压裂范文10篇

压裂范文篇1

1引言

煤层压裂改造可有效地将井孔与煤层天然裂隙连通起来，从而在排水采气时，更广泛地分配井孔附近的压降，增加产能，增大气体解吸速率。因此，在煤层气勘探开发中，压裂改造作为一种重要的强化措施，已得到普遍应用。然而，由于我国煤层气勘探开发起步晚、技术落后，尤其压裂改造工艺技术还没有作系统研究，为此，我处经过四年科技攻关，研究成功了煤层压裂改造配套工艺技术，现场应用15口井33层煤，效果良好。

2煤层压裂改造配套工艺技术

2.1完井技术

(1)采用全井下Φ139.7mm（Φ177.8mm)套管，低密度水泥浆固井工艺技术。

(2)采用高密度深穿透射孔工艺技术。用Φ102枪102弹(127弹)，孔密16～32孔/m，螺旋布孔，相位角90°，射开煤层或煤层和围岩，从而使射孔孔径超过Φ12mm，有效穿透距离超过500m。

这种完井技术稳固了井身，减少了煤层污染，有利于煤层分层压裂改造，能满足排水采气需要，经济可行。

2.2压裂设计技术

研制成功了煤层气井三维压裂优化设计软件。该软件填补了国内空白，是国内第一套煤层气井压裂软件，达到国际先进水平。该软件在Windows环境下开发，采用VisualforWindows编程，模块化设计，算法先进可靠。它主要包含以下7个模型：

(1)产量动态预测模型

(2)经济评价模型

(3)裂缝三维延伸模型

(4)控制缝高模型

(5)支撑剂运移分布模型

(6)温度场模型

(7)优化设计模型

运用该软件，可设计出最优压裂方案，达到最佳压裂效果。

2.3压裂液研制

压裂液性能的好坏直接关系到压裂施工的成败及压后增产效果，根据煤层特性，研制出了适合煤层的压裂液系列。

(1)清水：其矿化度与煤层水接近，不伤害煤层；

(2)活性水：对煤层伤害轻微；

(3)低温冻胶压裂液：主要由瓜尔胶、KCL、杀菌剂、表面活性剂、助排剂、交联剂、破胶剂等组成。其技术指标居国内领先水平，破胶后水化液粘度(20℃，24h)为1.00MPa·s，表面张力＜30mN/m，界面张力＜2mN/m，煤层伤害率＜16%。

2.4支撑剂优选

煤层一般埋藏较浅，闭合压力低，选用天然石英砂(30MPa下破碎率＜12%)既可满足支撑裂缝要求，又经济便宜。常用石英砂规格有40～70目粉砂、20～40目中砂和12～20目粗砂。压裂加砂组合方式有4种：①粉砂+中砂+粗砂；②粉砂+粗砂；③中砂+粗砂；④粗砂。粉砂加在前置液中，以减少压裂液滤失，利于造缝；中砂和粗砂支撑裂缝，改善煤层渗透性；尾注粗砂可提高裂缝入口导流能力；单纯加入粗砂施工难度大，但压裂效果较好，并可避免排采时粉砂返吐堵塞裂缝。石英砂规格及加砂量可由软件模拟确定。

2.5压裂施工工艺技术

(1)采用光套管注入压裂，降低管壁摩阻，从而降低施工泵压；

(2)适当增大前置液注入量，以充分造缝，避免砂堵；

(3)增大泵的注排量，提高压裂液效率，对薄煤层适当减小泵的注排量，以防止

裂缝高度延伸过高而缩短缝长；

(4)分段注砂，逐步提高砂化，增大支撑裂缝宽度，提高支撑裂缝导流能力；

(5)适当减少顶替液量，确保裂缝入口的高导流能力；

(6)控制压裂液返排速度，保证裂缝充分闭合，防止砂粒和煤粉返吐；

(7)对多煤层井采用分层压裂改造，提高单煤层改造程度；

(8)加强裂缝监测，优选压裂施工参数，指导压裂施工；

(9)选用H-1000型压裂机组及配套设备、车辆，保证满足压裂施工需求。

2.6酸化预处理工艺技术

根据电测资料、录井资料和室内岩芯实验结果，综合研究确定用何种酸液。在压裂施工之前，对煤层射孔井段进行预处理，从而有效清除射孔孔眼堵塞，解除近井地带钻井泥浆、固井水泥的污染堵塞，为压裂施工创造有利条件，并有利于压裂施工完毕后冻胶压裂液彻底返排，提高压裂增产效果。

2.7裂缝监测工艺技术

煤层压裂裂缝方位和几何尺寸，是指导制定压裂方案的重要依据，是评价压裂效果的重要手段，对优化井网布置具有重要意义。选用大地电位法(微地震法)测试和井温测试，可测试出压裂裂缝形态、高度、方位和延伸长度，测试成功率100%，结果准确可靠。微地震法测试对压裂施工进行同步裂缝监测，要求测试井周围必须有三口监测井，大地电位法测试要求在压裂液中加入2%～5%KCL，使压裂液与围岩的电阻率差异在30～80倍之间，并须测出压前及压后大地电位差。井温测试须测出压裂前后井温曲线，要求在测压前井温基线时，井筒内液体静止48h以上，压后井温曲线应在压后2～6h内测完。

另外，根据压裂施工数据和压降数据，也可计算并推断出动态裂缝几何尺寸、支撑裂缝几何尺寸和压裂液效率。要求测压降时间为泵注时间的2.5倍以上。

2.8压裂效果评价技术

(1)注入/压降试井通过求出压裂前后的煤层渗透率、表皮系数、流体产量等参数评价压裂效果；

(2)生产评价根据排采数据评价压裂效果；

(3)经济评价评价压裂措施是否经济可行。

3现场应用

3.1概况

煤层压裂改造配套工艺技术，已在现场进行了试验。应用于15口井33层煤，施工成功率100%，有效率100%，并创造了多项施工参数全国最高水平；①单井加砂量83.66；②单层加砂量41m3；③加砂强度7.1m3/m；④清水压裂排量7.9m3/min，混砂比17.1%，阶段最高混砂比25.6%。

3.2实例

沁水盆地A1井，钻井深450m，煤层埋深320～420m，10m/2层，含气量18m3/t。1997年8月，采用该配套工艺技术，用Φ139.7mm套管完井，比重为1.63的G级水泥浆固井，102枪102弹射开X1、X2煤层。酸化预处理后，选用低温冻胶压裂液对X1、X2煤层进行了分层压裂改造，共注入压裂液362m3，加石英砂46.8m3，平均混砂比22%，阶段最高混砂比36.3%。微地震法测试结果表明，X1煤层压裂裂缝为先水平缝后垂直缝，方位为N顺时针133°，延伸长度103m；X2煤层压裂裂缝为垂直缝，方位为N顺时针175°，延伸长度79m。压后排采43天。产气量即超过3000m3/d。目前，该井产气量仍稳定在3200m3/d以上，经济效益显著。

4结论

(1)对煤层进行压裂改造，可提高煤层气井产能，经济可行；

压裂范文篇2

1页岩气开采现状及压裂返排废水特点

1.1我国目前页岩气的开采现状。在我国，页岩气储量最为丰富的区域集中在重庆涪陵一带，相关数据显示，该区域已经生产页岩气10亿m3，页岩气储量还能供全国使用200多年。从2005年开始，我国效仿美国的技术和经验，在国内开展大范围的勘探和开发工作，发现我国很多区域的页岩气储量极为丰富，如塔里木、四川盆地、东北平原等等。到了2009年，我国与壳牌公司达成合作，建设了我国第一个页岩气开采项目，取得了不错的效果。截止到2012年，我国对页岩气能源进行了合理划分，形成172种矿产，相关投资主体更是多种多样，如国资、外资等，并注重对新技术的开发和应用，确保页岩气开发工作深入开展。现如今，我国有80%的气田实现了现代化开发，进一步降低了页岩气的开采成本，而且在产出和产量提升上发挥出了重要作用。1.2压裂返排。废水的特点在具体页岩气钻井操作过程中，主要包括3个操作阶段，即钻探、水力压裂和返排。从实际操作过程中可以看出，水力压裂作业耗水量极高，每口气井需水量为19000m3，所需的水罐车大约为1000车次。压裂返排废水的特点主要集中在以下几方面。1.2.1组分复杂。在压裂返排废水组分研究上，主要与以下几方面因素有关：压裂液配液情况、压裂液的化学成分、地层水质和返排液等等。其中，水基压裂液极为常见，主要成分有交联剂、降阻剂和杀菌剂等等。除了上述添加剂之外，水基压裂液还含有很多烃类化合物、油脂等等。一般情况下，压裂返排废水自身含有较高的盐量和TDS，而且还涉及到一些重金属和放射性物质，分布范围极广，容易对相关工作的开展产生影响[1]。1.2.2黏度大，乳化程度较高。压裂返排废水的乳化现象极为严重，而且自身黏度也较大，整个处理过程十分复杂，甚至还会超过油田废水。在压裂操作上，有所使用的复合型压裂液来自于油井，具备明显的混合物特征，很容易出现乌黑、黏稠度较大等问题，与此同时，还会伴有刺激性气味。1.2.3处理难度较大。在整个压裂返排废水处理过程中，会添加很多的添加剂，如此一来，导致废液之中的COD、TDS、TSS等含量进一步提升，为后续处理工作带来了极大挑战。倘若直接进行外排操作，极容易对周围环境产生污染，影响居民的正常生活，严重时，还会导致行业价值大幅下滑，无法实现可持续发展。1.3传统压裂返排废水处理技术。压裂返排废水容易对周围环境产生严重影响，为此，国内外相关研究人员对其展开了深入性研究。据美国环保署统计，在整个石油和天然气开发过程中，实际废水处理方式有深井灌注、市政污水处理厂处理、脱盐工艺处理等等。我国很多研究人员也参与了该项研究，通过对美国研究人员的结果梳理之后，发现返排废水处理技术路线具备较强的技术经济性特点，并整理出实际页岩气压裂返排废水处理途径，并取得了很大成效。

