措施挖潜

措施挖潜（精选9篇）

措施挖潜 篇1

一、英台油田开发现状

英台油田位于松辽盆地南部中央坳陷区北端, 探明含油面积201.5平方千米, 地质储量11683万吨。开发英台老油田、英东萨尔图、英东高台子、八面台、套保共5个油田, 动用面积125.1平方千米, 动用地质储量8279.5万吨, 目的层主要为萨尔图、高台子和扶余油层, 油层埋深320-2150米, 渗透率0.5-3600md, 原油粘度3.5-1851mpa.s, 油层温度18-84C。

截止目前, 共有油水井1609口, 其中油井1369口, 开井691口, 累计产油1107.43万吨, 地质储量采油速度0.28%, 地质储量采出程度13.38%, 可采储量采出程度60.9%, 综合含水率95.08%。2012年预计产油21.8万吨, 平均单井日产0.8吨;部颁法自然递减率9.33%、综合递减率6.66%。目前水井240口, 开井99口, 年注水量122.5万立方米, 累计注采比0.44。

二、措施挖潜立足精细地质研究

精细地质研究是措施挖潜的基础, 对天然水驱油藏26个开发单元96个层系开展精细动态描述, 认识每个层系微构造、电性指标、油水界面, 明确剩余油分布规律。

1. 精细构造研究

通过进行1米构造等值线的微构造刻画, 更加明确了10个区块共102个小层构造的微小变化和剩余油分布规律, 指导油层挖潜6口井, 增油1060吨。其中152区块23号层动用1口井增油5吨。

2. 突破电性指标常规认识

通过对老油田高台子和英东高台子区块投产和后期措施动用井的统计分析, 一直认为感应电阻低于10Ω·m的层为水层, 基本不具备动用潜力。2010年, 突破传统认识, 大胆实践, 通过综合分析, 对英152区块1号层出油指标界限重新认识。认为该层是以构造背景下岩性控制 (高部位泥质含量高) 油藏, 出油感应指标在8以上。2010年降低指标规模动用6口井, 日生产能力17吨, 实现全年增油3000吨以上, 是2010年英台措施增产的主力。

在2011-2012年进一步认识了4个层, 将指标下降动用, 取得了增油3000吨的效果。

3. 精细油水界面研究

天然水驱油藏边底水不断向构造高部位推进, 油水界面变化情况对指导油层动用至关重要。近几年结合各项动静态资料, 对高台子5个区块共56个单砂层进行研究, 每半年对油水界面变化情况进行一次修订, 使油水界面位置认识更加精确, 有效的指导了油层动用。

2010-2011年在英东高台子利用油水界面研究动用措施11口井, 累计增油2170吨。

4. 精细岩性油藏研究

通过对英台岩性油藏成藏机理研究, 确定在物性平面圈闭、河道砂体河道边部、透镜砂岩、单斜水动力油藏等四种类型岩性油藏中存在剩余油, 指导措施挖潜11口井, 日增油能力31吨。

其中单斜水动力油藏岩性遮挡形成剩余油, 八面台青二+三层段由于在构造高部位物性变差形成遮挡, 对构造低部位形成有利圈闭, 通过平面上物性变化研究, 指导措施动用, 209-2011年共实施5口井, , 日增油能力16吨, 累计增油1136吨。

通过统计研究发现, 八面台青二+三层段在构造上倾方向声波时差在230以下就可以对流体产生遮挡作用, 遮挡能力随着物性变差而增强。

三、精细措施方案管理是效果的保证

精细措施管理是提高措施效果的保证, 单井方案制订和管理上, 采取一井一策的原则, 重点采取避射技术措施, 确保把措施效果最大化。在措施管理上, 及时跟踪分析, 采取调参、重堵的措施, 措施有效率达到81.3%。精细措施结构优化是控制成本的关键, 2010年及时调整措施结构, 在资金有限的情况下, 追求效益最大化, 重点实施成本较低的补孔、补堵措施, 同时积极探索新的措施增产方式。利用年初增油3550吨的措施费用达到了年增1.1万吨的增油能力, 吨油成本仅439元, 达到05年以来最好水平。

四、取得主要成果及认识

通过在油藏地质上取得的认识, 依靠单井方案的精细制定和措施后的有利保障, 措施效果大幅度提高。

1. 近两年措施整体效果提高, 对总产量贡献率超过4%

2. 吨油费用得到有效控制, 2010-2011年主体措施吨油成本608元/吨, 取得较好经济效益。

参考文献

[1]冈秦麟主编.高含水期油田改善水驱效果新技术 (下) .石油工业出版社, 1999年7月.

[2]李士奎等.砂岩油田水驱开发研究文集.石油工业出版社, 2004年7月.

[3]游小淼等.利用非稳定流法计算边底水油藏水油体积比.断块油气田, 2004年7月.

[4]韩军等.葡萄花油田高含水期开发技术政策界限研究.西安石油大学学报, 2004年1月.

[5]赵向宏.提高天然水驱油藏开发效果的途径.大庆石油地质与开发, 1998年6月.

[6]李兴训等.油藏持续稳产和提高采收率技术.新疆石油地质, 2002年8月.

措施挖潜 篇2

一、科学合理分解各项指标，力求保证措施到位。

年初，根据公司工作会、常任制党代表会、职代会及钢司发[2005]4号文件有关精神，我厂严格按照横向到边、纵向到底的原则，科学、合理地层层分解各项责任制指标，制定了切实可行的保证措施。印发了《关于下达2005年攻关挖潜增效指标的通知》和《烧结厂2005年挖潜增效主要保证措施》（烧厂发[2005]8号），对各项责任制指标按照工序成本核算的原理，横向分解到科室，纵向分解到工段、班组、岗位和个人，并制订印发了《关于下达烧结厂财务预算的通知》（烧厂发[2005]2号）、《2005年烧结厂提质增量攻关实施方案》（烧厂发[2005]19号），明确了今年工作的重点任务和主攻方向，责任到人、考核到人，为实现全年生产经营目标奠定了坚实的基础。

二、立足“诚信”，开拓创新，深化“保铁”理念，确保生产经营取得新突破。

炼铁高炉“一大带五小”生产格局形成后，生产一直较为稳顺，生铁产量稳步提高，给我厂提出了质和量上更高的要求。为全面提高我厂全体员工的“保铁”意识，将“诚信”理念落到实处，我厂加大了教育力度，利用工作会、先代会、形势报告会、厂务公开栏等各种形式大力宣讲“诚信保铁”，将打造“诚信烧结”作为今年我厂完成各项工作的出发点和根本点,教育广大干部职工认清当前的严峻形势,保持清醒头脑,紧紧围绕“保铁”这一核心来开展工作，牢固树立一切为了炼铁、一切服从炼铁、一切服务炼铁的诚信意识。从严制订及落实各项保铁措施，及时处理反馈炼铁及各部门对烧结厂提出的意见，分析处理我厂发生的各类影响炼铁生产的事故，努力提高产品实物质量，降低返矿率，提高成品率，确保高炉炉况稳顺，从而最大限度地释放烧结产能，使“诚信”二字落在实处，确保了生产经营的稳顺和健康发展。

