强化基础管理 加快技术改造 扎实推动节能节水工作全面开展

姬瑞 向军 赵兴君 孟双龙

（大港油田公司 天津 300280）

根据我国第三次油气资源评价，大港探区石油资源蕴藏量超过20亿吨，天然气资源蕴藏量3800亿立方米。截至2009年底，累计探明石油地质储量11.1亿吨、探明天然气地质储量1412亿立方米；累计生产原油1.53亿吨、生产天然气184.5亿立方米。目前，大港油田公司共有员工3.7万人，拥有资产总额458亿元，原油年生产能力500万吨、天然气年生产能力5.4亿立方米。

“十一五”期间，大港油田公司以科学发展观为统领，坚持“开发与节约并重，节约优先”的方针，把节能（节水）降耗作为转变发展方式的切入点和突破口，推进立体化节能节水工作。通过加强管理，加大节能节水技术改造和技术推广应用力度，优化用能用水结构，提高能源利用效率，创新节能节水技术，强化节约行为理念，全面提升了油田公司的节能节水工作水平，节能节水工作取得了显著成效。

“十一五”节能成效

1、超额完成节能节水指标。2010年公司完成节能量5.13万吨标准煤，完成节水量144.52万方，“十一五”累计完成节能量21.7万吨标煤，完成节水量759.5万方，超额完成了“十一五”初，油田公司与天津市政府、中油集团公司签订的18.1万吨标准煤的“千家企业”节能责任目标。

2、消耗总量得到有效控制。2010年在能耗设备及产液量和注水量逐年增加的基础上，全年消耗各种能源49.92万吨标准煤，其中上市部分能耗34.88万吨标煤，与“十五”末同比下降了 25.08%。

3、生产单耗同比降低。2010年原油(气)液量生产综合能耗为9.05千克标煤/吨，比“十五”末下降了39.5%；原油（气）生产液量用电单耗14.96千瓦时/立方米，比“十五”末下降14.56%；注水用电单耗6.74千瓦时/立方米比“十五”末下降3.9%；油气当量新水单耗1.17m3/t，比“十五”末下降7.1%。

4、主要设备效率不断提高——机采系统效率由2005年的31.06%提高到2010年的33.82%；潜油电泵系统效率由2005年的26.85%提高到2010年的29.87%；柱塞泵机组系统效率由2005年的78.63%提高到2010年的80.93%；加热炉热效率由2006年的64.88%提高到2010年的80.39%。

2007、2009 年被评为中油集团公司 “节能节水型先进企业”，天津市“节能节水先进单位”，并被天津市政府授予“节能减排企业行动示范基地”称号。

“十一五”节能措施

一、健全制度体系，夯实管理基础，全面推动管理节能工作的深入开展。

1、完善管理制度、规范管理体系。

“十一五”初期，作为“千家企业节能行动”成员的大港油田公司，面临着承担节能任务重、制度不完善、管理力量薄弱、考核机制不健全等现实困难，不能满足日益发展的节能节水工作需要。为此，大港油田公司从健全规章制度、完善管理网络、强化指标考核着手，强化基础管理，推动节能节水工作全面开展。

根据节能节水工作需求，结合机构改革，加强了管理人员配置和管理网络建设。公司在内控与风险管理处设立了节能节水科，各二级单位充实加强了节能节水管理部门，配备专职节能节水管理人员，作业区及基层队站也设立兼职网员，形成了从公司、所属单位、作业区、基层队站的四级节能节水管理网络，负责日常节能节水工作的贯彻落实、能源、水消耗的统计分析和合理用能、用水监督，为全面推动落实节能节水工作提供了保障。采油四厂成立了由工艺、电力、设备等相关专家技术人员组成的节能诊断组，定期到一线生产场所对运行的能耗设备、生产工艺的能耗情况进行巡视和诊断，发现问题，现场制定整改措施，保证了设备效率的提高和能耗的降低。

公司进一步强化了节能节水考核机制，根据所属单位的不同生产情况和能耗重点，制定不同的能耗指标，把能耗指标完成情况指标纳入各单位经营业绩考核体系，配套制定各种能耗定额指标体系，覆盖到各项能耗种类和各个能耗环节，层层分解，层层落实，实现压力层层传递，并逐年加大节能指标在业绩考核中的比重，用政策约束和激励节能节水工作的深入开展。

