煤层气排采成本分析1

1、煤 层 气 井 排 采 成 本 分 析煤 层 气 井 排 采 成 本 分 析 本文根据煤层气地质特点，遵循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。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， 摘 要煤 层 气 井 排 采 成 本 分 析煤 层 气 井 排 采 成 本 分 析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的不断

2、降低，实现煤层气低成本战略。关键词关键词： 煤层气 排采成本 材料 人工成本 摘 要煤 层 气 井 排 采 成 本 分 析煤 层 气 井 排 采 成 本 分 析 目 录煤 层 气 井 排 采 成 本 分 析煤 层 气 井 排 采 成 本 分 析 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的瓶颈，为了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。 1 前 言 1 前 言 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

3、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有重要意义。 1 前 言 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，达到降低排采成本的效果。 1 前 言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

4、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。煤 层 气 井 排 采 成 本 分 析煤 层 气 井 排 采 成 本 分 析 目 录煤 层 气 井 排 采 成 本 分 析煤 层 气 井 排 采 成 本 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5680.25万元，平均每月405.73万元。数据如表1、图1等。 2

5、煤层气排采成本的分析表1: 2011年6月至2012年7月煤层气排采费用数据表（元） 2 煤层气排采成本的分析20112011年年6 6月月7 7月月8 8月月9 9月月1010月月1111月月1212月月排采费用排采费用1,216,6003,466,7382,067,2362,191,3526,229,87110,537,5525,227,37220122012年年1月2月3月4月5月6月7月排采费用排采费用1,971,5703,211,4552,904,8072,666,3624,866,5065,876,0214,369,025图1: 2011年6-12月煤层气排采费用柱形图（元） 2

6、煤层气排采成本的分析图2: 2012年1-7月煤层气排采费用柱形图（元） 2 煤层气排采成本的分析表2: 2011年6月至2012年7月煤层气排采井数数据表（口） 2 煤层气排采成本的分析2011年年6月月7月月8月月9月月10月月11月月12月月排采井数排采井数424949636370782012年年1月2月3月4月5月6月7月排采井数排采井数74818485103108119图3: 2011年6-12月煤层气单井排采费用柱形图（元） 2 煤层气排采成本的分析图3: 2011年6-12月煤层气单井排采费用柱形图（元） 2 煤层气排采成本的分析图4: 2012年1-7月煤层气单井排采费用柱形图

7、（元） 2 煤层气排采成本的分析 2 煤层气排采成本的分析表4: 2011年6月至2012年7月煤层气排采成本项目表（万元） 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、差旅费、材料费等主要五项支出，因此主要对这几项进行系统的分析和研究。 2 煤层气排采成本的分析 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12

8、月：油管发生196.25万元，占总费用的33.1%；抽油杆发生68.83万元，占总费用的11.6%；扶正器发生108.19万元，占总费用的18.2%；泵及其他材料发生74.05万元，占总费用的12.5%；野营房发生146.15万元，占总费用的24.6%；2012年1-7月：油管材料发生173.70万元，占总费用48.3%；抽油杆材料发生61.91万元，占总费用的17.2%； 2 煤层气排采成本的分析2.2 原材料及主要材料的分析扶正器发生46.69万元，占总费用的13%；泵及其他材料费发生77.45万元，占总费用的21.5%。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

9、） 2 煤层气排采成本的分析2.2 原材料及主要材料的分析材料名称材料名称20112011年年6-6-1212月费用月费用占合计的占合计的百分比百分比材料名称材料名称20122012年年1-1-7 7月费用月费用占合计的占合计的百分比百分比油管油管196.2533.1%油管173.748.3%抽油杆抽油杆68.8311.6%抽油杆61.9117.2%扶正器扶正器108.1918.2%扶正器46.6913.0%泵及其他材料费泵及其他材料费74.0512.5%泵及其他材料费77.4521.5%野营房野营房146.1524.6%合计合计593.47100%359.75100%1、加强杆管泵的管理和保

10、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。 2 煤层气排采成本的分析2.2 原材料及主要材料的分析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。

11、 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。 2 煤层气排采成本的分析2.2 原材料及主要材料的分析 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，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。 2 煤层气排采成本的分析2.2 原材料及主要材料的分

