1、大型油气田立体化节能减排管理大庆油田有限责任公司大庆油田有限责任公司（简称大庆油田）是中国石油天然气股份有限公司的全资子公司，是以石油、天然气勘探开发为主营业务的国家控股特大型企业，2000 年 1 月 1 日由原大庆石油管理局重组改制后正式注册成立，并于同年随中国石油天然气股份有限公司在美国和香港上市，注册资本 475 亿元，资产总额 1228 亿元，员工总数 92137 人。大庆油田是我国目前最大的油田。自 1960 年开发建设以来，创造了中国石油工业的“三个第一”：原油产量第一，截止 2006 年底，累计产油 19.09 亿吨，占全国同期陆上总产量的 40%；上缴利税第一，累计上缴利税并
2、承担原油价差 1.3 万亿元；油田采收率第一，主力油田采收率已突破 50%，比世界同类油田高出 10 多个百分点。在油田开发实践中，创造了“两论”起家、岗位责任制、民主管理、 “三基”工作、 “三个面向、五到现场”等优秀管理经验，形成了“三老四严” 、 “四个一样”等优良传统和作风，培育形成了以“爱国、创业、求实、奉献”为主要内容的大庆精神，成为中华民族精神的重要组成部分。一、大型油气田立体化节能减排管理的背景（一）落实科学发展观，建设资源节约型、环境友好型社会的要求统筹经济、社会、环境协调发展是构建社会主义和谐社会的必由之路。党的十六届三中全会把落实科学发展观，统筹经济、社会、环境协调发展，
3、确定为国民经济与社会发展的一项长期战略任务，并把高污染、高耗能、资源型行业作为节能减排重点，在土地、安全、节能、环保等方面不断加大监管力度。大庆油田作为全国最大的石油生产基地，既是产能创效的骨干，又是能源资源消耗和减排的大户,每年为国家生产数千万吨原油的同时，也消耗了大量的能源和水资源，并产生了一定数量的污染物。比如，2000 年，大庆油田生产原油 5300 万吨，占全国原油总产量（1.61 亿吨）的 33%，但同时也消耗了 696 万吨标煤和 2.5 亿立方米清水资源。因此，作为特大型国有企业的大庆油田有责任有义务做好节能减排工作，探索出一条科学有效的节能减排管理新模式，将对国家落实科学发展
4、观，建设资源节约型、环境友好型社会具有十分重要的带动作用。（二）实现企业可持续发展的要求大庆油田自上世纪 60 年代开发建设以来，已近 50 年的时间。随着开发周期的延长，开发地域的扩大，企业的节能减排工作也面临诸多挑战，主要有：一是生产规模逐年扩大的挑战。2000 年，大庆油田已有油水井 47000 多口，为保持补产能力，每年仍以 3000 多口的数量增长，到 2006 年，油水井将达到 67920 口，各类站（库）1525 座。随着油水井数量和站（库）数量的逐年增多，能耗点和排污点也随之增多，节能减排压力随之增大。二是设施老化，系统运行效率降低的挑战。随着生产设施投产运行时间的延长，设备腐
5、蚀老化现象越来越严重。油藏工程方面，每年新增油井多为外围油田高耗产能井，降耗难度大；高含水井比例增加，低效、无效循环问题严重。地面工程方面，注水系统，注水总压差偏大，需要进一步优化调整。原油集输系统，部分区块系统效率下降，尤其是三次采油高峰期过后，产量递减速度加快，部分区块进入低负荷运行状态；在用加热炉因腐蚀、老化、结垢严重而导致效率下降；掺水拌热系统的无效热损耗较大。供配电系统，部分变压器和线路老化严重以及在非经济运行区运行，增加了电网损耗；油田电网结构和运行方式不尽合理，运行功率因数偏低。采油工程方面，抽油机井平均扭矩、载荷利用率不高；电机功率利用率低的井比例大。三是含水上升，产液大幅增长
