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煤层气生产成本管理方法研究 一、煤层气生产成本构成　　（一）采出作业　　指直接生产单位通过各种生产方式将煤层气举升到地面汇集到计量间，输送到联合站（集气站） 的生产过程，即直接采气作业过程发生的费用。具体指采气站、单井所发生的直接材料费、直接燃料费、直接动力费、直接人员费用等费用，归集的作业单元包括采气单位的采气队、采气井区、采气站、采气井、集气站、配气站等作业单元。　　（二）煤层气处理作业　　是指将煤层气生产过程中采出煤层气进行脱水、脱杂质、计量以及为满足环保要求所发生的污水处理及回注等生产工艺过程。具体指在联合站、污水站等处理装置场所发生的直接材料费、直接燃料费、直接动力费、直接人员费用、修理费和运输费等费用。归集的作业单元包括采气单位集输大队、集中处理站、作业区下属的集输队等。　　（三）井下作业　　是指为维护煤层气井正常生产，或为增产而对煤层气井进行施工处理的生产过程。此作业项目按照施工方式分为外包、自营，按照作业类型分为措施作业、维护作业。措施作业是指以实现增产增注或取得新的地质成果为目的的修井过程，包括压裂、补孔、改层、防砂、解堵、堵水、转抽等，维护作业是指以维持煤层气井正常生产为目的的修井过程，包括检泵、换管杆、洗井、冲砂等，井下作业成本主要包括发生的各项材料费、化学药剂费、作业施工单位的劳务费等，归集的作业单元包括各采气作业区。　　（四）厂矿管理费　　是指厂、矿两级机关及所属行政管理部门组织和管理厂（矿） 煤层气生产的过程，具体指组织管理过程中发生的材料费、燃料费、动力费、人员费用、运输费等费用以及生产、办公设施发生的折旧折耗摊销。归集的作业单元包括采气单位厂级机关及所属行政管理部门、采气作业区机关、地质所机关等。　　二、煤层气成本管理存在的问题　　（一）煤层气生产期成本较高　　《2014--中国气体清洁能源发展报告》指出，煤层气开发具有高风险、资本密集的特点，主要体现在勘探、开发以及销售中运输、储存和配送等环节，不具备一定资本基础的企业无法抵御风险。以中联煤层气公司为例，每百亿立方米煤层气探明储量需投入2.8亿元，建设一个年产能1亿立方米的煤层气项目需投入5亿元，每立方米煤层气成本约为1.72元。虽然每个公司的采出成本各不相同，但采出成本相比常规天然气高出很多是不争的事实，制约煤层气行业的发展。　　煤层气生产期主要成本有燃料动力费、井下作业费、材料费、维护修理费、人工费和厂矿管理费。为了保证生产的连续性，在煤层气采出作业前期基本需要使用燃油发电进行抽水降压，燃料成本能达到总支出的60%，是最主要的成本支出。随着采出时间推移，设备和材料老化，维护修理费、材料费和井下作业费占比逐步加大，成本结构发生变化，成本的刚性支出总金额会因为规模效应的因素先降低、再回升。　　（二）收益性支出和资本性支出区分问题　　对于煤层气排采支出，注意区分收益性支出和资本性支出。根据会计原则，凡支出的效益仅及于本会计期间（或一个营业周期）的，应当作为收益性支出；凡支出的效益及于几个会计期间（或几个营业周期）的，应当作为资本性支出。由于前期的排采作业是煤层气生产的必经阶段，支出的效益应及于整个后续生产期间，因此在会计核算时，应划分核算标准，在开始排采到开始产气阶段作为资本性支出列支，不作为成本列支，以免影响当期的煤层气生产成本。从开始产气开始，发生的成本应作为收益性支出核算。在生产过程中，由于煤层气井数众多，煤层气产气时间周期各不相同，从资本性支出到收益性支出的时间点把控存在困难，如果按照单井产气时间确定，成本核算难度较高，如果按照区块的平均产气时间划分资本化和费用化期间，会产生一定的成本时间性差异。　　（三）质量成本管理薄弱　　由于已有的煤层气开采的成功经验难以复制，常规油气技术和国外常规的煤层气开发技术，不适用我国难采的煤层气资源，各煤层气公司需要根据本区块的特征摸索适合的开发工艺和抽采设备。煤层气井单井产量低、生产周期长（15年左右），产能建设期的质量管理对后期的生产成本产生直接的影响。在实施低成本开发方案的大环境下，质量管理很难很好控制，质量成本管理相对薄弱，在开采过程中，由于井身质量原因、设备质量原因，造成后续井下作业、材料费、维护修理费支出大幅增加，既增加了生产期成本，又影响生产期的产气量。　　三、煤层气成本管理方法研究　　首先，应根据排采规律，结合煤层气产量、售价和补贴金额，将目标成本与公司目前相关估计产品成本（即在现有技术条件下，不积极从事降低成本活动下产生的成本）相比较，确定成本差距，制定可行的成本控制目标。　　其次，应细化成本核算，按照产气时间严格划分资本性和收益性支出，尽可能做到单井核算，在现有条件下通过挖掘内部潜力。按照作业成本法的分析方法，分析各成本动因，通过工艺改进、加强质量管理和成本控制，逐步降低单井的平均生产成