煤层气排采成本分析(共24页).doc

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1、精选优质文档-倾情为你奉上煤层气井排采成本分析非常规资源勘探开发指挥部2012年8月摘 要根据煤层气地质特点，遵循煤层气排采工艺的客观规律，结合当前的管理水平，应用新工艺新技术，将人力、物力、财力有机的合理配置，实现煤层气勘探开发全过程的成本控制，达到煤层气勘探开发长效发展。本文针对非常规煤层气勘探开发现状，加强排采成本管理，不断优化地面流程，建立合理的排采工作制度，提高排采效果，减少作业次数，延长免修周期，深入分析燃油发电机、燃气发电机和整体用电网费用，优化配电工艺，建议实现全自动化控制，取消住井人员，达到煤层气排采成本不断降低，实现煤层气企业低成本战略。 关键词：煤层气 排采成本 材料 人

2、工成本 目 录专心-专注-专业1 前 言煤层气排采是非常规勘探开发最后阶段，目前由于技术上等因素的影响，煤层气排采费用一直偏高，经济效益不显著，已经成为制约我们煤层气发展瓶颈，寻找低成本战略路线和技术，争取可持续发展的主动权，因此有必要对煤层气排采成本进行立项研究。 国内外煤层气排水开采的方法主要有杆泵法、螺杆泵法、电潜泵法、气举法等。在我国，有杆泵在煤层气开采中发挥了较大作用并得到了普遍使用，但在应用中存在着操作不便利和能源消耗大的问题；螺杆泵法有一定程度的应用，但容易造成井下事故；电潜泵法，目前还处于探索阶段；气举法还未得到应用。选择技术上可行、经济上合理的煤层气排采方式对有效开采煤层气具

3、有重要意义。通过分析煤层气井的排采成本影响因素，如排采总成本分析、地面流程、排采周期和排采费用、日常消耗等费用构成，进行分析研究，探索新工艺、新方法和新的管理办法来进行煤层气井的排采，达到降低排采成本费用的效果。1.1 分析目的和意义： （1）根据排采成本采集的数据，找出排采费用主要敏感因素，针对重要因素，提出优化成本的方法，指导生产，降低成本； （2）探索新工艺，新方法和新的管理办法，达到降低煤层气排采费用； （3）降低煤层气排采成本，使煤层气企业能长效发展。2 煤层气排采成本的分析2.1 对排采总成本资料进行分析（1）煤层气排采井从2011年6月的42口发展到2012年7月119口，日产气

4、从7697方增加到25329方，排采费用也随着井号的增加不断增加，统计数据表明， 2011年6月至2012年7月共发生排采费用5830.20万元，平均每月416.44万元。数据如表1。表1:2011年6月至2012年7月煤层气排采费用数据表（元）2011年6月7月8月9月10月11月12月合计排采费用2,560,5663,097,4583,146,6413,387,4804,573,5274,632,2844,222,47325,620,4302012年1月2月3月4月5月6月7月合计排采费用3,623,5944,186,1984,617,0184,332,4364,621,4175,691,

5、8945,609,05132,681,609图1:2011年6-12月煤层气排采费用柱形图（元） 图2:2012年1-7月煤层气排采费用柱形图（元）表2:2011年6月至2012年7月煤层气排采井数数据表（口）2011年6月7月8月9月10月11月12月排采井数424949636370782012年1月2月3月4月5月6月7月排采井数88888897106109119表3:2011年6月至2012年7月煤层气排采单井成本表（元）2011年6月7月8月9月10月11月12月合计单井排采费用60,96663,21364,21753,77072,59666,17554,134435,0712012年

6、1月2月3月4月5月6月7月合计单井排采费用41,17747,57052,46644,66443,59852,21947,135328,830图3:2011年6-12月煤层气单井单月排采费用柱形图（元）图4:2012年1-7月煤层气单井单月排采费用柱形图（元）图5:2011年6月-2012年7月煤层气单井排采费用趋势图 从表中不难看出从2011年6月到2012年5月，单井排采费用合计为66.45万元，从7月到2012年6月，费用合计65.58万元，从8月到2012年7月，排采单井费用合计63.97万元，三数平均全年单井排采费用为65.33万元，即5.44万元/单井台月，平均单井一天1817元。