6、的挑战。含水上升，产量递减是油田开发的客观规律。2000 年，油田综合含水已达 87.33%，年注水 5.1 亿立方米、产液 3.9 亿吨，注采总量相当于 8 个杭州西湖的蓄水量，年耗电 92 亿度，年处理采出污水 3.4 亿立方米，随开采时间的延长，各项能耗指标还将继续增加，这将给大庆油田的节能减排带来巨大压力。四是高耗能产量比例逐步增大的挑战。大庆油田地处北方高寒地带，并已步入特高含水开发期，生产过程的能耗逐年加大， “十五”初期，综合能耗占中油股份总能耗的 15%左右，能源消耗量占自产能源的 1.5%左右，以此能耗水平，依据开发规划测算，到 2010 年油田公司综合能耗将达到 748 万
7、吨标煤，仅此一项，将使吨油操作成本上升 20%。同时，为弥补老区产量递减，大庆油田加大了聚合物驱油和外围难动用储量的开发力度。聚驱由于聚合物注入压力增大、集输处理难度增大，能耗比水驱高 20%；外围油田由于开发难度大、集输半径长、井深，能耗比老区高 50%。2000 年聚驱和外围等高耗能产量已占总产量的 1/4 以上，而且这一比例在逐年加大，给能耗控制带来了较大困难。上述挑战表明，大庆油田节能减排的压力将越来越大。如果按照传统工艺技术和管理方式，到“十五”末能耗总量将由“九五”末的 696 万吨标煤增长到 750 万吨标煤，难以达到企业节能减排目标，对大庆油田建设百年油田，实现可持续发展具有较
8、大的消极影响。因此，大庆油田必须探索节能减排管理的新思路、新方法、新技术，构建符合行业特点的节能减排管理模式。二、大型油气田企业立体化节能减排管理的内涵和主要做法大庆油田的立体化节能减排管理起步于“九五”末期，最原始的动力是企业降本增效的需要，深化于“十五”中期，更深层的动力是落实科学发展观的需要，成熟于“十五”后期，更持久的动力是创建百年油田的需要。基本内涵是：在科学分析油气生产工艺流程的基础上，以系统工程理论为指导，从节能减排的工作对象、工作进程和工作方法三个维度立体化推进节能减排工作，其中：工作对象包括油藏工程系统、采油工程系统、地面工程系统三大系统，重点是优化布局和提高效率，实现产量、
9、效益、能耗和排放的综合效益最大化。工作进程包括规划、设计、生产、排放、再利用等环节，通过各个环节优化与全过程优化相结合，实现油田开发和节能减排的整体优化。工作方法是以战略规划为统领，以科技创新为先导，以系统优化为重点，以精细管理为支撑，以动力机制为保障，积极发展循环经济，大力培育特色文化，构建立体节能减排体系，努力实现清洁发展、节约发展、可持续发展（见图 1、图 2） 。 、 、 、 、 、 、图 1 大型油气田立体化节能减排三维示意图图 2 大型油气田立体化节能减排管理运行框架图大庆油田立体化节能减排管理的主要做法包括：（一）坚持战略引领，科学制定节能减排规划大庆油田坚持把节能减排工作纳入企
10、业总体发展战略，及时根据内外部环境的变化，转变思想观念，调整战略规划。1战略思想由“高产稳产”向“清洁、节约、可持续”转变大庆油田为保障国家石油战略安全，曾经长期以油气高产稳产为中心。随着外部社会经济环境的变化，大庆油田站在科学发展观的高度重新审视油田发展面临的当前与长远、产量与效益、产能与节能、增长与环境的辩证关系，发现个别干部员工思想上还存在着“重产量、重效益，轻节能、轻减排”等片面认识。为此，大庆油田开展了“贡献观”的大讨论，进一步提高广大员工对节能减排重要性的认识，逐步树立了“为国家生产原油是贡献，为国家节约能源和减少排放也是贡献”的新型“贡献观” ，使油田上下充分认清了“高产稳产”思
