采油厂节能管理体系构建与实施

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1、目录一、构建节能管理体系的背景2二、节能管理体系的内涵及构建4三、节能管理体系的实施7四、建设节能体系信息系统，提供数据分析与跟踪支撑.10五、节能管理体系实施效果17（一）提升企业节能管理水平18（二）降低企业节能管理成本18采油厂节能管理体系的构建与实施信息中心董桂玲大庆油田有限责任公司第三采油厂位于大庆长垣萨尔图油田的北部，也称萨北开发区。成立于1966年5月，管理油田面积118.8平方公里，地质储量6.129亿吨，可采储量2.728亿吨，是大庆油田重要油气生产基地之一，截止到2010年12月，全厂共有员工7316人，管理油水井6738口，各类

2、站所436座，曾经连续6年被石油部评为高产稳产采油厂，先后荣获"高效开发油田"、"企业管理先进单位"等荣誉称号，企业管理综合水平达国家一级企业标准。一、构建节能管理体系的背景随着油田开发进入特高含水期，注水、机采、地面集输等能耗逐年增加，2010年，采油三厂能源消耗总量25.37万吨标准煤。其中:天然气消耗5250万立方米；电力消耗90400万千瓦时，生产能耗的不断升高逐渐成为制约企业发展的瓶颈，因此，如何处理好产能创效与节能降耗的关系，对采油三厂自身发展和响应油田公司立体化节能减排总体要求具有十分重要的意义。从目前情况看，采油三厂在节能降耗管理上存

3、在的问题主要体现在以下四个方面:在油藏工程管理方面，萨北开发区水驱四套层系、六大开发区块均已进入特高含水开发阶段，目前，各套层系的综合含水都已超过90%,层系间含水差异逐渐缩小，通过层系间进行结构调整余地越来越小；一类油层聚驱后采出程度只有55%左右，后续水驱面临的主要问题是产液量高、含水高、低效无效循环严重。在采油工程管理方面，非节能型抽油机及设备所占比例高，导致功率利用率低。目前厂抽油机总数2439台，其中,非节能型抽油机2278台，占抽油机井总数的93.4%o非节能型抽油机电机691台，占电机总数的28.3%,功率利用率平均为22.42%,功率

4、利用率较低；高耗能变压器仍占有较大比例。我厂在用配电变压器3287台，S7以下配电变压器108台，占3.6%,S7系列配电变压器1475台，占49.1%。其中,有300台S7系列以下变压器运行已超过20年。负载率低、故障高、能耗高、运行可靠性差，是影响油田配电网安全、经济运行的主要因素。在地面工程管理方面，6kV线路平均功率因数偏低，无功消耗较大。我厂现有的3758口机采井中，37%尚未采取就地无功补偿措施，造成电机功率因数低，无功消耗大，间接影响电网运行效率；注水管网庞大，系统效率低，能耗增加。萨北开发区经过长期开发建设，已形成了一个庞大的注水系统

5、，按单井最高注入压力建成的注水系统，不仅控制压力损失大、系统效率低、能耗增加，而且过高的运行压力对安全生产造成较大影响。在节能基础工作管理方面，目前，采油三厂在节能管理方式和实现的手段上还处于人工操作状态，基础数据台账单用户管理，信息共享程度低，通用性差；现有节能统计分析工作都是通过报表简单筛选功能来实现，节能效果分析需要人工多次重复查询才能完成，管理人员很难从大量数据中看出设备节能效果发展趋势，节能设备运行情况不能实现连续跟踪，综合分析手段不健全，不利于节能方案进一步调整。二、节能管理体系的内涵及构建2011年是“十二五”开局之年，面对萨北油田控投

6、资、降成本与高水平、高效益持续稳产的开发形势，构建节能管理体系，首先是在坚持“生产规模扩大，能源消耗不增”原则的基础上，积极探索节能挖潜新思路。在加大技术节能的同时，严抓管理措施落实，严管电、气计划指标落实。在抓控液控水源头的同时，围绕注水系统、机采系统及油气集输系统开展节能降耗，使吨液综合能耗等指标得到很好控制。其次是依靠信息科技手段，利用已有的资源及技术成果，搭建一套基于网络的现代化节能管理平台，集成节能项目流程管理、设备运行维护管理、能耗指标监测分析等功能，实现节能管理流程规范化。形成以数据分析为支撑，以管理控制为保障的信息化管理模式，实现由传

7、统人工节能管理向现代科技型节能管理的转变，促进节能绩效管理科学有效，保障企业可持续发展。紧密围绕油田开发业务需求，精细管理，创新攻关，推进节能工作现代化建设。主要工作思路是：以集中管理和有效控制作为创新前提，以节能业务管理为导向，以业务流程的优化和重组为重点，加强跟踪分析，精心打造在高度集成的信息环境支撑下的节能管理信息系统，将现代化的思想、信息化技术与企业实际工作相融合，实现各个流程、各个岗位的全员参与，实现降低成本、优质服务两大管理目标。1、创新组织保障体系，加强对节能管理体系建设的领导。针对我厂进入特高含水开发期后生产规模扩大、能耗不断上升的实

8、际，在厂内成立节能降耗项目组，通过节能管理精细挖潜，节能技术措施综合应用，以实现厂节能工作"245”目标：注