第三采气厂主要承担着苏里格气田苏14、桃2、苏47等7个区块的天然气评价开发、生产管理，辖区内探井管护与矿权管理，气田地面集输、处理系统建设与管理等。近年来，该厂始终坚持在低成本战略思想指导下深化推行精细管理，天然气生产建设始终保持数量级的良好成长和发展态势，并跨入油田公司特类生产单位。目前已建成天然气处理能力280亿立方米/年；天然气生产能力50.2亿立方米/年，占全气田总生产能力的近1/4。
一、形成背景
要想保证气田健康、安全、平稳运行，有序的生产组织管理显得尤为重要。从气田整体运行管理角度来讲，集输管网和大型设备就是气田的脉络和主动力；安全环保和生产运行数字化就是气田健康平稳生产的免疫力和营养素。近年来，在油田公司实施“精细管理提质增效”管理年活动中，第三采气厂始终坚持低成本战略，结合“业务主导、突出重点”的精细化管理思想和“专项提升”的工具方法，通过抓准抓细“设备、安全、数字化、集输管理”四个重点业务，构建 “3456”生产运行管理模式，有效提高了气田精细管理水平。
二、基本内涵
“3”：在大型动设备管理方面，推行以“实施运行（run）状态预警管理、建立故障检索（retrieval）数据库、优化大修（repair）保养周期”为主要措施的“3R”精细管理。
“4”：在生产数字化管理方面，分别以“生产现场数据采集管理、各业务类型生产监控管理、气田指挥中心生产监控管理、生产辅助数字化管理”为落脚点，实施“点、线、面、体”“四维”管理。
“5”：在安全环保方面，实现以“风险辨识习惯化、现场操作程序化、场站管理可视化、气区环境生态化、监督落实制度化”为主要内容的“五化”管理。
“6”：在集输管道管理方面，实施“六步循环”精细管理，六个步骤分别为数据采集与整理、高后果区识别、风险评价、完整性评价、维修与维护、效能评价。
三、主要做法
（一）大型动设备“3R”管理
第三采气厂大型动设备主要有天然气压缩机和丙烷压缩机，其中天然气压缩机占全厂总设备原值的72.7%。故此，该厂从天然气压缩机着手，实施设备“3R”管理。
1、实施运行（run）状态预警管理。在机组自配套数据采集的基础上，增加在线监测和离线仪器检测两种方式采集更多的运行参数。如采用离线仪器进行OSA3油品综合检测、气门杆凸出量检测、电机滚动轴承A30检测等。同时将采集到的所有数据远传至调控中心监控管理平台，使每台压缩机组新增远传参数208个，数据经过数字化工具分析后形成历史曲线。实现机组运行状态从报警到预警、报警形式从“点”式离散型向“曲线”式连续型转变，从而大大增强压缩机预警功能。
2、建立故障检索（retrieval）数据库。建立包括1200余项故障信息的压缩机故障代码检索数据库，每项故障信息均对故障代码、发生次数、频率分析、故障系统、故障部位、故障现象、故障原因、故障对策等全面显示，实现由零星的纸质故障记录向全面、完整的数据化管理转变。建立故障检索数据库的目的主要是：一方面发现机组故障发生规律、周期、季节及工艺参数对设备故障的影响，及早制定相应的维修策略，将大故障消除在萌芽状态，降低设备的故障发生率，减少因故障导致的无计划停机，改善故障事后维修现象，使故障维修变被动为主动；另一方面从该数据库可迅速检索故障对应的维修策略，减少故障维修停机时间。
3、优化大修（repair）保养周期。一方面通过大修检测数据发现厂商提供的大修周期较为保守，可能引起过度维修。另一方面大修费用高，维修过程风险大。为避免过度或欠维修，结合机组运行工况及各项大修检测数据，评估设备部件剩余寿命，科学延长大修周期，探索形成更为符合实际的大修周期制度，降低维修成本。2010年以来，按照该方法共减少大修64台次，节约维修费用2300余万元。
（二）生产数字化“四维”管理
