资料介绍
中华人民共和国认证认可行业标准
RB/T 122—2024代替 RB/T 122—2017
能源管理体系油气田企业认证要求
Energy managementsystems—Requirementsforcertification on oiland
2025-09-28发布 2025-12-01实施
国家认证认可监督管理委员会发 布中国 标准 出版 社出 版
前言
本文件按照 GB/T 1. 1—2020《标准化工作导则第 1部分 :标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。
本文件是能源管理体系认证要求系列标准之一 ,是 GB/T 23331—2020《能源管理体系要求及使用指南》在油气田企业应用的具体要求。
本文件代替 RB/T 122—2017《能源管理体系石油、天然气开采企业认证要求》。
本文件与 RB/T 122—2017相比 ,主要技术变化如下 :
— 采用了 GB/T 23331—2020的结构、核心技术要素、通用术语和定义 ;
— 增加了部分术语(见 3. 5、3. 6) ;
— 增加了组织所处的环境(见 4. 1) ;
— 删除了管理者代表(见 2017年版的 4. 2. 2) ;
— 增加了应对风险和机遇的措施(见 6. 1) ;
— 更改了能源评审(见 6. 3,2017年版的 4. 4. 3) ;
— 更改了能源绩效参数(见 6. 4,2017年版的 4. 4. 5) ;
— 更改了能源基准(见 6. 5,2017年版的 4. 4. 4) ;
— 增加了能源数据收集的策划(见 6. 6) ;
— 增加了改进(见 10)。
请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。
本文件由国家认证认可监督管理委员会提出并归口。
本文件起草单位 :北京三星九千认证中心有限公司、中国石油和化学工业联合会、中国石油天然气股份有限公司油气和新能源分公司、北京中建协认证中心有限公司、中国石油化工集团有限公司健康安全环保部、大庆油田有限责任公司新能源事业部、中国石油化工股份有限公司中原油田分公司、中国石油天然气股份有限公司青海油田分公司、中国石油化工股份有限公司江苏油田分公司。
本文件主要起草 人 : 张敬、刘冬 萍、张杰 环、马志 刚、王岳 虹、王春 艳、汤胜 修、马建 国、郭喜 宏、陈广卫、王钦胜、柴英志、邱海涛、李志斌。
本文件及其所代替文件的历次版本发布情况为 :
— 2017年首次发布为 RB/T 122—2017;
— 本次为第一次修订。
油气田企业的主要产品是石油和天然气 ,它们具有资源技术密集、产业关联度高、经济总量大等特点 ,是我国能源结构的重要组成部分。
本文件是为了满足 油气 田企 业应 用 GB/T 23331—2020 的需 求及 认证 机构 等相 关方 的需 要 , 在GB/T 23331—2020框架基础上 ,通过有效融入油气田业务实践 , 系统地提出了油气田企业能源管理体系的具体要求。本文件的有效实施能够帮助油气田企业深入理解应用系统的能源管理方法 ,不断完善能源管理模式 ,通过建立、实施、保持和改进能源管理体系 ,不断提升能源绩效和能源管理体系绩效 , 降低企业运行成本 ,使油气田企业更具有竞争力。
同时 ,本文件也为认证机构在油气田企业开展能源管理体系认证提供了统一规范的认证准则。本文件不对油气田企业规定具体的能源绩效准则 ,也不提供详细的管理体系设计规范。油气田企业在建设能源管理体系时可以与质量、环境、职业健康安全等管理体系相结合 ,本文件也可以与相关标准结合使用。
油气田企业可按照 GB/T 23331—2020及本文件要求 寻求 第三 方认 证机 构对 其能 源管 理体 系认证 ,也可开展自我评价、自我声明和寻求相关方对其符合性的确认。
为便于使用者了解能源管理体系在油气田企业的具体应用 , 附录 A 给出了油气田企业能源管理的基本情况 , 附录 B提供了油气田企业能源管理的相关法律法规、标准及要求文件清单 , 附录 C列举了油气田企业实施能源管理体系的应用示例。
1 范围
本文件规定了油气田企业能源管理体系要求。
本文件适用于油气田企业建立、实施、保持和改进能源管理体系 ,也适用于能源管理体系认证。其他各相关方评价油气田企业能源管理体系参考使用。
2 规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中 , 注日期的引用文件 ,仅该日期对应的版本适用于本文件 ;不注日期的引用文件 ,其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。
GB 17167 用能单位能源计量器具配备和管理通则
GB/T 20901 石油石化行业能源计量器具配备和管理要求
GB/T 23331—2020 能源管理体系要求及使用指南
GB/T 36713 能源管理体系能源基准和能源绩效参数
3 术语和定义
GB/T 23331—2020中界定的以及下列术语和定义适用于本文件。
主要生产系统 main production system ofoiland gasexploitation enterprises
油气田企业从石油、天然气开采到产成品输出(末站计量)所涉及的设施、设备、单元和过程等生产
全流程。
注 : 油田主要生产系统包括机械采油系统、原油集输系 统、原油 稳定 与处 理系 统和 注入 系统(注水、注汽、注聚 合物
等) ;气田主要生产系统包括采气系统、天然气集输系统、天然气净化处理系统和气田水回注系统等。
辅助生产系统 auxiliaryproduction systems
为主要生产系统(3. 1)正常运行所配置的辅助设施、设备、单元和过程。
注 : 包括供热、供配电、供水、供气系统、污水处理、机修、仪修和电修等。
附属生产系统 subsidiaryproduction systems
为主要生产系统(3. 1)专门配置的生产指挥系统和为生产服务的部门和单位。
注 : 包括职能管理部门、科研部门、维护系统、通勤服务系统和运输系统等。
油气生产综合能耗 comprehensiveenergy consumption ofoiland gasoutput
在统计报告期内油气生 产实 际消 耗的 各种 能源 实物 量 , 按规 定的 计算 方法 和单 位分 别折 算后 的
总和。
[来源 :GB/T 2589—2020,3. 5,有修改]
单位油气生产综合能耗 comprehensiveenergy consumption ofunitoiland gasoutput
统计报告期内 ,油气田生产综合能耗与原油和天然气当量产量的比值。
[来源 :GB/T 8423. 6—2020,4. 3. 1,有修改]
单位油气生产电耗 electricity consumption ofunitoiland gasoutput
