基于“四化”建设的油公司管理模式的构建与实施

基于“四化”建设的油公司管理模式的构建与实施某某采油厂采油管理某某区管理着某某油田中一区Ng3-4、Ng5-6、中一区Ng5稠油等8套开发管理单元上的30座计量站，29座配水间和630余口油水井，担负着28.9104t的原油生产任务。地质开发上，中一区各油藏单元已进入特高含水深度开发阶段，深层次矛盾和问题日益凸显；安全环保上，管理区所辖油区地处居民区、神仙沟水域、鱼虾池、公路等敏感区域，监控难度大；用工结构上，职工年龄偏大（平均年龄44.5岁），用工形式多样，技术人员短缺，思想矛盾突出，管理难度大；组织形式上，油田四级管理过程中，存在工作信息衰减度大，基层执行力差，流程繁冗复杂，各类矛盾突出。2014年，采油管理某某区以“四化”建设为依托，重新整合生产业务和生产要素，压扁管理层级，建立以生产指挥中心为管理区原油生产运行核心的管理模式；开展油公司体制下生产管理模式的探索和配套业务流程、管理制度的构建，积极探索油公司发展之路，全力提升老油田整体发展质量和效益。一、油公司管理模式提出的背景1、油田深化改革、转型发展的需要。十八届三中全会的一系列改革措施使得企业的生存发展越来越取决于市场竞争能力。集团公司做实事业部和专业公司，对我们的经营管理模式、组织运行方式、劳动生产效率提出了新的更高要求。与迅猛的市场化趋势和发展要求比，油田的组织结构、队伍结构、人员结构不合理的问题日渐凸显，层次多效率低、劳动生产率不高仍是主要制约因素，工作量增长与用工管控的矛盾也十分突出。面对新的改革发展任务，走“油公司”高效发展之路，实现内涵式、集约化发展，成为油田自身发展的必然选择。2、采油厂改造升级、提升效益的需要。去年下半年以来，国际油价持续下跌，胜利油目前跌至每桶40美元左右，油田面临全面亏损，生产经营形势十分严峻。在这种背景下，如何应对低油价和高成本之间的矛盾？如何优化资源，创新驱动，实现更有质量更有效益发展之路? 采油厂唯有走油公司发展之路，改造传统生产管理流程和劳动力组织形式，加快生产专业化步伐，不断提高劳动生产率和生产效率，才能适应新常态，实现可持续发展。3、管理区自身发展、顺应形势的需要。采油管理某某区管理形式“小而全”，注汽、注聚、采油、注水、材料、维修、老年、房产、矿区绿化等多种业务共管，业务内容交叉，工作流程复杂，管理难度大。为此，只有通过油公司改革，完善运行机制，落实管理责任，优化投资项目，细化成本管理，全面提升油藏经营管理水平，努力实现经营高效益和资源利用最大化。二、油公司管理模式的基本内涵油公司管理模式，就是依托“四化”建设，将传统工艺技术与信息化等技术高度融合，实现油井数据自动传输、远程控制，生产现场实现可视化、智能化管理；围绕注、采核心业务，重新整合生产业务和生产要素，压扁管理层级，组建三室一中心和专业化班组，建立以生产指挥中心为中枢的生产运行系统，全面构建“中心管控、技术支撑、组室协同、班组联动”的油公司运行机制。在此基础上，坚持效益开发、精细生产管理，加强文化建设，不断提高管理区精细化、科学化管理水平。三、油公司管理模式的实施过程（一）推进四化建设，促进生产经营提质提效以“四化”建设为着力点，紧紧围绕“质量和效益”这一主线，转变管理职能，理顺工作流程，细化工作标准，稳步推进专业化管理，进一步提升全员劳动生产率。1、理顺业务流程，推进专业化管理按照 “管理扁平化、生产专业化、运营市场化、考核效益化” 的要求，管理区建立以生产指挥中心为核心的管理组织架构，实现管理区-专业化班组两级管理。