概述
石油钻井行业生产以其危险程度和流动性的特性，不论是在传统管理时期还是引进先进的安全管理体系的现在，一直难以摆脱安全事故的困扰。尽管安全管理作了大量细致的工作，事故发生的级别和频次大大下降，但不时发生的事故让人防不胜防，究其根本原因，是安全生产条件不完善的原因。
长期以来，人们对安全生产条件存在片面的认识，缺少对安全生产条件的研究，甚至对何谓安全生产条件不知其数、难知其理。不少人简单地认为，安全生产条件就是生产机具、设备安全性能以及生产场所周围环境等要求，更有甚者认为安全生产条件就是安全生产管理方面所做的资料。在生产管理中更是不重视安全生产条件，只关注一些表面现象、忽视安全生产条件，就是发生安全事故也很难从安全生产条件是否完善上分析问题、找出原因。安全生产条件不仅有科学的定义，而且有法定的条款；不仅有极其丰富的管理内涵，而且具有独有的管理特征；不仅有实践的要求、更具有科学的理论根基。从定义上讲，安全生产条件应是满足安全生产的各种因素及其组合；从安全生产条件之间的关系来讲，安全生产条件不但包含“物的安全状态”，更含有“人的安全因素”。分析认为，“人的安全因素”为安全生产条件的主导因素，占整个安全生产条件85%以上的内容，安全生产条件不仅仅是安全生产基本的要求，更是安全生产管理最首要、最根本的问题
技术原理
4 自喷井稳定生产探索
4．1降压开采
通过稳定试井曲线，可选择产量较高，油气比较低，井底流压较为合适(流饱压差较大)，含水、含砂较少，能够稳定喷油，而生产情况没有太大波动的油嘴作为生产油嘴。
实践表明，降低生产压差开采，实际采用的生产油嘴比依据系统试井曲线而选择的油嘴小，更有利于稳定生产，效益更好。如2001年8月～10月车古201—1井4 mm油嘴生产，油压9．5 MPa，套压10 MPa，日产50 t，气油比76，生产稳定。此后换6 mm油嘴生产，生产压差较大，油压和产油量都下降较快，2002年9月15日，该井暴性水淹停喷，转抽后日油2．6 t，含水77．6％。
4．2周期采油
根据渗流力学原理，在保证油井合理生产的前提下，可以周期性地改变相邻油井生产参数，改变井间干扰、油藏内部压力分布及原油流向，减少死油区，提高采收率。同时可以控制边底水的侵入，避免边底水突进，减少和防止油井水淹。建议有活跃的边底水驱动或注水开采的自喷井采用4 mm和6 mm(5 mm)油嘴周期采油，保证水线均匀推进，无水采油期长，见水后含水上升速度慢。
4．3自喷井清蜡
(1)机械清蜡。车古201块自喷井油压较高，机械清蜡难度很大，且安全系数小。
(2)溶解清蜡。一般是用水泥车打压、柴油浸泡油管，如车古201—5、车古201—11和车204井结蜡，用此方法清蜡恢复生产，但费用较高。
(3)生产清蜡。建议自喷井联双翼流程，分别安装4 mm或5 mm油嘴和8 mm油嘴，4 mm或5 mm油嘴用于稳定生产，8 mm油嘴用于清蜡，加大生产压差，提高液量，从而提高井口温度，生产3～5天，冲刷和溶解石蜡。
4．4周期注水
周期注水可建立层间垂直压力梯度，引起流体垂向流动；可破坏毛细管力的平衡，形成油水逆向流动；周期地改变注入压力，调整吸水剖面。周期注水有利于水线均匀推进，延长自喷井无水采油期，而且见水后含水上升速度慢。建议采用注水井和生产井间开的方式周期注水，开注水井，停油井；停注水井，开油井。年度注采比小于1。
如何实现企业生产管理信息化
1．研制一套生产运行管理系统
石油企业石油石化企业规模大，生产设备繁多，生产工艺复杂，生产过程严谨，因此要实现业生产管理信息化，首先要实现油气生产运行监控系统的信息化管理，根据石油企业的实际情况和需求，利用现代嘲络技术研制出一套相应的生产运行管理系统，为油田公司、二级单位的两级生产运行管理系统提供信息支持和管理环境支持，准确而直观的反映各环节和各部门的运行状况，为管理和决策提供准确的信息。
(1)设备管理系统的信息化。