统计报告期内 ,油气田生产用电量与原油和天然气当量产量的比值。
[来源 :GB/T 8423. 6—2020,4. 3. 2,有修改]
4 组织所处的环境
4. 1 理解组织及其所处的环境
4. 1. 1 油气田企业应符合 GB/T 23331—2020中 4. 1 的要求。
4. 1.2 油气田企业应建立分析内外部环境的机制。企业所处环境的外部和内部因素可包括 :
a) 外部因素 :
— 国家、地方、行业、上级单位的目标、要求或标准 ;
— 相关方对能源供应、安全性和可靠性方面的限制或限定 ;
— 主要能源使用的成本或类型的可用性 ;
— 天气和气候的影响 ;
— 对温室气体(GHG)排放的影响。
b) 内部因素 :
— 使命、愿景、发展战略 ;
— 资产投资、使用管理 ;
— 劳动力成本、财务等财政资源 ;
— 能源管理的成熟度 ;
— 可持续性发展 ;
— 应对能源供应中断的应急方案 ;
— 产品、生产、节能技术的成熟度 ;
— 运营风险 ;
— 社会责任。
附录 A提供了油气田企业能源管理基本信息。
4.2 理解相关方的需求和期望
4.2. 1 油气田企业应符合 GB/T 23331—2020中 4. 2 的要求。
4.2.2 油气田企业应确定与能源管理体系有关的相关方 ,包括但不限于政府、上级单位、行业协会、供方 (供应商、承包商、外包方)、合作伙伴、股东或债权人和竞争对手等。
4.2.3 油气田企业应及时识别、收集、获取适用于油气田企业的国家、行业、地方法律法规、标准及其他要求 ,包括 : 国家能源产业政策 ,如产业结构调整指导目录、高耗能落后机电设备(产品)淘汰目录等。确保适用的国家、行业、地方法律法规、标准及其他要求处于最新状态 ,并传递或传达到相关层次、部门及相关方 ,使这些要求能够在能源管理活动中加以应用。油气田企业能源管理相关的法律法规及其他要求的文件清单见附录 B。
4.3 确定能源管理体系的范围
4.3. 1 油气田企业应符合 GB/T 23331—2020中 4. 3 的要求。
4.3.2 油气田企业应根据其管理职责和物理区域确定能源管理体系的范围和边界。 主要应考虑 :
a) 识别能源购入、生产储存、加工转换、输送分配、最终使用各环节 ;
b) 明确和划分能源使用、能源消耗各层面的核算单元 ,如采油(气)厂、作业区等 ;
c) 确定主要生产 系统、辅助 生产 系统 和附 属生 产系 统的 各级 能源 使用、能源 消耗 的基 本核 算单元 ;
d) 确保有权限控制其范围和边界内的能源效率、能源使用和能源消耗。不排除其范围和边界内的任何一种能源 ,如天然气、电、蒸汽、煤、作为燃料使用的原油和其他新能源等。
4.4 能源管理体系
油气田企业应符合 GB/T 23331—2020中 4. 4 的要求。
5 领导作用
5. 1 领导作用与承诺
5. 1. 1 油气田企业应符合 GB/T 23331—2020中 5. 1 的要求。
5. 1.2 最高管理者应确保 :
a) 建立健全能源管理制度 ,完善能源管理网络 ;
b) 组建能源管理团队 ,设立能源管理岗位 ,配备具有专业知识和实践经验的人员 ;
c) 建立节能目标责任制及相关的激励和约束机制 ;
d) 应用先进的能源管理模式、工艺技术和设施设备 ;
e) 确保能源绩效实现策划的充分性和有效性。
5.2 能源方针
5.2. 1 油气田企业应符合 GB/T 23331—2020中 5. 2 的要求。
5.2.2 能源方针应适合于企业的现状和发展战略 , 与国家能源政策和绿色发展相一致 ,如体现国家循环经济、清洁生产及节能减排的要求。
5.2.3 能源方针应考虑企业的内外部因素及相关方的需求 ,若企业为集团企业成员 , 能源方针还应体现集团企业的能源管理要求。
5.2.4 能源方针应满足能源效率、能源使用和能源消耗有关的适用法律法规及其他要求 ,如产业政策、节能量的要求等。
5.3 组织的角色、职责和权限
5.3. 1 油气田企业应符合 GB/T 23331—2020中 5. 3 的要求。
5.3.2 油气田企业应确保在最高管理层中至少有一名成员负责能源管理体系工作 , 负责带领能源管理团队履行能源管理职责。能源管理团队至少应包括与能源相关的采购人员、主要用能设备管理人员、采油采气生产人员、工艺开发与控制人员、计量人员和能源统计人员等。
6 策划
6. 1 应对风险和机遇的措施
6. 1. 1 油气田企业应符合 GB/T 23331—2020中 6. 1 的要求。
6. 1.2 油气田企业应建立风险管控机制以应对风险和机遇。通过确定的组织内外部环境因素和相关方要求 ,识别并确定能源管理体系需应对的风险和机遇 , 如国际形势影响、节能减排政策、原油价格波动、下游产业结构调整等 ,并制定相应措施。适用时 ,这些措施可包括 :
a) 根据国际形势、国内政策导向及市场动向 ,确定产业结构或用能结构 ;
b) 使用先进的采油采气生产工艺、技术和设备 , 如对采油采气工艺技术实施项目改造及能源监测 ,策划设备设施大修或更换等 ;
c) 针对主要生产系统、辅助生产系统、附属生产系统中主要用能设备设施、系统、过程、产品和服务经济运行和维护要求制定相关准则 ;
d) 持续改进能源绩效的任何其他措施。
当组织所处的环境或内外部因素发生预期或非预期重大变化时 ,油气田企业应在适宜的时间内采取必要的应对措施 ,包括可能对上述 a) ~ d)措施的变更。
6. 1.3 油气田企业应对风险时 ,可选择规避风险、为寻求机遇承担风险、消除风险源、改变风险的可能性或后果、分担风险或通过信息充分的决策而保留风险 ;应对机遇时 ,可采用新实践、推出新产品、开辟新市场、赢得新顾客、建立合作伙伴关系、利用新技术和其他可行之处 , 以满足组织或其顾客的需求。油气田企业应保持风险管理的知识。
6.2 目标、能源指标及其实现的策划
6.2. 1 油气田企业应符合 GB/T 23331—2020中 6. 2 的要求。
6.2.2 油气田企业应根据所界定的能源管理范围和边界 ,在相关层级建立目标、能源指标。 制定能源目标和能源指标时应考虑 :
a) 能源评审的输出结果(见 6. 3) ;
b) 国家、行业、地方的法律法规、标准和其他要求 ,如国家或地方能源主管部门下达的节能减排目标要求 ;
c) 国内外同行业或企业先进水平 ;
d) 能源绩效参数(见 6. 4)和能源基准(见 6. 5)。
油气田企业能源目标指标可包括但不限于 :
a) 企业层级或采油/气区的油气综合能耗、单位油气生产综合能耗、单位油气生产电耗等 ;
b) 采油/气队、联合站等基本核算单元的单位油气生产综合能耗、单位油气生产电耗等 ;
c) 主要用能设备或系统的用能单耗、效率等 ;
d) 策划改进能源绩效项目计划时 ,项目层面的节能量目标指标。
6.2.3 油气田企业应建立、实施、保持能源管理措施计划以实现能源目标、指标。 能源管理措施计划中应明确 :
a) 相关职能和层次的作用、职责和权限 ;
b) 实现能源目标、指标的途径 ,适宜的措施、方法和时间进度 ;