一是在工艺控制上严格按章办事，工艺纪律进一步强化。

针对炼铁产量大幅升高，供矿问题矛盾突出的现状，我厂进一步细化了对工艺纪律和能源管理的责任考核。及时分析通报各类工艺违规事故，责任到人，考核到人。要求主管科室牵头，各工段自查自纠，加强工艺纪律整顿，强化工艺技术点检，稳定生产过程，努力改善入炉矿质量，加强生产协调组织，稳定水碳，稳定烧结过程，坚定不移地推行低水、低碳、厚料层烧结工艺，无条件地满足高炉对烧结矿和球团矿的需求，为炼铁高炉的稳顺提供了良好的外部条件，产品实物质量不断提高，基本实现了对炼铁生产的零影响。

二是强化设备管理，合理安排计划检修，确保烧结产能进一步释放。

今年制约烧结厂生产经营的主要因素是进入工序限制环节（产量供不应求）后如何有效提高作业率、降低设备故障停机率，尽可能满足炼铁质和量的需求。对此，我厂不等不靠，努力从自身挖掘潜能，对影响生产的关键环节两机（烧结机、翻车机）、两炉（2×8m2竖炉）、两仓（高料仓、成品仓）、两场（中和场、块矿场）及关键设备（主抽风机、圆筒、振动筛、翻车机、三烧进出料系统等）从严管理，制订了周密的事故应急预案、设备事故管理办法、设备点巡检管理制度、计划检修管理考核办法、物资管理及考核办法、“四项费用”管理办法，明确了设备维修系统区域及职责范围划分，进一步强化了设备管理责任。抓住有利时机合理安排计划外检修，努力缩短事故抢修时间，落实点巡检职责，从严管理，加大隐患自查整改力度，建立完善激励机制，充分调动了维修系统人员工作积极性。要求操作人员和设备维修人员尽快全面掌握设备控制与操作、维护知识，加强设备隐患、故障排查力度。加强备件与各类物资的管理，提高备件的准确性与及时性，降低检修、抢修、故障排除的时间，提高设备作业率。一季度，未发生一起大设备事故，设备作业率达95.57%，尤其是3月份40m2烧结机作业率超过97%，130m2、180m2烧结机作业率超95%，创历史最好水平，有力地保障了生产的稳顺进行。

由于措施得力，在全厂职工群众的共同努力下，烧结矿产量达111，6823吨，球团矿17，6865吨，产量连破历史最好记录。烧结矿合格率92.02%，球团矿合格率96.97%，碱度稳定率89.66%，烧结矿品位稳定率97.67%，确保了炼铁高炉对烧结矿质和量的需求。

三、从严管理，狠抓落实，攻关挖潜工作扎实有效。

措施挖潜 篇3

随着油田进入高含水后期开发阶段, 出现了控水难度越来越大, 高含水井数量逐年增加、措施效果逐渐变差等问题。 进行调整控制含水上升的余地越来越小, 从近几年不同含水级别井数变化来看, 高含水井数逐年上升, 措施井对含水的贡献值也逐渐变小且措施有效期逐渐变短。

2油井措施挖潜原则

面对上述问题, 为了更好地提高油井挖潜效果, 优化注水、 产液结构, 减少注入水的低效循环, 控制含水上升和产量递减, 将油井按含水、沉没度进行分级, 同时根据油井近几年的含水变化情况对不同含水级别的井, 采用不同的原则进行油、水井“提、控”, 以保证油井挖潜效果, 达到控制含水上升、 减缓产量递减的目的。

3具体办法

将井组含水按含水级别分为

3.1低效区 (96%<含水≤99%)

低效区油井含水非常高。如果油层发育较好, 要细分高渗透、大孔道厚油层。对于产量大于70t、沉没度大于400m的油井应采取堵水措施, 封堵油层内底部高渗透段, 挖掘层内顶部剩余油, 同时连通注水井要加大调剖力度。

3.2控水区 (92%<含水≤96%)

控水区油井高含水层较多, 因此一方面对于油井产液量高、沉没度大于400m的应采取堵水措施, 封堵高含水层。另一方面要控制高含水层连通注水井的注水, 总体水量下调, 注水井也可以实施深、浅调剖相结合的办法封堵高含水层。

3.3稳液区 (90%<含水≤92%)

稳液区的油井一般含水较高, 在保证连通注水井注水量稳定的前提下, 要加大低含水层、动用较差油层的注水, 同时控制高含水层的注水。对于沉没度大于500m、泵效大于60% 的油井也可适当放大生产压差换大一级泵生产或上调参数, 但如果措施后含水上升较快要调回原参数生产。

3.4提液区 (86%<含水≤90%)

提液区的油井一般含水较低, 油层中动用差或未动用的层较多。认真分析、把握时机及时采取上提液措施。对于沉没度较高参数有余地的要上调参数, 参数已无上调余地的沉没度大于500m、泵效大于50% 的井要换大泵生产。对于200m <沉没度≤500m的油井, 连通注水井要增强注水, 做好提液潜力工作。

3.5挖潜区 (含水≤86%)

挖潜区的油井是今后油井措施提液的重点区域, 油层中由于注采关系不完善、油层物性较差、射开厚度小等因素存在剩余油, 因此要加大挖潜力度。对于射开厚度小、产液量较低的油井可采取补、压结合或补、换相结合的办法, 提高油井产能。

4几点认识

1) 油田已进入高含水后期开发阶段, 控水难度越来越大, 高含水井数逐年上升, 措施效果逐渐变差。

2) 根据含水及沉没度的情况, 合理地制定油、水井相结合的措施是控制含水上升、减缓产量递减的有效手段。

参考文献

[1]辛旻.抽油机井井下装置运动仿真研究[D].大庆石油学院, 2010.

[2]杨帆.抽油机井举升工艺适应性分析系统的研究与应用[J].化学工程与装备, 2014, (4) :112-117+120.

挖潜增效工作总结 篇4

我队经过摸索，采取以下技术措施，提高了生产进度，创造了较大的经济效益。

1、优化钻井参数。在X井的施工中改变过去为了防止井斜、担心钻头和钻具出问题，在钻具结构和钻井参数的选择上，过于求稳而趋于保守的思想。根据生产实际情况，摸索合理的防斜钻具组合及有效的钻井参数，极大的提高了机械钻速。

2、强化钻头选型。在钻头选型方面，我们参照设计及邻井相关资料，牙轮钻头主要使用比较成熟的江汉产HJT537GK和川石产HJT537GG系列，通过在X井的使用和其它井的经验，在上部地层使用川石钻头比江汉钻头机械钻速方面要高些，但在中下部地层江汉钻头在质量上还是有明显优势。在钻头使用方面取得了较大的成绩：3＃钻头Ф444.5 mmST517GK，创造单只钻头在X区块钻完一开井段进尺604m，平均机械钻速7.66m/h的记录 ；9＃钻头保瑞特AB1616，取得进尺405.91m，机械钻速达到14m/h的好成绩；22＃钻头深远HM1306，取得纯钻时间244h，进尺189.84m的好成绩。我队在X工区的月度评比中多次名列前茅。

2010年初，我队成功中标X井的施工项目，争取完成钻井进尺5000米，井身质量合格，取芯成功率100%，电测成功率100%，节约成本100万元，在保证安全的情况下优质高效的完成此项施工任务，争取在X区块打响胜利钻井品牌，为X全年经营目标的实现贡献自己的力量。

