采油生产价值链的优化与管理

1、主要参加人:隹华山张永子杨N涛张宝定采油生产价值链的优化与管理主要负责人：刘明岱李庆云马善强黄加邦于良顺尚太国张起彬 胡洪浩完 成 单 位：胜利油田有限公司桩西采油厂获 奖 情 况 ：第九届国家级管理创新成果二等奖（ 2002 年）桩西采油厂隶属于中国石化集团胜利油田有限公司，是胜利油田有限公司十大采油生产单位之一， 主要任务是油藏开发生产， 是成本控制中心，主要生产指标是原油产量、生产成本和开发管 理指标。桩西采油厂油区位于山东省东营市河口区，地处胜利油田东 北部和黄河三角洲的顶端，东邻黄河入海口。油区陆地面积 550 平方千米，滩海面积 150 平方千米，海岸线长 64.5 千米。所管 油

2、田为 76 年投入开发以来的老油田， 全厂已有 4 个油田， 50 个 开发单元，探明原油地质储量 16084 万吨，油水井 838 口，其中 油井 595 口，注水井 243 口，平均日产油 2384 吨，年产油 87 万吨，已累计生产原油 1610.88 万吨，生产天然气 9.26 亿立方 米，油田综合含水 92.4 。全厂共有职工 3636 人，资产总值 25 亿元，现有 1 座联合站、 1 座轻烃站、 6 座接转站、 12 座注水站。自 1998 年以来，桩西采油厂坚持“发展为本、效益至上”的原 则，积极进行管理创新，不断克服发展中的困难，整合与优化企 业价值链，探索出了以提高企业资源

3、利用率、降本增效为核心的 一套全新企业价值提升机制，提高了企业的核心竞争力。经过 4 年实施，促进了经济增长方式的转变，优化了资源，实现了集约 化生产，做到了 4 年投资不增、成本不升、产量稳定，进入了高 效开发油田的行列，企业获得了显著效益。该项成果 获得中国石油天然气总公司 2002 年度优秀创新管理成果一等奖。一、采油生产价值链的优化与管理的产生背景桩西油田开发于 1976 年，上世纪 80 年代初期，亚洲第一口3 千多吨的高产油井就诞生在这里，当时原油产量处于直线式上 升阶段，曾创出了吨油成本最低、效益最高的辉煌历史，为祖国 石油事业做出了巨大贡献。 “八五”后期，资源优势逐渐减弱，由

4、 于受采油生产资源开采规律和原有观念及管理粗放的限制与影 响，出现了许多不适应市场竞争日益加剧要求的新问题。突出表 现在：一是经历 20 年开发，随着开采程度的不断加深，石油资源 的丰度变差， 油井的物质基础变差， 导致稳产难度加大。 由“八五” 期间年产 120 万吨下降到 1997 年年产 87 万吨。 目前， 原油产量 虽呈稳产趋势，但完成产量越来越困难。为从根本上摆脱困境， 实施“二次创业”，增加地质储量，虽然投入了大量资金，但由于受 地下客观条件限制和无新思维新理论的突破，没有发现大型整装 油田，发现的大多是低品位难动用储量，因而效果不理想，制约 了桩西的 发展。二是由于历 史遗 留

5、问 题， 如有 产量就 有 效益的 观念，导致 了 拼措施工作量、破坏性开采，采油速度、储采比突破了警界线， 开发进入恶性循环；重依靠增加生产要素投入量实现经济增长， 轻依靠提高生产要素生产率来实现经济增长，未能够将效益观念 贯穿到生产经营的全过程中去。观念落后，难找出路；管理落后， 效益不高。 1997 年前，虽然在科技、经营方面，引进开发了多项 新工艺新技术，实施了划小核算单位、承包责任制、项目管理和 经济责任制等一系列管理措施，但始终未形成整体优势，成本仍 居高不下，成本效益不高。尤其进入 1998 年，受亚洲金融危机 的影响，资金严重不足，采油厂生产经营更是雪上加霜。三是基础管 理薄

6、弱。 由于 受长 期计划 经 济的影 响，一方面 忽 视了培育全员价值观和理念，使得员工思想观念陈旧落后，责任 心不强，技术素质及创新能力不高；另一方面由于未形成独特技 术、管理优势 ，成本、质量和信息管理粗放，已突出表现出不适 应低成本战略、资源环境、先进工艺技术和知识经济的需要。但 是，桩西油田属世界上最复杂最难开发的油田，高难度具有大潜 力，还有成本高的原因分析：主要是因管理僵化、效能低下造成 的，能够通过技术手段和管理手段控制解决。这就是我们的优势所在面对严峻的形势、 日益加剧的竞争和变化的挑战,桩西采油厂领导班子审时度势， 经自身竞争优势和劣势分析， 清醒地认识到： 桩西采油厂要实现

7、生存和发展， 由被动变为主动 ,走出困境求发展 必须加快观念、组织、技术和管理等方面的创新，挖掘内外部潜 力，迅速改变资源不足、成本过高、基础管理薄弱的局面，实现 企业价值最大化。于是， 1998 年，围绕“投资不增，成本不升， 产量不降”的战略目标，制定了以价值创新为导向，找出价值链各 环节上的增值点、浪费点和贬值点，优化业务流程，分别采取针 对性措施，集中优势资金，优化增值点创建高价值，改造或删除 非增值点和杜 绝浪费点，增强企业整体实力的管理思 路。“创新是 一个民族的灵 魂， 是 一个国 家兴 旺发达 ，社 会进步的 不竭动 力 。 通过 4 年的实践、总结、完善和提高，创出了管理的高