12、析表6: 2011年6月至2012年7月煤层气排采主要材料扶正器汇总表（元） 2 煤层气排采成本的分析2.2 原材料及主要材料的分析材料名称材料名称单位单位2011年年6-12月月2012年年1-7月月数量单价合计数量单价合计抽油杆扶正器抽油杆扶正器KZZX-19防偏磨自旋式防偏磨自旋式只757570530897180070126154抽油杆扶正器抽油杆扶正器KZZX-22防偏磨自旋式防偏磨自旋式只341076258958235073172083抽油杆扶正器抽油杆扶正器KZX-25防偏磨自旋式防偏磨自旋式只100807967抽油杆扶正器抽油杆扶正器19尼尼龙龙只6275271716242550

13、2769744抽油杆扶正器抽油杆扶正器22尼尼龙龙只2910329219935502691026抽油杆扶正器抽油杆扶正器25尼尼龙龙只7503828245 合计合计20920 108192310350 466973.4 从表5、表6统计来看，扶正器消耗量可以说大的惊人，竟然比抽油杆的金额得大，2011年总计划年终68口井，去除18口评价井、水平井和V型井，最多投产48口，平均每口扶正器418只， 经过核实，延川南仓库竟然有2万个库存，这个是非常规管理中必须解决的问题，充分利用库存，降低材料资金的占用率。 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

14、，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。 2 煤层气排采成本的分析2.2 原材料及主要材料的分析在使用过程中扶正器经常出现掉块、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

15、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 2 煤层气排采成本的分析2.2 原材料及主要材料的分析扶正器的使用寿命为3725.09天，大约10.2年。 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 煤层气排采成本的分析2.2 原材料及主要

16、材料的分析 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 2 煤层气排采成本的分析2.3 人工成本和差旅费的分析式发展，具有极其重要的推动作用

17、。 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。 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，是合理降低人工成本和差旅费的主要途径。 2 煤层气排采成本的分析2.3 人工成本和差旅费的分析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

18、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问的增减变动情况进行的。 2 煤层气排采成本的分析2.3 人工成本和差旅费的分析主要包括以下分析指标： 人工成本增加额=报告期数-基期数 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。 2

19、煤层气排采成本的分析2.3 人工成本和差旅费的分析 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一名员工所花费的平均人工成本。 2 煤层气排采成本的分析2.3 人工成本和差旅费的分析 三是人均人工成本指数。人均人工成本指数表明成车动态变动情况。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

20、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： 2 煤层气排采成本的分析2.3 人工成本和差旅费的分析 表7: 2012年1-7月煤层气排采人工成本汇总表（万元）序号序号项目项目 月份月份1月月2月月3月月4月月5月月6月月7月月合计合计1职工薪酬-在岗职工工资23.7826.4122.8122.5022.8324.4730.04172.842职工薪酬-福利费2.900.440.080.050.5113.090.4117.483职工薪酬-工会经费1.110.481.111.031.161.571.497.954

21、职工薪酬-住房公积金5.225.225.435.305.305.517.0339.005职工薪酬-失业保险费0.000.000.000.300.170.920.171.546职工薪酬-基本养老保险10.0910.2110.159.919.9110.2713.3373.887职工薪酬-补充养老保险1.291.291.291.291.292.622.6211.698职工薪酬-工伤保险费0.230.230.230.230.230.230.231.609职工薪酬-生育保险费0.070.070.070.070.070.070.070.4610职工薪酬-基本医疗保险0.740.740.740.740.74

22、4.310.748.7711职工薪酬-劳务费29.1033.7134.8835.1746.1461.4750.35290.82合计74.5378.8176.7876.5988.33124.53106.46626.04 表8: 2012年1-7月煤层气排采人工成本指标分析表序号序号项目项目 月份月份1月月2月月3月月4月月5月月6月月7月月1人工成本增加额4.28 -2.03 -0.20 11.75 36.19 -18.07 2人工成本增加率11.1% -13.6%-1.4%1.4%7.2%22.7%3月度排采队正式工数量47 47 47 47 47 51 56 4月度排采队劳务工数量112 1

23、12 112 112 136 136 151 5总人数159 159 159 159 183 187 207 6月度人均总成本（万元）0.520.550.530.530.610.860.747正式工人均成本（万元）0.510.560.490.480.490.480.548劳务工人均成本（万元）0.260.300.310.310.340.450.339排采井数7481848510510811310平均到井人工成本（万元）1.000.970.910.900.8411.1530.94 2012年1-7月排采人工总成本为626.04万元，总工人人数从1月的159人增加到7月的207人。6月人工成本增加

24、额最大，增加了36.19万元，主要原因是正式工增加了4人和劳务工增加了4人，再加上6月发了奖金。月度人均总成本也是6月最高达到0.86万元，大部分月份基本在0.5万元，正式工人均成本在0.48-0.56万元之间，劳务工人均成本在0.26-0.45万元之间。 从表8数据统计来看，随着排采井数从74口增加到113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 煤层气排采成本的分析2.3 人工成本和差旅费的分析 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

25、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 煤层气排采成本的分析2.4 地面流程的工艺分析 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5）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0.0

26、5MPa,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6）将其替换。 2 煤层气排采成本的分析2.4 地面流程的工艺分析图图5 5 膜式气体流量计膜式气体流量计图图6 6 旋进式流量计旋进式流量计 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

27、好地起到降低气相湿度的作用。 2 煤层气排采成本的分析2.4 地面流程的工艺分析 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7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式调压阀的配合，供不同压力等级的生活区使用。 2 煤层气排采成本的分析2.4 地面流程的工艺分析图7: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

28、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 煤层气排采成本的分析2.4 地面流程的工艺分析 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），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。 2 煤层气排采成本的分析2.5 排采工作制度优化 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

29、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0.5MPa，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。 2 煤层气排采成本的分析2.5 排采工作制度优化 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

30、产量突破打下了坚实的基础。主要采取以下方式： 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。 2 煤层气排采成本的分析2.5 排采工作制度优化 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

31、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 煤层气排采成本的分析2.5 排采工作制度优化 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

32、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。 2 煤层气排采成本的分析2.5 排采工作制度优化 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

33、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。 2 煤层气排采成本的分析2.5 排采工作制度优化 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、管之间的相互摩擦，久而久之，造成杆、管损坏而影响生产。 和顺和延川南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

34、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 煤层气排采成本的分析2.5 排采工作制度优化 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月煤层气柴油消耗量表 2 煤层气排采成本的分析2.6 燃料消耗的分析项目项目 月月份份6 6月月7 7月月8 8月月9 9月月1010月月1111月月1212月月柴油费用柴油费用236,443 315,887 198,424 852,827 414,092 949,820 344,931 排采井数排采井数42494

35、963637075平均单井柴平均单井柴油费油费563064474049135376573135694599图8: 2011年6-12月煤层气柴油消耗量柱形图（元） 2 煤层气排采成本的分析2.6 燃料消耗的分析表9: 2012年1-7月煤层气柴油消耗量表 2 煤层气排采成本的分析2.6 燃料消耗的分析项目项目 月份月份1 1月月2 2月月3 3月月4 4月月5 5月月6 6月月7 7月月柴油费用柴油费用501483 500487304748536439433190524147536737排采井数排采井数74818485105108113平均单井柴平均单井柴油费油费677761793628631

36、1412648534750图9: 2012年1-7月煤层气柴油消耗量柱形图（元） 2 煤层气排采成本的分析2.6 燃料消耗的分析 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13569元，降低到最低的时候达3628万元，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。 经过一年多的发展，现在日产气突破2万方，以前我们大部分煤层气全部点天灯，造成能源的浪费，现在增加部分燃气发电机，主要是用于长气量能够满足发电机的需要并能够为排采和生产作业提供动力，同时能够避免煤层气直接排放（直接燃烧）带来的环境污染和意外事故的发生。

37、2 煤层气排采成本的分析2.6 燃料消耗的分析经初步核算，现每台柴油发电机组耗油量为4L/h（以30KW柴油发电机组计），与每台燃气发电机组供电相比，燃气发电机组单日每台累计节省费用近480元， 100天可收回燃气发电机组成本。2012年排采力度加大，产气井和气量将逐渐增多，利用燃气发电机选择集中供电或者单井供电，既解决了供电问题，又节约了开发成本和较少环境污染。 2010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 2 煤层气排采成本的分析2.6 燃料消耗的分析据统计从

38、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)，平均每口井每天44.46Kg柴油，比以前每口井每天80Kg柴油，节省35.54Kg(详见表11)，预计全年将节约402.14吨柴油，节约成本321.71万元，同样可以对比，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

39、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。 2 煤层气排采成本的分析2.6 燃料消耗的分析表10： 延1井组集中供电油料消耗统计表 2 煤层气排采成本的分析2.6 燃料消耗的分析月份月份发电天数发电天数柴油消耗量（柴油消耗量（L）备注备注2011年年11月月53600 2011年年12月月2533900 2012年年1月月3149500 2012年年2月月2944900 2012年年3月月3154080 2012年年4月月3048300 2012年年5月月3150100 2012年年6月月3051000 2012年年7月月3150600 合计合计243385980 加

40、上损耗（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 2 煤层气排采成本的分析2.6 燃料消耗的分析延川南区块延川南区块平均单井每天柴油消耗（平均单井每天柴油消耗（Kg）延延1井组集中供电井组集中供电31口井口井44.46延川南外围延川南外围16口井口井65单井年预计节约柴油（单井年预计节约柴油（Kg）20.34*365=7424 远程监控系统的试验，操作人员和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

41、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。 2 煤层气排采成本的分析2.7 远程监控系统的试验 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，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操作。 2 煤层气排采成本的分析2.7 远程监控系统的试验煤 层 气 井

42、排 采 成 本 分 析煤 层 气 井 排 采 成 本 分 析 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初期的139天延长至目前的325

43、天。 3 煤层气排采成本的优化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： 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，优选可以利用的下井 3 煤层气排采成本的优化3.1 排采总成本得到优化材料用到新井上，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，

44、今年以来排采单井成本呈下降趋势。 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 煤层气排采成本的优化 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

45、激励和动力机制的经济因素；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 3 煤层气排采成本的优化3.2 人工成本管理的初步方案 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，全年这些井综合成本预计节约84万费用。 3 煤层气排采成本的优化3.2 人工成本管理的

46、初步方案 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，奖金是最有激励作用，提高工作效率，合理降低排采人员，也就是优化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，每年公选先进个人、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能动性。 3 煤层气排采成本的优化3.2 人工成本管理的初步方案 4、不断优化地面工程 地面工程的优化和标准化，大规模的集中供电或者电网，为降低排采人员，提供了可能，如延1井组集中供电系统，供电后，排采人

47、员大大降低，节约人工成本，提供了一个案例，今年还在延6-延16以及延5采取集中供电的项目，为缓解当前井数多，排采人员少的矛盾，也可以控制人工成本的增长，使人工总成本在可以控制的范围内，分摊到单井的人工成本将有所降低。 3 煤层气排采成本的优化3.2 人工成本管理的初步方案 单井地面流程实行标准化井场实施，降低了设计费用，在地面工程施工的时候，也节约了时间，降低了施工成本。 地面流程的优化，使用了更加先进的流量器，减少多余的流程，降低的工程材料费和施工费，就这一项全年80预计节约投资30万元。 随着非常规勘探开发的不断深入，根据实际情况优化抽油机的选型，控制大抽油机的使用，也节约了地面成本。 3

48、 煤层气排采成本的优化3.3 地面流程的优化 基于“连续、稳定”排采的原则与要求，深入分析一年多来修井作业原因，通过有针对性的调整筛管深度、螺杆泵生产井安装井下单流阀、泵下安装气锚和对排采井采取防偏磨等措施，排采过程中试用逐级降压工作制度，分级逐次降低煤层气井的井底流压。逐级降压的好处在于，使每一级降压都持续到一定的时间，使降压漏斗得到充分的扩展。建立相应的耦合数学模型，通过数学模拟给出较为合理的逐级降压制度比实际工作制度获得了更多的卸压体积，经过这一年的实施，取得了效果，如和6井组，最多的时候有5口井日产1000方气以上。 3 煤层气排采成本的优化3.4 排采工作制度优化 经过一年多的发展，

49、现在日产气突破3万方，以前我们大部分煤层气全部点天灯，造成能源的浪费，现在增加部分燃气发电机，主要是用于长气量能够满足发电机的需要并能够为排采和生产作业提供动力，同时能够避免煤层气直接排放（直接燃烧）带来的环境污染和意外事故的发生。经初步研究核算，现每台柴油发电机组耗油量为4L/h（以30KW柴油发电机组计），与每台燃气发电机组供电相比，燃气发电机组单日每台累计节省费用近480元， 100天可收回燃气发电机组成本。 3 煤层气排采成本的优化3.5 发电燃料构成得到了不断优化2012年排采力度加大，产气井和气量将逐渐增多，利用燃气发电机选择集中供电或者单井供电，既解决了供电问题，又节约了开发成本和较少环境污染。 2010年下半年，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，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。单井全年预计节约柴油10.95吨，31口井预计节约费用240多万元。 3 煤层气排采成本的优化3.5 发电燃料构成得到了不断优化 远程监控系统的试用，原来由于柴油发电等原因，职工实现4班3倒，一口井就需要4名职工，采用集中供电和实行远程监控，单井就可以不需要人看井，人工成本会大大降低。 远程监控系统的试用，生产管理人员可