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我单位是油田一支从事注汽工作的专业化队伍，主要负责 注汽设备的正常生产运行，相应设备、设施、资产的管理与维护。面对油田改革的大形势，过程控制好远比事后总结、找原因更重要。油田新的绩效考核办法，全面实施“经营绩效+风险管控责任”绩效管理机制，绩效考核由以往的指标控制型转变为经营目标管理型。按照新的考核办法，经营绩效+風险管控责任绩效才是绩效工资。这要求各单位不仅完成经营目标，而且要抓好效益过程管理指标。为此，此论文主要从信息化下的注汽效益过程控制管理的两个方面进行了论述。
1注重源头设计，完善生产过程效益控制管理
利用网络做好注汽生产运行程序协调，确保注汽进度。生产运行实现生产高效衔接，强化从锅炉启运到注汽完井的全过程监控和管理。从采油厂下达注汽井计划开始，通过网络查询相关注汽井史周期注汽压力、速度、干度等参数，提前优化注汽井组合，跟踪作业进度。通过生产晨报、生产动态、源点数据等信息资源及时做好内部生产运行程序协调。
做好与各相关单位的协调，通过网上信息共享，及时掌握生产动态。做好与各相关单位的协调，加强与地质所、工艺所的联系，加快注汽井注汽前、后与采油队、作业队以及金岛安装队的衔接。对于蒸汽驱井，根据井控情况，合理安排井口更换顺序，加强与管理区的沟通，减少占井周期。通过网上信息共享，及时掌握生产动态。
推行优化“3+1”注汽运行模式，提升 注汽整体效益。依据注汽管网信息，热采管理中心在实现了注汽站内水处理、锅炉并组运行的基础上，利用管网的连通性，探索各 站之间的优化调整，实现锅炉、水处理、管网的编组并组运行，逐步完善“3+1”注汽运行模式，发挥设备的最大运行效益。
通过注汽“3+1”运行管理模式，打破了区块限制，让 锅炉“活动”起来，有效避免了注汽生产中 “热采井等锅炉”和“锅炉等热采井”现象;解决了水处理、锅炉、注汽井“吃不饱”、“能力过剩”问题;解决了注汽管线利用率不均，热采井注汽无法最优，距离无法最短问题。热采井注汽及时率100%，年节约费用16.38万元，提高了设备运行时率，提升了 注汽整体效益。
探索实施活动注汽双线运行方式，为早注汽、多注汽提供条件。依据管网图可以看出，由于采用单线敷设，6#、7#注汽站共用一部分主干线，在注汽井集中的情况下，易造成管网冲突，延长注汽等井时间。中心不等不靠，积极想办法，创新工作思路。7#站注汽N8X213和GN201X6期间，NB76X79、NB76X73井相继具备注汽条件，为早注汽、多注汽，我们实施了 、活动注汽双线运行方式。
2以网络为支撑，建立完善HSE管理过程控制
推行以“安全教育系统化、安全生产制度化、安全检查常态化、安全体系网络化”为主要内容的“四化”安全管理模式，潜移默化中培育员工安全意识。
建立注汽安全全过程管理体系。热采注汽安全节点多、涉及面广，从入口（水处理）到出口（井口）是一个全员、全面、全过程的安全管理过程。针对每个节点，夯实安全基础，确保安全管理中心，突出安全管理重点，突破安全管理难点，整改安全隐患，营造安全管理氛围，实现安全管理本质化，逐步形成了安全管理“一条龙”安全管理体系。抓好主要生产节点监控，强化重点作业环节实时监控，提高安全管理水平。
一是抓源头安全。对影响水质安全的901#水处理水质及制水能力下降问题，开展了膜式水处理制水能力恢复的专题研究，改造工艺流程，完善设备设施，改进操作方法，不仅保证了锅炉给水安全达标，而且为其他膜式水处理安全运行提供了经验。
二是抓重点节点管控。（1）中二北蒸汽驱区块是管理局重点试验项目，由于长期生产，分配间计量装置已达使用寿命，计量不准确影响注汽质量，且形成安全隐患。在采油厂及三采中心的大力支持下，更新了8套新型隔离型蒸汽两相流流量计，实现了安全、准确注汽。（2） 系统性维护维修注汽管网，更换注汽阀门21只，维修保温2150米，井口的巡检制度化，安全由站内延伸到站外，进一步延伸到进口。（3）集中力量对6#、7#、8#、9#低压锅炉进行性能恢复，实现全自动运行，恢复油、气燃料两用，保证安全运行。（4）安全无死角，针对困扰注汽站多年的厂房照明问题，中心在资金紧张的情况下，投入20多万元，对7座注汽站的场地、厂房照明进行改造，在保证照度的情况下，优先选用绿色节能产品。
网络信息共享，完善注汽安全全过程管理体系。风险分级建档，实现责任闭环。制定了《热采管理中心2017年HSE风险管控责任考核细则》，持续开展“我为安全作诊断”活动，依托中石化安全管理信息系统，将活动贯穿于注汽生产的各层级、各岗位、各节点，实施检查-落实-整改-复查的闭环管理模式。累计排查问题2672项，整改率达到100%。
