500×104t/a原油处理列深度预制建设方案研究

李 昊，张 涛，姜华升

中国石油工程建设有限公司中东地区公司，北京 100120

在伊拉克各油田中，原油处理设施一般以集中处理站（CPF，Central Processing Facility） 和脱气站（DS，DegassingStation）的形式建设，尤其是在巴士拉省的西古尔纳、鲁迈拉、祖拜尔、马季努等巨型油田，以埃克森美孚、BP、埃尼、壳牌为代表的国际石油公司自2010年成为作业者以来，实施滚动开发，在油田区域内分阶段建设多座中心站，站内再分阶段建设多个处理列，形成了“区内多站、站内多列”的采出液处理设施总体布局。一般通过先期建设一座处理站，在站内建设一个或少量处理列，对建设方案进行探索，然后不断改进优化，最后将成熟模式和成功经验推广到后续工程建设中。

伊拉克的油田开发合同一般分为三个阶段：首次商业生产阶段、高峰产能阶段和稳产阶段。在第一阶段，各油田开发商已投产处理列的单列产能大多数为250×104t/a。在峰值产能阶段，为应对各种挑战，两家国际石油公司最先尝试建设单列产能500×104t/a的原油处理列，目前已按照传统建设模式和深度预制模式各自建成一列。在以往油气项目中，标准化、模块化和预制化扮演着重要角色[1-6]，本文以深度预制的处理列为例，阐述了预制化理论在实际工程中的应用方法，研究了模块和撬块的实施方案，进行了经济性分析，结合工程实践总结了建设方案的优缺点，为后续多个处理列的标准化建设提供借鉴和参考。

1 项目背景

1.1 项目概况

伊拉克某巨型油田位于巴士拉省，可采石油储量约60×108t，油田作业者为某著名国际石油公司。油田现有3座脱气站，建有10个处理列（每列250×104t/a） 和3个测试列（每列125×104t/a），当前油田总产能约3 000×104t/a。

按照油田开发合同，油田峰值产能将达到5 500×104t/a，计划通过新建5个原油处理列来达到该产能目标，每列产能均为500×104t/a。共分成3个建设阶段：首期建设1列，通过总结经验和教训，指导后续处理列的方案设计和优化；后续两个阶段中，每个阶段都将同时建设2列。因此，首列的成功对于实现峰值产能目标至关重要，本文以此作为研究对象。

1.2 风险与挑战

伊拉克巨型油田的开发合同有如下显著特点：投资大、合同期长、目标峰值产能高、本地化率要求高。合同执行受诸多外部因素影响，如：社会不稳定、自然环境差、缺乏合格工人、工业基础薄弱。内外部因素综合作用下，项目执行充满风险与挑战。

（1）在2010年签署的南部巨型油田开发合同中，各油田开发总投资额均超过百亿美元，合同期一般25～30年，未来很长时间内的各种风险无法准确预计，因此油田开发商希望快速建设，加快回收，提高财务抗风险能力。

（2） 油田开发合同模式为技术服务合同（TSC，Technical Service Contract），开发商负责投资建设，新建设施投产后，按总销售额的一定比例收取技术服务费，建设投资则在投产后由政府全额报销。在该合同模式下，油田开发商必然希望快速建设和投产，加速获得收益，降低投资回收风险，力争合同期内获得更多回报，提高投资回报率。

对于规模型建设项目，其建设投资、合同、建设方案和招标等关键环节实行政府审批制，但是，伊拉克政府行政审批环节多、周期长，往往造成拖延，导致从概念设计、基础设计、概算审批、招标及签约的整个周期需要两年甚至更久。因此开发商快速开发的期望与政府缓慢的审批流程形成突出矛盾。

（3）随着战乱结束，伊拉克国内社会矛盾突显，失业率居高不下，游行示威不断。为了缓解执政压力，政府出台各种新政，影响最大的是提高本地化率，油田开发商进行工程招标时强制要求工程建设总承包商必须满足25%的最低本地化率，并将其列入工程总承包合同中。

伊拉克工业基础非常薄弱，工程所需绝大部分材料需要进口。当地技术工人极度缺乏，国际工程承包商的技术工人和管理人员多数为外籍，通过加大当地采购份额和雇员比例实现最低本地化率的方法行不通。因此，在不影响工期和质量的前提下，传统建设模式满足最低本地化率要求的难度增大。