8、效率高价 值，形成了具有桩西特色的采油生产价值链的优化与管理创新方 法，实现了可持续发展， 为油田的持续稳定发展做出了巨大贡献。二、采油生产价值链的优化管理的基本内涵采油生产价值链是采油厂用来进行石油地质研究、 勘探储量、 准备设计、生产施工、分析与改进、原油处理与外输以及对原油 起关联作用的各种活动的集合。其含义是采油生产环节内部价值 关系、生产环节之间的关系和采油厂与外部经济往来联系所构成 的一个系统。采油生产价值链的优化与管理就是将采油生产的全过程看成 一个相对完整的系统， 以价值为核心， 以企业价值最大化为目标， 以采 油生 产流 程的各个 环节为价值点 ,利用价值链理论 和先进的 技

9、术方法，对流程的关键价值点进行超前分析、整体思考、动态 控制，根据变化的客观实际及时作出反映并制定对策，优化提升 增值点，改造非增值点、低增值点和负值点，高起点高价值提升 技术管理水平，不断地增加价值、创新价值，在价值链系统，通 过协作、系统管理、资源整合和优化配置，共同创造价值，保持 采油 生产 价值 链各节点 价值最优 ,从 而提高企业核心竞 争能力和 实现可持续发展。三、采油生产价值链的构成与分析（一）采油生产价值链的构成与节点 分 析1 1、采油生产价值链的构成根据采油厂生产实际和采油的生产特点， 采油主要生产流程， 包括地质勘探，试采生产，分析与管理，油水井工艺措施，原油 处理、计量

10、外输等；与之有关的活动有人力资源管理、科技管理、 成本管理、质量与信息管理等。采油生产系统就象一根链条，链 条在公转，环节在自转，各环节之间相互独立，而其间又环环相 扣、相互联系、相互促进，通过原油需求拉动勘探，生产拉动管 理，管理覆盖过程，实现各环节内部优化和系统整体优化，达到 提高企业价值的目的。根据价值链专家波特的模式， 结合以上分析 ,我们将采油生产 价值链节点归纳为主要节点和支持节点。 主要节点包括地质勘探、 原油开采、油水井作业、原油外输等四个节点; 支持节点主要包括人力资源开发、成本、基础 管理等三个节点。 根据采油厂发展战 略目标和提高市场竞争力的需要，以价值为纽带进行价值链的

11、优 化和调整，形成各价值节点相互协作，充满活力的整体优势。 （见 图 1 ）图 1 采油生产价值链节点构成 图2 2、采油生产价值链 节点 分析- 主要节点分析（1）地质勘探节点分析：该节点的主要任务是通过勘探石 油储量、地质研究分析，不断地提高采收率。它 是采油生产的源 头和采油厂可持续发展的物质基础，是增产的基础，处于“重中之 重”的地位。由于该节点是最复杂的节点，需投入大量资金，勘探 成本占全厂总成本的 16% ，因而， 是价值的重要控制点。目前，由于桩西地质 条件特别复杂、技术手段落后，造成资源序列结构 不合理，开发生产中储量损失大，钻探成功率仅 61% ，单位勘探 成本高 ，采 收率

12、 （ 21% ）低， 产量 递减大 ，含水 上升 快，低 于公 司平均水平。经分析，最大增值点之一，利用先进技术和先进的 管理方法，找到更多的石油储量，优选更多的优质石油储量；最 大增值点之二，优化钻探井位，强化钻井监督，降低钻探成本； 最大增值点之三， 强化油藏动态分析， 找到并挖掘更多的剩余油。（ 2 ）原油开采节点分析：该节点是采油生产的主要环节， 其主要任务通过注 水井给油层注水， 通过油井将井内原油抽出来， 同时保证地面流程设备正常生产。由于该点工艺技术复杂，连续 生产，直接出产品且附加值高，所以 在采油生产全过程中，能源 消耗最大。这里指的 能源消耗是原油、天然气、电能、汽油、柴

13、油等 ，总价值占全部成本 的 45，其中，采油厂年耗 电 10078 万 kw.h ，年耗电费用 6100 万元，占全厂总操作成本的 31% ，是 影响效益高低的重要因素之一，也是成本控制重点对象。该节点 增值因素为减少油气损失和降低成本。在 “跑、冒、滴、漏”方面， 如每年因为原油泄露造成的产量损失就 1.1 万吨以上。在 设备系 统无效运行消耗方面， 1998 年初，桩西厂 217 口抽油机井平均 系统效率为 27.0% ，与先进指标对比 32.0% 相差 5% ；39 口电泵 井系统效率只有 18.0% ，与先进指标对比 25.0% 相差 7% ；在低 效或无效注水的损失方面， 250

14、口注水井平均系统效率 45% ，与 先进指标对比 55.0% 相差 10% 。在天然气浪费损失方面，油井每 年放套管气损失 140 万立方米，炉子过剩升温及漏失等原因造成 的天然气损失高达 590 万立方米。经分析，增值目标是提高抽油 系统效率和注水系统效率； 消除负值点目标： 一是生产管理漏洞， 设备故障损失；二是“跑、冒、滴、漏”和采油时 率低；三 是设备 系统无效运行损失；四是低效或无效注水的损失；五是各种天然 气浪费损失。（3）油水井作业节点分析：油水井作业是指油水井发生故 障进行维修或因产量低对油水井实施增产增注措施，也是该节点 的主要任务。 该节点是地面与地下的 结合点，作业质量的

15、好坏决 定着原油稳产和成本效益的高低。 采油厂每年的作业费用 5000 万元左右，占全厂总操作成本的 18% 。采油厂油水井作业划分为 六个过程，即方案编制、施工设计、生产准备、施工作业、验收 评价和质量回访过程。 在这六个过程中，每个环节都涉及几个相 对独立核算的单位。作业运行宏观上靠市场机制运行，在内部作 业市场中，作业队是市场主体，其主要经济目标是劳务收入。目 前，由于内部作业市场存在许多缺陷，再加上工艺技术、质量标10 准的限制，在多个单位共同配合、专业化协作时，有时出现责任 不清，产生结算经济 纠纷和利益矛盾。经分析， 增值目标之一， 改善管理，采用新的经济组织方 式和工作方法，消除

