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当前位置：宏观经济——循环经济—示范企业 | ||||||||||
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胜利油田节能与资源综合利用调查
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“十五”期间，胜利油田按照“能源开发与节约并重，近期把节约放在优先地位”的方针，针对油田生产经营中存在的能耗成本居高不下、实物单耗指标高、系统效率低等问题，重点在注水、集输、机采、锅炉等主要耗能系统找原因、定措施，先后完成了以胜利采油厂、孤岛油田注水系统等为代表的一批节能与资源综合利用样板示范单位和系统建设，油田节能与资源综合利用工作实现了由“扫浮财、单项技术推广”向“系统优化运行，建立高新技术示范区”的新跨越，并取得了良好的效果。 ——五大举措推动节能和资源综合利用 记者在调研中发现，胜利油田节能和资源综合利用良好效果的取得得益于五个方面的举措： 一、以强化组织机构和制度建设来确保各项节能与资源综合利用任务的完成 经过多年探索，胜利油田逐渐形成了由油田和二级单位节能与资源综合利用管理委员会、三级节能与资源综合利用管理领导小组、四级基层队节能与资源综合利用小组组成的横到边、纵到底的“四级”节能与资源综合利用管理网络。油田节能与资源综合利用管理委员会下设办公室。同时油田还建立健全了能耗监督、监测工作体系，全面负责油田能源使用过程的监督、用能设备效率测试及检查等工作。 在制度建设上，胜利油田制定了１８个节能与资源综合利用岗位的工作规范；制定了节能与资源综合利用工作评比奖惩制度；制定了《油田节能技术改造项目管理暂行办法》；２００２年出台了胜利油田《能源节约与资源综合利用管理办法》，同时胜利油田还制定了十多个专业的能耗定额标准，这些制度的制订和落实，有效地提高了油田的能源管理水平。 二、依靠科技进步，把握主攻方向，加大投入，大力开展节能技术改造，着力提高主要耗能系统效率 胜利油田７０％以上的耗能量集中在注水、集输、机采、锅炉、加热炉等主要耗能系统，其能耗费用占油田可变成本的２９．８％。系统效率低、主要实物单耗指标高成为制约油田生产成本降低的主要因素。 按照“一高、二侧重、三集中”的原则，胜利油田先后确定了３１２个局重点节能与资源综合利用技改项目，总投资高达１０亿元，可形成年节能与资源综合利用能力６３万吨标准煤，价值５亿元，投资回收期２年。通过投资１．５７亿元，对机械采油系统这一油田第一用电大户，推广应用节能系列电机、节电器、变压器，抽油机冲程改造、变频调速、参数优化、调平衡及油井电网优化运行等技术措施，较好地解决了抽油机电机大马拉小车、电网及电机功率因数低、抽吸参数不匹配等问题。系统改造后平均效率达到２６％，比１９９７年提高２．０６个百分点，年节电达１．２６亿千瓦时。 三、找准节能降耗薄弱环节，大力开展节能科技创新和先导性试验 为深挖油田节能降耗潜力，不断寻求新的增效点，几年来胜利油田积极组织有关部门和科研设计单位，分系统调研，开展科技创新和先导性试验，取得了明显效果，先后有“ＩＲＰ与ＤＳＭ试点示范的研究”获中石化科技进步一等奖、“ＤＳＭ技术在胜坨油田的应用”获山东省科技进步三等奖、“油田电网优化运行”“注水系统无节流试验”“锅炉系统优化运行改造”等１７项创新成果获局级科技进步奖励，其中废水地热资源开发利用创新试验已取得重大突破。 四、以抓好轻烃及富余天然气回收、污水处理回注、电厂热电联供、粉煤灰综合利用为突破口，油田资源综合利用取得良好效果 ２００４年，胜利油田油气集输密闭率达到８６．５９％，原油污水回注率达到８５．９２％，油气蒸发损耗由０．７％以上下降到０．５８％以下。２００４年建成投产的胜利发电厂二期２台３００ＭＷ热电联供项目，规划总供暖面积为９３８万平方米，当年供暖面积达５８０万平方米，替代燃油８万吨。