中国石油长庆油田公司第三采气厂（简称采气厂）以作业四区建设效益先行示范区为“试验田”，在深度探索阿米巴经营模式中注重创新管理、精益管理，以“一体化组织运行、自主化劳效改革、精益化管理提升、新质化技术创效”联动互促，实现效益示范区建设生产经营量效齐增。2024年作业区同比增产天然气1.08亿立方米，利润增长0.58亿元，运行成本总额同比下降7.41%，单位生产成本下降18.12%。

一体化组织运行提效益

采气厂细分生产组织单元，优化人员布局分工，以业务全流程优化提效益。一是科学调整组织机构。将作业区所管集气站、气井、管线按照产能效益、资产状况、管理难度划分为三个阿米巴经营单元，两个巡检维护队纳入阿米巴管理，实现层级管理到单元自治，大幅提升生产组织效率。公开竞聘遴选阿米巴长及经营小组人员，精准划定责任范围，科学设定利润目标，切实将经营权逐级下沉，以生产组织的高效链接和人力资源的保障支撑，激发员工自主经营意识。二是合理调配人力资源。以“一人多岗、一专多能”为目标，培育“采气+净化”H型人才，力促员工胜任“管理+技术+核心操作”复合型技能人才需要。目前持有“双证”人员占比达12%，80%员工掌握多岗位操作技能。完善“人工+智能”间开生产制度，引入第三方用工从事巡井、巡线等低端重复性工作，自有用工规模由2023年的122人压缩至2024年100人，实现人员结构的持续优化和人力效能的显著提升。三是优化完善生产流程。坚持作业区气量预测与处理厂生产计划相结合，通过实时监控数据与井站生产参数联动，优化集输管网调配效率，采气、集输与处理全链条流程得到持续优化，日均产量提升12%，故障响应处理从2小时缩短至30分钟。

自主化劳效改革促效益

以“阿米巴”模式为引领，将单位效益和员工利益一体绑定，有效激发基层自主管理潜力。一是实行两级自主承包。按照“包产量质量、包安全环保、包综治维稳，定效益指标、定用工总量、定激励制度”的“三包三定”承包方式，创新采用作业区到井站的“采气集输净化业务总承包+井站采气集输业务分承包”的“两级”自主化承包模式，下放管理权限，有效调动了一线员工工作热情。二是配套承包激励政策。依据预算及提质增效目标，配套制定“采气业务利润分成、净化业务成本留成、公共业务费用留存”三项薪酬激励政策，实现精准考核、精准激励。三是创新员工绩效考核。秉持“量化贡献、动态激励”原则，以“多劳多得、优劳优得”为导向，推行“工分制+抢单制”考核体系，把生产任务细化为工单，明确各任务工分分值。工作任务由各阿米巴长借助线上平台发布分派，员工抢单挣分、算单核分，工分实时统计公示，开展阿米巴小组“比产量、比业绩、比效益”同台打擂，实现员工从“被动执行”到“主动创效”转变、“拿薪酬”向“挣薪酬”转变。

精益化管理提升赋效益

发挥财务、地质、生产、技术等专业优势，打通生产、价值、实物管理链条，从业务前端提升系统治理水平。一是精确核算列支分摊。按照采出集输、处理回注、厂站服务、区部管理四个基本单元归集成本，针对不同费用实行“量价分离”模式核定、“效益排队”优先下达、“受益分摊”原则归集，完善多维度综合对标管理体系，从业务前端不断强化对主干费用的管理力度。二是精准气井施策挖潜。针对致密气高含水难题，健全完善气井全生命周期差异化管理，依据气井压力、产量及地质条件，将气井分为高产、中产、低产三类，制定“一井一法一工艺”开发策略，建立“地质分析—积液判识—措施优选—效果评价”全过程排水采气技术及复产措施体系。气井利用率99.13%，开井时率96.91%，措施有效率94.81%，同比提高3.83%。三是精细设备运行维护。加强关键配件消耗管控，建立压缩机大修配件更换清单，实行运行工况和运行时间“双评价”，避免高价值配件过度更换；建立重点设备自用气、润滑油、耗电量等能耗统计、横向对标，持续提升设备能效水平。故障停机率同比降低23%，降控设备配件库存412项，自主维保压缩机4000小时2台，节约维保费用15.39万元。四是精严物资计划使用。以“计划精准遏增量、精细管理降存量、自主管理增效益”为突破点，健全采供管一体化协调联动机制。按月开展甲醇、压缩机配件等物资消耗分析，结合生产运行、采供周期细化季度物资上报量；按季开展计划执行率分析，确保物资及时消耗，杜绝产生9个月及以上闲置物资。开展修旧利废和部件再制造，挖掘废旧设备零配件潜力价值，降低材料配件购置费用。2024年销减库存293万元。五是精减梳理资产家底。按照“摸清总量、严控增量、盘活存量、处置无效”的思路，将单井作为最小核算单位，完整准确归集主干费、人工费和折旧折耗等费用，对470口气井按照运行成本、操作成本、完全成本“三条线”细化成本要素，以税后气价1119元/千立方米为单井效益边际线，将气井划分为高效益、边际效益、低效益、无效益“四个区”，形成“三线四区”效益评价模型，对划入运行无效区的气井客观评价分析，全年报废低效气井5口，报废67台技术淘汰、达使用年限的设备，净值344万元。

新质化技术增效益

聚焦“天然气生产、新能源建设”两项主责主业，坚持稳产保供和绿色发展“双轮驱动”。一是加快低碳技术攻关。突破新能源领域技术制约，建成投运1.7兆瓦分布式光伏项目，建设“光伏+储能”绿色零碳智能井场，生产绿电183.59万度，回收闪蒸气不凝气309万立方米。通过改善一元化处理效果、精细调整装置运行负荷、推行电伴热智能控制、优化压缩机运行等举措，折算节能降耗324万元。开展大罐抽气、集气站VOCs治理及采出水拉改输、密闭装卸车等技改项目，提高清洁能源利用率，有效推进“气井零碳—集气站低碳—处理厂减碳”绿色低碳发展。二是加大节能降耗力度。树立“投资是借钱花，成本是省钱花、挣钱花”理念，从水、电、甲醇、自用气等四个方面制定能耗优化措施，降低综合能耗，严控非生产性支出，降低运输费及安全环保费用，开展装置间歇、路灯升级等各类降本试验，竭尽所能控降运行成本。三是加强成果转化应用。以“解决一线难题，培育创新文化，孵化创新人才”为目标，成立由高技能人才与技术骨干组成的创新团队，开展注醇泵远程精细调节、井场冬季蓄电池供电、激光检测气井硫化氢等一线难题攻关、QC小组和“五小”成果等群众性创新活动，攻克解决公司级难题1项、厂级难题7项，2项QC成果获省部级二等奖。