16、管理 资源浪 费；增值目标之二，优化方案设计，改进提高作业质量，减少无 效作业增值，消除技术 资源浪费。（4）原油外输节点分析：其主要任务是单井生产的原油、 天然气的汇集、处理和产品的外输。产品主要指原油及伴生的干 气、液化气、轻烃、轻质油。其生产流程包括单井采出的油水混 合液和气从井口汇集到计量间、接转站（是指单井产出的原油， 从井口汇集到计量间， 再到一种气、 液分离， 并给原油升压的站） 在接转站进行气、液分离。其中油水混合液到联合站（包含有原 油储存沉降、脱水、原油稳定、污水处理、天然气处理等系统的 综合站）进行脱水处理，合格原油计量外输到油库，其它产品用 罐车计量外送。脱后含油污水经

17、污水处理送到注水站（就是注水 泵把污水 处理来水升压到适合注水的压力，供油田注水的站）回 注，其余部分外排，或给油井掺水热洗（见图2）。目前，由于多年不停的生产，设备老化低效高耗，工艺及计 量技术落后，流程腐蚀陈旧极易破漏，另外，油田进入开发后期， 液量、含水急剧上升，处理难度急剧上升，流程密闭性差，原油 计量准确度下降，增加了油气损失。为适应生产需要，需每年在 流程改造、设备更新和技术改造方面要投入大量资金，处理成本 也不断上升。同时，由于原油脱水及污水处理质量差，外排含油 量高的采油污水，落地油增加，造成了严重的环境污染和大量的 油气损失。经分析，增值点目标之一，优选技术改造方案，降低 成

18、本；增值点目标之二，增产降耗，提高原油计量准确率；消除12 负值点目标之三，采油污水排放、含油污泥、落地原油和轻烃挥 发。- 支持节点分析（ 1）人力资源节点分析：由于采油生产具有劳动力密集、 技术 密集 和资 金密 集的 特点 ，按照“人力资源是人类社会第一资 源”、“最大的浪费是组织造成的”的观点，员工素质和劳动组织在生 产过程中起着越来越大的作用。在劳动力方面， 由于采油队劳动组织不合理， 人力资源不足， 人员协调不到位， 造成的损失， 据统计每年生产损失价值高达 550 万元（不包括无效作业） 。另外，减员增效压缩成本又是一项硬指 标，使劳动力 资源供需矛盾更加严重，已不适应生产的的需

19、要。 劳动组织改变是一项解决劳动力不足的重要措施。在科技人才方面，由于科技管 理机制不健全，科研单位（地 质研究所、工艺研究所）人才潜能未充分挖掘出来，造成了人才 浪费。企业的竞争是人才的竞争。为此，加强人力资源开发，培 养高成就人才，创造成才的摇篮，夯实发展基础，是艰巨而非常13迫切的任务（ 2 ） 成本 管理 节点 分析 ：成 本 管 理是采 油 生产价值 链中的 一个重大战略环节。 97 年前，成本管理主要是财务会计为手段， 成本控制表现为事后控制，不能体现生产节点的价值。以往采油 厂成本核算是分级分单位进行会计核算与分析，涉及不到采油区 块、井组和单井，区块和油水井投入产出价值不清，产

20、量与成本 统一不起来，生产经营决策依据不充分，造成了投入的盲目性。98 年以来，由于亚洲金融危机，采油生产受到多元压力，产量、 成本的压力更为巨大，为走出困 境，积极开展成本创新，应用管 理会计理论，解决成本危机是一项战略举措。面对资金短缺和稳 产需求投入加大的矛盾，进行科学的成本价值管理，搞好成本动 因分析与决策，提高经济产量，是增值的一条重要途径。（ 3）质量管理节点分析 ：质量就是效益 ，它贯穿于 采油生 产的全过程， 起着润滑价值的作用。目前， 存在“重数量， 轻质量”、 “重产量，轻效益”的现象，在这种思想的影响下，质量职 责难以 很好的落实，导致在实际工作中，职工的质量意识薄弱，出

21、现的 问题质量得不到及时控制，每年质量损失约 950 万元；没有形成 规范有序的质量决策、监督控制机制；质量管理停留在质量检验14 阶段，质量工作整体上缺乏规范性、激励性、效益性。经分析， 系统管理，过程监督，科学投入，标准设计 ，是降低质量成本的 重要措施。（ 4 ） 信息 管理 节点 分析 ：信 息 是 管理的 翅 膀，产品 是物化 了的数据。目前，网络、数据库、硬件不完善，人才缺乏，软件 自主开发能力差，适应信息化工作流程组织未建立起来，与先进 单位相比，主要表现生产信息不畅通，成本控制手段落后，管理 粗放等问题，影响了管理科学化。信息化伴随着管理科学化，用 信息化技术优化改造优化采油生

22、产价值链是一个重要举措。二） 采油生产价值链的优化与管理模式采油生产价值链的优化与管理关键是集成。 在物流是信息流 与价值流的载体， 信息流是物流与价值流的描述， 价值流是物流、 信息流的目标表现的集成思路指导下，建立采油生产价值链的优 化与管理模式 （见表 1）表115优化系统主要节点子 节 点物流信息 流价值流油藏钻探可采储量资源研究储量成本油水 气分 布产能精细描述增加储量注采调整可采储量经济模型采收率地质勘探（V1）递减控制剩余 油动态分析自然递减生产管理设备流程监控设备完好率生产预警油水 气预案采油时率机械采油抽油系统优化软件降电单耗原油开采（V2）高压注水注水系统参数降电单耗制定方