三室一中心及专业化班组组建到位后，我们开展了职能职责及与业务流程汇编工作。新增了生产指挥中心生产决策管理、采油管控、注水管控、自动化设备仪表管理等10余项工作业务流程，同时，对原业务流程进行了重新的梳理与调整，形成了涵盖生产指挥、技术管理、党群经营等共70项业务流程的采油管理某某区业务流程汇编，为专业化管理打下坚实基础。2、细化责任分工，指标层层分解落实结合油田以利润为中心的考核管理思路，我们坚持树立 “低投入、创效益”的理念，扎实做好增产挖潜、降本增效工作。一是加强重点成本管理，提高投入效益作业费和电费占全区生产性可操作成本的86.9%，对全年生产经营成本控制极为重要。作业费的优化管理：按照“目标管理到单元，成本控制到单井”的理念，一是抓源头，方案设计优化层层把关；二是抓质量，施工过程“四不放过”；三是抓调整，确保作业井长期高效运行，构筑全过程作业质量管理网络；四是抓预警，建立腐蚀偏磨井、多轮次井、低效井分析预警机制，坚持长效投入和专项治理力度，不断提高作业效益。2014年我们将重点加强作业井方案的效益预评估工作。一是根据全年作业费用预算情况、结合历年各类作业方案的平均结算水平，将油水井维护、措施方案按照费用高低分为低成本、中等成本、高成本三级；二是根据全年产量结构情况和预增油目标，将单井维护、措施增油效果分为低产出、中等产出、高产出三类；三是针对具体作业方案，开展预评估工作，根据作业方案按照费用与预增油的不同组合，进行效益评估。效益预评估图板类别低投入中等投入高投入低产出中等产出高产出类区域：效益好，优先执行，单元主管审核。类区域：效益较好，可以执行，技术室主任审核。类区域：效益较差，慎重执行，分管领导审核。类区域：效益差，主要领导审核。对于高投入、低产出的作业井，除井网完善等特殊需要外，一般不予执行。同时高投入井要着重加强作业开井后的后期管理工作，停井操作必须报分管领导审核，确保作业成功率。采油用电优化管理：以质量效益为中心，提高系统效率，优化工况管理，扎实做好节能降耗工作。抓好四项基础工作：平衡率调整、分类治理。平衡率调整：提高抽油机平衡率是节能降耗的关键。为了使调平衡工作业务节点明确、管理措施到位，针对影响抽油机平衡的5个方面12个节点因素，实施了“六必测、五必调、一对比”。六必测：管柱、产出液、地层、地面因素变化大的必测、作业开井必测、周期性测试必测；五必调：含水、液量、温度变化大必调、作业开井、参数变化必调；一对比：将电能法调平衡前后平衡情况、节能效果进行跟踪对比。2014年，我们优选能耗比较高、日油小于1.5t/d的井进行平衡率调整，共调整37口井，年节电12.4万kw.h。分类治理：根据不同油藏类型，设计宏观控制图模板，根据控制图中呈现的不同区域对油井进行分类治理，以达到节能增效、延长检泵周期的目的。我们针对影响油井工况的因素进行全面分析，实施了“跟、挖、增、抓、勤”五字管理法，促使其向合理区进行转换，以进一步提升油井的生产管理水平。合理区：紧跟踪。对于合理区油井，主要工作是密切跟踪工况，维持设备安全平稳运行，使油井持续高效生产。2014年以来，合理区共实施调整冲次52井次，对应注水井调配128井次。潜力区：深挖掘。该区域是挖潜增油的主要对象。2014年，潜力区共调整41井次，其中小泵改大泵18井次，上提泵挂12井次，上调冲次31井次。供液不足区：增能量。2014年我们进行注采调整52井次，在保持产量不变的前提下，优化生产参数，调小参数，2014年该区域实施加深泵挂12井次；优化间开时间，结合用电“峰、平、谷”趋势进行间开，2014年间开16口井，年节电10.8万kw.h。