胜利油田管理

胜利油田管理（共8篇）

篇1：胜利油田管理

胜利油田采购管理制度

一、整合供应商资源，确保质量源头受控

1、为确保物资质量源头受控，应不断强化供应商管理，有效整合供应商资源，减少供应商数量。

2、强化风险控制，细化准入标准，进一步提高准入和增项门槛。由此带来供应商整体水平的提升，保障生产建设物资的安全、及时和经济供应奠定坚实的基础。

3、在供应商管理过程中，应积极落实业绩引导订货机制，控制交易供应商规模，重点对设备、材料、配件类供应商历史交易数据进行分析，确定适度供应商数量。

4、按照供货业绩、整体实力、动态量化考核结果及奖惩等进行加权评分，按类别进行综合排名，实施ABC分类和升降级管理。

二、完善质检体系，把好物资检验监督关

1、找准质检业务关键点和薄弱点，重新梳理完善检验管理、考核等一系列制度、措施。

2、从任务单的接收、样品传递、检验到报告完成等各个环节，加大质量监督检查力度和不合格物资供应商处理力度，做到每项检测、每个环节都得到有效控制，确保有章可循、有据可查、全程追溯。

三、强化价格管理，提升成本管控能力

1、物资采购资金量大、料性复杂、专用性强，要重视成本管控工作，结合科学理性采购的要求，通过强化价格管理，充分发挥物资供应在成本控制上的重要作用，赢得采购成本管控主动权，有效的降低采购成本。

2、采购过程中，物资供应部门要深化市场研究，加大对重要原材料市场价格走势的分析力度，及时发布重点物资和原材料价格走势商情分析报告，准确把握市场动态。

3、强化监管，对市场价、历史采购价格定期进行对比，为招标采购提供价格指导。

4、加强合同价格审核，通过ERP系统对采购价格实行最高限价控制，进一步降低采购风险。

5、鼓励竞争，在规格多、品种杂、价格监管难度大的物资采购中，加大供应商淘汰力度，以竞争引导供应商降低采购价格。

四、推进标准化采购，有效降低采购成本

1、提高采购标准化是进一步规范管理、整合资源、增强市场影响力的重要抓手，也是提高资源获取能力、议价能力和控制库存规模的重要措施。

2、完善标准化采购管理体系，梳理完善管理制度和业务流程，逐步形成较为完备的配套制度和标准化工作程序。

3、推进物资需求标准化，从设计标准化入手，提前介入项目立项和计划，掌握需求，会同计划、工程等部门提出标准化需求建议。

4、推进标准化信息库建设，定期发布标准化选型产品目录，全面梳理物资

编码及对应的技术标准，建立标准数据库，实现设计、采购、施工单位之间的共享。

5、对油田标准化示范区所需主要物资品种开展产品定型工作，完善采购标准体系，组织签订定型产品框架协议。

6、加快推进技术规范标准化，研究制定采购技术、商务、设备材料选型等标准化文件，实现业务流程、绩效考核体系、业务操作信息平台标准化，规范物资的物料编码和技术标准，确保物资采购业务在统一标准的平台上规范运行，不断强化标准化采购的制度和标准建设。

篇2：胜利油田管理

胜利油田历来十分重视对技术干部的培养、管理和使用，充分发挥他们在油田生产和改革中的作用。自1964年会战以来，油田和二级单位先后设立了正副总工程师、正副总地质师、正副总经济师、正副总会计师、副总审计师等，油田机关生产处室设立了主任工程(地质、会计)师，生产三级单位设工程(地质)师，生产四级单位设技术员，形成了一支遍及油田各行各业的专业技术干部队伍。到1996年底，先后在胜利油田担任副总工程师的有张人和、王礼钦、张丕京、沈瑞林、胡象尧、于万祥、段康、李允子、叶蜚庭、蒋希文、庞学海、宁炳龙、林希泉、曾文冲、宗承云、马富才、宋万超、牟书令、李人学、赖正乐、魏学仪、刘鸿祥、张贵荣、霍广荣、戴颂周、孙建成、陈德坦、江武敏、魏忠武、何生厚、廖永远、郝洪友、宋祥林、高迎章、马述先、黄世选、王依升、王志信、林友进、付自明、曹耀峰；担任副总地质师的有胡见义、叶大信、介霖、陈斯忠、王平、刘兴材、帅德福、余守德、赵良才、颜捷先、王秉海、罗大山、潘元林、才汝成、姚铣、杨云岭；担任副总经济师的有刘继修、金传乃、张如椿、刘锦信、李宏瑛、蒋洁敏、王作然、刘维民、张殿国、董丕久、郭桂伦、杨瑞贞、裘国泰；担任副总会计师的有单乐亭、孙宗绪、王光汉；担任副总审计师的有吴德全。

1975年，胜利油田在干部处设立技术干部管理组，加强了对专业技术干部的管理。1979～1987年，开展了落实知识分子政策工作，解决了大量历史遗留问题。从1980年开始进行专业技术干部职称考核评定工作，1987年开始职称改革工作。职称改革前，全局干部中有高级职称的31人，中级职称的3249人。经过职称改革，专业技术干部队伍结构发生了很大变化，到1995年底，胜利油田专业技术干部中有高级职称的3615人(其中教授级高级职称的73人)，中级职称的14424人，初级职称的30853人，分别占专业技术人员总数的6.19％、25.8％和59.9％。从1982年开始，为中级以上职称的专业技术人员办理家属子女户口“农转非”，到1995年共办理9388人。

80年代以来，胜利油田加快了专家队伍建设的步伐。1984年开始推荐国家级有突出贡献的中青年科技专家工作。1991年开始推荐享受政府特殊津贴人员工作，并开始选拔局级专业技术拔尖人才。1992年开始推荐中国石油天然气总公司级有突出贡献的中青年科技、管理专家工作。1993年开始向山东省推荐省级专业技术拔尖人才。到1995年底，胜利油田形成了一支500人左右的专家队伍，其中有中国工程院院士1人(顾心怿)，国家级有突出贡献的中青年科技专家6人(刘兴材、叶蜚庭、曾文冲、顾心怿、宋万超、杜贤樾)，享受政府特殊津贴的专家120人，中国石油天然气总公司批准命名的有突出贡献的科技、管理专家37人，山东省专业技术拔尖人才7人，胜利石油管理局专业技术拔尖人才335人。

进入90年代后，胜利油田狠抓了跨世纪中青年技术人才队伍的建设。1991年制定了《加强专业技术干部队伍建设，促进中青年专业技术人才迅速成长的措施》。

篇3：胜利油田投资项目节点管理刍议

1. 胜利油田投资项目管理基本现状

1.1 投资项目管理概论

项目管理是指在规定期限内完成某项开发目标 (或一组目标) 而规划的投资、政策以及机构方面等其他活动的综合体。中石化的投资项目是指中石化在年度及分批投资计划中安排的石油天然气勘探、开发、油田系统配套工程及非安装设备购置、石油天然气管输、天然气加工利用、石油炼制、信息系统建设、科技开发、安全隐患治理、环境保护以及相关产业的境内外独资或合资的基本建设、技术改造、资本经营等项目。中石化规定凡属股份公司 (包括控股子公司和参股公司) 投资的项目, 一律纳入股份公司年度投资计划。

1.2 胜利油田投资项目管理现状分析

目前, 中石化对分公司的投资计划管理实行年度规模控制、项目分类管理、计划分批下达的方式。年度规模控制是指总部在每年年初根据股份公司总体规划、年度预算平衡情况, 对各企业上报的年度建议计划进行平衡后, 确定分公司的年度勘探、开发及系统配套项目投资控制规模, 对信息、水质治理、装备等部分专项投资项目实行专项对接、专项下达。项目分类管理是指根据项目的性质、投资额度及规模, 投资项目的审批权限分为三类。其中, 一类投资项目由股份公司发展计划部办理批复手续;二类投资项目由股份公司油田事业部办理批复手续;三类投资项目由分公司受权在核定的年度投资计划内审批。根据股份公司总体规划、勘探开发部署及生产建设需要, 实行分批对接、分批下达。

2. 胜利油田现行项目投资管理存在的弊端

胜利油田项目投资管理流程, 主要包括前期工作、投资计划编制及下达、项目实施过程管理 (成立项目组、项目工程设计、预算编制及审查、招投标、合同签订、项目施工管理及监督) 、项目验收及结算、统计等环节。按照内部控制制度, 各环节由不同的部门和单位负责。虽然胜利油田一直在努力构建完善有利于投资约束和投资节约的管理机制, 在投资计划领域积累了一定管理经验, 形成了一套较为科学规范的投资计划管理机制。近几年, 随着中石化重组改革的推进和外部经营环境的变化, 在投资项目管理运行中仍然暴露出许多问题, 这些日益突出的弊端开始制约着胜利油田的发展。

2.1 项目前期研究阶段审查不严, 产量与投入不匹配

胜利油田是中石化集团下属的国有特大型企业。一方面, 集团公司把胜利油田定位为成本中心来管理, 要求“低成本, 高效益”, 另一方面, 鉴于目前国内外严峻的经济形势, 集团公司对胜利油田的产量指标的要求更为严格。这种到底是“要产量”还是“控成本”的选择造成了一些企业项目前期研究阶段内部控制不严格。加之目前对油田企业的绩效考核, 产量和成本指标是硬指标, 而投资效益是软指标。所以有些建设单位存在为追求局部利益而在可研报告中修改相关数据, 导致了项目投入难以实现产出效益最大化。

2.2 设计单位和施工队伍管理缺乏市场化, 投资项目的效果和效率难以提升

胜利油田拥有自己的工程研究及设计机构, 这些设计单位资料齐全, 熟悉油田市场, 事实上形成了设计垄断;但由于没有引入市场机制, 这些设计单位缺乏竞争意识, 理念陈旧, 缺乏创新, 设计质量难有较大提升。同样, 胜利油田在投资项目建设上也是多采用内部队伍, 由于同在油田这一大的企业框架内, 甲、乙方关系难以理顺, 当建设单位与关联交易的施工单位存在争议时, 不是按照市场规则, 而是由油田相关职能部门协调解决, 严重影响工程效率。

