采油生产价值链的优化与管理.doc

采油生产价值链的
优化与管理

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、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）

支
持
节
点
基础管理
成本管理
人力资源开发管理
主
要
节
点
地
质
勘
探
原油开采
油
水
井
作
业
原
油
外
输
值
价
值
价增

图1 采油生产价值链节点构成图
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（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）。
天然气

天然气
油水气
油水
污水
污水
油水气
污水
外排污水
轻烃站
外输原油
外送轻烃　外输油注水井
配水间
注水站井
污水处理站注水井
油井
计量间注水井
接转站
联合站
注水井
图2：生产工艺流程示意图

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，降低成本；增值点目标之二，增产降耗，提高原油计量准确率；消除负值点目标之三，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1
系统
主要
节点
子
节
点
优化
管理
物流
信息流
价值流
人力
资源
成本
管理
质量管理
信息
管理
采油生产全过程
地质勘探（V1）
油藏
钻探
可采
储量
资源
研究
储量成本
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、计算机监控系统
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
递减
控制
剩余
油
动态
分析
自然递减
原油开采（V2）
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
高压
注水
注水
系统
参数
降电单耗
油水井作业（V3）
制定
方案
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
结算
产量
合同
效果
原油外输（V4）
技术
改造
设备
流程
决策
收益率
运行
管理
药剂
试验
药剂费
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
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。
①钻井投资管理模式: 以开发效益为标准，运用技术分析评价系统，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。
②优化井位设计，提高新井钻遇油层成功率。
③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：
①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。
②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。
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，建立调度、躺井等预警机制和采油队应急预案，这几个系统是相互联系、相互作用，共同制约采油时率。
①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%。
②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24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年的472天。
③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
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：
①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。1998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%。
②优化电泵井关键点参数设计，提高抽油系统效率，降低电单耗
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。
③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：
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、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。
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井实施增产增注措施。在模拟市场化经营中，采油厂将作业大队定为利润中心，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、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：
（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。
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。
①方案制定规范化。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。
②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。
③方案考核制度化。年初在采油厂与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%)。
④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生的故障，并及时与方案设计部门联系，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