多乐够级是啥游戏：喜报！孤岛采油厂蝉联三届中国石化“先锋采油厂”

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  孤岛采油厂是胜利陆上第一采油大厂和中石化最大的三次采油基地，以采收率45.3%、采出程度41.7%保持胜利第一，所辖油田10次被评为中石化“高效开发油田”，57年为国家生产原油2.09亿吨。采油厂以“五项劳动竞赛”为抓手，创新以“一盘棋”大生产大运行体系、“一本帐”油藏经营优化模式、“一张网”提标筑基系统工程为重点的质效管理，绘就老油田能源当量、发展质量、效益增长率、科技贡献率、清洁能源占比率持续向上的新成长曲线万吨的规模效益稳产，连续三年超产超效，2023年荣膺国家级“绿色工厂”。

  均衡生产是推动老油田高水平发展的金钥匙。孤岛采油厂树立“一切生产运行环节都可优化”的系统观念，强化均衡生产一体化高效协同管理，统筹技术、人员、设备、资金、工作量等要素优化匹配，推动质的有效提升、量的合理增长，为转型开发提供了鲜活的范本。

  将“均衡生产”理念贯穿原油生产全过程，摸清递减规律，强化产量动态预警，抓工作量储备比“均衡”，确保做优增量，少干工作量、干高效的工作量。加大一站式生产监控平台趋势化预警，实时关注和精准研判产量运行递减线、增量线，加大产量储备，分级建设“措施井四库”，优化措施结构，调整新井和措施工作量，对冲产量递减，夯实稳产基础。严格落实原油生产快速反应机制和采出水平衡机制，快处置、强帮扶、严管控、提质效。自然递减降至8.8％，同比下降2.0％，作业工作量减少286口，全口径作业费减少1.03亿元，形成“老井少递减、作业少投入、产量向上扬”的良性循环。

  瞄准安全风险受控、生产运行平稳、施工队伍稳定，构建生产运行“135”一体统筹管理模式（“1” 即一个生产运行管理办法，“3”指生产指挥、能源与碳排放管控等3个信息化支撑平台，“5”指生产运行、保供保产等五项生产运行一体化工作机制），引导内、外部各层级目标同向、高效协同、合作共赢。坚持“少停井、非必要不停井，计划停井先报备”，“一次停井解决多个现场问题”“一次搬上解决多个施工问题”，实现降低停井井次，减少产量损失。采油时率97.96％，同比提升0.27％；作业一次合格率同比提升4.53％；钻机运行周期缩短25天。

  制定《孤岛采油厂生产安全异常管理规定》和生产运行、井控管理等8大类74种异常事件清单，搭建生产异常信息管控平台，设置异常经验知识库模块，规范异常上报-异常接报-推送信息-督导落实-问题处理-预警解除线上流程，实时把控生产异常态势。创新“三早三勤六必做”管理，常态化超前严控各类风险，早发现、早干预、早处理，勤跟踪、勤分析、勤优化，对不正常的情况必研判、必管控、必处置，应急事件必响应、必报备、必总结，提升了生产异常管控效率和质量。近年生产异常事件下降17.2%。

  投资成本一体化是推动老油田高水平发展的效益源。孤岛采油厂发挥投资所需成本一体化杠杆作用，全价值链算效益账、干效益活、产效益油，推动一切工作围绕油藏干、一切资源围绕效益转，为深挖油藏大经营大效益大潜力提供了鲜明的范式。

  实施稠油转型“冷热兼顾、一减一增”管理措施，制定转周优选条件和侧钻井、大修下小套井等“五个不干”负面清单，压减热采工作量；完善微生物降粘等稠油冷采技术，加大未见效区、见效区、水侵区分类应用，增加冷采工作量。2024年较2021年压减高成本转周工作量161井次，注汽及作业成本减少1.6亿元，投入产出比由1:2.5提高到1:3.6。实施作业井“五问六查”管理（“五问”：能不能完善注采井网？能不能建立注采对应关系？能不能补充能量？能不能有利于长效开发？能不能提高采收率？“六查”：要不要实施、要不要维护转成措施、要不要防砂、要不要优化层系、要不要返排解堵、要不要降粘引效），降低了低效无效工作量，2024年油井躺井数较2020年减少367口，总作业工作量减少525口，效益稳产基础持续夯实。