2.3 工程进度控制薄弱, 管理各职能部门缺乏有效的协调机制

由于胜利油田每年投资项目数量多, 投资金额大, 所以参与管理工程的人员和职能部门众多, 尽管企业已经不断探索实施了科学的管理方法, 但由于工程涉及多个职能部门, 关联复杂, 协调工作难度大, 进度管理严重滞后, 往往导致项目进程缓慢。探究其原因, 既有工农关系等复杂的外部环境因素, 也有体制本身的原因, 为掩盖问题有时甚至编制虚假的竣工结算资料来完成上年的投资计划。

2.4 项目投资责任制尚未建立, 项目后期总结阶段存在漏洞

目前胜利油田的对项目的决策、施工管理、投资效益没有全面的评价和考核制度, 即使最后项目投资失败, 个人或单位也无需为此承担相关责任。而在国外石油公司, 如果投资决策失误, 就要追究个人的责任。

3. 构建胜利油田开发投资项目节点管理体系的思路

3.1 胜利油田系统节点设计原则

胜利油田开发投资项目节点管理体系将勘探开发投资项目工作运行从部门导向转变为流程导向, 按照最有利于项目管理优化的需求和创造价值的方式设计组织和配置资源, 在前期研究、工程控制、分析与评价等各环节, 实现了部门间相互配合、相互促进、相互监督的一体化、流程化运行格局, 提高了项目投资管理的质量和效率。在设置节点时充分考虑了油田实际, 遵循以下几点原则:一是以项目管理为主线, 目标层层分解, 围绕项目整个生命周期进行规划计划系统节点的分级设置, 涵盖了从前期研究到后期评价的全过程。全过程精细管理原则。二是依据内控制度及投资管理制度, 设置关键控制环节和节点。三是规范性与可操作性相结合, 依据现有投资管理制度、管理体制和机制, 适于各开发单位生产需要, 便于操作, 提高效率。四是权责明晰, 便于考核。

3.2 胜利油田开发投资项目节点管理体系的设置

胜利油田开发投资项目节点管理体系以项目管理为主线, 按项目周期分为3个一级节点。即前期工作、过程控制和后期评价。项目批准立项前为前期工作, 主要是投资项目的可行性研究;从立项开始到项目竣工为止之间是过程控制, 主要是投资计划实施阶段的控制;项目竣工后为后期评价阶段, 主要是项目的考核和投资分析。在一级节点下又按照目标分解出20个二级节点。如图1:

在二级节点的基础上, 按项目管理流程又进一步细分为43个三级节点。通过节点的设置将项目管理系统按照上下级管理权限进行细化, 把每一级工作的重点和难点作为“节点”, 实现责任到“节点”, 管理到“节点”。在完善相应岗位职责的基础上, 将投资项目管理工作又表面化、分散化向流程化和系统化转换, 增强了对开发投资项目的控制。

3.2.1 前期工作节点设置

可行性研究是项目前期工作的重点和核心, 是在投资决策前通过调查研究和比较分析, 对计划建设项目的建设必要性、经济合理性和可行性进行综合分析, 为项目投资提供可靠的科学依据。项目的前期工作包括项目建议书、可行性研究报告、初步设计的编报和审批, 按照股份公司分类管理的权限, 由规划计划部门牵头组织和管理。项目可行性研究报告批复后方可列入投资计划。投资项目节点管理体系中, 前期工作阶段分成6个二级节点, 14个三级节点。具体见图2。

3.2.2 过程控制节点设置

项目投资管理的过程控制是指投资项目获得批复后, 根据分公司规划、勘探开发部署及生产建设需要列入分公司投资计划, 项目投资计划下达实行季度计划运行与ERP适时下达实施计划相结合的方式。在项目运行过程中设置根据关键控制环节设置节点, 对项目建设的工程设计、设计变更、审批下达、施工监理、验收结算等节点实现项目建设全过程精细管理, 保证方案执行符合率100%。过程控制阶段11个二级节点, 24个三级节点。具体见图3。

3.2.3 后期评价阶段节点设置

分公司对项目的实施阶段实行项目承包管理模式, 对项目组实行风险抵押承包, 项目完工后, 分公司根据承包合同对项目组进行考核。投资项目统计按照月度、季度、年度上报和管理, 及时掌握投资项目的实施进度, 搞好勘探开发、建设项目投资资金支付的动态管理。

投资分析作为计划管理的一项重要工作, 今后每季度及年度都要对季度及当年投资完成情况进行分析, 通过对投资结构、工程成本、效益指标的对比分析, 优化方案部署, 努力做好提高储量动用率、油田采收率和夯实稳产基础、技术创新等各项工作。同时, 及时掌握施工单位的施工能力、设备结构的分布, 做好市场预测以及投资需求工作, 统筹上市、存续的工作衔接, 保障工作量规模、产能规模的稳定, 实现一体化协调发展。后期评价阶段的节点设置分为3个二级节点, 5个三级节点。具体见图4。

总之, 胜利油田投资计划管理是一个庞大的系统工程, 它覆盖企业生产的全过程。面对日益严峻的国际国内石油形式, 胜利油田必须要建立完善有利于投资约束和投资节约的管理机制, 优化投资方案, 强化投资控制, 把握投资节奏, 降低投资成本, 提高投资效益。切实加强投资管理, 把有限的资金向拿资源、保稳产、占市场、“走出去”等重点项目倾斜。在投资项目管理中采用节点管理, 不仅是精细化管理的一种创新尝试, 更是增强胜利油田企业的竞争力和企业运行质量的保证。

参考文献

[1]李国森.聂振东浅析胜利油田投资项目管理的改进[J].今日科苑, 2008 (22)

篇4：胜利油田档案管理信息数字化初探

关键词档案管理；数字化；信息化；胜利油田

中图分类号G27 文献标识码A 文章编号1673—9671—(2009)122—0088—01

档案管理工作就是通过档案的管理和档案信息的提供来为社会和经济服务的业务活动。数字档案馆是朝向不同载体形式并存的方向发展，包括纸质、软盘、光盘、声、像及各种数字媒体。数字档案信息资源共享趋势重新定义了馆藏档案资源新的内涵，它的特点是将不同类型的档案信息以数字化形式分布存放在各个档案馆内，通过虚拟链接，实现数字档案信息资源共享。也就是说档案馆真正数字化后，馆际之间可以通过互联网访问、查找到所需的内容，就不用到实际的档案馆中去查找。所以，数字档案馆的信息建设就是以统一的标准和规范为基础，形成丰富多彩的数字媒体信息，分布于海量资源数据库中，通过计算机网络实现使用者智能检索的一项系统工程，使档案馆的档案信息服务工作得到前所未有的提高。档案管理工作功在千秋，利在当代。档案具有一定的凭证作用，也在法律实践中的运用是非常普遍的。档案管理信息的数字化是社会发展的需要，是企业进步的需要。

1油田档案管理信息数字化存在的问题及其分析

胜利油田档案管理信息数字化的好处表现在可充分利用和发挥现有计算机的功能，提高利用率；提高档案信息的时效性；档案信息电子化，可一次投入，多次产出，并改变信息加工。

档案馆管理信息数字化虽然能够带来很多的方便，但是这方面还没有特别完善，还存在着很多的不足，从胜利油田的实际情况出发，总结以下较普遍的问题。

1.1档案信息安全性被忽视

一部分由于油田档案部门还没有建立有效的档案信息安全管理机制，对于档案的安全意识和保密意识也都不强，往往忽视档案信息的管理和审查。另一部分就是技术问题，电脑病毒的肆虐，黑客的攻击，这些也都使得档案信息安全受到严重威胁，必须要引起高度的重视。

1.2现有的油田档案管理的规范化和标准化不完善

规范化和标准化的基础工作是被看成档案管理信息数字化的前提。但是由于历史原因，油田档案业务基础差，案卷质量也不高，系统软件移植性差，尤其是各类档案的著录细则相容性较差；档案自动化工作目前还没有统一的标准，这也制约了档案信息工作的信息化管理。

1.3既掌握图书馆管理知识，又掌握计算机网络技术的人才较少

从现有情况看，油田档案部门中现代高技术人才匮乏，其中档案、信息处理的人才更加匮乏，很多档案管理人员的现代化技术水平较低。虽然引进了现代化设备，但是还不能充分发挥其作用，更不用说档案信息电子化。

1.4数字化文件长久保存和长期使用不稳定

数字化文件在性质、形式上与纸质文件的不同是被大家最先关注的信息化带来的变化和影响。存在的主要问题有三个：一是数字化文件的长久保存问题；二是数字化文件的证据力和法律效力问题；三是数字化信息与载体的依附关系问题。

1.5信息数据库建设滞后 一种情况是档案管理部门在录入信息时只选择笼统的基本数据，专业性数据不够完整；另一情况是数据输入时只为了简单省事，不加核实，往往造成数据不准确；还有是对已经更新的数据没有及时修改补充，使数据不能反省现实情况。这些因素会导致数据库信息有限，影响数据库的检索的有效性，从而降低了档案管理信息系统的可信度。

2存在问题的相关措施

2.1解决档案信息管理的安全问题 首先要先建立统一的安全管理机制，加强制度管理和规范管理。制定相应的制度，建立安全审计来提高整体的信息安全防范意识。对于那些安全等级高的系统，就要求系统管理人员对使用者权限的分配及管理，注意系统维护内容和维护前后的情况，并做好详细记录。其次，加了防止“病毒”的侵袭，建立反“病毒”的系统，并定期进行反“病毒”，同时，也要定期备份文档，最好是能多处、异地存放保管。最后，也可以建立计算机网络安全预警中心，进行安全监控、预警、实时发现网上异常活动和不安全活动，并监视网络数据库的安全。