注 : 措施包括技术措施和管理措施 ,如采油采气设备、加热炉等主要用能设备系统的优化运行 ,操作规范的调整 ,节能新技术的应用等。
c) 改进能源绩效 ,实现能源目标、指标的验证方法。
6.2.4 油气田企业应依据能源绩效改进机会确定优先事项 ,考虑采用调整产品结构 ,调整用能结构 ,使用先进的采油采气生产工艺、技术和设备的可行性。 可行时 ,建立和实施相应能源目标指标的措施计划 ,如采油采气工艺技术及能源监测改造项目、设备设施大修或更换计划等。
6.3 能源评审
6.3. 1 油气田企业应符合 GB/T 23331—2020中 6. 3 的要求。
6.3.2 油气田企业应针对组织的内外部环境问题及组织能源管理现状建立、实施并保持文件化的能源评审准则。能源评审准则包括但不限于以下内容。
a) 依据内部能源管理模式、数据统计周期、上级管理部门相关要求确定能源评审频次、基本评审周期和特定要求。
b) 考虑相关方要求和内外部影响因素 ,如 :现行国家政策或行业标准、节能目标要求 ; 国家或行业对能源供应、安全性和可靠性方面的限制或限定 ;上级单位对节能量的要求 ;能源成本因素 ; 能源管理过程 ;能源计量 ;能源统计等。
c) 评审范围和边界内的能源数据统计范围和类别。
d) 确定主要能源使用的原则。
e) 为确定能源评审输出而确定的其他相关信息。
能源评审可利用能源审计、节能量审核、清洁生产审核等结果。
6.3.3 油气田企业应基于界定的能源管理体系范围和边界 , 收集能源使用和能源消耗 ,有影响的设施、设备、系统、过程相关的能源计量、统计数据 ,此类数据应基于能源购入、生产储存、加工转换、输送分配、最终使用全过程 ,且应能满足各基本核算单元的能量(实物)平衡、主要产品单耗等能耗计算的需要。能源评审示例见附录 C。
6.3.4 油气田企业应基于统计数据 ,识别当前的能源种类 ,并分析过去和现在对能源绩效有影响的设施、设备、系统和用能过程 ,确定组织、系统、装置或(和)设备各层面的主要能源使用。
6.3.5 油气田企 业应 针对 每一 个主 要能 源使 用 , 确定 对能 源绩 效有 显著 影响 的相 关变 量或 静态 因素 ,包括但不限于以下内容。
a) 组织层面的相关变量或静态因素 :能源结构、产品种类、生产规模、生产工艺、天然气组分、燃煤的发热量及灰分含量、原油产量等 ;
b) 系统层面的相关变量或静态因素 :
— 油田储层类型影响系数、泵挂深度影响系数、井眼轨迹影响系数 ;
— 注水阀组损失率、注水管线损失率、注水管网损失率 ;
— 系统设备设施综合利用率、完好率、开井率 ;
— 原油集输系统密闭率 ;
— 供配电系统网线损率 ;
— 管网系统的送、排风系统漏损率等。
c) 设备层面的相关变量或静态因素 :
— 加热炉的排烟温度、过剩空气系数、炉体外表面温度等 ;
— 泵进出口压力、流量、节流损失率等 ;
— 抽油机平衡度 ,螺杆泵(电潜泵)井电动机功率因数、油压、套压、泵挂深度等 ;
— 电动机负载率、电机容量、电能利用率等 ;
— 变压器负载系数、功率因数等。
注 : 影响能源绩效的相关变量和静态因素可能发生转换 ,需要根据变化情况确定。若产量经常发生变化 ,则产量就是相关变量 ;若产量不经常发生变化 ,则是静态因素。
6.3.6 统计或计算每个主要能源使用的能源绩效情况 ,识别对主要能源使用具有影响的人员 , 以识别改进能源绩效的机会 ,确定能源评审的输出。输出包括但不限于以下内容。
a) 当前的能源使用、能源种类及能源消耗水平 ,及当前能源利用状况 ,如 :
1) 主要生产系统、辅助生产系统运行的经济性、匹配性与合理性 ;
2) 设施设备、系统、过程的能源消耗的平衡与控制 ;
3) 余热余压利用的合理性等。
b) 确定的主要能源使用及对其有影响的相关变量或静态因素 ;
c) 按照节约能源种类、节能量确定优先改进能源绩效的项目 ;
d) 评估未来的能源使用和能源消耗 ;
e) 为确定能源绩效参数 ,建立能源基准 ,制定能源目标、指标和能源管理措施计划提供的信息。
注 : 对能源绩效有影响的人员通常包括服务承包商、兼职人员和临时员工。
6.4 能源绩效参数
6.4. 1 油气田企业应符合 GB/T 23331—2020中 6. 4 的要求。
6.4.2 油气田企业应在相关层级建立能源绩效参数(能源绩效参数建立示例见附录 C) ,建立能源绩效参数时应考虑使 用者 的不 同使 用目 的或 需求 , 应规 定并 定期 评审 确定 能源 绩效 参数 的方 法。 依据GB/T 36713,能源绩效参数的设置可能包括以下类型。
a) 可直接测量或简单计算的参数 ,如油气生产综合能耗、锅炉煤(气)耗量、加热炉耗天然气量、大型机组用电量和主要耗能设备用电量等。
注 : 可直接测量的参数适用于可直接测量得到能源消耗量和变化量的系统 ,用于评估节能量是否符合法规要求 ,监控能源存储和消耗 ,分析能源消耗趋势。
b) 测量值的比率 ,如单位油气生产综合能耗、单位油气生产电耗、单位处理量综合能耗、单位气田气处理综合能耗、单位注水量电耗和单位输油周转量电(气/油)耗等。
注 : 测量值的比率适用于只有一个相关变量的系统 ,用于检查是否符合法规和标准要求、对标及分析能效趋势。
c) 统计模型 ,如注水系统效率、机械采油系统效率、加热炉热效率 ,压缩机机组效率、泵机组效率、电动机综合效率和变压器的功率因数等。
注 : 统计模型适用于具有多个相关变量 ,且能源绩效与相关变量的关系能够被量化的复杂系统 ,用于具有多个相关变量的组织层面的能源绩效参数的评估。
6.4.3 组织应确保能对能源绩效参数进行评审 ,如果生产设备、系统或用能单元发生显著变化时 ,应调整能源绩效参数或制定新的能源绩效参数。
6.5 能源基准
6.5. 1 油气田企业应符合 GB/T 23331—2020中 6. 5 的要求。
6.5.2 油气田企业建立能源基准时 ,应包括下述方面 :
a) 设备设施的运行周期 ;
b) 相关变量对能源绩效的显著影响 ;
c) 可获得统计数据的频率 ;
d) 内外部能源绩效监管信息要求。
6.5.3 油气田企业应规定能源基准的计算和(或)测试方法 , 以确保能源基准的适宜性 ,并保持相应的计算和(或)测试记录。
6.5.4 当出现静态因素的显著变化 , 如油(气)井的 生产 年限、采油 工艺、生产 规模 或设 备规 模发 生变化 ,或主要用能设施设备、系统、过程改造或更新、生产场所等发生重大变化时 ,油气田企业应调整能源基准。
6.5.5 为了比较同等条件下基准期和报告期的能源绩效值 ,可根据相关变量的下述情况对能源绩效参数和能源基准进行归一化 :
a) 当主要相关变量单一时 ,可使用线性归一法进行归一 ,如果基本负荷较小时 ,可采用简单比率进行归一 ,归一化方法见 GB/T 36713—2018中附录 F;
b) 当主要相关变量较多 ,或基本负荷较大时 ,可建立模型进行归一。
6.6 能源数据收集的策划