2、加大监测力度，落实监测整改

节能检测是节能工作的 “眼睛”，“十一五 “以来，大港油田公司节能监测工作以发现问题、寻找潜力为重点，强化了监测计划落实和检测不合格设备的整改工作，促进了设备效率的不断提高。

根据中油股份公司相关节能监测要求，结合油田实际情况，加大了耗能设备的检测比例，按照设备新旧和类型情况细化了监测样本的抽取要求，制定监测计划，强化了监测过程监督和计划执行情况监督，重点能耗设备节能检测覆盖面由“十五”末的8%提高到“十一五”的20%以上，监测计划落实率99%以上，能耗设备监测合格率和设备效率明显提高，抽油机系统效率、注水系统效率等指标位于石油系统前列。

节能检测是管理手段而不是目的，大港在加大监测监督的基础上，进一步强化了“不合格”设备整改和检测结果的分析利用。对监测结果及时下发监测情况通报，对监测存在的问题组织进行分析，对不合格设备逐台制定整改措施，限期整改，整改结果在下年进行抽样复测落实，实现了节能检测工作的“闭环”管理，使节能监测的监督作用得到进一步的体现。同时，加强了节能检测报告的分析和利用，把检测结果作为分析节能节水潜力，实施节能节水技术改造措施制定的重要依据，通过对监测结果认真的分析研究，发现问题，查找潜力，并制定了有针对性的改造措施，避免了节能项目方案制定的盲目性。

3、推动管理节能，提高用能效率

通过加强以优化设计、优化参数为主的设备动态管理和精细化管理，规模实施了优化计，合理调整生产参数和运行方式等管理措施，仅2010年实施低效井治理、转变举升方式、间开、调整冲程、冲刺、调平衡、机泵参数优化调整等管理节能措施1200余次，累计节电约860万度，取得了较为显著的节能效果和经济效益。

经常性的组织开展专项管理和劳动竞赛活动。各主要生产单位按工艺分类，建立了以专业技术人员、管理人员、技师为主的采油、注水、掺水、集输、电加热、电力及零散天然气利用、非生产用电等节能降耗项目组，深挖内部节能潜力，促进设备系统效率的不断提高和能源的合理利用。采油一厂在2010年建立了由主管领导任组长的地面系统优化组、注采结构优化组、节能技改组、外用电治理组、群众性节能降耗组等5个节能降耗小组，通过现场诊断、措施研究、组织落实等环节，实施节能措施270余项，年节电270万kW·h，节气32万方。各单位还开展了 “提高注水系统效率”、“低效井治理及抽油机井节能降耗”、“降低非生产用电”等节能竞赛活动，全面推动节能工作开展，并取得了良好的节能效果。

节能主管部门加强了与各部门的协调配合，共同推动节能工作的开展。与工会等部门联合组织开展了“合理化建议征集”和“节约型”班组创建活动。共征集合理化建议116条，经评估后实施82条；评选出50个节约型先进班组。采油四厂组织开展了“谈经验、讲招法、出点子、献良策”群众性节能降耗成果征集活动，将生产技术部门和一线员工多年来摸索出的节能降耗经验招法提炼出来，经过整理和完善，举办了优秀成果发布会，并将这些经验和做法汇编成书，下发到基层，指导岗位节能工作开展。通过这些活动，普及了节能知识，增强了全员节能意识。

二、抓住能耗关键环节，采用实用节能技术，全面、系统开展节能改造。

“十一五”以来，大港油田公司认真贯彻国家《“十一五”十大重点节能工程实施意见》和中油集团公司相关方针、政策和办法的要求，结合《大港油田分公司“十一五”节能规划》，认真开展系统节能潜力分析，对公司机采、集输、注水、热力、电力等系统有计划、有步骤的开展了节能节水技术改造，积极推广应用节能新技术、新设备、新工艺，促进节能水平不断提高，取得了良好的效果。

