项目特点相适应，而不是一味地追求降低投资，同时，也不能无原则地接受资源国业务管理部门提出的不合理技术要求。伊拉克哈法亚项目，地面工程三期伴生气处理厂处理规模1133×104m3/d，组分中H2S摩尔百分比0.6%，商品气中H2S含量要求不大于7.5mg/L。在概念设计中，硫磺回收工艺采用2级低温（亚露点）克劳斯工艺，硫磺收率为98.5%。设计审查时，专家组建议采用3级低温克劳斯硫磺回收工艺，将硫磺收率由98.5%提高到99.2%，在投资增加不多的情况下，有效降低了尾气中SO2含量，有利于区域环境的空气质量，增强了操作人员的安全性和健康保障。伊朗南阿德扎甘项目，设计规模为1650×104t/a，生产井约200口。由于井流物腐蚀性较强，每个井场平台设有缓蚀剂注入橇，同时，设有H2S、可燃气体和火焰探测报警装置。概念设计中，井口未设计远程数据传输系统，伊方提出增加井口的数据传输。在设计审查中，专家组认为油田规模较大，井数相对较少，后期油田生产管理人员较少，且油田处于两伊边界巡检不便，因此，支持在采油井场平台增加RTU（远程终端单元），实现监控和数据远传，从而提高油田自控和管理水平。伊朗北阿德扎甘项目共有49口生产井，油田前期为自喷开发，后期当地层压力下降时，采取气举开发以维持产量稳定。其中，Gadvan油藏的最大关井压力为32.9MPa，气举压力为11.0MPa。伊方提出，站外集输系统进处理站的阀门关断时，井口管道、计量站和集油干线将面临超压的风险，要求在井口的单井集输管道上安装HIPPS（高完整性压力保护系统）或者站外集输系统按全压设计。设计审查时，专家组认为HIPPS系统造价过高，多应用于海底油井或海上平台，且伊朗受制裁影响无法采购HIPPS。另外，全压设计要求按照油藏最大关井压力进行设计，由于不符合油田开发基本常识，因此，建议在单井管道上设计紧急关断阀，集输系统按4.0MPa压力进行设计。通过项目公司与伊方的多次沟通，最终采纳中方专家组的建议。

3根据合同模式把控审查方向

海外项目与国内项目的最大不同之处是合同模式多样，这就要求参审专家需了解合同模式和财税条款，以便在设计审查中掌握尺度、把控设计方向。目前，海外油气项目合同模式主要有矿税制（现代租让制）、产品分成合同、服务合同和回购合同等。除回购合同外，多数合同模式下，中方与资源国石油公司合作，或与资源国石油公司和合作伙伴组成联合公司共同运营，或主导作业，或参与作业；少数情况下，中方占有部分股权，由外方作业。合同模式的差异导致了诸多不同，如，投资回收模式、资源国的监管范围和深度、股东协议的要求等。对于矿税制合同模式，资源国政府不太注重具体的技术细节，尤其是中方占绝对多数股份的项目，因此，中方对技术审查较为严格；对于产品分成合同模式，若项目规模较大，则成本油回收池也较大，尤其是对投资已经回收的后续建设项目，中方设计审查相对宽松；对于服务合同模式，由于初始投资对项目效益影响较大，因此，投资控制和审查较严，而对后续的工程则要求相对宽松；对于回购合同模式，投资回报是一个定值，且真正业主为资源国业务管理部门，建成后将由对方负责生产管理和操作，因此，中方基本接受其提出的合理要求。以上合同模式仅是基本原则，实际操作中还需要分析项目具体情况，如，矿税制合同模式中，在不同的持股比例、不同的股东协议要求下，需要具体分析、区别对待。

4掌握国际规范严把设计细节

在设计审查中，参审人员不仅需要掌握我国油气行业标准规范，同时，也需要熟悉国际规范，如，API（美国石油协会）、ASME（美国机械工程师协会）、NFPA（美国国家防火协会）、IEC（国际电工委员会）等标准，从而做好海外油气项目的设计审查工作。我国的石油标准最初主要是借鉴前苏联，在不断地修改、升版中吸取了API、BS（英国标准）、DIN（德国标准）等西方标准，但是，以API标准居多。因此，我国的石油标准在很多方面与API标准较为接近，甚至更为严格。但是，也有部分方面尚没有明确的规定，如，API对石油、化学和天然气工业用往复式压缩机中间分离器集水箱容积的规定为“应该满足容纳不低于15min预期产生的最大液体流量，不产生任何报警”，而我国标准中没有对压缩机级间分离器作详细规定；在油田消防规范中，NFPA20规定消防水泵的性能曲线是一条平滑曲线，而我国规范对消防水泵并没有详细规定。国内外规范的差异导致了技术和设备选用的不同，因此，需要审查专家全面了解各国规范的差异，处理好审查技术细节。

5优化简化设计

了解和掌握当前适用成熟技术，并在审查中推广应用，将会在很大程度上优化设计、降低投资、减少操作人员、提高效益。在尼日尔Agadi油田开发方案中，原定新建油田接转站一座，油井产液自井口集输到油田接转站气液分离后，液相用泵输送至已建中心处理站进行处理，天然气去新建火炬系统放空燃烧。设计审查时，专家组提出取消新建油田接转站，改为建设混输计量站，油井产液自井口集输到计量站后，油气水混输至已建的油田接转站进行处理；同时，根据该油田物性特点，将双螺杆混输泵改为单螺杆泵，从而更好地适应油田生产和降低投资。通过优化设计，投资额减少了约21%。

6结语

海外项目设计阶段的划分与国内不尽相同，但是，大体上可对应国内的方案、概念设计和基础设计。审查要点在不同的阶段各有侧重，整体方案优化的关键在方案阶段，确定适宜合理的技术水平和适用成熟的先进技术主要表现在概念设计阶段，对于合同的理解和国际标准规范的掌握主要体现在基础设计和概念设计阶段。因此，在设计审查中，审核专家需要把控审查要点，提升审查能力，从多角度优化设计，提升海外业务质量及效益。

作者：张兵单位：中国石油天然气勘探开发公司