为完成此目标，我队今年要认真学习、贯彻管理局“比学赶帮超”暨“精细管理年”活动以及文件精神内容，坚持“挖潜增效、提速提效”这一主题思路，要始终贯彻和执行“安全、节能、高效、优质”的理念，在去年的基础上更上一层楼。

在这次活动中，我队喊响了“精细管理从我做起”的口号，采取了管人理事、自上而下、层层深入的方法，强力促进综合效益和管理水平“两个全面提升”。我队这次“比学赶帮超”暨“精细管理年”活动拟实施6个重点工作：员工精细化管理、质量精细化管理、HSE精细化管理、现场精细化管理、生产运行精细化管理、设备精细化管理。

1、为提高广大职工的工作积极性，对工时考核模式进行精细化管理调整：将工时考核在总量受控的前提下，兑现分为两个部分，分别为完成任务指标、班组精细化管理水平评估考核，并将考核结果纳入本月的奖金考核上，对个人实行绩效工资考核，并以此作为年终考核的依据。

2、我队要求各班组要按照“一班一布置、一天一总结、一月一评比”的思路，按时召开考核会议，及时分析、总结生产班组在推行精细化管理方面取得的成效和存在的问题，并制定具体措施加以改进，活动要有记录。对工作落实缓慢、问题较多的班组及个人进行解剖、分析。在分析、总结正反两方面经验、教训的基础上，制定改进措施，推进全队精细化管理活动的实施。

3、安全环保方面从班组建设抓起，制定HSE体系建设、安全管理等具体的工作措施，落实了责任；技术方面从岗位制度完善、技术措施、基础资料入手，倒排了运行大表；

4、在原有基础上，建立、健全、完善油品管理制度。在油品使用上，严格按照管理制度，有章可循。严格检查油品承运人的车辆状况，由司机长检查铅封、柴油数量、质量，如发现异常，及时报告。为杜绝倒卖盗卖油品等违纪问题，我队规范填写签收单据，值班干部、司机长、司机必须为本人签收，如发现代签，追究其责任。建立柴油登记台帐，对于伙房使用的柴油，规定一个月不得超过500L，每次加油，需值班干部签字确认；严控用车成本方面，制定了详细的规章制度，值班车加油需认真填写路单、里程等。

5、以各班组工作量、业务量为基础，将材料指标分解到班组，建立成本控制管理台账，教育全体职工从节约一张纸、一滴水、一度电、一团棉纱做起，能省则省，千方百计地控制成本，减少费用支出。

6、加强每月上报计划的审核力度及审批程序，严格控制每个月的直接成本消耗，做到有计划，不盲目的进料；严格按照中心要求，减少自购料需求，制定下月需求计划时要针对本对的实际情况再认真仔细的筛选进料，做到有计划、不盲目、不缺用、针对性的计划选料；建立材料消耗台账，严格各种工具、材料的领用制度，对领取的工具、材料，依时间长短和耗损情况，按照班组长申请、基层领导审核和材料库发放把关等程序进行有效控制，并对可以回收的材料实行交旧领新，通过“三把关”的实行，把住了损耗关，严格控制不必要的材料消耗。

7、坚持“修旧利废，节能减排”制度，如队上损坏的长管泵、潜水泵等等队上派电气工程师和工长进行维修；把闲置的铁板和废品充分在回收利用起来，如钻井泵上水管线之间的梯子是用闲置铁板焊接的；平时把挖排水沟的泥土用在雨水经常囤积的洼地；宿舍管理员还要加强对宿舍电源和水源的有效管理。

目前，我队面对钻前未完成施工等困难下，在很短的时间内已经完成了X井的搬迁工作，达到开钻水平，节省了宝贵的时间。在排污方面，我队采用了清水、污水、岩屑分流的方式，清水可以循环使用，从而可以达到降低污水排放量，泥浆防雨棚增加防水槽，从而达到了节约成本的目的。

措施挖潜 篇5

关键词：天然气,挖潜,措施

1 调查分析、完善工艺、提升了输气管网的运行水平

为了确保输气管网的冬季平稳、安全运行, 首先我们开展了“三优化”工作, 即:优化了外输气主干线的运行工况、优化改造了我厂天然气主力区块的外输气工艺流程、优化实施方案改善了自用气流程。

1.1 优化了外输气主干线的运行工况。

为了确保我厂到沈阳的φ426mm供气管线正常运行, 我们加大了巡回检查, 整改泄漏点2处;对裸露的管线段进行防腐保温。同时, 完善并落实了该管线巡回检查制度.由此改善了该外供气管线的运行工况, 为我厂, 乃至于辽油公司对沈阳的冬季供气安全工作提供了支持。

1.2 优化改造了天然气主力区块的外输气工艺。

龙气5区块, 是我厂唯一一个天然气田区块, 但随着开发时间的延长, 产水量也越来越大。目前该区块可以开的气井有8口, 日产气5.6×104m3, 日产水20t左右。为确保该油田天然气冬季外输运行正常, 今年入冬前, 我厂对该工艺流程完成了改造:安装分离器1台、新增高架罐1座、管线深下、以及保温300多米。实现了气井产水分离后拉运到联合站、天然气分离水之后安全外输的工艺流程。规避了该外输管线可能存在的冬季冻堵事故的发生。

1.3 优化实施方案、改善了自用气流程。

我厂茨榆坨油田到牛一联合站的天然气支线与干线, 既是茨榆坨油田的产气外供干、支线, 也是联合站对茨榆坨油田天然气的供给线, 在该管网上的燃用天然气的各类站点有27座, 原油高架罐加热点有51个。一是通过优化供气管网改造, 将茨629块外输管线转为向该区块转供气管线, 完善了该区块供气管网工艺流程;二是11月份对茨601至牛一联φ325mm管线采取了投球清扫管线残液100多吨;三是对茨13、34、78、79等区块的供气管线进行了氮气扫线尽20公里。从而提升了该管网的运行效能。

2 精细分析、完善方案、提升天然气挖潜开源水平

我厂的天然气采出程度80.66%, 几年来的挖潜效果已是每况愈下, 但为了完成油田公司给我厂配给的冬季天然气巨大的艰难的任务指标, 在天然气开源上, 我们本着在“七挖潜”的方向性工作上, 细化分析、完善方案、制定形象进度、精细运行与管理。截止目前见到了较好的效果。龙气5块, 是我厂唯一一个天然气油田区块, 但随着开发时间的延长, 产水量也越来越大。但由于没有电, 几年来, 所有的停喷气井都没有实施抽油排水采气生产。我厂通过测试分析, 计划用天然气动力机做抽油机动力, 在该区块实施气井的抽油排水采气工艺, 预计实施2口井, 增加天然气1.5×104m3, 目前已经实施一口龙气23井, 抽油后自喷生产日产天然气1.2×104m3。

3 契合实际、完善制度, 提升天然气的“节流”工作水平

为做好天然气的节控工作, 我们厂根据实际情况, 制定并落实了“七落实”管理制度。即:定油罐加温温度、定联合站脱水温度、定转油站外输原油温度、计量站外输原油的间歇加温温度、定生产现场的操作间和值班室采暖温度、制定与完善了天然气管线巡回检查制度、制定与完善了天然气零散用户的管理制度等。