（4）伊拉克南部省份的自然环境较差，除阿拉伯河沿岸密布耕地和村庄外，其他区域以戈壁或沙漠为主，每年6月至9月为旱季，日均最高气温40℃以上，最高气温55℃，年最大降雨量仅320 mm。而且，两伊战争残留爆炸物遍布油田，征地后必须首先进行扫雷，清除爆炸物，需要更多投资和时间。由于当地实行土地私有制，地主频繁武装滋事，向开发商和总包商索要工作，禁止当地以外施工企业参与本地区工程，当地分包商履约能力较差，合格施工分包商资源有限。

（5）受连年战乱和经济衰退影响，南部油田基础设施条件很差。乌姆卡萨港是唯一海港，距离油田约120 km，港口到油田之间只有一条主干公路，运输限制条件为：高度6 m、宽度5 m、长度30 m、质量100 t。通过海运进口的设备和材料只能在乌姆卡萨港口卸船，再由汽车运抵目的地，这是各个国际石油公司普遍采用的运输方案。

综上所述，国际承包商面临很大挑战和风险，既要遵守当地法律法规，又要保证建设投资预算能够被政府接受，还要做到在确保质量和安全的前提下实现自己期望的较短工期，故需妥善应对。

2 建设方案研究

2.1 建设规模

新建处理列选址于油田现有某个脱气站旁，合格原油最大设计产能约500×104t/a，最低产能约155×104t/a，处理设施可用率不低于95%，设计寿命25年。建设用地规格220 m×170 m。工程建设总承包（EPCC） 合同额约2亿美元，合同生效后33个月实现临时验收。项目工作范围不包括产出水处理、原油存储和外输站等下游系统。

2.2 工艺技术

进站原油最高压力1.5 MPa，最高温度84℃，含水率最高60%。出站原油含盐量最大28.5 mg/L，含水率（BS&W）最高0.2%，雷德蒸汽压（RVP）最高0.07 MPa，硫化氢含量不高于10 mg/kg，最高温度64℃。产出水含油率不高于1 000 μL/L。

采出液首先进入一级分离器，流出后与合格原油换热升温，之后进入二级分离器，流出后经进料泵增压，紧接着先后进入脱水器和脱盐器，之后再经过加热器升温，随后进入低压分离器进行脱气，其流出原油与一级分离器流出原油进行换热，之后再经冷却器降温，最后合格原油由原油输送泵输送至现有原油储罐。分离出的气体，部分用作燃料，其余部分输送至火炬。产出水由泵输送至现有处理装置进行处理。

工艺流程见图1。

图1 工艺流程

2.3 主要设备

主要设备包括：分离器（一级、二级和低压）、脱水器和脱盐器（两列并列）、原油加热器（低压分离器入口前、电脱水器前）、换热器（原料油与合格原油换热器、洗盐水与污水换热器）、导热油炉、火炬、泵（进料泵、导热油输送泵、污水输送泵、回收油泵、原油输送泵）等，见图2。

图2 总平面图（火炬区略去）示意

综合考虑工艺要求、设备重要性等级和处理列可用率（95%），主要设备的配置如下：

（1）分离器：一级分离器、二级分离器和低压分离器全部采用1×100%。

（2） 脱水器/脱盐器：由于新处理列的产能两倍于常规处理列（250×104t/a），经研究分析，决定采用并列方案2×50%，相比单列设计1×100%，该方案有下列优点：显著减小容器尺寸、降低制造难度、满足运输条件、增大操作弹性、允许复用现有脱水器/脱盐器的成熟方案、降低技术风险。

（2） 换热器：油/油换热器和水/水换热器全部设计为2×50%，与两列脱水器/脱盐器相对应，增加操作弹性，复用以往项目成功应用的换热器方案。

（3）泵：鉴于重要性等级较高，按照“N用1备”配置。其中，导热油输送泵配置为3×50%，旨在与两列脱水器/脱盐器相对应，增加可用性和操作弹性。其他泵配置为2×100%。

（4）加热炉：业主指定产地为欧洲和北美，单台加热炉交货期约12～14个月，位于项目关键路径。如果配置为2×100%，两套加热炉的交货期会更长，成本也更高，最后综合工期和成本影响，决定配置一套立式导热油炉。但是从操作弹性和可用性的角度出发，最佳配置方案应为2×50%，对应两列脱水器/脱盐器。

2.4 总图运输

总图运输方案设计时，应考虑生产流程及各组成部分的生产特点和火灾危害性，结合地形、风向等条件，按功能分区集中布置。把生产性质相近、火灾危险等级相近、环境要求相近及紧密联系的装置集中布置在同一分区。工厂划分为四个功能分区：工艺装置区、公用工程区、管理区、火炬区，其中火炬区位于厂区东南角。总平面图如图2所示（火炬区略去）。

