吐哈油田降低油田开发范文

摘要吐哈油田公司以“稳油、增气、提效、保持经济总量不降”为目标，以科技创新为动力，以成本控制为重点的经营思想，开发系统大力实施低成本战略，从前期准备、过程控制、生产管理和基础管理四方面入手，充分发挥控制投资，降低成本的关键作用，保证了各项生产经营指标的实现，取得了较好的经济和社会效益，有利于吐哈油田稳定、长远发展，开辟吐哈油田一项成本管理模式。

关键词开发成本优化管理良性循环

自1998年重组改制以来，石油企业逐渐融入市场经济，吐哈油田在发展思路上坚持了“发展为本、效益至上”的原则，确定了以市场经济的理念审视并指导油田的生产和经营活动的方针，并把发展的重点转移到以效益为中心的轨道上来，油气并举，提高油田的经济总量。在油田的开发管理上，将成本管理提到影响油田经济效益的至关重要的高度上来，针对吐哈油田老油田开发特点和新建产能区块的实际情况，建立了目标评价、战略研究、经济评价三个体系，由生产管理向开发管理转变，加强过程成本管理，建立吐哈特色的成本管理模式，使吐哈油田的成本管理逐渐趋于更加合理、经济、可控，油田开发成本逐年下降，经济效益明显提高。

1立足科学决策部署，优化方案设计，向前期准备要效益

前期工作对生产效益起决定性作用，因此，要坚持把投资的事前控制放在首位，加强投资的源头控制。

1.1深化地质研究，提高油藏认识水平，保证决策的科学性

针对近几年新区储量落实程度低、构造复杂、单井产能低的矛盾和老区部分区块水淹程度高、单井控制可采储量低、调整效果减弱的情况，首先应充分发挥科研单位的技术支持作用，强化已开发油田地质特征再认识，加强中高含水期油田开发规律研究，准确描述剩余油分布及井间流体变化，为老油田调整、产能建设决策提供可靠的技术依据；其次加大研究和决策单位在投资控制中所承担的责任，积极探索方案责任人有限经济处罚制度；三是完善油田开发经济评价制度，按项目效益优劣排序，所有项目必须提出两个以上的方案供决策，正式项目必须达到内部收益率大于12％，投资回收期小于6年。做到决策周密、严谨，实现技术与效益的最优化，发挥有限资金的潜能。

1.2优化方案设计，提高投资效益

在新区建设方面，开发向勘探延伸，加快早期评价，多专业联合编队，确保整体方案设计的最优化，实现产能建设高效益。在老区调整中，加强精细地质研究，应用数值模拟技术，结合区块动态资料，不断修正剩余油分布图，指导下一步新井井位部署，坚持把每口钻井当作一项“系统工程”对待，既考虑油藏的整体性，也测算单井的经济帐，最大限度地减少低产、低效井。在钻井工程设计中，按照分区块标准化设计，优化井身结构，控制表层套管尺寸及下深，缩短钻井周期，降低物料损耗。地面工程设计重点突出方案的技术、经济可行性论证，特别是对地质认识基础、工艺技术路线、关键设备选型进行细致论证，针对产能建设区块的特点，要摒弃“大上、快上、上好”的观念，坚持从油田生产实际出发，因地制宜，因陋就简，尽量依托油田已有设施，在确保安全生产和产品质量的基础上，简化流程，降低投资。

1.3严格审批程序，提高方案设计管理水平

加强方案设计审查力度，加强逐级审查责任制。对产能建设方案，油田调整中的油藏、采油、钻井方案按照设计单位初审、开发处审核、公司领导审批三级管理。对于地面工程项目，要按照可行性研究报告及初步设计由采油厂委托、开发处组织审查、计划处进行立项及初设批复的程序运行，每个项目要完成可研和立项批复、初步设计及概算批复、施工图会审、开工报告及审批，方可开展下步工作。同时，要加强设计变更和经济签证管理，实行采油厂、开发处、计划处“三审制”；加强工程预算审查，即：工程预算经采油厂审查后，由开发处复核工作量，交由定额定价中心审核，再由计划处复核，审计处审计。