坚持走信息化和工业化融合发展的新型工业化道路，第三采气厂通过“点、线、面、体”四维管理，实现“让数字说话，听数字指挥”。
点：生产现场数据采集管理——以各重要生产参数为“点”。完成数字化改造，实现井场、集气站（计量交接站）、天然气处理厂等所有生产场所重要参数及动态影像的数据采集，达到生产区域数字化建设全覆盖。同时加强配套传输系统的运行管理，实现井场数据上线率稳定在97%，集气站、处理厂数据上线率稳定在98%。
线：各业务类型生产监控管理——以采气作业、天然气处理作业、骨架管网及探井管理作业为“线”。分别建立各自业务线的数字化管理平台。采气作业区数字化管理平台负责作业区、集气站、投产气井井场的生产监控。具有集气站监控、电子巡井、视频监控等8项功能，通过对现场各类数据“点”的综合应用，实现数据在平台分析、业务在平台办理、制度在平台落实；天然气处理数字化管理平台主要负责处理厂生产监控，具有生产动态管理、安全检查管理、化验管理等8项功能，实现动态信息和数据的及时反馈、收集、指导生产良性循环；探井作业区数字化管理平台主要负责计量站、阀室、输气管线、探井的管理，具有计量监控、管网监控、探井管理等8项功能，实现对本业务“线”内生产数据、视频的有效管理。
面：气田指挥中心生产监控管理——实现全“面”生产监控和智能决策。按照数字化“前端、中端、后端”的不同功能定位，集成建设含生产指挥调度、应急指挥、设备管理等8个子系统、24个功能模块的监控指挥中心平台。前端主要负责运行自动控制、异常自动报警、远程集中监管等；中端主要负责为生产管理提供决策依据，实现生产信息共享、科学调度指挥、安全受控运行；后端以数据链技术为手段，实现业务流和数据流相统一的地质、工艺研究决策支持。
体：生产辅助数字化管理——主辅融合构成生产数字化管理立“体”网络。在建成以上生产数字化管理系统的同时，开发建设门户网站，嵌入式集成生产及辅助应用系统于一体，网站共包括管理应用系统60余个，如用车管理系统、方案立项审批管理系统、合同招标管理系统等，大大提高生产管理效率和效益。
（三）安全环保“五化”管理
坚持把安全环保作为生产管理的底线、红线和生命线，在“转变观念、改变习惯、提高能力”上下功夫，推行安全环保“五化”管理，不断实现安全、清洁发展。
1、风险辨识习惯化。按照“没有危害辨识和风险控制的作业不开工；未经危害辨识和风险控制的设备不启用；不会危害辨识和风险控制的员工不上岗”的“三不”要求，施工作业前充分辨识作业各环节、各方面潜在的危害和风险。辨识过程中重点关注极端工作环境、设备故障、操作及检修维护等风险。2016年共辨识风险375项，实现各类高风险作业共计907起均无安全事故。
2、现场操作程序化。编制标准化操作卡256个，涵盖气田现场生产单位100%常规业务。操作卡以流程图形式明确什么时间、做什么、怎么做、做到何程度、存在何安全风险等，既实现员工操作行为从“经验大于程序”到“只有规定动作，没有自选动作”的观念转变，又起到风险预警作用，确保了操作过程安全。
3、场站管理可视化。推行生产场站视觉形象目视化管理，按照“遵从法规、简洁形象、经济适用”的原则，建立《苏里格气田视觉形象目视化管理规范》。该规范融合6S管理方法和标准化管理思想，以图文的形式具体展现。共建立井场、作业区、办公区域等五个分册，涵盖安全警示、胸卡吊牌、色带标识等10大类383项规范。每一项规范均明确规格型号、材质、设置位置、标准模版图例等内容，实现“同一设施、同一标识”。
4、气区环境生态化。首先，工业有害物质无害化处理。加强泥浆、压裂液、含油污泥治理和气田采出水管理，完成钻井泥浆不落地311口，压裂液回收利用232口，水源观测井8口，含油污泥治理2700吨。其次，强化绿色气田建设，植被恢复3000多万平方米，做到“建一个气田、留一片绿色”。
