采油企业经营模式实践分析

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摘要：近些年，高质量发展成为企业发展新要求。如何通过提高盈利能力，创造更多利润，适应高质量发展成为采油企业关注的热点。采油企业需要在管理模式方面进行创新，为其稳健、可持续、高质量发展奠定基础。

关键词：利润；采油企业；创效能力

一、实施背景

经过40余年的勘探开发建设，采油企业进入高质量发展新阶段，处于持续稳健发展新时期、转型升级关键期、战略发展机遇期。在经济全球化的大形势、大背景下，我国石油企业应充分认清具备的优势和有利条件，清醒认识存在的问题、差距和不足，深化改革、开拓创新、不断摸索企业发展新方法。近年来，华北油田进一步深化改革，聚焦“稳油、增气、提效”的工作主线。为逐步实现全业务、全损益管理与评价，客观反映各单位经营贡献水平，油气生产单位由成本中心调整为利润中心进行管理，同时配套调整资金政策。采油厂以利润为中心的经营模式是适应公司战略发展需要的。产量是采油企业的收入来源，是采油厂的生存之基、发展之本、效益之源，没有产量企业就是无源之水。一方面，油田开发已处于中后期，资源劣质化严重，勘探开发对象复杂、难度较大。另一方面，经营油藏的能力需进一步提升。成本压力前所未有，但经营管理能力仍显不足。采油厂对生产运行的管控力度存在不足，对经营成本的分析还不够系统、不够深入、不够清晰，运行成本虚高难下。近年来，第五采油厂及时认清形势，紧跟公司改革步伐，超前谋划、持续创新，不断摸索生存、发展空间。2015年以来尝试过在管理、技术、安全、人事等各方面的创新，取得了良好的效果，特别是在地质勘探、财务预算、经营考核、工程技术等方面积累了一定的经验和相对成熟的管理方法。采油厂员工思想观念已逐渐适应新形势的发展。这都为利润中心为主导的经营管理模式奠定了坚实基础。