与一般的牛产型企业不同，石油企业牛产设备种类繁多，设备及零件的保养维修比较复杂，面企业要提高自身的经济效益，就必须重视设备保持良好。以设备技术数据管理为核心，利用现代信息技术，将设备的日常管理工作进行管理，实现设备信息的网络共享；时刻做好对运转设备的监控工作，监控到当前每台设备的状态．实现设备管理全过程的高效化、规范化、科学化：设置了信息务询及维护等模块，如果设备出现问题或者到了保养期，系统会自动做出提醒和判断，预防生产运行中可能出现的『口J题，省去了人工计算运转剧期的劳烦工作，主要包括设备负荷预警、运行极限预警和使用寿命预警。
(2)生产过程管理信息化。
石油企业规模较大，要做好对工作区域的严格管理是非常苦难的。利用现代信息技术管理系统能对石油公叫的生产过程实行全方位的动态管理，对上程进度、质量和安全进行监控，如果局部出现『口J题，能够及时对存在问题做出分析和处理，控制安全事故和质量问题的发生；另外石油企业生产环境声音嘈杂，难以实现相关指示和通知的传达，利用现代网络，能实现}=层能及时的给下层传达指令，避免对工程的进度影响；另外，对设备的采购和入库的审批实行信息化管理，从而能够适应不断变化调整的审批环节，满足企业不断变化的需求。
(3)管理决策信息化。
根据行业情况、企业情况和市场行情，包括企业的牛产能力、原油成本及状况等，对企业内部的生产目标和指标做出调整和部署，根据不同地区的分公司，相应的制定决策措旌，指定最伟方案，提高企业的生产效益。利用现代信息技术，研究出一套管理决策支持系统，通过多市场和企业进行情况进行分析，提出最有意于企业发展的生产方案。可以根据某一阶段的生产情况和市场行情，制定下一阶段的生产计划：也可以通过对当年原油成本、市场行情和企业生产状况的分析，提出年度生产计划和指标，实现企业的优化控制。
2．充分利用网络资源
随着信息技术的发展．互联网作为Internet／Intranet中的一种服务资源，信息耸大、使用方便、能够实现各种资源的共享，在各行中应用广泛。企业生产管理人员可以通过互联网获取和掌握众多生产管理的知识和信息，从喊能够及时丁解行业最新信息和掌握新的管理方法，提高企业的生产管理水平；生产管理者可以通过网络(如论坛等)在线参与一些每题的讨论，从而获得一些交互式信息：还可以在网卜发布自己的文章和求助，供相关人员的评论和知道；Gopher是深受用户欢迎的基于菜单驱动的Internet信息查洵工具，它提供了一系列的菜单，是一种由菜单驱动的信息查询丁具：众多的Gopher服务器将Internet的信息资源组成单一形式的资料库，供用户奁询。用户可以根据这砦菜单得到任何类型的文本信息(包括由其它各种Internet资源所提供的)，企业生产管理者也可以利用该工具查询与生产管理有关的参考式信息。企业生产管理者可以在根据菜单的指引，选择自己想受的资料和信息。总之，Internet上的一些生产管理资料和信息都是在4i断的更新的，能够适应企业发展的发展，因此有助于提高企业的牛产管理水平。
国内应用和发展
管道生产管理系统，实现管道运营的全面监控和实时优化，促进油气储运的节能降耗。系统实时掌握油气供、运、销业务全过程的生产动态数据及能源消耗情况，辅助调度方案的优化，降低了输损与能耗。其中，西气东输管道年输损率下降1.55‰，相当于减少天然气损耗2700万方。
国外应用和发展
3 国外石油化工公司管理现状
3.1炼油化工厂规模大、集中度高
Deer Park公司，由炼油厂、化工厂、润滑油厂三部分构成。炼油厂始建于1929年，现年加工能力达到17 Mt/a，由壳牌石油与墨西哥国家石油公司（PEMEX）各控股50%，由Shell经营管理，1993年以来，共投资10亿美元进行了扩能和炼厂升级的改造，以适应加工墨西哥原油和满足北美石油产品的要求。该厂主要加工含硫原油，70%来自墨西哥，其余的原油则由美国国内平衡，主要是Texas和Louisiana原油。该厂有原油蒸馏、催化裂化、选择性加氢裂化、延迟焦化、燃气动力等装置，燃气动力装置为Deer Park的炼油厂、化工厂与润滑油厂提供电力与蒸汽。