2.2完善油田档案管理的规范性和标准性

档案信息数字化建设就是为了将档案信息资源聚集和整合起来，从而实现档案资源能够社会共享，而且能更好地为各级领导和机关服务，为广大油田职工服务。所以，档案信息数宁化建设在当前发展时刻，一定要统一规划、统一标准、统一规范。

2.3培养档案管理信息数字化人才

档案信息数字化建设是一件技术性很强的工作，档案人才不但要掌握档案学基础理论知识和档案管理知识外，还必须掌握计算机技术、网络技术等现代信息技术知识。

首先是要认真做好现任在职人员的培训工作，尤其是那些作为领导干部和业务骨干的更要接受相关技术的知识培训；其次要积极开展多种形式的技术培训和技术交流，全力营造出好的学习环境；最后就是要积极引进人才，要下大功夫引进复合型人才，为他们创造良好的工作环境，使他们为档案信息化建设做出贡献。

2.4稳定数字化文件的保存和使用

目前，能够解决数字化文件真实性、长久保存、长期可用的途径问题的方法有：第一是通过法规约束数字化文件格式种类，尽可能地选择较通用的几种文件格式，通过降低数字化文件格式种类繁复性，增加数字化文件长期保存的可靠性、可控性。第二是对数字化文件存在的系统进行规范设计和过程控制，来保证数字化文件的真实性和可靠性。第三是提高载体材料寿命或对数字化文件的软硬件环境进行备份的方式。

2.5加强档案信息数字化的建设 要选用一套管理科学的信息化系统，将档案信息录入，建立完整的档案信息通用数据库。完善提高综合数据库，建立可以由网络连接来实现的数据库群，提高自动系统效率。不过，值得注意的是档案信息数据库是一个动态变化的过程，所以要求档案管理人员及时更新变化的数据，保证档案信息的准确性。通过数据库建设进行的信息查询等操作能改变传统的管理方式，为使用者提供了更快捷的方式。 此外，数字化建设要关注提高系统的整体水平。油档案管理信息数字化建设的关键应是整个系统，组成系统的纵向和横向的各个点都要达到一定水平，而且通过方便快捷的档案信息来实现档案信息的共享，这样就能发挥整体的优势，最终提高系统的综合能力。

3结论

篇5：胜利油田管理

理体系——胜利油田采油厂

引言

胜利采油厂作为胜利油田建立和实施HSE管理体系的首批试点单位，从2002年8月开始，由新加坡诺卫环境安全工程技术有限公司进行指导，按照中国石化集团公司“建立为主，认证为辅，重在运行”的整体思路，分初始状态评审、体系策划及风险评估、体系文件编制、实施HSE管理体系和体系审核及管理评审5个阶段积极稳妥地开展体系建立工作，目前HSE管理体系已经正式发布运行。体系建立过程中重点开展的几项工作

1.1领导重视，组织落实，为创建HSE管理体系提供强有力的保障

作为胜利油田HSE管理体系的首批试点单位，采油厂非常重视，及时召开领导办公会进行认真研究部署，细化措施办法，并组织安全、环保等部门召开了筹备会议，对体系的远行做出了整体规划。专门成立了HSE管理委员会，聘任了管理者代表，负责HSE管理体系建立的全面领导工作。同时抽调了12名专业技术过硬、责任心强、有实践经验的年轻技术骨干，按照所学专业和特长组成了风险评估组、法律法规标准组、体系文件编写组、宣传教育培训组。

为了加强运行工作，HSE管理委员会定期召开会议，听取HSE办公室的工作情况汇报，随时了解HSE管理体系的进度和实施内容，对运行中的一些重要问题进行研究，做出科学决策。并要求机关各个职能科室必须提高对HSE的认识，支持和协助HSE办公室的各项工作，从而保证了HSE管理体系创建工作的顺利进行。

1.2强化培训，广泛宣传，全面提高职工对HSE管理体系的认识

为了转变观念，提高认识，采油厂有重点、分层次地开展了职工培训教育工作。一是对二、三级的主要领导和HSE工作小组成员进行培训。邀请新加坡咨询专家授课，举办了2期培训班，参加人数共计180余人。培训提高了主要干部对建立HSE体系重要性的认识，明确自己在体系建立过程中应参与的项目和担负的职责。二是对各基层干部、安全管理人员进行培训。由采油厂HSE工作小组负责培训，举办培训班8期共380余人参加。重点学习体系建立各个阶段的工作内容，系统掌握危害识别与风险评价的方法和体系文件编制技巧。三是对现场实际操作人员进行培训。由基层单位安全管理干部组织实施，重点学习SHE基础知识和基本危害识别与风险评价方法，使职工能够自发地参与到体系建立的各项工作之中。

同时，采油厂还充分发挥了各种宣传媒介的作用，为体系建立营造了良好氛围。

1.3全员参与，广泛覆盖，积极开展危害识别与风险评价活动

危害识别和风险评价工作是建立HSE管理体系的基础和核心要素。体系建立的全过程始终围绕着这条主线进行，通过识别与评价，查找出生产经营活动中的各类风险，并采取相应的消减措施，使风险得到有效控制。为切实搞好此项工作，采油厂各个基层单位均成立由管理人员、专业技术人员和岗位操作人员组成的风险评价小组。他们深入现场，与岗位工人共同分析，列出工作活动和设备设施清单，确定了6种科学的风险评价方法，划分了风险评价准则，积极发动全员参与，全面开展危害识别和风险评价活动。风险评价小组对106个基层单位和各项生产活动、操作工序和主要设备设施进行了危害分析；严格按照评分标准进行风险评价，查找重大风险项目，编制风险评价报告，寻求最佳消减控制措施。此次活动共分析表格7107份，建立了胜利采油厂重大风险因素清单，为有效防止事故发生提供了可靠依据。

对工程类风险我们通过风险的分解提出相应的目标和指标，根据指标制定管理方案，列入安全技措项目，进行风险控制。结合采油厂隐患治理实际情况，2003年我们制定了7个管理方案，投入资金近600万元。每个管理方案均落实了具体的整改实施计划、步骤、时间、责任人，达到防止和消除重大危险源的目的。

1.4结合实际，加强协调，集中力量编制完成HSE管理体系文件

参照中石化HSE管理体系的十大要素，结合采油厂自身特点，最终确定了HSE体系文件分为3层，即HSE管理手册1个、程序文件25个、运行控制文件82个、明确了体系整体架构和各个层面之间的对应衔接、横向逻辑关系。

在编制体系文件的过程中，我们分阶段、分重点召开专门会议，厂主要领导亲自参与指挥和工作安排，确定各职能部门，编写人员的任务分工和编写范围，力求做到编写和体系文件职能部门间职责明确，各个层次文件和同一层次不同文件之间衔接清楚，要求各科室积极提供相关的规章、制度及各种标准。体系文件形成后，再次经过各部门、科室的认真审阅和会签，经管理者代表审核和最高管理者批准后，正式发布实施。

1.5以点带面，点面结合，把体系内容层层推进到现场实际操作之中

按照“以点带面，层层推进”的工作思路，选树了典型，确定采油三矿12队为HSE管理与实施程序的示范队，作为基层队全面推行HSE管理体系的典型和模板，在实际操作中不断改进，在完善体系后进行推广。

在基层队开展的风险评价工作，基本覆盖了采油厂的各个工种和岗位。在此基础上，设计制作了作业队、采油队、集输泵站、后勤队等6个主要队种111道工序的《HSE危害识别与控制工作卡》，现场施工负责人在各项施工前对照工作卡的内容分步进行讲解，让职工清楚施工中的风险以及相应的消减措施，通过各个基层单位现场应用，在实践中验证其实用性和可操作性。不仅现场隐患和风险得到了有效的遏制，也为岗位工人的操作提供了安全保障。

体系创建过程中的几点体会

2.1领导重视并组织落实是管理体系建立和推行的动力

建立和实施HSE管理体系是一项工作量较大、覆盖面较广、占用时间较长的工作。领导干部要提高SHE管理理念，以便做出科学的管理决策，全力支持SHE体系的建立并组织落实。不仅要从机构的建立，人、财、物等资源的配备上给予充分的支持和保障，还应主动参加HSE有关会议，发布决策信息，参与HSE监督、检查和审核，奖励积极的HSE行为，落实相关的HSE工作，包括对现行管理制度的修改完善、管理范围及权限的重新分配、职责的调整等。只有这样，才能使HSE管理体系的建立工作真正抓出实效。

2.2会员培训和共同参与是管理体系推进的关键所在HSE管理体系的应用和实施有赖于全员HSE管理意识和能力的提高，有赖于了解掌握HSE分析方法并落实到实际工作中去。主要包括两个方面：一是全员意识的培训和提高；二是全员具体的应用和实施。体系最终的落脚点是现场岗位操作人员，每一名职工必须通过培训，了解自己所在岗位的HSE职责，明确自己该做什么和怎么去做，掌握危害识别与风险评价方法，自觉地发现实际和潜在的风险因素，并采取适当的措施来消减控制风险。这样，才能真正发挥出HSE管理体系的先进性、科学性、有效性。

2.3 继承与创新是建立HSE管理体系的基本原则

HSE管理体系不是摒弃现有行之有效的规章制度，而是对这些制度进行规范化、程序化、标准化的管理。采油厂经过多年的发展和实践，很多安全规章制度是生产知识和实践经验的总结，甚至是用血的教训换来的，目前已形成科学严密、行之有效的制度体系。HSE管理文件体系的建立以此为基础，按照统一的规范和格式重析整合，形成横向联合、上下贯通的标准模式。比如基建部门执行“三同时”规定，供应商必须有安全资质认证等。体系程序文件明确了组织了实施HSE管理工作的程序、方法和要求，运行控制文件是程序文件的支持性文件，与它所相关的程序文件有对应关系，是程序文件的进一步拓展和补充。