厂内外运输方案设计时，结合厂外已有道路情况和工厂运行要求，设置三个大门：人和轻型车辆出入口、中型和重型车辆出入口、紧急出入口。厂内道路采用正交和环形布置：沿厂区围栏内部，与围栏平行设置外围环形主干道，东西向两条平行主干道中间设置南北方向连接路，其中一条穿过主管廊，形成内循环。通往装置区的分支道路，以及与火炬气管道平行的道路，全部采用尽头式道路。工程建设总承包合同启动前，业主已委托第三方完成清雷、清表和初步平整，建设用地范围内无严重不良地质灾害风险。竖向设计无特别之处，不予赘述。

2.5 工程方案

主要是建筑物和构筑物的建造方案。

（1）建筑物：包括配电室、控制室和门卫室，全部为单层建筑，业主要求必须采用“预制轻型快装房屋”方案，方便将来改建、转移或拆除。本项目采用境外集成、模块化建造的执行策略。

（2）构筑物：包括主管廊、遮阳棚和支吊架等，业主要求采用镀锌钢结构。分成两类管理：管廊采用模块化实施策略，境外深度预制和装配；其他钢结构采用境外预制、现场装配方案。设计制造时综合考虑建筑模数、运输尺寸和使用功能，同时便于进行车间预制和现场安装[7-8]。

（3）管道：消防管网和闭排管网埋地敷设，其余管道地上安装。主管廊支撑的管道在工厂内完成安装，管廊模块、撬块和设备三者之间的连接管段在工厂完成预制，留有少量现场焊口用于调节安装误差。对影响运输而必须拆下的管节，单独包装，随管廊模块一起发运。

（4）电缆：全厂主要电气和仪表电缆埋地敷设；安装于主管廊上的设备或仪表所需电缆，以及其他必须地上安装的电缆，使用桥架或保护套管。

（5）厂外配套系统：电力供给来源于油田现有电站，从厂区围栏外33 kV架空线引下，接入新建配电室。消防水由旁边脱气站已有消防系统供给，新建管网接入脱气站已有消防管网。洗盐水来自现有河水处理站，输水管道由业主负责，该项目仅考虑储水罐和水处理装置。压缩风（工厂风和仪表风）及氮气系统由该项目自建自用。

3 深度预制实施方案

3.1 确定深度预制战略

在过去的三十年中，石油天然气行业的很多油气生产商都选择建造更大、更适合的设施，这导致出现进度延误和成本超支的项目不断增多。当原油价格超过100美元/桶时，对深度预制方案的经济合理性基本不用存疑。但是，自2015年原油价格暴跌以来，油田作业者谋求应对快速变化的国际油价，保持长期盈利能力，因而削减成本和缩短工期变得至关重要。深度预制方案成为石油公司应对挑战的一种有效策略，包括三类：模块、撬块和预制构件现场装配。深度预制方案需要在实施之前进行大量研究分析，分配足够的时间来评估各种选项，方案的有效性与诸多方面有关，需要将有关要素整合在一起。

为了有效应对前面所述风险和挑战，化解当地可用资源缺乏与高本地化率要求之间的突出矛盾，油田开发商从概念设计阶段就提出了加大境外预制深度、复用成熟方案的总体策略，并在设计阶段（概念、基础、详细）及工程建设中得到了贯彻落实。

为了做到科学决策，本文采用了战略决策矩阵，旨在综合评估影响决策的客观需求和基础条件，详细决策过程如下。

（1）确定分析参数。决策分析需要考虑驱动因素和基础条件两个方面，驱动因素代表对深度预制的主观和客观需求程度[9]，基础条件代表执行深度预制所具备的内部和外部基础条件，见表1。

表1 决策分析参数

（2）确定评估体系。基于驱动因素和基础条件两个评价维度，将驱动因素作为纵轴，基础条件作为横轴，并把每种分析参数的评价结果划分为三档，驱动因素强度等级分为“大、中、小”，基础条件具备程度分为“强、中、弱”，据此绘制3×3战略决策矩阵，见图3。

图3 深度预制战略决策矩阵

（3）开展定性评估。根据两个参数的分析结果，可确定项目所处矩阵区位，据此选择对应的实施战略，作为决策时的参考。可以采用量化打分法，每具备一个驱动因素计1分，具备一个基础条件同样计1分。经分析评估，本项目驱动因素强度等级为“强”，基础条件具备程度为“大”，处于矩阵右上角区块，选择“实施”战略，最终决策层同意采用深度预制战略。