11、想的客观局限性，促进了企业战略思想由“高产稳产”向“清洁、节约、可持续”的转变，并把低投入、低消耗、低排放、高效率的清洁节约型增长方式，确定为推进百年油田战略的根本途径。2战略实施统筹规划战略思想转变后，大庆油田研究制订了大庆油田有限责任公司节能减排“十五”规划 ，对节能减排系统进行优化调整，重点解决地上地下不匹配、系统负荷低、区域不平衡、基础设施差等突出问题。为使规划具有指导性、针对性、科学性，在节能减排规划制定过、 、 、 、 、 、 、 、 、程坚持了“三个结合” 。一是当前与长远相结合。规划实行中长期与年度滚动相结合。中长期规划，紧紧把握未来五年内控制能耗、降低自然递减率、控制含水上升
12、率、减少环境污染、控制投资等五大要素，宏观安排节能减排系统的逐步改造升级和梯次调整优化。年度滚动规划则依据耗能点和排污点监测情况，分析运行状况及潜力，对已建能力充分利用、新老设施配套、技术集成等方面做出具体部署，确保规划与实际紧密结合。二是地上与地下相结合。首先以油藏工程为龙头，进行产量规模经济性研究，确定较为科学的开发方案及产量、注水、递减、含水等油田开发指标，为节能减排把住源头；其次对采油工程进行工艺配套经济性研究，确定较为合理的井口、机泵、技术参数等机采管理指标，降低举升能耗；最后对地面工程进行运行效率经济性研究，确定较为先进的集输处理方式及合理的负荷率、利用率等指标，提高地面系统的运行
13、效率。三是技术与管理相结合。首先应用油气田管理措施潜力表分析管理潜力，对优化生产运行、减少天然气放空、杜绝跑冒滴漏、强化计量监测、打击偷盗破坏行为等方面的潜力进行量化；在扣除管理潜力的基础上，利用“单项节能技术评价库” （对各单项技术的性能、效果、经济、质量及服务评价，并从不同的评价角度进行排序） 、 “现场应用情况及潜力库” （对各项技术的现场应用效果及继续应用的潜力进行评价和排序）和节能减排技术投资决策信息表进一步挖掘技术潜力，对降低注采能耗、减少排放的重点技术和主要环节逐项落实潜力。按照上述原则，大庆油田规划确定“十五”期间节能减排总目标是：实现累计节约能源 350 万吨标准煤，累计节约
14、清水 2 亿立方米；实现正常生产过程污水零排放，废气达标排放，减少化学需氧量 150 吨，减少 SO2 直接排放量 230 吨；无较大以上环境污染事故。并对实现这一目标的主要措施、技术及投资评价等内容予以明确，使节能减排工作纳入战略管理，实行统筹规划。（二）实施系统优化，全面挖掘节能减排潜力1科学分析油气生产过程中的节能减排对象和潜力油气生产过程包括注水、采油、处理、集输，涵盖油藏工程、采油工程、地面工程。生产过程也是能耗和排放的过程（见图 3 所示） 。节能主要对象是电和天然气，占生产能耗的 90%以上。生产耗电以采油及注水最高，分别占总耗电量的 37.2%及 34.1%；生产耗气主要集中在
15、转油站和联合站，分别占 78%和 20%。节约资源的主要对象是清水，每年大约消耗清水 2 亿立方米。直接减排主要对象是地下采出的含油污水，加热系统排放的废气，施工过程产生的污水等；间接减排是少耗电量对应的燃煤发电排放的 CO2、SO2。图 3 大庆油田油气生产示意图2三大工程整体优化实现节能过去，油藏工程、采油工程、地面工程三大工程自成体系，各自优化，难免出现系统能力不够均衡、地上地下不够匹配、技术兼容性不佳等现象，增加了改造、升级、调整的工作量和难度。为此，大庆油田进一步加强了三大工程系统的沟通和交流，实施相互结合，同步规划、同步设计、同步实施、同步管理，整体优化。并明确了各自优化重点：油藏
16、工程系统在控制无效低效注采循环的同时，要兼顾地面系统的优化简化和机采系统提高举升效率的需要，重点是实施精细地质研究，优化注采调整方案；采油工程系统在提高机采效率过程中，要服从于油藏系统控液挖潜的需要，重点是优化举升方式、参数和设备；地面工程系统在控制设施规模，提高运行效率的过程中，要充分考虑其它两个系统的承受能力，重点是推进各种优化、简化技术的应用。在此基础上，探索形成了适用于不同油田特点的配套优化措施：针对老油田，含水高、地面生产设施多、负荷过剩的特点，采取了“八字方针”：关，对高含水井实施关停，对高含水层实施封堵；并，对运行时间长、负荷率低、布局不合理、维护改造投入大、管辖半径较小的相邻两