2页岩气压裂返排废水处理技术的具体应用方式

在水力压裂施工工作结束之后，返排到地面中的液体数量不断增多，这是使得整个地面之中的金属离子含量进一步提升，最终引发严重的环境质量问题。如何将这些金属离子和有机污染物彻底清除，减少水资源消耗量，强化页岩气压裂返排废水的处理效果，已经成为整个行业发展的关键内容。2.1深井灌注。在该种方式实施过程中，需要进行另外选址操作，并开展有效施工，进而将页岩气压裂返排废水引入到灌注井之中，该种形式也被称之为第二类灌注井。美国环保部门专门对此进行了规定，在第二类灌注井操作过程中，应该以深井灌注中的各项标准为主线，开展后续的施工操作，否则将不允许相关施工的开展。我国想要对该项技术标准进行深入性完善，强化管理控制力度，深井灌注返排液的安全性维护显得十分重要。还可以借助于污水处理厂进行废液处理，之后再向外排放。在该种方式实施过程中，所选择的污水处理厂应该由政府部门指定，将水中的总溶解固体去除，在各项指标均达标之后，才可以继续向外排放。如果是早期返排的地层水，可以借助于回用水质标准对其进行测定，让废水得到更加充分的回用，避免水资源浪费的同时，把握好运营成本，进而将区域影响性降到最低。2.2组合工艺及有机废水处理。这里所提到的组合工艺，即臭氧、超声波和电解之间的组合，而且该工艺能够充分满足页岩气水力压裂废水的处理需求，让废水沿着特殊容器进行过滤操作，在细小气泡产生之后，人们可以将超声波技术应用其中，进而产生更多数量的气泡，将水中的生物污染物彻底分解，并形成新形式的消毒因子，将臭氧作用更好地发挥出来，让水中的有机盐分获得更多沉淀机会。如果盐分的讲解难度较高，想要将废水之中的大量无机盐去除，常见的处理方法有生物处理法、膜技术和电化学法等等，确保页岩气压裂返排废水得到有效净化。除了无机盐之外，废水之中还会涉及到很多溶解性较高的固体物，同样可以应用上述方法进行处理，避免出现微生物大量流失等问题，强化水的提炼纯度[2]。2.3返排液的集中处理。在返排液针对性处理操作结束之后，压裂液回用操作便可以得到开展，该项操作可以节约用水，而且还能保证固体废物的集中处理，如果遇到不能处理和回用的废液和废品，可以将其交付于第三方机构。例如，在2017年，西南油田威远区块页岩气开发施工中，总出处理的压裂返排废液数量大约为34.03万m3，其中有27万m3借助于现场统一处理来实现，并确保二次配液的循环应用，整个回用效率达到了80%以上，在水资源节约上展示出良好效果。又如，在长庆油田某区块压裂施工操作之中，由于地质条件极为复杂，返排废水的成分变化也较大，为了维护处理效果，相关工作人员应用了三级水处理方法，根据不同的返排废水构成成分和回用目标，建立新的水质标准要求，进行实现针对性处理。在该项操作的帮助之下，返排液处理效率得到了进一步提升，施工时间大大缩短，水资源消耗量大大降低，弱化了整个操作对环境的污染程度。2.4回注技术的应用。将回注技术应用于页岩气压裂反排废水处理工作之中，人们首先需要利用格栅将粗大的悬浮物去除，借助于破乳破胶反应，实现油水分离，在后续溶气气浮工艺除油操作的作用下，确保浮油可以得到充分回收利用。其次，通过脱盐反应和混凝土沉淀操作之后，可以将废液中的金属元素分离出来，如钙、镁等等。再次，使用核桃壳过滤或者是多介质过滤手段，将溶液之中的悬浮物和残油去除干净，并进行杀菌处理操作，其中主要涉及到的细菌类型有FB细菌和SRB细菌等。最后，经过精密过滤之后，可以进行循环回用和回注操作。总的来说，在具体回注技术作用下，页岩气压裂返排废水的处理效果能够得到更好保障。2.5机械蒸汽再压缩蒸发技术。机械蒸汽再压缩蒸发技术的应用，主要是压缩机压缩操作结束之后，将二次蒸汽送到蒸发器加热室之中，进而实现加热蒸汽的全面应用。在该项技术的作用之下，可以让废气的蒸汽得到充分利用，降低蒸发能耗。在实际MVR蒸发装置设计过程中，主要涉及到的内容有蒸发器、分离器以及压缩机等等。如果借助于该项技术对压裂返排水进行处理，可以将废水之中的重金属离子去除，对总矿化程度进行合理控制。另外，在该工艺设计上，并不需要增加冷却塔装置，可以对占地面积进行合理化控制。还能与实际结晶器联合在一起进行使用，实现液体零排放操作，节约施工成本。

3结语

综上所述，页岩气压裂返排废水如果单纯应用生物、化学等处理方法进行处理操作，很难达到国家规定标准和排放要求。为此，相关工作人员需要对废水中的水质情况进行深入性分析，选择合适的处理方法，避免二次污染出现。另外，相关部门还要强化与国外相关部门的技术交流，引进更多先进设备和技术，为后续工作开展创造有利条件。

参考文献

[1]陈柯锦，关统伟，王姝歆.絮凝菌处理页岩气压裂返排液的响应面优化[J].西南石油大学学报(自然科学版)，2018，40（5）：181-188.

压裂范文篇3

随着国民经济发展，石油与天然气需求量与日俱增，作为油田增产的重要技术手段，油气井的压裂与酸化技术广泛应用，但是在使用该项技术作业过程中会产生大量的废液，废水、废气和固体废物，污染环境。压裂废液粘度大，有机物含量高，如果排入水体，会在水面形成薄膜，会直接导致水生动物因缺氧死亡；如果进入土壤，会阻断植物吸收水分，造成植被死亡，进而危害人畜。酸化作业中各类酸性气体挥发以及泵车作业产生的尾气，不仅污染大气，甚至会直接引起人畜中毒死亡。压裂酸化作业过程中使用的破胶剂能和遇到的任何反应物如管材、地层基质和烃类等发生反应，生成与地层不配伍的污染物，造成地层伤害；另外破胶剂、支撑剂的固体残渣对土壤也会污染土壤，间接危害人类身体健康。近年来，我们在享受经济的发展带来的物质上不断丰裕的同时遭受着雾霾、水体污染等对身体健康的危害。类似的经验教训告诉我们，我们再也不能以牺牲环境为代价来谋求经济利益，而是应该把环境保护作为国计民生的头等大事考虑，要坚持科学发展观，实现经济发展与环境保护相互协调，相互统一。

二、如何做好压裂酸化作业中的环保管理

1.完善环保管理体系和责任机制

做好压裂酸化作业中的环保管理工作，首先要有完善的环保管理体系。构建专门的环境保护保管理机构，制定环保管理相关制度，规范管理流程。对压裂酸化作业中的环保管理整体情况进行综合分析，发现规律并进行风险评估。编制详细完善的工作计划，认真分析环保隐患，提出有效的预防及应急措施。要对员工进行定期培训，能够及时有效地识别压裂液和有毒气体泄漏的情况及原因。不断加强对员工的教育，学习环境保护相关法律知识，提高环保意识。制定完善有效的奖惩制度与措施，将责任落实到岗位。做好现场监管工作，对违章、违规操作行为加大惩处力度。对有助于环境保护的压裂酸化作业工艺做出改进或提出合理建议的员工，要切实进行表扬并给予奖励，以带动员工参与的积极性，促进环保管理工作的有效进行。

2.保证设备完好，减少污染事件

压裂酸化施工因为要与高压和强酸打交道，所以会存在着诸多危害因素。要保证压裂施工效果和质量，减少危害因素及污染事件的发生概率，保证设备完好率是关键。要做好压裂车的油、气、水三滤工作，要定期对底盘进行全面检修。每次施工完成后，要及时对压裂车组的各种隐患进行技术指导。对酸液冻结，压裂车预热启动困难，仪表车低温条件下显示控制失灵，泵液力端刺漏、酸液喷溅伤人等高风险环节安排专人盯防，以减少安全事故和污染事件的发生。

3.污染物及时有效的处理

压裂酸化污染物种类繁多，处理难度大。对污染物的处理，要不断优化改进污染物处理工艺，因地制宜，采用处理效果最好、最适合的处理方法。诸如挖坑填埋法等治标不治本的方法要尽力杜绝使用。若要处理水污染物，则可采用效果显著的高温焚烧法，通过将反排产生的废液等污染物利用高温焚烧，将污染物中的有机物氧化分解，产生二氧化碳和水等物质，从而达到减少污染的目的。当前，国内外广泛使用的压裂、酸化污染物处理方法是重复利用法。重复利用法在一定程度上也降低了油气开采过程中的成本。

4.积极创新，推广清洁原料的使用

要大力研发和使用清洁原料，从源头上减少污染物排放的可能性。油田使用清洁压裂液就具有突出的优势：1、不用破胶剂；2、滤后不形成残渣，能充分保留支撑裂缝的导流能力；3、携砂能力强，抗剪切力强，节约砂；4、对储层的伤害小，对岩心的伤害率仅为3-5%；5、清洁压裂液管路摩阻很低，可以做到清水的一半以下；6、添加剂少，常规聚合物基压裂液通常需要10-15种添加剂，而清洁压裂液只需要1-3种添加剂,配制时只需与水充分混合，可随时调整粘度，不需要长时间溶胀，无毒无腐蚀性，便于现场施工。中国石油长城钻探公司研制了一种GW－CF低残渣压裂液体系，该压裂液体系具有使用浓度低、粘度高、水不容物低、残渣低、携沙能力强、滤失量小、摩阻低、返排率高、成本低、环境保护性能好和增产效果好等特点，是非常值得推广应用一种压裂液。