1、在集输系统，推广“港西模式“，优化简化油田地面工艺，实现节能降耗。

2006 年，大港油田通过充分的前期试验和技术攻关，将原有集输系统三级布站简化为二级布站，完成了港西油田的优化简化工作，取得了成功，形成了中石油油田地面工艺改造的“港西模式”，优化简化后的港西油田维护费、运行费、能耗大幅下降，从源头解决了油田运行费用高、能耗高的问题。“十一五”期间，在总结港西油田优化简化经验的基础上，又成功实施了枣园、王官屯、羊二庄、王徐庄、港东等油田的优化简化改造，减化了工艺流程，减少了能耗环节，取得了明显的包括节能降耗的综合效果。并打破常规，根据结合油田开发后期原油物性和含水变化情况，通过常温输送试验、加药改善流动物性试验、单井通球工艺试验等措施，推广停用夏季掺水加热炉，目前夏季已停用单井加热炉230余台，年节天然气1242万方。

2、在电力系统，结合淘汰设备更新改造，推广应用节电设备，降低电量消耗。

随着油田开发规模不断加大，含水的不断上升，能耗设备、产液量、注水量也大幅增加，2010年与2005年相比，用电负荷增加了17%，产液量增加了15.7%，注水量增加了26.5%，但耗电总量只增加了0.8%，基本维持不变，这与大港油田采取的规模淘汰高耗能落后设备，推广应用节电设备措施是分不开的。“十一五”期间，结合淘汰设备更新改造，对油田在用的电机、变压器、控制柜、补偿装置、变频器等进行了节能更新改造，共推广应用永磁同步电机、高转差电机、双（多）功率电机、S11系列变压器、节能控制柜、输、注变频装置、电容补偿装置等4627台（套），累计节电约1.38亿kW·h，取得了良好的节电效果。

3、在注水系统，优化注水机泵参数，实施注水工艺改造，提高注水效率。

提高注水泵效率是提高注水系统效率、降低注水能耗的重要手段。大港油田在提高注水系统效率、降低注水能耗等方面做了大量的有效尝试，组织实施了：优选高效柱塞泵替代低效离心泵节能工艺技术；恒压变频节能技术；高低压系统分离节能工艺技术；注水系统优化简化节能工艺技术；单井增压注水，降低系统运行压力节能技术；系统除垢降压节能工艺技术等七项调整改造节能技术和优化运行措施。

通过实施以上七项主要节能降耗技术，大幅提高了注水泵效和系统效率，有效降低了注水单耗（由平均 7.01kW·h/m3左右降低到 6.74kW·h/m3）。其中，自一联实施了高、中、低压三级分压注水技术改造后，注水泵机组平均单耗由7.55kW·h/m3降至4.03kW·h/m3，注水系统效率提高了7.5%,取得了显著的节能效果。

4、在加热系统，淘汰低效加热炉，实施零散天然气发电和余热综合利用改造，替代电加热，降低加热系统能源消耗。

加热系统的节能改造，主要采取了五项节能措施：

积极挖掘非天然气集输区域零散天然气潜力，实施零散天然气发电。截止2010年底，共实施天然气发电机组84台，装机功率31200kW，年利用零散天然气发电1.58亿kW·h，“十一五”累计发电6.46亿kW·h，极大的降低了外购电力消费，降低了成本支出。

挖掘天然气发电机组余热潜力，应用天然气发电机组余热回收技术。发电机余热回收实现了余热、发电、减排的综合利用，目前，已有6个站28台发电机安装了余热回收装置，年节天然气约540万方。

推广应用高效加热炉，提高加热系统效率。针对老油田加热设备老化问题，采用高效真空相变加热炉，替代联合站、接转站内的低效、老化严重的水套炉。共更新高效真空相变加热炉132台，加热炉热效率由2006年的64.88%提高到2010年的80.39%，提高了加热效率，降低了能源消耗。

应用燃气加热炉、多功能储集器替代电加热器。应用管道自动加热器、真空相变炉、多功能储集器等新型燃气加热技术代替电加热器，可充分利用油田自有零散资源，降低外购电力消耗。共实施替代电加热58台 （套），形成1.1万kW·h日节电能力。

推广应用太阳能储罐加热技术，替代电加热系统。太阳能加热技术可利用新能源，满足边远单井储罐中的原油持久加温，因而大大减少了电能的消耗，满足原油正常拉运。据测试计量，太阳能加温装置可节电60%以上,其中，在枣一联合站卸油罐安装改造的集群太阳能装置，与辅助电加热器配合使，替代6台共计120kW电加热器，投产以来，日节电1601kW·h（由日均2836kW·h下降到1235度），年节电58.44万kW·h，折合电费40万元。项目总计投入163.8万元，投资回收期4年。目前大港油田公司已推广太阳能加热装置34套。