Deer Park化工厂始建于1940年，其后经历了多次改造，在2000年卖掉了其树脂单元，1987年将其乙烯基氯化单元出售给其他石油化工公司。该厂几乎不生产最终的化学产品，主要提供基础的化工原料，供其他的化学公司生产数千种的化学产品，其产品主要通过管道运输提供给客户。主要的装置有芳烃、低烯烃、高烯烃、酚类、表面活性剂五套。其中两套烯烃装置，一套生产能力为600 kt/a，另一套即将扩改其生产能力达到1.3 Mt/a，其单体乙烯直接送入公司的管网进入销售环节作为其他公司的原材料。另外在Deer Park还有一个润滑油厂。
Shell的Deer Park公司三个厂总占地面积约6 km2，共有正式员工约1 800人，其中化工厂约800人，其17 Mt/a的炼厂不到1 000人。从现场的参观可以深刻的感受到装置高度集中，装置之间紧密连接，一个连着一个，原料互供度高，生产区装置之间只有一条马路之隔，炼油厂与化工厂也距离很近。生产区和整个公司除了有一座占地不大的两层的办公室外，没有其他大的建筑物。
美国的炼油化工企业在原料上大多采取管网供应，如乙烯有管网，不同的公司可以通过合同的形式随时在管上获取本公司的用量，降低了投资，也延长了生产装置的运行周期。
美国的炼油化工厂规模已成大型化，炼油厂的装置复杂度不高，原料、产品的输送主要依靠海运和管道输送，具有综合成本较低的优势。
3.2 外国石油化工公司的生产管理
比较Shell和Cheveron的组织结构模式，在工厂以上的层次，基本相同，如图1所示。
从公司部门分工看，商务中心负责产品的销售、研发项目的审批、生产计划的安排、原材料的购买等，商务中心是个利润中心，它决策的依据完全是市场导向，以市场能够或预期能够带来的经济效益来决定工厂的生产计划与加工量以及公司的投资项目和研发项目。
公司不考核生产厂的利润指标，对其考核的主要指标是生产成本的可控变动成本部分。原料的采购所形成的变动成本不作考核，该部分由商务中心负责，每年生产厂与公司签订成本指标及其他的安全环保指标合同，作为年终绩效考核的依据。在成本考核上，Shell公司所下的指标非常苛刻，要求每年要下降3%左右，所选择的标杆依据则是石油咨询公司提供的行业先进水平，直到达到最佳水平为止。
Shell无时不在寻找能够去掉的多余环节，以节省费用，降低成本。在8年前，Shell化工就开始去掉工厂的班组长管理层，班组的管理依靠员工的高度自觉和明确的岗位职责来进行，营造一种文化，即每个员工都是管理者，都可以在自己的职责权限内发挥领导的作用，对其他的班组成员进行召集，提出需要其他人员配合的工作内容，充分发挥每个员工的才能和积极性。Shell认为，充分地解放员工的思想，是企业发展的潜力所在，而且在工厂的门前醒目地标志出来。
Cheveron炼厂的组织结构中保留有班组长的管理层。
3.3 ERP管理在石油化工业的运用
ERP（Enterprise Resources Planning）系统将企业的资源进行全盘规划，实现整体资源的协调运作，以达到企业追求利润的最大化。
Shell化工已在其全球的三大区域即欧洲、南美与非洲、北美与亚太实行了ERP系统，使用的是SAP公司的软件系统，SAP公司的管理应用系统和石油天然气行业应用方案已经被全球90％以上的石油化工企业所使用。目前Shell从公司的客户订单开始到安排生产计划，产品出厂盖章，传递到用户一条线全部实现了在网上完成。原料采购、生产计划等由计算机进行优化处理，去掉了诸多等待审批、商讨的环节，公司的业务流程大量简化，业务流程的运行速度提高，其效益明显。公司要求当天的生产、经营数据都必须在晚上12点前上网，第二天即可在公司的网上获得分析结果，在全公司共享。Shell化工目前已做到全公司的月度经营状况分析报表在次月的前两天拿到结果，能使公司的生产经营保持与市场的密切联系。Shell化工因为使用ERP一年节省的费用在1亿美元以上。Shell化工目前正在进行其全球的业务统一规范，对其各不同区域的分析方法、标准、工作流程进行统一，实行全球范围内的ERP系统联网，以求最大限度地提高效率。
3.4 环保带来的挑战