1.4加强规划计划管理，实现油气开发建设的良性循环

适应股份公司重组上市后新的投资体制，首先，要加强油气田开发战略部署和规划部署研究，增强油田适应市场变化的能力。重点是抓好中含水期各项调整方案、采油工程方案、地面改造方案的前期准备和整体规划研究，确保油田开发调整步入“整体部署、分步实施”的良性序列。其次，抓好年度油气田开发业务发展计划编制，上半年研究当年工作，下半年研究次年工作，超前部署，滚动规划。第三，有序地组织开展开发项目的经济后评估，加强对项目决策的监督和改进，提高项目决策的科学水平，努力实现油气田开发建设的良性循环。

2严密生产组织，强化现场监督，向过程控制要效益

2.1加强运行管理，严密生产组织

精心编制钻井运行计划，有序组织钻机运行，减少冬季“四项”上浮费用500万元。钻井运行继续推行“9＋1”管理模式，缩短建井周期；加强钻井地质跟踪，做到不漏掉一个油层，不多打一米进尺；加强现场监督，密切跟踪钻井动态，及时协调排除事故隐患。

2.2强化监督职能，发挥监督作用，提高工程质量

加强监督管理是工期、质量、成本控制的有效手段。通过完善监督管理体制，强化监督职能，逐步建立完整的工程监督体系。一是加强监督队伍建设，提高监督队伍整体素质。推行工程监督资质审查及业绩考核办法，建立有效的约束和激励机制，实行工程质量与监督业绩考核挂钩，有效提高监督质量。二是加大方案实施过程中的监督和工程现场监督力度。成立油田调整、产能建设“实施小组”，加强跟踪对比，确保开发井钻井成功率98％，方案符合率90％。加强施工作业的现场监督，钻井工程实施全过程监督管理，重点把好井身质量、固井质量、井控质量、油保质量、环保质量五个关键环节，抓好钻井大宗物资进货渠道管理，保证入井物资质量，杜绝三无产品流入施工现场。井下作业实行重点井、重点工序旁站监督。三是继续推行工程监督例会制度，加强钻井、井下作业队伍的资质审查和业绩评定，实行定期通报。真正将资质、业绩和工作量挂钩。开发地面工程继续推行第三方监理制，尝试通过招标，优选监理队伍。通过监督控制，保证施工质量和效益。

2.3利用市场机制，加大外委招标力度

集团公司重组改制和股份公司成功上市之后，为适应我国加入世贸组织后的形势，规范公司运作，保证股份公司持续发展和低成本战略的实施，开放内部工程和生产技术服务市场是一种必然趋势。对油田公司开发系统而言，规范关联交易行为，加大市场开放力度，充分发挥市场机制在降低成本、控制投资方面的有效作用，是全年各项业绩指标顺利完成的的重要保证。一是制定完善的市场管理办法，建立一套科学合理的市场管理体系，形成健全的市场管理组织机构、仲裁机构，作到有“法”可依、依“法”管理；二是按照公开、公正、公平的原则，建立和完善市场准入制度，严格队伍资质审查；三是形成完善的招投标管理办法，以满足地质和工程需要为前提，制定合理的标的和合同价款；四是规范市场主体行为，强化对招标、投标全过程的监督；五是加强施工作业队伍资质管理，建立施工单位业绩档案，定期通报并作为评标重要内容。通过招投标，使钻井、井下作业、动态监测单位成本比上一年度上下浮动15％~20％；地面工程造价降低3%。

2.4明确责任主体，理顺投资管理体制，调动职能部门和采油厂两方面的积极性

在开发地面工程建设中全面推行项目管理，实行项目经理负责制，以项目经理为工程建设第一责任人，实现全过程、全方位的管理。根据由公司确定的建设任务及投资、工期、质量签订承包责任书，并纳入单位及个人业绩考核范围。项目组参与项目决策和实施全过程，负责项目全过程的计划、组织、协调和控制，负责办理设计委托，组织可研、初设预审，组织施工图会审与交底，负责组织器材订货招标，参与订货谈判，负责工期、质量、投资“三要素”控制。

