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 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 进展状态 项目进度(%)
JZ25-1S 海上联合调试,准备投产 88
JX1-1 陆地建造正在进行,海管正在铺设 65
JZ25-1 正在进行陆地建造 59
JZ25-1 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,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90×104m3/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南油田群开发项目考虑后续油田的接入等因素,将85km外输气管线的管径由304·8mm增至355·6mm,这种重大方案变化虽然在整体上满足了经济开发和宏观战略,但由于推迟了设计完工时间,给后续的采办、建造、安装带来一系列的计划调整,气管线不能按时投产的风险骤然提高。
1·3 生产设施共享
生产设施共享也是区域化开发项目的一个特点,不仅能满足经济开发的需要,在某些方面还能降低风险。例如,锦州25-1南油田群开发项目的联网供电方案中, JX1-1油田不设电站,所需用电由JZ25-1S和JZ25-1油田电站联网后通过海底电缆提供。这种方案使各油田之间互供电力,减少了备用机组数量,提高了电网运行的经济性,还能承受较大的冲击负荷,有利于改善提高电能质量,但另一方面则面临了30km长距离大负荷电量输送相关的风险。
2 动态关联风险控制模式及其实践
为应对海上油气田区域化开发带来的新的风险,锦州25-1南油田群开发项目进行了风险控制方法的探索和实践。在借鉴PMI(美国项目管理协会)标准风险管理程序(包括风险规划、风险识别、风险评估、风险应对、风险监控)的基础上,积极探索与我国海洋石油开发项目管理实际相结合的、可操作性强的管理方法。最终建立了以动态管理、关联性风险分析、综合评估为主要特点的风险管理模式。
2·1 动态管理
在区域化项目管理过程中,随着项目的进展,尤其是周边油田的接入,不仅产生新的风险,而且原来辨识出的风险也在不断发生变化。因此,与常规项目的“一次分析、统一评估、持续监控”不同,区域化开发项目必须高度重视风险的可变性。
锦州25-1南油田群开发风险管理模式总的指导方针为:“风险辨识先行,风险控制措施有效,分层次进行全面风险管理”,并通过季度风险分析专题会、月度风险控制报告等动态管理机制来“分阶段辨识、动态评估、持续监控”,从而确保了项目运行过程中不断变化的风险得到全面辨识,同时借助IT手段,即建立网络化的软件系统来达到全员风险控制的目标。
2·2 关联性风险分析
区域化开发时各油田间风险会互相影响,一个油田出现问题将影响全局,因此锦州25-1南油田群开发项目的风险管理建立在高度重视油田之间风险因素的关联性分析上。通过定期召开项目组全体人员会议,利用“BrainStorming”(头脑风暴法)方法来确保风险辨识的全面性;通过借鉴“HOZAP”(危险与可操作性研究)分析方法来确保风险辨识的系统性;通过“PeerReview”(旁观者清)方法获得对风险的全面认识。
2·3 综合评估
风险的量化管理是风险控制的难点,需要建立合理的模型和花费较多的人力才能取得成效。对于项目管理而言,为每个风险进行细致的定量评估会影响项目的运行效率并且实际意义不大,因此锦州25-1南油田群开发项目的风险评估是建立在根据历史经验进行定性分析的基础上,对每个风险发生的概率、影响程度不做更多的量化,风险类型仅分为重点控制风险和提示性风险2类,风险级别仅分为高、中、低三档,关键是在全面辨识的基础上抓好风
险应对措施的落实。
为了更好地评估整个项目的风险程度及应对措施的有效性,项目组建立了操作简便的风险评级标准(表