国外石油化工公司无不把环保放在非常重要的位置。由于生活水平的提高，生活在炼油化工企业周围的居民对环境的关注远高于以往。可以说，在环保工作上的高标准是石油公司能够获得生存的首要条件。而且以往由于污染或事故造成的居民群体诉讼案件在美国并不少见。造成的影响不仅是巨额的经济赔偿，还可能使公司的运行立即造成瘫痪。无论是Shell的炼厂还是Cheveron的炼厂，都设置了一名分管社区关系的副厂长来协调与公司周围居民的关系。在保证工厂正常生产时排放合格的情况下，还要搞好与社区的关系，改善社区的生活环境，赞助公益活动，以避免工程建设和生产事故造成的居民上诉案件。根据美国的法律，如果公司有被告案件，银行可以要求其贷款立即偿还，公司在此情况下的风险很大。
在美国，如果石油公司要新建装置或改扩建装置，都需得到环保部门的批准，新上的设施排放如果为1吨，必须在对公司已有的排放减少2吨才能上新设施。但是公司的各种技术改造所减少的排放可以在环保部门进行登记储存，以留作今后改造或新上装置之用，另外，也可以购买其他公司所储存的指标，不过这一点较难。
Shell公司在Deer Park的化工厂，在厂区的围墙外已安装了大气监测的遥控监测设施，对工厂周边的环境实行全天候的监测分析，发现异常及时显示，同时也是给社区居民的一种承诺。在工厂的投资中，每年为改善环境以满足不断提高的环保标准的投入是必须要保证的。
Shell在Deer Park 的炼油厂在2003年投资6 800万美元建设一套催化汽油加氢处理装置，以将催化汽油的硫含量从1 000×10－6降低到30×10－6，预计2004年安装完毕，以满足环保机构的要求（EPA）。Williams石油公司的孟飞斯炼厂2002年投资6 500万美元以满足清洁燃料的计划，降低对环境的影响。
供应商信息
埃克森/美孚（Exxon/Mobile）、壳牌（Shell）、道化学（Dow）、雪佛龙（Cheveron）
节能减排经典案例
健全油井日常管理新模式，严格执行“ABC”分类管理法。我们把此法作为精细分析油井变化，动态管理生产的平台和框架，作为保持生产稳定的手段，教育员工深刻正确认识它要重要作用和操作方法，严格建立和不断完善执行制度和实施细则。在油井分类上。我们要求各个采油作业区，规定按照单井月平均日产油量作为标准，A类井是大于等于3吨的，B类井是小于3吨大于1．5吨的，C类井是小于1．5吨的。要求各个计量站也按单井月平均日产油量排序，A类井要占总井数20％，B类井占总井数30％，C类井占总井数50％。同时规定新井、措施井刚开井一个月内都按A类井管理，检泵井刚开井10天内按A类井管理，问开井按C类井管理。通过每月核实产量对油井重新定档分类，A类井由区领导和站长承包，B、C类井由员工承包。在管理上，我们规定各采油作业区，对A类井要求每天查看，对B、C类井要每5天查看一次，查看包括对产量、含水变化掌握和分析。A类井生产出现异常波动达30％时，作业区管理人员必须到现场分析资料采取措施。原因不明要及时上报公司，措施作业资料必须当天反馈到公司。A类井的各项维护性作业施工，作业区管理人员必须亲自到现场监督落实。A类井每2天化验一次含水，B、C类井每3天化验一次含水。按时做好功图、液面资料的普测和重点测试。同时规定各计量站，对A类井每天要计量一次，B类井每两天计量一次，c类井每4天计量一次。及时录取电流资料，结合功图、液面等数据进行泵况分析，有的放矢进行憋碰泵、热洗、调参，对作业施工井做好质量跟踪。保证设备完好运转，减少无效停井。在奖惩上，我们要求建立完善油井分类管理台帐，按标准认真录取各项资料，通过加强日常管理，抓好注水而实现保级或升级。月度由作业区考核，季度由公司考核。C类井升为B类奖60元，B类井升为A类奖100元，10吨以上井实现稳产奖100元。对无油井分类管理台帐，管理不善降级的，无故设备停机的，B类井降为C类罚40元，A类井降B类罚60元。在考核上，我们规定公司地质办和生产办负责考核。作业区每月初对油井进行分类，拿出相应管理措施，做到一井一法，每月5日上交公司地质办和生产办。每月6日公司组织地质办、生产办，作业区三方共同研究每口井措施实施方案，制定当月油井分类表并下发执行。每月28日作业区要上报公司升降级情况，核实后进行奖罚兑现。去年以来挖潜措施增油5200吨，创效达207万元。
