以提高经济效益为目标的成本管理

张民

摘要：本文结合我队实际情况，从降低拉油费用、节约动力费用、减少作业费用三方面入手，积极开展成本管控工作，有效降低了采油队的运行成本，较好实现了稳油降本打造低碳采油的目标。

一、成本管理的实施背景

成本管理就是要做好成本控制，是企业根据一定时期预先建立的成本管理目标，由成本控制主体在其职权范围内，在生产耗费发生以前和成本控制过程中，对各种影响成本的因素和条件采取的一系列预防和调节措施，以保证成本管理目标实现的管理行为。它包括成本预测、成本计划、成本控制、成本核算、成本考核和成本分析等六个环节。采油六队远离厂部一百多公里，且点多、面广、井散，所产原油主要依靠车拉油将其源源不断地运往真武。2013年油井开井30口，其中电加热油井占到28口，导致原油采收动力成本、原油运输成本、油井后期作业维护频次、成本居高不下，现有的管理现状迫切要求我们深化低碳管理，加强成本管控。

二、成本管理的具体做法

1、降低拉油费用

我队现有安3、堡1、台7、安12四个大的站点，有安5，安17，安11，堡1-4A，台14五个小的拉油点。各站点散布于两市六镇，相隔距离较远。其中台7站到安3站50公里，堡1站到安3站60公里，安12站到安3站8公里。

目前只有安3站同时具备集输、脱水、污水回注功能。其它站点及拉油点在含水较高时，需将所产液量拉到唯一脱水点安3站，污水就地回注，脱水后的原油拉回输油一队;而含水较低时就直接拉回输油一队作进一步处理。

我队三个主力区块李堡油田、新街油田、安丰油田含水分别达到65%、78 %和83%，随着油田开发的持续深入，还有进一步上升的势头。含水高企，就会增加我队原油外输和原油脱水环节的运输运费。我队拉往真武的原油成本高达183元/方;用于本队原油脱水的拉油成本高达45元/方。按以上生产方式运作，我队拉油运费占到全厂拉油运费总额的60%以上。所以提高拉油车使用效率，降低拉油成本，既是我厂压缩拉油成本的重要一环，又是我队践行成本管控、推进绿色低碳生产，探索建设 “五型”油区中“生态型”、“节约型”油田的具体措施。

结合生产实际，我们从优化工艺流程、优化生产协调、优化岗位职责几方面不断摸索相应的解决方案。

优化工艺流程，控制外输含水。

增设安三站切底水流程。安三站脱水处理流程为：拉油车将各站液量经流程导入一次沉降罐，油水初步沉降分离后，油分流到储油罐准备外输，水分流到除油罐后进行二次沉降分离，二次沉降后分离的水进入注水罐回注地层，再次分离的原油则通过高位溢流定期回收。

实际运行中发现，脱水后原油驻留储油罐时，会继续进行油水分离，导致输油初期含水较高，甚至出现明水。针对这一现象，我队创新思路，在安三站储油罐增设了切底水流程，将底水直接导入缓冲罐再次脱水循环，有效降低了外输含水量。为了监测执行情况和运行效果，我队建立了切底水台账，并将台账纳入月度岗检考核。

安丰破乳实验，李堡经验平移。在安三站实验发现，通过投加破乳剂，可以取得较好脱水效果，安三站外输原油含水可以降低到30%以下，而李堡大罐之前无加药制度。随着油井含水逐步上升，通过李堡大罐投加破乳剂降低外输含水成为必要。

优化生产协调，做好车辆调度。

针对我队点多面广井散的输油现状，车辆高效合理的调度是压缩拉油运费的主要保障。我队从守住底线、谋求高效两个方面，合理调度车辆。

一是守住三个杜绝：即要求班组和资料室杜绝车辆放空、油量装载不够、全水拉至真武三种现象的发生，认真做好进液、库存盘整的工作，做到车辆合理调度，一旦出现上述情况中的任何一种，严格考核，追究当事人责任。

二是提高安丰脱水系统利用率：在实际输油工作中，由于安三站缓冲罐容量偏小，导致拉油车在该站卸油时压车现象严重，所以拉油车在安三站卸油时先后采用过两种形式。第一种是卸油过程中发现见油即停止卸油，补油后发往输油一队;另一种是对半油半水车次全部卸入安三站零位罐，空车补油后发往输油一队。对比分析发现，第一种方式较为便捷，节约输油时间和劳动强度;第二种方式耗时较多，但原油经脱水、除油、切底水等多道工序处理，外输含水较第一种方式低10%。

为此，我队要求安五、台七、梁垛所有半油半水车次全部卸入安三站零位罐经流程脱水后外输。对由此产生的输油时间偏长问题，积极和计划科、车队联系协调，通过错开拉油时间，较为妥善地解决了候车问题。针对输油岗小班劳动时间偏长情况，则给予合理补助。