此外，胜利油田还大力发展资源综合利用产业，积极利用粉煤灰生产水泥、空心砖等资源综合产品，电厂粉煤灰用量由“九五”末的１５万吨上升到目前的每年４８万吨。 五、坚持制度创新和规范管理并重，节能技改项目管理取得新进展 为确保节能技术改造确实见到明显效益，实现既定的节能降耗目标，围绕技改项目实施，胜利油田先后推出了七项管理新举措：一是及时制订、修订了胜利油田《重点节能技术改造项目暂行管理办法》。二是分系统规范了节能技改项目采用的技术和产品。三是严把技改项目设计审查关。四是认真组织项目前后效果对比测试工作，为效果评价和确定以后的节能技改方向提供资料。五是建立项目考核回报制度。六是强化运行管理，确保节能成果不断得到巩固和提高。七是建立动态管理数据库，对节能工作实施动态管理。 ——五大因素制约胜利油田节能与资源综合利用空间 记者调查发现，胜利油田进一步改进节能工作还存在五大制约因素： 一、部分单位的节能与资源综合利用法律意识比较淡薄，不同程度地存在违反国家有关节能法律法规的问题。机构不健全，职责不到位，工作不落实，节能与资源综合利用四新技术的推广应用尚未真正做到从规划设计源头抓起，许多新上项目仍旧采用普通技术和设备，高耗低效、技术落后的工艺、设备等进入油田的现象时有发生。 二、投入仍然不足，“系统效率低，单耗指标高”的矛盾未从根本上解决，油田降本增效仍有较大空间。 机械采油系统是油田第一用电大户，年用电量达２３亿千瓦时。经过几年的改造，系统平均运行效率虽然有了较大程度提高，但仍有２５％的油井系统效率低于２０％。究其原因，一是抽油机设备老化，能耗高。二是油井在用电机和变压器普遍存在系统负荷不匹配，功率因数低，抽吸参数调节困难，电机、变压器自身损耗高，大马拉小车的问题。三是电泵井普遍存在电缆、机组重复修理、设备老化严重、调控手段落后、能耗过大等问题。 注水系统是胜利油田第二用电大户，目前全油田共有在用注水泵１０５８台，容量５２万千瓦，年用电达１４亿千瓦时。经过前几年的改造，油田注水系统的用能形势有了明显好转，但仍有近三成的注水泵站系统效率在４５％以下，单耗在６．５千瓦时／方以上，主要原因有二：一是机泵匹配不合理，靠节水阀调节水量，机组偏离高效区运行。二是注水管网、配水间、井下管柱腐蚀结垢严重，致使压力损失严重。此外，高压注水泵站的变频调速问题也一直没有解决。 以下两方面特别需要加大重点投入：一是对油田主要生产耗能系统进行整体节能与资源综合利用技术改造，实现系统设备的合理配置及生产运行参数的最优化，以提高整体用能水平。二是在新上产能区块建设方面，应该按照国内外节能与资源综合利用先进水平进行资金预算和投入。如果因预算不足上一些耗能大、效率低的设备，不仅将来花钱更多，而且会增加维护工作量，影响油田开发水平。 三、在计划经济体制下形成的节能工作机制已经不能满足新时期的工作需要，油田节能工作要与国际惯例接轨，还有很长的一段路要走。上世纪七十年代末、八十年代初，日本、美国等发达国家就已通过制定法律法规和方针政策，依法对节能工作实施监督和管理，使节能工作完全在法制管理的轨道上运行。我国《节能法》和《重点用能单位节能管理办法》尽管在上世纪九十年代末已经颁布，但要逐条落实，还需要国家颁布一系列具体实施细则。从油田情况看，“十五”期间虽然也制订修订了一些制度、实施办法，如定额管理标准、节能奖惩细则等，但真正要实现与国际惯例接轨，还有较大差距，尚需做进一步的修订、完善。 四、政策不到位，节能融资渠道单一，致使节能技改资金短缺，投入严重不足。美、日等国通过在年度预算中安排经费、设立国家能源投资公司，并制定相应税收减免优惠政策等，保证了节能技术改造资金的投入。目前国内油田企业的节能技术改造资金主要来自企业投资和成本两部分，随着油田原油开采难度的逐年加大，油田成本和投资呈现出日趋紧张的趋势，致使每年的节能技改投入无法满足节能降本增效的要求。 