6.6. 1 油气田企业应符合 GB/T 23331—2020中 6. 6 的要求。
6.6.2 油气田企业应根据生产运行和能源管理体系要求 ,在适宜的层面上制定和实施能源数据收集计划 ,收集数据应包括 :
a) 主要能源使用的设施、设备、系统、过程的关键特性所需的数据和相关变量。如 :原油物性、天然气组分和单井产量等关键特性 ,加热炉或锅炉的排烟温度、过剩空气系数 ,注水压力 , 回水压力 ,抽油机冲次等相关变量 ; (见 6. 3. 5)
b) 按消耗能源种类统计组织相关的能源消耗 ,如电力、原油、天然气、原煤、柴油和汽油等 ;
c) 主要能源使用相关的运行准则 ;
d) 适用时的静态因素 ;
e) 能源管理措施计划的实施数据。
6.6.3 油气田企业应制定适宜的数据测量准则和收集方法 ,宜建立在线数据监测管理系统进行数据连续性测量和收集 ,并对测量的数值进行评审以确保数据的质量符合要求 ,并保持相关评审记录。
6.6.4 油气田企业应按 照 GB/T 20901及 GB 17167 的配 备率 和准 确度 等级 要求 选择 和配 备计 量器具 ,并定期对计量器具进行维护和校准 , 以确保监视、测量数据的准确性、真实性。
注 : 监测和测量方式包括 : 目测、实测、检查、巡视、关键参数记录、统计和计算等。
7 支持
7. 1 资源
7. 1. 1 油气田企业应符合 GB/T 23331—2020中 7. 1 的要求。
7. 1.2 企业资源包括人力资源、专业技能、技术、基础设施和财务资源等。
7.2 能力
7.2. 1 油气田企业应符合 GB/T 23331—2020中 7. 2 的要求。
7.2.2 油气田企业应明确能源管理关键岗位人员的相关职责及其能力要求 ,采用培训或其他措施来满足这些要求。能源管理关键岗位人员可包括 :
a) 各级节能管理人员 ,如公司和采油区能源管理员、工艺管理人员、技改项目负责人、生产计划人员、调度人员 ,能源及耗能设备采购人员、设备管理人员(或能效测试人员) ;
b) 设施、设备、系统和(或)用能过程的操作人员 ,如采油工、集输工、注水泵工、钻井工、井下作业操作工 ;
c) 各级能源统计人员及计量器具管理人员 ,能源管理体系内部审核员等。
7.2.3 油气田企业应定期对关键岗位人员进行能源管理、节能技术等方面的培训 ,包括但不限于以下内容 :
a) 节能法律法规、标准和其他要求 ;
b) 能源管理体系标准及体系文件 ;
c) 与设施、设备、系统和(或)用能过程的操作和维护有关的专业技能 ;
d) 能源计量、能源统计知识及节能技术。
7.2.4 油气田企业应评价培训的效果 ,确保培训的有效性。
7.3 意识
油气田企业应符合 GB/T 23331—2020中 7. 3 的要求。
7.4 信息交流
7.4. 1 油气田企业应符合 GB/T 23331—2020中 7. 4 的要求。
7.4.2 对已纳入企业考核机制的能源绩效 ,应对考核的过程及结果予以内部沟通。
7.4.3 当企业与外部交流时应规定外部交流的内容、方式并予以实施。
7.5 成文信息
7.5. 1 总则
油气田企业应符合 GB/T 23331—2020中 7. 5. 1 的要求。
7.5.2 创建和更新
油气田企业应符合 GB/T 23331—2020中 7. 5. 2 的要求。
7.5.3 文件化信息的控制
油气田企业应符合 GB/T 23331—2020中 7. 5. 3 的要求。
8 运行
8. 1 运行策划和控制
8. 1. 1 油气田企业应符合 GB/T 23331—2020中 8. 1 的要求。
8. 1.2 考虑能源评审的结果、相关要求的满足及企业的实际业务情况 ,油气田企业应识别与主要能源使用相关且与策划措施相一致的运行和维护活动 ,并确保按以下方式实施控制。
a) 建立、实施、保持并持续改进与能源绩效相关的运行和维护准则 ,包括但不限于以下内容 :
1) 针对 能源 购入 贮存、加工 转换、输送 分配、最终 使用 过程 的关 键运 行参 数 , 建立 管理 制度 , 明确运行控制要求 , 如 : 燃煤、天然 气、电、蒸汽 等贮 存输 送管 理 , 变配 电的 控制 和管理 ,燃煤/气锅炉的控制和管理等 ; (能源购入见 8. 3)
2) 确定主要用能设施、设备、系统、过程的经济运行参数 ,制定生产工艺及设备(见附录 A)的运行和控制准则 ;
3) 对主要能源使用的运行过程有显著影响的相关变量和静态因素进行监控 ; (见 6. 3. 5)
4) 对主要用能设施、设备、系统实施维修、保养、检定(必要时)、更新 ,确保其达到经济运行状态 ;
注 : 主要用能设施、设备、系统如 :各种锅炉、抽油机、热水泵、输油泵、压缩机机组等。
5) 考虑最佳可行技术和良好操作规范 :
— 采油/气系统、注水/注聚合物/注汽系统、油气集输系统、辅助生产系统运行负荷的经济性、匹配性与合理性 ;
— 主要能源使用的设施、设备、系统、过程维护活动的能源消耗的平衡与控制 ;
— 能源的梯级利用 ,如 :余热、余压的利用等 ;
— 采油/气、注入、集输及供配电等生产系统及锅炉等设备的能效测试结果的利用 ;
6) 按照适用的法规和产业政策的要求 ,逐步淘汰或改造落后的生产工艺和高耗能设备。在新设备和替代设备选用时 ,充分考虑能源利用效率 ;
b) 与员工(见 7. 2. 2)交流运行和维护准则。 当主要能源使用的相关运行和维护活动涉及相关方时 ,应将有关控制程序和要求以适宜的方式传递给相关方 ,传递方式可包括合同、协议、会议纪要、承包商培训和规章制度的传递等。
c) 依据运行和维护准则对与能源绩效相关的运行和维护活动进行控制。
8.2 设计
8.2. 1 油气田企业应符合 GB/T 23331—2020中 8. 2 的要求。
8.2.2 在可能对能源绩效产生显著影响的设施、设备、系统或用能过程进行新建、改造和翻新项目 的设计时 ,应实施以下方面的控制。
a) 设计前期进行节能论证 ,包括 :
1) 固定资产投资项目节能审查 ;
2) 对所需的能源种类、需求量、质量、价格、可获得性、经济性、环境影响、运输供应便捷性、政策和经济支撑条件等因素进行评估 ;
3) 主要生产系统的调整、辅助生产药剂(如破乳剂、降黏剂等)的选择对产品实现过程的能源绩效的影响 ;
4) 能源评审的结果。
b) 设计阶段 ,将能源绩效参数满足国家、行业、地方标准要求作为评价指标 ,并考虑 :
1) 能源绩效改进的机会和运行控制的需要 ;
2) 对能源的使用与合理分配进行评估 ,包括 :
— 工艺改进、系统优化以及余热余压、可燃性气体的回收利用 ;
— 设施、设备、系统、过程的运行方式、能源绩效参数及其匹配性 ;
— 变电、输电、用电系统布局的合理性 ;
— 公用工程(油、气、汽)输送管道布置的合理性。
3) 优先 采用 节能 的新 技术、新方 法 , 包括 新工 艺、新设 备、新材 料、新能 源、自动 化控 制技术等 ;
4) 不应选用国家明令淘汰和限制的工艺、设备和产品。