下一步工作重点

体系发布运行后，下一步采油厂将以基层队HSE实施程序的建立为重点，以体系文件宣贯为基础，以监督检查为切入点，以内审和管理评审为持续改进手段，全面推行和不断完善HSE管理体系。

3.1抓好体系文件与实际运行的衔接

在对各项规章制度、标准、操作规程进行修订和完善的基础上，对体系文件进一步充实和细化，使之更具实用性和可操作性，成为采油厂安全管理的基础平台，确定机关各职能科室、各基层单位在整个HSE管理体系中所处的具体位置和任务，建立本部门工作职责清单及相关记录表格。理解和掌握每个管理程序设置的目的，分辨出工作的改进部分，明确自身要做的工作，努力抓好与实际工作中的衔接。

3.2抓好HSE管理知识的培训与宣贯

制定具体的培训方案，落实培训时间、内容、人员、分三个层面把HSE系统性的理论、理念宣贯到管理层、机关科室、基层职工，使管理层提高对HSE的认识程度，做到亲身参与和支持；机关科室通过与HSE办公室人员的咨询和交流，了解自身在HSE管理中的责任，执行的具体职能；基层干部职工通过强制性的培训，SHE宣传手册的指导，熟练掌握本岗位的HSE制度标准，自觉按照程序施工和操作。

3.3抓好HSE管理体系的内部审核和管理评审

内部审核是维护体系有效运行的主要手段，今年，我们将开展SHE管理体系内部审核活动，对体系是否正常运行以及能否达到预定的目标做出系统性的验证和评价，为下一步体系的调整、完善和改进提供科学依据。厂领导亲自组织参与体系策划、把握进度，进行管理体系评审，以确保体系的持续客观性、公正性和有效性、督促管理评审形成的结果、结论及时予以落实，实现HSE管理体系的持续改进。

通过HSE管理体系的建立和推行，我们充分认识到，HSE管理体系是一个系统化、科学化、规范化的全新管理模式，它强调“超前预防”的主导思想，以风险评价为中心，将安全、环保和健康科学、有机地纳入企业的一体化管理，并不断实现持续改进。因此，采油厂将体系建立作为一个全面提升内部管理水平、改善企业形象，增强外部市场竞争力的良好机遇，积极发动全员参与，坚定目标，持续推行和改进，真正建立起安全生产的长效机制。

篇6：胜利油田家属又去管理局聚守了？

20世纪60年代初，胜利石油管理局为解决油田职工两地分居和保障油田农副产品供给问题，在没有劳动行政主管部门下达用工计划指标情况下，本着职工及其家属自愿原则，将油田职工家属安排了在胜利石油管理局下属的集体企业中，从事生产和其他活动。从此，她们就成为了“家属工”。

由于没有用工指标，家属劳动是参照农村生产队的管理办法来组织生产和进行分配的，“家属工”从诞生之日起，就与在编职工在身份性质上有着根本的区别。

1991年1月1日，胜利油田实施了《胜利石油管理局农工商公司家属工劳动保险试行办法》，给她们办理了养老保险手续。其中，单位按月工资总额20%及个人每月2元的标准缴纳了养老保险金，规定家属工退休后按月领取退休养老金。

胜利石油管理局于1995年6月23日又下发了《关于油田职工家属退养问题的补充通知》，废除了家属工一次结清退养金的规定，一律执行按季发放家属退养金办法。发放标准按家属本人在胜利油田参加劳动的实际年限发给退养金（不含各类补贴）。即5-10年的每月为43元；11-15年的，每月53元；16-20年的，每月63元；21年以上的，每月73元。对已办理退养手续的家属，自1995年7月1日起在原发放标准的基础上每人增加10元。遗憾的是，该文件并没有得到落实。

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篇7：《油田开发管理纲要》

第一章 总则

第一条 为了充分利用和保护油气资源，合理开发油田，加强对油田开发工作的宏观控制，规范油田开发各项工作，特制定本《纲要》。

第二条 油田开发工作必须遵守国家法律、法规和股份公司规章制度，贯彻执行股份公司的发展战略。

第三条 油田开发必须贯彻全面、协调、可持续发展的方针。坚持以经济效益为中心，强化油藏评价，加快新油田开发上产，搞好老油田调整和综合治理，不断提高油田采收率，实现原油生产稳定增长和石油资源接替的良性循环。

第四条 油田开发主要包括以油田开发地质为基础的油藏工程、钻井工程、采油工程、地面工程、经济评价等多种专业。油田开发工作必须进行多学科综合研究，发挥各专业协同的系统优势，实现油田科学、有效地开发。

第五条 油田开发要把油藏地质研究贯穿始终，及时掌握油藏动态，根据油藏特点及所处的开发阶段，制定合理的调控措施，改善开发效果，使油田达到较高的经济采收率。

第六条 坚持科技是第一生产力，积极推进科技创新和成果共享，加大油田开发中重大核心技术的攻关和成熟技术的集成与推广应用。注重引进先进技术和装备，搞好信息化建设。

第七条 依靠科学管理，合理配置各种资源，优化投资结构，实行精细管理，控制生产成本，提高经济效益，实现油田开发效益最大化。

第八条 油田开发部门要高度重视队伍建设，注重人才培养，加强岗位培训，努力造就一批高素质的专业队伍与管理队伍，为全面完成开发任务提供保障。

第九条 牢固树立以人为本的理念，坚持“安全第一、预防为主”的方针，强化安全生产工作。油田开发建设和生产过程中的各项活动，都要有安全生产和环境保护措施，符合健康、安全、环境（HSE）体系的有关规定，积极创造能源与自然的和谐。

第十条 本《纲要》适用于股份公司及所属油（气）田分公司、全资子公司（以下简称油田公司）的陆上油田开发活动。控股、参股公司和国内合作的陆上油田开发活动参照执行。

第二章 油藏评价

第十一条 含油构造或圈闭经预探提交控制储量（或有重大发现），并经初步分析认为具有开采价值后，进入油藏评价阶段。油藏评价阶段的主要任务是编制油藏评价部署方案；进行油藏技术经济评价；对于具有经济开发价值的油藏，提交探明储量，编制油田开发方案。

第十二条 油藏评价项目的立项依据是油藏评价部署方案，要按照评价项目的资源吸引力、落实程度、开发价值等因素进行优选排序，达不到标准的项目不能编制油藏评价部署方案，没有编制油藏评价部署方案的项目不能立项。

第十三条 油藏评价部署方案的主要内容应包括：评价目标概况、油藏评价部署、油田开发概念方案、经济评价、风险分析、实施要求等。

1.评价目标概况应概述预探简况、已录取的基础资料、控制储量和预探阶段取得的认识及成果。

2.油藏评价部署要遵循整体部署、分批实施、及时调整的原则。不同类型油藏应有不同的侧重点。要根据油藏地质特征（构造、储层、流体性质、油藏类型、地质概念模型及探明储量估算、产能分析等）论述油藏评价部署的依据，提出油藏评价部署解决的主要问题、评价工作量及工作进度、评价投资和预期评价成果。

3.油藏评价部署的依据及工作量应根据需解决的主要地质问题确定。为了满足申报探明储量和编制开发方案的需要，应提出油藏评价工作录取资料要求和工作量，其主要内容包括：地震、评价井、取心、录井、测井、试油、试采、试井、室内实验和矿场先导试验等。投资核算要做到细化、准确、合理，预期评价成果要明确。

4.油田开发概念方案包括油藏工程初步方案、钻采工艺主体方案、地面工程框架和开发投资估算。油藏工程初步方案应根据评价目标区的地质特征和已有的初步认识，提出油井产能、开发方式及油田生产规模的预测；钻采工艺主体方案要提出钻井方式、钻井工艺、油层改造、开采技术等要求；地面工程框架要提出可能采用的地面工程初步设计；开发投资估算包括开发井投资估算和地面建设投资估算。

5.经济评价的目的是判断油藏评价部署方案的经济可行性。主要内容包括总投资估算、经济效益的初步预测和评价。

6.风险分析主要是针对评价项目中存在的不确定因素进行风险分析，提出推荐方案在储量资源、产能、技术、经济、健康、安全和环保等方面存在的问题和可能出现的主要风险，并提出应对措施。

7.实施要求应提出油藏评价部署方案实施前应做的工作、部署方案工作量安排及具体实施要求、部署方案进度安排及出现问题的应对措施。

第十四条 对于不具备整体探明条件但地下或地面又相互联系的油田或区块群，例如复杂断块油藏、复杂岩性油藏以及其他类型隐蔽油气藏，应首先编制总体油藏评价部署方案，指导分区块或油田的油藏评价部署方案的编制。

第十五条 在油藏评价部署方案实施过程中，要严格执行运行安排，分步实施，滚动评价。对经技术经济评价确有开发价值的项目要加快评价速度，加大评价工作力度。及时终止没有开发价值的项目，并编制油藏终止评价报告上报股份公司。

第十六条 凡是列入计划的油藏评价项目，油藏评价部署方案审查纪要和基础数据、工作量安排以及主要指标要报股份公司备案，依此作为考核的依据。

第十七条 油藏评价项目实施后第一年，所在油田公司必须对实施效果进行评估。评估指标包括新增探明储量、评价成本、评价井成功率、安全及环保等。

第十八条 严格履行油藏评价部署方案的管理和审批程序。预期探明储量大于2000×104t或虽预期探明储量小于2000×104t，但对股份公司具有重大意义的油藏评价项目的评价部署方案由所在油田公司预审，并报股份公司审批。其他项目由所在油田公司审批。在油藏评价部署方案审批过程中，应进行油藏评价部署方案编制水平评估。

第三章 开发方案

第十九条 油田开发方案是指导油田开发的重要技术文件，是油田开发产能建设的依据。油田投入开发必须有正式批准的油田开发方案。

第二十条 油田开发方案编制的原则是确保油田开发取得好的经济效益和较高的采收率。油田开发方案的主要内容是：总论；油藏工程方案；钻井工程方案；采油工程方案；地面工程方案；项目组织及实施要求；健康、安全、环境（HSE）要求；投资估算和经济效益评价。

