采油队提质增效管理新模式的实践探索

高世钢

（大庆油田行政事务服务中心，黑龙江 大庆 163000）

一、制约成本管理和效益提升的因素

1.开发管理难度大

油田经过多年开发，已进入特高含水期，发展不平衡不充分的矛盾和问题逐步凸显。G采油队地处过渡带，原油物性差；井网系统不完善、分布大量不规则面积井网；油层发育差，“三低井”严重；间歇出油、含水波动大，增加了油田开发难度。

2.成本管控难度大

随着油田开发时间的延长，采油队设备陈旧老化、各项能耗不断增加，设备维护更新、技术改造、油水井作业等需要投入大量资金；并且，受物价上涨因素的影响，原材料、水费、电费、作业费、人工成本日益增加。

二、采油队提质增效主要途径

面对油田高难度开发及原油价格断崖式下跌双重挑战，建立低油价下的成本效益倒逼机制，逐项梳理各费用要素压降潜力，在目标预算、成本发生、费用考核三个关键环节，完善管理办法，细化管理流程，探索实施了“三抓三控三精”的提质增效管理新模式，实现了生产和成本的共同优化挖潜。具体做法如下：

1.抓目标、控源头，精细谋划提质量

按照提质增效工作目标为引领，加强源头管控，结合采油队各生产节点及管理情况，建立以原油生产为基础、以成本控制为目标、以效益提升为结果的提质增效管理体系。根据“横向到边、纵向到底、落实到岗、责任到人”的原则，建立队、班组、个人三级提质增效管理机制，逐级下达提质增效目标；将班组作为管理主体，将各项指标分解细化到各班组，落实责任。实现“横向”从采油队领导到生产岗位，都能准确“看”到提质增效发生的各层面和直接发生点，“纵向”将提质增效可控成本分解到单井、站、单台设备或具体岗位等最小操作单元，形成相对应的生产流程管理信息，切实将提质增效管理贴近到生产过程中。

2.抓节点、控发生，精准管控增效益

（1）聚焦开发，全系统靶向施策，招招都用创效计

①实施点项管理法，精准注水井时率管控。临关井管理建立监控跟踪台账，控制关井时间；测试井管理建立测试运行监控跟踪台账，控制不分水时间；作业井管理建立作业运行监控跟踪台账，缩短待作业及施工时间。注水时率由98.02%提高到99.5%，提高1.48个百分点。

②实施复合洗井法，精准注水井洗井管理。一是针对注水量下降井，采取常规变更排量洗井；二是针对结垢严重井，采取除垢器除垢洗井；三是针对油层发育较差的注水井，采取大排量洗井；四是针对常规洗井效果不明显的水井，采取热洗车洗井；五是针对出口排量小的注水井，采取拔水嘴洗井。

③实施以区定调法，精准抽油机泵况管理。精准安排参数调整分区工作：2020年，参数偏大区5口，占比8.33%，调整原则为下调工作参数或制度，实施下调参2口，间抽3口；无参数偏小区；待落实区5口，占比8.33%，及时核实泵况和液量，实施上调参2口，加密核实产量3口；断漏区1口，占比1.67%，及时核实泵况和液量，实施上调参数1口；合理区49口，占比81.7%，同比提高1.7个百分点，持续保持，力争提高到83%以上。

④实施梯次跟进法，精准采油井措施挖潜。措施前结合选井，依托地下大调查，依据选井技术标准选井，制定培养计划和单井措施方案；过程中三步跟进，跟进单井培养方案执行情况、措施实施时机优选和措施效果分析评价；措施后跟踪保护。2020年采油井上调参单井增油均达到0.6吨。

⑤实施分类施策法，精准采油井效益分析。建立核心可控指标单井效益评价，量化各项指标评分比重，确定综合评价标准，形成内部效益评价指标体系；利用评价结果对单井进行分类，分析不同级别的井影响因素，制定下步对策，做到一类井保持创效，二类井挖潜增效，三类井治理达到有效，四类井治理实现升级，分级管理、精准管控。

（2）精细管理，全方位控本增效，处处都成创效点

①实施三步操作法，降低综合能耗。在中转站掺水系统、计量间掺水汇管、井口掺水管线应用免清蜡技术，利用原油流动改进剂在管道内形成水为外相的拟乳状液，使蜡无法接触管壁，降低产出液黏度，实现免清蜡及低温输送。自2017年8月投用流动改进剂后，热洗周期由每月30井次降至6井次，按每井次洗井5小时，每小时耗气80方计算，节气4.8万方；按每小时耗电42千瓦时计算，节电2.52万千瓦时。