c) 设计开发的输出将合理用能评估结果纳入相关项目的规范说明、设计和采购活动中 ,并记录活动的结果。
注 : 一般情况下 ,油气田企业的新、改、扩建和翻新项目为委托设计开发。
8.3 采购
8.3. 1 油气田企业应符合 GB/T 23331—2020中 8. 3 的要求。
8.3.2 油气田企业在采购预期对企业能源绩效产生显著影响的用能产品、设备和服务时 ,应对采购过程进行控制。
a) 能源的采购 :
1) 制定能源采购的标准及规范 ,并在发布前评审其适宜性和充分性。适用时 ,可使用能源供应商所建议的规范 ;
2) 确定和评价采购需求 ,包括采购能源的数量、品质等 ;
3) 规定采购能源的计量和(或)验证方法 ;
4) 规定采购能源的输配和贮存要求及其管理要求 ;
5) 规定采购能源的计量偏差 ,输 (配)送损耗 ,贮存损耗的限额及相关控制要求。
注 1: 采购的能源一般包括电、天然气、汽油和柴油等。通常情况下 ,水不列入能源种类。企业 有管 理需 求时 , 可将水作为能源种类进行管理。
b) 产品的采购 :
1) 识别对能源使用和能源绩效有重大影响的产品(如化学助剂等)及质量参数 , 明确相关采购产品的质量控制要求 ;
2) 规定采购产品的检验要求或验证方法。
c) 主要用能设备的采购 :
1) 根据能源评审的结果及设计的输出确定所采购设备的规格、型号和数量 ,包括但不限于 :
— 进行生命周期费用分析 ;
— 优先选择节能型设备 ;
— 采购的设备与用能系统的匹配程度 ;
— 评估所采购设备的能效水平及经济性、安全性、可靠性和平稳性。
2) 评价和选择设备供应商 ,包括供应商的资质、信誉、技术实力、经验及售后服务等。
d) 能源服务的采购 : 明确合约形式和内容要求 , 内容包括但不限于 :
— 项目实施周期 ;
— 目标、质量和(或)节能要求 ;
— 验收要求。
注 2: 能源服务一般包括能源系统和主要用能设备设施(如抽油机、压缩机、电泵、螺杆泵、输油 泵、注水 泵、变压 器、锅炉和加热炉等)的检测、维修维护、合同能源管理、能效测试、能源诊断和能源规划等。
9 绩效评价
9. 1 能源绩效和能源管理体系的监视、测量、分析和评价
9. 1. 1 通则
9. 1. 1. 1 油气田企业应符合 GB/T 23331—2020中 9. 1. 1 的要求。
9. 1. 1.2 油气田企业应按照能源数据收集要求对影响设施、设备、系统、过程能源绩效的关键特性实施监视、测量和分析 ,应包括但不限于 :
a) 能源绩效参数和能源绩效参数值 ;
b) 能源购入贮存、加工转换、输送分配、最终使用过程中对能源绩效参数有显著影响的关键运行参数 ;
c) 主要能源使用的设施、设备、系统和过程的经济运行参数及能效测试 ;
d) 能源消耗趋势分析的有效性 , 即实际能耗与预期值的差异 ;
e) 能源目标、能源指标、能源管理措施计划的实现程度。
9. 1. 1.3 油气田企业应在收集数据分析的基础上对能源绩效和能源管理体系绩效进行评价。
9. 1.2 与法律法规要求和其他要求符合性的评价
9. 1.2. 1 油气田企业应符合 GB/T 23331—2020中 9. 1. 2 的要求。
9. 1.2.2 油气田企业应按照规定的时间间隔对与其能源效率、能源使用、能源消耗和能源管理体系相关的法律法规及其他要求实施合规性的评价。合规性评价可单独实施或与其他评价活动结合进行(如内部审核、能源审计、能源 评审 等) , 当能 源管 理体 系或 相关 的法 律法 规和 其他 要求 发生 变更 时应 及时评价。
9. 1.2.3 油气田企业合规性评价应符合但不限于以下要求。
a) 国家产业政策 ;
b) 适用时 , 国家对重点用能单位节能要求 ;
c) 适用时 , 国家、行业、地方发布的能耗限额标准要求 ;
d) 计量器具的选择、配备满足 GB 17167及 GB/T 20901的要求。
注 : 企业将合规性评价与其他评价活动(如内部审核、管理评审、能源审计和能源评审等)结合进行是必要的。
9.2 内部审核
油气田企业应符合 GB/T 23331—2020中 9. 2 的要求。
9.3 管理评审
油气田企业应符合 GB/T 23331—2020中 9. 3 的要求。
10 改进
10. 1 不合格与纠正措施
10. 1. 1 油气田企业应符合 GB/T 23331—2020中 10. 1 的要求。
10. 1.2 当确认不合格是外部供方的原因所致时 ,油气田企业应要求外部供方采取纠正和纠正措施 ,并评价措施的有效性。
10.2 持续改进
10.2. 1 油气田企业应符合 GB/T 23331—2020中 10. 2 的要求。
10.2.2 适用时 ,油气田企业应结合自身所处环境、经济因素和其他情况考虑能源绩效改进。
注 : 在油气开采行业 ,能源绩效随着资源枯竭而趋于 下降 ,例如 , 随着 开采 阶段 不同 ,综合 含水 率逐 步上 升 ,单位 产品综合电耗等能源绩效参数值趋于上升 ,能源绩效趋于下降。而降低综合含水上升率、减缓单位产品综合电耗上升速率被认为是能源绩效的改进。
附录 A
(资料性)
油气田企业能源管理基本情况
A. 1 能源结构
A. 1. 1 能源结构及主要用能设备A. 1. 1. 1 油气田企业能源结构
A. 1. 1. 1. 1 概述
油气田企业供入的主要能源有电、天然气、煤、蒸汽、水、柴油和汽油等(本附录按 “将水列入能源种类 ”进行描述 ,见 8. 3. 2 注 1)。其中电主要供机泵等用电设备使用 ;天然气、煤主要供油气采出过程的加热炉、锅炉及压缩机使用 ;汽、柴油主要用于运输和钻井 ;水主要用于冷却工艺及注入地下水(大部分为污水)的补充。能源结构包括以下几个方面 :
A. 1. 1. 1. 1. 1 采油生产系统能源结构
采油生产用能(包括原材料投入)主要包括 :
a) 电能 :消耗的电能来自外购电网或油田内部供电公司供给 , 主要用于石油开采设备设施 ,包括机械采油系统的抽油机、电潜泵、螺杆泵及其他井上电机、泵 ,集输及注入系统的输油泵、脱水泵、输水泵、注水泵、注聚泵、加热炉、锅炉 ,其他辅助生产机泵等机电设备消耗使用。
b) 天然气 :消耗的天然气部分来自采油过程中生产的伴生天然气 ,一部分外购 , 主要用于生产系统中加热炉、锅炉等设备的燃料消耗。
c) 补充地层压力的新鲜水 :来自水企业获得和循环污水 , 主要是用于补充地下水(注入地下水大部分为污水)、工艺过程冷却等消耗。
A. 1. 1. 1. 1.2 采气生产系统能源结构
采气生产用能主要包括 :
a) 电能 :消耗的电能来自外购电网、自发电或油田内部企业 ,主要消耗为生产系统 ,辅助生产系统及附属生产系统(厂区内直接为生产服务的单位)等。
b) 天然气 :消耗的 天然 气来 自采 气过 程中 自产 , 用于 压缩 机、加热 炉、热水 锅炉 等设 备的 燃料消耗。
A. 1. 1. 1. 1.3 辅助生产系统能源结构