17、座计量间、中转站实施“合并” ；转，将脱水站“转”为放水站、放水站“转”为转油站、计量间或转油站“转”为阀组间、水驱站“转”为水聚驱互用站；抽，对剩余能力较大的站实施设备“抽稀” ；换，对负荷率较低的设备实施大“换”小或站间“互换” ，对高耗能设备实施“更换” ；优，对注水、集油、供电等已建系统实行“优化”运行；推，积极“推广采用”新工艺、新技术及新的技术界限；管，适时调整管理模式、方式和制度，使生产管理与系统优化调整相适应。针对外围油田，单井产量低、井深和集输半径大的特点，采取了“七项措施”：串，采用多井、多阀组、多座站串联集油；单，采用单电热管树状集油工艺；拉，采用单井拉油和集中拉油；捞，
18、采用提捞采油方式；混，采用双螺杆泵油气混输；软，采用软件计量方式；环，采用环状掺水集油工艺。通过上述调整措施，大庆油田在保持高产稳产的同时，站、间规模缩减了近 10%，系统负荷率提高 12%，机采效率提高了 2.5%，含水少上升 1.3%，系统优化取得了实质性效果。其中，喇嘛甸油田的系统优化最为典型。喇嘛甸油田 1973 年投入开发，原油产量最高时达到 1326 万吨，到 2000 年产量仅为 512 万吨，综合含水达到 91.8%,成为主力油田中含水最高、系统效率偏低而能耗偏高的典型代表。为此，优化工作于 2001 年全面展开。油藏工程，以控水控注为重点， “十五”期间调整 3018 井次、
19、细分注水 693 口井、精细堵水 353 口井、深浅调剖 152 口井，年均控制注采液量 800 万立方米；采油工程，以提高举升效率为重点，规模应用参数优化技术和新式举升设备，使机采系统效率提高 6.7%，电机功率利用率提高5.2%；地面工程，以降低集输和处理过程能耗为重点，先后合并减少计量间 18 座、转油站16 座，全面推行不加热集油方式。5 年累计节电 6.17 亿度，节气 1.72 亿立方米，减少CO2排放 33.5 万吨、减少 SO2排放 68.5 吨，综合能耗比“九五”降低 15.7 万吨标煤，连续五年实现能耗负增长。3多手段综合应用实现减排在对油田整体环境状况进行综合评估的基础上
20、，大庆油田以减少污染物排放为重点，从完善现有污水处理设施、治理老污染源、避免产生新的污染源、改善油田生态环境、建立与油田开发相配套的环保技术体系等方面进行减排系统优化的研究和实施。主要采取了五种措施。一是堵，堵源头。对涉及自然保护区、沿江、湿地等环境敏感区的项目采取环保一票否决制。按照这一原则，大庆油田否决了扎龙湿地国家级自然保护区勘探开发等多个项目；为了防止对嫩江流域产生污染，停产封闭了位于泄洪区内的大 415 区块 113 口油水井，推迟开发了他拉哈油田英 272、英 205 等区块。二是管，管行为。大庆油田引入国际先进的环保管理模式ISO14001 环境管理体系，实施了减少污染物排放、减
21、轻生态破坏等 160 多项环境管理措施，并细化到员工岗位操作书中，规范了员工行为。三是控，控风险。大庆油田制定油气水泄漏、环境敏感区施工、放射性和危险废物等专项预案 9 项，实施清洁生产审核，建立公司、厂、矿、小队四级突发事故应急系统，提高了环境风险的防控能力。四是治，治隐患。 “十五”以来，大庆油田累计完成环保专项工程 260 余项。其中污水减排工程 113 项、废气减排工程 12 项、固废治理工程 6 项、噪声控制工程 28 项、油污治理工程 4 项等，使减排基础设施得到进一步加强。五是建，建环境。大庆油田加强对油区的清污、平整和植被恢复， “十五”期间共植树 287 万株，种植花卉 82
