采油厂（精选十篇）
采油厂 篇1
面对中国石油建设综合性国际能源公司的新目标和长庆油田“发展大油田, 建设大气田, 实现五千万”的新任务, 迫切需要采油三厂从发展目标、资源接替、管理架构、人力资源等方面进行改革创新, 以适应内外部环境的变化, 从而促进企业的可持续发展。
一、特低渗大型采油厂提出的背景
1. 建设特低渗大型采油厂是保障国家石油战略安全的需要。
随着我国全面建设小康社会步伐的加快, 石油消费量和净进口量大幅度增长, 我国已成为世界第二大石油进口国。持续稳产、快速上产依然是石油企业发展的主题。加之在东部大型常规油田纷纷减产的大背景下, 2009年, 长庆油田油气当量突破了3000万吨, 跻身中国陆上第二大油田, 目前正在向2015年5000万吨目标迈进。低渗透、特低渗透油气资源的开发已经成为长庆大发展的主战场, 也成为采油三厂快速上产的主阵地。
2. 建设特低渗大型采油厂是实现油田公司5000万吨宏伟目标的需要。
2008年10月7日, 中国石油集团公司党组批准了长庆油田到2015年实现5000万吨油气当量规划方案, 明确要求把长庆油田建设成为我国重要油气生产基地、天然气中心枢纽和致密性油气田技术创新基地, 为集团公司建设综合性国际能源公司做出新贡献。作为长庆油田目前产量最高的采油厂, 肩负着光荣而神圣的使命。确立建设特低渗大型采油厂的新任务是以科学发展观为统领, 对“挺进400万、瞄准500万、支撑5000万”发展目标的进一步丰富和完善, 体现了思维的延续性、工作的系统性和发展的协调性, 势必会有力统筹协调各方力量和资源, 以新任务引领新发展, 以新作为展现新贡献, 强力支撑公司油气当量5000万吨目标的实现。
3. 建设特低渗大型采油厂是企业科学发展、和谐发展的需要。
采油三厂经过近40年的发展, 特别是1993年以来, 原油产量连续16年快速增长, 2002年以来, 连续7年原油年产位居长庆各采油厂首位, 是名副其实长庆第一采油大厂, 今后以什么样的姿态向前发展, 备受瞩目。所以要不断寻找影响和制约采油三厂科学发展的因素, 以建设特低渗大型采油厂为引领, 寻找发展中的“短板”和工作中的差距, 正视问题, 革利除弊, 吐故纳新, 不断开拓采油三厂科学发展的新天地, 续写油田历史的新篇章。只有这样, 才能保持采油三厂持续健康发展。
二、建设特低渗大型采油厂的定位
1. 目标定位。
产量大厂:原油产量稳步攀升。挺进400万, 瞄准500万, 支撑5000万, 为把长庆油田建设成为我国重要的石油天然气基地作出新贡献。
效益大厂:企业效益持续增长。企业收入、企业利润、投资回报率大幅增长, 人均产油量、人均利润持续增长, 成本控制能力显著增强。
管理大厂:开发管理水平跃居中国石油同类采油厂领军地位。完善特渗透油田高效开发模式, 创新管理机制和体制, 技术创新体系基本完善, 科技贡献率、科研成果转化率、信息化程度大幅提高。企业管理科学
●范玺权马行天
规范, 支持性的人力资源环境日趋成熟, 节能减排、安全环保工作达标。
文化大厂:以大庆精神、铁人精神、长庆精神为核心的企业文化理念得到广大员工普遍认同, 形成了具有采油三厂特色的“求真务实、埋头苦干、无私奉献”的工作作风, 队伍凝聚力、战斗力和执行力显著增强, 社会美誉度大幅提升。
2. 发展定位。
以提高综合经济效益为中心, 以原油生产为龙头, 以油藏管理为核心, 生产经营一体化运作, 生产单位与辅助生产单位整体协作, 建设具有比较优势和竞争力的大型采油厂。“特低渗”是业务特征定位, 即从事特低渗透油田的开发与建设;“大型采油厂”是衡量标准定位, 即将自身定位为大型采油厂, 立足长庆、放眼全国、从更大范围准确认识自身在行业中的位置, 取长补短、奋起直追、争创一流。
三、建设特低渗大型采油厂的内涵
持续推进一体化管理, 以集约化提高大油田管理水平;整体提升有效管理, 以标准化推动大规模建设;积极转变发展方式, 以精细化提升发展质量;超前探索文化管理, 以自主化增强队伍的执行力;营造安全稳定和谐的发展环境;确保原油产量持续增长, 把采油三厂建设成为中国石油一流的特低渗大型采油厂。
1. 综合实力位居前列, 实现清洁生产、质量增长和内涵发展, 具有较
强的发展实力和竞争实力, 原油产量稳居长庆采油厂第一位, 稳固中国石油十大采油厂的地位。
2. 机制体制充满活力, 有效管理模式不断发展, 绩效考评体系、油藏
差异化管理、员工自主考评管理等先进的管理方法得到完善深化, 人财物等资源配置更加科学合理, 企业效益和效率显著提高。
3. 经济发展方式明显转变, 技术创新体系基本完善, 以靖安油田为
代表的“三优两先”特低渗透油田高效开发模式不断创新发展, 科技贡献率、科研成果转化率、信息化程度大幅提高。油田开发指标过硬, 企业管理科学规范, 质量效益显著提高。HSE管理达到国内同行业先进水平, 节能减排走在中国石油前列。“三大责任”全面履行, 经济效益和社会效益同步增长。
4. 员工队伍素质一流, 知识结构、年龄结构、能力结构、专业结构呈
梯次配备, 职称等级、技能等级更趋合理, 高级工程师、高级技师达到一定比例, 管理、操作、技术人员素质均衡发展、作风优良, 执行力强, 具有良好的管理创新能力、科研攻关能力和标准化操作能力, 优秀管理人才、技术拔尖人才、专业操作人才成为企业发展的根本, 人力资源优势成为企业发展的最大优势。
5. 企业文化形成特色, “奉献能源、创造和谐”的企业宗旨得到更好
践行, “我为祖国献石油”的崇高使命成为广大员工的自觉行动, “忠诚事业、务实创新、追求卓越”的新时期团队精神得到发扬广大, 家园文化、安全文化、廉洁文化和井站文化成为油田公司的品牌文化, 广大员工埋头苦干, 无私奉献, 企业文化的“软实力”成为驱动采油三厂快速发展的核心动力。
四、建设特低渗大型采油厂的保障
1. 资源保障体系:
探索加强矿权管护的新机制, 逐步完善依法维权护矿, 确保矿权资源的完整。按照“整体性评价、一体化管理、规模性建产”的指导思想, 紧跟勘探评价最新成果, 按照“新区勘探、跟踪预探、区带评价、升级动用”四个层次展开评价, 进一步落实增储建产有利目标区, 为油田快速发展奠定坚实的资源基础。
2. 科研管理体系:
不断完善科技管理, 加强核心技术攻关, 攻克制约发展的关键瓶颈技术、加大新工艺新技术应用及完善提高, 形成适应采油三厂特低渗油田勘探开发的主体技术系列。建立有利于激发创造热情的科研管理体制, 形成科技、信息和生产经营相互融合、协调有序的科技管理体制和运行机制, 不断满足油田生产建设的需要。加强技术创新管理, 盘活已有的技术创新成果, 加快成果的转化力度, 使研发成果迅速转化为生产力。不断完善优化科研项目管理办法, 探索推行承包和课题长负责制, 由课题长自主组阁, 采取跨科室、跨专业的团队组合方式开展研究工作, 责、权、利统一, 调动广大科技人员的积极性, 确保年度开发科研生产任务的顺利完成。制定课题长津贴考核兑现政策、技术创新奖管理办法以及低职高聘管理规定等配套的激励机制, 持续激励科研人员的工作积极性和创造性。不断改善骨干科技人员的工作环境和生活待遇, 使人才的劳动价值在油田发展中得到充分体现。
3. 人力资源体系:
坚持“人才是第一资源”的理念, 科学配置人力资源, 在“发现、培养、使用、优待”的人才生产链上形成优势组合, 建立完善人才机制, 继续推进经营管理、专业技术和操作技能三支人才队伍建设, 在不同的业务领域和层面形成领军人才群体, 不断壮大推动油田发展的中坚力量, 将人才资源切实转化为发展优势。
4. 生产经营体系:
完善和实践生产经营一体化管理模式, 把原来相对独立的生产、经营等系统管理职能, 集成为相互渗透、紧密联系、彼此协调一致的生产经营统一体, 使生产经营一体化管理成为全员参与、全过程管理、全方位协同、闭环管理的运作体系。按照“管专业、同时管成本”的原则, 探索制定生产经营五个“一同”的相应措施制度, 让生产经营按照同一个管理理念、站在同一个参照物之上、朝同一个目标行进。同时建立包括生产、技术、安全等在内的预算责任体系, 形成标准规范、制度健全、责任明确的管理格局, 为生产经营一体化管理打下坚实的基础。按照“成本中出问题, 在生产中找原因”的思路, 及时分析成本发生、及时进行纠错和反馈、及时指导生产, 培养全员成本意识, 努力推进生产经营一体化管理的实现进程, 达到持续改进, 不断提升整体业绩的目标。
5. 安全环保体系:
严格落实全员安全环保责任制, 持续改进和有效运行QHSE管理体系, 加快安全环保隐患治理。加强重点领域、要害部位和关键环节的安全环保管理。始终坚持开发与节约并重、节约优先, 推进节能减排, 不断完善节约工作机制, 努力创建资源节约型和环境友好型企业。积极推行“有感领导———员工受益, 直线责任———层层负责, 属地管理——当好地主, 修己安人———倡导大爱”的理念, 努力构建全方位立体式的安全监管体系, 形成全员参与、群防群治的良好局面。持续深化基层安全文化建设, 不断培育“以人为本抓安全”的“人本观”、“一切事故都是可以控制和避免的”的“预防观”、“安全源于责任心、源于设计、源于质量、源于防范”的“责任观”、“安全是最大的节约、事故是最大的浪费”的“价值观”、“一人安全, 全家幸福”的“亲情观”, 不断促进安全工作理念和运行机制的创新, 确保安全管理零事故。
6. 企业管理体系:
以拿油为核心, 进一步理顺机关后勤的工作流程和机制, 将规范管理、科学管理、人文管理的思维落实在生产、成本、技术、HSE、队伍建设等八项重点工作的专业化管理和彼此紧密的衔接配合上, 通过计划、执行、考评三个运行系统的循环运作提高系统效率, 逐步建立起权责明晰、流转顺畅、运行高效、行为规范、充满活力的体制机制架构, 完善激励约束机制, 形成具有采三特色的长效管理机制。
7. 企业文化体系:
以长庆核心价值观的转化和培育为主线, 继续探索企业文化体系的创建模式, 不断丰富采三特色的企业文化体系。逐步完善以“发展愿景聚力、团队精神铸魂、八个功能文化增效、三个品牌文化塑形”为主要内容的采油企业文化体系, 即, 发展愿景:挺进400万、瞄准500万、支撑5000万;团队精神:特别能吃苦、特别能战斗、特别能负重、特别能奉献;八个功能文化:学习文化、创新文化、执行文化、和谐文化、诚信文化、健康文化、廉洁文化、团队文化;三个品牌文化:安全文化、家园文化和井站文化, 使企业文化的触角不断向基层延伸、向井站延伸、向岗位延伸、向生产现场延伸, 使企业文化之力在传递和运动中聚合, 形成强大的文化生产力, 推动企业的快速发展。
8. 对外合作体系:
坚持走与大专院校、科研单位“厂校联姻、技术合作”的发展之路, 走与相关利益方、参建单位、以及广大客户的“相互信任、合作共赢”发展之路, 建立更加诚信、开放的对外合作体系, 为企业发展创造良好的社会环境。
摘要：面对中国石油建设综合性国际能源公司的新目标和长庆油田“发展大油田, 建设大气田, 实现五千万”的新任务, 迫切需要长庆油田采油三厂从发展目标、资源接替、管理架构、人力资源等方面进行改革创新, 以适应内外部环境的变化, 从而促进企业的可持续发展。文章从特低渗大型采油厂提出的背景分析入手, 阐述建设特低渗大型采油厂的定位, 建设特低渗大型采油厂的内涵, 建设特低渗大型采油厂的保障。
采油厂历史 篇2
经
理：
周理南（1987.10—1999.01）
思玉琥（1999.02—2005.10）
副经理：
艾永峰（1992.10—2005.10）
李永善（1989.08—1995.09）
曹元军（1997.07—2004.07）
李玉强（1996.10—2005.10）
窦志诚（1996.10—2000.05）
李
锋（2004.08—2005.10）
马志元（2004.08—2005.10）
2005年重组入延长石油集团延长油田股份有限公司，更名为延长油田股份有限公司杏子川采油厂。延长油田股份有限公司杏子川采油厂
厂长：
思玉琥（2005.11—2008.06）
艾永峰（2008.07—2009.06）陕油干发【2008】20号
马海红（2009.07—）陕油干发【2009】27号
副厂长：
艾永峰（2005.11—2008.06）
（2009.07—2010.03）延油发„2009‟130号
马海红（2008.07—2009.06）延油发„2008‟80号
曹元军（2010.3—）（延油发„2010‟22号）
张群桥（2009.05—）（延油发„2009‟103号）
李
锋（2005.11—）延油党发„2006‟52号
高文耀（2009.05—）（延油发„2009‟103号）
鲍金瓶（2006.04—）延油党发„2006‟52号
李忠锋（2008.10—）延油发„2008‟161号
主任会计师：
马志元（2005.11—2009.02）延油发„2007‟127号
总会计师：
李先忠（2009.02—）
中共延长油田股份有限公司杏子川采油厂委员会
2005年10月成立中共延长油田股份有限公司党委，截止2010年6月底，有党员246人，党群单位3个。
中共延长油矿管理局杏子川钻采公司总支委员会 书
记：
周理南（1987.10—1999.01）思玉琥（1999.02—2005.10）
副书记：
艾永峰（1987.10—2005.10）曹元军（2004.07—2005.10）
中共延长油田股份有限公司杏子川采油厂委员会 书
记：
思玉琥（2005.11—2008.06）
马海红（2008.07—2009.06）陕油党发„2008‟45号艾永峰（2009.06—2010.03）曹元军（2010.03—）副书记：
艾永峰（2005.11—2009.06）曹元军（2005.11—2008.06）
马海红（2009.07—）延油党发„2009‟55号 张群桥（2009.05—）延油党发„2009‟44号 纪委书记：
李玉强（2006.04—2009.11）延油党发„2006‟52号张
强（2009.11—）延油党发„2009‟68号 纪委副书记：
李小军（2009.12—）延油杏采党发„2009‟24号
正科 监察室主任：
李小军（2009.12—）延油杏采发„2009‟141号
正科 杏子川油田初探于1950年，1987年开始开发。1987年10月成立延长油矿管理局杏子川钻采公司，2006年3月隶属于陕西延长石油（集团）有限责任公司延长油田股份有限公司杏子川采油厂。
一
杏子川油田位于陕西省延安市安塞县境内，东与子长油田接壤，南与下寺湾油田相邻，西与永宁油田相连，北与靖边油田接界，与长庆安塞油田互为交错。面积842km，介于北纬36°30＇45＂~37°19＇31＂、东经108°5＇44＂~109°26＇18＂之间。位于黄土高原腹地，海拔1200~1600m，沟壑纵横、梁峁交错。属暖温带半干旱大陆性季风气候，四季分明，年平均气温8.9°C，年平均降水量497.8mm，年平均日照236.7小时，大气相对湿度62%。植被为草、灌木和少数乔木，多发生干旱、冰雹等自然灾害。区内主要河流有延河、杏子河、西川河等。地下资源主要为石油、天然气等。省级公路(S206)延（安）靖（边）线和包（头）茂(名)高速公路贯穿油区南北，并有安子路、坪王路、连王路等县乡公路和油区专用公路140km，交通便利。4
二
杏子川油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中段，为一平缓的西倾单斜，地层倾角小于1°。局部因差异压实而形成低幅度鼻状隆起。钻遇地层自上而下为第四系（Q）黄土层、白垩系（K）洛河层、侏罗系（J）层和三叠系上统（T3）延长组。
勘探开发的主要目的层为延长组长2（T3y）和长6（T3y）油层，为岩性油藏或构造—岩性油藏。油田三叠系沉积属安塞三角洲的一部分，以三角洲前缘水下分流河道相及平原分流河道相为主。长2油藏埋深在800~1100m，平均孔隙度11.5%，平均渗透率3.76×10μm，油藏驱动类型为弹性—弱水驱动；长6油藏埋深在1370~1450m，平均孔隙度8.2%，平均渗透率0.4×10μm，油藏为弹性—溶解气驱动。