5、在机采系统，全面开展机采系统节能挖潜改造，降低机采系统能耗。

近年来，大港油田公司机采系统效率不断提高，采液单耗不断下降，在机采系统主要采取了以下措施：

一是推广井筒举升参数优化技术。“十一五“期间，针对油田油井系统效率较低的原因，利用油井提高系统效率优化设计软件，对680余口油井进行了优化设计，在此基础上进行了现场实施。对冲次偏大，功率不平衡，杆柱设计不合理等系统效率偏低的油井进行了优化。其中，通过对南部油田实施后系统效率进行的复测，16口“双高”油井的平均系统效率由19.43%提高到27.95%，提高了8.52%；平均输入功率由10.36kW降到9.17kW，下降了1.19kW，平均节电率达到12%，16口井日节电448kW·h。

二是合理优化调整采油工艺。历经多年的开发，动液面不断下降、泵挂逐年加深，部分电泵井低供液生产，能耗高、运行成本高的矛盾日趋严重，有计划、有步骤的实施了举升结构的调整，结合作业转变采油方式130口，其中电泵转抽油机62口、转捞油4口、转螺杆泵64口，调整后单井日节电一半以上。

三是推广节能型抽油机。近几年，先后试验试验应用了皮带式、下偏杠铃式、双驴头、调径变矩式、复式永磁电机抽油机等节能型抽油机，监测对比数据表明，其节电率在12－30%，结合实际情况，经过综合效果比对，优选了皮带式、下偏杠铃抽油机，复式永磁电机抽油机，结合产能建设进行改造和规模推广400余台，其设备系统效率均超过30%。

四是推广应用电热杆和电泵差度调频装置。电热杆和电潜泵是大港油田采油方式主要组成部分，虽然数量占采油井数不多，但耗能量占机采系统耗能量的山分之一强，单井耗电量是常规抽油机耗电量的三倍，存在着巨大的节能潜力，为此，通过前期试验，对电热杆和电泵井采取差度调频配套装置，共实施82口井，单井平均日节电300kW·h以上。

三、开展潜力分析，加强技术研究，不断增加节能技术储备

“十一五”期间，大港油田公司在节能潜力分析及措施研究方面做了大量的工作，结合实际工作需求，先后与相关石油院校和专业技术单位联合，组织开展了 《大港油田节能潜力及措施》、《电力系统节能潜力与对策研究》、《自备电厂余热利用措施研究》、《复式永磁电机抽油机试验与研究》等专题潜力分析与技术研究，分析挖掘节能潜力，从节能技术、节能管理等方面研究提高大港油田节能效果的措施，为切实提高节能水平、促进节能决策提供科学依据。

结合节能节水技术需求和专项技术改造，大港油田积极组织节能节水科研先导试验和技术推广，先后试验推广一批节能技术改造项目，均取得良好的效果。截止目前，已规模推广了七项节能技术，主要包括：

注水、集输系统优化简化技术：通过应用新型单井计量、恒流量配注、单管常温集输技术等先进技术，将原有集输二级布站改为一级布站，实现地面工艺的简化和能耗环节的减少。

抽油机下偏杠铃增程改造技术：对老式游梁抽油机进行增高支架，加长游梁前臂，加长连杆，增加下偏杠铃装置和新的驴头的技术改造。改造后的抽油机，可满足油田开发后期“长冲程、低冲刺”生产需求，平均节电率可达15%左右。

零散天然气发电及余热回收利用技术：主要针利用单井定压放气阀及分离器收集的零散天然气，加以发电利用，并对发电机组排出的高温烟气，通过针型管余热回收装置回收余热，以替代加热炉加热，达到减少了网上购电，节约燃料的目的，降低了生产成本，实现了资源的综合利用。

太阳能加热原油技术：利用太阳能集热装置，对边远单井和部分新开发单井的原油储罐储罐中的原油持久加温，替代原有电加热系统，经测试，太阳能加温装置可节能60%以上。

注水系统高低压分注技术：对注水压力相差较大的系统实施高、低压系统分离，配套安装变频调速系统，减少节流损失，降低系统能耗。

热泵余热回收技术：主要利用热泵技术将烟气、污水余热加以回收，用于生产、生活加热和制冷，达到降低能源消耗的目的。

复式永磁电机抽油机节能技术

该技术采用塔式结构，由立柱支撑的复式永磁电机直接驱动负载，通过变频控制系统在规定范围内对抽油机冲程和冲次实现无级可调，使电机额定功率大大降低，综合节电率达25%以上。