5.大力推广使用连续混配压裂液及配液装置

配液是压裂过程中的一道重要工序，传统人工配液方法存在配液时间长、劳动强度大、液体容易腐败、余液浪费严重等问题，浪费的余液还没有使用就已经对环境造成了污染，因此大力推广使用新型的连续混配装置，对减小余液对环境的污染也有很大帮助。

三、结论

压裂范文篇4

【摘要】分析了萨中油田重复压裂措施改造效果日益变差的现状，结合精细地质研究成果，在分析重复压裂井失效原因的基础上，通过合理选择压裂井层和压裂时机，完善重复压裂井施工工艺，现场应用效果显著，为今后重复压裂井改造提供技术支持。

萨中油田特高含水期，随着措施改造程度的不断提高，可选井层物性条件日益变差，重复压裂井数越来越多（占年压裂井数的24%）。目前，基础井网压裂井数比例达86.76%，压裂厚度达74.5%；调整井网压裂井数比例达84.5%，压裂厚度达80.3%；高台子油层压裂改造井数比例达95.6%，压裂厚度达84.5%。而压裂措施效果也在逐年降低，单井初期日增油由6.4t降到5.1t；单井累计增油由以前的1046t降到600t以内。因此，提高老井重复压裂措施效果对油田的可持续发展变得尤为重要。

一、原缝压裂失效机理

以往原缝重复层压裂措施有效率为40%左右，有效井压后初期平均单井日增油仅为平均压裂井增油效果的1/3，平均有效期只有3个月。分析原因有五个方面。

（1）压裂选井选层不合理。对井层认识不准，压裂层段物性差、地层能量低或注采不完善导致压后低效和高含水；

（2）二是压裂时机选择不当。改造时间相对超前，上次增产改造未得到充分发挥，改造时间滞后，不能及时接替产量，造成增油量的损失；

（3）三是施工规模和砂量不够。由于重复压裂裂缝长度、砂量不足，原裂缝未能得到有效扩展，裂缝导流能力变化不大，原裂缝内石英砂破碎产生的堵塞不能得到解除；

（4）支撑剂镶嵌到裂缝壁面，减小了裂缝宽度，使导流能力下降，其影响达到20%以上；同时对裂缝壁面产生压实作用，加大了地层流体进入裂缝的渗流阻力；

（5）化学结垢和沉积引起堵塞。此外，胶质、沥青等重质烃组分沉积也将堵塞裂缝及附近地层。

二、重复压裂措施效果技术

2.1压裂井选井选层技术

（1）油井必须具有足够的剩余储量和地层能量。一般油井静压应在7MPa以上。

（2）有足够的地层系数。地层系数过低，地层供油能力弱，必须加大施工规模，增加裂缝长度；地层系数过大，必须有很高的裂缝导流能力，宜采用端部脱砂压裂技术。一般要求kh>0.5×10-3μm2。

（3）优先选择前次压裂由于施工原因造成施工失败（如早期脱砂）井；前次改造规模不够的压裂井；前次改造对裂缝支撑不够的井；改造后支撑剂破碎的井。

（4）选井要注意井况，应选择套管状况及强度具备条件，最好距边底水、气顶有一定距离，有较好遮挡层的井层。

（5）用模糊识别原理进行定量选井选层。模糊识别原理的应用综合权衡各种因素，得出理想压裂井层的特征参数，计算出重复压裂井层的欧氏贴近度。欧氏贴近度数值与重复压裂有效期呈正比关系，其中萨尔图油层欧式贴近度应高于0.58，高台子应高于0.5，葡萄花应高于0.6。

2.2重复压裂时机的确定

压裂投产后油气井的生产特征一般分为3个阶段。

（1）线型流阶段。此阶段原油从支撑裂缝前缘流向井筒，为压后高产阶段，不过产量下降较快。

（2）拟径向流阶段。此阶段原油一方面从支撑裂缝前缘流向井筒，另一方面也从裂缝两侧基岩流入井筒。此时产量已低于第一阶段产量，但生产能力仍高于油层未经过压裂改造前的产量，此阶段产量较稳定。

（3）径向流阶段。此阶段支撑裂缝已失去了高导流能力，生产能力已恢复到压前水平。压裂井经过线型流、拟径向流直至径向流，增产期即告结束，此时，原油处于经济生产下限，应考虑重复压裂。

（4）重复压裂间隔时间确定

统计以往压裂井措施效果，其增液有效期一般在16-20个月之间，拟径向流阶段在压后4到20个月之间。根据压裂裂缝失效时间一般在2年左右和达到径向流阶段时间20个月，确定复压时间间隔为22个月以上。此外，用压裂模拟软件和油藏模拟软件对重复压裂后日增油量与复压前地层压力系数的关系进行模拟发现，当复压井层压力系数为0.7～1.3时，是获得复压效果的最佳区间。

2.3重复压裂施工工艺优化

（1）压裂液的优选。针对重复压裂井层低压、低渗的特点，为减轻压裂液的伤害，全部应用残渣为134mg/l的低配比胍胶压裂液，其流变性、滤失性能均能满足指标要求。此外，对于修后压裂、污染严重和地层压力相对低的井应用高效助排剂提高返排率，最大限度降低压裂液污染。

（2）压裂工艺的优化。①原缝改造工艺。原层段压裂改造针对初次压裂施工规模和效果，采用增大压裂施工规模和高砂比，通过延长裂缝长度和提高导流能力保证措施效果。②层段内压开新裂缝。对于层段性质差异较大，或部分层含水高的井，采取暂堵压裂工艺封堵原层段，压开中低渗透层；对非均质厚油层，通过补射非主力油层和层段重新组合，压开新裂缝提高储量动用程度。③酸洗裂缝。对于低渗透井层（平均单层渗透率51X10-3um2）采用酸洗裂缝工艺提高和恢复裂缝壁面的导流能力，解除由于镶嵌、压实堵塞产生的伤害。

三、现场试验

截至2008年底，累计重复压裂施工59口井，平均单井射开砂岩厚度13.3m、有效厚度4.3m。初期平均单井日增液38.7t，日增油6.2t，有效率91.5%。2008年以前压裂的55口井平均有效期已达16.4个月，平均单井累计增油1769t。

（1）原层段原缝改造。原层段原缝压裂改造28口井、75个层，平均单层射开砂岩3.9m，有效1.1m，平均单层加砂量由原来的6.7m3提高到8.6m3（增加幅度28%），加砂半径由原来的26.3m提高到29.9m（增加幅度13.7%）。压后平均日增液35.7t，日增油6.5t。到目前平均有效期为16.9个月，平均单井累计增油1974t。

（2）层段内压开新裂缝。原层段开新缝27口井77个层，平均单层射开砂岩3.58m，有效1.67m，平均单层加砂量由原来的6.5m3提高到7.9m3（增加幅度21%），加砂半径由原来的25.9m提高到28.7m。单缝加砂量由原来的4.5m3提高到6.1m3（增加幅度35%），加砂半径由原来的22.3m提高到25.3m（增加幅度10.8%）。压后平均单井日增液41.7t，日增油5.9t，到目前平均有效期为15.8个月，平均单井累计增油1558t。

（3）酸洗裂缝。酸洗裂缝6口井19个层（其中原层段原缝酸洗4口，原层段开新缝酸洗2口），平均单层射开砂岩4.3m，有效1.1m。层段渗透率最高110×10-3μm2，平均单层渗透率仅为47×10-3μm2，措施后初期平均单井日增液35.8t，日增油5.3t。平均单井已累计增油1181t，平均有效期已达13.7个月。

四、结束语

石英砂破碎率逐渐增加、支撑剂镶嵌到裂缝壁面以及微粒运移引起堵塞都可以减小了裂缝的渗透率，使导流能力下降，重复压裂井的井层优选和压裂时机确定是提高措施效果重要影响因素。原缝重复压裂改造应优化施工参数并适当增加施工规模，以确保措施效果和获取较高的经济效益。对于低渗透井层或污染严重的井层，可采用酸洗裂缝工艺和应用高效助排剂，解除由于镶嵌、压实堵塞和压裂液污染产生的伤害。

压裂范文篇5

一、勤于学习，提高素质

随着油田开发难度的逐步增大，采油工艺技术的快速发展，为了熟练掌握专业技术，掌握扎实的理论功底和实践能力，她放弃了业余休息时间，把全部精力用在了学习上，先后自学了《油藏增产措施》、《聚合物驱采油工程》、《大港油田三元复合驱化学剂作用机理研究》等书籍，使自身专业知识结构的不断补充完善，快速提高自身素质。

向实践学习，掌握过硬的创新本领。由于采油工程涉及现场和井下工具较多，为了增加感性认识和掌握各种工具的原理及适应性，她带着问题到作业施工现场和工具车间，向经验丰富的现场监督人员及高工学习，力求让所学知识应用到实际工作中。主管压裂工作时，她认真钻研压裂增产原理，对如何延长压裂的有效期及提高压后增产效果进行研究，取得了较好的压裂效果，压裂平均单井日增油连续三年达到10t以上。她编写的《对重复压裂的几点认识》获黑龙江省石油工程学会年会二等奖；科研《高北油田压裂系统工程管理增产试验区》获局科技进步二等奖；推广的复合压裂技术初期平均单井日增油10t,获纯经济效益190多万元。