第二十一条 总论主要包括油田地理与自然条件概况、矿权情况、区域地质与勘探简史、开发方案结论等。

1.油田地理与自然条件应包括油田地理位置和油田所处范围内对油田开发工程建设有影响的自然地理、交通、环境、气象、海况、地震等情况。

2.矿权情况应包括该地区探矿权和采矿权审批情况、采矿许可证复印件和相应图幅（带拐点坐标）。

3.区域地质应简述油田所属油气田盆地、凹陷、构造带以及与之相邻构造单元名称和简要关系，并附区域构造位置图。勘探简史主要包括勘探历程和钻探简况。

4.开发方案结论应简述开发方案各部分结论性意见，提出开发方案主要技术经济指标。

第二十二条 油藏工程方案主要内容应包括：油田地质、开发原则、开发方式、开发层系、井网和注采系统、监测系统、指标预测、经济评价、多方案的经济比选及综合优选和实施要求。油藏工程方案应以油田或区块为单元进行编制。

1.油田地质是油藏工程方案的基础，应综合地质、地震、录井、测井、岩心分析、试油试采等多方面的资料进行。油田地质的主要研究内容是：构造特征、储层特征、储集空间、流体分布、流体性质、渗流特性、压力和温度、驱动能量和驱动类型、油藏类型、储量计算和地质建模。

2.按油藏类型（中高渗透率砂岩油藏、低渗透率砂岩油藏、稠油油藏、砾岩油藏、断块油藏等）选择合适的开发模式。对于特殊类型油藏（特低渗、超稠油、复杂岩性油藏等）要做好配套技术研究和可行性论证。

3.开发层系、布井方式和井网密度的论证必须适应油藏地质特点和流体性质，充分动用油藏储量，使油井多向受效，波及体积大，经济效益好。

4.油藏工程方案要进行压力系统、驱动方式、油井产能和采油速度的论证，合理利用天然及人工补充的能量，充分发挥油井生产能力。

5.多方案的综合优选必须包括采用水平井、分支井等开采方式的对比。要提出三个以上的候选方案，在经济比选的基础上进行综合评价，并根据评价结果对方案排序，提供钻采工程、地面工程设计和整体优化。设计动用地质储量大于1000×104t或设计产能规模大于20×104t／a的油田（或区块），必须建立地质模型，应用数值模拟方法进行预测。

6.对于大型、特殊类型油藏和开发难度大的油田要开展矿场先导试验，并将矿场先导试验成果作为油田开发方案设计的依据。

第二十三条 钻井工程方案的编制要充分了解油藏特征及油田开发对钻井工程的要求，要依据油藏类型和开采方式的不同，确定开发井的钻井、完井程序及工艺技术方法。强化钻井过程中的油层保护措施，井身结构的设计要适合整个开采阶段生产状况的变化及进行多种井下作业的需要。

第二十四条 钻井工程方案的主要内容应包括：油藏工程方案要点；采油工程要求；已钻井基本情况分析；地层孔隙压力；破裂压力及坍塌压力预测；井身结构设计；钻井装备要求；井控设计；钻井工艺要求；油气层保护要求；录井要求；固井及完井设计；健康、安全、环境要求；钻井周期设计；钻井工程投资概算。

第二十五条 采油工程方案编制应从油藏特点出发，充分利用油藏工程的研究成果，按照油藏工程方案的要求进行设计。方案编制要与油藏、钻井、地面工程相结合，在经济上进行多方案比选并综合优化，采用先进实用、安全可靠、经济可行的采油工程技术。

第二十六条 采油工程方案的主要内容应包括：油藏工程方案要点；储层保护措施；采油工程完井设计；采油方式和参数优化设计；注入工艺和参数优化设计；增产增注技术；对钻井和地面工程的要求；健康、安全、环境要求；采油工程投资概算；其他配套技术。

第二十七条 地面工程方案设计必须以经济效益为中心，以油藏工程方案为依据，应用先进适用的配套技术，按照“高效、低耗、安全、环保”的原则，对新油田地面工程及系统配套工程建设进行多方案的技术经济比选及综合优化。地面工程方案设计要注意确定合理的建设规模，以提高地面工程建设的投资效益。

第二十八条 地面工程方案的主要内容应包括：油藏工程方案要点；钻井、采油工程方案要点；地面工程建设规模和总体布局；地面工程建设工艺方案；总图运输和建筑结构方案；防腐工程、防垢工程、生产维修、组织机构和定员方案；健康、安全、环保和节能等方案；地面工程方案的主要设备选型及工程用量；地面工程总占地面积、总建筑面积；地面工程投资估算。

第二十九条 投资估算和经济效益评价必须按照费用、效益一致的原则，科学合理地进行费用与效益的估算，评价相应的经济指标，进行相关分析并得出经济评价结论。

第三十条 经济评价的主要内容包括：投资估算与资金筹措；成本费用估算；销售收入与流转税金估算；编制损益表，计算相关经济评价指标；编制现金流量与相关经济评价指标计算；不确定性分析；经济评价结论。

第三十一条 油田开发方案的优选要以油藏工程方案为基础，结合钻井工程方案、采油工程方案、地面工程方案配套形成2--3个方案，进行投资估算与经济评价。方案比选的主要指标为净现值，也可采用多指标综合比选。

第三十二条 新油田全面投入开发3年后，应根据油田实际资料，对开发方案的实施效果进行后评估。评估主要内容包括：开发方案设计指标的合理性；工艺技术和地面工程的适应性；各种经济技术指标的符合程度等。要根据评价结果修正油田开发指标，作为油田开发过程管理的依据。

第三十三条 设计动用地质储量大于1000×104t或设计产能规模大于20×104t／a的油田开发方案，或虽设计产能规模小于20×104t／a，但发展潜力较大，有望形成较大规模或对区域发展、技术发展有重要意义的油田开发方案，由油田公司预审并报股份公司审批。其他方案由所在油田公司审批并报股份公司备案。

在开发方案审批过程中，应进行开发方案编制水平评估。凡报股份公司审批的油田开发方案，都须经有关技术部门咨询。

第四章 产能建设

第三十四条 新油田开发方案或老油田调整方案经批准并列入产能建设项目计划后，进入产能建设阶段。产能建设要坚持整体建设的原则，其主要任务是按开发方案要求完成钻井、测井、完井、采油、地面建设等工程，建成开发方案设计产能并按时投产。

第三十五条 油田开发建设要按照建设资源节约型企业的要求，积极推进节约能源、原材料、水、土地等资源以及资源综合利用工作。充分运用新技术（如水平井、定向井技术），学习和借鉴国内外先进管理经验、将土地利用与工程技术有机结合。

第三十六条 钻井、测井、油藏、采油、地面建设工程以及生产协调等部门，都要按开发方案的要求制定本部门的具体实施细则，并严格执行。产能建设项目必须实行业主责任制的项目管理，加强项目的监督力度。

第三十七条 开发部门应组织有关单位对开发方案确定的井位进行勘察，井位及井场要求应符合有关标准及健康、安全、环境的要求，应考虑可能对员工、周围居民及环境的影响。

第三十八条 产能建设过程中钻井作业须依据钻井工程方案要求，编制单井钻井设计。钻井设计必须经过严格的审核和审批。钻井过程中发现钻井设计与实际情况不符确需修改时，应报主管部门组织修改、审批后方可进行调整。

第三十九条 要根据油田地质情况确定钻井次序，及时掌握钻井进度。在钻井过程中要做好跟踪分析和地层对比工作，不断加深对油藏的认识，如发现油藏地质情况有变化，应认真研究，及时提出井位调整意见和补充录取资料要求。若发现油藏地质情况有重大变化，须对原开发方案进行相应调整，履行审批程序，并提交有关部门备案。开发井钻完后应建立和完善静态地质模型。

第四十条 测井、录井资料是认识油藏的重要资料，必须取全取准。应按照先进、适用、有效、经济的原则，制订资料录取要求。测井系列应包括必测项目和选测项目。

第四十一条 钻井工程实施中应加强现场监督，按照开钻验收、工程实施、完井验收三个阶段进行规范化管理。钻井监督要依据钻井设计、合同及相关措施，监督和检查钻井工程质量、工程进度、资料录取、打开油气层技术措施以及安全环保措施等工作。

第四十二条 为保证钻井施工安全、固井质量合格和保护套管，要根据需要对相关的注水井采取短期停注或降压措施。在地层压力水平较高的地区钻井和作业要采取井控措施。

第四十三条 要根据油藏工程方案和开发井完钻后的新认识，编制射孔方案，确保油田注采系统的合理性，并按方案要求取全、取准各项资料。

第四十四条 要根据采油工程方案做好完井工作，主要内容为：储层保护、完井方式、射孔工艺和投产方式。

第四十五条 地面工程建设严格履行基本建设程序。分前期准备、工程实施、投产试运和竣工验收，实行规范化管理。

第四十六条 地面工程前期准备要依据开发方案推荐的地面工程方案，进行工程勘察和初步设计。初步设计要着重搞好工艺方案优化比选，推荐经济合理的技术方案，初步设计必须经批复后方可进入实施阶段。

第四十七条 地面工程实施包括施工图设计、工程开工、工程实施和投产试运行。严格按照施工图施工，加强施工质量监督管理、工程监理管理及施工变更的管理，着重抓好施工进度、质量、成本控制。

第四十八条 油田产能建设项目的实施，必须统一组织、以区块为单元，整体配套地进行建设施工。油田产能建设全面完成后，要根据油田开发方案中的实施要求，及时组织投产。

第四十九条 油田产能建设必须建立健全质量管理体系，实行项目全过程质量监督和监理制。生产试运行合格后，要按方案设计指标、工程质量标准和竣工验收制度进行验收，发现问题限期整改。整个建设项目竣工验收后，建设单位应尽快办理固定资产交付使用手续，做好资料归档工作第五章 开发过程管理