23、案增产增注方案措施有效率施工作业原料工具预算单井作业 成本作业监督工序无效作业劳务油水井作业（ V3）结算产量合同效果技术改造设备流程决策收益率采 油 生 产 全 过 程原油外输（V4）运行管理药剂试验药剂费管理人力资源成本管理质量管理信息管理1、 建立 科技 人才 量化 激励 约机 制；2 、 推 行专 业化 管理；3 、 推 行内 部横 向合 同； 全员 业绩 考核 体系1、制 定经 济产 量预 案；2、实 行区 块价 值核 算；3、实 施作 业费 用风 险结 算重点 成本 控制设立 质量 监督 点1、建 设网 络数 据传 输系 统；2、健 全数 据库；3、实 现各 单元 信息 化；4 、

24、 计 算机 监控 系统16计量外输原油污水计量化验外交油、 气总价值V1+ V2+ V3+ V4+ 1吨油成本最低建立保障体系四、采油生产价值链的优化与管理的主要做法（一）主要节点的优化与实施1 、 采油生产价值链地质勘探节点的优化与实施获取优质储量，实现“储量、产量、效益”三统一，对桩西发 展起着决定性作用。对此，更新观念，树立油藏经营的理念，利 用新技术新方法新理论，优化资源序列结构，实施老区精细油藏 描述，强化动态分析，为增加经济可采储量，提高采收率提供思 想、技术、物质的保证。具体做法如下：（ 1 ）以地质研究为基础，以地质目标和井位设计为目的，应 用先进的计算机技术和饱和勘探方法，增

25、加新区地质储量，降低 储量发现成本，为原油生产提供物质基础17为加快勘探步伐， 给产能建设提供快速优质的物质基础， 1999 年配置了硬件 Mips 、 Sun20 、 Altra60 等工作站，引进并应用了 Sierra 、 Geoquest 、 Landmark 、 Strata 、 Jason 等软件。同时，应用 “六大”勘探系列技术： 地震地质建模技术、 地质目标批处理技术、 构造描述技术、储层描述技术、储层表征技术和频率信息油气预 测技术。 “九五”期间应用效果显著，共发现 18 个含油区块，新增 探明储量 5095 万吨，新建产能 28.5 万吨，为桩西增储上产做出 了重要贡献。在

26、推广完善“九五”勘探新技术和新理论的同时， 2001 年引 进了 Jason5.1 约束反演技术、成像测井技术（ FMI ）、核磁共 振技术（ NMR ）、断层封堵性等技术，滚动勘探取得了新进展。 2001 年，滚动勘探共发现 6 个区块，完成探明储量 763 万吨， 完成任务的 170% 。（ 2）实施老区精细 油藏描述，开展“二 次找油”，寻找剩余 油 富集区，增加老区可采储量老区巨大潜力是生存发展的基础。精细油藏描述是实现老 区稳产的基础性措施。原来开发老区的地震解释应用的是二维解18释技术，构造储层解释精度低。对此，几年来，我们先后对桩52 、桩 1 、桩 106 等 20 个开发单元

27、进行了描述研究，运用沉积学 和层序地层学理论，应用钻井取芯、测井、地震及试采资料等信息， 结合储层特性，由平面到三维，重建地层对比模式。同时开展“二 次找油”的地质普查与地质再认识工作。新增可采储量 120 万吨。（ 3）建立各种评价体系和模型, 强化钻井投资和成本投入结构 , 优化投资决策桩西地区地质情况和 地面情况 都比较复杂, 为了能 够尽可能 大地开发油藏 , 减小风险, 降低成本, 我们采用 不同的布署方 式, 科学合 理地 安排 成本 投入 , 确保 费用 投入 效果。 为克 服由 于成 本 严重短 缺给生产带来的困难 和压 力, 做到把有限 的成本真 正用在 保证和 促进新井钻探

28、和投产 上, 实现投资与节约 、长期利益和近 期安排、生产和效益的和谐统一。我们遵守项目程序，以科学决 策为中心，建立各种评价体系和模型，强化资金和成本投入的优 化配置，随时调整工作方向，使有限的资金流向最好最有用的地 方。 钻井 投资管理模式: 以开发效益 为标准， 运用技术 分析评19 价系统，建立了储量分级管理体系，按效益优先原则对各项储能 建设项目进行排队开 发， 达到优化投资的目的。 优化井位设计，提高新井钻遇油层成功率。 充分发挥配置资源的作用，按经营化市场原则，以严格的 甲乙方合同化管理为纽带，建立优化施工运行机制。（ 4）转变观念，实施油藏精细管理，控制自然递减，提高采收率观念

29、决定思路，思路就是财富，提高采收率是采油企业永恒 的主题。为此，我们加快转变观念，结合原来油藏管理中存在的 问题及潜力，做了以下两个方面的工作： 做好油藏动态管理的“四个转变 ，”深化地质认 识。这“四个 转变”是：一是油水井动态分析由区块整体向井组砂体转变。二是 注水方式由单一向多种转变。三是潜力分析由平面向纵向转变； 四是完善注采关系由主力开发层 系向小层油砂体转变。20 做好油 藏“四层次”精细管理 ，即精细油藏、单元 、井区、 井层管理。在精细油藏管理上，采取温和注水 、不稳定注水等注 水方式，适应不同类型的油藏开发；在精细单元管理上，根据单 元内不同区域的地下动态和潜力状况，划分为多

30、个井区，分别采 取不同的管理措施；在精细井区管理上，对注水和采油井进行分 类，优化生产参数和管柱结构，提高单井泵效；在精细井层管理 上，对注水和采油井分为低压高含水层、高压低含水层等 5 类井 层，分别采取措施提高单井产能。通过实施“四个转变”、“四层次”管理，2001 年，自然递减比目 标值降低了 2.06 ，与公司平均水平相比降低 3%，注采对应率 由 83%提高到 85%，采收率由 21%提高 到 22.2 ，采收率提高了 1.2。2、采油生产价值链原油开采节点的优化与实施“创新就是执行新的组合。 ”提高生产运行质量，降低开采成本 是实现采油高效生产的重要保证。为此，我们高度重视开采价值

