高世鋼

（大慶油田行政事務服務中心，黑龍江 大慶 163000）

一、制約成本管理和效益提升的因素

1.開發(fā)管理難度大

油田經過多年開發(fā)，已進入特高含水期，發(fā)展不平衡不充分的矛盾和問題逐步凸顯。G采油隊地處過渡帶，原油物性差；井網系統(tǒng)不完善、分布大量不規(guī)則面積井網；油層發(fā)育差，“三低井”嚴重；間歇出油、含水波動大，增加了油田開發(fā)難度。

2.成本管控難度大

隨著油田開發(fā)時間的延長，采油隊設備陳舊老化、各項能耗不斷增加，設備維護更新、技術改造、油水井作業(yè)等需要投入大量資金；并且，受物價上漲因素的影響，原材料、水費、電費、作業(yè)費、人工成本日益增加。

二、采油隊提質增效主要途徑

面對油田高難度開發(fā)及原油價格斷崖式下跌雙重挑戰(zhàn)，建立低油價下的成本效益倒逼機制，逐項梳理各費用要素壓降潛力，在目標預算、成本發(fā)生、費用考核三個關鍵環(huán)節(jié)，完善管理辦法，細化管理流程，探索實施了“三抓三控三精”的提質增效管理新模式，實現(xiàn)了生產和成本的共同優(yōu)化挖潛。具體做法如下：

1.抓目標、控源頭，精細謀劃提質量

按照提質增效工作目標為引領，加強源頭管控，結合采油隊各生產節(jié)點及管理情況，建立以原油生產為基礎、以成本控制為目標、以效益提升為結果的提質增效管理體系。根據(jù)“橫向到邊、縱向到底、落實到崗、責任到人”的原則，建立隊、班組、個人三級提質增效管理機制，逐級下達提質增效目標；將班組作為管理主體，將各項指標分解細化到各班組，落實責任。實現(xiàn)“橫向”從采油隊領導到生產崗位，都能準確“看”到提質增效發(fā)生的各層面和直接發(fā)生點，“縱向”將提質增效可控成本分解到單井、站、單臺設備或具體崗位等最小操作單元，形成相對應的生產流程管理信息，切實將提質增效管理貼近到生產過程中。

2.抓節(jié)點、控發(fā)生，精準管控增效益

（1）聚焦開發(fā)，全系統(tǒng)靶向施策，招招都用創(chuàng)效計

①實施點項管理法，精準注水井時率管控。臨關井管理建立監(jiān)控跟蹤臺賬，控制關井時間；測試井管理建立測試運行監(jiān)控跟蹤臺賬，控制不分水時間；作業(yè)井管理建立作業(yè)運行監(jiān)控跟蹤臺賬，縮短待作業(yè)及施工時間。注水時率由98.02%提高到99.5%，提高1.48個百分點。

②實施復合洗井法，精準注水井洗井管理。一是針對注水量下降井，采取常規(guī)變更排量洗井；二是針對結垢嚴重井，采取除垢器除垢洗井；三是針對油層發(fā)育較差的注水井，采取大排量洗井；四是針對常規(guī)洗井效果不明顯的水井，采取熱洗車洗井；五是針對出口排量小的注水井，采取拔水嘴洗井。

③實施以區(qū)定調法，精準抽油機泵況管理。精準安排參數(shù)調整分區(qū)工作：2020年，參數(shù)偏大區(qū)5口，占比8.33%，調整原則為下調工作參數(shù)或制度，實施下調參2口，間抽3口；無參數(shù)偏小區(qū)；待落實區(qū)5口，占比8.33%，及時核實泵況和液量，實施上調參2口，加密核實產量3口；斷漏區(qū)1口，占比1.67%，及時核實泵況和液量，實施上調參數(shù)1口；合理區(qū)49口，占比81.7%，同比提高1.7個百分點，持續(xù)保持，力爭提高到83%以上。

④實施梯次跟進法，精準采油井措施挖潛。措施前結合選井，依托地下大調查，依據(jù)選井技術標準選井，制定培養(yǎng)計劃和單井措施方案；過程中三步跟進，跟進單井培養(yǎng)方案執(zhí)行情況、措施實施時機優(yōu)選和措施效果分析評價；措施后跟蹤保護。2020年采油井上調參單井增油均達到0.6噸。

⑤實施分類施策法，精準采油井效益分析。建立核心可控指標單井效益評價，量化各項指標評分比重，確定綜合評價標準，形成內部效益評價指標體系；利用評價結果對單井進行分類，分析不同級別的井影響因素，制定下步對策，做到一類井保持創(chuàng)效，二類井挖潛增效，三類井治理達到有效，四類井治理實現(xiàn)升級，分級管理、精準管控。

（2）精細管理，全方位控本增效，處處都成創(chuàng)效點

①實施三步操作法，降低綜合能耗。在中轉站摻水系統(tǒng)、計量間摻水匯管、井口摻水管線應用免清蠟技術，利用原油流動改進劑在管道內形成水為外相的擬乳狀液，使蠟無法接觸管壁，降低產出液黏度，實現(xiàn)免清蠟及低溫輸送。自2017年8月投用流動改進劑后，熱洗周期由每月30井次降至6井次，按每井次洗井5小時，每小時耗氣80方計算，節(jié)氣4.8萬方；按每小時耗電42千瓦時計算，節(jié)電2.52萬千瓦時。