3.2 确定最大运输尺寸和重量

3.3 确定模块和撬块的布局及布置

开展总图设计时，应立足于传统建造模式的总图方案，考虑深度预制和设施集成带来的平面布局和空间布局的双重变化。鉴于模块和撬块的布局和布置与总图相互制约，必须同步设计，迭代优化。

原油处理列由许多功能单元组成，这些单元的功能由所包含的组件和设备联合实现，通过在相互之间建立关联，形成一套完整装置。在传统建造模式下，需要在现场建立这些组件和设备之间的物理联系，而深度预制方法则是在工厂内完成，把组件和设备组装成模块或撬块。在运抵现场时，越接近最终完工状态，则预制深度越大；越接近原始设备制造商（OEM）供货的状态，则预制深度越低。根据货物抵达现场时的完工度，将处理设施归纳为五类：组件、独立设备、预制撬块、管廊模块、建筑物。组件即散材，无须赘述，仅对后四类进行研究，详细阐述如下。

3.3.1 独立设备

独立设备由厂家负责设计、制造和供货，不宜或不能与其他设备集成在一起，符合一般独立设备的采购惯例，例如：容器、泵和加热炉等，如图4所示。供应商应遵守总承包规定的运输限制条件，确定整体发运或适当拆分。独立设备的附属操作平台和钢梯属于供应商供货范围，工厂内预制，现场装配。经分析研究，确定归属于独立设备的主要采购项见表2。

图4 独立设备

表2 独立设备清单

3.3.2 预制撬块

根据撬块设计责任主体的不同，分为两大类：

（1）第一类是由专业成套设备供应商负责设计、制造和供货的撬块，例如空压机、制氮机等，把厂家直接集成的撬块命名为厂商预制撬块（VAU，Vendor Assembled Unit），见表 3。

表3 厂商撬块清单

（2）第二类是由总承包商负责设计，并委托预制工厂制造的撬块。围绕与主工艺紧密相关的核心设备，将其外围阀组、小型设备、仪表、阀门、管道等整合成撬块，在境外工厂内完成制造和组装。根据核心设备类型，可细分为四类：阀组撬、换热器撬、泵组撬和容器撬，详见表4和图5。

居民赵某散步时，被一只从后面跑来的流浪狗咬了一口，遂到医院处理伤口，并注射狂犬疫苗。赵某经打听得知，咬自己的那条狗似乎是附近居民马某家的。面对找上门要求赔偿的赵某，马某承认那条狗曾经是自己家养的，但却以自己在一个月前送给了别人为由拒绝予以赔偿。赵某遂将马某告上法庭。

表4 承包商预制撬块清单

图5 预制撬块类型

遵循如下实施原则：关键设备、仪表和阀门等在原始供货商的制造地完成出厂检验，然后发运到总包商指定的撬块制造厂完成组撬；管道连接点设置在撬块边缘，采用法兰连接；撬内电缆和槽盒在工厂内完成安装，撬座上设置接线箱；撬块集成后，在工厂内完成所有测试和试验；撬块原则上整体包装发运，视情况拆除运输途中易损坏的部件、仪表以及局部超限部分，单独包装，随撬块一起发运。

3.3.3 管廊模块

主管廊用于支撑管道、桥架和安全阀等。采用的模块化策略为“纵向分段、竖向分层”，在境外工厂组装管廊钢结构，并安装管道、桥架和阀门，工厂内完成建造和模块试装，现场完成最终拼装。

综合管廊整体作为一个功能单元，其空间长度远远超出运输限制，需要纵向分段，两段中间设置一定间隔，每段管廊可单独制造和现场吊装，视为一个管廊模块（PAR，Preassembled Rack）。鉴于管道原材制造模数为3 m，沿管廊纵向设置6 m标准柱距，单个管廊模块最多包含4个标准跨。对于模块间的拼接跨，取跨距为3 m，模块之间仅用水平连系梁拉结，中间无柱，采用预制杆件现场装配方案（Stick Built），即工厂预制、现场安装。管道两端各自向外悬挑1.5 m，在拼接跨留置一道现场焊口，完成管道对接焊；单个管廊模块最大长度约27 m，含管道悬挑长度。管廊宽度需计入连接板尺寸，钢结构框架外缘宽度4.8 m。可见，管廊长度和宽度均未超限。管廊布置见图6。