2、节约动力费用

摸索“两间一控”管理法。我队油井具有三高（高粘度、高凝固点、高含蜡）一低（低油气比）特征，温度降低容易导致原油凝固、结蜡等问题，因此油井电加热杆被普遍使用，但也带来了电能高消耗的弊端。通过摸索發现，合理缩短油井电加热的开启时间并不影响产量;而像高含水油井，则可以适当停用。为此，我队对所有电加热井、低产油井实施“两间一控”生产制度。“两间一控”操作法，即间启油井电加热、间抽低产油井及合理控制油井加药周期和加药量。

在摸索油井电加热启停制度时，我们运用自动化监测技术，将油井电加热停止运行后，测得各个油井在生产中出现轻微卡泵时功图中的最大载荷作为开启电加热的载荷上限;油井电加热启动后，功图载荷下降到最小值时的载荷设为停止加热的下限。油井实际生产过程中，一旦功图载荷达到上限时就开启电加热，反之，降至下限时就关闭。在确保干线来油温度不低于39℃的情况下，根据载荷变化情况，李堡集转站摸索出以下启停周期：

夏季部分油井方案：

井号

堡1

堡1-1

堡1-4A

堡1-6

堡1-8

堡1平1

堡1平2

堡1平3

堡1平4

电加热

启停周期

启2停4

启2停6

启1停2

启2停1

启2停6

启2停3

启2停2

启2停4

启2停4

冬季部分油井方案：

井号

堡1

堡1-1

堡1-4A

堡1-6

堡1-8

堡1平1

堡1平2

堡1平3

堡1平4

电加热

启停周期

启2停2

启2停2

启2停1

全启

启2停2

启2停2

启2停1

启2停2

启2停2

对供液不足井，则在不影响油井原产量的情况下确定油井间抽制度。通过摸索，部分油井确定以下间抽时间：

堡1-3、1-7井：6：00开中频、油井电加热进行预热，9：00开井，生产稳定后间隔启停电加热，关中频，19：00停井停电加热。以上两个油井每天少开14小时。

在油井加药的“一控”上，我们主要根据油井载荷和电流的动态变化，合理调整加药的周期和药剂量。李堡所有的油井在投产至今未出现过由于蜡卡造成的意外作业事故。

我们对“两间一控”操作法还在不断完善和举一反三，如在不影响原油外输的情况下，对安12站、安5站、富X1井几处水循环管道电加热同样执行间启制度。

延伸“四无一新”技术。改造“电加热功率”变频工艺。将单一的75KW电加热控制柜改造成为可调的50、35KW。既实现了电能的节约，还减少了因夏季天气炎热控制柜散热不佳而引起线路和电器配件的损坏。另外制定了只在意外停电、油井作业、间抽井恢复生产时才可以使用中频解堵的管理制度。逐步淘汰工频电加热，改用变频电加热柜。

功图量油大大简化了以往计量间的量油程序。但为避免误差，班组制定了每天总液量与大罐实际收液对比以及定期单井比对相结合的制度，确保了量油的准确性。另外，利用这些随时可得的量油数据，及时掌握了油井生产的动态变化，针对性地制定了合理开启电加热、低产油井间抽时间及油井加药周期。

在运用太阳能辅助电加热供热技术上，我们抓住季节变化特征，最大限度地利用好太阳能供热。队上专门安排一名技师负责站内的热水调配工作，同时做好太阳能停用期间的定期维护保养工作;冬季制定严格的落水防冻制度，并利用空压机扫线对太阳能热水进行回收。认真开展冬防保温工作，10月份对所有裸露在外的闸门、泵体、大罐罐顶、保温效果不好的管线进行重新保温，确保将散热降到最低点。

在使用恒流配水技术上，站上职工反复练习，能做到熟练操作，最终确保多功能配水器能严格按照配注任务精确注水，实现全年注水合格率100%，单井日配注误差小于5%，为油田长期高效开发提供了保障。

3、开展低碳管理

开展低碳管理就是合理使用和节约能源，提高资源的综合利用率。针对我队职工以往在生活、生产中节能意识不强、节能技术、管理方法创新激情不高、高耗能设备较多、生产管理比较粗放的现状，我们针对性地探讨开展节能降耗和打造低碳采油队方法、途径。

遏制“破窗效应”。对生产、生活中出现浪费现象，积极引进 “破窗理论”③，从而促进职工树立节能理念、最终减少生活、生产过程中二氧化碳的排放量，推进节能减排、降本增效工作的有效开展。

引入目标管理。在生产中，为了确保让每一个环节、每一个岗位，都能担当起相应的节能责任，我们想首先应该与各班组签订节能目标分解责任书，刚性下达动力费、维护作业费等指标的额度，将能耗成本和低碳指标分摊到每一个班组。并实行严格的过程控制，对班组内部经营责任制执行情况实行按月总结、按月分析，按月考核、按月激励。