7、从图5趋势图显示来看，呈现下降趋势。表4:2011年6月至2012年7月煤层气排采成本项目明细表（万元）序号成本项目2011年6-12月占百分比2012年1-7月占百分比1原材料及主要材料4,386,053 18.5%4,941,299 15.6%2燃料油3,818,268 16.1%5,769,820 18.2%3水125,872 0.5%142,325 0.4%4电185,549 0.8%268,065 0.8%5物料消耗803,718 3.4%195,137 0.6%6职工薪酬（含劳务费）4,837,120 20.4%7,348,053 23.2%7劳动保护129,972 0.5%0 0

8、.0%8外部劳务-其他劳务费4,822,254 20.3%7,193,092 22.7%9外部劳务-劳务代理费7,800 0.0%71,300 0.2%10折旧费0 0.0%887,302 2.8%11租赁费187,239 0.8%62,595 0.2%12办公费292,859 1.2%19,693 0.1%13差旅费2,959,174 12.5%3,974,063 12.6%14会议费81,104 0.3%500 0.0%15印刷及图书费137,732 0.6%13,578 0.0%16通讯费190,553 0.8%65,603 0.2%17业务招待费462,358 1.9%248,936

9、0.8%18安全及其他费用13,500 0.1%9,450 0.0%19车辆费用及其他508,463 2.1%102,832 0.3%20运输费538,301 2.3%91,560 0.3%21协调费和赔偿费132,540 0.6%276,407 0.9%22合计24,620,430 100.0%31,681,609 100.0%根据以上表和图，利用数据汇总法和ABC分析法，其中与排采单井直接成本有：劳务费用、人工成本、油料费、差旅费、材料费、运费、车辆使用费、通讯费及其他费用。通过数据对比分析，不难看出影响排采费用的主要因素有：劳务费用、人工成本、油料费、材料费等主要五项支出，因此主要对这几

10、项进行系统的分析和研究。2.2 原材料及主要材料的分析 排采井原材料及主要材料，主要是油管、抽油杆、光杆、方卡子、扶正器、抽油泵和液力锚等其他材料，以及野营房摊销费用等。根据表5 2011年6月至2012年7煤层气排采主要材料汇总表统计，2011年6月至12月：油管发生267.5万元，占总费用的60.99%；抽油杆发生97.05万元，占总费用的22.13%；泵及其他材料发生74.05万元，占总费用的16.88%；2012年1-7月：油管材料发生293.20万元，占总费用59.34%；抽油杆材料发生108.5万元，占总费用的21.96%；泵及其他材料费发生92.43万元，占总费用的18.71%。

11、表5:2011年6月至2012年7月煤层气排采主要材料汇总表（万元）材料名称2011年6-12月费用占合计的百分比材料名称2012年1-7月费用占合计的百分比油管267.5060.99%油管293.2059.34%抽油杆97.0522.13%抽油杆108.5021.96%泵及其他材料费74.0516.88%泵及其他材料费92.4318.71%合计438.6100%合计494.13100%1、加强杆管泵的管理和保护合理配置井深管柱，并防止油管杆损伤，延长油管杆使用周期，也是降低排采成本方法。在生产过程中做好地面损伤预防： A、立放井架、井口操作、排列油管、使用工具等按规程规定进行，确保滑车与井口

12、中心线在一条直线上，杜绝因斜扣硬上、扣砸撞击、液压钳咬伤、压吊拉弯等人为因素造成油管损伤。B、经常检查液压钳，更换钳牙，防止油管剥皮、打滑；起、下油管分别调整液压系统压力，油管上紧扭矩控制在1450Nm以内。要求下油管时液压钳系统压力应小于起油管压力。C、滑道滑油管时，必须使用油管滑车，且用手拉住油管送至井口，以避免油管碰撞井口，严禁在滑道上直接滑油管。合理调整油管杆位置，有效防止油管杆断脱。从现场情况统计，油管丝扣的损坏普遍存在，油管断裂、漏失主要是从丝扣部分发生的。抽油机井油管杆断裂多属疲劳断裂，油管断裂主要集中在300m以上的的油管螺纹根部，而抽油杆断裂，大多发生在中和点及以下位置。因而