22、 万平方米，种植草坪 83 万平方米，栽植绿篱 8.2 万延长米，新增各类绿地 1435 公顷，油田绿化覆盖率达 24%，在世界各大以盐碱沼泽地为主要覆盖区域的油田中居于前列。（三）推进集成创新，重点突破节能减排瓶颈大庆油田始终注重发挥科技对节能减排的先导作用。根据节能减排的实际需要，首先从外部引入成熟适用技术，然后组织力量对其它急需而又不能引入的技术进行重点攻关，在此基础上搞好各项技术的集成配套和规模应用，为节能减排提供了强有力的技术支撑。1规范引入成熟适用技术，严把“三关”在筛选上，大庆油田决定由技术发展部牵头，组织相关部门、单位及专家进行资质、材料审查，节能指标测试、评价和综合评定，优选
23、后对符合条件的技术产品颁发“入网许可证” ；在跟踪评价上，建立了国家授权的油田节能监测中心和环境监测评价中心，定期对节能减排技术和产品开展测试评价；在优选淘汰上，对供应商建立业绩档案，依据跟踪考核结果，确定淘汰产品，每年淘汰率近 50%。几年来，先后优选 7 种高效燃烧器、11 种节能电机、7 种节能变压器、7 种节电控制箱等在油田应用，保证了引入产品的先进性和适用性。2强化自主创新和集成配套，打造主体优势技术大庆油田每年根据节能减排需要，从众多技术课题中优选出符合要求的课题，采取“课题制”的组织方式，利用“研发层、中试层、转化层”的研发体系，对重点技术和引进技术的再创新进行攻关。 “十五”以
24、来，共开展重点攻关 35 项，现场试验 12 项，使一系列节能减排的瓶颈问题得以解决。其中以螺杆泵举升技术、低温集油技术和含聚污水深度处理技术的应用最为典型。螺杆泵举升技术。为解决抽油机、电潜泵等高耗能设备能耗高、效率低的问题，大庆油田于 1985 年从国外引进后，由于在大庆油田适用性差，经常出现断杆、漏油等现象。近年来通过对其工艺技术进行全面再创新，形成了大中小排量系列、专用系列防断脱抽油杆、无渗漏低矮型驱动装置、工况分析、诊断及监测 4 项核心技术以及 10 项配套技术，较好地满足了水驱、聚驱采出液举升的需要。该技术 2005 年获国家科技进步二等奖，获得发明及实用新型专利 18 项。与同
25、排量抽油机相比，平均泵效提高 20 个百分点、系统效率提高 15个百分点，平均单井年节电 2.58 万度。截止到 2006 年底，已在油田应用 3400 口，以每年500 口的速度增加，并销往国内外。低温集油技术。大庆油田地处高纬度亚寒带，年平均地面温度只有-13.7，且原油的凝点高、粘度高、含蜡量高，必须采用加热集输方式。油田进入特高含水开发期为采用不加热集输提供了可能。大庆油田把握采出液含水高、液量大、出油温度高的良好热力和水力条件，研发了“特高含水期低温集油技术” ，使油井最低集油温度降到原油凝固点以下5-10。到 2006 年底，实行季节性停掺水泵 330 台，停加热炉 668 台，共
26、有低温集输井 2.6万口，占油井总数的 61% ，年节电 1.66 亿度、节气 1.49 亿立方米，减少 SO2 排放 59.3吨,减少 co2 排放 29.3 万吨。这一技术解决了加热集输耗气、耗电量大和排放废气多的难题。含聚污水深度处理技术。 “九五”期间，为弥补水驱产量的递减，大庆油田大规模应用以聚合物驱油为主的三次采油开发技术。但随着应用规模的扩大，聚驱采出水的处理问题逐步显现出来。与普通污水相比，粘度大、乳化程度高，现有处理工艺无法达到回注标准，在外排时必然影响环境。为了解决这一难题，通过开展系统攻关，深化了对含聚污水分离特性的认识，改进了沉降分离和除油工艺，开发出了系列处理药剂，实