3.1 制定落实单井灌加温制度。

为了进一步降低自耗气量, 做好节能降耗工作, 我厂认真研究并科学制定井站输油温度和单井罐拉油温度, 安排好热洗运行表并严格执行。坚持对42个单井罐实施定时定温拉油。制定并健全运行制度, 采油区要根据实际情况对运行制度进行调整。

3.2 制定落实联合站脱水温度。

联合站实施间歇集中脱水措施, 脱水加热温度控制在60℃。

3.3 制定落实转油站原油外输管理办法。

对4座转油站进行常温输油。要求采油区间歇加温, 间歇加温时进联合站的油温控制在30-33℃。

3.4 制定落实现场操作间与值班室采暖管理要求。

主要是采油站和联合站严禁高温采暖, 值班室温度控制在20-22℃, 操作间温度控制在16-18℃, 各单位要把温度控制作为巡检的一项内容去抓, 由单位一把手负责。

3.5 制定完善并落实了天然气巡线管理制度。

对天然气管线进行了寻线, 整改泄露问题。并制定了防止天然气“跑冒滴漏”问题的管理办法。

3.6 制定落实了天然气防盗管理工作要求。

责成油气检查站制定完善了“天然气防盗管理工作要求”, 各单位还明确了管理责任人, 做到责任到位。

3.7 制定落实了对周边天然气小用户的非常时期限气管理要求。

对周围天然气使用点的工艺仪表完成了进一步的调查, 制定了具体的“冬季天然气运行办法”, 主要内容是, 为确保外输气量达标, 在必要情况下, 要对小用气点限气。

3.8

对4口压力较高的自喷天然气井, 制定了在天然气外供紧张时期的扩大油嘴生产增产备份, 各种配件准备齐全, 随时可以按照油田公司的指示扩大油嘴生产。

截止到目前, 已完成各类措施的增气油气井17口, 初期生产增加天然气产量7.2×104m3/d。目前我厂外供天然气10×104m3/d左右, 备用气关井3口, 备用气量5×104m3, 其他剩余工作也在按计划运行。

参考文献

[1]老区浅层中低渗透性气藏措施挖潜探讨王玉兰内江科技2007/11 21.

措施挖潜 篇6

关键词：纯化油田,水泥封堵技术,压裂,套管补贴,侧钻井

1 油藏地质特征及措施构成现状

1.1 油藏地质特征

纯化油田位于东营凹陷纯化—草桥断鼻构造带的西部, 以一条北西、南东向的二级断层为界分为东西两部分。主力含油层系沙四上纯化镇组和沙四下红层, 纵向上56个含油砂体, 含油面积57.1Km2, 地质储量6557万吨。

其原始地层压力31.9MPa, 原始压力系数1.2-1.4MPa/100米, 饱和压力6.6MPa, 地饱压差24.6-28.0MPa, 油藏埋深2100-2750米, 平均中深2380米, 平均空气渗透率仅为54.1*10-3u m2, 孔隙度19.5%。内部开发单元储层物性相对较好, 边部区域物性变差, 属于高压、一般低渗透、低饱和、岩性复杂、层多而薄的复杂断块油藏。

1.2 措施构成现状

由于储层渗透性较差, 同时泥质及灰质含量高, 泥质含量单井最高可达40%以上, 主力砂层组中纯4—纯5组等小层以碳酸盐为主, 油井投产一般均需采取压裂、酸化方式, 以酸化为主。长期以来, 油井措施内容基本以补孔、酸化压裂为主, 统计1991-2000年十年期间实施的油井措施427口中, 油井酸化措施114口, 占措施总井数的26.8%, 补孔139口, 占措施总井数的32.6%, 补孔措施占了措施产量构成的1/3左右。

进入2000年后, 随着油田开发的深入, 层间补孔措施阵地逐年减少, “十一五”期间每年最多可实施8-10口, 油井措施总井次也由90年代的60井次/年减少到平均每年30井次左右, 措施挖潜类型开始向扶停、非主力层挖潜以及套破井治理转变, 措施年增油量由1.5万吨下降到0.8万吨, 单井增油量也由“九五”期间的310吨下降到了“十五”期间的258吨。

2 措施挖潜方向及取得的效果

油田由于投入开发时间早, 勘探开发程度较高, 一方面导致滚动勘探及老区调整的余地越来越小, 另一方面造成停产套破井逐年增多, 其中光套破油水井就以每年8-10口井的数量增加, 区块注采井网失调, 纵向、平面矛盾突出, 油水井开井利用率低, 严重制约着老油田的良性开发。

为改善油田开发效果, 提高低产、套破停产井的措施潜力, 我们在加大油藏地质分析, 认识剩余油分布的同时, 同近年来发展起来的新工艺、新技术进行有机的结合, 实施了以套管补贴、硼中子找水、大型压裂、纯4-5组措施挖潜、活性酶解堵、侧钻井、提液挖潜等一系列工艺措施, 在油田上百口井上实施后, 取得了显著的增油效果, 为低渗透薄互层油藏后期的措施挖潜开辟了一条有效的途径。下面就对这些措施挖潜工艺技术进行简单的探讨。

2.1 纯4-5组压裂技术

油田纯4-5组储量约为1216.7万吨, 占整个油田储量的1/5左右, 由于区块长期大段合采, 层间物性差异大造成油层动用状况差异大, 从油田不同区块分层系水淹状况来看, 纯1-2组水淹面积大, 纯3-5组水淹面积小, 油田上层系含水在88%以上, 采出程度25%, 纯3-5含水50%左右, 采出程度12%。

由于纯4-5组层薄, 且与已射开的纯1-3组的隔层跨度小, 一般为5-10米, 常规压裂易发生裂缝上窜、造成压裂裂缝穿透隔层, 沟通高含水层, 同时难于进行套管平衡压力保护, 施工难度大。为此在压裂方案优化上, 采取了射孔段避射、限流射孔、变粒径支撑剂、复合防膨、暂堵屏蔽射孔段、变排量施工等六项工艺措施, 解决了施工难题。

2008年以来, 我们开展了纯4-5组压裂试验, 进行纯4-5组压裂施工12井次, 合计增加日油能力62.4吨, 平均单井日油4.8吨, 已累增油7139吨, 取得了较好的增油效果。

2.2 干、淹、同等差薄油层的二次识别解释挖潜技术

长期以来, 为维持油田高产, 新井投产均采用射开物性好且油层厚度大的油层, 加之测井技术沿用常规解释方法, 造成了对油层水淹程度的认识不够深入、彻底, 再对储层、构造进行重新认识后, 对单井实施了二次测井解释, 使以往无人问津的干层、水淹层甚至含油水层都可能蕴藏着较大的措施潜力, 我们共优选了近20口井实施补孔措施, 口口见到了好的增油效果, 初期日增油72吨, 截止到发稿前日增油38吨, 累油近2.5万吨。