13、，作业时应把新油管杆下在受力最大的上部，这样经过几次作业后全井油管被逐步更新，并且始终保持新管在上，有效降低油管由于疲劳在上部断裂的现象。在不需要更换新管杆的情况下可将原井管杆上下根序进行调整，改变其受力状态，有效降低管杆疲劳。延长油管的使用和降价新油管的用量，有利于降低排采费用。2012年与2011年同期相比煤层气井免修期由280天延长至320天，因管杆断脱造成的作业井减少作业8井次(11年15井次、12年7井次)，节约作业费用近24万元。 2、不断加强扶正器跟踪和优选针对非常规煤层气井，由于地处山区，大部分井都是定向井和斜井，排采作业过程中扶正器使用量大，就给排采过程中抽油杆的磨损带来挑战

14、，如何优选扶正器，降低管杆偏磨，降低扶正器更换次数等等，都是煤层气排采过程中需要研究的内容。针对偏磨的问题，常规作业中经常采用的防偏磨工艺有：优化多级抽油杆柱组合，杆柱底部设计加重杆，用油管锚锚定油管，在适当深度加入一定数量抽油杆扶正器，使用抽油杆旋转器等。其中使用扶正器防偏磨在抽油杆柱防偏磨工艺中占主导地位。但是现今所用的抽油杆扶正器品种繁多，按结构可分为滚轮式、滑块式和自动换向式等，按材料又可分为钢制扶正器和非金属扶正器等，这些扶正器彼此之间差异性较大。哪一种结构形式、哪一种材料和哪一个厂家生产的哪一批扶正器好，一般要等到买进使用后才可知道。另外由于安装工艺和结构的不同。在使用过程中扶正器

15、经常出现掉块、掉渣、部分磨损过快等现象，严重影响了煤层气井的正常开采，加速了井下设备的损坏，严重破坏完整的煤层气井网，增大了修井工作量及煤层气成本，对煤层气开发造成了不少的经济损失。 经过各种扶正器现场应用，增强尼龙六扶正器的现场使用效果最好的，价格也便宜，有利于排除成本。非常规是从2012年开始使用这种扶正器，从检泵井起出的情况看，检查100个，不均直径57.65mm，原直径58.3mm，没有太严重的磨损。计算出该井扶正器的磨损率为7 31 0-8mm/m次。推算出该井扶正器的使用寿命为3725.09天。 经过煤层气近几年排采中扶正器的试验，确定了以增强尼龙六为斜井抽油杆扶正器的主要材料。其

16、特点是：1.性能好，具有耐高温、抗磨损、耐腐蚀的特性；2.价格便宜，做一个大约27元，而其它几种材料如聚四氟乙烯做一个为127元，聚苯硫醚做一个需63.5元。 使用此种扶正器一年多来，没有发现油管和抽油杆磨穿的现象，为保证煤层气井排采，降低检泵次数和减少油管杆的更换做出了不小贡献。2.3 人工成本的分析指挥部启动了“成本工程”，提出以成本控制战略为指导，以突破页岩气为主线。全系统范围开展成本管理与控制的举措，指出“进一步团结和动员广大员工抢抓机遇、精心组织、真抓实干、扎实推进，全面展开页岩气勘探突破战和煤层气产建大会战”，同时提出2012年要牢固树立“经营一元钱，节约一分钱”的意识和理念，把成