31、 创新，通过推行设备监控 、实施生产预警、抽油机井参数优化、 注水系统提效和天然气控制等措施，对开采增值、创新价值起到21了明显的作用。采取了以下做法：（ 1）强化设备监控，挖掘工艺设备潜能，提高设备完好率， 保证抽油机井正常生产一是每年 开展一次设备“三化三零”百日竞赛活动。 三化即安 全化、本质化、合理化；三零即零缺陷、零故障、零隐患。为提 高 设备 管 理水平 ， 深 入搞好 活动动员 ， 按照“三化三 零”的要求， 加强了对职工的技能培训，强化职工对设备操作规程和标准的掌 握，严格考核兑现，努力提高职工的安全操作水平。在全厂范围 内组织开展了设备大调查，坚持高标准严要求，主要设备台台过

32、 滤，并将查出的问题分类汇总，采取具体措施进行整改，确保设 备平稳运行。二是加强设备管理，注重日常检修维护工作，以设备无缺陷、 无泄漏、无油污、见本色、机器光、马达亮作为设备维护的标准， 并实行 “设备包机到 人，责 任落实到 人，经济考 核到人”的设备管 理制度。 抓好关键设备技术改造， 本着“少花钱， 多办事， 少投入， 多产出”的原则，精打细算，有针对性地进行技术创新活动，把工 艺、设备、操作结合起来作系统分析研究，对薄弱环节组织攻关。22三是落实抽油机设备管理制度。落实抽油机例保制度，按照 “十字作业法”，定期对抽油机设备进行检查保养；落实设备监控制 度，以抽油机“五率”为中心，及时发

33、现、处理设备问题，提高设 备运行质量；落实巡回检查，及时发现处理问题，确保抽油机运 行状况良好，提高采油时率；地面设备实行 A 、B、C 分类管理， 分类制定措施，延长了设备使用寿命；抽油机是采油生产的重要 设备，建立设备寿命周期曲线，强化设备经济寿命评价预测。四是能解决的漏洞，立足岗位，立即解决；不能解决的逐级 上报、分类整理，落实到有关部门解决。通过以上措施实施，设备完好率达 100%, 比目标值高 4.0%。（ 2）建立生产预警系统，快速反应，努力减少非增值点，降 低损失为减少“跑、冒、滴、漏”、提高采油时率、控制躺井和应对突 发事件，按照“及时、优化 、先进、 高效、责任”的工作原则

34、，建 立调度、躺井等预警机制和采油队应急预案，这几个系统是相互23联系、相互作用，共同制约采油时率 实施生产调度预警，缩短 “跑、冒、滴、漏”非生产时间， 提高采油时率生产调度预警主要是以工艺流程为单元，建立信息模块；以 模块端点主参数为预警点， 建立信息数据库； 以生产调度为中枢， 建立信息处理中心，提高快速分析和故障排除能力。在生产运行系统方面中，以生产调度为中心，建立接转站、 计量站、油井、注水站、注水井等 5 个监控点。每个监控点细化 设立为预警点，实施 24 小时监控，随时对预警点信息、数据、资 料的采集与分析，一旦发现信息数据出现波动和变化，立即进行 分析反馈组织巡站巡井巡线，发现

35、问题及时采取相应的措施， 最 大限度地减少油气损失，提高采油时率。采油时率由 1998 年的 89% 提高到 2001 年的 96% 。 实施抽油机井预警， 延长免修期躺井是指由于油水井地下、地面故障造成油水井停产停注在2424 小时以上。 为了延长油井免修期， 建立油井躺井预警信息系统， 其主要内容包括躺井分类、时间分段、预警方法和控制手段。躺 井预警资料为“四线一库一案一图版” ，即建立含水变化曲线、泵效 曲线、含砂变化曲线、电流曲线，功图与 液面数据库，单井抽油 杆档案，单井经济效益评价图版，并按照预警期分别采取不同的 实施对策。 油井免修期由 1998 年的 324 天延长到 2001

36、 年的 472 天。制定生产应急预案， 应对重大突发事件生产应急预案的实施目的是一旦发生现重大突发事件 ，职工 就能按照生产应急预案中的措施处理，把损失降到最低。预案主 要内容包括：油井、站紧急停电处理；外输管线破裂造成停井； 水井、配水间管线破裂造； 重点关键岗位压力监控等四部分。 2001 年，及早处理生产突发问题 20 多起，减少产量损失 5000 多吨。 实现了人员及时到位，防范措施全面，缩短了信息反馈、故障判 断及处理时间，防止了事故扩大。3）优化抽油井生产参数，实现合理生产25目前，我们采用的抽油井采油方式有两类：抽油机有杆泵井 采油和电泵井采油。该节点主要是通过机械补充能量将井筒

37、中原 油提升到地面。机械采油耗电占总耗电的70% ，控制住该项耗电就牵住了电费的牛鼻子。抽油井系统效率是一项综合性的技术指标，它反映了机械采油技术水平的高低 。此过程主要生产设备在 地下，运行控制困难。为此，我们狠抓设计这个源头，搞好参数 优化这个关键。采取了以下措施：优化有杆泵井关键点参数设计，提高抽油系统效率，降低 电单耗我们把优化重点放在关键工具抽油泵上， 开发了“提高机采系 统效率优化设计程序软件” ，在确定抽油泵的泵径、 泵深以及冲程、 冲次等生产参数时采用了以能量消耗最低为原则的机采参数设计 方法，对生产参数进行分析和优化设计，通过优选出高效低耗的 生产参数来确定下泵方案。 199