随着信息技术的快速发展，为了提高工作效率，她先后自学了orcal数据库、dbase等相关软件，并参与了厂作业信息一体化的开发研究，绘制了作业信息一体化工作流程图，提高了作业信息的反馈速度和生产数据的共享，编写的《作业信息一体化的开发与*应用》获省石油学会年会二等奖，参与的《数据挖掘技术在抽油机泵参调整中的应用研究》获厂技术创新三等奖。同时不断提升自己的英语能力，参加了厂企业营销宣传英语大赛获三等奖，翻译了《网络基间抽控制器减少电力费用》在《国外油田工程》部级刊物上发表。编写的《水驱抽油机井杆管偏磨原因分析及对策》获省石油工程学会年会二等奖。

二、立足现场，解决生产中的实际问题

*年高北油田水驱抽油机井杆管偏磨严重，导致检泵周期缩短、作业成本增加。为了找出水驱抽油机井杆管偏磨的原因，她查阅了大量的专业技术书籍，对上万个数据进行统计、回归分析，到偏磨井现场采集数据，经过两年多的努力，终于找出了高北开发区水驱抽油机井杆管偏磨原因，制定了对策，使水驱杆管偏磨井检泵周期延长到一年半以上，节约了作业费用，获纯经济效益200多万元。

针对偏心井油管断问题，研制了偏心测试井油管锚定管柱，获油公司重大技术革新二等奖。针对聚驱采出井见聚后光杆腐蚀严重、导致盘根不严漏油影响生产的情况，她及时对每口井的光杆腐蚀情况进行详细的了解、分析原因，推广应用了aoc合金光杆，使加盘根周期由原来的5～7天延长到120天以上，年创经济效益50多万元，大大降低了工人的劳动强度和管理难度。

三、知难而进，挑战自我

压裂范文篇6

关键词：精细管理;采油上产水平;必然性

精细化管理是企业(组织)管理者优化资源配置的一个手段,是按照一定思路和想法,实现人员、资源精细化使用和改造的管理方法。采油企业通过精细规划组织人员、规范使用设备作业,使得精细化管理能够成为企业良性发展的管理助推器。

1精细管理是提升采油上产水平的必然性要求

为了更好地提高采油上产水平,采油公司管理者应从基础工作抓起,强化各项工作的实效管理,推动采油生产的高效平稳运行。首先,在资料方面,以精细化管理为主要管理手段,突出“严、细、实”。为确保资料准确无误,岗位承包干部从资料录取、资料填报及规范录入等方面严格审核,对各运行设备的压力波动、机油漏失、声音异常等情况进行加密观察,并按照规定格式填写,杜绝漏填、假报资料的现象,为生产分析工作提供依据。其次,在工艺技术方面,将精细管理贯穿于投资、成本、生产等各个环节,夯实技术发展基础,提高科研管理水平,通过对特定技术难题的针对性研究和分析,根据公司的实际情况,逐步形成适合本公司采油作业区的采油措施工艺,为提升采油上产提供有力的技术保障。最后,在设备管理方面,贯穿设备精细管理理念,通过晨检和自查的方法,强化日常基础管理,以设备的“三零三化”为目标,努力实现“精细操作,保障安全,设备优良,注采平稳”,不断加强系统设备的维修、维护保养力度,从根本上确保设备始终处于良好的运行状态,从而有效提升采油上产水平。

2树立精细化管理思想,指导精细化管理行为

近几年,国内各大采油公司都将经济管理纳入企业管理当中,改进管理。思想对人的行为有指导作用。所以作为企业管理者,应当注重企业人员精细化管理思想的树立,将思想执行落地。精细,就是要将“精”当成自己工作的目标,做正经事,将自己工作做到最优;“细”是前提条件,就是要将正确的思想和行为细致贯穿于工作的每一个环节,精益求精,不断创新;“责”则是实现目标过程中的保障,重责任,懂承担,讲诚信,忠于企业,忠于岗位。“精、细、责”相互制约,相辅相成,缺少任意一个都不能使得精细管理目标的实现。2.1精细区块政策管理,提高产油效率。可以根据开采区实际情况不同,专门设计专业的开采政策,例如,经过调查研究,有的开采区,在作业时候,由于自身聚驱,影响其他采油区开采油的效率,就可以针对该采油区含水上升,油产降低速度快的问题研究解决政策,决定要加大该地区注入调整和强化采液的方式进行调整,有效降低综合含水和油产降低的问题,提高每日产油的数量。2.2精细管理生产,提高油井管理。在生存上精细管理,根据每一口采油井的不同情况,设置相应的管理办法。即使有的油井类型极其相似,也要特殊调整管理方法。针对企业内高产量的油井,可以按照管理时限设置责任承包管理,根据井区作业的管理机关、地工管理者等实行责任承包管理,细致到每口井有相关责任人,可以有效提高管理效果;针对管理上出现的故障,可以成立专业部门,制定故障预防和处理方案,使得故障发生频率下降,故障处理效率上升;对于低压泵的检测要提高监管频率,实时跟踪泵变化的情况,完善运行参数,使得日常管理水平得到提升;同时还要成立专业巡检小组,对油产和作业情况进行实时检查,并收集现场资料留存。综合以上方法,能够有效提高生产管理的效率。2.3精细挖潜流程,增强压裂效果。面对挖潜效果不理想的情况,要结合实际,寻找原因,不断创新油井压裂的方法和途径。首先,可以在油井压裂之前做好注水的调整工作,使其在压裂作业的时候,能够有丰富的液体供应。其次,可以针对油井地质勘探结果进行分析,引进和创新先进的压裂技术,完善压裂施工的方法和途径,科学设计压裂液实施方案,对压裂层段尽心调整和改造。最后,降低隔层厚度。针对隔层≤2m的,套管变形的,含水量高的和重复压裂的油井不能实行压裂技术,要勇于突破原有的技术限制,创新高效压裂油井技术。在精细油井地质分析的情况下,多尝试不同压裂技术,试着将压裂井之前的含水量限界调制到95%,隔层的厚度改为0.6m,提高套损井压裂后每天的产油量,提高企业产油水平。

3精细管理落地执行,降低成本效益高

在面对企业采油成本上升,施工难度较大的情况,就要及时将精细管理落地执行,多角度,多种方法同时精细管理,既能实现对成本有效控制,又能保证采油质量的上升,提高企业的发展效益。3.1成本的精细化管理。对于精细化成本控制思想的建立,首先要让职工会算账。采油率不同,相同时间的产油数量的关系？能源总量不变,能源消耗率不同,采油产量之间有什么差异？通过以上提高采油率和降低能源消耗率,提高采油量,能够少打多少油井,降低多少开井成本？企业每人节省一度电,一个月我们能节省多少费用？经过职工学会算账,可以让他们真正明白,提高企业精细管理,是促进企业发展的有效途径。另外,还要注意以下环节的管理:(1)预算管理。将采油消耗的成本细化分解,按照成本构成,细致划分成本来源和预算。(2)控制日常管理。在采油过程中,细化成本控制,将成本控制细分到岗位,成立队、组,进行监督和检查。(3)设置增收节支激励政策。在职工增收节支细致管理的执行上,建立奖励机制,与职工收入建立联系,职工之间互相监督,对增收节支的员工实行奖励。(4)加强设备管理。在企业中组织相关培训,使得员工对岗位正确工作流程和设备使用技术得到熟练掌握,减低人为造成机器故障的发生频率;在每个采油队中建立修旧区,激励全体职工参与到修旧活动当中,调动员工修旧技能,坚持先修后新的理念,对“废”设备和配件进行“价值再挖掘”。另外,还要成立设备维护监督小组,对检查中发现故障设备仍在保修期之内的,要及时联系设备厂家进行解决和处理。3.2精细“水”管理。首先要注重技术的创新。成立铬离子成胶清水改污水配注试验站,有效将注入的污水代替清水作业,有效节省清水的使用量。其次,对于未作业的、机泵出现故障的油井创新节水工作的调整,实行空压机扫线工序,也能达到节约水的目的;最后,改造冷却流程,将聚驱的清水直接冷却,加入到水电机内,再加上在基层规模小的采油队安装清水过滤器,综合节省清水程度大大提高。3.3精细用电管理。在有效细化成本管理中,用电管理是采油管理不可忽视的重要部分。在采油作业用电设备的管理中,可以采用高压计算用电的管理,根据不同的油区,分别进行用电的控制和管理,实行区对站考核机制;在用电过程中,注重电力设备的维护,缩短供电距离,提高用电效率,提高电网运行效率,降低电网运行损坏率。坚持小投资、有成效的电网安全运行原则,在采油作业中,将用电量高、耗电量大的设备取缔,或进行技术改造,提高用电效率。

4结语

综上所述,对采油作业进行精细化管理,是采油企业提高采油上产水平的必要条件。在精细管理过程中,首先要树立精细管理的思想,将精细管理贯穿到企业作业的每一个细节当中,精细设置生产管理方案;其次,调动全员树立精细管理理念,对成本进行有效控制和管理。思想带动行为,将细致管理落底落地,在工作中得到有效实施,使企业采油上产水平得到提升,促进企业有效发展。

参考文献:

[1]曲联庆.精细管理在采油生产管理中的应用探究[J].工业,2015,(17):287-287.

[2]张劲松.精细管理在采油生产管理中的运用探微[J].化学工程与装备,2017,(5):286-287.