17、本控制作为一项系统工程来抓，要做到统筹考虑、细化分解、层层控制、事事落实、人人有责，要从管理上要效益、速度上要效益、技术上要效益、安全上要效益。这一决策对增强市场竞争力，提高经济效益，迎接竞争挑战，实现跨越式发展，具有极其重要的推动作用。两年来，指挥部积极探索、研究、创新管理模式和运行机制，逐步实施了具有煤层气的成本管理与控制制度。这也为开展人工成本管理与研究提供了基础和实践经验。同时新会计制度的实行，规范了企业人工成本列支渠道，合理界定了人工成本范围，为开展人工成本管理与研究提供了数据保证。人在所有成本因素中，是最具影响的因素。通过对人工成本的管理，可以从企业经营效益的角度出发，评价人力资源

18、的投入，考量企业的投入与产出。人工成本投入的科学性、合理性，直接影响到劳动者积极性、创造性和企业的经济效益。有效的人工成本管理与控制对企业人力资源的开发起着至关重要的作用，不仅有助于企业提升管理效率，优化人力资源结构，而且有助于企业管理层对作业单元的业绩考核。人工成本的弹性控制体系是考察人工成本的增长状态，即从动态的角度通过对人均人工成本变动幅度分别与人均增加值、人均总成本变动幅度的比值即弹性的控制，把人工成本水平的提高控制在经济效益和投入产出水平所能允许的范围之内。如何根据排采井的数量合理的安排排采人员，以及研究一套在排采井数大幅度增加的情况下，而排采人员做小幅度增加的方案，是合理降低人工成

19、本和差旅费的主要途径。常用的人工成本分析指标有三类：人工成本总量指标、人工成本结构指标、人 工成本效益分析指标。人工成本总量指标是反映企业人工成本总量水平高低的指标，包括以下类。一是人工成本总额。人工成本总额是指企业在研发制造过程中因使用劳动力而支付的全部费用包括职工工资总额、社会保险费用、职工福利费用、职工教育经费、劳动保护费用、职工住房费用和其他人工成本支出对人工成本总额的分析主要是通过其在年度间的增减变动情况进行的。主要包括以下分析指标： 人工成本增加额=报告期数-基期数报告期是指在核算指标时所指定的某一结束期，基期是指核算指标时的某一起始期。通过对报告期与基期人工成本总额进行对比，可以

20、看出企业人工成本总额的变动情况，从而反映企业人工成本年度问的增减状况。人工成本增长率=（报告期数-基期数）/基数期*100%人工成本增长率是将报告期的人工成本总额与基期的人工成本总额进行对比， 观察其增加或减少了多少个百分点。反映企业在不同时期人工成本总额变化的相对 数。 二是人均人工成本。人均人工成本指人工_成本总额除以职工总人数，其计算方 式如下：人均人工成本=年人工成本总额本年度员工人数首先，人均人工成本指标可以显示企业职工平均收入的高低，显示企业职工的工资和保险福利水平，在企业对外招聘时，这些指标成为企业的劳动力价格信号，可以衡量企业对人才的吸引程度；其次，人均人工成本指标反应企业使用

21、一名员工所花费的平均人工成本。企业要提高职工的劳动积极性、吸引高素质的劳动者，就需要对人均人工成本指标进行衡量和分析，对人工成本水平进行更全面的控制，只有这样，才能有利于企业的生产经营。三是人均人工成本指数。人均人工成本指数表明动态变动情况。如果仅看某一时点的人均人工成本指标还是不够的还要看它的增长变动情况，其计算方式 如下：人均人工成本指数=（报告期人均人工成本-基期人均人工成本）/基期人均人工成本*100%人工成本总量分析如下：表7: 2012年1-7月煤层气排采人工成本汇总表（万元）序号项目 月份1月2月3月4月5月6月7月合计1职工薪酬-在岗职工工资25.825.828.027.425

22、.426.930.2189.62职工薪酬-福利费11.511.50.40.10.10.50.424.53职工薪酬-工会经费1.11.11.11.11.01.21.58.14职工薪酬-职工教育经费0.00.00.00.00.60.03.23.75职工薪酬-住房公积金5.25.25.45.45.35.37.038.96职工薪酬-失业保险费0.20.20.20.20.20.20.21.27职工薪酬-基本养老保险10.110.110.210.29.99.913.373.78职工薪酬-补充养老保险1.31.31.31.31.37.92.617.09职工薪酬-工伤保险费0.00.00.00.00.00.0

