立足联责和创新降低井下作业成本

孤东采油厂勘探开发二十多年来，油水井数不断增加，截止２００８年底，计有油井２３８５口、开井２０３５口，水井１０９２口、开井７３４口，由于杆断、杆脱、管损和措施增产需要，作业工作量一直居高不下，连续五年都在２５００口以上，受作业定额变化、管杆价格上涨及井况恶化影响，作业成本压减难度大。

作业系统改革重回主业后，采油厂及时启动作业采油联责机制，开展“三个创新”，不断提高作业控制效益。

一、完善联责体系，确立采油作业风险共担机制
１．指导思想
以原油产量为中心，建立作业工作量区域相对固定承包、原油产量和作业成本挂钩考核的作业采油联健全作业采油联责联益指标考核体
系，实行风险共担，效益共享，实现井下作业综合效益良性循环。

２．联责内容
（１）联责原油产量配产计划和老井作业成本预算计划。

（２）联责油水井维护、常规措施及新井作业工作量。

联责单位双方负责拟定油水井单井作业措施建议方案；负责编制、审定、实施油水井单井维护方案。

（３）建立月度联责联席会议制度。

一是及时交流工艺技术应用情况，把好单井方案的经济、工艺技术优化关，提高应用针对性和有效率。

二是及时交流管理经验，共同探讨解决开发难题的办法和措施，促进双方过程管理水平的提高，杜绝短期行为，延长油水井免修期，提高措施有效率。

３．联责责任
（１）联责区域产量完成，与预算比较作业成本不
立足联责和创新降低井下作业成本
文／王连科 徐 红
管理创新
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超时，按定额和质量验收分段结果结算，所节约的作业成本按５０％从总结算额中追加；与预算比较作业成本超预算时，按定额和质量验收分阶段结果结算，所超的作业成本按５０％从总结算额中扣减。

（２）联责区域产量完不成，与预算比较作业成本不超时，按定额和质量验收分阶段结果结算，作业成本节约不奖；与预算比较作业成本超预算时，按定额及质量验收分阶段结果结算，所超的作业成本按６０％从总结算额中扣减。

（３）投产井按定额和质量验收分阶段结果结算；大修井按议标结算。

（４）作业管理指标考核。

采取以作业单位内部管理为主，采油单位监督为辅的管理办法。

完工井质量验收程序不变，仍坚持每月一验收的管理办法，验收标准按优质优价结算管理办法执行。

４．联责考核
（１）产量挂钩考核。

联责单位原油产量完成，作业单位与采油矿在各自档次效益工资的基础上同享超产奖；联责采油单位欠产，作业单位按联责采油单位扣奖额的４０％的连带扣减效益工资。

（２）作业主材成本管理考核。

一是作业单位跨联责区域作业所发生成本，按作业成本扣减法，从相应联责作业单位作业成本指标中扣减。

二是作业成本月考核季兑现。

三是划切到联责单位的作业主材料费用，作业大队与联责单位享有同样的使用权力和负有同样的责任。

（３）联包单位产量完成，作业单位完成工作量计划或因工作量不足导致月度工作量计划完不成，作业成本不超时，节约的成本按联责采油单位奖励额同等奖励；作业成本超预算，作业单位按联包采油单位扣奖额的４０％扣奖。

（４）联包单位原油产量完不成，作业单位完成月度工作量计划，成本节约不奖励；作业成本超预算，作业单位按联包采油单位扣奖比例的６０％扣奖。

５．制定作业工程优质优价管理办法
油水井作业后连续正常生产３０天以上，按预算审核值的８０％结算；连续正常生产达到６０天，追加结算２５％；连续正常生产达到９０天，再追加结算１５％；连续正常生产不足３０天，不予结算。

同时，针对工艺技术应用情况，把好单井方案的经济、工艺技术优化关，共同探讨解决开发难题的办法和措施，促进双方过程管理水平的提高，杜绝短期行为，延长油水井免修期。

２００６年油井３０天作业一次成功率为９５．０％，２００７年为９５．３％，２００８年为９６．３％。

二、开展“三个创新”，提高作业控制效益
围绕提高作业效益这个中心，从优化作业工作量和作业成本入手，孤东采油厂大力开展了工作流程创新、精细管理创新、工艺技术创新，加强后勤保障工作力度，逐步实现保油上产与作业效益的良性循环。