38、8 年以来， 实施有杆泵井优化设计 120 口井中，平均单井日节电 110.7KW.h ，节约电费 5 万元，平 均机采系统效率提高 16.9% 。 优化电泵井 关键点参数设计 ，提高 抽油系统 效率，降低电26单耗为提高电泵采油系统效率，分析对比电泵井各个部分能耗构 成及电泵采油系统效率变化， 找出影响电泵井耗电量的主要因素， 在对比同类地层下的大量数据的基础上描绘出曲线，研制开发了 “潜油电泵井优化设计软件” 。以电泵吸入压力为控制参数，根据确 定的目标产液量和下泵深度，核算举升目标产液量所需要的工作 扬程和有效功率，从而确定合理的电机功率，使电泵采油井各种 参数达到最佳组合。 1998

39、年以来， 优化参数不合理电泵井 25 口， 平均单井日节电 1011 kw.h ，吨液耗电下降了 2.88 kw.h ，系统效 率提高了 10.2 ，平均单井年节约电费 16.3 万元。 优化油井合理间开周期，缩短无功采油时间，降低生产费 用目前，全厂间开井 62 口，不仅产量低，而且单井成本最高。 为此，对这些井采取以下措施：一是由于低效油井地层能量不足，连续生产时产量低于经济 极限产量，所以既耗能又加快设备磨损。因此，实施间开是恢复 能量的一项管理措施。合理间开周期确定的原则： 将地层在关井27期间恢复的液量以较高的泵效采出来，大幅度缩短开井时间，降 低生产成本，同时将产量损失控制到最低限

40、度。合理间开方式的 确定主要依据：根据液面恢复曲线确定关井时间；根据开井时液 面降落曲线以及示功图变化情况确定合理的沉没度和开井时间； 建立油井产出液量、地层恢复液量和液面变化的微分方程，计算 合理的开井时间。在实施过程中，根据实际生产情况对合理的间 开周期不断进行调整。如在桩74 、115 、120 等区块 62 口低效井实施间开，通过制定科学合理的间开周期，实际产量与正常抽汲 时基本持平，取得了节电降耗、减轻设备磨损的显 著效果。二是对供液充足的高含水低产井，长周期间开；对供液充足 的高含水低产井，关井。（4）降低注水压力、水量损失，提高注水系统效率，实现 节能降耗几年来，在注水系统增效工

41、作中，坚持强化注水效率分析和 抓能耗关键点，采用先进技术管理措施方法，力求在系统效率上 有大的提升 。 采取了以下措施：28一是减少泵阀漏失，提高注水泵效率。主要办法：通过容积 效率变化曲线判断注水泵阀的工作状况，当注水泵的容积效率下 降到 85% 以下时，采取检修凡尔措施；通过监测注水泵振动，根 据振幅变化情况，判断凡尔工作状况，及时采取措施。二是减少管线压力损失，提高管网效率。主要方法有：根据 测试分析注水管网压 力损失情况，确定合理的注水干压，降低管 网损失；针对由于管线结垢、设计能力偏小或存在瓶颈管段而造 成压力损失过大的注水管线，采取酸洗除垢或换管等措施，降低 压力损失；减少掺水量、

42、管线漏失量及由于水表不准确而减少的 水量。三是优化注水井洗井周期，减少无功洗井用水量。通过现场 洗井描述及对比分析，确定合理的洗井排量、洗井时间，延长注 水井的洗井周期，减少无功洗井用水量。四是减少回流损失，提高有效供水量。通过加强变频装置的 日常维护保养，减少故障，提高运行时率，减少打回流造成的能 量浪费。29井实施增产增注措施1998 年以来，实施注水系统增效措施 64 口水井、注水泵 17 台，平均注水系统效率由 1998 年的 45% 提高到 2001 年的 58% 。（ 5 ）控制天然气流失，降损增值、创新价值一是高套压油井油套连通。全厂共有套压油井 134 口，油套 环形空间内的天

43、然气每天都有因测试、维修、漏气、作业原因将 其放掉浪费，因此，采取油套连通措施，使天然气进入油管线回 收。二是高含水油井实行冷输。 全厂正用着的加热炉共有 160 台， 将其中高含水油井 73 口及时停炉节气降损。三是简化供气流程，及时调整气量，对漏点实施补漏，更换 低效炉。3、采油生产价值链油水井作业节点的优化与实施油水井作业是指油水井 发生故障进行维修或因产量低对油水 在模拟市场化经营中，采油厂将作业大队30 定为利润中心，因此，作业大队获取最大劳务收入是它的首要目标。为了既要提高作业质量又要控制成本，实现人力、物力、财 力的有效调节和合理配置，对以下问题进行剖析。一是剖析作业费用构成。作

44、业费用分为措施作业费用和维护 作业费用。措施作业费用采用工艺所项目组控制；维护作业费由 生产管理区控制。由于作业费用由设计决定的约占 70% ，因此， 作业设计是成本控制的主要环节。二是剖析作业相关单位。 1 口井作业施工，从编写方案到作 业完井的全过程中，涉及作业队、采油队、地质所、工艺所、准 备大队、特车大队等单位，他们之间既相对独立又相互依存，共 处于一个利益共同体中。因此，在结算中，常常因工期、质量、 价格、方案等因素，产生经济纠纷，是这一项急待解决的难题。三是剖析作业生产链。采油厂对作业质量和效益的提高是通过一个 紧密联系 的“链条”来实现的，作 业队、 采油队、 地质所、 工艺所、

45、 准备大队、 特车大队等 单位都是这根链条上的关键环节， 任何一个环节出现问题，都将对作业质量和作业经济效益产生不 同程度的影响。以 1998 年为例，采油厂因设计、作业质量问题31单井进行三次以上作业的井数多达 85 口，作业 272 井次，按每 作业井次成本 4.0 万元计算，浪费作业投入 748 万元。四是剖析内部作业市场。油水井作业是一条以价格为纽带、 以提供劳务为手段、以结算劳务为收入的采油生产输入供应链。 因此，各单位之间是内部价值关系，制定作业与采油的结算标准 是一 项重要工作。通过以上剖析，得出方案设计不当、无效作业、结算经济纠 纷是造成 油水井作业浪费的主要问题。具体措施如下