以科技为先导，实施热洗清蜡系统工程。我们抓住油井油质含蜡高严重影响泵效，强制热洗会造成油层污染产量下降，这一对制约生产突出矛盾，对油井大力实施热洗清蜡防污染系统工程，取得较好增产降本效果。憋泵诊断法是以前引进的用于分析判断抽油泵工作状态的管理办法，我们又发现憋泵不仅能诊断泵漏失、杆管断脱等，而且能使压力表指针快速上升提高气、液体进入泵筒得到压缩，当快速放压时气液体积迅速膨胀上返，猛力冲刷泵上蜡块及砂粒等赃物使凡尔关闭灵活，同时冲刷泵筒、油管内壁和抽油杆，将依附的表面蜡迅速清除携带到地面，达到了清蜡目的。目前此法在该油田普遍应用，每月达500余井次，较好延缓了油井产量递减。新型防蜡分散剂井筒清蜡法。我们根据该油田油质含蜡沥清胶质和地温情况，现场取样50余El井进行化蜡实验，并自行研制生产新型防蜡分散剂，加药后蜡呈分散细小颗粒分布于液体中，清蜡效果较好。包4井因热洗污染含水上升产量降低，运用此法加药后含水由90％降至55％，日产油由0．1吨升至2．4吨，仅这一口井每月增油60吨创效2．4万元。
本井液热洗法。
我们研究认为长期以来，油井热洗一直采用从联合站用车拉运热水进行热洗的方式，不仅花费大量车辆运费，而且由于是以外来热水作为洗井液，与本井液存在差异，容易造成油层污染伤害。因此摸索试验决定对含水80％以上的油井，采用本井地面罐加温作为本井液；对含水低于30％日产油10吨以上，热洗敏感性强的井了采用本井液；对热洗后含水居高不下容易被伤害的井，通过工艺流程改造，用高压软管连接储油地面罐和井口，采取地罐加温自身循环热洗。在这些井上常备2个50立方米大罐储备热洗液，用回收套管气加温减少耗能。目前已通过10余口井试验并推广开来。包35—29井热洗前出油液量20立方米，热洗后出油液量提高到26立方米，而且化验含水平稳。提温降液法。我们通过现场摸索和热洗台帐分析，根据每口井结蜡特点和清蜡反排时问，量化每口井热洗用液温度、液量和热洗车档位控制，做到“一井一法”，把热洗液温度从摄氏65℃提高到75℃，最大限度减少了外来液及压力对油层的伤害。在保证产量稳定前提下，目前每月热洗井次由72井次降为58井次，洗井液由2700立方米降至1600立方米，热洗周期由86天延长到108天。
今年上半年共热洗254井次，与去年同期对比减少87井次，热洗周期由去年75天，延长到现在的100天，热洗有效率由去年的95％上升到99％，热洗费与去年相比下降8．7万元。为提高作业质量，严格执行四级把关论证制度，共检泵作业122井次，一次成功率和作业有效率达100％，检泵作业周期从7个月延长到9个月。在低压低产井和长停井上做文章，运用液面跟踪法动态管理问开井，共有78口井实行间开，每天平均产油62．5吨。对长停井通过下泵、放喷提管、通井等手段努力挖潜，共有15口井捞油，2口井通井。我们抓住入冬前原油上产有利时机，在积极投入厂里掀起的“庆祝建厂20周年奋战50天劳动竞赛”同时，把冬季生产准备工作和El常生产组织结合起来，和明年的生产准备结合起来，立足做到“四早”夯实油田稳产基础。早在8月中旬就制定下发了《关于开展冬防保温检查评比活动的通知》，努力做到早检查、早计划、早整改、早实施完成。制定了《冬防保温工作计划预案》，内容包括各计量站采暖系统保温改造、油水井管网保温、联合站储油罐和各井站地面罐防腐保温，抽油机、电机、变压器、消防器材、阀门等各类机泵的保养，对储油罐进行清罐，对管线管网进行扫线，以及冬季生产所需物资材料的购置。制定了《冬季抗暴风雪应急预案》。给统计分析抽油机井生产现状，发现单井含水大于90％的有26口，单井产液量小于5吨的有22口。部分注水井因为地层吸水压力高，或者周围油井水淹严重，冬季需要停注进行关井扫线。在充分分析基础上，决定重点在“两低一高”井上大做文章，采取关井、问开和转电生产运行方式的措施，制定并实施了《冬季油水井关停并转减方案》。