23、0.00.310职工薪酬-生育保险费0.10.10.10.10.10.10.10.511职工薪酬-基本医疗保险0.70.70.70.70.70.70.75.212职工薪酬-劳务费45.043.245.548.256.659.673.9372.2合计101.199.393.094.7101.3112.4133.2734.8表8: 2012年1-7月煤层气排采人工成本指标分析表序号项目 月份1月2月3月4月5月6月7月1人工成本增加额-1.81-6.301.746.5611.1320.762人工成本增加率-1.79%-6.35%1.87%6.93%10.99%18.47%3月度排采队正式工数量47

24、4747474751564月度排采队劳务工数量1121121121121361361515总人数1591591591591831872076月度人均总成本（万元）0.640.620.580.600.550.600.647正式工人均成本（万元）0.550.550.600.580.540.530.548劳务工人均成本（万元）0.400.390.410.430.420.440.499排采井数8888889710610911910平均到井人工成本（万元）1.1491.1281.0560.9760.9551.0311.1192012年1-7月排采人工总成本为734.8万元，总工人人数从1月的159人增加

25、到7月的207人。月度人均总成本也是6月最高达到0.64万元，大部分月份基本在0.55万元，正式工人均成本在0.53-0.60万元之间，劳务工人均成本在0.39-0.49万元之间。从表8数据统计来看，随着排采井数从88口增加到119口，几乎人数和井数的增加时同步的，单井人工成本并没有降低多少，基本在0.9-1.15万元之间。2.4 地面流程的工艺分析针对非常规气田地面集输工艺存在的问题，通过到兄弟单位进行现场调研学习，对非常规气田地面集输工艺进行了部分优化和改造，并在今后的实施建设中做以下计划。单井地面流程实行标准化井场，降低了设计费用，也省去了重复做调整设计的成本，在地面工程施工的时候，也节

26、约了时间，降低了施工成本。1、为尽量较少煤层气燃烧外排，对偏远单井，根据产气量的不同，可以考虑对单井产气量较小的井场，生产方面利用柴油发电机维持生产，作为值班房生活使用；对能够满足燃气发电机平稳生产的井场，利用燃气发电机为生产、生活供电。2、为保证集气流程计量准确和安全，我们已经对很多井场中用的膜式气体流量计（如图6）进行更换。此流量计不尽占地位置较大，不便于计量阀组、管汇的摆放，最突出问题是此流量计承压较低，压力等级仅为0.05MPa,不能满足正常计量要求。在标准化改造过程中用压力等级为1.6MPa的旋进式流量计（如图7）将其替换。3、燃气发电机供气流程，通过现场实施操作经验，认识到可以通过

27、将阀组流程中“T型过滤器”取代“Y型过滤器”，“T型过滤器”除了起到去除煤粉作用外，在一定程度上可以相当于供气流程上的滴水器，利用“T型过滤器”可以降低气体湿度。值班人员只需要定时利用“T型过滤器”下端的放水口将沉降下来的水分放掉。为更好地使燃气发电机平稳运行，还在集气流程中增设一支地下分水器，可以较好地起到降低气相湿度的作用。图7旋进式流量计图6 膜式气体流量计4、对排采基地一类的生活用气，相关流程重点是压力控制、气量分配及加强平稳供气。根据以往天然气净化生产经验，通过如图8的流程加以解决。即：通过增设分气包，并利用气体自身的高压缩特性，使气源来气在分气包内得到缓冲，并通过阀前式调压阀及阀后

28、式调压阀的配合，供不同压力等级的生活区使用。图8:供气管线流程图 5、2011年延平1井地面安装8型抽油机，采用8型抽油机后发现调频仅有高档低档两个档位，高档排采降液面过快，使用慢档液面不降或者反降。因此，在大型抽油机必须使用的情况下，想办法改善变频装置，并成功应用于延平1井以及其他产液量大的直井中。2.5 排采工作制度分析由正常排采中造成检泵的情况分析（不包括受压裂影响、螺杆泵改机抽等），2010年10月至2012年6月62井次检泵中，有38井次属于正常排采时发生情况，造成检泵，其中有24井次是因为煤粉卡泵造成检泵，占38.7%。正常排采时煤粉是伴随着产出液产出的，因此排采强度（即产液速度）