１．立足工作流程创新，优化作业工作量，实现良性循环
一是建立作业工作量与作业成本双线运行机制，实施成本预警，严格优化监控油水井作业总量。

采油厂将年度作业成本划切到采油矿，明确各矿年度作业工作量和作业成本优化目标，采油矿在编制地质方案时，首先进行单井概算，作业项目组进行动态跟踪。

同时，实施作业成本倒算管理办法，以作业工作量和作业成本的剩余水平，对采油矿的作业工作进行引导和监控。

二是建立单井综合效益论证制度，优化方案论证，提高单井效益。

采油厂坚持从地质可行性、技术可行性和经济可行性三个角度，加强单井综合效益论证，适时安排作业工作量计划。

加强地质可行性论证，确保单井增油增注效果；加强技术可行性论证，确保现有工艺技术满足作业需要；加强经济可行性论证，确保单井作业效益。

２００６年通过经济可行性论证共否决了７８口低效措施作业工作量，２００７年否决了８９口，２００８年否决了６２口。

三是建立多轮次作业井预警审批，优化施工措
施，提高作业有效性。

多轮次井分别由采油矿、地质所、工艺所、作业科等单位在详细调查井史的基础上，填写各自的措施意见，然后由采油厂方案项目组进行综合会诊，在此基础上再编写作业方案。

多轮次作业井预警和编审制度的建立，提高了措施的针对性和有效性，多轮次作业工作量得到了呈逐下降趋势，　２００７年为９０／２８１口次，２００８年为８５／２６４口次。

四是建立躺井“预方案”制度，提高方案预见性，降低作业频次。

建立躺井“预方案”制度，即由采油矿在年初在调查井史的基础上，统筹考虑年度内扶井、资料录取、调整稳产措施和上产措施的需要，制定单井预方案，然后提交方案项目组讨论、存档。

当油水井躺井后，在预方案的基础上修正执行，从而有效地减少了重复工作量的发生。

２００８年因此减少了作业工作量４２口，相应节省作业费用２９０多万元。

２．立足精细管理创新，优化作业成本，严控单井作业费用
一是实施节点控制，优化作业成本，实现挖潜增效。

坚持“先算后干，良性控制”的原则，细化管理目标措施，进一步强化全方位的成本控制工作，提升了作业成本管理水平，实现了挖潜增效目标。

近年来，采油厂将单井作业成本分为材料成本、工序劳务成本两部分，并分解形成了１４个单井作业成本控制点，工作中严格按照１４个控制点的要求，逐步寻找挖潜增效点，取得了良好的效果。

二是规范技术标准，优化作业工序，严控作业劳务费用。

本着快速、经济、有效的原则，编制了《孤东油田井下作业技术要求及有关规定》，规范了作业工序的施工标准和作业施工设计的编写要求；完善了《孤东采油厂井下作业质量验收细则》，明确了作业、采油、地质、工艺等单位人员的质量责任；制定了《常规作业工序监督要点和质量标准》，为作业监督工作的开展提供了有力依据；实行作业施工设计网上运网上审批，加强了工序的优化、组合工作力度，减少了不必要工序的发生。

三是优化防砂工作量，精细管理，严控作业材料费用。

优化防砂工作量，一方面努力完善防砂参数，把关防砂质量，延长防砂周期降低防砂工作量；另一方面加强防砂方法的审核、审批，提高防砂措施的适应性，提升防砂成功率，相应降低防砂费用。

为减少作业材料浪费，对所有入井用料必须由作业监督验收、签认方可进行结算；实行管杆分级分类使用，严格控制管杆过度报废；在保证效果的前提下，用低成本工艺替代高成本工艺；实施了水井结垢油管现场除垢工艺，平均单井节约新油管投入费用１２万元。

３．立足工艺技术创新，破解生产瓶颈，降低开采成本
一是完善发展机械防砂工艺技术，提高了防砂工艺成功率和效果，攻关完善了高压充填防砂工艺，一次实现地层填砂与井筒填砂的目标，解决了油井上防砂与防堵塞不能统一的问题，在确保防砂效果的前提下，提高了油井的生产能力。

二是研发试验水动力螺杆泵机采工艺，从根本上破解管杆偏磨难题。

三是开发空心杆掺水稠油常规开采工艺，降低了稠油开采成本。

四是研发同心双管分层注聚工艺，提高了注聚开发效果。

五是应用多种技术手段，加大了套损、长停井修复治理力度。

联责体系建立一年来，在作业项目组的统筹协调下，作业单位以保油上产为中心，积极推动“三个”创新，增强服务意识，提质量、控成本、抓管理，创新生产运行体系，完善作业工艺技术，增强施工能力。

作业生产指标油井３０天作业成功率、作业转大修的比率和多轮次作业井都在向好的方向转化，２００８年完成内外部作业费较上年下降２８４０万元，在满足原油上产的情况，作业成本控制取得了显著的效益。

（作者单位：胜利油田分公司孤东采油厂）
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