  强化投资、成本“一体融合创效”，资本预算突出发展支撑，财务预算突出价值引领，同步编制生产、投资、财务预算“三年滚动计划”和“三年长周期预算”。坚持投资、成本“两个分类优化”，加强对新老调整、油藏地面、地质工艺、造价经评投资管理，2024年较2021年百万吨产能投资下降6.4亿元；加强“增量、维持、消耗、风险、固定”全成本优化管理，措施有效率同比提高4.3%，管线穿孔次数、电力故障影响井次降至近年最低水平，单位油气综合能耗保持平稳，吨油操作成本下降132元/吨。

  综合油藏开发和现场管理需求，将采油厂6个储量评估单元、109个开发单元划分为24个油藏管理区块，明晰投入产出关系。搭建油藏经营管理平台，开发区块管理、经营分析等“五大模块”，实现数据共享、运营高效。确定系统直接归集、线下台账归集、成本动因分配、单井产量分摊4类成本核算方法，支撑数据向“单井-单元-区块-管理区-油藏”归集。建立产量、盈亏平衡点等21项指标，从运营能力、管理效能等五个维度效益分析，指导区块长开展“一块一策”治理。高效区块占比提高17%，盈亏平衡点降低1.2美元/桶。2024年胜利油田在孤岛厂召开了“五到区块”管理现场会。

  提标筑基防风险是推动老油田高水平发展的压舱石。基础不牢，地动山摇。以安全本质化实现各类风险减量降级，以现场标准化提档升级夯实发展基础，以数智化赋能让基层更有能力抓生产、保安全、创效益，为筑牢高水平质量的发展底板提供了鲜亮的样式。

  “安全矩阵清单化”。完善安全主控责任清单78条、工作内容217条，配合责任清单95条、工作内容262条，建立40个全要素运行清单矩阵，推动责任穿透落地。“风险管控全员化”。建立“厂领导、专业委员会、部门负责人”重点监管风险承包责任制，常态化开展“低头捡黄金”隐患排查，一级抓一级、人人抓落实。“减量降级本质化”。创新施工措施、机具设备等“四个革新”4类18项源头减量、风险降级措施，改进抽油机安装工艺和甩机方式，在集输站库使用新型液压钳、水力切割等不动火工艺技术，吊装作业、高处作业、动火作业次数减少10%、20%、97%。

  现场改造“提标”。注采输全链条标准化提升，每年用于井场建设、井口装置、抽油机及配套、供配电设施、集输站库“五个提档升级”等长效投入在3000万元以上，建设免维护井场1143个，应用长寿命齿形皮带362套。清硫净水“提质”。全链条硫化氢治理、全节点水质提升、全流程系统优化，强化“水驱、聚驱、断块”分线以上油井动态清零，注聚粘度达标率提升至97%，联合站进站硫化氢指标控制在150mg/m3以内。绿色发展“提效”。开展联合站、油管厂、敏感区域集中整治，多年难以解决的VOCs达标排放治理取得突破，打造无废管理区、地热高效应用示范区，能耗总量、碳排放总量下降2.9%和1.2%。

  加强“油藏智研”，打造集三维地质建模、注采动态模拟、方案智能优化于一体的技术决策中心，精准赋能精细开发。加强“站库智管”，建设注聚9#配注站、孤七注离心泵站等“无人值守”站库，实现劳动组织形式优化和风险降级；集成注采管控集控系统，优化SCADA、PCS、视频监控等系统操控功能，实现人工远程操控到自动协同联动，油水井远程控制率升至98%，劳动生产率提升40%。加强“平台智控”，研发生产信息化智能运维平台，实现设备异常诊断从“小时级”缩短至“分钟级”，故障处置效率提升3倍，年均远程调参超1.7万井次，单井调参时间由1小时压缩至30秒，远程启井应用率100%。

  新起点，新征程。孤岛采油厂将坚定不移贯彻落实油田“6335”发展的策略、“1337”系统工程， 锚定“在油田高水平质量的发展中做引领做示范”发展定位，集智聚力控风险、夯基础、转方式、调结构、提质量，全力实现产量箭头稳中向上、盈亏平衡点持续降低，为油田高水平发展贡献孤岛力量！

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