典型井例:如位于油田纯62块中北部的纯83-3井, 该井沉积区属滨浅湖相带的席状砂体, 电测解释纯1-2组为水淹层及干层间互的薄砂层, 按常规以往的认识, 该层的挖潜余地较小, 但经过深入细致的井间对比分析, 该井正处于2口注水井之间, 邻井处于主流线上物性较好的通81-3井在动态上已表现高程度水淹, 虽然该井未射开的砂层组物性较差, 解释为干层, 但属于能量充足区域, 同时应用水淹层解释模板定量分析纯11水淹级别为三级轻度水淹, 含油饱和度仍高达55%以上, 具有补孔的潜力。实施后, 未经酸化, 井口外溢, 初期日油能力10吨, 含水10%, 日增油近7吨, 效果十分显著, 验证了研究结果的准确性。

2.3 饱和度测井技术挖掘层间潜力

目前在国内外应用比较成熟的剩余油饱和度测井技术主要有C/O比能谱测井、硼中子测井及PND测井 (脉冲中子衰减测井) , 其中PND测井是在放射性测井基础上发展起来的一种新型的监测剩余油饱和度的测井技术。其测井原理与碳氧比和中子寿命测井基本一致, 但在测井工艺上有很大的改进, 是目前在套管井中监测剩余油饱和度的最好方法之一。

纯梁地区也主要应用PND和硼中子这两种剩余油监测方法来监测层间的剩余油分布。在纯化油田实施12口, 有8口井取得了较好的措施效果, 初期日增油49.4吨/天, 目前日增油24.6吨/天, 累计增油9656吨/天, 效果较好。

2.4 井况监测, 恢复潜力井

随着开发的不断深入, 油水井井况日益恶化, 由于地应力作用以及作业施工方案不当等多种原因造成套管损坏的井逐年增多, 尤其是近五年来, 新增套破油水井达50口之多, 影响正常油量达150吨之多, 且大多数为套管破裂、变形, 严重制约着油田的稳定开发。我们应用四十臂井径、流量计找井况、井下超声波电视、电磁探伤等先进的井况监测手段, 找到了套坏油井的具体损坏类型和井段, 施以不同的工艺措施手段, 对其修复生产, 取得了较好的效果。

2.4.1 套管补贴技术

套管补贴技术是近两年来发展起来应用较为成熟的套损井修复技术, 主要用于已固井井段套破的修复, 通过下动力工具到套破处, 打压, 用软金属胀套管, 完成套管补贴, 在套管破裂、错位严重的纯化油田应用效果明显, 已修复10口井, 其中成功了8口, 恢复日油能力30吨。

2.4.2 水泥封堵技术

水泥封堵技术较常规的封隔器机械封堵的优点就在于有效期长, 成功率相对较高, 此项技术在油田的许多套管漏失井的封堵施工中均取得了成功, 合计应用30口井, 恢复日油能力95吨。

2.4.3 水井大修打通道下小套管技术

针对油田高压低渗, 水井在大修过程中发现的多处套破, 导致注水井停注待报废, 水驱储量损失严重的现象, 利用大修打通道技术, 对浅层套破井实施换套, 对油层部位套破严重井, 通过套管整形器整形后, 下入小套管, 恢复注水, 已在油田成功实施5口。

2.5 提液技术

从油田无因次采液采油指数曲线上可以看出, 含水到了85%以后, 无因次采液指数开始上升, 而无次采油指数急剧下降, 大量剩余油需要在高含水阶段采出, 早在90年代, 纯化油田纯6块就实施了区块整体提液方案, 取得了较好效果。

2007年底在纯2、纯6、纯7等区块注采完善区域以及纯化沙二开始实施提液, 注水单元通过水井放大注水量, 升压注水, 油井整体调冲次、换大泵, 降压开采, 注采比由1.2提高到了2.0以上, 将沉没度大于500米, 动液面较浅的油井实施了换大泵以及调冲次提液, 弹性边底水驱开发单元通过换螺杆泵及小电泵提液, 共对口油井实施, 实施后, 油井含水稳定, 提液区块日液由668.5吨上升到措施后的1064.5吨, 日油由88吨上升到140吨, 日油能力上升了52吨, 综合含水稳定在88%, 动液面稳定。

2.6 活性水驱试验, 改善低渗透注水效果

活性水驱技术是将单井降压增注措施转化为提高驱油效率、实现井间、层间均衡驱替的有效注水开发技术。通过残余油条件下的物模实验显示, 表面活性剂对低渗岩心的降压效果与其洗油性能呈正比关系。在注水开发后期, 水驱毛管准数Nc一般在10-7-10-6。通过表面活性剂处理, 可使Nc有2-3个数量级的变化。

为此, 2011年, 在纯62块开展了活性水驱油试验, 区块含油面积4.6Km2, 地质储量416万吨, 油层孔隙度16%, 渗透率在10*10-3um2, 试验区内有19口注水井, 对应油井32口, 区块存在的主要问题是水井注水压力高, 吸水困难, 注水压力已高达34MPa, 仍有多口井欠注, 油井供液能力差, 动液面多数测不出。

根据方案实施要求, 水井处理半径20m, 注入量0.5PV, 主段塞的活性剂浓度为0.4%, 表面活性剂需用总量为417.3吨, 自2011年4月12日开始在19口水井上实施, 截止发稿前已累计注入150天, 注入表面活性剂291.3吨, 平均1.94吨/天, 19口水井累计注水5.45万m3, 日注水平390m3, 有多口注水井井口油压下降, 已经有三个井组开始见到增油效果。

2.7 侧钻井挖潜

油藏工程研究认为:进入“三高”开发的老油田, 受储层非均质性及井网完善程度的影响, 造成油层平面、纵向水驱方向与水淹程度不均。总体表现为:注入水沿物性好、压降大的方向窜流, 造成主流线方向油层水淹严重, 而非主流线的低渗区、无井控制的构造高部位, 油层水淹轻, 剩余油富集。因此充分利用现有的停产、报废油水井对这些有利的区域进行剩余油挖潜已成为有利的原油增储上产手段。

统计纯化油田自“十五”以来, 共设计投产各类侧钻井32口, 初期日液368.8吨, 日油158吨, 综合含水57.1%, 目前日液182.6吨, 日油49.4吨, 已累积增油17.13万吨, 平均单井增加可采储量0.8万吨, 取得了较好的经济效益, 节约了大量投资。

3 经济效益及措施前景展望

3.1 经济效益

几年来, 通过侧钻挖潜, 油井大型压裂, 低产、停产井措施及油水井更新减缓递减, 合计总投资26380万元, 总产出120990万元, 效益94610万元, 投入产出比为1:4.5。有效地改善了油田开发效果, 提高了开发水平, 使油田分别在2002年及2005年获得了总公司“高效开发油田”称号。

3.2 措施前景展望

在精细油藏研究的基础上, 通过应用配套的工艺技术, 纯化油田开发中后期措施挖潜效果显著, 为构造复杂、薄油层油田开发探索到了一条挖潜剩余油综合技术:利用更新井、侧钻井等钻井完井技术挖掘平面剩余油;利用大型压裂、套管补贴、硼中子找堵水、活性酶吞吐、化学降粘以及调配调整吸水产液结构, 挖潜平面层间剩余油, 在今后的工作中可以开展径向钻井以及多薄层连续单层精确压裂先导试验, 挖掘层间剩余油。

4 结论和建议

通过油藏精细研究和对研究结果的实践应用, 得出以下结论:

(1) 剩余油在平面上纵向上分布不均:基本遵循多采少剩的原则, 主力小层物性好, 采出程度高, 水淹严重, 但高含水的剩余可动储量仍为目前挖潜的主战场。非主力小层储层物性差, 平面非均质性严重, 有效注采对应差, 水淹轻, 采出程度低, 是工艺技术进步增油的工作区。

(2) 低渗透油藏油层多且薄, 隔层发育, 为补孔、卡堵水增油措施准备了良好地质条件, 补孔与卡堵水是纯化油田开发后期行之有效的措施。

(3) 低渗透油藏油层薄, 常规测井系列分辩率低, 小于1米的中差油层在电性上识别差, 因此应广泛使用高分辩率测井系列, 增加低渗透油藏的储量。

参考文献

[1]窦让林, 徐龙等, 大型水力压裂技术在文东油田的应用, 江汉石油学院学报, 2001 (23) .

