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1、降低油气开发成本的战略性思考2005年以来,受各种因素影响,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分析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,受社会整体物价水平上涨和外部供求影响,这
2、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
3、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
4、成本高310元/吨、350元/吨,拉动了油气开发成本的继续上升。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自然保护区内。受经济利益驱使
5、,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
6、,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
7、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。3.优化产量结构,降低生产消耗从采油方式看,该厂的原油生产包括水驱产油、三次采油、稠油热采、措施增油和新区新井产油;从吨油成本看,热采稠油的开发成本最高,其次是三次采油、措施增油、水驱产油、新区产油。孤东采油厂近年开发成本快速上升的一个重要原因就是新区新井产量不能按预期落实,老区产量递减快,单位开发成本较高的三次采油、措施增油和稠油产量负荷加大,比重上升。为此,采油厂加大老区调整力度
8、,完善注采调配,优化工艺方案,提高措施有效率,夯实注聚区稳产基础,减小稠油区产量压力,提高低成本产量比重,压缩高成本油比率。4.强化预算跟踪,落实控制措施为进一步细化成本控制,该