②实施4433管理法，降低吨液耗气。4433管理法，即：四控制，控制掺水炉温度、热洗炉温度、采暖炉温度、加热炉升温速度；四监控，实时监控瞬时掺量变化情况、热洗水量变化情况、返干气压力变化情况、计量间回油温度；三优化，优化掺水炉运行台数、热洗炉运行周期、暖气片投运数量；三清理，每年对加热炉清污一次、清理烟箱一次、清理火嘴一次，保证炉效≥75%。

③实施1+6控电法，降低吨液耗电成本。1+6控电法，即：一项系统工程，安装数据采集、接收装置，实现单泵单井电量实时精准计量。六项节点管理，变压器常态下双电源运行，降低空载损耗；电容器常态下双组电容器运行，提高功率因数；监控机泵运行电流变化情况，确保高效运行；变频器启停泵前控制出口排量，降低启动负荷；照明系统分回路优化控制，分时段合理使用；电器、空调等设备用后及时断电，避免空载损耗。吨液耗电由1.02kwh/t降至0.87kwh/t，日均耗电量下降397kwh，2020年上半年节省电量12.3万kwh，节省电费7.7万元。

④实施分井管控法，降低机采井举升单耗。使用电量监控系统，针对单井耗电情况，进行设备优化组合、参数优化调整、管理优化安排、指标优化合理“四位一体”个性化施策，实现节电效益最大化。沉没度由227米恢复到302米，泵效由53%提高到58%，机采井举升单耗由2018年的6.58kwh/t降至5.11kwh/t。

⑤实施322控制法，降低作业成本。322控制法，即：三个治理，针对杆断井、杆管偏磨井、泵漏失井三类泵况不正常井动态跟踪调整参数，调整连通井注水，及时更换杆管，保证供采平衡；两个调整，结合地质状况，井况和作业现场，实施参数动态管理和方案调整，确保措施方案准确有效；两个到位，一是作业重点工序监督到位；二是热洗重点环节检查到位。322控制法的实施，检泵率由30%降至27.1%，下降2.9个百分点，作业费用降低2.6个百分点。

⑥实施四步把关法，控制材料消耗成本。针对材料消耗情况，明确班井长、副队长、材料员、队长四级职责，以“能修不换、能用不丢”为原则，严把“四关”，即：一是上报关，班井长初步认定提出申请；二是鉴定关，副队长到现场做出判断；三是调配关，材料员核实库存及时汇报；四是审批关，队长按需合理发放。与去年对比材料成本降低8.13万元。

3.抓结算、控出口，精确发力促提升

持续完善提质增效考核体系，着重在成本绩效考核上精确发力，充分发挥人力资源的主动性和创造性，以确保提质增效工作目标的顺利完成。

依托全要素考核，结合采油队实际探索形成“五位一体”绩效考核模式，“五”：即以专项考核、吨油成本变化系数、人均管井、指标精细量化评价、HSE量化评价为内容的“五位一体”的月度绩效考核体系。一是制定专项考核政策，用专项考核强化专业过程管理；二是科学规范系数标准，以班组为单元按吨油成本分配奖金；三是突出“人均管井”思想，用工作数量体现按劳动强度分配；四是强化指标量化评价，用质量标准体现按工作效果分配；五是实行HSE量化考核，用量化考核强化HSE过程管理。“一”：即强化阳光管理这一考核体系。严格考核兑现程序管理，加大了效益工资兑现过程中的监督检查，推行政务公开、阳光管控，做到考核程序、考核过程、考核结果“三公开”，保障绩效考核过程透明有效。使全队上下做到层层有压力、人人有指标，保证了采油队提质增效管理新模式的深入推进。

三、结论

G采油队通过提质增效管理新模式的实践与应用，由重产量、重管理向重效益转变，以创新驱动加快转型发展，深度挖掘自身潜力，将地质“劣势”变提质“优势”，将管理“难点”变增效“亮点”，探索一条基层采油队提质增效的新路径，实现了原油产量不降反升，桶油操作成本不升反降，成为大庆油田新时代的标杆，为建设百年油田做出突出贡献。