根据稳油控水和合理降低电费的双重要求，采取稳步实施的办法。在今年第四季度已经筛选关井10口，抽改捞油井两口，新增间开井13口，使间开井数达到100口，其中延长问开时间25口井，使抽油机每天开井数从187口减少控制到175口以内，对比季度可减少耗电量40余万度。在明年第一季度中在增加关井6口，抽改捞2口，新增间开井10口，延长问开时间2口井，使间开时间达24小时的井增加到55口，抽油机每天开井数从175口减少控制在155口之内，季度对比可减少耗电量30余万度。共计实施关停并转减措施油井48口，同时冬季关掉水井62口，累计可节电100万度，整个方案实施完节约电费60余万元，各采油作业区、联合站和18个项目组，都制定编排了《冬季生产运行表》。在大家的共同努力下，使冬防工作紧锣密鼓的全面展开。截止到耳前，已经完成地面罐保温33个，高架罐3座，地面管线安装电热带120口井2640米，用废油管进行套管气联网3480米，包15站、包16站、交2计、交3计的冬季采暖，三个联合站10台加热炉的除垢，基地采暖管线除垢，对停注注水井81条管线、96条回水管线、包1块至包一联总管线1条，都进行了扫线，打压清洗了包一联污水回水管线，包一联至科一联输油管线，3座联合站20个储油罐刷漆防腐，联合站所有消防井进行珍珠岩保温，更换了各井站配水问阀门130余个。到目前，我们的冬季生产准备工作已经全部完成，使各种设备都处于较好的运行状态，为冬季生产奠定了可靠的基础。
为搞好油井措施论证和Et常挖潜分析，使作业区管理层的生产决策更具有科学性，我们在很多方面进行了尝试，经过多方对比，全面分析论证，持续开展了旬度“一井一法”“一井一策”分析活动，积极探索与区块、产量结构相匹配的生产经营管理模式，加强技术与效益的紧密结合，为科学决策提供强有力的智力支持，在日常油井管理中收到显著效果。我们认识到，在采油管理中，最为直接地产出和消耗都发生在单井，抓住了单井，就等于掌握了产量与效益的主动脉，基于这样的立项思考，就把“一井一法”“一井一策”提上了工作日程。“一井一法“一井一策”包含两个层面，一是从生产管理角度出发，强调的是每口井的具体管理方法，大到根据构造、层系、井段、压裂、调补层，小到采取抽油、捞油、间开，以至调整防冲距、憋泵保守性措施。二是从效益角度出发，即单井效益分析，强调的是从效益的角度确定不同管理方式。具体包括三个内容：一是日常生产管理产出状况分析，二是开发指标综合分析，由地质室完成，三是各项费用吨油含量分析，由经营组完成。我们现在着重开展的是日常生产管理产出状况分析，参加的人员由公司主抓生产的付经理、生产办人员、地质办人员、站长和油井管理人组成，每旬度利用公司大生产会时间，要求携带全部生产资料，到站上的生产现场开展油井分析活动，这样使分析活动的技术，现场管理等方面搭配合理，“一井一法”“一井一策”旬度分析活动的开展，使我们不断对每一口井在冲程、冲次、泵深、泵径等生产参数上，能够进行合理调配，而且在地面流程建设，油井节能等方面进行探讨，同时地质人员结合油井的原油物性、地层特点适当的调整油井的生产方式，真证的实现了单井精细研究、精细管理、精雕细刻的“三精”管理。在“一井一法”分析活动中，我们还通过对低效益井的精细研究，扩大低效井中可捞油井的规模，增加了捞油产量。对目前不具备上进功性措施条件的低效井，通过分析地质人员进行优选分类，优选出具备捞油井况条件的油井改为捞油生产，同时积极与捞油队结合，对一些捞油难度较大的油井进行捞油试验。
我们坚持以效益为中心，挖掘公司内部生产经营管理潜力，进一步强化奖励考核激励机制，优化资源配置，进一步深化细化节能降耗工作，落实到生产经营管理中的每一个环节，不断开拓节能降耗新领域。一是在节约用电上，年初公司都给各采油作业区、联合站等基层单位下发了节电措施计划，第一，增加了问开井数，实行了分时段间开法，今年共新增间开井41口，全年节约电费76．6万元。第二，增加了提管捞油的采油方式，全年共抽改捞21口井，节约电费87万元。更换节能电机25台，关停了负效益井7口，节电95万千瓦时。第三，减容增效，全公司大变压器改换成小变压器共14台，减少容量1000万千瓦时。交力格油田主变压器由3150万千瓦时减为1600万千瓦时，全年节约电费22万元。第四，减少单井油罐电热棒的使用，对包一站和二站的21口井由单井罐改为集输进高架罐，充分利用套管气统一联网加热管输，共减少电热棒40根，节约电费14-8万元，减少运费5万元。