46、：（1）推行内部横向作业合同管理，规范作业各方责、权、 利，保证内部作业市场正常运作内部横向作业合同是指采油厂内部管理层的单位与作业大队 签订经济合同， 采用模拟合同关系对双方责、 权进行规范和约束， 以维护合同各方当事人的合法权益。我们采取了以下做法：一是制定合同制度程序。为使作业合同横向管理有章可循， 我们制定了内部横向作业合同管理规定 ，修改了内部作业劳32 务价格 ，规范了合同签约、洽谈、审查、会签、履约检查、竣工 验收、结算等工作程序。二是成立了内部作业费用结算纠纷仲裁委员会，制定了仲裁 管理办法。三是确定合同主体，规范合同条款。制定了作业大队与生产 管理区之间的内部油水井日常维护作

47、业工程承包合同 、作业 单井合同 ，工艺所与作业大队之间的 内部油水井工艺措施增油 作业工程承包合同文本；规范合同作业标的、质量标准、数量、 价款及报酬、违约责任等条款，由采油厂企业管理鉴证生效，保 证合同的严肃性和完整性。四是做好调查取证工作，及时调解，严格仲裁。由企业管理 科具体负责作业纠纷日常管理、受理、调查 取证等工作，并由采 油厂作业专业市场办公室负责纠纷的先期调解工作，并规定凡没 有签订作业合同申请仲裁的一律不予受理，质量监督站每月召开 作业质量分析会，判定作业井质量，凡经会议明确的合格作业井 一律不得申请仲裁。33作业合同的推行减少了领导的负担及人为的行政干预，结算 费用也严格按

48、合同条款中的规定和违约责任进行处理，使得内部 作业经济纠纷仲裁结案率达 100% ，1999 年经济纠纷仅 3 起，比 98 年的 18 起降低了 15 起，有效保护了作业市场各方当事人的 合法权益， 维护了内部市场秩序。（2）实施作业源头控制，严把作业方案设计质量关，提高 油水井作业方案符合率和措施方案有效率方案设计是提高作业质量的关键，合理科学的方案设计是作 业成功的前提和保证。采油厂为了提高作业方案设计质量，指定 了桩西采油 厂油 水 井作业 方案 管理办 法，按照三优 原 则（优化 设计、优化运行、优化施工），做到了作业方案制定规范化，运行程序化，考核制度化，施工细致化。 方案制定规范

49、化。作业方案是指地质所、工艺所、管理区 等单位部门制定的维护作业、措施作业方案，它包括地质方案、 工艺设计、维护作业。地质所负责制定地质方案； 工艺所负责制 定工艺设计；生产管理区负责油水井维护方案和简单常规措施方 案的制定。34 方案运行程序化。 采油厂调度 室负责方案的运行管理工作， 作业科负责作业运行管理工作。地质所、工艺所、管理区将制定 的方案送交厂调度室签收， 厂调度室负责将方案发给有关单位。采油厂作业科根据施工能力和计划安排搞好月度工作量的平 衡;方案设计单位严格按厂月度措施计划安排出方案;作业大队按 作业科的统一安排组织施工，并保质保量地按期完成。 方案考核制度化。年初在采油厂与

50、各单位的内部经营承包 合同中，明确对各方案设计方的考核标准：对生产管理区实行油 水井作业方案符合率考核 (95%) ，对地质所实行地质措施方案有效 率考核 (76%) ，对工艺所实行工艺措施方案有效率考核 (78%) 。 方案施工细致化。为了尽可能地减少盲目蛮干和不必要的 经济损失，各作业队注重从方案的前期论证入手，每拿到方案， 首先详细地进行井史调查，认真分析井下管柱结构和地下地层发 育状况，分析停产停注原因，然后组织工程、地质技术人员和作 业骨干召开“诸葛会”，分析讨论方案的可行性、合理性、科学性和 风险性，并根据起出井下管柱 的实际情况，推断分析井内可能发35 生的故障，并及时与方案设计

51、部门联系，修改、补充和完善方案， 进一步增强作业方案的合理性、科学性和可靠性。（3）强化标准意识，完善质量环境，减少作业无效井，严 控单井成本。一是严格施工操作标准，创新修 井作业质量管理。规定修井 保修期为 30 天， 30 天内出现的返工井，由作业方承担责任，这 样迫使作业队以质量求效益、求生存，强化自我约束意识，调动 作业以过硬的技术、全优的质量，先进的管理取得超额利润的积 极性。二是作业 大队结合本单位实际， 组织 制定 了“质量第一责任 人管理制度”、“班组管理节点控制法”等一系列激励约束制度。通过 努力， 2001 年，作业施工质量大大提高，油井返修率控制在 8% 以内，工艺施工一

52、次成功率达到 85% 。创造了历史上无效作业井 次最少记录。三是签订作业单井合同，严控单井成本。价格的竞争实际是 成本的竞争。单井作业成本低获取的利润就高，作业成功价值就36 大。为此，作业大队加强单井成本控制，实行单井成本承包合同 制。具体做法：对每口井的施工方案优化后，为更有针对性地控 制成本，作业大队与 其内部作业小队签定单井成本预算合同和单 井劳务预算合 同的方式，来剖析控制单井成本。具体做法：在每 口井施工前，各作业队与对该次施工发生的可控成本（主要指燃 料、消耗料、车辆费、各种下井工具等）进行预算，再与其作业 大队签订单井成本承包合同，将每口井要投入的可控成本细化到 每道工序，转化

53、为作业队便于控制的指标，从而为作业队控制单 井成本提供明确的依据。这一做法使单井作业费降低 15% 。（4）建立作业费用风险结算机制，解决方案风险约束小、 油水井作业施工成功标准低、内部作业施工价格不合理的问题， 避免经济纠纷2000 年，推行的作业风险费用结算机制是以利润承包和优质 优价结算制度为基础的一种风险激励机制，新机制的核心内容就 是对油水井作业施工的结算标准进行了重新界定，如：维护井作 业成功，生产管理区支付 113 的作业费用；作业不成功，生产 管理区支付 30 的作业费用；措施井作业成功，方案设计方（包 括管理区、工艺所、地质所）支付作业费用的 125 ，作业不成37 功，支付

54、作业费用的 40 。同时，采油厂针对生产运行中出现的 新矛盾，又分别对一些特殊井（新井、长期停产井、老大难井、 热采注汽井）的作业风险结算、作业队与工艺所及生产辅助单位 的经济关系进行了调整。同时，采取的配套措施：解决问题之一： 对作业施工方案风险约束小作业风险结算办法不仅加了大对作业施工的风险考核力度， 同时增加了采油、地质、工艺等作业制定方案的风险力度。针对 以前方案制定方承担风险相对较少，个别采油队在出方案的时候 不严肃，同时为节约成本有试方案的倾向。采油厂对方案制定方 进行以作业费用和作业方案符合率为考核指标的内部经营考核。解决问题之二： 油水井作业施工成功标准低油水井作业施工成功与否

55、的标准直接影响到对作业施工质量 的认定上。以往的油水井作业施工成功标准（行业标准及管理局 企业标准）多从技术角度上进行评定，有些技术上合格、作业增 油效益很低的作业施工也算作合格。现在，采油厂拓宽了作业施 工成功标准的认定范围，侧重于经济角度，从作业后油水井正常38 生产时间和增油增注经济效果上进行评定。与原油水井作业施工 成功标准（行业标准及管理局 企业标准）相比，新标准整体上更 加严格， 有利于找出问题与差距， 有利于采油厂整体效益的提高。 如措施作业有效率计算按局标准，采油厂 1999 年措施作业有效 率为 96.4% ，而按采油厂标准措施作业成功率为 85.9% ，两者相 差近 10

56、个百分点。解决问题之三： 内部作业施工价格不合理各种施工类型作业井之间，利润率相差较大，造成作业队付 出同样的劳动得不到相同的回报，特别是维护井、水井、深井， 作业成功也没有利润，挫伤了作业队积极性。为了新机制的顺利 推行，采油厂成立了“内部价格管理委员会” ， 并制定优质优价结 算制度 ，组织有关部门针对作业施工价格体系中存在的不合理因 素，及时根据外部市场变化调整修订各类作业施工价格。自 1998 年实施横向合同及配套措施以来，采油厂在圆满完成 87 万吨原油生产任务的前提下，减少作业井 56 口，措施有效 率由 1998 年 72% 提高到 2001 年 84% ，全厂降低作业费用 87

57、2 万元。394、采油生产价值链原油外输节点的优化与实施（1）采用先进管理方法，优化技术改造 方案，合理利用资 源，提高集输系统运行质量一是优化实施接转站技术改造方案，盘活资产，降低成本。近几年来， 采油厂实施接转站以先进技术改造项目 5 项。如桩 106 接转站技术改造，应用综合评价法对多个方案从技术、安全、经 济、 社会等角度进行综合评价， 从中优选出最佳方案， 1998-2000 年先后实施了扩建分水流程，游离水脱除器改型、现有的三相分 离器改为 高效分水器与扩建 1 座一次沉降罐和 2 座污水沉降罐实 现四次大的技术改造， 实现了技术改造方案的目标， 盘活了资产， 降低成本 102 万

58、元。同时，改变了泵的运行工况，经改造后的统 计，年节约电费 19.3 万元。二是优化实施联合站、轻烃站技术改造方案，缩短工期。采 用网络计划、价值工程、系统工程和采用信息技术自动化监控手 段等现代化管理方法对联合站、轻烃站等大型站实施技术改造。40如 2000 年运用网络技术和投资完成曲线动态控制法对联合 站油气工程优选了关键线路， 在施工中， 从非关键工序上挖潜力， 从关键工序上要时间，抓关键工序的施工，同时加强关键线路的 协调，从而保障该工序的按期完成和资源的合理运用。同时，为 切实将项目成本控制在计划预算内，我们绘制了各项目实际发生 成本和计划预算成本曲线。采用了成本完成额曲线控制成本，

59、即 以完成工程量的预算为基础的成本。经过以上控制办法，有效的控制了项目工程进度和成本额度， 降低了成本，确保了 2001 年我厂项目成本不超计划、项目保质 按期完成。（ 2 ）实施重点成本控制，降低原油处理、外输成本。原油外输系统药剂费的控制。在原油外输处理生产中，破 乳剂费用每年消耗 890 万元，占集输系统操作成本的 51% 。为降 低破乳剂费用，根据原始数据模拟出来的曲线方程，我们对临界 条件进行分析后，进 行求解找出关键耗费点，运用正交试验法， 优选高效破乳剂型号。 2001 年节约药剂费 84 万元。41污水处理系统药剂费控制。 每年污水处理系统药剂费消耗350 万元，占集输系统操作

60、成本的 16% 。通过采取污水系统重建 污水池、优化药剂组合、优化药剂添加量、投加方式等措施，污 水含油量由 1998 年 20mg/L 的指标下降到了 2001 年的 9mg/L ， 污水含机械杂质由 1998 年的 12mg/L 下降到了 2001 年的 8mg/L ， 年节约药剂费 39 万元，每天减少外排原油 50 吨，并做到了平稳 运行的目标。 油田气增压及供电子系统的电费控制。 为保证轻烃处理装 置的低成本高效运行，采取两项措施：根据伴生气量调整压缩机 开启台数；在用电谷期及时开启必要的压缩机。采取措施后，年 节约电费 32 万元。（ 3 ）强化产量因素分析，制定对策，实现增产增效