五、与地方关系需进一步加强协调。胜利油田分布在山东省８个市２８个县（区）内，点多线长面广。近年来，部分市、县（区）对油田节能与资源综合利用工作实施监督监测管理，造成多头管理，致使有些工作难以一一对应。 ——油田部分重点系统改造和技术推广的前景分析 一、机采系统，主要是通过合理匹配节能电机、变压器、抽油机，淘汰高耗能电机、变压器、抽油机等，逐步解决功率因数不高、系统效率低的问题。目前，胜利油田需要综合配套改造的油井有约８０００口，“十一五”期间年需改造油井１５００口，每年需投入资金８０００万元，年可提高全局平均系统效率０．２到０．３个百分点，年可新增节电能力６４００万千瓦时，年可取得节能效益３０００万元，项目投资回收期约为２．７年。 二、注水系统，重点采取推广应用高压变频调速、机泵合理匹配、拆级改造、管网调整及运行参数自动优化调控等技术措施。目前，油田注水系统共有注水站２２１座，安装注水泵１０８８台，总装机容量为４６９７４４ｋＷ，其中高压离心泵２２８台，装机功率为３７１８５０ｋＷ，根据目前注水泵站的实际运行状况，约有６０座泵站需要进行节能技术改造。“十一五”期间，若每年对１２个注水泵站实施注水参数优化运行、高压变频调速技术及管网调整等节能技术改造措施，每年需要投入资金９０００万元（包括管网调整３０００万），年可提高胜利油田平均系统效率０．２到０．４个百分点，年可新增节电能力８４００万千瓦时，年可取得节能效益３８００万元，项目投资回收期约为２．４年。 三、集输系统，主要是推广应用高效加热炉和先进的输油设备，集、输油工艺及高效预分水、机、电、控、配一体化，管道深穿、深埋技术。对系统实施密闭改造，降低油气损耗，利用热泵，提取原油污水余热，代替加热炉为外输原油加热。目前需要进行节能技术改造的集输泵站有２１座，输油泵３２４台，加热炉２７３台，约需改造资金２．９亿元。改造后，胜利油田输油泵可提高运行效率２个百分点，加热炉提高运行效率３个百分点，每年可节燃油２２０００吨，天然气４２００万立方米，电３５００万千瓦时，年可取得节能效益１０４００万元，项目投资回收期约２．８年。 四、电力系统，主要是搞好电网的系统优化运行和负荷的经济调度及用电科学计量，推广应用高效节能变压器，减少网损和偷漏电现象，提高线路功率因数。目前胜利油田共有６－２２０ｋＶ输配电线路１１７９条，若每年改造３０条线路，年约需要投入技改资金０．１亿元；五年改造线路１５０条，总计需要投入技改资金０．５亿元，年可取得０．２５亿元的效益，项目投资回收期约２年。此外，还要加快油田电网结构调整步伐，“十一五”期间，如果首选改造效果比较明显的２８座站，先期实施网络等级由３５ｋＶ和６ｋＶ升级为１１０ｋＶ和１０ｋＶ改造，估算总投资为５６６７９万元，财务内部收益率１１．５８％，投资回收期为９年。 五、热力系统，主要结合锅炉燃料结构调整，实施热电联供和集中供热，开发利用地热及污水余热，推广应用新型保温材料，抓好系统的优化运行监控、实施用热分户计量，以减少热能浪费，提高系统效率。 六、钻井系统，主要是推广应用钻机冬防保温装置、余功发电机、柴油添加剂、发动机抗磨剂、节油器、无泵循环暖机装置等新型节能产品。 七、炼油化工系统，主要是推广应用过程能量优化技术，降低过程能量损耗。优化重催原料，降低装置生焦率；对双脱单元、重催分馏后冷系统和常减压换热系统进行改造和调整；对达标污水进行深度处理，实现水资源的循环利用；优化公用系统管网，减少公用介质浪费。 根据近几年的节能技改实践，胜利油田预计，按照目前的用能水平，每年需投入维持改造资金１亿元。要使全油田五大系统效率提高１个百分点，另需投入资金约６亿元，每年可取得经济效益至少３亿元，项目寿命期按４年计算，可累计取得效益１２亿元。 （新华社记者邓卫华、邓华宁８月１５日报导） |
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