②實施4433管理法，降低噸液耗氣。4433管理法，即：四控制，控制摻水爐溫度、熱洗爐溫度、采暖爐溫度、加熱爐升溫速度；四監(jiān)控，實時監(jiān)控瞬時摻量變化情況、熱洗水量變化情況、返干氣壓力變化情況、計量間回油溫度；三優(yōu)化，優(yōu)化摻水爐運行臺數(shù)、熱洗爐運行周期、暖氣片投運數(shù)量；三清理，每年對加熱爐清污一次、清理煙箱一次、清理火嘴一次，保證爐效≥75%。

③實施1+6控電法，降低噸液耗電成本。1+6控電法，即：一項系統(tǒng)工程，安裝數(shù)據(jù)采集、接收裝置，實現(xiàn)單泵單井電量實時精準計量。六項節(jié)點管理，變壓器常態(tài)下雙電源運行，降低空載損耗；電容器常態(tài)下雙組電容器運行，提高功率因數(shù)；監(jiān)控機泵運行電流變化情況，確保高效運行；變頻器啟停泵前控制出口排量，降低啟動負荷；照明系統(tǒng)分回路優(yōu)化控制，分時段合理使用；電器、空調等設備用后及時斷電，避免空載損耗。噸液耗電由1.02kwh/t降至0.87kwh/t，日均耗電量下降397kwh，2020年上半年節(jié)省電量12.3萬kwh，節(jié)省電費7.7萬元。

④實施分井管控法，降低機采井舉升單耗。使用電量監(jiān)控系統(tǒng)，針對單井耗電情況，進行設備優(yōu)化組合、參數(shù)優(yōu)化調整、管理優(yōu)化安排、指標優(yōu)化合理“四位一體”個性化施策，實現(xiàn)節(jié)電效益最大化。沉沒度由227米恢復到302米，泵效由53%提高到58%，機采井舉升單耗由2018年的6.58kwh/t降至5.11kwh/t。

⑤實施322控制法，降低作業(yè)成本。322控制法，即：三個治理，針對桿斷井、桿管偏磨井、泵漏失井三類泵況不正常井動態(tài)跟蹤調整參數(shù)，調整連通井注水，及時更換桿管，保證供采平衡；兩個調整，結合地質狀況，井況和作業(yè)現(xiàn)場，實施參數(shù)動態(tài)管理和方案調整，確保措施方案準確有效；兩個到位，一是作業(yè)重點工序監(jiān)督到位；二是熱洗重點環(huán)節(jié)檢查到位。322控制法的實施，檢泵率由30%降至27.1%，下降2.9個百分點，作業(yè)費用降低2.6個百分點。

⑥實施四步把關法，控制材料消耗成本。針對材料消耗情況，明確班井長、副隊長、材料員、隊長四級職責，以“能修不換、能用不丟”為原則，嚴把“四關”，即：一是上報關，班井長初步認定提出申請；二是鑒定關，副隊長到現(xiàn)場做出判斷；三是調配關，材料員核實庫存及時匯報；四是審批關，隊長按需合理發(fā)放。與去年對比材料成本降低8.13萬元。

3.抓結算、控出口，精確發(fā)力促提升

持續(xù)完善提質增效考核體系，著重在成本績效考核上精確發(fā)力，充分發(fā)揮人力資源的主動性和創(chuàng)造性，以確保提質增效工作目標的順利完成。

依托全要素考核，結合采油隊實際探索形成“五位一體”績效考核模式，“五”：即以專項考核、噸油成本變化系數(shù)、人均管井、指標精細量化評價、HSE量化評價為內容的“五位一體”的月度績效考核體系。一是制定專項考核政策，用專項考核強化專業(yè)過程管理；二是科學規(guī)范系數(shù)標準，以班組為單元按噸油成本分配獎金；三是突出“人均管井”思想，用工作數(shù)量體現(xiàn)按勞動強度分配；四是強化指標量化評價，用質量標準體現(xiàn)按工作效果分配；五是實行HSE量化考核，用量化考核強化HSE過程管理。“一”：即強化陽光管理這一考核體系。嚴格考核兌現(xiàn)程序管理，加大了效益工資兌現(xiàn)過程中的監(jiān)督檢查，推行政務公開、陽光管控，做到考核程序、考核過程、考核結果“三公開”，保障績效考核過程透明有效。使全隊上下做到層層有壓力、人人有指標，保證了采油隊提質增效管理新模式的深入推進。

三、結論

G采油隊通過提質增效管理新模式的實踐與應用，由重產量、重管理向重效益轉變，以創(chuàng)新驅動加快轉型發(fā)展，深度挖掘自身潛力，將地質“劣勢”變提質“優(yōu)勢”，將管理“難點”變增效“亮點”，探索一條基層采油隊提質增效的新路徑，實現(xiàn)了原油產量不降反升，桶油操作成本不升反降，成為大慶油田新時代的標桿，為建設百年油田做出突出貢獻。