图6 管廊立面布置

考虑到运输条件限制，把管廊模块在竖向分成三层：底层为支撑层，作用是增加管廊高度，起到支撑上部结构的作用，此层劳动密集度很低，采用预制杆件现场装配方案；中间层和顶层为设施层，根据工艺要求，顶层安装安全阀和气管道，中间层安装燃料气、压缩风、水、原油和污水管道，劳动密度较大。根据运输高度要求，将中间层和顶层分别设计成可运输模块，见图7。模块清单见表5。

图7 管廊模块及吊装

表5 管廊模块清单

3.3.4 建筑物

每栋建筑物属于一个独立功能单元，如控制室、变电所和门卫室。采用境外工厂整体集成的策略，称为集成单元（PAU，Preassembled Unit）。建筑物及其室内外设施在出厂前完成安装和联合调试（IFAT），包括：电气、控制、空调通风、通信、照明、消防等系统。设计平面布置时，充分考虑拆分、包装、运输和复装四方面要求，妥善设计模块之间的连接。根据室内设施的重量和尺寸，优化平面布局，合理设置重心位置，降低模块吊装安全风险。

设计时需要考虑运输限制条件：门卫室尺寸满足运输限制条件，可整栋发运，共2栋。控制室和变电所各1栋，建筑尺寸均超限，将其拆分为多个可采用汽车运输的模块，见表6和图8。每个模块单独包装，包含其中盘柜等设施，必须拆除的易损部件须单独包装，随模块一起发运，在工程现场完成建筑物模块组装及少量现场复装工作。

表6 建筑物模块清单

图8 建筑物模块化方案

4 方案经济比选与分析

4.1 成本节约

应根据经济评价的“有无对比”原则进行方案经济比选，研究深度预制方案与传统建设方案相比带来的增量效益和增量费用，评判深度预制方案的经济合理性。无需关注独立设备和厂商预制撬块，只须评价承包商预制撬块、管廊模块和建筑物模块三类。

撬块和模块的总成本节约包含两部分：直接成本节约Cd和间接成本节约Ci。对于直接成本节约，每个模块和撬块的直接成本包含：人工费、材料成本、机械台班费、运输费和进口从属费，对比深度预制方案实施前后，主材成本、机械台班费、进口从属费差异不大，可忽略不计。则直接成本节约Cd可以表示为人工费节约C1与额外成本C2（增加的设计、钢材和运输）之差：Cd=C1-C2。

在传统建设模式下，人员动迁费、劳工许可手续费、安保服务费、营地建设维护费、现场津贴等视为间接成本。采用深度预制方案时，间接成本节约属于增量收益。在伊拉克，由于社会安全形势差，安保服务费和现场津贴支出占比很高。

4.2 人工成本节约

假设传统建造模式是将目标预制工厂的工人从异地转移到现场，传统模式和预制模式的安装工日费率p相同。深度预制情况下，总人工日减少量占传统模式总人工日t的比例定义为劳动转移比例r，可以得到如下简化计算式：C1=t r p。

由上式可知，人工成本节约与模撬块总人工日、转移劳动比例和人工日费率三个因素正相关。

（1）境外完成的工作越多，劳动转移比例越高。这里忽略了预制工厂的高机械化作业水平带来的额外收益，偏于保守。

（2）块体单位体积人工日定义为劳动密度，相同外形尺寸（最大运输尺寸条件）的模块或撬块，其劳动密度越高，总人工日越高，可转移基数就越大。理想的模块和撬块应具有较高的劳动密度，如果劳动密度过低，可获取的人工费节约有限，不适合采用模块化或撬块化方案，此时可以采用预制构件现场装配方案，例如：设备遮阳棚、管廊底部支撑层、火炬管道支架等。

（3）实际上，境内外人工费率并不相等，比如：伊拉克境内使用大量中国或土耳其工人，其成本水平高于阿联酋预制工厂的印度和巴基斯坦工人，如果采用阿联酋预制工厂的人工日费率计算传统模式下的总人工费以及采用深度预制方案后的人工费节约，结果偏于保守。

4.3 额外成本

方案经济比选时，额外成本带来负面影响，应视为增量费用，采用定性与定量相结合的分析方法。定量分析时，可根据被评价方案的具体数据进行计算，这里仅阐述定性分析方法和步骤。