3优化措施方案，加快技术进步，向生产管理要效益

3.1优化措施结构，切实提高措施有效成功率

坚持油藏工程和采油工程相结合，根据油层发育和剩余油分布特点，精心选井选层。在措施方案设计上，一是坚持实施“三准、两清、一对扣”的原则，即选井选层准、措施工艺准、抽汲参数准，措施井施工前自然状况清、施工后工作状况清，工艺设计和施工程序对扣；二是坚持措施前的单井经济评价制度，采用措施增产经济界限图版，对产出比小于1.1的措施井坚决不上，以经济有效比来评价井下作业措施效果；三是坚持多项措施相结合，减少中间环节，降低操作成本。在制定作业措施时，坚持同一口井采取维护性措施与主体措施相结合的原则,降低维护性作业费用。通过上述措施，年井下作业施工成功率达98%，措施有效率达85%，单井次年措施增产700吨，单井次年措施增注量达到1200m3，从这个意义上讲，相当于减少无功低效作业36井次，减少井下作业费1500万元。

3.2切实将“三压三提”方针落到实处，认真推行井下作业六项管理制度

继续贯彻井下作业“三压三提”管理方针，即：压缩维护性工作量、压缩无功低效作业、压缩井下作业费用，提高措施有效率、提高单井措施效果、提高井下作业有效期。重点推行六项管理制度，一是坚持以机采井管理为重点，积极推广“三图”管理制度。即坚持应用机采井动态控制图、稳油控水控制图、设备管理动态控制图进行科学管理，合理调整机采井的生产状态，有效降低检泵率。二是建立入井工具、材料跟踪检测制度，做到起原井管柱到现场，重点工序到现场，下完井管柱到现场。有效降低抽油井的抽油杆断脱、卡泵及注水井的分注工具和投捞质量事故发生率，减少维护性工作量。平均年压缩油水井维护性作业量8%，节约费用320万元。三是建立作业井保修制度，保修期内属于作业质量问题而停产的，一律无偿返修。四是建立方案跟踪制度，要求方案设计人员对地质方案和工艺设计执行过程及效果进行现场跟踪，及时评价效果、分析失效原因，提高方案符合率。年平均压缩无功低效作业工作量5%，节约费用400万元。五是继续推广单井费用承包制，降低风险，节约成本。在总结大修、侧钻单井承包经验的基础上，试推行维护性作业单井费用承包制。单井维护费用根据井深确定，井深2000m以内为3.5万元，2000m以上为4.0万元，不再实行日费制，即可简化结算程序又可降低成本费用，年平均节约成本300万元。六是进一步完善效益普查制度。定期对单井、区块进行效益普查，分类制订开发技术政策。对高效油井，根据其潜力，适当加大资金、技术投入，保持其高效长期稳产；对低效油井，严格控制成本支出。

3.3加快技术进步，大力引进、推广、应用新技术、新工艺

根据油田需要，完善配套侧钻水平井技术、套损井治理技术、高砂比压裂技术，提高低效井、差油层产量接替能力；推广可验封卡堵水、化学堵水、化学调剖等控水技术，严格控制含水上升，提高地下存水率。改进和推广衡流量注水技术、欠注井增注技术、污水处理技术，提高油田注水水平。推广油管锚定、KPX109高效气锚等提高泵效技术，重点解决抽油机气体影响问题，使泵效提高2%，检泵周期达到430天；实施单元优化配气方案，提高气举井举升效率，努力降低气液比；加大电潜泵防气、防垢和工况监测技术配套，使电潜泵检泵周期达到330天。

4挖掘设备潜力，实施节能降耗，向基础管理要效益。r/>4.1加强设备运行管理和技术改造,降低运行成本

一是加强对注水泵系统的管理，对部分注水泵进行升压改造、密封系统改造和低速电机试验，提高泵效，降低水电消耗。通过试验，优选质量稳定优良的设备易损件，减少维修工作量和劳动强度，使设备维护费用降低10%；优化注水系统运行参数，尽量减少回流损失。通过以上工作，使注水单耗下降到10.3kw·h/m3的水平。二是加强抽油机机械采油系统管理，年内改造修复已报废抽油机20台，调剂利用闲置抽油机40台，节约投资1680万元。树立对油井实施系统管理的观念，根据井下情况的变化，及时实施调参措施，使机械采油系统效率提高2.1个百分点，达到全国平均水平。三是继续加强轻烃装置的运行管理，挖掘装置潜力，确保装置运行时率保持在94％以上，整体平均收率提高2%，实现轻烃增产、增效目标。结合鄯善油田30万m3轻烃检修，对3台DPC-600压缩机进行技术改造，提高其技术性能，减少燃气消耗。四是继续进行在用抽油机节能和技术改造工作，提高抽油机运行时率，降低抽油机能耗。