边水能量小，部分区块和层系无边底水。全油田无统一的油水界面。
原油性质总体上属于低密度、低黏度、低凝固点、微含硫的常规陆相原油。长2地面原油密度平均为0.87g/cm，长6地面原油密度平均为0.86g/cm。
三
20世纪50年代，陕北勘探大队和延长油矿勘探队在安塞一带调查，发现大型鼻状构造，2队分别测绘有1：50000、3
3-3
2-3
241：10000地质图和构造图。1983年7月长庆石油会战指挥部第一分部在安塞县谭家营首钻塞1井，在三叠系延长组发现长2油层，经压裂获得初周日产油64.45t的工业油流。
杏子川油田于1987—1989年先后在沿河湾镇华里湾村、真武川和高桥川用顿钻钻探侏罗系延安组探井6口，未获工业油流。
1991年5月，在坪桥乡梅塔村部署长2层探井3口（坪
1、坪
2、坪3井）。其中坪3井12月压裂试油求产后，获得日产2.8t的工业油流。1993年3月在化子坪乡贺庄村部署长6层探井4口（化
8、化
9、化20、化10井），8月20日化20井试油获得日产1.8t的工业油流。1994年8月在谭家营乡沐浴村部署长2层探井，10月4日钻成杏2探井，压裂安装后油流自喷26小时。以后，布臵4口长2层详探井杏3井、杏4井、杏5井、杏6井组成十字剖面，经压裂试油后均获工业油流，控制含油面积6km。
1996—1997年，在王家湾乡黄草塌村、墩也村和镰刀湾乡胡麻嘴村发现延长组长1（T3y）油层，其中黄草塌有12口井有油气显示，以长1上部油层为主，厚度在10~13m；墩也有9口井见显示，以长1中下部油层为主；胡麻嘴有6口井见显示，含油层位主要在长1上部，油层厚度8~10m。
2004年起，先后对坪桥、化子坪、谭家营和王家湾、郝家坪五个区块进行扩边勘探开发。2005年开始对坪桥地区
长6油藏的勘探开发，探明含油面积13.14km，其中叠合含油面积9.12 km。2008年在真武洞、沿河湾、楼坪等地进行勘探，划定真武洞以南529km作为勘探规划区。
四
杏子川油田自开发以来，按照产能建设的划分标准，经历了初建产能、稳定产能、扩建产能三个阶段。
初建产能阶段(1987—1993年)，购臵油田设备，进行区块勘探开发。1987年8月，在延长油矿管理局七里村油田的援助下，用CZ-30型顿钻在沿河湾镇华里湾村首钻华探1井，目的层为侏罗系延安组地层，井深78m，未获工业油流。同年10月，成立了延长油矿管理局杏子川钻采公司。1988—1989年，先后在高桥川和真武川钻侏罗系延安组地层探井5口，井深100~300m，未获工业油流。在此期间，钻采公司利用借来的几十根钻杆，一部人力绞车和自己设计制造的简易打捞工具，靠人工修复9口旧井维持生存，到1989年底累计生产原油957t。
1990—1992年6月，购臵油田专用设备，陆续修复7口旧井。组建1001钻井队和1501钻井队，在坪桥乡吴家湾村和化子坪乡贺庄村进行勘探。1992年12月，坪3井完井，是杏子川油田依靠自己的技术力量钻成的第一口出油井，日产油2.8t。1993年9月，钻成第一口定向井化5-1井，初产油1.89t。
21992年4月，杏子川油田为解决资金、技术困难，引进外协资金和技术开发石油资源。到1993年6月共引进外协企业6家，钻井27口，同年7月移交至安塞县石油钻前管理办公室管理。
到1993年底累计完成开发井35口，年产油量1.55×10t，累计生产原油3.13×10t。
稳定产能阶段(1994—2002年)，部署实施谭家营沐浴、坪桥梅塔滚动勘探开发，年产油量稳定在5×10t。1994年5月，根据“4.13协议”(1994年4月13日《陕西省人民政府、中国石油天然气总公司关于开发陕北地区石油资源的协议》)，长庆油田将化子坪乡贺庄村、镰刀湾乡罗居村、坪桥乡梅塔村和郝家坪乡四个区块共95 km委托杏子川钻采公司勘探开发。
1994年10月4日，在谭家营乡沐浴村布臵的长2层探井杏2井，压裂后出现20个小时的井喷，喷出原油量超过130t，稳产后初月日产26t工业油流。而后，围绕杏2井进行滚动勘探开发，到1996年9月，完成开发井68口，建成2×10t产能基地。
1995年8月，部署实施梅塔地区长2油藏滚动勘探开发，设计井距250~350m，每平方公里布井8~10口，采油速度1%。1996年 8月，坪15井勘探获得高产，从此杏子川油田原油产量以每年1×10t的速度递增，1997年5月28日原油日
4244
产量首次突破100t，产油104.5t。1998年原油年产量突破5×10t，达到5.07×10t。
2000年起，杏子川油田聘请了勘探地质、开发地质、井下作业、采油工程等方面的工程师进行技术指导，并与长安大学地球科学系联合建立教学实习基地。试验推广采油新工艺，调整油井参数(包括油杆、油管组合)，排液量明显增加。对部分停躺井进行二次压裂、活性剂解堵、大排量返洗等措施，使旧井重新投入生产。2000年2月，组建了化验室，对油样、水样进行化验分析，为采油、注水开发提供依据。同时还对坪桥梅塔地区长2油层进行井网加密调整，部署化子坪贺庄地区长2油藏的开发。
2002年底油井开井294口，单井日产油平均1.1t，综合含水率43%，原油产量保持在5×10t。
扩建产能阶段(2003—2010年)，实施长6油藏开发，对长
2、长6层油井实施注水。以动态监测为依据，加强分层注水、注采调整、产能挖潜等措施，建成年产油65×10t生产能力。2003年3月，杏子川油田接收179家外协企业、个人投资的各类井1036口的开采权、经营权和收益权（以下简称“三权”）及全部油井资料。6月，对化子坪贺庄地区长6油藏进行滚动勘探开发。2005年7月，在化子坪王界钻成安塞地区第一口长8（T3y）层油井星28井，完钻井深1600m，投产初期日产油3.1t，含水率5%。到2008年底，2
444
累计开发面积75km，完钻长
2、长
6、长8层开发井1031口，年生产原油24.38×10t。2005年开始对坪桥地区长6油藏的开发，井网部署为不规则正方形，至2008年底，完钻长
2、长6层生产井372口，年产原油11.49×10t，综合含水率58%。
2004年起，先后对王家湾、坪桥、谭家营、化子坪等地区的长
2、长4+
5、长6油层实施注水开发，并逐步完善注采井网。根据动态监测资料，进行注采调整，堵水调剂等作业，注水工艺前期采用光油管笼统注水方式，后期采用偏心配水管柱分层注水。实施油田注水，有效抑制递减，长2层注水累计增油10×10t，长6层注水达到稳产目的。在油层改造方面，实施二次压裂，酸化解堵等措施；旧井改造方面实施封隔器堵水、化学堵水、微生物吞吐采油、物理解堵、以及油井除垢等措施。
在地质研究方面完成6个开发区的地质评价和油藏描述，对47口取心井的岩心根据油田开发需要进行12个项目的化验分析，为后期开发提供技术参数。建立油井资料数据库，实现油井资料的电子化管理。
五
杏子川油田分布在王家湾、坪桥、化子坪、谭家营、郝家坪五个乡镇和西河口乡—招安镇、楼坪乡—高桥乡、真武洞镇、沿河湾镇、水源保护区五个勘探规划区。截至2010
年6月，我厂共有井场1344个，油井3745口，其中建成文明井场1276个，占总井场数的95%，其中三边井场567个，治理数达567个，占总数的100%。
六
杏子川油田在23年的开发历程里，对油田的认识不断深化发展，开发工艺日趋成熟，改造技术不断进步，其中出现了三次大的转变：钻井方法由顿钻钻井转向旋转钻钻井，油井完井方式由前期的裸眼完井转向射孔完井，增产方式由前期的依靠自然能量开采转向注水开发。冻胶压裂的推广应用使产能进一步提高。同时发展了多项配套技术：多裂缝压裂技术，辅之以控缝压裂、二次侧向暂堵压裂技术；丛式定向井技术等在油田相继成熟。积累了一套适合杏子川油田油藏地质特点的找油、采油、挖潜、增产工艺。