油气田企业所用电力主要用于驱动生产过程中的各种用能设备 , 如用于电机、泵和风机等以及采油、采气站间装置照明等用能设备 ,少部分用于检修、办公和生活用电。采油、采气站间电力系统一般有6 kV 的变电站 ,分别来自所属热电厂及当地电力工业局。
按照水质和用途 ,用水系统分为新鲜水系统和循环水系统。其中 :新鲜水系统主要向各个装置提供工业用水和生活用水 ;循环水系统主要用于向各装置提供工艺循环冷却水 , 以及将石油脱水后产生的污水注入地下。
A. 1. 1.2 主要用能设备
油气田企业主要用能设备包括 :
a) 机械采油系统 :抽油机、电潜泵、螺杆泵等 ;
b) 天然气处理系统 :压缩机、加热炉、泵机组、锅炉、空冷器、风机等 ;
c) 集输系统 :输油泵、掺水泵、加热炉等 ;
d) 注入系统 :注水泵、注聚泵、注汽锅炉、回灌泵等 ;
e) 通用设备 : 电机、变压器等。
A.2 油气田企业生产工艺流程及能源消耗
A.2. 1 采油生产典型工艺流程及能源消耗
A.2. 1. 1 机械采油系统典型工艺流程及能源消耗
采油井将油层气液混合油举升地面 ,单井气液混合油输送至计量间进行计量 , 由计量间汇管输送至转油(气)站经加热炉加热进行油气分离 ,分离的天然气大部分经外输气表计量后输送至联合站 ,小部分经自耗气表计量后用于本站加热炉消耗 ;分离的含油污水经掺水和热洗泵加压后 ,经加热炉加热后由计量间输送到采油井 ,此过程主要消耗电能、天然气 ;分离的含水油经外输泵加压流量计计量输送至联合站 ,此过程主要消耗电能 ,工艺流程见图 A. 1。
图 A. 1 机械采油系统典型工艺流程
A.2. 1.2 集输系统典型工艺流程及能源消耗
转油(气)站来液经 汇管 进入 游离 水脱 除器 , 再经 过加 热炉 加温 , 加温 后混 合液 进入 电脱 水器 脱水 , 电脱水器出来后石油经过外输炉加温 ,缓冲罐沉降后再由输油泵外输至下一级接收站 ,此过程主要耗电能、天然气 ,工艺流程见图 A. 2。
图 A.2 集输系统典型工艺流程
A.2. 1.3 注入系统典型工艺流程及能源消耗
A.2. 1.3. 1 注水系统典型工艺流程及能源消耗
集输系统脱后污水经过沉降进入升压缓冲罐 ,再经过增压泵进入滤罐 ,滤罐出来后的污水进入外输水罐再由外输泵外输至注水站注水罐 ,新鲜水或过滤后的污水进入注水站储水罐进行沉降 ,沉降后进入高压注水泵 ,注水泵加压后进入配水间 ,配水间将来水分配到各注水井 ,注入地下。此过程主要耗电能、水 ,工艺流程见图 A. 3。
图 A.3 注水系统典型工艺流程
A.2. 1.3.2 注汽系统典型工艺流程及能源消耗
注汽站内储水罐的清水由清水泵加压进入软水器 , 与软水器中的树脂进行离子交换 , 除去水的硬度 ,进入除气器 ,完成水处理 ,通过泵增压 ,进行注汽锅炉对流段和辐射段加热 ,产生高温高压的饱和水蒸气 ,分配到各注汽井 ,注入地下。此过程主要能源消耗为电和天然气 ,工艺流程见图 A. 4。
图 A.4 注汽系统典型工艺流程
A.2. 1.3.3 注聚系统典型工艺流程及能源消耗
清水从储水罐由清水泵打入混配器 ,与由聚合物罐经过鼓风机射流器送入的聚合物在混配器中混合 ,进入混合罐 ,经搅拌 ,再将溶液由转液泵打入多个熟化罐中。经过一定时间的熟化后 ,通过外输泵输往各个注聚站 , 在注 入站 加清 水稀 释以 后注 入到 注聚 井中。 此过 程主 要能 源消 耗为 电 , 工艺 流程见图 A. 5。
图 A.5 注聚系统典型工艺流程
A.2.2 采气过程典型工艺流程及能源消耗
采出的天然气经井口分离器过滤分离后进入集气站内的分离器 ,经过分离后进入电加热器加温 ,加温后的气体经过缓冲罐和流量计计量后输至外输下一级接收站。此过程主要消耗电能、天然气 ,采气过程典型工艺流程见图 A. 6,天然气处理过程典型工艺流程见图 A. 7。
图 A.6 采气过程典型工艺流程
图 A.7 天然气处理过程典型工艺流程
A.3 油气田企业的节能方向及产业政策导向
A.3. 1 鼓励、限制、淘汰及落后的油气田企业产品生产工艺和设备设施
鼓励、限制、淘汰及落后的油气田企业产品生产工艺和设备设施见中华人民共和国国家发展和改革委员会关于《产业结构调整指导目录》、中华人民共和国工业和信息化部《高耗能落后机电设备(产品)淘汰目录》。
A.3.2 产业政策导向
油气田企业宜统筹推 进油 气供 应安 全和 绿色 发展 , 在稳 油增 气、提升 油气 资源 供给 能力 的基 础上 ,加快行业绿色低碳转型势在必行。加强油气勘探开发与新能源融合发展 ,大力推进新能源和低碳负碳产业发展 ,加大清洁能源开发利用和生产用能替代 ,增加油气商品供应 ,持续提升油气净贡献率和综合能源供应保障能力。
当老油区已逐步进入开发后期时 ,面临油气资源接替不足、稳产难度大、生产成本高等难题。需要依托油区及周边资源 , 以油气产业为基础加强新能源新材料新业务开发利用 ,推动传统油气生产向综合能源开发利用和新材料制造基地转型发展 ,形成油气上游领域与新能源新产业融合、多能互补的发展新格局 ,持续推动能源生产供应结构转型升级。
A.3.3 采用新型节能技术
A.3.3. 1 节能抽油机
A.3.3. 1. 1 下偏杠铃抽油机 :在常规游梁抽油机的游梁尾端 ,利用变矩原理增加简单的下偏杠铃形成的一种节能抽油机。
A.3.3. 1.2 复式永磁抽油机 :采用了复式永磁电机作为动力 ,在整体结构上取消了普通游梁抽油机的所有机械传动部分 ,采用电机直接驱动的方式 ,并在智能变频控制器的控制下实现抽油杆的上下往复运动 ,是一种结构简单、能耗较低的新型油田抽油设备。
A.3.3. 1.3 直线电机抽油机 : 电机带动滚筒转动 ,滚筒通过摩擦力带动皮带运动 ,从而带动光杆做往复运动。其特征是电机直接带动滚筒转动 ,通过摩擦力驱动皮带往复运动 ,皮带通过悬绳器带动光杆上下运动 ,实现抽油。
A.3.3. 1.4 提捞式抽油机 :针对游梁式抽油机井存在能耗大、故障点多、安全隐患大 ,且发生泵况问题后检泵费用高等生产问题 , 以及杆管偏磨、清防蜡等方面也存在不易解决的问题。柔性连续抽油杆无泵分层采油技术能够一次提捞上千米深度的液体 ,并且能实现根据油井的供液情况间歇采油 ,能够解决低产井能耗高及管理难度大的问题。
A.3.3.2 螺杆泵节能技术
A.3.3.2. 1 螺杆泵直驱驱动装置 : 电机直驱装置主要由空心轴电机、轴承箱、机械密封、卡特密封机构以及支架等部分组成。其中电机采用直流永磁电机 ,实现对负载的大力矩变速驱动 ;轴承箱位于电机下端盖上 ,承载螺杆泵井杆柱和液柱质量 ;机械密封装置在空心轴上部 ,密封光杆和空心轴空间 ; 电机下端的卡瓦封井器在正常生产时打开 ,在作业及维护设备时用于卸载荷和密封井口。
A.3.3.2.2 螺杆泵变频器 :螺杆泵变频器由变频控制系统和工频控制系统组成 ,采用端子运行与键盘调节 ,使安全性得以保障。 当电机处于轻载状态(如油井液面降低)时 ,通过变频控制系统 ,采集泵、电机的信号调节电机频率 ,使电机和泵杆转速减少 , 降低功率 ,达到节能效果 ; 当电机处于超载状态时 ,提升电机运行频率 ,在保证正常采油时 ,充分利用原有的装置 ,提高转速 ,使设备的利用率得到充分的发挥 ; 负载正常时 ,也可切换到工频系统运行 ,使系统得以更好的应用 ,有力保证油井的正常运行 ,使设备的使用达到最佳的效果。