对于出砂导致不供液井，实施检换滤措施8井次。断脱漏失区：抓治理。及时采取措施将该区域油井及时转向合理区。2014年，实施检泵、查油管等措施33井次。实施防偏磨工艺50井次，下调冲次34井次，减轻了杆管的偏磨程度，有效的延长了检泵周期。待落实区：勤监测。每月开展一次计量调查，我们根据正常井、泵漏井、油管漏、气油比大、回压高、光杆缓下井、带喷井、带掺井、作业井、调参井等不同类型，进行定期标产，并根据标产数据加修正系数，保证了数据的准确性。经过资料的落实，待落实区油井由40口井下降为16口。二是强化过程控制，明确责任落实（1）明确职能组室和岗位的管理责任。管理区拟组建作业管理、采油用电和稠油热采项目组三个成本运行项目组，制定项目组目标和考核指标，季度考核兑现,确保全年生产经营目标的完成。（2）明确基层站管理执行责任。结合管理区对基层站的月度考核指标体系，一方面不断进行补充完善，丰富单耗性管理指标的考核、排名；同时，根据采油厂下达的管理区整体预算，建立基层站年度目标考核体系，开展月度预警控制，以过程控制确保年度目标完成。建立了基层站的月度指标排名考核办法。注采站的主要职能是注采管理、井站三标等日常管理工作，排名考核的主要指标包括：产量完成率、开发注水完成率、QHSE问题率、油水井生产时率、平衡达标率、采油用电单耗、单井材料消耗等指标。维修站的主要职能是做好注采维护维修工作，排名考核的主要指标包括：人均工时、服务满意率、连带油水井生产时率等指标。3、加快机制建设，提高生产运行效率建立、完善以生产指挥中心为中枢的生产运行系统，全面构建“中心管控、技术支撑、组室协同、班组联动”的油公司运行机制。构建中心管控机制：生产指挥中心通过对油水井动态数据的实时监控和预警报警，及时发现问题，油水井管控岗分析判断并制定方案，综合运行岗组织实施，专业化班组执行落实，形成了多岗位协调运行的一体化管理流程，不断提高生产运行效率；构建技术支撑机制：一方面，技术管理室接受生产指挥中心的指令，对生产过程中遇到的技术难题协助分析，对不合理的报警值重新设置，保证方案和措施的有效性和针对性；另一方面，通过对技术指标和生产状况的综合分析，主动找问题、挖潜力、提措施，并把工作计划传达到指挥中心组织实施，不断优化油井生产状况；构建组室协同机制：经营管理室根据生产指挥中心工作实际和管理指标，制定标准化工作流程和规范化考核制度，建立完善油公司体制下的配套业务流程和管理制度；加强生产调研分析，及时改进调整工作制度，为进一步理顺生产指挥中心和专业化班组之间的工作协调提供可靠依据；构建班组联动机制：一方面，专业化班组接受指挥中心的指令，准确有效地执行中心下达的工作任务，并将完成情况进行反馈；另一方面，在巡井巡线过程中发现的问题，及时上报指挥中心，坚决消除“盲点”和低效点，进一步提高生产运行质量和效率。通过对生产流程的优化和生产过程的控制，实现了四个突破： 一是在采油时率上有所突破：逐渐摸索每口井压力、温度的设置阈值，提炼每口井功图报警设置范围，做到一井一策，使异常情况的发现更加及时、准确，采油时率从96.3%提升至97.5%。二是在节能降耗上有所突破：首先，充分利用有功功率曲线，实时监控油井平衡率，大力开展功率法调平衡工作。其次，筛选供液不足、泵效低的油井，优化油井工作制度，摸索间开规律，在不影响产液量的情况下，深挖节能降耗的潜力，2014年，间开和平衡调整共节电23.2万kw.h。