压裂范文篇7

1、*把政治理论学习作为必修课，始终坚持理论学习。

近年来，他始终坚持“三个代表”重要思想和党的十六大、十七大会议精神，积极参加了集团公司、油田公司组织的理论培训和厂中心组的理论学习。坚持做读书笔记、撰写思想政治论文。平时还坚持读书看报，了解重大时事政治，使自己能紧跟时展的步伐。

2、始终保持清醒的政治头脑，坚守正确的政治立场。

一直以来，他把立场坚定性、政治敏锐性、是非界限性作为处世的前提。一是保持坚定正确的政治立场，坚决拥护党的领导，坚持党的四项基本原则，严格贯彻执行党的路线、方针、政策，坚持共产主义信仰，信守党的誓言，经常按照“三个代表”的要求和党的先进性检查自己的言行，自觉做一名“三个代表”的忠实实践者。二是自觉与党保持高度一致，与集团公司、油田公司和厂党政保持高度一致。在党的重大决策上，在上级的重要决定上，始终保持高度的敏锐性，坚决贯彻落实党的重大决策及上级的重要决定。在省委、省政府关于陕北石油企业重组决定，他认为是及时、必要和必须的，是做大做强石油产业、建设西部经济强省的重要举措，是优化企业资源、整合企业优势、发展延长石油的正确决策。积极按照上级的要求，配合做好重组的各项工作，始终坚信重组后的延长石油优势更加明显、实力更加雄厚、潜力更加充足。特别是集团公司提出的“三个立足、三个依靠、三个推进”，稳定油气主业、加快产业结构调整的总体思路，确定的建设国际化现代能源化工企业、“十一五”进入中国企业50强、“十二五”进入世界企业500强的战略目标，使他对延长石油的明天更加充满信心，更加激发他为延长石油事业奋斗的豪情和斗志。三是在日常工作学习中，能正确运用马克思主义的立场、观点、方法分析问题、解决问题，特别注重按照“三个代表”的要求来指导自己的工作。是非分明、爱憎分明，能自觉抵制各种腐朽思想的侵蚀，敢于与邪恶作斗争，坚决抵制、抨击不良风气，能始终保持党员的先进性，永葆共产党人的本色。

二、坚持业务学习，努力做一名业务精良、成绩突出的领导干部。

2002年-2006年，他参加了西安石油大学石油工程专业在职硕士研究生学习。还积极订阅了《中国石油报》、《石油学报》、《地层学杂志》、《地质学报》、《沉积学报》等报刊杂志。同时与大油田、高等院校的专家教授加强技术合作，积极探讨鄂尔多斯盆地的成藏规律和地质规律，联手进行技术、工艺的改进，强化挖潜项目的合作，实现了我厂生产建设的跨越式发展和可持续发展。通过技术业务学习，丰富了知识，开拓了视野，为油田开发工作提供了帮助。

三、以一个找油人的执著秉性，实现油田勘探上的一个又一个突破，不断实现超越。

作为一名专业技术领导干部，他深深地意识到自己的责任和义务。只有实现勘探上的突破、控制足够的储量，才有可能实现企业的可持续发展。他以一个找油人的执著秉性和敏锐的洞察力，通过长期的“实践、认识、再实践、再认识”的过程丰富了他对油气地质的规律性认识，为厂区在勘探上打下了坚实的基础。

特别是在企业重组以来，按照油田公司“勘探先行”、“深化勘探”的勘探指导思想，陆续发现了贺家沟-柏林湾、石子沟、贾渠沟等有利含油区，每年弥补产能8万多吨。2007年找到两个富集区块，冯庄乡英沟区域可圈闭含油面积12km2；任家沟区域可圈闭含油面积15km2。在安家沟区域长64油层试油突破了出油关；在注8井和注16井发现了长4+51上部油层、长8、长9油层，均获得较好的油气显示，迈出了向深层勘探的第一步。其中，注8井区域可圈闭含油面积20km2。为我厂连续实现原油生产50万吨目标提供了资源保障，促进了我厂的健康、持续发展。

四、以一名油田开发的管理者，科学规划采油厂的油田开发。

在丰富川油田实现勘探突破后，在突破年产50万吨以后，为了寻找可靠的资源接替，他将目光重新转移到老区域，在加强地质构造研究的基础上，科学选择有利富集区，努力挖掘老区域、老油井的潜力。在年前指导编制好全年的油田开发方案。在开发实践中，按照“完钻一口，总结研究一块，边总结，边开发”的思路，并根据资源状况适时调整，以点带面，整体推进，为实现50万吨稳产目标提供了资源保证和时间保证。

五、以一名技术革新者，致力我厂整体开发水平的提高。

他经常深入钻井、压裂等生产作业现场，认真研究面临的难题，带领广大技术人员刻苦攻关。在长期的油田勘探开发实践中，带领专业技术人员认真进行特低渗透储层研究，寻求有效的勘探开发工艺技术，逐步形成了一套较为完整的勘探开发配套技术体系。

1、是应用浅油层丛式井钻井技术，实现了资源利用与环境保护的和谐统一。从2000年起，引进浅油层定向井钻井技术，推广丛式井开发方式，使井网规范，井位落实，资源得到了充分的利用，方便了油井管理，降低了油井维护费，也为后期管道输油提供了便利条件。全面采用丛式井开发，能大大减少井场、道路占用土地面积，降低建设工程费用，提高经济效益。同时也有利于控制环境污染，保护生态环境，具有良好的社会效益。

2、是完善压裂改造技术，确保了油井增产增效。针对各类油层不同的特点，我们使用不同的压裂工艺技术：对长6油层使用大砂量、高砂比、一层多缝、限流压裂等工艺技术；对长2油层使用高砂比、小排量、小砂量、宽短缝、酸化压裂、二次加沙、控制垂直缝高度、尾追陶粒支撑剂等压裂方法。压裂技术的进步使油井产量大幅度提高，新井投产第一年的平均产量由1996年的115吨，增加到2006年的226吨，增加近1倍。旧井重复压裂后第一年增产由1995年的43.7吨，增加到2006年的163.2吨，增产3.7倍。压裂成功率也由1995年的78.6%提高到2006年的96%。油井和油层利用率大大提高，压裂事故率及其处理费用大大降低，整体开发效果明显。

3、是推广反九点丛式井注水开发模式，减缓油井递减，提高了综合采收率。在以往的油田开发中，主要依靠自然能源开采，受地质条件的限制，油田综合采收率一直较低，油气资源不能得到充分的利用。70年代我厂曾经进行过小范围的注水试验，由于受技术、设备及水源等诸多因素的限制，注水效果不佳，未能成功。从2001年全面推行区域注水工作以来，截至目前我厂运行注水站3座，水井217口，注水控制面积31km2。姚店油田注水开发区在注水井8个月后，受益井开始见效，注采同层的油层产油综合递减率为8.7%；注采不同层的油层产油综合递减率为12.3%，未注水区域的油层综合递减率为16.4%。丰富川油田注水开发半年后，综合递减由原来的33.4%下降为18.2%。丛式井开发、反九点井网开发、注水开发使油田开发进一步规模化、效益化，全面提高了我厂的整体开发水平，使我厂的开发迈向了一个新的阶段。

4、是加强基础研究工作。近几年来，先后主持完成了《姚店油田整体注水方案》、《姚店油田长6油藏精油研究》、《丰富川油田长2油层开发方案》、《丰富川油田稳油控水方案》等项目。通过这些基础性研究，有效地指导了生产实践。

五是坚强新技术、新工艺的引进、应用，并自主创新，推动了技术进步。近年来，先后引进、推广了氮气单井吞吐、长2油层酸化解堵、自生热压裂、泡沫洗井、微裂缝填砂压裂、隔薄层压裂、限流压裂、微生物采油、clo2高效解堵、纳米膜驱单井吞吐、生物酶驱油、yc-2驱油剂驱油等技术；应用了低频振动清防蜡器、旁孔式泄油器、防蜡降粘增油装置；自主创新，积极进行了小改小革活动。（1）自行设计了“气砂锚”：防止抽油泵砂卡、气锁，投入生产并获得了良好的效果。（2）自行设计制作了“套管排气定压阀”：用来控制套管气的排放，达到保持地层能量的目的。（3）设计了“冲砂钻头”、“套管刮蜡器”、“管式抽油泵防气环形阀总成”。（4）自行设计制作的封井器在施工中收到良好的效果。（5）设计制作了斜井泵固定凡尔总成，克服了泵在抽汲中的不足。（6）根据油层厚度、物性、含油性、储层配伍性等确定合理的射开程度、射孔液类型、压裂方式和压裂参数等，进一步完善优化了压裂配方，形成了适合我厂不同区块、不同油层、不同季度、不同温度下破胶彻底、储层流体配伍性好、对油层破坏小、便于压裂施工的压裂方式。

六、抓好我厂全盘工作，促进我厂的平稳发展。

自组织决定由他主持厂行政和党务工作始：为了确保厂的平稳发展，主要做了以下几方面的工作：

1、加强生产的组织管理。强化生产调度的作用，将生产日定额下达给各采油队，加强分工协作，督促各生产单位加强相互协调和配合，每天下午召开生产协调会，现场解决各单位的困难和难题，保证了生产运行的衔接有致、紧凑高效。迅速召开“大干三月份”劳动竞赛动员会议，在全厂掀起了“大干三月份”的劳动竞赛热潮。全厂干部职工团结一心，顽强拼搏，3月份弥补年初因雪灾造成的欠产3000吨，顺利实现了首季“开门红”，并超额完成了上级下达的生产任务。

2、加强安全环保工作。根据工作需要，调整了厂安全生产委员会，并实行厂领导安全生产分片包点责任制，进行了安全生产具体分工。强化各单位安全环保生产责任制，加强安全环保部门的职能作用，督促其经常深入一线进行安全环保检查；加强节日期间的安全工作和“三站一库”的防火、防爆工作，亲自带队深入一线进行安全环保检查，确保了厂里的安全环保生产。