正试验研究2项，包括：

潜油螺杆泵采油技术

潜油直驱螺杆泵无须抽油杆，无须机械减速装置，提高了系统效率，降低了能耗，且排除了有杆螺杆泵在原油开采中的抽油杆断脱和其在深井、斜井中使用受到限制的问题。

无杆往复式潜油电泵采油技术

该技术将无杆往复式潜油电泵，通过油井，油管相互联接，潜入到油井套管内油层底部，以直线电机做动力源，通过直线电机上下往复运动，推动泵柱塞上下往复运动，将油液举升到地面管道中。在深井、低渗透、大斜度井，水平井等疑难油井的应用具有明显优势，且可提高采油系统效率，节能降耗。

“十二五”工作措施

1、完善考核指标，加大考核力度

进一步完善细化节能节水考核体系，扩大节能节水考核的覆盖面，加大节能激励力度和奖励范围规范严格、形成内容完整、约束有力、激励有效的考核机制，以进一步调推动节能工作的深入开展。

2、加强节能节水源头控制

从提高建设项目“节能篇”编制水平入手，加强可研和初步设计节能专篇编制审查，完善用能评估，从源头把握建设项目的节能效果；落实《节能、节水产品评价推荐管理办法》，加强节能产品评价、交流工作，规范节能产品管理。有计划、有步骤按照产品分类，分期分批对在用用能、用水设备和产品进行评价和推荐，规范节能节水产品管理，确保在用设备的节能节水先进性。

3、推动能效对标工作深入开展

通过能效“对标”工作的深入开展，促使工艺和设备运行参数进一步优化，设备效率进一步提高，单耗水平进一步下降。分阶段、分步骤做好以下工作：第一，在采油厂和队、站二级能效标杆的基础上，开展与能效标杆的差距分析，寻找薄弱环节，明确解决途径，制定切实可行的能效提升方案；第二，开展措施落实和达标创优。采取技术措施，对影响能耗的硬件设施进行改造，配套合理的参数优化调整和既定的管理措施，实现生产用能系统的节能经济运行。第三，总结对标指标完成情况，修订对标指标，推动对标工作向下一循环的深层次开展。四是加强现场的指导与监督，抓住重点典型，从中总结经验，发现问题，采取措施，全力推进。

（四）搞好节能监测整改和能源审计工作

“节能监测”和“能源审计”是节能工作的眼睛，为此，认真贯彻中油集团公司关于监测比例要求，合理制订和落实节能监测实施计划,查找问题，制定措施，落实整改，并进行复检核实。积极组织开展以所属主要能耗单位为主体的能源审计工作，通过统计、分析、用能环节调研，结合检测等手段，做好对用能单位能源利用过程进行的检验、核查和分析评价，以查找问题，挖掘潜力，为下步节能改造和提高用能水平奠定基础。

（五）加快淘汰高耗能设备

认真贯彻落实中油集团公司《关于发布低效高耗设备淘汰目录 和节能节水技术推广应用目录的通知》要求，结合设备改造和节能专项改造，推广先进成熟节能设备和产品，加快淘汰高耗低效设备步伐，并杜绝新上和改造项目使用淘汰设备。各单位要制定淘汰更新计划，保证设备的安全、稳定、高效和经济运行，提高设备的能源利用率。

（六）研究探索节能减排新机制。在现有管理模式和机制下，不断创新节能工作管理理念，促进节能工作可持续发展。有计划的试验和推行节能项目“合同能源管理”机制，在认真研究国家及中油集团公司节能减排的政策规定的基础上，积极探索“合同能源管理”在公司应用的合理性和适应性，有针对性的进行可行性试验，在逐步完善相关配套制度和措施的基础上逐步推行。

（七）挖掘管理节能和群众节能潜力

“管理节能”和“群众节能”是节能工作的重要组成部分，也是节能工作的基础和立足点，“十二五”期间将进一步推动“管理节能”和“群众节能”工作的开展。进一步优化调整各个生产系统运行参数，充分利用合理化建议、“五型班组”创建、“节约献言”等专项活动，配之以灵活多样的激励机制，鼓励员工参与节能。