第五十条 油田产能建设项目建成投产后，进入生产阶段，实施油田开发过程管理，其主要任务是：

1.实现开发方案或调整方案确定的技术经济指标和油藏经营管理目标。

2.确保各种油田生产设施安全、平稳运行，搞好伴生气管理，控制原油成本，节能降耗，完成生产计划、经营指标。

3.开展油藏动态监测、油田动态跟踪分析和阶段性精细油藏描述工作，搞好油田注采调整和综合治理，实现油藏调控指标。

4.按照健康、安全、环境管理的要求，组织生产运行、增产措施及维护性生产作业。

5.根据设备管理的规定，做好开发设备及设施的配备、使用、保养、维修、更新、改造等工作。

第五十一条 油藏描述是一个动态过程，应该贯穿于油田开发的各个阶段，要充分利用已有的动静态资料，对油藏特征做出新的认识和评价，建立可视的三维地质模型，通过油藏数值模拟量化剩余油分布，为开发调整和综合治理提供可靠的地质依据。

第五十二条 按照股份公司规定，做好动态监测资料的录取和质量监督工作。各测试单位必须全面执行各项质量技术标准。动态监测工作要纳入油田公司的生产经营计划，用于油田动态监测的总费用应为原油操作成本的3％－5％。

第五十三条 根据油藏特点、开发阶段及井网部署情况，建立油藏动态监测系统。不同开发阶段动态监测内容和工作量要有所侧重，做到井点部署有代表性、监测时间有连续性、监测结果有可对比性、录取资料有针对性。选定的监测井其井口设备和井下技术状况要符合测试要求。

第五十四条 在生产过程中应根据不同管理层次的需要，进行月（季）度生产动态、油藏动态和阶段油田开发分析，编制分析报告，并结合分析结果和油田生产要求，编制综合治理方案（综合调整方案）、开发调整方案和开发规划等方案。

1.月（季）度生产动态分析的目的是为完成全年原油生产任务和实现开发调控指标提供技术支撑。分析的主要内容包括：原油生产计划完成情况以及开发调控指标执行情况；油田产量变化以及开发指标（含水上升率、地层压力等）变化情况及原因；技术措施的效果。

2.油藏动态分析的目的是对油藏一年来的开发状况进行评估，为下油田的配产、配注方案编制提供依据。分析的主要内容应包括：油田产液量、产油量、注水量、采油速度、综合含水、注采比、油层压力、注采对应率、递减率等主要指标的变化趋势；油层能量保持与利用状况；储量动用状况。

3.阶段油田开发分析的主要目的是为编制五年开发规划和油田开发调整方案提供依据。分析的主要内容应包括：油藏地质特点的再认识；层系、井网、注水方式适应性；剩余油分布状况及油田生产潜力；油田可采储量及采收率；油田开发经济效益。

第五十五条 中长期油田开发业务发展规划是指导中长期油田开发和业务发展的指导性文件。规划编制要以股份公司总体发展战略为指导，结合实际情况，深入研究各种影响因素和问题，通过广泛、周密、细致的工作，提出下阶段油田发展战略、工作目标、发展重点和重大举措。油田开发各专业（油藏工程、钻井工程、采油工程、地面工程等）要结合本专业的特点，制定相应的规划。

第五十六条 综合治理方案（综合调整方案）的目的是落实油田生产任务和调控指标。针对影响油田开发的主要矛盾，确定相应的调整措施，将油田原油生产和注水任务合理分配到各开发区块、层系、落实到单井。方案的主要工作内容是调整油水井的工作制度、对油水井进行增产增注措施（包括油层改造、堵水、补孔、大修等）以及动态监测取资料要求等。

第五十七条 要研究不同类型油藏在不同开发阶段的开发规律，确定油田合理开发技术经济指标，用来科学地指导油田开发。水驱油田开发过程中要通过有效的调整和控制，不断改善开发效果。水驱油田调控指标主要包括：

1.含水上升率。应根据有代表性的相渗透率曲线或水驱曲线来确定，各开发阶段含水上升率不超过理论值。

2.自然递减率和综合递减率。根据油藏类型和所处的开发阶段确定递减率控制指标。

3.剩余可采储量采油速度。一般控制在8％－11％左右。

4.油藏压力系统。水驱油田高饱和油藏地层压力应保持在饱和压力以上；低渗、低压油藏地层压力一般保持在原始地层压力以上；注水压力不超过油层破裂压力；油井井底流动压力要满足抽油泵有较高的泵效；适合转蒸汽驱的稠油油藏，地层压力要降到合适水平。

5.注采比。水驱开发油田原则上保持注采平衡；中高渗透油田年注采比要达到1.0左右；低渗透油田年注采比要控制在1－1.5左右；稠油蒸汽吞吐油藏累积采注比要大于

1、周期油汽比大于0.15。

第五十八条 油田开发生产过程中采油工程管理的主要工作内容是：开展以实施油田开发方案、油田生产维护为主要内容的井下作业（投产投注、大修、侧钻、维护性作业、增产增注措施）和采油生产技术管理；做好井下作业措施效果的经济评价工作。

第五十九条 采油工程主要技术指标包括开井率、生产时率、泵效、检泵周期、免修期、吨液耗电、方案分注率、分注合格率、注水合格率、注汽干度、作业一次合格率、措施有效率、有效期、热采油汽比、措施增油量等。要按照股份公司要求和油田实际情况制定相应技术指标，作为考核的依据。

第六十条 油田开发必须兼顾伴生气的管理工作，建设必要的伴生气地面集输工程，做好伴生气计量工作，建立伴生气管理制度，尽量减少伴生气放空，防止资源浪费和污染环境，提高伴生气商品率。

第六十一条 效益评价是分析和掌握已开发油田生产经营状况、降低成本、增加效益的依据。效益评价工作的重点是分析操作成本构成及其主要影响因素，提出治理措施。应按对油田、区块、单井生产成本及效益指标进行分析，并针对影响成本的主要因素，采取相应措施有效控制操作成本。

第六十二条 不断提高生产运行过程现代化管理水平，使生产过程中的信息收集、处理、决策及时准确，为日常生产管理和调控提供先进手段。

1.要逐步实现日常生产的全程监控，包括对油气生产、集输、供水、供电系统及原油储运实行全程监控。

2.建立各生产环节的预警系统，及时发现事故隐患，并对突发事件提供各种可能的处理措施。

3.通过日常生产信息处理，提出近期生产组织方案，保证生产管理的科学性。

第六十三条 要大力提高油田开发队伍的技术素质，做好人才培训工作。对操作技术人员应按岗位需求实施岗位培训和相关技能培训；对专业技术人员定期开展技术更新培训；对采油厂厂长、经理等中高级管理人员进行经营管理和相关技能培训。

第六十四条 要根据股份公司有关档案管理规定制定相应管理办法，做好各种开发动态监测资料、开发数据、方案、报告、图件和岩心等资料的归档管理工作。特别要做好涉及国家和股份公司商业秘密的规划计划、开发部署、科技成果、储量和财务数据等资料的保密工作。

第六章 开发调整与提高采收率

第六十五条 油田开发调整与提高原油采收率是油田开发中后期改善开发效果的重要措施。油田开发调整主要内容为井网、层系和注采系统调整。提高原油采收率技术包括改善二次采油和三次采油，其目的是通过一系列的技术措施，不断改善开发效果，增加可采储量，进一步提高资源的利用率。

第六十六条 要研究不同类型油藏在不同开发阶段的开发特点，确定油田开发技术调控指标。水驱油田开发的阶段调控指标主要包括：

1.水驱储量控制程度。中高渗透油藏（空气渗透率大于50×10－3μm2）一般要达到80％，特高含水期达到90％以上；低渗透油藏（空气渗透率小于于50×10－3μm2）达到70％以上；断块油藏达到60％以上。

2.水驱储量动用程度。中高渗透油藏一般要达到70％，特高含水期达到80％以上；低渗透油藏达到60％以上；断块油藏达到50％以上。

3.可采储量采出程度。中高渗透油藏低含水期末达到15%－20%；中含水期末达到30%－40%；高含水期末达到70%左右；特高含水期再采出可采储量30%左右。

低渗透油藏低含水期末达到20%－30%；中含水期末达到50%－60%；高含水期末达到80%以上。

4.采收率。注水开发中高渗透率砂岩油藏采收率不低于35％；砾岩油藏采收率不低于30％；低渗透率、断块油藏采收率不低于25％；特低渗透率油藏（空气渗透率小于10×10－3μm2）采收率不低于20％。厚层普通稠油油藏吞吐采收率不低于25%；其他稠油油藏吞吐采收率不低于20%。

第六十七条 注水开发的油藏在不同的开发阶段由于暴露的矛盾不完全相同，因此采取的开发调整原则和达到的调控目的也应有所不同。

1.低含水期（0＜含水率＜20%）：该阶段是注水受效、主力油层充分发挥作用、油田上产阶段。要根据油层发育状况，开展早期分层注水，保持油层能量开采。要采取各种增产增注措施，提高产油能力，以达到阶段开发指标要求。

2.中含水期（20%≤含水率＜60%）：该阶段主力油层普遍见水，层间和平面矛盾加剧，含水上升快，主力油层产量递减。在这一阶段要控制含水上升，做好平面调整，层间接替工作。开展层系、井网和注水方式的适应性研究，对于注采系统不适应和非主力油层动用状况差的区块开展注采系统和井网加密调整，提高非主力油层的动用程度，实现油田的稳产。

3.高含水期（60%≤含水率＜90%）：该阶段是重要的开发阶段，要在精细油藏描述和搞清剩余油分布的基础上，积极采用改善二次采油技术和三次采油技术，进一步完善注采井网，扩大注水波及体积，控制含水上升速度和产量递减率，努力延长油田稳产期。