作为陕北地区最早引进外协资金和技术开发石油资源的钻采企业，杏子川油田带动了陕北各县钻采企业多层次开发陕北浅层低产石油资源的热潮，为延长油田在新世纪的发展做出了贡献。
油田开发产生显著的经济效益和社会效益，历年来共为社会各界及公益事业赞助捐款3600万元。石油开发的收入占到安塞县地方财政收入的46.6%。通过石油资源的开发，扩大了对外开放，促进了劳动就业，为5000多人创造了直接或间接的就业机会，其中杏子川采油厂安排农村剩余劳动
力1259人，大中专毕业生865人，复转军人211人。绿化环境65.4×10 m，修建乡村小学8所，桥梁、涵洞28座，打水井63口。
“雄关漫道真如铁，而今迈步从头越”，杏子川采油厂将一如继往的发扬求真务实的工作作风和埋头苦干的企业精神，支持地方建设，解放思想，开拓创新，团结一致，奋发向上，为把延长石油建成国内一流、世界知名的石油煤化工企业集团做出新的更大的贡献。
采油厂成本预算管理研究 篇3
关键词：预算管理;生产经营;对策
1 采油厂预算管理现状
1.1 采油廠生产经营特点
采油厂作为油气生产最终的成本落脚点，生产经营特点与一般的制造加工企业存在明显的差异。首先，该行业是技术密集、资金密集、报酬高的行业，所以有其开采需要投入大量新技术、新工艺、新方法以及大量的资金;其次，该行业也是高风险行业，有油气勘探对资源状况和自然条件的依赖性很强，高投入不一定产生高效益。
1.2 采油厂预算管理的主要做法
①在编制方法上采用水平法，该方法根据上年度各责任单位油气生产成本的发生数，结合下年度环境、产量等因素的变化情况，调整相关预算指标来编制预算。②预算指标按照“纵向到底、横向到边”的原则，依照生产组织层次和费用项目两个标准分别进行横向和纵向分解，并落实到各个责任部门，实行责任化管理。这种预算管理模式在一定程度上有利于强化各单位的经济责任，对采油厂加强成本控制、改善生产经营管理起到了积极的作用。
2 采油厂预算管理中存在的问题
2.1 相关业务部门的预算管理意识薄弱
近几年，虽然全面预算管理体系在采油厂不断完善，在采油厂成本控制方面发挥了一些积极作用，但是也有部分业务部门，预算编制形式化，原因分析不清、措施不明确，没有充分认识到业务预算的重要性，在预算编制和执行分析等方面过多依赖于财务部门，将预算的编制和执行分析人为的割裂，预算管理意识有待增强。
2.2 预算考核指标缺乏合理性
采油厂的成本预算管理，在测算方法上采用水平发，在分配方法上根据往年油气产量、成本情况逐级分解，该方法虽然简明易于理解，但是预算指标并没有依据产量的变化而变化，二者缺乏必要的联系，成本、产量、效益人为的脱节，这种方法分配的导致预算指标分配不合理。依据不合理的预算指标进行考核，考核结果也必然缺乏合理性，这样不利于采油厂的长远发展。
2.3 预算执行分析不到位
目前预算执行分析大都是执行与预算间的差异对比和定量分析上，而对预算指标的合理性，是否存在优化措施以及措施是否可行等方面较少涉及，预算分析没有起到实际的作用。对于超预算的项目，预算分析不能明确指出是财务部门或是哪个业务部门的责任，对采油厂的生产经营管理不能发挥有效的控制作用。
2.4 预算考核落实不到位
一是预算指标是静态的，而采油厂的生产环境是不断变化的，这就导致预算指标与生产相互脱节，预算超支责任模糊，各责任部门相互推诿，加大了考核兑现的难度。二是采油厂考核指标主要采用油气产量、吨油操作成本、内部利润等静态考评指标，这些指标主要用于事后评价，不能体现出过程控制的作用。
2.5 采油厂基层单位没有将预算管理与实际工作相联系。
一是采油厂基层单位的预算管理意识相对还比较薄弱，三级单位是采油厂成本的落脚点，但是很多单位把预算管理作为需要完成的任务，对预算管理的重要性认识不足，没有把预算管理作为改进生产经营管理的控制手段，预算管理没有得到真正落实;二是基层岗位对预算管理的认识不到位，没有将自己从事的工作与预算管理联系起来，仅仅停留在费用控制层面。
3 采油厂改进预算管理的必要性
3.1 社会环境的变化的要求
国际石油市场竞争日益激烈，企业要想在激烈的市场竞争环境中挣得一席之地，就应该不断改善经营管理，降低成本，提高利润，增强对市场的反应能力。另一方面，我国大部分采油厂进入开采阶段的后期，需要稳定产量所投入的经济资源不断增加，生产经营压力巨大，然而，传统的而预算管理模式不能适应采油厂发展的要求，迫切需要改进。
3.2 成本、产量和效益之间矛盾的要求
在采油厂，成本管理、投资计划管理、生产开发方案分别由不同的部门管理，将三个项目人为的割裂开来，缺乏有效的沟通与联系，带来成本、产量和效益之间矛盾。成本、产量和效益之间的矛盾成为现阶段采油厂生产发展的主要矛盾，改进预算管理对解决三者之间的矛盾以促进采油厂长远发展具有重大意义。
4 采油厂改进预算管理对策
4.1 强化预算管理的理念
强化“以油藏经营管理为基础”的经营理念，将预算管理与采油厂实际生产相结合，使预算管理成为采油厂成本控制的重要手段。传统的把产量作为主要考核指标的经营管理办法，导致经济资源的严重浪费，阻碍了采油行业的长远发展。油藏经营管理模式可以在最大程度上节约生产成本，减少投资，优化资本运营和资产管理，提高生产效率，从而获得最大的经济效益。
4.2 加强采油厂成本管理基础工作
真实可靠的原始记录，是一切经营管理工作的基石，而成本预算的编制更是依赖真实业务量，成本预算就没有可靠的基石，预算的执行考核也就失去了意义。因而采油厂改进预算管理应从成本管理基础工作入手，加强采油厂基础计量工作，强化物资供应管理，加强资产、设备的分类管理，为预算管理的科学性和有效性提供坚实的保障。
4.3 真正发挥考核激励机制的作用
考核的真正目的是找出实际生产指标和预算指标的差异，找出问题并分析原因，提出改进优化的建议。横向上要加强业务部门对预算执行情况的考核，以促进责任意识增强;纵向上应将预算指标与实际生产环境相互联系，及时根据环境变化调整预算指标，保证预算指标的合理性，强化阶段性考核，以有效的激励方式促进员工的工作积极性。
参考文献：
[1]催长滨.对油田采油厂成本预算管理存在问题的分析与思考[J].财会经济，2012（4）.
[2]王栋.企业强化财务预算执行力的策略[J].财会信报，2011（5）.
采油厂节能措施研究 篇4
一、节能意义
1. 企业发展的社会责任
我国经济快速增长, 各项建设取得巨大成就, 但也付出了巨大的资源和环境代价, 经济发展与资源环境的矛盾日趋尖锐, 群众对环境污染问题反应强烈。这种状况与经济结构不合理、增长方式粗放直接相关。不加快调整经济结构、转变增长方式, 资源支撑不住, 环境容纳不下, 社会承受不起, 经济发展难以为继。只有坚持节约发展、清洁发展、安全发展, 才能实现经济又好又快发展。同时, 温室气体排放引起全球气候变暖, 备受国际社会广泛关注。进一步加强节能减排工作, 也是应对全球气候变化的迫切需要, 是我们应该承担的责任。
2. 经济效益的提升
节能降耗是提高企业经济效益, 增强企业竟获赠来得重要措施。石油是国民经济的支柱产业, 同时也是主要耗能行业之一。对油田企业来说, 主要能源消耗品种为原油、天然气、电、成品油等, 节能降耗, 通过强化节能工作的推进, 可降低原油开发的能源消耗, 有效降低吨油开发成本, 促进经济效益的提升。
二、节能途径与方法
1. 有效建设节能工作基础制度
节能基础管理制度有效性建设, 使有形制度中渗透着无形的节能文化, 而无形节能文化通过有形的制度载体得以体现, 是实现采油厂节能工作有效持续开展重要保障。持续开展节能制度宣贯, 加强员工对节能规章制度的学习, 使员工从思想上认知规章制度, 逐步形成自觉遵守规章制度的主观能动意识;职能部门定期对节能制度落实情况进行检查验证, 依照制度严格考核兑现, 从外部约束员工逐步养成自觉依照制度做事的良好习惯。
2. 积极开展科学管理