二、具体做法

以利润为主导的采油厂经营模式，其主旨是模拟内部市场化运作，改变单一的只注重成本和商品量的经营模式。采取综合性的管理方法，以利润为企业发展核心，以管理为抓手，以制度为手段，高度融合采油厂各个专业，辐射采油厂生产经营的各个领域；形成预算指导经营、地质夯实经营基础、工程技术支撑、基层自主经营、企业文化良好互动、全员创新创效的经营模式。促进优化资源配置、提高运营效率，推动企业持续高质量发展。1.创新预算管理模式。一是明确思路，统筹规划。利润中心为导向的经营管理模式，需要对成本进行实质化的剖析。预算分解要具有真正的生产导向作用，深层次触及生产经营。采油厂利润主要来源是采（输）油作业区，采（输）油作业区商品效益直接决定采油企业成败。新预算政策的指导思想是全厂统筹预算、作业区自主经营、机关服务基层。按照责权利对等的原则，给予采（输）油作业区最大范围的自主经营权限，油水井自主管理意识与能力逐渐提升，生产经营主体作用更加突出。管理部门由管理者转变为服务者。新预算管理方式下，把成本预算分为公共费用、统筹资金和下放资金三部分。公共费用和统筹资金由采油厂统一安排，关系到长期发展，基层单位无法通过自身努力控制，无法分解到各单位又有必要发生的资金，属于采油厂基础性、发展性和结点性资金。公共费用留存在采油厂预算委员会，统筹资金留存于各管理部门。测算的主要依据是历史成本、现阶段实际情况和各专业部门论证。下放资金是除去厂统筹资金外，下放给各个单位维持性和运行性的资金，各单位可在预算范围内自主安排这部分资金。二是指标引导，合理修正。下放资金分为油气生产单位、辅助生产单位和机关附属单位三个部分。通过统计、分析历年运行成本发生情况，在下放三部分资金中，每年油气生产单位运行成本占比约为75%，这部分费用是我们重点关注的部分。生产辅助单位与机关附属单位在环境不变情况下，历年数据是重要的预算参考因素，且这部分费用占比较小，采取增量预算法。在基期成本费用水平的基础上，结合业务量水平及有关降低成本的措施，调整原有关成本费用项目。与其他基层单位不同的是，影响油气生产单位运行成本更多的是生产运行指标。突出注水结构、产液结构对成本的影响，通过论证，选取10个生产指标作为预算分解指导依据（表1）。指标正相关时：X=Ki-K0/6i=1ΣKi-K0×Q×B指标负相关时：X=K0-Ki/6i=1ΣKi-K0×Q×BX=修正额；Ki=各单位预算年度指标值；K0=公司预算年度平均指标值；Q=指标影响权重；B=预算年度年公司单位基本运行费。以生产指标为指导，分析历年运行成本数据，结合安全环保、企业文化建设新要求，合理对各采（输）油作业区预算进行分解，使预算分解对生产具有目标性、指导性、可操作性，更加服务于利润中心理念。按照责权利对等原则，将动力费、材料费等生产运行费用处置权下放到基层，实行成本总量控制、合理调剂使用。将注水调配、检泵作业等安排权下放至作业区，提升作业区油水井自主管理意识与能力。作业区生产经营主体作用更加突出，机关部门加快由管理者向服务者转变。三是利润导向，简政放权。采油厂预算以吨油成本的方式下放给油生产单位，以总额方式下放其他单位。各单位在预算指标范围内，根据生产需要，自主分配费用项目，并报预算委员会备案。全厂各部门以预算为导向，各司其职。厂管理部门预算工作重心转移为立足全厂，对全厂统筹费用进行专业化成本效益分析，并对基层单位进行跟踪、指导、监督、服务。基层单位自主制定各项费用目标，更具有可操作性，积极采取各项可行措施，保证预算指标的实现。2.地质夯实经营基础。产量是采油企业收入和利润的主要来源，地质工作是采油厂的根基，是采油厂生产经营的基础。地质工作以利润为导向，注重效益和持久性。以“产量规模稳定”为总目标，以“新资源的有效接替，老油藏的精细挖潜”为工作主线，宏观上选准主攻方向，明确目标；微观上总结规律，建立模式。努力实现油田开发的高效益、高水平，为增加采油企业利润打好坚实的物质基础。一是机构调整增强班子活力。按照“专业综合、认识立体、思考系统”的思路，进行管理方式方法的变化。将动态室、评价室、滚动室进行资源整合，形成束鹿凹陷、深县凹陷、晋县凹陷三大课题组。打破地质专业化部门边界，转为区带化、项目化管理。将一个区片交由一个项目组负责，一个项目组涵盖了之前滚动、开发、评价等各路人马，打破组室界限、优化劳动组织结构，既盘活了人力资源又增强了组织机构活力。注重技术人员培训，利用周五下午的时间开展小课堂，既锻炼了大家的演讲汇报能力，又进行了技术交流，拓展了知识面；注重新人的使用，敢于给新人下任务、压担子，使新人边工作、边学习、边成长，加速了新人的成才。二是油藏评价促进持续发展。如何增加经济储量和效益产量是油田企业最为迫切和最难解决的问题。第五采油厂立足技术创新，突出潜山油藏核心地位，扩大“牙刷状”油藏规模，探索岩性油藏分布规律，力争新模式、新层系、新领域取得突破，实现“优质储量”稳步增长。在孙虎潜山油藏、束鹿西斜坡低幅潜山油藏滚动评价获得成功，束鹿凹陷预计探明石油面积7平方千米，探明石油地质储量600万吨。开展老区新层系评价，在荆丘油田晋45断块浅层沙二段压裂试油，取得高产工业油流，展现了该区新层系评价建产的良好前景；积极探索勘探开发空白区，针对束鹿西斜坡第三系构建地层超覆油藏新模式，整体部署评价井6口，实施后，在馆陶、东营组获得工业油流，拓宽了该区找油领域。在新模式、新层系、新领域评价工作中取得了新突破，晋古21-1x、束21-2等一批井位获得高产，实现了优质储量的稳步增长。三是产能建设保证产量稳定。