张家口基于“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28.9×104t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

①类区域：效益好，优先执行，单元主管审核。

②类区域：效益较好，可以执行，技术室主任审核。

③类区域：效益较差，慎重执行，分管领导审核。

④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。