5、监督落实制度化。建立“周分享、月考核、季检查、年评价”的工作制度，促使安全环保经验及时总结分享、重点工作有效执行，激发了各级人员积极性、责任心；同时也通过参与检查，提升了员工能力水平。周分享：每周安全生产例会前轮流由一个单位（部门）开展一次安全经验分享；月考核：每月开展一次基础工作考核，考核结果与月度绩效薪酬直接挂钩；季检查：依据建立的《HSE管理体系》每季度开展一次检查，由业务骨干以分组、交叉的形式进行，检查结束，召开HSE管理委员会会议审议并形成季度检查结果；年评价：设立HSE专项奖励基金，分“金牌、银牌、铜牌、达标、不达标”五个档次，明确奖惩额度，奖惩直接兑现至个人。
（四）集输管道“六步循环”管理
为保障天然气集输管网“脉络”健康运行，以“六步循环”法为主要手段实施管道完整性管理，致使管道始终处于完全可靠的服役状态。同时减小管线事故发生率，降低气田运行维护成本。
Step1：数据采集与整理。该步工作是整个管理模式的基础，数据采集内容包括管道建设期的管道属性、管道环境、施工过程中的重要过程及事件记录、设计文件、施工记录及评价报告等数据；管道运行期的管道属性、管道环境和管道检测维护管理等数据。共收集整理8类47个表单数据。
Step2：高后果区识别。依据管道经过的地区、管径、最大允许操作压力等五款评估标准，识别管道是否存在高风险区。
Step3：风险评价。利用Step1的工作结果，辨识危险事件和可能导致天然气管道失效的情况，评价风险发生的主要因素、可能性和风险等级。针对辨识到的危害，逐一制定缓解措施，并进一步评估缓解措施带来的效果。
Step4：完整性评价。采取外腐蚀检测评价和内腐蚀直接评价方法，通过腐蚀机理和数值模拟，分析推断管道腐蚀类型、腐蚀程度、腐蚀缺陷剩余强度等指标情况，判断管道是否符合安全运行要求，以及管道再评价时间。
Step5：维修与维护。根据完整性评价结果，对管体存在缺陷点补强及防腐层破损点修复。2016年数据显示：待加强点检测准确率30%以上，并对查出的待加强点逐一修复。
Step6：效能评价。主要采取效能测试和综合效能评价两种方法。其中，效能测试在管道开展完整性管理工作一年后进行，主要测试腐蚀防护、第三方损坏预防、误操作控制等完整性管理工作对管道危害因素控制及风险消减情况的控制。综台效能评价在管道完整性管理数据较为齐全完整后进行，是对业务实施的整体效果、效率及效益的综合评价。
四、实施效果
（一）大型动设备“3R”管理保障气田“动力”十足。压缩机管理系统自2016年优化升级以来，平均每月故障预警87条；设备平均运转时率由2016年上半年的98.14%，提高到2017年上半年的98.64%，提高0.5个百分点；通过优化设备管理制度，实现压缩机大修费用降低近36万元/台次。
（二）生产数字化“四维”管理实现气田“四个变革、四个提升”
1、变革劳动组织架构，提高人力资源管理水平。构建与数字化生产模式相适应的作业区“两室一中心”、处理厂“两室一队”新型架构，新模式下用工总量不足传统管理模式下用工的50%。
2、变革生产组织方式，提高生产运行效率。作业区人均管理气井由1.05口上升到8口。
3、变革安全管理方式，提高智能化管理水平。
4、变革员工工作方式，提高员工幸福指数。
（三）安全环保“五化”管理为气田生产注入“强心针”。第三采气厂多年被评为油田单位安全环保“金牌单位”， 2016年顺利通过中央环境保护督察组在内蒙古、陕西境内的督察；保障该厂年度天然气生产量多年维持在50亿立方米以上。
（四）集输管道“六步循环”保障气田健康运行，降低维修费用。集输网管完整性管理实施以来，通过准确、超前开挖修复，2016年检测出修复点1420处，修复费用降低433.2万元。
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