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降低油气开发成本的战略性思考

2017-02-05 01:04 2005年以来,受各种因素,油气开发成本上升快,增长幅度大。成本缺口日益严重,既给采油单位经营管理带来了困难和压力,也减缓了油气开发的步伐。以孤东采油厂为例,为了降低油气开发成本,实行了细化预算分解方案,加大节约力度,优化产量结构调整,强化预算跟踪,加强质量监督,虽然收到了一定成效,但不是长远之计。因此,降低油气开发成本的关键还要从战略上进行思考和完善。

一、当前油气开发成本上升因素

1.价格因素影响
油气开发涉及的生产要素包括水、电、三采药剂、集输药剂、燃料油、作业等,受整体物价水平上涨和外部供求影响,这些生产要素的价格变化较大,其中:本地水价由1.7元/方上涨到4.8元/方,电价由0.435元/度上涨到0.51元/度,干粉价格对比2005年上涨3100元/吨,97#汽油对比2005年上涨3540元/吨。由于消耗量大,电价上涨对成本的影响尤为显著,每上涨0.01元/度,拉动成本上升近500万元;其次是三采药剂,每年消耗量在9000吨以上,带动成本上升3000万元。作业系统改革后,中石化核定的定额比原先油田内部定额上升18%,2006年再次调增7.8%,也极大地带动成本上升。

2.产量压力影响
一是含水上升快,低产低效井比重大。单井产量低于2吨的井占总开井数的37%,日产液量占总液量的34%,日产油只占总产量的9%。这部分低产井含水高,开发效益差,带动了油气提升和油气处理费用的大幅上涨,给成本控制带来压力。
二是措施工作量增加,措施增油成本上升。受产量压力影响,各采油单位措施工作量急剧增加,由于措施挖潜的难度越来越大,单井措施增油效果降低,措施增油成本不断上升。2005年措施产量24吨,措施增油成本1.5亿多元。
三是稠油、三采油高成本油比重加大。受老区水驱产量下降影响,稠油、三次采油比重逐步加大,分别占总产量的10.3%、32.7%。根据成本分析,三次采油成本、稠油热采成本比普通机采成本高310元/吨、350元/吨,拉动了油气开发成本的继续上升。

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四是新区、新井投产运行成本高。2004年以来,新投产区块均为复杂小断块,受产能规模与效益制约,多采用单井发电、单井拉油等生产形式,管理难度大,单井运行费用高于普通区块。

3.政策因素影响
近年来,地方政府加大了环保处罚力度,剩余污水不允许外排。2005年,采油厂作业、洗井产生的废井液、油泥沙以及原油外泄,缴纳排污费300万元。回注污水340万方,耗电1700万度,电费940万元。

4.工农关系影响
孤东采油厂开发区域位于黄河入海口两侧,红柳油田和新滩油田地处保护区内。受利益驱使,地方政府、边防、渔政、海洋、土地及黄河职能部门、自然保护区都已渗入到采油厂的生产开发中来.新井征地和管线施工用地补偿费用高,工农关系协调难度大,不但工农费用大幅增加,正常的生产开发也受到干扰和阻挠。2005年支付保护区各类管理费、补偿费近2000万元。

二、油田余业降低油气开发成本的探索

1.细化预算分解,精细生产运行
由于连年的有效投入不足,生产欠账多。与此同时,产量指标未做大的调整,上产压力大,成本需求增长,而上级部门的预算指标没有大的增加。面对严峻的预算缺口,孤东采油厂审时度势,深化“三级控制为主”的预算管理体制,本着“精细预算,强化分析,动态管理,严格考核”的管理理念,突出预算的精细化,采用零基预算法,横向上科室监管,纵向上划切到三级单位。为配合预算执行,还成立了水电、作业、燃料、外雇运费及内控项目组,明确管理控制目标。并要求三级单位层层分解预算指标,逐级下移控制责任,实行目标责任管理,形成以各级主要领导为责任人的预算管理体系。

2.加大节约力度,注重措施挖潜

2006年以来,根据生产经营费用快速增长和整体预算不足的形势,孤东采油厂适时提出了眼睛向内、苦练内功、厉行节约、降本增效的经营管理思路,以重点费用项目组为依托,向下、向上传递降本压力,严格考核兑现,充分调动全员降本、控本的积极性。在用电、作业费方面取得了显著成绩。1—8月份,累计节电596万度,作业一次成功率比05年提高1个百分点,压缩大修工作量10口,挖潜作业费520万元。