潜山复式油气藏整体部署成效显著。深西构造带、孙虎构造带、束鹿西斜坡构建复式油气藏成藏模式。通过精细地层对比，老井第三系地层复查，根据潜力分析情况，采取老井分批次上返试油、新井完善井网的政策。部署产能井10口，完钻10口，年内增油1.9万吨。新井实施后，第三系测井解释油层19.2米/5层。潜山地层见到良好油气显示，试油试采获得良好的效果，泽43-20X井年内增油1900余吨。牙刷状油藏滚动扩边及深浅层评价效果良好。对西曹固构造带、高邑构造带进行牙刷状油藏综合研究，开展滚动扩边、完善井网以及深浅层新层系评价。在赵99断块整体部署，分步实施，全年完钻产能井1口，评价井1口，年内增油1000余吨。积极探索赵州桥背斜南翼构造-岩性油藏模式。赵县背斜南翼赵86井区发育多套含油层系，根据构造岩性油藏模式，在该区部署滚动评价井位2口，完钻2口。荆丘油田主力油层剩余油挖潜及浅层评价见苗头。荆丘油田晋45断块主要开发层位为Es3段，该区主力油层采出程度不高，仍有较大挖潜余地。同时，该区Es2段地层显示良好，且多口井试采高产稳产，含油面积大，具有一定的储量规模及整体开发潜力，确定为下步评价的重点，全年完钻评价井1口，产能井4口。深南构造带浅层井网完善。深南构造带在去年井网完善的基础上，逐步向翼部、向浅层扩展，精细落实构造，分析老井试油试采资料，开展剩余潜力研究，进一步落实滚动评价井位，全年部署井位1口，待钻。四是老油田综合治理效益突出。根据指标安排以及历年开发规律的总结，明确开发思路，靠前方案谋划，通过合理部署，措施工作效率进一步提高。赵州桥注水专项治理工作完成率达到88%，同比平均单井措施日增油水平增加4吨。牙刷状油藏深化认识。通过研究牙刷状油藏的核心含义和规律，发现了深南油田台4潜力区块。分析发现Nm除去台4-10井外，台4断块其他井取芯均有显示，通过先期对台4-9井Nm低阻油层的试采，以及后期7口井的扩层、扩边实验，进一步确定了该断块的潜力，现日增产75吨，为下步的滚动增储奠定了坚实的基础。实施堵水措施11井次，日产液量减少40吨，平均含水下降5%；实施高含水井换泵、调参提液工作14井次，日增生产能力23吨，平均含水下降1.5%。注水砂岩油藏强化调水。大力推进赵州桥注水专项治理工作，完成23井次，累计增油1800吨；三次采油工作实施25井次，累计增油1.2万吨；调水62个井组，连通油井148口，31个井组73口油井见效，累计增油4708吨；通过新技术应用，实施相关治理工作10井次，累计增油1100吨。3.工程系统力争降耗。工程系统以经济效益为中心，以利润为导向，强化技术支撑，解决生产中的实际问题。培植降本空间，节能降耗，提高油田整体开发效益。按照补齐基础管理短板、优化工程方案设计、发展高效实用技术、适应油田开发需求的工作思路，针对面临的各种管理和技术问题，推广成熟工艺技术，加强系统节点把控，提高自身管理水平，提升技术人员的综合素质，为采油厂利润增长提供良好的技术支撑。第一，多措并举，不断提高采油工程管理水平。提速项目论证，加快项目实施，提高项目完工率。地面建设项目实行年度框架计划运行。提早准备施工图设计、工农联系、施工材料采购等工作，为地面工程项目早日开工建设奠定了坚实的基础。实行并行流程工作法：一是新井完钻后，试油方案、投产规划、现场踏勘、工农协调、图纸设计、现场交底同步实施，同步完成；二是新井试油、管线铺设同步施工，提前将管线铺设至井口，将投产当天的施工量压缩至最少，为完成全年地面工程项目提供有力保障。第二，强化采油井管理，提高采油时率。充分发挥“一井一法”管理平台作用，实现不正常井快速诊断，对发现的参数异常的油井采取调平衡、调参、优化管柱等措施，及时调整恢复。热洗化防实行动态管理，结合油井电流、载荷、回压等参数变化，及时优化调整加药及热洗制度，做到“一井一方”。开展站外低压电气隐患专项治理。组织开展单井低压配电系统治理，检查低压电缆绝缘老化和启动柜接线不规范的问题，对存在隐患的单井进行整改，有效保障单井供电时率。第三，贯彻精细注水理念，保证注水开发效果。强化节点水质控制，实现注好水。控制好三相分离器界面，落实沉降罐连续收油和排泥制度，加强膜过滤和杀菌装置等采出水处理设备的运行管理，水质达标率保持在97%以上。开展管线清洗和井筒维护，保证注够水。对注水管线实施机械清洗，平均压损降低0.6MPa；根据管柱在井时间和井筒状况进行洗井、注水井检管；实施带压作业，减少停井降压时间，提高注水时率和效益。第四，强化分段达标，加强过程管控，保证集输系统稳定。梳理管理流程，进一步明确各站重要节点运行参数，明确各层级人员职责，使技术管理更加顺畅，站场运行更加规范。用制度保障集输系统的平稳运行。强化管道完整性管理，使管道安全高效运行。根据季节地温变化，优化长输线运行参数，定期监测阴极保护电位，加强日常长输管线的巡护，使压力保持平稳。

三、总结

以利润为主导的采油厂经营模式的实践，形成了采油厂特有的管理模式。预算与经营结合、工程与地质结合、生产与效益结合、权力与责任结合、企业文化与生产经营结合，采油厂上下联动，凝心聚力下活一盘棋。

参考文献：

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[2]李富强，韩冰曦，关秋生，等.探索新时代国有企业高质量发展新路径[N].人民日报，2019-10-19.

[3]彭忠华.谈油田由产量为中心向利润中心的转变[J].胜利论坛，1998（06）：38-40.

作者:张敏 王新成 单位:中国石油华北油田公司第五采油厂