4.特高含水期（含水率≥90%）：该阶段剩余油高度分散，注入水低效、无效循环的矛盾越来越突出。要积极开展精细挖潜调整，采取细分层注水、细分层压裂、细分层堵水、调剖等措施，控制注入水量和产液量的增长速度。要积极推广和应用成熟的三次采油技术，不断增加可采储量，延长油田的生命期，努力控制成本上升，争取获得较好的经济效益。

第六十八条 在进行油田开发动态分析及阶段开发效果评价时，如发现由于原开发方案设计不符合油藏实际情况，或当前油田开发系统已不适应开发阶段变化的需要等原因，导致井网对储量控制程度低，注采系统不协调，开发指标明显变差并与原开发方案设计指标存在较大差距时，应及时对油田开发系统进行调整。

第六十九条 油田开发调整方案的编制原则是确保调整取得好的经济效益，提高储量动用程度，增加可采储量，地面工程和采油工艺进一步得到完善配套。

油田开发调整方案的主要内容可参照开发方案，管理和审核程序与开发方案相同。

第七十条 编制油田开发调整方案应对调整区进行精细地质研究和开发效果分析评价，找出影响油田开发效果的主要问题，搞清剩余油分布和调整潜力。吸取国内外同类油田的开发调整经验，并有矿场先导性试验成果作依据，确定调整方向和主要技术措施。

第七十一条 配合油田开发调整而进行的老油田地面工程改造，应满足调整方案的要求，在总体规划指导下进行，认真做好前期研究，依托已建工程，做好优化、简化工作。

第七十二条 老油田地面工程改造要本着优先解决危及安全生产、解决制约生产瓶颈及节能降耗、控制生产成本的原则，搞好地下、地上的结合和整体优化，解决地面工程对原油生产的适应性问题。

第七十三条 必须设计出不少于三个技术上合理、可行的油田开发调整对比方案。要应用数值模拟等方法对不同方案的开发指标进行测算、分析和对比。方案的主要技术指标不低于同类油田水平；经济效益指标不低于股份公司标准；油田经过调整应达到增加水驱控制储量、增加可采储量以及采油工艺、地面系统完善配套的目的。最终优选出最佳方案作为推荐方案。

第七十四条 必须严格按油田开发调整方案设计要求实施。油田开发调整方案实施后，要按要求取全取准各项动态监测资料，及时分析调整后的动态变化，并进行数值模拟跟踪拟合预测。要对调整效果进行全面分析评价，发现动态变化与原方案预测结果差异较大时，应尽快搞清原因，提出进一步整改调整意见。

第七十五条 改善二次采油技术是注水开发油田中后期提高采收率的主要手段，其主要技术是：利用精细油藏描述技术建立高精度的三维地质模型，搞清剩余油分布，完善注采系统，改变液流方向，尽可能扩大注入水波及体积；采用先进的堵水、调驱技术，减少低效和无效水循环，提高注水利用率；采用水平井、侧钻井等复杂结构井技术，在剩余油富集区打“高效调整井”，提高水驱采收率。

第七十六条 三次采油是大幅度提高原油采收率，实现油田可持续生产的重要措施。三次采油技术主要包括：聚合物驱、化学复合驱、气体混相驱、蒸汽驱、微生物驱等。

第七十七条 各油田要按照股份公司三次采油业务发展规划和油田公司业务发展计划，优先选择有明显商业价值及具有良好应用前景的三次采油新技术、新方法，开展试验和应用。

第七十八条 三次采油技术的推广应用，应按照提高采收率方法筛选、室内实验、先导性矿场试验、工业化矿场试验和工业化推广应用的程序，循序渐进。

三次采油工业化推广应用方案的编制，应进行不同方案的对比。经济评价应遵循“有无对比法”的原则进行经济效益分析，以确保方案的技术经济合理性。项目实施两年后要进行实施效果评估。

第七十九条 凡是列入股份公司生产及科研项目管理的三次采油先导性矿场试验、工业化矿场试验和工业化推广应用项目均应按有关要求编制方案，由所在油田公司预审并报股份公司审批。

第七章 储量与矿权管理

第八十条 要建立以经济可采储量为核心，探明地质储量和技术可采储量为基础的储量管理体系。满足国家、股份公司和资本市场等不同层面的需要，遵循相关储量规范，严格油田开发中的储量管理，逐步实现与国际接轨。

第八十一条 油田开发中的储量管理主要内容应包括：在油藏评价、产能建设和开发生产各阶段对石油和溶解气探明地质储量进行新增、复算、核算、结算；已开发可采储量标定；已探明未动用储量分类评价；上市储量资产评估和储量动态管理等工作。

第八十二条 油藏评价阶段结束应计算新增石油和溶解气探明储量。新增石油探明储量要与油田（区块）开发方案设计近期动用（已动用和明后年计划动用）的储量相一致。采收率应与开发方案设计的开发方式及井网条件相匹配。

第八十三条 油田投入开发后，应结合开发生产过程对探明地质储量实施动态计算。当独立开发单元或油田主体部位开发方案全面实施三年后或储量计算参数发生明显变化时，必须对探明地质储量进行复算。生产过程中应根据开发调整情况及时进行探明地质储量的核算，储量核算工作应充分利用已有的开发生产动态资料。油田或区块在废弃前，应编制储量结算报告。

第八十四条 油田或区块开发调整措施实施二年后及生产动态资料表明可采储量与产量有明显矛盾时，必须对可采储量进行标定。已开发油田或区块的可采储量标定每年一次，系统的阶段标定每五年进行一次。要加强可采储量标定方法的研究，提高可采储量计算的准确性。

第八十五条 对探明未开发储量应依据资料条件、认识程度和技术经济状况实施分类评价，分类评价结果作为进一步评价筛选产能建设有利区块的依据，对于具有商业价值的区块要尽快投入开发。

第八十六条 为满足股份公司在资本市场和国际化经营的需要，要加强储量资产价值管理。严格按有关证券监管机构储量披露要求和评估准则，做好上市储量资产评估管理工作。

第八十七条 探明地质储量的新增、复算、核算和结算报告及可采储量标定和已探明未动用储量分类评价等储量报告，均需经油田公司储量管理委员会审查报股份公司审定，按有关规定和程序逐级申报。

第八十八条 矿权是资源型企业生存和发展的基础，要积极做好矿权申请、登记及管理工作，高度重视陆上重点地区、新领域、油砂矿、油页岩及滩海地区的矿权申请、登记及管理。

第八十九条 矿权管理实行两级管理工作，股份公司负责申请依据、登记方案、申报意见的审查和上报，油田公司负责登记方案、申请项目论证和材料的准备，负责开采范围内地质成果汇交。油田开发必须获得国家矿产资源主管部门颁发的采矿许可证。

第九十条 进一步完善矿权管理工作，建立完善矿权保护制度，积极妥善应对侵犯公司矿权的行为，维护股份公司合法权益，依法积极做好矿权使用费减免工作。建立维护良好的企业与地方关系，妥善处理油田公司在排污、通行、用地等方面与地方的矛盾与纠纷，协助有关部门制止各种针对油田财产和生产的违法犯罪行为，做好生产秩序治理工作，保障生产的正常进行。

第八章 技术创新与应用

第九十一条 技术创新与应用是提高油田开发水平和经济效益的重要手段。

要注重研发储备技术、攻关瓶颈技术、推广成熟技术、引进先进技术，把技术创新与技术进步作为油田开发技术管理的重要内容。

第九十二条 要做好油田开发科技规划和计划工作。按照“研发、攻关、推广、引进”四个层次，研究制定科技发展规划和计划，落实人员和专项资金，明确具体保障措施。按照“先进适用、经济有效、系统集成、规模应用”的原则搞好科技管理工作。

第九十三条 要针对油田开发中制约发展的瓶颈技术进行攻关，集中资金和力量，明确目标、落实责任，严格搞好项目管理，采用开放式的研发机制，充分发挥股份公司优势，搞好技术攻关。加强成熟适用新技术推广力度，努力缩短科研成果转化周期，尽快形成生产能力。

第九十四条 有计划地组织技术研讨和技术交流，促进科技成果共享，开展国际合作，引进先进技术和装备。特别要注意做好工程技术的研发、推广、引进工作。对引进的先进技术、装备、软件，要充分做好消化、吸收工作，避免重复引进。

第九十五条 按照“统一规划、统一标准、统一建设、统一管理、分步实施”的原则，加强油田开发生产过程中数据采集、传输、存储、分析应用与共享工作，建好用好勘探开发数据库，实现网络化、信息化、可视化管理，促进油田开发管理的现代化。

第九章 健康、安全、环境

第九十六条 油田开发全过程必须实行健康、安全、环境体系（HSE）管理。贯彻“安全第一、预防为主”的安全生产方针，从源头控制健康、安全、环境的风险，做到健康、安全、环境保护设施与主体工程同时设计，同时施工，同时投产。

第九十七条 油田开发应贯彻执行《安全生产法》、《职业病防治法》、《消防法》、《道路交通安全法》、《环境保护法》、《海洋环境保护法》等法律。预防、控制和消除职业危害，保护员工健康。落实安全生产责任制和环境保护责任制，杜绝重特大事故的发生。针对可能影响社会公共安全的项目，制定切实可行的安全预防措施，加强与地方政府的沟通，并对公众进行必要的宣传教育。

第九十八条 按照国家职业卫生法规、标准的要求，定期监测工作场所职业危害因素。按规定对劳动卫生防护设施效果进行鉴定和评价。对从事接触职业危害作业的岗位和员工，要配备符合国家卫生标准的防护设备或防护措施，定期进行职业健康监护，建立《职业卫生档案》。

第九十九条 按照国家规定开展劳动安全卫生评价和环境影响评价，实行全员安全生产合同和承包商安全生产合同管理。严格执行安全生产操作规程；对工业动火、动土、高空作业和进入有限空间等施工作业，必须严格执行有关作业安全许可制度。在海域的施工作业必须遵守海上石油安全作业法规，按规定办理作业许可证书。