29、，是影响排采“连续、稳定”的重要因素，无法“连续、稳定”排采即无法使煤层气获得高效开发。现场监测生产数据时，通过控制井底流压的降幅（见气前即反映为日降液面）控制排采强度。我公司刚进行煤层气排采试验时，所采取的要求为定性要求，通过长期的实践，我公司当前已将细化、定量后的排采工作制度落实。由原来的定性要求，改为根据临界解吸压力对各阶段的排水降液面进行量化，在现场实际操作中更容易掌握。在排采井设计方案中将排采过程细化为多个阶段：根据每个阶段的排采目的来分别确定井筒液面下降速度。特别是在套管见气后憋套压生产，目的是保持尽可能单相流，多产水，扩大压降范围。和顺工区目前有两种排采工作制度，一种是憋套压至0

30、.5MPa，放气生产，另一种是憋套压至套压值接近临界解吸压力后放气生产，后者仅在和6井试验，并且后者排采工作制度更加细致，定量要求更加深入。通过分析前期修井作业原因，并基于“连续、稳定”排采的原则与要求，根据出煤粉卡泵、管柱脱落、斜井抽油杆无法转动等原因具体实施针对性措施如下。针对性措施的实施，使煤层气井免修期有了明显提高，为“连续、稳定”的降压排采创造了条件，并为最终获得煤层气单井产量突破打下了坚实的基础。1、针对性调整筛管深度煤层气井的管柱底（筛孔）深度，是涉及到检泵周期以及排采（砂卡）是否连续平稳的关键因素。在产水量较高的情况下，较易出砂、出煤粉井按照泵吸入口深度在煤层顶10m以上的要求

31、组配井下生产管柱，减少因卡泵等原因造成的修井检泵作业，保证生产连续性。例如压裂结束后转排采，管柱底深度不宜深：因为压后投入排采，由于压裂后地层压力的释放及井筒降压，出砂、出煤粉的程度较大，容易造成卡泵，且常在出气前需要检泵清砂。故管柱底部应考虑放在煤层以上。综合考虑区块解吸压力高低、产水能力、煤层压力等参数，以便确定筛管位置。和顺区块大部分井解吸压力1 MPa左右，供液能力较低，排采强度低，出砂出煤粉程度相对较弱，筛管深度宜控制在煤层以下3-5m。2、螺杆泵生产井安装井下单流阀未安装井下单流阀时，螺杆泵井在意外停电、停机保养供电设备或者其他设备时，容易产生由于井下管柱反转脱扣现象，进而造成油罐

32、内流体回落造成煤层激动，影响产气效果。为防止在停抽时转子反扭矩造成管柱脱扣，防止液柱回落、液体倒灌，本项目研究了井下单流阀的使用条件，及使用注意事项，认为螺杆泵生产井必须加装单流阀，以减少油管内液体回落造成煤层扰动（以动液面为500m的直井为例，73mm生产管柱中液体回落，将造成139.7mm套管内液面升高约137m，即井底流压上升1.37MPa，对煤层激动巨大），以免产气通道堵塞，单井产量无法提高。3、泵下安装气锚为了配合泵吸入口位置位于煤层以上10m的管柱结构，我们在和顺区块通过在泵下安装气锚的方式，减少气体对泵效的影响，提高泵的排液效率，将产气前以及产气后段塞气体对排液的影响程度减小到最