坚持“技术+管理”指导思想, 坚持“检查+指导”的推动手段, 分层次、分步骤对问题进行改进, 扎实推进课题性节能实践改进活动。从数据统计及分析入手, 灵活运用数理统计工具, 坚持用数据说话, 增强管理技术方法应用的科学性、针对性及有效性, 确保取得循序渐进, 使本单位能耗达到标杆值, 最终实现能耗的降低。
3. 加强培训, 全员参与
结合采油厂年度培训计划编制工作, 在开展岗位员工培训需求意向调查的基础上, 重点围绕各级领导干部、管理人员、技术人员及基层生产骨干, 分层次、分岗位编制年度节能培训计划, 有针对性地筛选确立培训课题, 编制完善培训大纲, 培训内容突出实效性, 确保培训效果。
采油厂应结合生产经营实际, 在综合考量基础条件及员工素质的基础上, 确立采油厂节能工作理念, 用以指导日常节能工作的推进, 引导广大员工积极参与采油厂节能实践活动, 使采油厂节能工作实现全员参与、全方位管理及全过程控制。
三、节能的具体措施
1. 实施关井限液措施, 有效控制污水产出量
为采油厂针对原油产量任务重, 污水减排压力大的实际, 正确处理好油田开发与环境保护之间的关系, 有效实施控液控递减措施, 减少油田污水产出量。通过成立产出水一体化治理项目组, 按照产出水一体化治理的统一部署, 采取动态调整、计关限液间开等措施, 严格控制高含水油井的开井数, 有效控制低效产油量井。关井限液措施的实施, 进一步优化了产业结构, 减少了采油污水的产出量。
2. 实施油田污水回灌工程, 减少富余污水产生
采油厂通过实施污水回灌工程, 有效减少污水处理厂污水日排放量。同时, 通过减少污水处理厂污水氧化塘处理量, 增加污水氧化停留时间, 促进了污水水质的提高。
3. 积极研究探索污水处理新工艺、新技术的应用
采油厂在做好污水减排工作的同时, 积极开展技术攻关, 推广应用污水处理新工艺、新技术。加强处理药剂筛选, 有效提高了絮凝效果, 使污水悬浮物、石油类等指标大幅度降低。通过对采油污水进行电化学氧化试验和成果应用促进了污水深度处理技术工艺水平的提高。
4. 加大油泥砂治理力度, 节省了大量的排污费
加大钻井泥浆及各联合站油泥砂的无害化治理力度, 对钻井泥浆实施固化处理, 通过实施大量废弃钻井泥浆固化处理, 使其达到无害化处理技术要求, 为采油厂节省了大量的排污费。用对各联合站油泥砂采用先进的油砂和油泥处理新技术, 其中油砂采用移动式油砂处理设备技术, 油泥采用污泥浓缩压滤技术, 使各联合站内的毛石池和沉砂池内油泥、油砂得以及时处理, 有效容积明显增大, 生产调节趋于平稳, 各节点排泥、排砂得以正常执行, 污水水质得到一定程度的提高, 尤其是含油和悬浮物指标好转。不仅大大减少了环境污染, 降低油泥砂外运和装卸费用, 而且可增加油泥、油砂中原油回收量, 处理后的油泥外运至电厂或水煤浆转化为经济效益, 实现了资源的充分利用。
四、结束语
采油厂实习总结 篇5
时光飞逝，不知不觉间来到胜利发电厂已有四个月了，而我们在采油队的实习也已经三个月了。去年这个时候，我还是一个在校大学生，为自己的毕业找工作而奔波着。而如今我已经站在了新的起点上，开始了新的征程。实习是大学生步入工作岗位前的缓冲期、过渡期，也是大学生培养自身工作能力的磨刀石，作为一名刚刚从学校毕业的大学生，能否在实习过程中掌握好实习内容，培养好工作能力，显的尤为重要。在河口采油厂二矿六队实习三个月里我体会颇多。
虽然已有同事前辈曾说过采油队条件的艰苦，但当我们真正初次来到河口采油厂的时候，我还是被这里的条件之艰苦所震撼。举目遥望，四周全是荒地，仅有一间小屋聊避风雨。奋战在采油一线的工人们，他们就是在这片荒凉的土地上日复一日年复一年，奉献着自己的青春。
安全是树根，发展是树干，没有了安全也就没有了企业的枝繁叶茂。在来到采油队的第一天，本着对我们的安全负责的态度，指导员慎之又慎的为我们讲解了采油队平时需要注意的安全事项，包括平时在油井附近工作的注意事项和遇到一些特殊事件时的应对措施。听了指导员的讲解，我们对“不伤害自己，不伤害他人，不被他人伤害”的“三不伤害”原则又有了一次较深刻的理解。
在听完了安全注意事项之后，我们参观了采油厂的各种设施，大体了解了采油的整个过程，包括采油、注水、计量等事项都有一个大体的认识。
经过了一系列的学习之后，我们分为四个小队分别到四个采油站实习，我被分到了河68-18采油站，正式开始了我们的实习生活。刚到采油队时正值盛夏，天气酷热，计量间内更是让人难耐。在采油站呆的时间久了，我才发现采油队生活的艰苦。采油机故障时有发生，偶有管道问题，这些许许多多的问题都需要采油工人们在第一时间发现问题解决问题。所以在采油站上经常有突发事件，对工人们的考验是巨大的，给我们的印象也是深刻的。至此，我才对采油队那些繁琐的规定有了一定的认识，越是在紧急的情况下，越是要按规章制度执行，这样才能确保安全生产。
对于我来说，在采油队几个月的实习让我认识到了油田工作的责任和重要性。我直接接触到了石油生产一线，看到了许多石油生产设备，了解他们的名字和生产用途。对于石油的开采生产有了一个大体的认识。同时认识到了在工作中需要的严谨的工作态度和负责的工作精神，对于未来在发电厂的工作也有一定的指导作用。
石油生产中事故频发，有很多安全隐患，经常会遇到各种危险。但事物都有其自己的规律可循。在日常生产中只有严格按照各种安全规章制度才能把事故发生的几率降到最低。安全与生产是相互依存的关系，只有确保安全才能确保生产。在生产过程中必须保证安全，没有安全就没有生产，不安全就不能生产。“安全促进生产，生产必须安全”。在任何时候我们都要坚持“安全第一，预防为主，防治结合，综合治理”的十六字方针，才能提高生产效率。我们要坚持一切为安全生产让路，一切为安全工作服务的观念，把安全第一的方针落到实处，落实到生产各个角落，才能确保生产安全。
在采油队的实习让我认识到即使是在电厂中，安全生产也是至关重要的，在电厂工作时对于电厂的各种安全事项更要严格遵守。让刚进厂时的安全教育落到我们生产生活的每个角落，把危险消灭在萌芽之中，确保日常生产生活中自己和周围人以及设备的安全，正常。
在这三个月的实习中，让我渐渐从一个刚刚踏出校门的毕业生转变成一个石油工作者，增进了对企业的了解。我认识到社会是残酷的，没有文化，没有本领，就会被社会无情的淘汰，只有不断进步，不断前进才能跟上时代的步伐，实现自己的梦想。
经过这三个月的实习生活，我认识到了自己的不足，无论是从知识结构上还是工作经验
上。相信在未来电厂的工作中，我将以更积极主动的工作态度，更扎实牢固的专业知识，在自己的岗位上努力工作。我坚信通过这段时间在采油队的实习生活，我所获得的经验将在我日后的工作中起到重要作用，并且在我在电厂的工作中给予帮助。期望在未来的工作中把学到的理论知识和此次的实践经验应用到电厂实际工作中去。充分实现自己的价值，在电厂工作中发挥自己应有的作用。为实现自己的理想和自己的未来而努力。
每个人的人生都是不同的，只有紧紧抓住生活的每一条轨迹才能在梦想的道路上越走越远，每个人的人生都不是一帆风顺的，总有一些艰难困苦，每一次的经历都需要很多的勇气，每一次经历都弥足珍贵。只有不断在自己的人生路上总结过去的成败并应用到自己的未来之中才能让每个经历都有自己的价值。正如我们此次实习，有欢笑有汗水，但更重要的时有珍贵的经验，成功也好失败也好，都是未来路上的标尺。我坚信，只要不断前进不断进步，我的未来不是梦。
发展中的青平川采油厂 篇6
1、起步阶段(1987--1989)：1987年3月18日，延长油矿管理局青平川钻采公司(以下简称公司)，借永坪二干渠七孔窑洞挂牌成立，向银行贷款5000元，开展筹建工作。6月4日，公司利用子长油矿移交的12口生产井起步，至1989年底，累计钻井36口，生产原油2214t。
2、发展阶段(1989--2003)：1989年10月，公司将开发重点由拓家川转向青平川。11月22日，101井开钻，次年6月投产，初月产原油17.20t。1 992年钻井48口，原油生产突破1×104t。1998年原油生产达32170t，突破3×104t。2000年，加大对永坪麻子沟区块开发力度，当年原油生产突破5×104t。2001年起，永坪刘家渠、鲍家河两个小區块产能建设提高，至2003年原油生产突破10×104t。