4、减少作业费用

低渗稠油的特殊油井管理。一是根据油井液量变化，及时调参，保证地层供液与油井参数匹配;先后联系两所，调整堡1-8，侧安丰18A，台7等多口油井参数，优化了油井工况。根据油井参数变化，动态调整油井加药制度、电加热启停和间抽制度。先后调整优化侧堡1-2A，堡1-3，侧安丰14B等多口油井加药制度;调整优化侧安丰14B，安丰17井等多口油井电加热启停、油井间抽制度。二是攻关电加热油井日常管理中碰泵难问题，组织大班技术员实施电加热井碰泵操作。

频繁躺井的治理。加强工况监测：针对近几年我队作业井次偏多，作业频次偏高现象，着重做好油井工况监测与分析。一是对常躺井如侧安丰14B，侧堡1-2A等，建立专门台账，记录各项参数，分析运行情况、监督加药制度的落实。二是加强油井结垢治理：针对李堡区块各个油井均存在不同程度的结垢导致频繁检泵，我们结合职能部门做好取样化验、药剂配伍性试验，选择出合适药剂的型号，同时根据管柱结垢情况，及时更新完善加药制度，先后修改完善李堡所有油井的加药制度，并重点完善侧堡1-2A，侧安丰14B、侧安12井等油井的投加计划，延缓了上述油井结垢现象;三是以岗检为平台，严格落实加药考核制度。

三、成本管理的实际效果

1、拉油费用节约效果分析：

我队通过增设安三站切底水流程，每年可少发生运费70万元。2013年，在继续做好安三站破乳剂投加工作的同时，年初对李堡着手经验平移工作。在厂工艺所对李堡大罐取样进行破乳实验的基础上，确定了李堡油罐投加破乳剂的型号及浓度后，制定了破乳剂投加方案。此法有效降低了李堡站外输原油含水。投加破乳剂后每天可分离明水20方，可降低拉至真武的運费为：

（183-45）元/方 * 20方/天 * 365天 = 101万元

除去药剂费用，根据以上计算，仅李堡经验平移这一项，全年可节约拉油运费100万元左右。随着开发的逐步深入，李堡油田的含水将会进一步上升，效益还会更加明显。

而李堡以污代清工程投产后，省去了将李堡台七产水运往安3的费用，台七距离安3站50公里，李堡站距台七站10公里，运费0.9元/（吨*公里），目前两站日产液量235方，其中产水95方。按目前生产状况，每年可节省运费658.09万元，节省清水费用7.3万元，合计年节省665.39万元。整个污水处理设施需投资500万元，当年就可收回成本。

充分利用库容后，当安三站出现故障后，我们将李堡日平均库存330方（1#罐平均145方，2#罐平均185方），升至最大安全库存640方，2013年1～12月，安丰脱水系统出现故障3次，打新井影响停注1次，李堡综合含水按67%算，通过此举4次共节约拉油运费：

（640-330）方 *（67%-15%）*（183-45）元/方 * 4 = 8.9万元

注：183元/方为李堡车拉油单价，45元/方为李堡到安丰车拉油单价，15%为外输时的原油含水。

通过优化生产协调，改善卸油方式，按 2013年1-12月拉到安三站脱水的液量为62050方计算，全年节约拉油运费数额如下：

62050方 * 10% *（176 - 45）元/方= 81.2万元

其中10%为减少的外输液量，176元/方为安丰拉往输油一队单价，45元/方为脱水运费。

此外，加强各低含水单井点生产动态及含水数据监测和分析，一旦外输原油含水上升，及时安排脱水。如：堡1-4A，台14两个拉油点，结合含水上升情况，及时调整拉油线路，将原先直接拉回真武的改为拉至安丰脱水，补油后再拉回真武，此举明显提升了拉油运费的利用效率。目前两口井含水都在70%以上，有效节约运费2/3。

设立降低拉油运费专项竞赛平台，每月表彰优秀班组和个人，有效激发了全队员工为降低拉油运费出谋划策的积极性，较好发挥了职工降本增效的能动意识、创新意识，2013年全队少发生拉油运费160万元。

2、动力费用节约效果分析：

通过实施“两间一控”管理法，为我队每年节约成本百万元。而延伸“四无一新”技术，全年节约动力费用近80万元。

在低碳管理方面，我们将节能创新激情与有效的激励机制、完善的纳谏平台相结合，激发了全队职工的潜能和创造性，将全队动力指标顺利控制在了单位下达的指标范围之内，实现了低能耗生活、生产，同时提高了企业竞争力，打造了资源节约型油田。通过改造“电加热功率”变频工艺，仅此一项年节约电费50万元。今年台7站实施甩掉锅炉房、三管流程、全面實行油改电、引入双源热泵新技术等系列改造后，1-6月综合节约成本40万元。让合理化建议及时落地，成了我队做好成本管控的一项重要内容。

四、结束语

通过成本管理，让我们树立了增强节能理念的责任意识和制度保障的重要性，让我们明白了挖潜团队智慧的重要性，只有不断创新开展采油队的各项管理工作，才能真正实现稳油控本、稳油降本的目的，才能顺利“破译”完成采油队节能降耗任务指标的“密码”，也为创建资源节约型油田、打造世界一流能源企业尽一份绵薄之力。