A.3.3.3 电泵节能技术
A.3.3. 3. 1 电泵井变频技术 : 电泵井变频技术是电泵井有效的节能技术之一。通过应用变频器 , 能够自动控制排量及液面 ,使泵在最佳工况点工作。 由于电泵井供电频率下降时电泵井的理论排量下降 ,使得电机功率下降 ,从而达到节能降耗的目的。
A.3.3.3.2 电泵井节能控制柜 : 电泵井节能控制柜也称为智能有载调压节电控制系统 , 由有载调压变压器和智能节电控制器组成。其工作原理是通过采集主回路的电流和电压 ,计算实时的有功功率、无功功率和功率因数 ,综合考虑有功功率和电流之后 ,判断出当前电压的最优值 , 向有载调压变压器发出调节命令 ,经过切换 ,可输出最优值电压。
A.3.3.4 注水泵节能技术
A.3.3. 4. 1 注水泵涂膜 : 注水泵主要用于输送处理后的含油污水。在运行中 , 由于腐蚀或气蚀的作用使泵叶轮及导翼等部件表面越来越粗糙 ,这样就造成了效率的损失。 聚合物涂层即不沾水的、光滑的表面 ,能够减少抽出来的液体的分界层和液体内部的涡流 ,增加注水泵的效率 ,提高防化学腐蚀的能力。
A.3.3.4.2 高压注水泵变频 :油田注水泵的流量调节通常采用改变泵出口阀门开度的方式 ,实质是改变管路特性曲线的位置来改变泵的工作点 ,这种方式存在较严重的节流 ,人为增加了注水损耗。高压注水泵变频调速不改变管网特性曲线 ,而是通过调整泵的转速改变流量 ,消除了泵排除阀节流所引起的压头损失 ,注水泵始终处于高效区运行 ,从而减少了电动机输入功率。
A.3.3.4.3 注水井降压增注 :水力自动调压泵以注水管网中的来水做动力 ,驱动该泵的工作机构工作。一部分来水经提压后 , 由高压腔排出后注入到高压注水井中 ;另一部分来水压力下降后 , 由低压腔排出后注入到低压注水井中。该设备高效节能 ,能够无级调节排量和自动关开机 ,具有工作频率低、寿命长、维修简便之特点 ,能够在不更换现有低压管网的情况下直接安装在注水井口进行工作。水力自动调压泵作为单井增压设备 ,适用于对存在少数异常高压注水井的区块进行单井增压 ;更适合安装于配水间或注水站作为 2 级泵站 ,针对注入压差较大的注水井实施分压注水。
A.3.3.5 加热炉节能技术
A.3.3.5. 1 真空加热炉 : 真空加热炉属于微负压容器 ,通过加热中间介质水产生水蒸气 ,水蒸气再加热受热盘管 ,水蒸气被受热盘管吸收热量后冷凝为水 ,如此反复循环达到加热目的。 因此这种加热炉也被称为蒸汽换热加热炉。真空加热炉能够实现集油加热、掺水、采暖加热多功能于一体。
A.3.3.5.2 加热炉引射式辐射管 : 针对油田加热炉的运行状况及其结构特点 ,设计了燃气燃烧器用引射式辐射管 ,解决了燃烧放热比较集中、火焰中心温度过高等问题 , 同时对应用不同管径和长度的辐射
管时的热工特性进行试验研究 ,设计应用的辐射管采用直管式 , 由不锈钢板卷制焊接而成。
A.3.3.5.3 高效燃烧器 : 高效燃烧器通过改变燃烧器的结构、进气方式等来提高燃烧器的燃烧效率 ,达到节能的目的。根据适用的加热炉炉膛压力分为自然通风型燃烧器及强制鼓风型燃烧器 ,均由天然气燃烧器和先进控制系统所组成。
A.3.3.6 新能源技术
油井风能供电系统 : 油井应用风力供电系统主要由风力发电机、蓄电池组、逆变控制器组成。其工作原理为 :通过永磁风力发电机发出三相交流电 ,经整流器整流后由控制器给蓄电池组充电 ,经由免维护蓄电池存储 ;蓄电池组发出直流电 ,最终由风电市电互补性逆变控制器自动切换控制输出 ,实现对油井单井的持续可靠供电。
A.3.3.7 加强资源利用
余热回收利用技术 : 采用燃气机组发电时 ,燃料的能量被分为四部分 ,其中约 35%被发电机组转化为电能 ,约 30%随废气排出 ,约 25%被发动机冷却水带走 ,约 10%通过机身散发等其他方式损失。
为了提高能量利用率 ,与燃气发电机组配套应用余热回收装置 ,外排烟气和燃气机冷却水通过特制的针形管余热回收装置来加热导热介质 ,使导热介质达到规定温度 ,通过导热介质输送系统 ,将导热介质输送到热交换器 ,与石油、掺水或者采暖水间进行热交换 ,提高石油、掺水或者采暖水温度 ,从而取代或部分取代原来的加热炉 ,提高整体效益。
注 : 新型节能技术包括但不限于以上内容。
附录 B
油气田企业能源管理相关的法律、部门规章、标准和其他文件目录
表 B. 1分别列出了油气田行业能源管理常用法律、部门规章和其他文件目录 ,表 B. 2 给出了常用能源管理标准目录。
表 B. 1 油气田行业能源管理常用法律、部门规章和其他文件目录
表 B.2 油气田行业能源管理常用标准目录
表 B.2 油气田行业能源管理常用标准目录 (续)
附录 C
油气田企业能源管理体系要求应用示例
C. 1 概述
本示例以典型的机械采油系统(包括抽油机井、电泵井、螺杆泵井)、注水驱油为主要生产工艺的油气田生产企业的能源管理为例 ,从能源评审、能源策划的输出、能源绩效计算方面给出油气田企业应用能源管理体系的示例。
C.2 能源评审
C.2. 1 能源管理架构
企业建立了文件化的能 源管 理体 系 , 能源 管理 组织 机构 健全 , 实行 节能 管理 委员 会(工作 领导 小组)、节能办公室和基层单位三级网络管理。节能办公室配备专职节能管理人员 ,各基层单位也相应设置专兼职节能管理岗位 ,并明确了相应的职责。企业设立了辅助机构技术监督(监测)中心 ,负责能源监测工作。
企业领导对能源管理工作高度重视 ,主要生产岗位员工节能意识比较强。企业采用先进的节能技术、合理的工艺布局进行石油、天然气生产。建立了较为完善的能耗计量和考核机制 ,制定了《节能责任制》《能源管理制度》《用能统计分析管理制度》《测量设备管理制度》《能源采购管理制度》《能源财务管理制度》《能源生产管理制度》《能源消耗定额及其考核和奖惩制度》等能源管理制度 ,每月对企业的耗能情况进行统计分析。与此同时 ,为了提高相关人员节能降耗的积极性 ,企业制定了奖惩措施 ,对节能降耗有突出贡献的人员进行奖励 ,对浪费能源的行为进行处罚。通过持续改进使企业的能源管理水平逐步提高。
C.2.2 生产工艺
油气田企业从地下采出含油、气、水的混合物 ,经分离、沉降、脱水等工艺 ,形成最终产品石油、天然气。 主要工艺流程见图 C. 1。
图 C. 1 油气田企业的工艺流程
C.2.3 能源输入、输送分配及使用管理
企业主要涉及的能源消耗和耗能工质有电力、天然气、水等。购入的能源种类包括电力、水。 电力
全部从社会电网购得。企业建立了电计量网络图、水流向图。
企业的能源分配传输管线布局较为合理 ,供水管线、天然气管线的日常维护由各维修队维护 ,供电线路由电力队进行维护。各队维修人员负责对企业全部管网进行维护 ,定期巡检 ,形成书面的管线维护、巡检制度。