3、稳产阶段(2003--2009)：2004年开发重点由永坪区块转至禹居区块，当年在禹居区块钻井26口，日产原油由2t提高到20t。同年引进油井解堵新技术、新工艺，开展旧井挖潜。2005年试验成功低残渣、低伤害环保型油层水压裂新工艺，解决了油层水处理难、压裂缺水的矛盾。在柏洼沟区块实施整体注水，实现了由自然能量开采向补充能量开采转变。2006年全面推广酸化解堵、裸眼井改造等新工艺，加大油井洗井熔蜡、调整泵挂等力度，提高了平均单井产量和采收率，原油生产连续7年稳产10×104t。
4、降产阶段(2010年至今)：由于二十多年的开采，地层能量亏空，加之先天资源匮乏，2010年生产原油9.5×104t，2011年计划生产原油8.5×104t。
由于资源严重不足，钻探方面所布新井主要为加密井和已开发区域的扩边井，新井投产主要以常规压裂为主。旧井挖潜方面主要靠旧井压裂、洗井、解堵和引进新技术以增加旧井产量。注水方面共有柏洼沟和东西沟两注水区域，注水面积23.5平方公里，注水井113口，控制油井707口；平均日注水360立方米，年注采比1.04，累计注采比0.4，采出程度2.66％，采油速度0.21％，综合含水率由注水前的79％上升到86％，地层压力由注水前的0.22MPa上升到0.56MPa。
采油厂会计核算功能深化研究 篇7
一、西北油田分公司采油厂会计核算的业务内容及特点
(一) 采油厂会计核算的业务现状
西北油田分公司各采油厂进行会计核算, 采用的是“完全成本法”。根据成本发生的过程, 可以分为三个环节, 即:成本预算、成本结算和成本核算。
成本预算是根据生产任务确定工作量, 再确定价值量, 按照业务工作量及相匹配的价值量, 细化分解到业务部门、分队站所;通过编制合理、有效、量价分离的业务预算和财务预算, 实现工作量与价值量双向管理的过程。成本结算是指按照量价分离的原则, 由业务科室核实发生工作量, 计划财务科计划人员核实价格的方式先进行成本确认, 然后进行成本结算, 直至完成结算的过程。成本核算是指财务人员对成本按成本中心、成本要素、专项核算、专项核算对象进行费用归集、核算、统计分析的过程。
下面主要对成本结算、成本核算及信息化应用进行介绍。
1. 成本结算
目前西北油田分公司采油厂的成本费用分为三十八大类, 包括:人工成本、劳动保护费、差旅费、会议费、业务招待费、通讯费、办公费、印刷费、图书资料费、低值易耗品、车辆使用费、租赁费、财产保险费、物业管理费、无形资产摊销、折旧、材料费、燃料、动力、井下作业费、测井试井费、修理费、油田专业服务费、外部施工劳务、运输费、小型防洪堤、环保支出、安全技措支出、井场维护、油区道路维护、化验计量费、科学实验费、技术服务费、信息系统运行维护费、综合治理费、仓储费、其他费用等。
根据结算对象的不同, 采油厂的主要结算可以分为内部结算、外部结算、个人报销。下面以西北油田分公司塔河采油一厂为例, 对采油厂会计核算内容进行介绍。
(1) 外部结算。外部结算指的是对外部施工单位的合同结算, 外部结算参与单位为外部施工单位等。外部结算涉及的费用种类主要有:租赁费、动力 (外购水) 、井下作业费、测井试井费、修理费、油田专业服务费、外部施工费 (捞油、落地油回收) 、运输费 (特车) 、小型防洪堤、环保支出、安全技措支出、井场维护费等。
(2) 内部结算。内部结算的参与单位有特管中心、电管中心、完井测试中心、基地服务中心、勘探开发研究院等。内部结算涉及的费用种类主要有物业管理费、动力费 (外购电、自发电、自供水) 、井下作业费 (传输射孔、作业运费) 、外部施工费 (注水) 、运输费 (倒液、掺稀、零星吊装) 、道路维护费、化验计量费等。
(3) 个人报销。个人报销主要是差旅费, 包括因公出差、司机行车补助、轮休路费、野外补贴。
2. 成本核算
成本核算是企业经济核算的重要内容。它是以价值形式反映和监督企业及其企业内部各核算单位生产经营过程的活劳动消耗、物质消耗和资金占用及其经济效果的方法。根据生产特点和过程管理需要, 西北油田分公司将油气生产划分为油气提升、驱油物注入、测井测试、井下作业、油区维护、油气处理、轻烃回收等7个重点过程和63个节点。采油厂成本核算包括登录成本台账, 正确归集各个成本费用 (如井下作业费用) , 正确入账到各个成本中心及主管部门, 以确保各科室和分队充分了解当月成本。
(1) 台账。台账主要包括生产台账和财务台账。生产台账主要是各业务科室 (如生产科) 用来登记业务发生的台账, 关注于生产业务过程。成本台账内容包括:成本要素、各项费用的主管部门、成本金额、税款、总金额、项目名称 (摘要) 、考核单位、成本中心、成本归属单位、工作量、施工单位及时间、结算号、合同号、可控成本标识等, 对每一笔业务都能够做到详细全面的记录。
(2) 专项分析报表。专项分析报表主要是各专项费用的统计分析报表。如:井下措施作业统计表、月度分析表、月度单耗指标表等。
3. 信息化应用。
目前各采油厂使用的是财务管理信息系统 (FMIS) 。以成本预算管理为核心, 外延辐射至会计核算、资金管理、价税管理在内的财务管理信息系统。涵盖预算和核算两方面的业务数据, 通过系统集成, 逐渐将与财务相关的所有经济业务往来整合到系统中, 增强数据共享度和准确性, 提高工作效率;同时紧密结合内控管理制度, 理顺工作流程, 严格按照内控要求实现业务的规范有序运行, 将内控制度融入到日常财务核算与管理过程中, 完成内控的信息化, 全面提升分公司财务管理信息化水平。
(二) 采油厂财务核算的特点
1. 生产环节的准确程度是会计核算是否准确的重要前提。
乙方单位施工结束后, 将工作量上报给各业务科室, 各业务科室或各分队、站、所审核工作量并出具工程结算证明, 计划财务科计划人员审核结算价格, 财务人员只是按照交来的结算书及发票金额进行入账, 如果工作量、审核的结算价格不够准确, 会造成会计核算信息的失真。
2. 外部结算比较准确, 内部结算的科学性需进一步提高。
(1) 因为西北油田分公司的生产特点, 特管中心的外部结算和内部结算比较准确;
(2) 基地服务费:目前按合同价每月固定结算, 基地服务中心每个月开具结算单, 各二级单位一个结算数, 不细分。采油厂在入账时, 只是按照每月固定结算数分摊到相关成本中心 (各成本中心是:一厂机关本部、油田开发研究所、油田化学检测站、西达里亚经营区本部、第二经营管理区本部、第一经营管理区本部、第三经营管理区本部、一号联合站、轻烃站) , 核算上的准确度有待提高。
3. 缺乏系统严谨的成本消耗标
准, 严重制约了成本精细化管理水平的提高。成本预算和成本分析不能准确对标, 不能客观反映各单位生产运行和过程控制的管理水平, 不能更好地促进成本管理“比学赶帮超”工作的深入开展。
二、会计核算功能深化措施
(一) 建立健全预算管理体系
逐步建立以标准成本和生产作业参数相结合的预算模型, 科学合理地编制财务预算, 推动预算管理向精细化方向发展。全面预算管理是按照企业制定的发展目标, 层层分解, 以一系列的预算、控制、协调、考核为内容, 建立的一套完整的科学的数据处理系统, 自始至终地将各个经济单位经营目标同企业发展战略目标联系起来, 对其分工负责的经营活动全过程进行控制和管理, 并对实现的业绩进行考核与评价的内部控制会计管理系统。全面预算管理在成本计划和成本控制方面起着至关重要的作用。当编制预算时, 全面预算管理可以看作是将公司的计划和战略用经营术语进行阐述的一种方法, 为成本控制提供依据和辅助。
(二) 加强成本考核与分析