27、现了深度处理，达到了回注标准，避免了对环境的污染。同时，为使众多节能减排技术综合发挥效应，大庆油田加强了对单项技术的集成配套。其中：节能方面形成了 16 项配套技术，包括油藏工程以控制无效注采为核心集成 4 项配套技术；采油工程以优化举升为核心集成 5 项配套技术；地面工程以系统优化为核心集成 7项配套技术。减排方面形成了 4 项配套技术，包括以控制废气为重点的高效加热配套技术，以控制污水外排为重点的污水深度处理回注配套技术，以控制泥浆污染为重点的钻井泥浆固化配套技术，以控制油污为重点的污油、污泥处理配套技术。这些配套技术对大庆油田的节能减排起到了关键作用。3加大推广应用力度，促进新技术的规模
28、化应用大庆油田重点抓了三个环节。一是典型引路。在全油田选取 14 个典型区块作为节能减排示范区，把新技术和技术集成放到这些“试验田”中进行中试，为其它区块提供先导性经验。例如，敖南油田示范区，按照规划、设计、生产一体化的全新理念，集中应用了掺水参数优选、便携式软件量油等 18 项新技术，开展了地面地下一体化、工艺设备节能化、工艺参数个性化、工艺技术简化等 4 个方面的集成配套试验，使百万吨产能投资降低 3 亿多元，年降低能耗 20%，为外围油田建设提供了一种全新模式。二是措施跟进。根据新技术推广的需要，对原有组织方式、技术标准、规章制度等方面进行改进，为技术推广创造适宜的环境。例如：为了适应低
29、温集油技术对专业化、标准化提出的更高要求，改变了劳动组织模式，把原来的以计量间为中心的点状分散管理变为以中转站为核心的岗位流程化管理，并对巡回检查、交接班等规定进行调整，形成了上下道工序紧密衔接的专业化、流水线作业，为低温集油方式的全面普及提供了保障。三是规模应用。大庆油田节能技术的规模应用坚持做到整体设计、分系统实施。其中：油藏工程以治理地下无效低效注采循环为重点，共实施注采系统调整 20 个区块，方案调整2.3 万井次，高含水关井 745 口，周期注水 3500 多井次，少产液 1.5 亿吨，采收率提高 1个百分点以上（见图 4） ；采油工程以提高采用能效率为重点，共实施抽汲参数优化调整1
30、.8 万井次，新增节能抽油机 5536 台、节能电机 10241 台，推广螺杆泵 3400 口，年节电4 亿度；地面工程以地面设施优化简化为重点，共实施完成 7 个油田的地面优化简化。撤并各类站 139 座，改环状流程 1121 口，低效井转提捞 892 口，减少各种机泵 345 台，累计节电 1.78 亿度，节气 2.84 亿立方米，节省各种费用 7.93 亿元。8 7 . 2 38 8 . 1 39 2 . 6 39 1 . 1 28 9 . 1 28 7 . 2 38 4 . 8 48 1 . 3 88 9 . 1 2 9 0 . 1 69 1 . 2 98 08 59 09 51 9
31、9 6 1 9 9 8 2 0 0 0 2 0 0 2 2 0 0 4 2 0 0 6时 间 , 年含水(%)图 5 大庆油田节能减排三级管理示意图在规模应用上，大庆油田坚持做到重点突出、各个击破。污水治理上，建成了国内最大的工业污水处理系统和密闭化的生产工艺流程，确保了油田采出污水经处理后全部回注地下。 “十五”期间，已累计回注含油污水近 20 亿立方米；废气治理上，安装高效燃烧装置 700 多台套，改造排烟系统 230 多处，燃烧烟气达标排放率 100%；泥浆治理上，每年投入 5000 多万元对废弃钻井液进行固化处理；油污治理上，配备井下作业污水回收装置 262套，实现了作业污水的资源化回