[2]许弟龙, 胡德高等, 王广区块油藏高效开发的实践, 江汉石油学院学报, 2003 (25) .

[3]刘华, 张宁生等, 低渗透油田提高采收率发展现状, 钻采工艺, 2004

[4]高楚桥, 张超谟L油田含水率计算及水淹等级划分, 测井技术, 2004 (28)

丝路关键南亚挖潜 篇7

历史上,南亚诸国(印度、巴基斯坦、斯里兰卡、阿富汗、尼泊尔、马尔代夫、不丹和孟加拉)既是海上丝绸之路的重要目的地, 也是通往阿拉伯和非洲世界的必经中转站。今天,南亚地区仍然是广东最重要的海外合作伙伴之一,尤以印度、巴基斯坦潜力最大。

粤印双边贸易活跃

一是双边贸易额持续高速增长。2008年,印度驻广州总领事馆成立,双方经贸合作迅速发展,双边贸易额从2004的18.5亿美元增长到2012年的100.4亿美元,年均增长达23.5%。

二是广东对印度处于顺差状况。2004年,广东对印度的贸易逆差为2.17亿美元,其后,广东对印度的出口额大于进口,顺差由2005年的3.37亿美元,增长到2011年的65.3亿美元,2012年回落到54亿美元。

三是印度在广东投资活跃。印度在华投资领域主要涉及信息技术、医药制品和生物技术等,2004年,广东利用印度外资总额为94万美元,到2012年大幅上升至1728万美元,是2004年的18.4倍。

粤巴双边贸易提速

广东对巴基斯坦投资和贸易总额不高,与巴基斯坦的合作主要还在国家层面上:

一是双边贸易增长快速。2003年,两国进出口总额为24.3亿美元,2012年为124.1亿美元,年均增长19.9%。

二是中国处于贸易逆差状况。2003年,中国对巴基斯坦逆差额为5.7亿美元,2012年上升到31.4亿美元。

三是两国相互投资起伏较大。2005年、2008年和2011年巴基斯坦对中国的直接投资出现波峰点,投资额分别为768万、1452万和971万美元;2007年、2009年和2012年出现波谷点,投资额分别为248万、380万和183万美元。2003年,中国对巴基斯坦的直接投资总额为963万美元,2007年达到峰值9.11亿美元,其后有所回落,2009年为7675万美元,2010年和2011年有所上升,维持在3.3亿美元,2012年又下降至8893万美元。

粤印合作须求同存异

一是双方政治、战略互信不足。受历史纠葛、地缘政治和国家发展战略差异等因素影响,印度常以国家安全等原因实施贸易保护,先后对签证政策进行调整、进口电信设备实施安全审查和本地化战略、进口电力设备加征高额税收,中印正常经贸关系受到冲击,这也是印度对华贸易逆差的主要原因。

二是经济存在同质化竞争。中印两国分别于上世纪70、80年代实行经济改革,相继走上工业化道路。广东与印度在产业结构和国际分工的一致性,决定了双方经济整体上存在同质竞争关系,合作领域有限,这种状况在短期内将难以解决。

三是印度国内自身问题。印度经济改革进展迟缓,相关政策缺乏稳定性和连续性,劳工、土地、社保等法律体系繁复等问题均影响广东企业投资印度的信心和实效。

四是社会文化生活习惯差异较大。受历史、宗教和文化影响,印度生活习惯和消费倾向与中国差异很大,阻碍了广东和印度经济交往。

粤巴合作要规避安全风险

一是安全形势复杂多变。近年巴基斯坦政局不稳,袭击中国在巴基斯坦企业时有发生,增加了中方人员安全隐患和企业投资风险,制约了广东企业对巴基斯坦的投资。

二是经济环境欠佳基础设施薄弱。巴基斯坦平均税率在20%左右,关税较高,经济政策环境欠佳。基础设施滞后、能源短缺加剧等因素也制约和阻碍了广东企业在巴基斯坦投资和进一步发展。

三是合作单一投资增速缓慢。广东对巴基斯坦贸易出口增长快,但进口增长缓慢,而且进出口商品结构变化不大。广东企业在巴基斯坦以工程承包和技术合作为主,直接投资额很低, 投资活动处于起步阶段,增长速度缓慢。

四是社会文化差异较大。中国与巴基斯坦官方互动频繁, 但民间相互了解渠道少、程度低, 不同民俗、宗教和语言等原因, 易造成误解, 影响双方经贸关系发展。

互联互通,突破瓶颈

目前广东与南亚国家在市场、融资、技术、劳务、环境等方面存在差异,达成这一目标面临许多瓶颈。如何拓展投融资渠道,参与主体发挥何种作用等均是必须解决的问题。

广东与南亚国家贸易规模不大、限制较多,贸易过程不能产生规模效应,双边贸易层次低、费用高,经贸合作尚处于初级阶段。国内银行与南亚国家在开展双边贸易方面没有结算协议,结算往来全部通过第三国银行办理。人民币出入境受额度限制,企业货款回收困难,贸易存在风险。

受美国重返亚太战略、美日等国印度洋战略政策影响,“中国威胁论”在南亚地区有一定的市场。共建21世纪海上丝绸之路,对广东与南亚国家来说,首要问题是突破传统思维模式的制约,充分尊重各方利益,在国家层面建立基于政治互信的海洋合作机制。

粤印合作前景

一是畅通合作交流渠道。首先是建立并完善广东与印度合作交流机制,消除分歧,凝聚共识,增加对彼此的了解和认同。其次是共同搭建双方合作发展平台,减少贸易壁垒,避免单方面使用贸易限制措施,共同努力为企业开展投资与贸易营造良好的环境。

二是提升双向投资质量。抓住印度城市基础建设、铁路、制造业快速发展的契机,结合我省经济结构调整和产业转移升级的需要,加大对印度投资,强化资本运作,深化企业合作,充分利用当地人力、物力及社会资源,提高项目合作投资的针对性和成功率。通过营造宽松投资环境吸引印度信息技术、医药制品等优势产业来广东投资,近距离学习其先进制造技术和经营理念,促进我省相关产业发展。

三是深化信息产业合作。建立并完善与印度信息产业交流合作机制,鼓励两地企业开展业务、技术合作,提升广东信息产业的水平。同时加强在人才培训和招聘方面的合作,向广东企业推广其管理及运营经验。