完善预算考核办法, 严肃预算管理流程, 细化成本考核指标。成本核算与管理是否达到预期的目的, 要通过成本考核来检验。首先, 企业以目标成本为依据, 根据会计核算所提供的会计信息对各成本中心目标成本执行的工作成果进行分析、评价。其次, 在考核中要注意两个问题:一是把成本指标与销售收入实现情况相结合。即改变过去就成本看成本, 以成本比成本的考核方法, 把成本与销售收入捆起来考核, 提高成本考核的全面性和完整性。二是建立奖惩制度, 把各责任中心工作成果与物质利益紧密结合。最后, 在考核的基础上进行定期分析, 揭示成本差异, 分析差异原因。这里的差异分析是指将企业实际发生的成本与企业的目标成本、同行业平均成本以及国外同类企业的成本比较, 将差异发生的原因作为决策的依据, 提高企业效益。
(三) 深化ERP应用, 提高信息化水平
ERP系统在西北油田分公司的运行, 规范和优化了生产经营业务流程, 搭建了一个以成本管理为主的信息平台。系统功能的共享, 能够消除部门之间、岗位之间认识上的差异, 系统方式得到了统一和提高, 为精细化管理提供了有力保证。ERP系统的运行可以实现西北油田分公司“一级核算和集中管理”。通过478个成本中心的设立, 实现了成本管理由事后核算向事中控制和事前预警的转变。成本中心通过CO模块与其他模块的紧密集成, 能够提高成本管理与控制的实时性和有效性。
进一步推进财务管理信息系统 (FMIS) 的应用, 借助信息化手段, 实现不同财务指标在线实时监控, 集成开发和生产部门的信息系统, 通过指标组合, 建立三维的数据分析模型, 实现成本和效益分析的实时化;并在计财科和其他业务科室流转, 加强各业务科室之间的协作, 降低重复工作量, 提高工作效率和准确程度。借助信息化手段, 减轻基层业务人员的工作量, 使之转向管理性工作, 从而有效提升企业财务管理水平。
(四) 完善基础成本定额库
依据分公司相关油田工作标价, 结合采油一厂生产实际, 完善了基础成本定额汇编, 尤其是井下作业类、技术服务类、内部单位标价及设备物资类这四大定额, 同时加强动态信息的收集、整理, 对基础成本定额工作实施动态管理, 及时结合市场行情, 对工程项目的主要装置、关键设备、特殊材料都进行询价, 有利于更好地成本核算, 使成本核算更具科学性、合理性和实效性。
三、结束语
扶余采油厂注水系统耗能浅析 篇8
1 注水系统监测现状
扶余采油厂有三座联合站并网注水, 共有注水泵机组17套, 总装机功率14 530 k W, 年能耗量6726 t标煤, 注水设计能力51 024 m3, 注水单耗3.15 k Wh/m3, 日注水量4.7×104m3, 配水间201座, 共有注水井2278口;监测期间运行注水泵8台, 注水井2006口, 日配注水量6.38×104m3, 注水管网总长671.1 km, 管网最大注水半径8.9 km。1#注水站, 全年注水4 616 963 m3, 2#注水站全年注水7 291 187 m3, 油水处理中心注水站全年注水6 275 122 m3。
2 注水系统数据分析
注水系统节能监测主要考核注水泵电动机平均功率因数、泵机组平均效率、油田平均注水系统效率三项指标。监测注水泵电动机平均功率因数0.86, 电动机功率因数合格5台, 合格率为63%;泵机组平均效率66.24%, 泵机组效率合格6台, 合格率为75%;注水系统平均效率45.39%, 泵机组运行效率较低 (见表1、表2) 。
3 影响注水系统效率主要因素
3.1 注水管网
1) 注水管线及阀组结垢。油田设备中注水系统由于注水井的注入水组成复杂而容易发生复杂的物理和化学变化, 产生复杂多样的水垢[1]。水垢主要包括由难溶性碳酸盐和硫酸盐组成的表面化合盐类垢、腐蚀导致的水垢以及注入水中夹带的固体颗粒和水中微生物排泄形成黏泥等。它们主要集中在注水井附近的地层、注水井底部、井筒壁、管道弯头和阀门等处, 导致管损增加, 最终形成注水机泵出口压力上升, 导致注水单耗增加, 对注水系统效率产生较大影响。
2) 泵管压差较大。随着低渗透油田的注水开发, 新转注井的注水压力较高, 注水区块实际注水量的变化造成原设计注水量与实际不匹配, 泵管压差大, 截流现象严重, 注水单耗增加。
3) 老油田部分注水区块供水半径较长, 压力损失大, 使注水系统效率降低。
3.2 注水泵
监测的离心泵机组效率较高, 达到合格指标, 注水泵机组单耗相对较低, 能量损失较小。有部分离心泵机组电动机功率因数不达标的情况。
3.3 注水井
由于单井节流比较普遍, 使用阀门控制, 节流损耗较大。有阀门串、漏阻现象, 造成能量损耗, 使注水系统效率降低。有一部分注水井为合注井, 油田注水效果不明显, 造成水资源浪费。
3.4 注水压力
个别区块水井注水压力参差不齐, 干线压力不匹配, 供水半径长, 压力损失大, 区块需要较高的注入压力时, 造成注不进去水。个别单位注水井井口超压运行, 存在事故隐患, 影响油田正常运行。
4 提高注水系统效率措施及建议
1) 改善水质或采取预防管线结垢的技术措施, 可以在一定程度上防止注水管线水垢的生成, 减缓结垢速度。如采取注入污水处理技术、防垢剂技术、管道表面涂层处理技术等方法。
2) 积极推广应用变频控制技术, 改变注水泵流量调节的方式, 即改变泵的特性, 来适应管路特性, 以减小泵管压差。
3) 有计划、有步骤对破损、腐蚀严重的管线、阀组进行改造。局部改造注水管网, 降低管网注水压力, 对个别的注水井进行增注, 降低管网损失。采用分质、分压注水。
4) 由于节流损失造成管网损失增加、系统效率降低的注水系统, 应结合生产实际要求和现有注水泵运行状况, 对系统进行综合治理, 实施分压分治, 进行系统降压, 单井增压, 减少管网能耗损失。
5) 对泵效相对较低的泵机组应加强设备维修保养, 注意合理调整运行参数。对功率因数相对较低的泵机组, 应加强对注水泵电动机的无功补偿, 减少不必要的能耗损失, 提高功率因数。
6) 对注水泵进行检修及清洗, 增加泵流量, 减少流量损失, 提高注水泵负荷率, 使注水泵机组效率增加, 减少能耗;统计的8台离心泵机组总输入功率为6 830.3 k W、泵机组平均运行效率为66.24%, 通过采取节能措施提高泵机组效率, 每年可节约大量电能。对离心泵, 定期检查清洗, 更换磨损部件, 减少无效的能量损失, 提高泵效及注水泵机组效率;积极在注水泵上采取节能新技术, 提高机组效率。
7) 将合注井改为分注井, 合理调整配注压力, 减少节流损失, 提高注水效果, 节约新鲜水。
8) 对计量仪表进行定期维修检定, 提高在线仪表准确度, 指导生产运行, 达到合理的注水要求。对注水井误差较大的计量仪表及时维修、检定或更换。
9) 对注不进水的井, 根据各井实际情况采取相应措施, 采取增注或关井, 以满足生产的需要。
5 结束语
影响注水系统效率的主要因素是注水泵机组效率和管网效率。两种效率之间关系密切, 反映了注水泵与注水管网之间的匹配合理程度。当匹配合理程度较高时, 系统能耗较低;反之系统能耗较高[2]。一般而言, 为降低系统能耗, 总是遵循以下两条路线, 一是通过系统运行的优化调度, 二是调整注水管网系统的结构。一个油田注水管网系统的注水能力, 不管如何充分利用, 都是有一定限度的。随着油田增储上产, 新增注水井的数量不断增长, 注水范围不断扩大, 现有系统愈来愈不能完全满足油田生产的要求, 调整注水管网系统的结构, 改造扩建现有的注水管网系统将势在必行。
摘要：文中总结了2012年吉林油田分公司扶余采油厂注水系统节能监测成果, 通过数据表对注水系统作了初步评价, 分析影响注水系统效率各种因素并提出合理改进措施及建议, 寻求最佳节能途经, 对吉林油田分公司扶余采油厂注水系统改造提供了有力的技术支撑。注水系统有着较大节能潜力, 只要做到有的放矢, 提高注水系统效率是不难做到的。
关键词：注水系统,注水泵,系统效率,节能技术
参考文献
[1]霍红庆, 袁国英, 杨伟, 等.注水系统管网改造技术研究与应用[J].油气田地面工程, 2004, 23 (2) :29.