33、低，促进煤层稳定、有效地降压。以和2-1井、和2-3井为例，和2-1井未使用气锚，和2-3井则使用了气锚，见气前和2-1井平均泵效91.7%，而和2-3井平均泵效为98.0%。在降压产气阶段（从见气后至液面降到煤层附近期间），和2-1井平均泵效50.0%，而和2-3井平均泵效84.6%。和2-1井51天见气，和2-3井34天见气，泵效高，煤层降压效率高，见气早，见气时间短，煤层气开发效率高。4、防偏磨措施管杆偏磨是必须要考虑解决的问题（材质、手段）。定向井带来排采工艺实施难度。自和2-5-1投产后，包括延川南，相继增加较多的定向井，为后期排采带来较多不利因素。由于井斜的存在，生产时势必会使杆、

34、管之间的相互摩擦，久而久之，造成杆、管损坏而影响生产。山西区块各定向井均于斜井段加装卡式扶正器或自旋式扶正器防偏磨，由于山西区块煤层气井冲次低、冲程短，该方法在和顺区块适用性较强，各定向井尚未因为管柱偏磨造成抽油杆断脱检泵或油管偏磨漏失检泵。2.6 燃料消耗的分析燃料消耗是排采初期成本主体，如何有效的降低柴油消耗或者寻找一种可以代替柴油发电机，成为研究的主要内容。表8: 2011年6-12月煤层气井单井单月柴油消耗费用表项目 月份6月7月8月9月10月11月12月合计柴油费用排采井数42494963637078414柴油发电排采井数25323040404553265燃气发电排采井数171719

35、23232525149平均单井柴油费/月1522614778150031526615089141031256214409图9: 2011年6-12月煤层气井单井单月柴油消耗费用柱形图（元）表9: 2012年1-7月煤层气井单井单月柴油消耗费用表项目 月份1月2月3月4月5月6月7月合计柴油费用排采井数88888897106109119695柴油发电排采井数56595966737685474燃气发电排采井数32292931333334221平均单井柴油费1226312360123811131812828122791184412173图10: 2012年1-7月煤层气井单井单月柴油消耗费用柱形图（

36、元）图11: 2011年6月-2012年7月煤层气井单井单月柴油消耗费用趋势图从上表和图看来，煤层气井单井柴油费用随着开发的不断深入，费用在降低，从每口井每月15266元，降低到最低的时候达11318元，考虑部分柴油出库时间可能和实际不一样，基本上是下降的趋势，主要与非常规采取的措施分不开的。2011年下半年，指挥部改进了延1井组集中供电工程，原来每个台子柴油机采用一用一备的原则，把延1井区，31口井用一台500KW柴油发动机和两台260KW燃气发电机，统一集中供电，经过八个多月的运行，已经初见成效，据统计从去年11月21日到今年7月31日，243天，共消耗柴油334.92吨(详见表10)，平

37、均每口井每天44.46Kg柴油，比以前每口井每天65Kg柴油，节省20.34Kg(详见表11)，预计全年将节约230.14吨柴油，节约成本184万元。根据实际排采二队外围井16口井，从2011年12月7日至2012年2月20日，共计75天，二队共购进柴油90吨，到2012年2月20日为止库存柴油为37.9吨，12月7号当天库存柴油10吨，共计消耗柴油77.8吨，平均每口井每天消耗柴油65Kg，从表10、表11数据我们不难看出，全年单口井节约7.24吨，按8000元一吨计算，节约排采费用5.79万元，集中供电大大降低了排采费用，如果能把燃气发电机用起来，费用还会有所降低。表10：延1井组集中供电

38、油料消耗统计表月份发电天数柴油消耗量（L）备注2011年11月536002011年12月25339002012年1月31495002012年2月29449002012年3月31540802012年4月30483002012年5月31501002012年6月30510002012年7月3150600合计243加上损耗（T）334.920.9%损耗表11: 延川南集中供电与单井供电柴油消耗量对比表延川南区块平均单井每天柴油消耗（Kg）延1井组集中供电31口井44.46延川南外围16口井65单井年预计节约柴油（Kg）20.34*365=74242.7 远程监控系统的试验远程监控系统的试验，操作人员和