（1）确定影响因素：对于常规原油处理设施，通过敏感性分析可知额外成本与运距和工厂预制规模基本呈线性关系。预制工厂距离现场越远，额外运费越多；工厂预制规模越大，额外增加的设计费、材料费和运输成本越高。预制工厂远近程度和工程预制深度共同决定额外成本的大小，在选择方案时，需要在运距和货物规模之间进行权衡。

（2）确定分析方法：定性评估额外成本影响的目的，旨在指导深度预制方案的比选。这里采用“额外成本影响度”作为评价指标，“额外成本影响矩阵”作为分析工具。首先，预制工厂可根据与工程现场的距离远近程度划分为三类：境内、同地区国家、远洋国家；然后，把工程预制对象按照规模划分为三类：设备、撬块、装置；最后绘制3×3矩阵，根据预制工厂远近度和预制对象规模，确定额外成本影响程度，分三级表示：低（L）、中（M）、高（H），见图9。

图9 额外成本影响矩阵

（3）进行定性评估：根据预制撬块、管廊模块和建筑物的功能和建造方案，对周边国家的制造厂资源进行筛选后，选择在土耳其制造管廊模块，在阿联酋建造预制撬块和建筑物，通过船舶运抵伊拉克。土耳其和阿联酋距离伊拉克较近，预制工厂远近度为“中等”。预制撬块和建筑物的预制规模为“中等”，管廊模块的预制规模为“大”。根据图9所示矩阵，预制撬块和建筑物的额外成本影响级别为“中等（M）”，管廊模块的额外成本影响级别为“高（H）”。

综上可知，对于预制撬块和建筑物，额外成本影响中等，深度预制带来增量效益的可能性较高；对于管廊模块，额外成本的影响水平高，需要进行详细定量分析。实际定量分析结果显示，采用深度预制方案的成本节约为正，说明人工费节约和间接成本节约之和高于额外成本。

4.4 经济分析结果

采用前述方法进行定性和定量经济分析，表明深度预制建设方案在经济上合理可行，而且相比传统模式略具成本优势：采用预制撬块方案以后，节省成本约5%；采用建筑物模块化方案后，节省成本约2%；采用管廊模块化方案后，节省成本约3%。降低成本不是本项目最高目标，因此只要总成本节约的评估结果为正，方案即可被接受。当然，成本节约数额越大，说明深度预制方案的经济性越好。

5 结论

该项目旨在应对本地化率高和政府审批效率低情况下带来的合同风险。通过复用成熟技术和设备方案，将产能加倍，采用深度预制策略，验证了500×104t/a原油处理列深度预制建设方案的可行性。在不超出项目预算的前提下，实现了减少现场工作量和提高单列产能规模的目标，取得下列成果和经验：

（1）深度预制方案的成功因素可简单概括为：早期决策、加深设计、早下订单、减少变更。加深基础设计（FEED）可以节省成本、减少变更。

（2）确立清晰的项目目标，采用科学方法和有效工具及早进行正确决策，可应用战略决策矩阵选择合适的深度预制战略。

（3）精准界定预制范围，应用分解和组合思想，化繁为简，组合增效，将处理设施分成五类，提高了方案策划效率。以预制撬块、管廊模块和建筑物为工作对象，分别进行方案编制和经济比选。

（4）组撬方案突出核心、关注外围，根据核心设备类型分成四种撬块：阀组、容器、换热器和泵。通过将核心设备与外围设施集成到撬块，降低现场安装人工时超过70%。

（5）安装工作大部分转移后，本地化率计算基数降低，可轻松实现政府规定的最低本地化率，仅将土建工程分包给当地公司即可满足。

（6）采用定性与定量相结合的分析方法，进行方案经济比选，通过额外成本影响矩阵定性评估运距和预制规模对成本的影响，辅助方案比选，最后通过定量分析验证方案的经济合理性。

（7）后续将新建4个处理列，在规模、工艺、设备和总图方面基本相同，首列的建成投产为提高油田标准化水平做出了积极贡献。

（8）缩短了后续处理列的设计周期，首列的前期工作耗时约1年，第2、3列的基础设计仅用时6个月，节省约50%时间和约30%人工时。

（9）深度预制方案有优点，但也有缺点：需要进行大量前期规划以避免工期延误，协调众多参与方的工作变得更加复杂，材料控制更加繁琐，运输费用更高，挑战更大。

在石油天然气行业，深度预制模式得到广泛应用，随着可用劳动力获取难度增大，技术工人成本升高，工厂预制水平增强，执行敏捷度要求提高，陆上原油处理列深度预制方案的优势也必将越来越明显。该项目可为类似原油处理项目提供借鉴和参考。