32、收。（四）强化过程管理，切实规范节能减排工作1健全组织与责任体系大庆油田对节能减排实行三级管理（见图 5） ，公司级设立节能减排管理委员会，负责统一协调、指导公司的节能减排管理工作；日常管理机构设在公司、厂（分公司）技术发展部和矿（大队）技术组。 节能减排指标分解实行“两条线”管理，指标逐级分解，责任层层落实，直到各个岗位。一条线是负责协调监管的各级机关职能部门，另一条线是负责组织实施的各级直线生产单位。同级机关职能部门对直线生产单位进行监督考核（图 6） 。图 6 大庆油田节能减排指标分解示意图2完善制度与流程为了保证节能减排工作的规范运行，大庆油田针对准入、统计、计量、监测、考核等、 、
33、、 、 、图 4 大庆油田主力油田水驱含水变化曲线、 、 、 、 、 、 、环节建立健全了 5 大类 28 项管理制度，使节能减排所涉及的各项工作都能够有章可循、有据可依。同时，制定“节能减排工作管理流程” ，严格按流程要求开展工作，避免责任不清、互相推诿现象的发生（见图 7） 。在此基础上，把节能减排任务纳入员工岗位责任制，落实到岗位人头，促进了制度和流程的有效运行。图 7 大庆油田节能减排工作流程图3细化定额与标准在跟踪、统计分析基础上，大庆油田测算出不同油田、区块的注入、举升、集输处理单耗的定额标准，建立了涵盖井站、设备、水质、天然气、井口管理等各个方面的节能减排标准体系，使基层有明确的
34、工作依据，为实施精细管理奠定了基础。为了增强标准的可操作性，各个单位结合自身实际逐项标准进行细化，使标准更符合工作实际。各项标准能量化的都量化，不能量化的定性或状态描述尽量准确。例如，盘根的松紧度对抽油机耗电的影响每天可达到 3 至 5 度。为了找到一个最合理的标准，各单位都进行了大量的试验。最后确定盘根松紧度标准为抽油杆带有一层薄薄的“油膜”为最佳，此状态下既不让盘根漏油，又使抽油机的负荷相对最小，既安全又省电。4强化计量与监控首先是加强计量管理。大庆油田积极跟踪国际先进的能源计量方法，逐步采用体积计量、热值计量和自动计量等先进计量方式，实现了与国际接轨；对计量器具实行三级管理，定期检定，实
35、行分厂、分矿、分区计量。几年来，油田共配备电能表 8656 件、气体流量计（表）1886 件、水表（流量计）17577 件。计量器具配备率 100，在线计量器具完好率100%，计量器具检定率 100%，为节能减排监测、分析、考核提供了准确的第一手资料。其次是建立监测监控体系。按照国家和中油集团关于主要耗能设备监测比例的要求，大庆油田逐年加大对重点能耗设备的动态监测，建立统计分析制度，及时进行工况调整。同时，搭建了动态监测信息化平台，通过“数据采集系统” （见图 8）和“地面工程信息系统” （见图 9） ，对油水井注入、产出、含水情况，举升设备运行效率，井、站、管网运行、 、10M、 、 、10
36、M、 、 、10 、10M、 、SCDMA SCDMA SCDA、 、 、 、 、/、 、 、 、 、 、 、 、工况进行动态监测，对节能减排关键数据指标超标预警和图文化显示。并依据监测结果，及时调整运行工况，提高运行效率；通过“天然气生产指挥调度系统” ，实现对油田各采油厂、349 家用户和 1220 公里管道的实时监控、专业化管理和产供销平衡调控。目前，机械采油系统效率、加热炉热效率、注水系统效率，分别较“十五”初期提高了 8-10 个百分点。图 8 数据采集系统图 8 数据采集系统图 9 地面工程信息系统（五）创新保障机制，持续增强节能减排动力为进一步推动节能减排工作，大庆油田积极探索投入保障、评价审查、激励约束机制，保证各项节能减排措施落到实处。1创新投入保障机制、 、10M、 、 、10M、 、 、10 、10M、 、SCDMA SCDMA SCDA、 、 、 、