某采油厂职业危害现状调查 篇9
1. 现场调查
收集该厂安全职业卫生相关资料;按照职业卫生调查表内容, 到基层各工作场所进行职业卫生现场调查职业病防护设施、个人使用的职业病防护用品及职业健康监护及职业卫生管理内容;通过工艺流程分析, 确定现场存在的化学有害因素来源及分布情况。
2. 职业病危害因素检测
依据《工作场所空气中有害物质监测的采样规范》[2]设置检测点进行化学有害因素检测;进入工作场所的检测仪器均为防爆设备, 都为计量鉴定部门鉴定合格且在有效期内;检测对象包括个体检测和定点检测。
3. 职业健康监护
对接触职业病危害因素的作业人员进行职业健康检查, 检查项目结合接触的职业病危害因素, 符合《职业健康监护技术规范》[3]要求。选择接触化学有害因素职工的健康监护资料进行分析和整理。
二、结果
1. 基本情况
某油田采油厂下设三级单位13个, 工作场所存在化学有害因素的三级单位9个, 其中采油矿4个。基层单位169个, 用工总量8179人, 具体见表1。
2. 主要工作场所存在化学有害因素的分布及来源
联合站、接转站及污水站:原油处理单元主要为三相分离器、原油外输泵房、原油储罐等设备, 主要介质为原油、水、天然气三相混合物, 正产生产作业时岗位工人以巡检作业为主, 在管线阀门或法兰密封不严或跑冒滴漏时, 接触到逸散在空气中的非甲烷总烃、戊烷、正己烷、正庚烷、苯、甲苯、二甲苯、硫化氢等危害因素。破乳剂加药工可接触到含有的甲醇等危害。污油回收过程中, 巡检工可能接触到污油中的非甲烷总烃、戊烷、正己烷、正庚烷、苯、甲苯、二甲苯等危害因素;污水池及污泥处理过程中含有硫化氢等危害。杀菌剂、缓蚀剂、清洗剂等化学试剂主要成分为十二烷基二甲基苄基氯化铵、聚合天冬氨酸或马来酸盐、多烷基苯磺酸钠等物质。
注汽站:注汽锅炉巡检工在燃料油罐、卸油罐、油泵房等工作场所巡检作业过程中, 接触到燃料油中的非甲烷总烃、戊烷、正己烷、正庚烷、苯、甲苯、二甲苯等危害;锅炉系统燃油燃烧过程产生一氧化碳。
注聚站:注聚站使用聚丙烯酰胺杀菌剂。工人在聚丙烯酰胺投料作业时接触其他粉尘 (聚丙烯酰胺粉尘) 、丙烯酰胺、氨等有害因素。在甲醛储罐、甲醛泵房巡检作业时, 接触甲醛。
原油分析化验室:化验工分析作业使用溶剂汽油, 化验工化验过程接触溶剂汽油、苯、甲苯、二甲苯等危害因素。
3. 防毒防护设施
生产装置密闭化、管道化, 生产过程机械化、程序化和自动控制, 生产装置设有完善的自动控制系统、紧急停车自动保护系统和可燃气体报警及连锁设置。加热炉、三相分离器、油罐等主要生产设备均露天布置, 自然通风良好。调配注入泵房、外输泵房、甲醛泵房、二元驱泵房、投料间和分散间设置机械排风设施。投料机投料口设有局部通风除尘装置, 化验室设置机械排风扇, 原油含水化验分析在通风橱中进行。
该采油厂建立了《生产设备维护管理制度》, 安排有专人对防护设施进行维护保养, 并有维护保养记录。现场调查大多数轴流风机均能正常工作, 但是在实际工作中有些设施并未开启工作。
4. 个人使用的职业病防护用品
该采油厂为岗位工人配备了防护手套、防毒面具、防护眼镜和防尘口罩、防毒口罩和防噪耳塞等个人防护用品, 并根据使用情况及时更换。现场调查及工作场所职业病危害因素检测期间发现部分工人未佩戴个人防护用品, 如部分化验人员未带防毒口罩等。
5. 职业卫生管理情况
该采油厂成立了HSE管理委员会, 全面负责公司的职业卫生管理工作, 制订了职业卫生相关管理体系文件, 制定了职业卫生相关的管理制度。各生产基层执行以上管理制度, 基本能够满足职业病防治管理需要。
三、讨论
1.该采油厂主要化学有害因素为:苯、甲苯、二甲苯、溶剂汽油、戊烷、正己烷、正庚烷、硫化氢、一氧化碳、甲醛、丙烯酰胺、甲醇、其他粉尘聚丙烯酰胺粉尘。其中甲醛、苯、一氧化碳、硫化氢为高毒物品, 为该采油厂重点职业病危害因素, 相应的关键点是甲醛泵房、甲醇储罐、化验室、可能产生硫化氢蓄积场所、锅炉间。应重点加强对以上工作场所治理和日常管理工作。
2.甲醛泵房采用全面通风和局部通风相结合方式, 在墙上安装轴流风机、在加药泵上方安装上吸排风罩。甲醛储罐尽量露天布置, 并和周围留有一定防护距离, 保持空气畅通。甲醇加药系统设计为机械化、自动化、密闭化作业。在进入场所醒目位置设置中文告知卡[6], 作业区域设置红色警示线, 现场安装自动检测报警仪, 设置检测结果。工人作业时正确佩戴职业卫生个人防护用品[7]。
3.应对查出问题的人员按照医疗卫生机构要求进行复查, 并进行处理:职业禁忌证应调离岗位;疑似患者要进行观察或治疗。
4.查出12人白细胞降低, 均为化验作业人员, 通过现场检测结果部分化验室内有苯存在, 应对检测有苯数据的化验室进行通风系统论证, 如果通风量不足应进行通风橱治理改造;在培训工作中加强职工对苯相关职业卫生防护知识的培训工作, 要求化验作业时在通风正常的情况下进行, 并正确佩戴好防毒面罩 (滤料盒为防苯) 。安排专人进行日常监测工作, 并现场告知检测结果。
采油厂油井分层注水管理探析 篇10
(1)分层注水是提高油田最终采收率的重要手段油田注水是开发过程中补充地层能量,提高采收率最经济、最有效的方法。安塞油田部分区块、井组油层的非均质性较强,笼统注水时出现注入水沿高渗带单层突进,而低渗、薄差层未能发挥应有的潜力,使层内、层间、平面矛盾更为突出,因此随着油藏精细化管理水平的不断提升,为满足不同油藏、不同开发层系对能量的需求,采用分层注水工艺补充地层能量,使一些薄差层、难动用层的能量得到了有效补充,解决了层间矛盾,调整油层剖面上注入水分布不均匀的状况,从而控制油田综合含水率的上升,最终提高储层动用程度和油田的最终采收率。
(2)分层注水是提升示范油田建设的重要支撑依据公司精细分层注水标准,我厂提出以区块为主要分注区块的建设目标,细分单元,加强精细调整,要求可分注井全部实施分注,实现方案分注率100%,同时加大分注维护和分注工艺的调整,精细油田分层注水,进一步为建设示范安塞油田提供可靠的支撑,同时为后期开展分注井建设起到示范作用,进一步提高油田开发水平,确保长期稳产。
(3)分层注水是实现油田持续稳产的重要方向注水作为油田持续稳产增产的重要措施之一,在油田开发中的地位越发重要,在油田注水开发的过程中为了缓解层间、层内和平面矛盾,提高注水效率和波及体积,提高原油采收率和采出程度,国内外许多油田采用了分层注水的开发方式,分层注水技术的研究开发和应用越来越受到重视。
2 分层注水管理的主要做法
工作思路:“抓两端,促中间”(立足前段,强化过程,保障后端)。立足前段:①对水源井实施日巡检制,监测水源变化情况;②及时恢复问题水源井,保证水源充沛;③全程监督水源井钻井作业,确保施工质量;强化过程:注水站做好水处理、水质化验监测等工作,确保注入水水质达标,化学助剂连续科技投加;保障后端:①加强日常管理,以现场为基础,现场发现问题,现场制定措施,现场监督实施并解决问题;②对注水井措施增注、分注井调配现场,技术员全程监督,室内详细描述作业过程,与其他技术人员交流。
(1)加强水源管理,确保供水充足注水的第一步是水源,年初对全区所有水源井进行统计分析,积极争取项目支持,进一步确保水源充足。
一是对新钻水源井现场质量监督,尤其是重点工序技术员全程监督,并及时投用。二是对无水水源井液面测试,恢复和备用水源井。三是在用的水源井均安装井口回流装置,调节合理产水量并防止冬季管线冻堵,进一步确保冬季供水正常。
(2)设计多种分注方案,探讨合理分注方式主要包含有笼统注水、桥式偏心井下分注、隔注、地面定量油套分注及地面计量油套分注,针对现场实际生产过程中存在的问题,积极改进完善方案,确保现场精细注水、有效注水,最终形成了以桥式偏心井下分注和地面计量油套分注为主的分注工艺。
通过持续的实施井下分注及地面定量油套分注井改地面计量油套分注井措施,在井口流量计与油管阀门间加装单流阀,有效解决可能存在的地层返吐情况。另外将原油管闸板阀门改装为调节阀,提高现场调节精度。
(3)加强注水设备管理,确保系统压力平稳运行。加强现场管理,对注水站设备运行及现场井口严格管理、强化控制,同时严禁流程私自放水,确保注水系统压力稳定。
一是各注水站对照注水系统要求和站点设备正常运行参数等,开展现场、数字化平台等多种检查方式,及时发现问题并督促整改,促进注水站管理水平提升,保持注水系统运行平稳,主管注水技术员每周至少对全区注水站现场进行巡检一次,确保注水系统压力平稳运行。二是注水现场注水井井口要求安装合格,无松、旷、漏、缺、脏,定期检查保养井口,并作好记录。并要求冬防工作到位,井口包扎一定要全包严实,不得出现裸露点。冬季修井以及暂停注注水井一律要吹扫管线,放长流水或冲管线。任何情况下发现管线冻堵必须及时向应急班干部反映并采取措施解决,同时应急班应在第一时间上报调控中心和生产技术室。
(4)严格测试过程监督、精细小层配注井下分注井调配过程中,技术员全程跟踪调配现场,对调配过程严格按照测试调配要求执行,重点核实调前流量测试、投捞水嘴大小数据与封隔器验封情况,确保小层配注合格。调配过程中发现单层超、欠注严重井现场与地质所及时沟通,根据动态变化调整并执行新的配注计划,减少因配注调整导致的调配次数,节约调配成本。
3 分注井示范区建设取得的成效
(1)形成了分注井管理模式:通过对分注示范区的建设,采油厂内形成了一套行之有效的分注井管理模式,通过井下分注及地面计量油套分注的有效结合,进一步确保现场注水精细运行。
(2)对原油生产打下了基础:通过分注示范区的建设,精细化注水管理水平的进一步提高,保证了原油生产完成的基础。
(3)对管理水平提升起到了带头作用:分注示范区建设过程中,强化了过程控制,提升了现场管理水平,为现场管理水平提升起到了良好的带头示范作用。
(4)降低了现场劳动强度:通过采油系统的应用,实现了注水压力、瞬时流量、日注水量的自动采集上传并生产报表,在降低现场劳动强度的同时提高了数据的及时性及准确性。
参考文献