39、维护人员通过监视排采设备运转情况；同时通过井数数据的传输，了解井底工作状态，进而更有效地计划后续工作和项目，因而从中获益。他们还可以得到完成工作所需时间和已完成工作量等测量数据，从而减少监督的工作量并得到更准确的报表信息。生产管理人员可以随时了解排采井的生产情况及设备运行情况，在出现故障时能及时发现并解决，使气井在最短的时间内恢复生产，提高生产效率，降低成本。气井远程监测及自动计量系统充分体现了它的优越性，弥补了巡井难、计量难、防盗难的不足，并为延川南气田的高速发展和现代化管理提供了强有力的支持。与中石化华北采油院进行沟通之后，由华北采油院负责对乡宁工区自动化监测技术进行技术论证，并认为可行，

40、目前延川南10号井台两口井已经能够在排采二队中控室进行起停等各类操作。3 煤层气排采成本的优化2011年以来指挥部全体职工牢固树立“经营一元钱，节约一分钱”的意识和理念，把成本控制作为一项系统工程来抓，做到统筹考虑、细化分解、层层控制、事事落实、人人有责，从管理上要效益、速度上要效益、技术上要效益。在非常规开展排采技术优化，推行排采“六化”，促进排采管理，提升排采效果。针对排采免修期短等问题，开展排采井场标准化、井下作业个性化、生产保障及时化、排采井台责任化、资料录取系统化和技术分析日常化的活动，并同时提出排采设备优化、排采地面流程简化、排采管柱优化和排采制度细化等工作，延川南区块排采免修期由

41、初期的139天延长至目前的325天。提出快速修井检泵的要求，检泵井停抽时间不超过20小时；加强排采井动态分析，突出计划检泵，尽量避免躺井检泵。最大限度减小作业对产气效果的影响。经过一年来跟踪分析，排采成本有所降低，主要表现以下几点：3.1 排采总成本得到优化1、2010年下半年以来，加大对老井评价的研究，对部分老井进行仔细认真的分析，对部分老井进行合理的进行停抽关井观察，把原来抽油机、井筒的油管、抽油杆、光杆、压力计和扶正器等材料全部进行筛选、检测，挑出可以利用的下井材料用到新井上，去年大约节约油管8千米和抽油杆7千米等材料，节约投资约200万元。2、从表3不难看出，今年以来排采单井成本呈下降

42、趋势。3、合理配置井深管柱，根据实际油管实际使用情况，调整新旧油管下井组合，优选具有耐高温、抗磨损、耐腐蚀的特性的增强尼龙扶正器，并在施工作业的过程中做好油管损伤预防，延长油管杆使用周期，降低了每年检泵维护成本。3.2 人工成本管理的初步方案 1、提高对加强人工成本管理的认识人工成本管理仍然是企业管理中的一个薄弱环节。提高对加强人工成本管理的认识问题，首先是从战略上，认识到它是关系企业多方位市场竞争中生死存亡的重要战略因素；其次是从分配的角度，认识到它是正确处理企业、职工二者利益的重要经济杠杆，它是调节劳动者这个利益主体的经济行为，从而调节劳动力资源的配置，形成企业的激励和动力机制的经济因素；

43、第三是从管理上，认识到它是关系人才资源开发，关系企业经济效益的提高，关系到对活劳动消耗进行监督、投放的重要工作。 2、合理定岗定编，控制劳动力的投入 合理定岗定编是加强用人管理的基础，也是节约活劳动、降低人工成本的基础工作。例如延1井组，采用集中供电的原则，取消每口井都要发电的方案，31口井通过电网，利用500Kw发电机，可以大大降低每口井看进和发电人员，采用巡井制度，31口井排采工，从原来的60几号人，降低到现在20几号人，大大降低了人工费和差旅费，全年预计节约84万费用。3、发挥工资激励作用，规范人工成本结构 在人工成本结构中，奖金是有激励作用，提高工作效率，合理降低排采人员，也是构成人工成本的主要部分。可见，奖金总额水平的控制以及各类人员工资水平合理拉开档次，充分体现按劳分配、效率优先的原则，是当前人工成本控制的关键性环节。例如在排长队，每年采取先进个人、先进班组和技术能手等评比工作，也开展 “比学赶帮超”的活动，提高排采职工的劳动积极性和主观