3、加强综合管理工作。强化各专业管理部门的职能作用，严格实行归口管理和专业管理，对部分职能重叠的部门，明晰权限，各负其责。按照集团公司、油田公司文件精神，成立了厂招标领导小组，严格按照上级的要求开展招投标工作。加强项目建设和物资采购管理上，严格按照规定和程序办事，坚决杜绝了违反规定和程序的行为。

4、心系职工群众。召开各类座谈会和发放意见、建议表，设立专门信箱，听取职工群众、离退休职工的意见和建议。深入一线了解职工群众的工作和生活情况，走访慰问困难户和离退休老职工，为他们解决困难问题。并组织职工群众为四川汶川大地震灾区捐款，组织捐款3次，全厂职工群众累计捐款229850元。

5、规划全厂勘探开发工作。如何规划全厂勘探开发工作，如何实现油田的稳健、科学、持续发展成为他思考的一个主题。在2003年突破50万吨后，由于生产区域和油层潜力的限制，生产任务较为被动和吃紧。为了改变常年“摸爬滚打”的被动局面，遵循科学发展的思路，着力厂里的长远发展，根据厂里的资源现状及递减规律，摸清“家底”，组织专业技术人员进行了油井普查和剩余油分布规律研究，基本摸清了厂里各个区域的生产现状和资源潜力，制定了稳产50万吨、稳产48万吨、稳产45万吨三个油田开发方案。并经过了详细的考察论证，稳产45万吨可达到20年。对于实现厂里的科学发展，具有重要的指导意义。

七、以廉洁从业为荣，廉洁自律，奉公守法。

作为一名党员领导干部，他能够自觉贯彻落实廉洁自律的各项规定，按照中央和省、市、公司关于对领导干部廉洁自律的各项规定进行自查自纠，始终做到自重、自省、自警、自励；能够认真对照总书记提出的“八荣八耻”社会主义道德观审视自己，检查自己，践行“八荣”，抵制“八耻”，自觉加强世界观的改造和提高思想道德修养，牢固树立正确的世界观、人生观、价值观和权力观、地位观、政绩观；能够自觉接受监督，积极参加厂里的党风廉政建设民主生活会，虚心听取别人的意见和建议，不断完善自我，超越自我，自觉维护共产党员的优良形象。

压裂范文篇8

关键词：投资管理；定额化管理；预警机制

0引言

中国能源缺口较大，而煤层气作为清洁能源，它的开发就有了更加重要的意义。但是煤层气的开采难度较大、后期生产成本又高，煤层气的盈利能力较差。煤层气开发建设通常规模较大、投资较多、建设周期较长、行业组织多样。因此在煤层气开发阶段做好投资管理尤为重要。而建设方往往过于追求进度目标、产量目标，而忽视了整个项目的决策阶段、设计阶段和竣工阶段等的投资管理。本文将重点讨论如何运用有限的投资既能使煤层气开采社会效益最大化，又能保证足够的经济效益，最终助推煤层气企业的良好发展。

1煤层气开发中投资管理现状及问题

1.1项目前期不注重投资效益最优

煤层气开发包含地质与气藏工程、钻井工程、采气工程、地面工程，从井位选取、钻、录、固、测到压裂、下泵、地面管线敷设、集气站场建设，技术资源密集。各部分工程方案都是由各专业技术专家完成编制，各专业联动性较差。编制方案的目标是技术最优、产能最优而非投资效益最优。因此，想要在方案阶段就能兼顾各方面又获得投资效益最优着实很难。

1.2建设过程中投资控制难度大

煤层气开发的建设内容多，地理覆盖面较广，建设周期较长。根据煤层气单井投资费用构成图可以看出，从钻前、钻井、压裂、投产涉及不同的施工队伍和管理人员，界面划分较复杂，投资管理分散。而且投资支出主要在钻井和压裂阶段，均在地下施工，地下情况复杂未知，变更风险较大。如果缺乏有效的内部控制机制，很难及时掌握项目进展及投资使用情况，投资控制难度加大。如图1所示。

1.3项目管理者投资效益理念淡薄

煤层气开采单位一般是国有企业或者省属企业，每年地方政府和总公司下达的产量任务都较为紧迫，为了保障产量完成，项目实施部门往往会加速开发建设，提升开采技术，为了单井产量的增加而投入过多的投资。投资效益理念往往很难深入渗透到项目实施管理人员。

1.4项目缺少合理的后评价机制

项目完成后，对于实际投产效果缺乏完善的效益评估，后评价工作往往不到位。施工过程中的档案资料保存不全，无法真实客观地反映建设问题，不能为后续项目起到借鉴作用，不利于企业的可持续发展。

2煤层气开发的投资管理的策略

2.1前期推行“一体化”设计理念，实现方案最优

项目策划决策阶段所耗费的投资占项目总投资的3%-7%，但是大量数据证明，此阶段3%-7%的投资额却能决定整个项目的65%-85%的总投资。可以看出项目前期的投资控制的重要程度。做好项目前期的投资控制，要全面推行“一体化”设计理念，使项目全生命周期价值系数最大，从而优选方案。“一体化”设计就是系统的协调地上地下一体化、地质工程一体化、建设运营一体化，不能孤立的考虑某一专业方案内的技术最优或者仅局限于某个开发阶段的建设方案最优，同时要兼顾其他专业以及生产运营阶段，这就要将地上和地下，地质和工程，建设和运营阶段都有机的融合在一起。在方案编制初期，各专业人员要进行现场联合踏勘，基于不同区块、不同埋深煤储层的多变性，运用辩证思维方式优选适合的技术方案。在进行方案比选时不能仅在地质方案、钻井方案、采气方案或地面方案等专业方案内进行选优，要运用价值工程的原理：在进行方案的功能和成本研究时，将功能和成本扩展到整个生命周期，最后选取全生命周期价值系数最大的方案。实现先进性与低成本的协调发展。同时，从项目前期决策期开始推行一体化的设计理念，可以最大限度地避免各专业碰撞而导致的各种变更，从源头控制投资。

2.2全面推行定额化管理，将投资控制理念渗透

所谓定额化管理就是指对煤层气开发建设阶段的过程进行分解，根据以往的投资经验，设置每个分部分项工程的费用指标。以此作为投资控制的抓手。根据煤层气公司历年的建设投资使用情况，编制不同开发区域内的煤层气建设费用定额，主要分为钻前工程、钻井工程、地面工程、其他工程四大部分。分专业构建煤层气建设的全生命周期阶段对应的分部分项工程的费用定额指标。在以下建设阶段中全面渗透定额化管理理念。如图2所示。

2.2.1设计阶段

设计人员要综合考虑批复的概算投资和费用定额指标，根据项目实施特点，优选专业技术，优化设计参数，例如钻井材料的选择，压裂的砂量、液量、段数的选择、地面排采设备的选择、工艺管线的路径和大小等。分专业进行限额设计，不可超费用目标。这些直接决定了后期的建设投资，限额设计是控制建设投资的有力杠杆。

2.2.2招投标阶段

在招标选商阶段，要以费用定额作为招标控制价，同时面向“内部单位”和外部单位，全面推行市场化，使招投标实现真正的竞标目的。评标过程要运用合理低价中标的原则，优选技术先进、实力强大的承包商。通过市场化运作加大竞争机制，真正优选承包商。

2.2.3施工阶段

分解每个分部分项工程的定额目标任务，将定额化管理理念渗透给施工管理部门的每个人。优化施工组织，有效的控制变更，从而将定额目标落到实处。例如合理调配设备物资节约工期，钻井压裂工厂化作业，各专业队伍之间有序衔接，减少无效劳动等都能有效的控制投资。对于各项指标都完成较好的单井井场施工，可以作为施工标准，后期再进行同类型施工时，进行对标，从而保证所有项目均能完成定额目标任务。

2.2.4结算阶段

根据费用定额严把结算关。以费用定额作为有力抓手，各部门、各级人员均有据可依，认真审核结算资料，对于超定额的工作量及变更工作量，组织现场反复核实，分析总结原因。通过严格审查已完的工程量，尤其是隐蔽工程的工作量核实；严格核对材料价格，成立市场调研小组，对于偏离市场价格较多的材料，重新议价；严格审查造价文件，对于高套错套定额的造价进行合理修正；严格按照合同约定的处罚条款进行审查，对于工程质量不合格的项目，督促无偿整改后仍要严格考核。在结算阶段严把投资控制的最后一道关。

2.3构建投资预警监控机制，实现投资动态管控

构建投资预警监控机制。结合定额指标、施工图预算、初设概算以及方案估算等数据，设置预警监督点及预警区间。在全过程生命周期中的每个阶段，根据以往同类型项目的投资经验，选择投资控制难点，设置监控点。比如钻前工程阶段的的土石方工程、大宗的甲供设备材料、地面工程的管沟开挖部分，各种评价手续等，这些易超投资的难点要作为预警监控的重点对象。对预警监督点分三级进行预警，工程预估超定额向该项目部门主任发出预警。钻井工程预估整体超定额5%以内，地面工程预估超预算5%以内，同时向该工程项目分管领导发出预警。钻井工程预估超方案估算、地面工程预估超设计概算，同时向单位主要领导发出预警。不同层级的预警，可以引起项目人员的高度重视，快速反应，采取控制投资的举措。如图3所示。想实现快速预警，要对监督点实施动态监控，需要信息化平台的应用，用先进的信息化技术手段来保证投资的动态管理。如ERP管理系统平台，投资管理信息系统平台等，可以随时掌握已完工程及在建工程的进展情况，同步进行投资动态监测。针对有超投资倾向的项目，及时发出预警，同时组织相关部门研究纠偏措施，及时采取措施，确保投资受控。如此循环往复，整个投资预警机制的运行就是个PDCA循环，可以有效实现投资的动态管控。