第一百条 新技术推广和重大技术改造项目必须考虑健康、安全、环境因素，要事先进行论证及实验。对于有可能造成较大危害的项目，要有针对性地制定风险削减措施和事故预防措施，严格控制使用范围。

第一百零一条 对危险化学品（民用爆炸品、易燃物品、有毒物品、腐蚀物品等）、放射性物品和微生物制品的采购、运输、储存、使用和废弃，必须按国家有关规定进行，并办理审批手续。

第一百零二条 针对可能的安全生产事故、环境污染事故、自然灾害和恐怖破坏须制定应急处理预案，定期训练演习。应急预案应该保证能够有准备、有步骤、合理有序地处理事故，有效地控制损失。

第一百零三条 健全环境保护制度，完善环境监测体系。油田开发要推行“清洁生产”，做到污染物达标排放，防止破坏生态环境。油田废弃要妥善处理可能的隐患，恢复地貌。凡在国务院和省、自治区、直辖市政府划定的风景名胜区、自然保护区、水源地进行施工作业，必须预先征得有关政府主管部门同意，并开展环境影响和消减措施研究。

第十章 考核与奖惩

第一百零四条 为了提高油田开发的科学化管理水平，激励开发部门各级技术人员和管理人员的创新精神。对高效开发油田、优秀管理项目、新技术应用和大幅度增加可采储量等项目应予以奖励，该项工作每两年组织一次，具体评审标准和奖励办法由各级考核委员会制定，奖金可从总裁奖励基金或公司奖励基金中列支。

第一百零五条 股份公司对认真贯彻执行本《纲要》，在油田开发工作中，作出显著成绩的主要贡献者及突出成果给予奖励；对于违反《纲要》或决策失误并造成不良后果者，视情节予以惩处。各油田公司要根据《纲要》的要求结合本单位实际情况，制定考核标准，对本部门的开发工作定期进行考核。

第十一章 附则

第一百零六条 本《纲要》自发布之日起执行。本《纲要》发布之前执行的有关规定与本《纲要》有冲突时，以本《纲要》为准。

第一百零七条 股份公司勘探与生产分公司应依据本《纲要》制定、修订有关规章制度，管理规定和实施细则，完善油田开发规章制度体系。

篇8：胜利油田物业管理的问题与对策

关键词：物业管理,胜利油田,商业物业

一、引言

胜利油田目前拥有35个物业管理公司和142个小区物业管理站,物业管理从业人员8542人,管理着183个居民住宅小区的15万余套住宅,每个小区都建设独立的供热、供水、供电系统,不仅加大了投资,造成了物业资源的严重浪费,而且由于规划混乱,造成系统配套不完备,管理难度大的问题。

二、油田物业管理中存在的问题

1、油田物业资源浪费严重,服务专业化水平不高。

由于各社区物业公司都是从原来主营单位后勤服务系统中分离出来重组改造而成的,近年来虽然都建立了各类专门机构、部门,如保洁、绿化、综合服务、维修和保安等初步形成了专业化的队伍,但存在专业性还不强、技术水平还不高等问题。物业服务质量还达不到专业化的高水准,精细化程度还不够,物业服务后续发展乏力,服务品牌含金量不足。

2、没有形成良好的发展机制。

目前胜利油田物业管理在很大程度上依然依靠油田的补贴,业主支付甚少;物业公司自身的造血功能不足,不能对物业资源进行很好的开发利用,实现保值增值,尚未建立起企业化经营、社会化服务、自立生存的良性发展机制。

3、油田物业管理队伍总体素质不高。

目前油田物业管理人员仍以原油田后勤职工为主体,职工年龄偏大,专业不对口,技术水平低,缺少应有的管理能力和操作技能,管理手段较落后。目前物业管理队伍一是人员多各物业公司普遍存在着超员现象二是高素质的人才少,引进和培养的途径也很窄;三是隐性闲置的人员多,一方面有些岗位用了外雇工,一方面自己的职工却顶不上去。

4、物业管理的服务有待进一步完善。

目前的油田物业管理只是局限于提供环保卫生、绿化美化、安防保卫、维护维修等常规社区物业服务项目,在满足居民的社区房产服务、养老服务、文化娱乐休闲服务、保健服务以及法律咨询和投资咨询服务等多样化需求方面存在着大量空白地带,服务内涵有待拓展,服务项目急需丰富,还需要进一步提升社区的生活便捷性和人居舒适感。

3油田物业管理与商业物业管理的比较

商业物业管理和油田物业管理是物业管理行业下的不同分支,商业物业包括各类商场、购物中心、购物广场及各种专业性市场等,其中,融购物、餐饮、娱乐、金融等多种服务功能于一体的大型商场物业也称综合性商业楼宇,我国的商业物业管理在借鉴国外经验的基础上发展迅速,通过比较油田物业管理和商业物业管理的不同,可以为提升油田物业管理水平提供新的思路。

第一,发展背景不同。胜利油田在上世纪的九十年代末期才开始引入物业管理,至今只有五年的时间。虽然物业管理达到了一个新的水平,但从总体上讲还刚刚起步,物业管理多是低标准收费、低水平服务,规模小,效益差,物业公司的亏损面比较大。同时由于法规制度不健全市场竞争不规范,也使物业管理难度大、水平低,与居民的需求形成较大的反差。

第二,服务对象不同。油田物业管理服务的对象是油田社区的固定居民,所开展的工作的目的只是为了方便社区居民的生活,职能比较单一,发展缺少动力。而商业物业作为一种商业经营场所,其物业管理机构面对的服务对象是业主、租户和顾客三个方面,其中,租户和顾客群不是长期稳定的,而是流动的,不断变化的,且来源不同,构成复杂,因此物业管理服务的好坏直接影响到商业物业的商誉。一旦物管机构在管理服务方面出现差错,导致租户或顾客不满,对物业商誉有极大的影响,而若因此失去租户或顾客,就意味着会失去物业业主的信任,从而失去物业受托管理权,影响本企业的经济效益

第三,运营模式不同。就目前而言,油田物业管理公司大多部依靠吃福利、吃皇粮来维持公司的生存,另外依靠液化气送气上门、自行车棚管理等极少数服务项目收取部分服务费,连维持公司本身的运营都极为困难,更谈不上社区居民提供满意的服务,同时实现社区物业资源的保值增值。

4提升油田物业管理水平的对策

商业物业管理已经发展了数十年,本文通过借鉴其在规模化效益、专业优质服务等方面的成熟经验,提出了以下提升油田物业管理水平的对策。

4.1加快重组改制,扩大物业公司规模

油田物业是计划经济下的产物,曾经在不同历史时期为保障油田经济建设发展做出了较大贡献,有一批较稳定的干部职工队伍,但同时其基础条件差,自立生存能力弱,从业人员多,技术含量低,人工成本高,机构庞大,服务意识不强,已与当前市场经济不适应。要把油田物业改变为油田经济新的增长点,由计划经济体制转向市场经济体制。从2002年开始胜利石油管理局对社区的费用补贴开始逐年压缩,2003年费用补贴较上年减少了30%,到2005年费用补贴为零,油田物业管理改革初见成效,但是胜利油田目前仍存在物业管理公司数量众多,规模较小,管理水平有限,难以有效整合油田物业资源,提供优质服务的问题。在新形势下,物业管理走规模化经营发展的道路这是油田物业公司发展的必然趋势,也是适应社会主义市场经济发展的客观需要。物业公司只有走这条路并充分发挥其规模优势,才能最终达到提高服务质量、降低管理成本的目标。同时必须积极兴办多元经济实体,扩大社区经济规模,膨胀社区经济总量。

4.2更新服务观念,强化服务意识

油田物业管理公司要实现生存和发展,必须从转变观念入手。思想上要由被动动型服务向主动型服务转变。计划经济体制下后勤服务人员的工作目标完成上级下达的指标任务为目的。这种服务是被动动的,缺乏生机与活力的,更无法激发企业员工的主动性、创造性,无从谈起服务质量的好坏与高低。因此,这就促使物业管理企业服务方向由被动向主动的动态改变,服务由被动向主动转变是物业管理企业自身发展的需要,是物业管理企业追求经济效益的必然手段,更是物业管理企业犊以生存的根本保证,物业管理企业必颓要经常了解业主对服务质量的要求,随时根据居民反馈的各种信息,谓整服务的策略。

4.3提供专业化服务,提升服务质量

油田物业管理公司必须充分发挥内外部资源优势,以满足居民生活服务需求为目标,以提升服务质量为出发点,建设专业化、规范化、标准化的社区服务队伍,逐步实现社区服务向规模化和产业化发展,为物业管理发展提供有力支撑。社区物业管理公司的专业化发展水准不仅体现在清洁绿化、安全护卫、居民维修、公共设备设施维护等硬性服务方面更体现在服务态度、服务质量、物业咨询服务等软性服务方面。要提供优质化的服务,必须要有一支高素质的人才队伍。油田物业公司一方面要充分调动物业职工积极性,打破分配上的平均主义,建立“多劳多得,少劳少得,不劳不得,能者多得”的分配新体制和“能者上,平者让,庸者下”的用人新机制,特殊管理人才和岗位用工可面向社会招聘。

5结束语

油田物业管理在满足居民日益增长的居住质量方面发挥着重要作用,作为油田的新兴行业,存在问题是难免的,只要善于从物业管理的其他细分领域借鉴经验,同时结合自身发展不断创新管理方法、管理手段,油田物业管理一定能打出一片自己的世界!

参考文献

[1]单永莉.影响河南油田物业发展的因素及对策.消费导刊,2010,(9).

[2]刘纯光.对江汉油田物业服务质量管理的探讨.江汉石油职工大学学报,2009,(9).

[3]李文忠.对我国油田社区物业管理的思考.商业研究,2007,(10).