第五，科学合理调配注水量，关闭无效注水井，降低注水泵电耗，全公司注水量由过去每天1400立方米降至900立方米，电机由31千瓦改为26千瓦，今年节约电费43．8万元。第六，把科一联两台水套炉燃油电加热器进行改造，利用水套炉自身热水加热，停用了两台电加热器，全年节约电费9．2万元。第七，经过同通辽市电业局商议，非居民照明结算电费由原来按6％改为按3％收取，仅此此项全年节约电费24万元。此外，根据季节差别实行了间歇输油和冷输等。二是在节约燃料煤上，采油井站冬季采暖由燃料锅炉和电热板采暖，统一改为利用套管气联网进站采暖方式，停用了6台燃煤锅炉。三是在节约燃料油上，我们对科一联燃油水套炉进行了改造，利用锅炉回水进入水套炉给原油加温，停用了两台水套炉及其电机、水泵等辅助设备，全年节油600吨。夏季各区站间的输油，采取了冷输并延长净化油脱水时间，对原油脱水进行集中处理，减少了日常脱水过程中的热能损耗，节约了燃料油。四是在其它方面，加大关停并转减的力度，今年关停了两座采油计量站，减少人员8人次，减少了动力和物资消耗。各基层单位都成立修旧利废小组，合理运用激励机制，井站实行了“四单核算”制度，全员动脑上手，全年共节约材料费30万元。在成品油使用上，对主要耗用单位实行定额限量使用，全年可节约汽油1000公升。
3月22日，我们从过去承包该油田的大港圣康公司接收以后，对我们管理的交力格油田来说，是从零开始艰苦创业的一年。当时的情景是，日产只有18吨，井场到处是油污，许多设备不能运转。经过我们近1年的努力，井场已经得到了环境治理，设备得到了维修，员工又搬进了新的办公楼，原油日产已经上到了40余吨，最高时曾经达到过65吨，并保持了近两个月的时间，为全公司实现原油超产做出了应有的贡献。首先，在生产管理方面，我们及时组织了油井恢复生产，接手后，我们对整个区块的故障井、长停井及非正常生产井进行了详细、认真的普查，并从中筛选出了首批12口有生产价值的油井，进行了第一轮的检泵工作。二是及时组织了注水井复产工作，为了尽快补充地层能量，减缓老井自然递减速度，先后筛选了两批共29口水井进行复注，从4月23日到5月10日按时完成了注水井复注任务。三是加强了日常油井的挖潜工作，实行了油井ABC一井一策的管理，对间开井采取了动态问开，组织员工对23口长停井、边远井及长停注水井进行了放油帽工作，近一年来，通过放油帽130井次，仅此一项累计增油100余吨。在交一联重点开展了降输差工作，把单井含水化验改变成单车跟踪化验，使输差由原来的35％降低到了10％以下。对全区45口捞油井进行了摸排，结合试捞油工作，制定了合理的捞油周期，使捞油量由原来的日产两吨，达到了全年平均日捞油8吨。全区块共实施油井热洗48井次，与计划减少了30井次，没出现1次卡井事故。在安全方面，我们依次对交一联的消防系统进行了整改，共组织维修消防泡沫泵和注水泵5台、供水泵1台、水、源井流程1个，更换消防阀门配件4个，制作消防钥匙10个，消防泡沫箱1个，卸油台安装了防静电导线3付，更换了水套炉安全阀4个，安装可燃气体报警装置4个，使交一联的安全隐患问题得到了有效的控制。全区块重新配备了各种消防器材40个，填置了各种消防器材5套，加高了地面罐烟囱7个，维修了安装配电箱门25个。拆除了危房一座，调换了烟囱绷绳12个，高压注水泵安全警示牌3个。还完善了地面罐、水套炉点火的安全作业票工作。
整改了抽油机基础7个，从而使整个区块的安全工作有了保障。在环保方面，我们一是组织全区员工清理井场油污2万平方米，组织清理污水排放池油污1500立方米，挖了一级200立方米沉降池1个，清理联合站内杂草1万多平方米。二是组织采油站粉刷板房16座，组织员工栽树300余棵，种花100余株，平整出标准化井场25个，擦试抽油机35台，使井站面貌得到很大的改变。三是制作创建绿色井站各种图板和制度牌15套。四是改善了后勤工作，平整开垦出菜地1500平方米，改善了食堂火食。在经营管理方面。一是合理分解成本费用，接手后，我们首先把各种费用分解到站，承包到井，落实到每1个人，使全年各种费用都用在了刀刃上。