4.2规范体系，加强监督，降低设备维修维护费用

积极推行强制维修与视情维修相结合的制度，结合动态监测，积极推行视情维修和周期强制保养相结合的修保制度，既要保证及时维修，又要避免“过剩”维修。进一步规范维修市场，做好维修队伍资质审查，对修理质量差、费用高者要坚决予以取缔。强化维修费用监测控制，做到专款专用。对重点设备进行重点管理，加强整体技术改造方案审查，加强维修监督，提高维修质量。做到

一、二级保养对号率98%，维修返工率低于5%。二是加强润滑管理，坚持按质换油，合理用油，减少浪费，力争节约费用100万元。加大设备状态监测与故障诊断工作力度，建立完善的监测体系，A类设备实行强制性周期监测，主要生产设备定期抽样监测，发挥状态监测对设备运行和维修工作的指导作用，逐步实现维修模式由事后维修向预知维修过度。通过润滑管理和状态监测，提高设备管理的技术含量，向技术要效益，用技术手段降低设备运行成本。三是积极贯彻能源管理法规，改善能源消耗计量条件，加强产品、单机能耗监测。逐步实现油、气、水、电准确计量，防止服务单位因计量错误而多托、多收现象发生。积极做好能源定额、能耗统计工作，建立能耗统计台账，做到资料齐全、可靠、准确，对能耗实行动态管理，及时组织用能分析，为节能降耗打下良好基础。

4.3强化资源管理，加强综合利用，提高油田整体效益

（1）提高注水效率，科学配产配注。对于长期注水不见效、注不进的区块，如温米油田的红湖、米登区块，鄯善东Ⅲ区、东Ⅳ区，采取间歇注水、周期注水、关闭边缘注水井等技术措施，减少无效注水20万m3，预计可节约注水费用150万元；优化采油技术参数，关闭高气油比井，减少资源浪费。加强温二计湿气调配管理，提高湿气联网运行效率，采取措施，提高神泉轻烃装置利用率，减少天然气放空。

（2）探索管理体制改革，试行油水井管理新机制，努力降低操作费用。针对低效或无效区块，探索转换采油方式和管理模式，节约成本，提高油田开发整体经济效益。部分抽油井连续生产无效益，在保持产量稳定的前提下，转为间抽或捞油方式，抽油机调剂使用，单井拉油，节约动力费、人员费。对于边缘低效井，产量低，运行成本高，在产出原油所有权不变的情况下，试行单井站承包制度。降低操作成本，提高劳动生产率。例如，吐鲁番采油厂的6个边远单井站（共24口油井），分布在玉果、托克逊、胜金口、火焰山、恰勒等构造带上，大都为无生产能力井或低效井，单井年平均运行费用60万元（未考虑作业、措施费用），吨油操作成本在600元以上，远高于公司平均水平。根据这些井站的具体情况，对具有生产能力的边远井站，采取公开发标的形式对有油田开发资质的单位进行招标；对无生产能力，但仍需要职守性管理的边远井，采取对外劳务承包的方式。初步测算可使单井站年费用控制在30万元以内，大大降低运行费用。此管理模式计划在吐鲁番采油厂试点，逐步在其他采油厂推广。

（3）低效难采储量可采用对外合作方式，不增加新的投资。以储量、油井和已有地面设施入股，寻求合作伙伴，产出原油以低成本收购，降低投资风险和运行成本。

总之，现代油田开发成本的管理与技术、经济和管理等学科相结合，已经成为影响企业经济效益和油田长远发展的关键因素。相对于油田不同的开发阶段，成本管理的内涵也是不断变化的，因此，必须针对油田开发的不同阶段、油田影响成本的不同内在因素和外在因素，制定相应的成本控制策略，使成本管理达到合理、经济、可控，降低油田开发成本，提高油田经济效益。