三是在精细注水上有所突破：充分利用生产指挥平台，对每口注水井注入情况进行实时监控，针对偏离配注的注水井进行实时调控，做到平稳注水、精细注水，注水井配注符合率有99.5%提高到100%。四是在掺水管理上有所突破：利用掺水井井口回压实时监控、远程掺水调整功能，建立回压和掺水的联动机制，按照回压最低、掺水量最小原则“按需掺水”，2014年稠油井单井平均回压下降0.09Mpa。4、强化素质提升，全面深化QHSE管理以 “我能安全”活动为主线，重点抓好“四个提升”：一是提升落实QHSE责任的意识。随着新版安全生产法、环境保护法的正式实施，QHSE形势更加严峻。积极开展“学法、守规、践行“活动，提高守法责任心和执行力。二是提升安全工作执行力。结合新法的宣贯和“我为安全作诊断”活动，开展“向职工问难、向基层问扰、向机关问策”QHSE大调研活动，掌握基层、职工面对的QHSE困难、困扰，协调机关修订制度，改善流程。同时，开设“安全评价方法培训班”，进一步提升员工的业务素质，提高发现问题、解决问题的能力。三是提升应急管理能力。整改应急演练的薄弱环节，如井控演练、硫化氢泄漏演练、急救演练等项目。开展“处置方案再优化，应急演练再强化”活动，进一步强化应急的管理，为安全生产保驾护航。四是提升环保风险防控能力。结合新环境保护法和环境管理政策法规、标准规范的新变化，进一步完善环境事件应急处置等制度，健全环保制度体系，夯实环保工作基础。深入开展环境风险排查，重点对社区、神仙沟流域、输油管线、井场、计量站等环境敏感点进行排查，加强水体环境风险防控，确保环境安全。同时，随着适应油公司体制的运行，QHSE将配套构筑“三个平台”。一是组织管理平台。“两层六级”：即管理区、班站两个层次，管理区主要领导、分管领导、机关职能部门、站长、副站长、作业负责人六个职级。一级监督一级，一级对一级负责，保证各个层面、各个现场QHSE责任落实到位。二是基础资料平台。优化资料的建立、录入、整合、归集、存档等节点。明确机关职能部门、机关HSE管理部门及基层班站的资料清单，理顺工作流程。三是监督考核平台。强化 “五位一体”考核方法。即日常监督考核、月度挂牌考核、季度量化排名考核、年度目标责任考核、重点工作专项考核。同时坚持机关、基层每日晨会的安全宣讲，安全管理人员的“周三安全论坛”，开展结安全伙伴活动等，确保管理区的HSE管理水平持续提高。（二）坚持效益开发，实现老油田持续稳产2014年，按照“精细水驱，促增热采，保障先导，完善零散”的开发思路，围绕注采调整与综合治理两条主线扎实开展工作，进一步夯实老油田稳产基础。1、提三率、控递减，注采调整环环相扣扎实推进“提三率，控递减”活动，从单井治理延伸至注采井组动态管理，通过构建从基础资料-井组分类管理-注采分析-现场监督的闭环式注采管理模式，实现井组从预警-分析-决策-实施-跟踪的无缝隙闭环式管理，保证井组注采调整效果。从油藏发育、注采平衡动态、连通状况等基础分析入手，按照整体调整与局部调整相结合的思路，协调注采矛盾，把进攻点落实到每一口井、每一个井组、每一个小层，最大限度地挖掘剩余油，2014年共实施水井调配153次，增加注采比合理井组22个。一方面Ng4、Ng5两个单元生产稳定的高含水井区，优选储层发育好、注采对应完善的井组实施脉冲注水试验，使注入水进入低渗透层驱替滞留油，提高水驱波及体积。另一方对含水上升快，动态变化异常井组，强化来水方向分析，对地层能量充足的高压层、高渗透层控制注水、减少无功注水；对低压层、低渗透层，提高注水量，扩大注水波及体积，确保油井生产稳定，2014年共调整152井次，累计增油0.35万吨。