四是加强能源领域合作。印度风电装机容量2013年位居世界第五,要充分利用我省在风电装备和太阳能发电部分装备制造的优势,加强双方在能源领域合作。

粤巴合作方略

一是继续扩大经贸合作。鼓励并支持有条件的广东企业前往巴基斯坦投资兴业,同时欢迎巴基斯坦企业利用自身在农业、纺织业等领域的优势,前来广东寻找投资机会。

二是积极参与基础设施建设。进一步拓展工程承包业务的深度和广度,尤其是在铁路、港口、能源、电信等工程领域,实现以工程承包为基础,资金、技术、管理、设计共同融合、良性互动的策略,推动广东在巴基斯坦承包工程的转型升级,提高经济效益。

三是完善旅游合作机制。制定并落实有关旅游合作具体实施办法,拓展旅游市场, 加强旅游促销,增加游客人数。邀请巴基斯坦旅游主管部门组织当地旅游业界参加中国(广东)国际旅游产业博览会和广东国际旅游文化节。

微笑浇灌,耐心挖潜 篇8

1 微笑是温暖学生心灵的阳光

我们的教育对象是有着独立人格的学生, 他们有自己的独特的思想、观点和爱好。他们有一个明显的特点:自尊心强。教师要尊重他们的人格, 允许孩子出差错。对他们的错误要多点宽容, 多一些像Try again.Take it easy.Great progress.的鼓励, 要肯定孩子付出的努力, 用细腻的情感保护孩子敏锐的自尊心。因此在我的课堂上特别注意面向全体学生, 对他们一视同仁, 平等对待, 让每位学生都能积极参加到学习活动中。针对学生的不同层次, 我在课堂上提出层次递进的问题, 使学困生和优秀生在回答完问题后都有一种自豪感。同时在他们答对题后, 我对他们进行及时地肯定和鼓励:Excellent!Great!A good job!Well done!这些赞赏的话语就像一缕阳光, 温暖着孩子的心灵。

根据学生的心理特点, 让学生最大限度地发挥他们的潜力, 是英语教学的本质。为了达到这个目的, 就必须研究、理解、满足学生合理的心理需求。作为一名英语教师要勤观察学生, 勤了解学生, 勤与学生交谈, 从而掌握学生心理, 建立良好的师生感情, 做好学生的心理疏导工作, 使学生获得英语学习的安全感。英语学习差的学生在进入中学前, 在小学已经学习了几年英语。他们基础差, 学习成绩差, 对英语已失去了兴趣和信心, 产生了“破罐子破摔”的想法。也就是说, 这一部分学生不学英语, 基础差固然是一方面原因, 他们更多的是由心理引起的。因而英语老师应该主动接近这一部分学生, 用积极的态度, 真诚的微笑来缩短师生之间的距离, 以心理医生的身份为学生提供英语学习有关的心理咨询服务, 对他们进行外语学习心理疏导, 分析他们学外语的状况, 找出成绩差的原因。学生才愿把自己在学习英语时所遇到的各种问题:学习方法问题, 语音语法等知识技能问题, 对教师教法所接受程度的问题, 与教师产生的矛盾问题, 学习过程中所经历过的尴尬问题等等, 通过面谈、书面谈、电话上谈等方式及时反馈给教师, 教师才能对学生在学习英语时所产生的不安、焦虑、失落、挫折、厌烦等消极情绪进行及时干预和疏导, 从而消除他们的心病, 解除他们的畏难心理、羞怯心理、自卑心理, 重新建立学习英语的信心。当然, 教师还要让学生明白英语学习过程不是一帆风顺的, 要学会调控自己的心态, 学会迎难而上, 保持一种学习英语的积极情绪。

教育心理学告诉我们, 学困生同样具有进取心, 自尊心, 他们也渴望进步。因此, 我们在课堂上要特别关注这一部分学生, 积极寻找他们身上的“闪光点”, 在课堂问题设计时分难中易, 对学困生提一些他们力所能及的问题, 增进他们学习英语的信心, 激发他们进一步尝试成功的学习愿望。如果回答不完全或未答好, 就加以引导, 从不指责, 这样给他们养成良好的开口习惯, 以后逐渐地由易到难。在讲课过程中, 还要不失时机的问候一下学困生, 如How are you today?就把老师对他们的关怀表露出来。从而也引起这部分学生的注意。凝聚学生的注意力, 让他们在和谐轻松愉快的课堂气氛中学习, 从而造就学生良好的注意品质。

由此可见, 微笑是温暖孩子心灵的阳光。教师尊重孩子的情感和心理需要, 孩子就会发自内心地尊重教师的劳动。他们强烈的求知欲望就会产生, 从而在学习上将会爆发强大的潜力, 最终达到提高他们英语学习的目的。

2 耐心是保证学生持续进步的阶梯

在教学过程中, 至关重要的就是耐心。教师作为人类灵魂的工程师。他的工作不仅要解决学生学业上的问题, 还要解决学生心灵上的问题。作为英语教师, 对待急待帮助的学困生, 不能轻言放弃, 要用满腔的热忱和持久的耐心去努力改变他们。作为受教育者, 大多数学生, 特别是学困生, 学习英语缺乏毅力和耐心, 听课时的心情也常处于一种随意状态, 觉得学习无聊。因此, 在英语课堂上除了多创造让他们参与活动和发言的机会以外, 对他们提出的浅显的问题和疑问, 也要耐心回答, 并给予以肯定和表扬, 这样才能保证他们对英语学习的持久兴趣和不断进步。

我们要理解、尊重、宽容, 善待每一位学困生。学困生由于成绩低下, 往往拉低自己所任教班级的平均分和及格率。他们在班级中常被同学鄙视, 有些教师也把他们视做班级的“包袱”, 他们在社会上受到冷眼, 在家也受到家长的训斥。心里有一种压抑感, 有厌学情绪, 自信心不强。因此教师在任何时候要注意控制自己的情绪, 不迁怒、不急躁, 切忌使用训斥, 侮辱人格和伤害自尊心的语言。教师应当用一种乐教的心态来支配自己的行动。做教师就要像海伦·凯勒的老师安妮·沙利文那样, 她有超过常人的耐心。她的不懈努力使海伦从又聋又瞎变成了博大精深。

为了帮助学困生上路, 我们有时甚至可以放弃休息时间, 不厌其烦地一遍一遍纠正他们不会读的单词和句子的读音, 有时会反复讲解一个很简单的语法, 直到我们累得满头大汗。一单元结束后及时检查及时反馈, 及时表扬成绩有进步的学困生, 让他们享受到成功的欢乐及喜悦;争取家长的配合, 提醒他们在家里要督促孩子做作业, 听磁带, 背书, 默词等, 培养他们按时交作业的习惯。对学困生的作业尽量面批, 及时纠正他们的错误。

爱迪生说过, 天才等于1%的灵感加上99%的汗水。所以在英语教学中, 培养学生勤奋的良好品质显得更为重要。一个智力平平的学生, 只要能勤奋地学英语, 肯定就能学好英语。英语教师一定要用耐心让学生明白, 持之以恒的勤奋定能换来英语学习的不断超越和持续进步。只有这样, 学生们受益终生的坚强的意志和毅力才能得以培养。