主页开专栏，抓好HSE管理过程控制。利用网络资源，在中心主页设置安全专栏，及时进行HSE管理方面的文件精神的宣贯，相关知识的学习等，2017年共举办培训班40余次。利用网络资源，在中心主页设置HSE督查专栏，对每周发现的问题及时整改，每月自查整改问题120余条，达到了设备安全运行无事故的目的。
我们围绕源头设计、过程控制，信息化下的效益过程控制管理顺应油田实施的“经营绩效+风险管控责任”绩效管理机制，具有较好的推广价值。
1注重源头设计，完善生产过程效益控制管理
利用网络做好注汽生产运行程序协调，确保注汽进度。生产运行实现生产高效衔接，强化从锅炉启运到注汽完井的全过程监控和管理。从采油厂下达注汽井计划开始，通过网络查询相关注汽井史周期注汽压力、速度、干度等参数，提前优化注汽井组合，跟踪作业进度。通过生产晨报、生产动态、源点数据等信息资源及时做好内部生产运行程序协调。
做好与各相关单位的协调，通过网上信息共享，及时掌握生产动态。做好与各相关单位的协调，加强与地质所、工艺所的联系，加快注汽井注汽前、后与采油队、作业队以及金岛安装队的衔接。对于蒸汽驱井，根据井控情况，合理安排井口更换顺序，加强与管理区的沟通，减少占井周期。通过网上信息共享，及时掌握生产动态。
推行优化“3+1”注汽运行模式，提升 注汽整体效益。依据注汽管网信息，热采管理中心在实现了注汽站内水处理、锅炉并组运行的基础上，利用管网的连通性，探索各 站之间的优化调整，实现锅炉、水处理、管网的编组并组运行，逐步完善“3+1”注汽运行模式，发挥设备的最大运行效益。
通过注汽“3+1”运行管理模式，打破了区块限制，让 锅炉“活动”起来，有效避免了注汽生产中 “热采井等锅炉”和“锅炉等热采井”现象;解决了水处理、锅炉、注汽井“吃不饱”、“能力过剩”问题;解决了注汽管线利用率不均，热采井注汽无法最优，距离无法最短问题。热采井注汽及时率100%，年节约费用16.38万元，提高了设备运行时率，提升了 注汽整体效益。
探索实施活动注汽双线运行方式，为早注汽、多注汽提供条件。依据管网图可以看出，由于采用单线敷设，6#、7#注汽站共用一部分主干线，在注汽井集中的情况下，易造成管网冲突，延长注汽等井时间。中心不等不靠，积极想办法，创新工作思路。7#站注汽N8X213和GN201X6期间，NB76X79、NB76X73井相继具备注汽条件，为早注汽、多注汽，我们实施了 、活动注汽双线运行方式。
2以网络为支撑，建立完善HSE管理过程控制
推行以“安全教育系统化、安全生产制度化、安全检查常态化、安全体系网络化”为主要内容的“四化”安全管理模式，潜移默化中培育员工安全意识。
建立注汽安全全过程管理体系。热采注汽安全节点多、涉及面广，从入口（水处理）到出口（井口）是一个全员、全面、全过程的安全管理过程。针对每个节点，夯实安全基础，确保安全管理中心，突出安全管理重点，突破安全管理难点，整改安全隐患，营造安全管理氛围，实现安全管理本质化，逐步形成了安全管理“一条龙”安全管理体系。抓好主要生产节点监控，强化重点作业环节实时监控，提高安全管理水平。
一是抓源头安全。对影响水质安全的901#水处理水质及制水能力下降问题，开展了膜式水处理制水能力恢复的专题研究，改造工艺流程，完善设备设施，改进操作方法，不仅保证了锅炉给水安全达标，而且为其他膜式水处理安全运行提供了经验。
二是抓重点节点管控。（1）中二北蒸汽驱区块是管理局重点试验项目，由于长期生产，分配间计量装置已达使用寿命，计量不准确影响注汽质量，且形成安全隐患。在采油厂及三采中心的大力支持下，更新了8套新型隔离型蒸汽两相流流量计，实现了安全、准确注汽。（2） 系统性维护维修注汽管网，更换注汽阀门21只，维修保温2150米，井口的巡检制度化，安全由站内延伸到站外，进一步延伸到进口。（3）集中力量对6#、7#、8#、9#低压锅炉进行性能恢复，实现全自动运行，恢复油、气燃料两用，保证安全运行。（4）安全无死角，针对困扰注汽站多年的厂房照明问题，中心在资金紧张的情况下，投入20多万元，对7座注汽站的场地、厂房照明进行改造，在保证照度的情况下，优先选用绿色节能产品。
网络信息共享，完善注汽安全全过程管理体系。风险分级建档，实现责任闭环。制定了《热采管理中心2017年HSE风险管控责任考核细则》，持续开展“我为安全作诊断”活动，依托中石化安全管理信息系统，将活动贯穿于注汽生产的各层级、各岗位、各节点，实施检查-落实-整改-复查的闭环管理模式。累计排查问题2672项，整改率达到100%。
主页开专栏，抓好HSE管理过程控制。利用网络资源，在中心主页设置安全专栏，及时进行HSE管理方面的文件精神的宣贯，相关知识的学习等，2017年共举办培训班40余次。利用网络资源，在中心主页设置HSE督查专栏，对每周发现的问题及时整改，每月自查整改问题120余条，达到了设备安全运行无事故的目的。
我们围绕源头设计、过程控制，信息化下的效益过程控制管理顺应油田实施的“经营绩效+风险管控责任”绩效管理机制，具有较好的推广价值。