2、讲技术、重管理，稠油治理步步推进稠油热采是管理区上产主阵地。Ng5稠油区外围水侵严重区域外部井排提液，内部井排氮气调剖，巩固水侵治理效果。在内部压降大已建立热连通的区域，探索面积注汽方式，优选1个井组开展蒸汽驱，扩大汽驱规模。孤汽9蒸汽驱实施井组间歇轮流注汽，把握注入蒸汽在平面、层间及井组之间的驱替规律，充分发挥叠加热效应、改善汽驱效果。孤北1高泥敏感性加强油藏工艺配套，综合运用深部解堵、CO2+油溶性降粘剂、双空心杆加热、化学调堵等技术降汽压、防汽窜、促增效。加大地质、工艺、地面工程、生产管理一体化驱动力度，扎实做好转周井优选、转周时机优化、配套工艺优化、注汽参数优化，实现注汽转周井全过程优化管理，2014年转周35井次，累计增有3.8万吨。3、抓细节、找规律，夺油空间层层拓展开展砂体潜力评价，深化剩余油认识，在采出程度相对较低、剩余油潜力相对丰富的Ng1+2单元及主力水驱单元剩余油相对富集的结合部、断层边部、注采不完善井区和砂体边部，加大扶停力度，强化低液井治理，创新防砂思路解放油层，完善Ng1+2注采井点3口，扶停潜力井10口，治理低产低效井16口，进一步完善注采井网，恢复老区控制储量，实现区块产量持续稳升。中一区Ng1+2、Ng5单元区域性油水井保钻关井频繁，严重影响了井区的注采平衡。我们及时总结经验，深化规律认识。对钻井分层靶点100米以内的油井上强化流向分析，探索主流线油井关井，非主流线油井调参限液的调整方式，将保钻关井对产量的影响降到最低。水井上实施保钻关井前按10%温和补水，注采比保持在1.1-1.2之间，保钻过程中井组周围水井提水，井组注采比保持不变、保钻开井后，水井10%温和补水，直到补足水量，或根据油井液面的变化情况，进行补水调整的全过程动态跟踪管理，将井区注采调整与补水工作有机结合，协调稳定液面与控制含水的关系，较好地缓解污水压力和注采失调的矛盾。4、严管控、细调整，先导试验缜密运行馆3非均相复合区于2014年7月28日正式投入注聚。一是严格执行方案，精细资料管理，严格执行油水井资料录取规定和动态监测计划。二是精细矿场注入管理，以关键点控制为主线，强化全过程质量管理，确保化学剂质量和均衡驱替。三是强化动态管理，积极做好极端油水井治理，确保完成配产配注，水井上调疏结合，油井上治低控高，做好促效引效，确保扩大区整体效果。（三）加强文化建设，提升职工队伍工作活力新形势、新任务、新常态，给党建思想文化工作提出新挑战。我们坚持改善环境与正面引导双管齐下，扎实推进“转型发展创效益，立足岗位比作为”主题活动，为油公司改革顺利推进提供强劲动力。重点发挥“四个优势”，实现“四个转变”1、发挥党组织优势，实现组织形式由单一模式向联合支部形式转变。强化党支部的堡垒作用：根据油公司改革中专业化班组特点，在保持原注汽、注聚站等5个党支部的基础上，按照“区域相邻、专业相近、业务相联“的原则，在注采站、维修站、监督站、资料化验站之间新组建了5个联合党支部（注采1-5支部），明确了党支部对所辖专业化班组具有决策制定、业务指导、监督考核等方面的权利，积极探索新形势下加强党组织建设的形式和途径。强化党支部书记的核心作用：赋予党支部书记对管辖单位的重要制度、重大事项制定落实及人员调整有决策权；对所辖单位后备人员推荐有一票否决权；管理区优先纳入科级后备人才梯队，鼓励党支部书记更有效地发挥作用。