2.4强化投资奖惩考核，积极推进项目后评价

项目竣工阶段的投资控制主要是投资分析、效益分析和奖惩考核。对于决算费用低于定额指标的单项工程，要给予项目部门奖励，而对于多次预警仍超指标的工程，对项目部门进行绩效考核，同时组织相关部门认真分析总结原因，在后续建设及时规避投资风险。在单井投产后要分期进行简单的效益评价，与方案效益进行对比，如若达到预期效益目标，可按照投产井的经验技术快速推进剩余工程的实施，并给于项目部门奖励。若未达到效益指标，要对后续的工程重新进行评价，认真分析原因，及时止损。项目整体竣工后要积极开展后评价工作，可以客观系统地分析项目投资控制及效益情况，归纳积累投资控制经验。同时，搜集历年的煤层气开发项目后评价，运用信息化平台，积累不同区域、不同技术的投资数据，定期更新、修正费用定额，实现动态的定额化管理，从而实现后期煤层气开发的更精准的投资控制和效益提升。

3投资管理策略的应用

2019年以来这些投资管理的策略在山西沁水盆地煤层气开发建设中均得到了有效的应用。将2017年和2019年在同一区域开展的两个煤层气开发产建数据进行对比。甲项目为2亿方/年煤层气产建项目，2017年开始，建产期2年；乙项目为3亿方/年煤层气产建项目，2019年开始，建产期3年。图中可以看出，占比最大的钻井和压裂费用2021年有小幅度回升，与2021年钢材等材料价格大幅度提升以及压裂提产工艺的改变有关，但明显看出，钻井、压裂每米费用整体是下降趋势，乙项目的投资管控成果明显优于甲项目。如图4所示。项目的整体效益方面，按照项目实际到位产能测算，甲项目获得亿方产能整体投入投资3.9亿元，内部收益率为15.8%；乙项目亿方产能整体投入投资3.37亿元，内部收益率为23%。新的投资管理手段在乙项目上发挥了明显的效益提升作用。

4结语

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关键词：单井;产量;油藏管理;研究;实践

1稳定提高单井日产量工作实施的背景

辽河油田某采油厂经过40多年的勘探与开发，目前已经步入开发中后期，单井日产量下降速度逐年加快。单井产量是辽河油田能否稳健和谐发展的关键，关系到中国石油“资源战略”的有效实施。站在中国石油上游业务稳健发展和辽河油田履行“三大责任”的高度，坚定1000万吨/年稳产目标不动摇，集中精力贯穿全年开展增储上产会战，坚决完成生产任务，是提高单井日产量的根本要求，决定了要针对这个问题，全力以赴进行技术攻关。

2稳定提高单井日产量的主要做法

2.1在油藏研究和方案优化上，突出“四个重点”

2.1.1优化产能结构，水平井规模实施

该采油厂水平井在产能建设中的比重从2005年的2.6%上升至73.3%。水平井的规模实施，使新井平均单井产量提高2.7吨，水平井的实施使该厂平均单井日产油提高0.034吨。

2.1.2推广重大试验，实施蒸汽驱工业化

借鉴先导、扩大试验的经验和教训，在蒸汽驱工业化实施中，重点采取了以下几点做法，保证蒸汽驱的开发效果。一是科学组织吞吐引效工作，实施低产井引效工作，热连通得到较早建立；二是积极组织停产井复产工作；三是实施综合配套措施，完善注采井网及注采对应关系。四是优化采油举升工艺，提高井组采注比，共实施提液100井次，区块采注比最高达到1.12。

2.1.3通过“三个”转变，稀油注水全面开展

对稀油注水实施“三个”转变并取得了明显的效果：一是产量递减得到有效控制，递减率下降，注水油藏平均单井日产油递减速度明显减缓，年增油2.8万吨；二是存水率、水驱指数、含水上升率等指标反映，水驱效果得到改善。（1）积极解决技术“瓶颈”问题。油田开发到今天，地下矛盾尖锐复杂，稳产难度越来越大，一批开发难题和技术“瓶颈”制约了采油厂的持续稳定发展。广大技术人员坚持科研与生产相结合，认真组织科技攻关和开发试验，加强工艺技术配套和新技术的推广应用，突破一批制约油田发展的关键核心技术。（2）完善注水等工艺升级加大注水系统工艺提效、双驴头抽油机研发、地热资源利用、高凝油污泥调剖等重点技术攻关；加快低成本投球调剖、高含水稠油集油掺液等成熟适用技术应用，积极推广节电、节气、节油、节水工艺技术，开展能源分级分类管控，提升工程技术生产保障能力。（3）由整装油藏注水向零散小断块注水转变该采油厂有稀油小断块22个，针对注水小断块存在的问题，深化地质研究，产能建设和注水调整同步实施，在剩余油富集区实施水平井挖潜同时，开展注水调整，阶段增油效果比较明显。（4）优选废弃油藏，“多次开发”遍地开花针对断块复杂、纵向上层数多、稠油油藏断层多的特点，国内聚合物驱己形成了从设备、原料、生产到技术攻关不断突破，在油田多次采油技术中形成了相当完备的配套工艺技术和规模化产业。通过成功推广SCGD技术、火驱先导试验等多项创新技术。

2.2在工艺措施增产上，不断完善“四个配套”

在工艺措施上产方面，牢固树立“一井一策、一时一法”的增产理念，不断研究完善以单井为对象的配套工艺措施，最大限度发挥油井潜能，实现措施效益最大化。

2.2.1不断强化低渗油井配套工艺，提高单井产量

一是强化举升方案优化和工艺配套，提高低产低液井产量和举升效率。针对欢北低渗井油藏埋藏深、地层压力下降，供液变差的实际，规模实施了以放大生产压差为目的的有杆泵深抽配套技术，重点实施了提高机采效率管杆优化设计技术，“地面调参、井口旋转、井下防磨”综合防偏磨技术，环形阀、深抽泵防漏、防气技术。通过实施上述配套技术，较好地解决了深抽井断卡脱漏问题，提高了低产低液井单井产量和举升效率。二是强化清防蜡方案优化，提高含蜡井有效生产时率。针对欢北低渗井结蜡给生产带来的被动局面，开展了清防蜡方案优化和配套工艺研究。有针对性地实施油管加热、化学点滴加药、固体防蜡、管杆涂层等配套清防蜡措施。三是强化压裂工艺配套，提高低渗油井产能。欢北低渗透油藏连通性差，投产后，产量递减快。为发挥油井潜能，该采油厂规模实施了以水力压裂为主的油层改造技术。在选井选层、方案设计、工艺配套等方面进行系列研究优化。针对地质结构复杂的问题，结合压裂工艺发展状况，研究应用了控缝高压裂工艺、热压裂工艺、压前酸预处理工艺，见到显著压裂效果。四是强化注水工艺配套，提高低渗透井注水效果。欢北低渗区块孔喉半径小、渗透率低、注水压力高，注入水中悬浮颗粒含量和粒径中值一旦超标，就会阻塞渗流孔道，对储层造成巨大伤害，影响注水效果。为此，该厂从改善注入水水质入手，从地面注水和井下注水管柱工艺两个方面，研究完善高压注水配套工艺，提高低渗透井注水效果。

2.2.2不断研究完善吞吐稠油井配套工艺，提高单井吞吐效果

该采油厂稠油主要采用蒸汽吞吐方式开发，总含油面积18.58平方公里，石油地质储量8648万吨。随着吞吐轮次增加，砂、稠、水、窜、低和油层动用不均等矛盾日益突出，地层压力下降到1～3MPa。为提高稠油吞吐井单井产量，多年来，根据各区块开发矛盾和地质条件，对配套工艺进行了不断完善和创新，并见到明显效果。一是研究完善系列调剖工艺，提高吞吐井油层纵向动用程度。针对吞吐稠油井纵向油层动用不均的问题，根据不同时期、不同井，有针对性地研究应用了系列调剖工艺技术。二是研究完善系列化学助排工艺，提高吞吐井回采水率。欢喜岭各稠油区块的部分吞吐井，由于粘度高、储层物性差，在吞吐过程中，由于岩石亲水性增强，原油乳化严重，回采水率低。针对这一问题，主要开展了以表活剂为主的助排技术，如磺酸盐助排技术、薄膜扩展剂助排技术，这些技术主要通过改变地层润湿性、降低原油粘度提高回水率。进入中后期吞吐阶段后，地层压力下降，驱替能量不足，开展了层内自生气体加表面活性剂助排技术和液态二氧化碳加表面活性剂助排技术。三是研究完善系列防排砂工艺，提高吞吐出砂井生产时率。该厂稠油油藏埋藏深度在-600米～-1400米，储层岩性以砂岩为主，砂岩成熟度低、胶结疏松，吞吐井普遍出砂，欢127和齐108块尤为严重。针对吞吐井出砂问题，逐渐形成了以“挡、滤、排、捞”为核心的立体防砂体系。

2.2.3不断完善水平井注采配套工艺，提高水平井开采效果

一是研制应用强闭式抽油泵，实现水平井大斜度段举升，提高泵效。针对采用普通抽油泵在大斜度生产时，存在凡尔球关闭滞后和不复位的问题，成功研制了一种大斜度举升装置—定向强闭式抽油泵，针对部分水平井出砂问题，又研制了一种柔性金属防砂泵，这种泵最大工作斜度达75度，较好地满足了水平井举升需求，累计增油0.5万吨。二是研究推广均匀注汽工艺，提高水平井纵向动用程度。该采油厂稠油水平井主要采用筛管完井，水平段平均192.8米。由于水平段长、油层非均质性及周边采出影响，随着吞吐轮次的增加，水平段油层动用不均问题越来越突出。井温剖面测试，水平段动用程度仅占整个水平井的2/3左右。三是研究应用水平井机械防砂工艺，确保出砂水平井平稳生产。随着吞吐轮次的增加，稠油水平井出砂套损现象越来越严重。该采油厂在常规机械防砂基础上，通过对封隔器改进，研究应用了水平井机械防砂技术。

2.2.4研究完善汽驱井举升配套工艺，提高汽驱井开采效果

进入工业化生产阶段汽驱井组达到150个。根据汽驱开发的需要，开展了以下配套研究：一是研究完善举升配套工艺，提高汽驱井生产效果。由于蒸汽驱生产具有高温、高腐蚀、高含砂特点，普通抽油泵在高温作用下，其阀座、阀体、柱塞等易发生高温变形、结垢等问题，导致泵效降低、卡泵等现象发生。逐渐形成了以螺旋增效泵、双效抽油泵、耐高温沉砂泵及陶瓷泵为主的系列配套举升技术，分别适用于汽驱生产不同阶段，工业化转驱以来共使用蒸汽驱特种抽油泵600台，井平均检泵周期延长36天，基本解决了汽驱见效后泵效低、易砂卡和周期短的难题，提高了汽驱开采效果。二是研究完善注汽配套工艺，提高汽驱井注汽效果。传统的分层注汽管柱只适用于蒸汽吞吐井，而不能满足于蒸汽驱注汽井井底干度和长时间连续注汽的要求。为此，该采油厂技术人员研制出蒸汽驱分层注汽管柱，实现了蒸汽驱注汽方式的重大突破。在管柱密封上研制出蒸汽驱长效汽驱封隔器和强制解封密封器，提高了封隔器密封性能和使用寿命；在注汽管柱隔热上，研制出隔热管接箍密封器和压力补偿式隔热型伸缩管，并配套使用E级隔热管，降低了管柱热损失；在配汽量调整上，研制出层间配汽装置，实时对配汽嘴投捞，实现了各注汽单元注汽量的精确调配。

2.3做到“4个结合”，动态调整油井生产方式

对产液量10吨以上的生产井，每天做到“四个结合”，动态调整油井生产方式：一是与油井现场憋泵相结合，时时掌握深井泵正常状况；二是与油井计量相结合，时时跟踪油井产量变化；三是与油井维护挖潜相结合，针对不同状况，时时制定相应措施；四是与进系统与进高架罐、落地罐相结合，动态调整油井生产方式，保证油井检测到位、措施到位、管理到位。通过动态调整油井生产方式，及时掌握油井不同生产时期的产量变化，寻求到了油井最佳效益增长点，取得了良好效果。3稳定提高单井日产量工作的实施效果“稳定提高单井日产量”管理理念的提出为油藏管理注入了新的活力，平均单井日产油从2.1吨上升到2.6吨，提高了0.5吨，累计增油19.8万吨。为该采油厂各项指标的完成做出了重大贡献。

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一、井下作业的成本构成

各种作业成本在总体构成上都是一致的，都是由固定成本和可变成本构成的，但作为市场经济中一个活的细胞，井下作业成本还必须考虑一种潜在的成本，即效益成本。

1、固定成本。固定成本是指生产运行当中固定不变的成本，只要生产运行主体中各生产要素的对内对外关系确定，无论这一主体活动如何，该成本都是必须发生且是相对固定的。主要包括人员工资和房屋、设备等固定资产的折旧。井下作业某一具体施工的固定成本应该包括：（1）参与作业人员的工资。（2）作业人员必要的饮食起居等所需固定资产的折旧,如所住房屋等。（3）作业所必须的可重复利用的设备、器材的折旧费，如作业所用的修井机、通井机、井架、油管等设备器材的折旧费。

2、可变成本。可变成本是在生产活动中可能发生也可能不发生的成本，随着活动内容的不同其大小是可以变化的，主要包括生产过程中消耗的各种材料费用、劳务费用等。井下作业某一具体施工的可变成本应该包括：（1）作业施工所需要的一次性材料，如防砂施工所用砂子、化学原料等。（2）作业施工中外雇劳务所发生的费用，如试油队试油施工中需要进行压裂，必须雇用完成压裂工序，压裂队为完成压裂任务而发生的一切费用，就是压裂劳务费，这对试油队来说是可变的，但对压裂队来而言，其中又可分为可变成本与固定成本。

3、潜在成本。亦可称为效益成本，是指某一生产活动应该结束时因某种原因而没有彻底结束，在一定程度上造成了作业队伍的等停，影响了作业队伍从事其它作业时可能创造的效益。这一可能效益应该由责任方承担或补偿，对整个作业来讲可称之为潜在成本。

二、做好井下作业的成本核算

成本核算就是将井下作业施工单位在作业施工过程中所发生的各种费用，按各种不同对象进行归集和分配，借以确定各对象的总成本和单位成本。通过核算成本，可以取得作业施工实际成本资料，据以确定实际成本与计划成本的差异，分析成本升降原因，挖掘降低成本潜力，可以有效地控制各项费用支出，达到预期的成本目标，并为成本预测、成本计划以及制定生产措施提供参考资料。

1、井下作业成本核算的基本要求。成本核算的过程实际上是费用的归集和分配过程，要做好成本核算工作必须准确归集和分配各种费用，严格遵守国家规定的成本开支范围，划清支出与费用、费用与成本的界限，按权责发生制原则进行成本核算。

2、井下作业成本核算的内容。在生产经营过程的各个阶段中，成本核算和生产费用核算是同时进行的。各种生产费用发生后，先按各种成本对象在有关账户中进行归集、分配和登记，然后计算出各种成本对象的总成本和单位成本。（1）确定成本计算对象。成本计算对象即生产费用归属的对象。在进行成本计算时，首先要确定成本计算的对象，才能按成本计算对象归集生产费用。（2）确定成本计算期。成本计算期是指多少时间计算一次成本。一般的说，成本计算期应与产品的生产周期相一致，但要取决于企业生产组织的特点。如果是单件，小批量生产，那就按产品的生产周期确定成本计算期；如果是反复不断地大量生产同一种产品或几种产品，那就只能按月计算。井下作业的生产特点是反复不断地生产同一种产品或几种产品，只能按月计算成本。

3、确定成本项目。各种生产费用按其经济用途分类，就是成本项目。井下作业施工单位在进行成本计算时，必须确定成本项目，通过成本项目的分析可以了解费用的经济用途和成本的经济构成，查明成本升降的原因，以便挖掘降低成本的潜力。（1）合理确定成本项目发生的确定性。对于不同地质区块的井所施工的复杂程度不同，东营组和沙河街组的油水井主要是一些作业工序简单的井，地层一般不出砂，而馆陶组的井，由于绝大部分需要防砂，作业工序繁琐。因此对于东营组和沙河街区块的井一般不进行防砂，成本投入相对较低。（2）正确划分可延缓成本项目与不可延缓成本项目。部分防砂井，由于所采用的防砂工艺的过程和特点不同，成本发生可能跨年度；对于稠油热采井，因为要进行长时期的注气过程，特别施工过程如果放在年度的最后一个月，施工井的后期成本投入必须跨年度，我们可以把这部分划到可延缓的成本项目。三、加强井下作业施工的成本控制

成本的增加必然导致整体效益的下滑，生产经营管理部门在作业生产时必须确保既要达到作业目的，又要尽可能地降低生产成本，实现作业价值的最大化。降低井下作业施工成本应该重点抓好以下工作：

1、准确归集和分配各种生产费用。有些生产费用发生只同某一个成本计算对象有关，应直接计入该成本计算对象，这些直接计入成本对象的生产费用，称为直接费用。有些生产费用发生同几个成本计算的对象有关，就要按一定的标准在几个成本计算对象之间进行分配，这些须经过分配才能计入成本计算对象的生产费用，称为间接费用。分配间接费用的标准对成本计算的正确性影响很大。因此，对生产费用分配标准的选择必须慎重，一经选定，不能随意变动。

2、健全成本计算原始记录，编制成本计算表设置登记生产费用、成本明细账，编制成本计算表。各个成本计算的成本，是通过生产费用、成本明细分类核算完成的。因此，对材料耗用、工时消耗、生产费用分配、产品入库都要有健全的原始记录，据以进行费用、成本的明细分类核算，取得必要的成本计算资料，编制材料采购成本、产品生产成本计算表。

3、建立健全奖惩考核制度。为保证各单位成本费用的真实性，成本计算要严格遵循“权责发生制”的原则，不得随意预提和待摊费用；各单位内部劳务，要严格审核，及时结算，不得以任何不正当的理由拒付、拖欠，否则财务资产中心核实后，直接扣减单位的内部利润。公司按季度对各单位成本费用和内部利润进行双向考核，凡完不成利润指标的、突破成本费用指标的，扣发当期奖金，直至完成指标。

4、建立健全成本分析制度。按月进行成本对比，包括计划与实际的对比、本期与上年同期对比。写出成本分析报告，作好信息反馈，为领导决策提供依据。及时采取措施，改善经营管理，提高经济效益。

5、科学组织生产。科学的组织人力资源，做到队伍精干，人员及生活配套设施不多不少；选择合适的设备，防止小马拉大车和大马拉小车，实现同样的功能优先选用折旧低的设备；合理组织原材料，严禁浪费；抓好生产进度的运行，超前衔接，严禁怠工、窝工，特别多单位配合施工时，重点加强时间街接，确保连续施工，避免队伍等停增加固定费用；抓好施工质量的控制，避免工序返工，严禁因工序返工增加固定成本和各类材料、劳务费用；坚持整体利益原则，必要时牺牲局部利益保障整体大局。如重点井重点施工，在人员、设备、材料等各方面要优中选优，在数量、质量等方面留有余地，减小施工风险。同时，要强化时间观念，保障作业速度等等。