二是在控制动力费上，由于接手前开井数只有20口，接手后平均每天开井35口，以及注水井的重新开井，使动力费迅速上升持高不下，为了尽快扭转这种局面，我们及时调整油井间开时间，调整注水井生产状态，从7月18日开始把2台注水泵改为1台注水泵运行，使动力费从7月18日前的每天2万多千瓦时，下降到现在的每天1．1万千瓦时。三是在作业费用上，由于该区油井多为斜井，单井平均下扶正器130个，为减少这项费用的支出，我们加强作业井质量跟踪，结合单井不同情况，合理的减少了下扶正器的数量，部分油井已经由过去130个减少到了90个。截止到目前为止，今年全区共上各类作业46口，没有出现1起质量和重复修井问题。四是在控制材料费上我们采取了非生产用料不领或还领的方式，努力盘活库存，把不用的单井流量计，近5万元的资产进行了重新使用。队伍管理方面，我们针对原来员工技术差、思想素质较低等特点，从抓学习教育人手，制定了学习计划，通过培训考试等方法使员工技术水平有了较大提高。强化了劳动纪律，杜绝了睡岗、脱岗现象。建立完善了油气监察站，完善了车辆出行检查手续，完善了重点油井的红外线报警装置，完善了油井防护围栏，完善了单井罐上锁工作。结合创建绿色井站，制定和建立了各项制度和记录，规范了采油生产岗位的操作规程，使各项管理工作逐步向标准化管理迈进。
我们注重加强环境保护建设，严格执行HSE管理体系和IS014001环境管理体系，坚持生产和环保“三同时”制度，建立健全环保管理体系，大力推行清洁生产，创建“绿色”油区，全年实现了污染赔偿费为零的目标。首先强化环保教育，大力开展环保宣传工作。充分利用板报、简报、标语、电视等宣传媒介和定期上环保教育课等形式，宣传环保知识和相关法律法规，全员实现了“要我环保”到“我要环保”的转变，自觉规范自己的行为。其次是做好污染预防工作，建立了完善的褥染预测、预防机制。结合生产实际，明确了井喷、管线穿孔、生活垃圾等6个污染源防治重点。这些污染点源，分别制定了《作业交接制度》等有关预防制度和措施，并狠抓这些制度的落实。在每一项施工前，都把可能出现的污染情况进行预测，并制定相应预防措施，将各种污染点源消灭在萌芽状态。另外坚持加强施工井场的管理与污染治理相结合，增强环保工作的及时性。在油井压裂、蒸汽吞吐等作业过程中，作业监督员全过程跟踪，严禁产生落地油污，对产生污染的限期处理。针对地下管线老化、腐蚀严重的情况，严格巡线制度，及时发现和处理管线漏蚀现象。按照1,6014001环境管理体系标准、对工业、生活垃圾实行分类存放，定点处理。每年都利用春秋两季，集中开展污染治理会战，确保了雨季污染不扩散，采取高垒、深埋、强堵等措施，对井场上的工业垃圾，对驻地的生活垃圾全面清理，实施规格化标准化“整容”。及时发现和消防污染隐患，针对各种潜在隐患，制定应急预防措施，对废水、废气物和固体油污进行控制管理，采取最佳办法解决。我们公司油管清洗厂，使用高温煮锅清洗油管，油管中残存的油泥和蜡被清洗出来之后，日久天长积存越来越多。头些年，原来局科尔沁公司管理这个油田的时候，一般都给了当地炼油厂。我们公司接管之后没有这样做，一直在想办法把这些油泥和蜡进行回收。曾经掺煤打成煤坯，但是总不干处理不掉。必须经过超高温才能融化，温度一低马上凝结成块状。由于非常难以顺利回收，一年多来，油泥和蜡的积存已经堆积如山，约有80余吨。今年10月初天气寒冷之后，我们领导班子经过反复多次研究决定，让科一联供给公司驻地采暖用的1台燃煤锅炉，拉运一些掺入燃料煤之中，经过1个多月的试验取得成功，既彻底解决了这个环保污染“庞然大物”，无法消除的老大难问题，又显著提高了燃料煤的燃烧效果。初步估算，每天至少能够节约燃料煤1吨以上，仅今年冬季4个月就可以节约燃料煤120余吨，按照锅炉房现在使用的原煤市价每吨292元计算，可以节约燃料费3．5040万元。目前，我们已经根据试验摸索的经验，制定执行了《对油管清洗厂油泥掺煤的有关规定》，规定了油泥和蜡掺煤的注意事项、规定了操作程序、掺入时间和掺入量，保证了这一项变废为宝之举一直坚持做好，并且推广应用到所有燃煤的采油作业区和许多井站，节能降耗的收效将更大。
部分参考文献
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