强化党员的地位和作用，让党员参与站上决策、优先推荐为后备人才、优先评先树优等方式，增强、巩固党员的吸引力、凝聚力、感召力。加强“学习型、服务型、创新型”党组织建设，利用中心组学习、党员干部大讲堂、干部跟班劳动、经验交流会等形式，进一步提升党员干部的适应新常态的能力。坚持示范引导和有效带动，通过党员先锋岗、党员责任区、党员示范点等多种形式，真正让党员身份亮得出、树得稳、有威信。加强党风廉政建设，持续深化践行党的群众路线教育实践活动，全面治庸治懒治散，坚决铲除“四风”存在的土壤和环境，打造出一支能力强、素质高、作风硬的党员干部队伍。2、发挥教育宣传优势，实现舆论引导由灌输型向跟进型转变。我们改变形势宣传“传声筒”的弊端，积极寻找拓展舆论宣传的新形式、新载体、新阵地，全力推进“网上讲任务、课堂学理论、现场解难题”形势任务教育宣讲活动，让形势任务教育入脑入心。网上讲任务：利用网络优势加强油田、采油厂重点会议精神、重点工作的宣传，第一时间传达到干部员工；课堂学理论：利用中心组学习、干部员工大课堂、集中座谈等形式加强政治理论和业务知识学习，让每一个干部员工在转型发展中不掉队、有作为；现场解难题：及时收集干部员工关注的热点难点问题，采取干部跟班劳动、谈心谈话、工作调研等形式及时交流认识，解疑释惑，形成统一声音，赢得员工支持。探索完善优秀通讯员、优秀基层站评比制度，加强基层通讯员培训和管理，推出“宣传报道擂台赛”，大力宣传管理区夺油上产、安全环保、创新创效、好人好事等方面典型事迹，全面展示管理区良好形象。同时建立辐射型工会工作网络：即以三级工会为中心，建立班组联络员制度，三级工会做好代言人，联络员做好协调人，多渠道听取员工意见，切实保障员工权益。 3、发挥人力资源优势，实现管理思维由传统需求向信息化需求转变。目前管理区男职工217人,占全部用工人数的44%,女职工277人,占全部用工人数的56%.全区职工平均年龄42岁,三年内达到退休年龄的职工50余人,全区职工年龄结构老化现象非常突出。我们重点在存量上挖潜力：建立干部绩效综合评价体系，把所辖单位指标完成情况、工作量和工作质量、创新创效能力、合理化建议等指标统一纳入考评，根据绩效贡献划档考核、分档兑现，拉大人才考核差距，实施干部管理末位淘汰制度，进一步完善干部评价机制，让每一名干部带好头、作表率。发挥技师协会的职能作用，及时收集生产管理、安环环保中遇到的难题，提交技师协会进行诊断，积极发挥及时的能动作用。定期组织及时深入生产现场查找问题，为一线班组送技术、送服务，让技师潜能得到进一步发挥。建立内部人才流动机制，打破单位、身份限制，面向全区公开选人、择优用人，进一步激发人才比学赶超的积极性，促进各类人才脱颖而出。建立多类型的后备人才储备库，对管理区用工总量逐年递减的实际，结合未来人才需求，我们加大信息化人才的使用和管理。一方面，加强干部员工信息化知识的培训，以不断适应油公司发展。另一方面，我们深挖内部潜力，积极从劳务派遣工中大胆选拔使用人才，不断强化后备人才的分型筛选，加强动态跟踪和培养，为管理区长远发展增添后劲。 4、发挥综合治理优势，实现油区防护由被动防范向主动出击转变。加强员工法制教育，利用法律知识小课堂、网络媒体、专家授课等形式，宣传法律知识，增强学法意识，提高法律素质，自觉形成学法、知法、用法、守法的良好习惯。细化“三防”措施，依靠采油厂“天目工程”建设为保障，狠抓油区环境的改善。以油区监控为着力点，紧跟油区法案的特点和规律，强化重点井站、区域的重点监控，全力构建集地面巡逻、网上监控、重点布控、联合打