3 结束语

开展挖潜增效实现效益提升 篇9

一、合理优化配煤结构, 向降低入炉煤成本要效益

配煤成本占全焦成本的90%以上, 优化配煤结构, 降低用煤成本, 实现效益最大化, 是当前朝川焦化公司扭亏增盈的重要措施之一。在生产过程中, 充分发挥区域资源优势, 以“合理配入低价煤”为目标, 持续优化配煤结构。通过密切关注煤炭市场形势, 制定优化配煤结构新方案, 在保证煤种质量前提下, 对于性质相同或接近的煤种, 多配价格低的, 少配或停配价格高的, 同价格煤种, 多配质量好且有资源保障的, 少配或停配质量差的, 实现低成本高效益。扣除市场因素影响, 2013年, 吨焦入炉煤成本比2012年下降12.05元, 增利1250万元。

二、规范采购渠道, 向原材料采购挖潜要效益

规范采购渠道, 优化采购方式, 保证采购质量, 完善采购预前控制体系, 坚持采用战略供应商、比价采购、招标采购等方式, 确保物资采购渠道透明、价格合理、流程规范, 有效提高采购质量、降低采购成本。建立优质优价、稳定可靠的供应渠道, 准确把握市场动态, 及时判断供求关系, 合理确定原料库存。生产部门与采购部门之间相互沟通、协作、监督, 杜绝以次充好和缺斤短两现象。制定原煤亏吨考核办法, 减少计量损失, 全年增利155万元。最近, 集团公司5个焦化企业在焦化事业部的统一指导下, 签订了原料统一采购协议, 充分利用集团公司原料大宗采购, 价格、资金可协商的优势降低采购成本, 目前效果已经显现。

三、调整产品销售结构和销售渠道, 向市场要效益

依托集团公司贫瘦原煤丰富资源, 抓住平顶山无贫瘦精煤洗选且紧缺状况, 购进质价对等的贫瘦原煤进行洗选, 累计洗选贫瘦精煤25.85万吨, 增加利润1235万元。根据各产品盈利情况, 公司积极调整生产和销售结构, 在保证焦炭稳定生产的前提下, 尽量生产和销售盈利产品精煤 (不含贫瘦精煤, 下同) , 同比增加精煤销售32.54万吨, 增利572万元。同时, 充分利用公司客户资源丰富的优势, 依据客户需求, 增加以煤换焦和买焦卖焦数量达27.96万吨, 增利149万元。按照集团公司提升焦化板块运营管理要求, 对焦化产品的销售, 集团公司焦化事业部, 依据市场变化, 对集团公司内部5家焦化企业的焦化产品销售实施统一管理, 由集团公司统一对用户谈价、谈量, 避免了5家焦化企业无序竞争, 确保企业效益最大化。

四、优化工艺流程, 向管理提升要效益

优化工艺技术, 在洗煤上做到将原煤“吃干榨净”。公司定洗煤副产品考核下限, 规定洗出中煤灰分不得低于60%, 煤泥灰分不得低于70%, 矸石灰分不得低于80%。在此基础上合理提高精煤灰分, 最大限度提高洗煤回收率, 确保洗煤效益最大化, 全年多回收精煤0.89万吨, 增利735万元。炼焦系统精心组织生产, 强化热工操作管理, 调火做到精调细调, 根据焦炭成熟情况及时调整标准温度, 减少回炉煤气量, 提高化产回收率。加大煤气发电技改力度, 提高煤气发电效率, 全年累计发电7245万千瓦时, 同比增加992万千瓦时, 增利665万元。

五、强化资金管理, 向优化资金管控要效益

坚持以销定产, 优化库存, 减少资金占用, 加快资金流转, 提高资金利用效率, 降低财务费用;大力压缩非生产性费用支出, 合理处置、积极盘活废旧闲置资产;加大货款清欠力度, 降低应收账款和预付账款, 将货款回收、其他应收款回收与各业务部门的绩效考核及奖惩挂钩, 确保资金安全, 切实降低经营风险;加强货币资金管理, 定期召开资金筹划会议, 落实当月资金运筹和下月资金预算。

六、强化激励约束机制, 向企业高效运转要效益

转换经营机制, 强化激励约束机制, 是企业提高市场竞争力的必由之路和必然选择。在成本控制、效率提升方面, 公司充分利用民营企业优势, 将分配机制、用工机制与市场对接, 达到了人尽其才, 物尽其用, 机构精简, 企业高效运转的效果。参照集团安全风险抵押金管理办法, 建立经营承包责任抵押制度, 从基层到分厂、班组和个人, 层层明确目标责任, 层层交付风险抵押, 层层传递经营压力, 把经营责任与劳动成果、经济利益挂钩, 形成责权利相统一的激励约束机制, 促进公司整体经营形势持续稳步好转。

七、加强成本费用控制, 向实施全员成本目标管理要效益

经企管、财务等部门市场调研, 结合供应、销售部门以往发生费用, 同时考虑到企业实际情况, 将供应、销售部门的所有可控费用纳入总体考核, 对供应部门采购单价规定最高限价, 采购量规定最低限量, 应付账款保持一定欠款额度;对销售部门按销售价、销售量规定最低限, 货款回收做到新款不欠, 老款按比例逐月清回, 每月完成情况由企管部考核计提相关费用, 费用指标由财务部门控制, 为避免税收风险, 供应、销售部门费用支出在指标控制范围内凭合法票据据实列支, 材料采购费用及销售费用得到了有效控制, 同时也提高了供应、销售人员工作的积极性。

八、修旧利废、回收复用, 向物尽其用要效益

由于受国内经济增速放缓的影响, 焦化企业面临市场持续疲软、企业效益不佳、资金回收困难等不利局面。在当前企业亏损的情况下, 钱从哪里来, 已成为当务之急的头等大事。确保公司现金流不断裂, 一要靠提质增价;二要靠内部挖潜。尤其在内部挖潜方面, 企业还有很大潜力。2013年5月, 朝川焦化公司督察部组织相关部门对供应公司仓库、各生产厂二级库进行了实地盘点, 对废旧物资建立台账。为降低成本, 杜绝浪费, 制定了修旧利废、回收复用奖励办法, 一方面根据材料单耗, 考核辅助材料消耗;一方面充分利用废品废件做补充。2013年有效利用公司废品废件3.5吨。

九、做好税收筹划, 向优惠政策要效益

纳税筹划是企业降低税务风险的有效途径, 通过合理、合法的纳税筹划达到企业实现收益最大化的目的。纳税筹划是指在国家税收法规、政策允许的范围内, 通过对经营、投资、理财活动进行的前期筹划, 尽可能减轻企业税收负担, 以获取税收筹划收益。所以, 如何把握好税收政策的脉搏, 充分利用好税收政策、法规资源, 通过合理避税来最大限度地减少税收成本, 谋求合法的经济利益, 成为每一位财务工作者应该关注的问题和具备的素质。

十、实施“对标挖潜”, 向管理提升要效益

“对标挖潜”是企业增利的有效措施, 通过“对标挖潜”可以有效推动企业效益的提升。为落实好“对标挖潜”工作, 2013年4月, 公司派多个部门外出学习, 确定外部与民营企业利源焦化对标, 内部与集团公司所属焦化企业对标。在开展对标管理过程中, 严格按照对标要素与标杆企业进行对标。对标要素分为通用对标要素和特定对标要素, 通用对标要素主要有: