单元成本核算在油田的应用

张晓东 (中石油吐哈油田分公司葡北采油工区,新疆吐鲁番838006)

冀丽萍 (中石油吐哈油田分公司井下公司监理站,新疆鄯善838200)

张海东 (西部钻探吐哈录井工程公司人力资源部,新疆吐鲁番838202)

王志亮 (中石油青海油田分公司规划计划处,甘肃敦煌736202)

油藏单元成本核算是确定单元费效比,对单元进行经济评价的手段之一,开展区块单元成本核算,以地质开发单元为主线、结合行政单元设置核算单元,可以增强预算信息对决策的支持作用,从而将经营向生产过程延伸,更好地反映生产过程中的成本变动情况,便于及时编制滚动预算,也便于及时划拨各项费用,生产和经营真正联系在一起,达到牵一发而动全身的效果[1]。

在青海油田采油一厂尕斯库勒油田尕斯E13油藏,随着油藏开发进入中高含水期后,油藏递减速度快,产量下降快,从最高的年产油70×104t,下降到目前不到30×104t。该油藏从经济角度而言,是否已经进入无效开发阶段,投入是否大于产出。为此在油藏开展单元成本核算试点工作,核算结果表明,油藏开发仍有利润,但利润的下降速度远超过产量的下降速度,油田开发面临着严峻的形势。

1 油藏基本特征

尕斯库勒油田E13油藏位于青海省柴达木盆地茫崖坳陷尕斯断陷,地面海拔2800～3200m,油藏为一构造完整、轴向近南北的潜伏背斜构造,闭合高度400m,构造轴部较平坦,两翼不对称,东缓西陡。构造主体部位较完整,3条大逆断层均分布在构造北端和西翼,有2条小正断层分布于南北端。构造南北长约12km,东西宽约4km,含油面积37.4km2,地质储量3877.81×104t。

E13油藏弹性边水驱动阶段于1990年9月结束,目前靠人工注水保持压力开发。油藏目前平均综合含水74%,已进入含水快速上升阶段,层间矛盾突出,平面矛盾大,非主力小层动用程度、采出程度较低,油藏的储采比低,储量严重不足,稳产难度大,是油藏面临的主要问题。油藏年产量递减幅度超过25%,年产油量从2005年的61×104t下降到目前的29.11×104t,为确定该油藏的经济价值如何,在该油藏开展了单元成本核算试点。

2 单元成本核算

单元成本核算最主要的就是将会计核算区块与地质开发单元统一,便于费用的归集和分配,把区块发生的直接费用直接归集到地质开发单元上,间接费用按照一定的分摊标准分到地质开发单元上。主要采用现金流法 (如图1所示)来确定油藏的价值和利润情况。评价参数的选取依据青海油田公司财务处统一下发的数据为依据。

现金流量法就是项目生产期内现金流入与现金流出状况,目前各项成本费用均已落实到区块和单井,开展现金流评价有了坚实的基础。流入的部分如产量、劳务收入等作为收入;而流出的部分作为支出,如各种电费、材料费、维修费和作业费等,通过流入流出部分的计算,可以看到成本发生的数量、方向以及挖潜的空间和方向。现金流量能够反映项目运行质量,项目的主要经济效益指标就是通过现金流量表的分析计算出来的。因此,掌握现金流量分析方法也就掌握了项目经济分析的核心。

图1 常用计算现金流的图表

现金流评价目前是油藏经营指标评价的重要组成部分,做好现金流评价有助于了解区块单元的流入流出资金量、区块的效益、成本发生的主要部分、影响成本的主要因素、以及成本挖潜的空间及方向等,从而制定成本控制措施,达到完成生产任务,并同时控制成本的目的。可以对单井、单元、厂处、公司等不同层次级别的单位部门开展现金流评价,针对油藏单元开展的现金流评价,即为单元成本核算。

2.1 尕斯油藏单元成本核算

表1 尕斯油藏2005～2010年成本、收入和利润变化情况

表1 尕斯油藏2005～2010年成本、收入和利润变化情况

年份年产油量/1 0 4 t销售收入/1 0 8元操作成本/1 0 8元生产成本/1 0 8元销售收入-操作成本/1 0 8元销售收入-生产成本/1 0 8元2 0 0 5 6 1.1 7 2 0.8 1.3 5 2.7 7 1 9.4 5 1 8.0 3 2 0 0 6 5 9.0 8 2 0.0 9 2.4 2 3.9 3 1 7.6 7 1 6.1 6 2 0 0 7 4 9.9 9 1 7 3.4 5 4.8 7 1 3.5 5 1 2.1 3 2 0 0 8 4 1.1 1 3.9 7 2.1 4 3.5 3 1 1.8 3 1 0.4 4 2 0 0 9 3 0.3 7 1 0.3 3 2.8 7 4.0 6 7.4 6 6.2 7 2 0 1 0 2 9.1 1 9.9 2.8 3 3.9 3 7.0 7 5.9 7

2.2 利润下降的原因分析

分析该油藏利润下降的主要原因有以下几个方面:

1)生产成本上升 随着油藏开发进入中后期,油藏含水逐步上升,导致油藏开采成本逐步提升,包括提液的成本在逐步上升,注水量也需随之上升,油气处理环节费用也随之上升,总体上成本呈现刚性上升趋势,而相应的利润有逐步下降的趋势。

2)基本运行成本上升 无论产量高低,基本的运行成本是必需的,包括机构运转、设备维护等许多方面。设备都有相应的生命周期,设备的使用是有有效期的,比如某项配件到了一定的年限,就会失效,为此相应的维护保养费用也在逐步上升。

2.3 采取的对策

针对油藏运行成本高、成本控制困难的现象,采油一厂利用单元成本核算结果,通过管理创新,对成本的过程管理逐渐形成了一套完整的精细成本管理体系,即 “节点成本管理法”,并形成了 “可控成本”的管理理念,从而为企业的精细管理开拓了方向,实现了发展方式的转变。经过一年的实施,初步实现了向管理要效益的目标。

节点成本管理法的主要内容是在优化业务流程的基础上,利用节点控制的方法划分关键节点,将成本配置到业务流程的关键节点上,对节点设置对标指标,并将对标的结果落实到考核指标上来,通过控制各节点的费用,来控制整个流程的成本费用,通过提高节点的技术指标,提高流程的技术水平。

图2 尕斯油藏2005～2010年成本、收入和利润变化情况

节点成本管理法的核心是管理优化。节点成本管理法实施以来,产生了明显的节能降耗效果,部分单耗下降明显。以动力单耗为例,2009年1～12月生产共计耗电10989×104kW·h,而2010年同期对比耗电10636×104kW·h,节约 353×104kW·h电。采油系统吨油耗电从60.35kW·h下降到54.35kW·h,同时吨液耗电也从22.93kW·h下降到19.57kW·h。在年产液量保持稳定的情况下,动力费的节约来之不易。

总体来看,采油一厂通过单元成本核算,明确各油藏费用的控制重点,通过管理创新,实现了管理升级,实现了向管理要效益的目的。

3 结论和建议

1)随着油藏开发进入中高含水期,油藏开采成本逐步提升,成本呈现刚性上升趋势,而相应的利润有逐步下降的趋势,各类油藏的情况都基本相似。无论产量高低,基本的运行成本是必需的,为此在油田开发产量下降阶段,为提高油藏的价值创造能力,必须降低设备的基本运行费,包括管线、站点和处理设备的关停并转,都在考虑的范围内。

2)加强油藏的精细管理,开展转变开发模式探讨,探索在中高含水条件下油藏合理的开发模式,比如在尕斯E13油藏南区开辟不稳定注采试验区,从实际运行情况来看,一年来,区块整体产油量保持稳定,产水量大幅减少,区块累计少产水15210m3,含水率由年初的90%下降到目前的78.7%。节约了生产成本且减少了无效注水循环,提高了注水利用率。通过试验区的不稳定注采调整,减少无效注水循环,延长检泵周期,达到稳油控水的目的,为下步油田科学开发建立了示范区域。

3)从工艺上探索机采节能降耗的方式,针对油藏开展效益开发模式探索。油藏开发进入中高含水期,吨液开采成本增加,通过调整油井工作制度,包括采用各种间抽间采、周期采油、周期注水、计关、调小参数、优化电机配置、优化工艺设计、虹吸尾管采油、不动管柱酸化等手段来降耗,有效节约油井的提液成本。全年累计周采148井次,计关97井次,节约生产小时38×104h,动力费和材料费以及无效水处理费得到极大节约。通过在不同油藏开展转变开发模式探索和效益开发探索,为下步油藏低成本运行、高效率开发探索出了一条科学合理的道路。

[1]高鸿业.西方经济学:上册 [M].北京:中国人民大学出版社,1996.156～159.