企业各井、站、间充分实现了水、天然气、电的合理性利用 ,生产及冷却用水循环使用 ,配备了能源计量器具 ,计量各站、间的能源消耗总量。
C.2.4 能源计量管理
企业依据 GB/T 20901《石油石化行业能源计量器具配备和管理要求》、GB 17167《用能单位能源计量器具配备和管理通则》对能源计量实施分类分级管理。
电力计量 :企业总进线电压为 35 kV,进入变电站 ,经总变压器降压为 6 kV,设有 3 级计量 ,共安装电能表 108块。联合站、转油(气)站、注水站等经过二次变压为 380V后供给各用电设备。企业的高压总进线侧设有计量一级计量仪表计量用电总量 ,在变电站前端设有二级计量 ,各站、间配电室设有三级计量 ,用于计量各线路主要用能设备(单元)的用电量。
天然气计量 :天然气为自产 ,在各转油(气)站、联合站安装有流量计用于天然气的计量 , 由各站供给用气设备(锅炉、加热炉等)。
自来水从自来水企业购得 ,在进厂主管道和主要用水工段安装水表 ,计量自来水用量。
企业采用分级计量管理 ,企业主管部门设有计量管理人员 ,各作业区设有计量管理人员(不包括检定、维护人员) ,各采油队、联合站分别设有计量管理人员 ,分别负责各作业区、各采油队和联合站、各基本站库、设备机组(如转油站、配制站、注入站、污水站、脱水站、原稳站、油气储运的站库、站场燃气发电机组、天然气采输的采气站、配气站、集输气站、天然气增压站、气田水回注站和脱水站、加热炉、锅炉组、脱水、输油、污水、注水、增压等泵组等)的三级计量管理。
企业建立有专门的计量检定站 ,负责对各级计量器具的检定、维修等。企业对计量器具的采购、验收、保管、使用、检定、维修、报废处理等方面的工作有相应的管理制度 ,并按照文件严格执行。
企业严格按照 GB/T 20901、GB 17167 的要 求配 置能 源计 量器 具 , 总计 配备 各类 能源 计量 器具1 540块 ,各类能源配备率见表 C. 1,各级计量器具精度配置见表 C. 2。
表 C. 1 能源计量器具汇总表
表 C.2 能源计量器具的计量性能要求
C.2.5 能源数据分析
基于企业的能源计量和统计数据(略) ,分析企业能源使用和能源消耗情况。能源种类包括天然气、电、汽油、柴油、水 (新水、回注水)。2019年及 2020年能源消耗统计见表 C. 3。其中电力的消耗占总能耗的 66% ,是采油厂的主要耗能品种。
2020年用能柱状图见图 C. 2,2019年/2020年综合能耗对比见图 C. 3。
表 C.3 2019年及 2020年企业能源消耗统计表
图 C.2 2020年用能结构柱状图
图 C.3 综合能耗对比图
电力和天然气为 油气 田企 业的 主要 耗能 种类。 消耗 方式 分别 为工 业生 产消 费和 非工 业生 产消费 ,其中工业生产消费为石油、天然气的开采过程、厂区照明耗能 ,非工业生产消费为办公楼、食堂、车辆等耗能。
企业进行了用电平衡分析、用气平衡分析、用水平衡分析。天然气由企业自供应 ,用于石油、天然气生产过程中。 电力完全由网上购电获得 ,主要消耗为生产系统、辅助生产系统及附属生产系统(厂区内直接为生产服务的单位)用电 等。 电网 购入 电量 由企 业和 电业 企业 共同 统计 , 支出 的数 据由 35 kV、 6 kV变电所高压总计量处获得。水主要是从自来水企业获得 , 主要供给生产用水和生活用水使用 ,各界区均设有水表。分析结果进出能耗实现平衡。
C.2.6 主要能源使用
企业依据 GB/T 31453确定机械采油系统、注水系统、油气集输系统、供配电系统等重点用能设备为企业的主要能源使用。重点用能设备按耗能种类分为耗天然气设备、耗电设备等 , 主要包括抽油机、掺水泵、输油泵、注水泵、热洗泵、润滑油泵、加热炉、锅炉等。重点用能设备及能源消耗统计见表 C. 4。
表 C.4 重点用能设备及能源消耗
C.2.7 主要能源使用影响因素的识别
针对每个主要能源使用 ,识别对其影响的各项因素 ,并基于统计数据分析 ,确定对该主要能源使用能源绩效有显著影响的相关变量和静态因素。
以主要用能设备加热炉的 能耗 影响 因素 分析 为例 ,从人、机、料、法、环五 方面 的影 响因 素进 行分析 ,识别对加热炉耗能的主要影响因素 ,确定对能源影响显著的相关变量(或静态因素)和影响因素 ,分析能采取的控制措施。加热炉能耗影响分析见表 C. 5。
表 C.5 加热炉能耗的影响因素分析清单
表 C.5 加热炉能耗的影响因素分析清单 (续)
C.2. 8 识别改进的机会
企业结合能源审计对主要能源使用(重点用能设备)的能源消耗进行了评审 , 寻找能源绩效的改进机会。仅以加热炉为例 ,通过对加热炉能耗统计分析 ,确定改进绩效机会并排序(见表 C. 6)。
表 C.6 加热炉节能改进机会清单
C.3 能源策划的输出
C.3. 1 能源绩效参数、能源基准、目标、指标
企业分层级确定了石油、天然气的能源绩效参数 ,并以上一年度的实际值作为能源基准 , 同时参考行业标杆值 ,建立了企业各层级的能源目标和指标。
组织层面的能源绩效参数及相关数值示例见表 C. 7。
表 C.7 组织能源绩效参数及相关数值示例
生产系统及设备的能源绩效参数、基准和目标值、相关变量(静态因素)示例见表 C. 8 和表 C. 9。
表 C. 8 生产系统能源绩效参数、基准和目标值、相关变量(静态因素)示例
表 C.9 设备能源绩效参数、基准和目标值、相关变量(静态因素)示例
该企业采用重点用能设备定额管理模式实施设备能耗管理 ,根据实际能耗和同行业的先进能耗指标 ,确定每个重点用能设备的定额标准值和标杆值 ,依据定额标准对重点用能设备进行能耗控制 ,开展对标管理工作 ,定期分析实际消耗情况 ,必要时调整定额标准值和标杆值 ,示例见表 C. 4。
C.3.2 能源管理措施计划
企业针对加热炉余热的利用制定了能源管理措施计划 ,见表 C. 10。
表 C. 10 能源管理措施计划
加热炉在燃烧加热的过 程中 会产 生 250 ℃ ~ 300 ℃左右 的高 温烟 气 , 使得 许多 热能 未能 及时 吸收 ,就排入了大气中。烟气余热回收节能装置是针对加热炉排放高温烟气的现象 ,放置在加热炉火管的后部 ,在保证烟气不低于露点的情况下 ,尽可能地将烟气中的温度截留 ,置换给受热部位。 因为留有足够的空隙 ,所以既不影响加热炉的正常使用 ,又提高热能的强化使用。
企业供暖原采用天然气作为燃料 ,在 2013年冬季供暖的 5 个月期间 ,通过计量监测得到企业 3 个站内取暖天然气使用量为 22×104 m3。2014年企业新增烟气余热回收节能装置 ,通过实施余热回收方案 ,企业 3个站内取暖改为全部利用烟气余热 ,不再使用天然气 , 因此节气量为 22× 104 m3 ,达到预计方案效果。
C.4 能源绩效计算
企业 2019年和 2020年油气产值有显著变化 ,能源绩效的提升计算选取组织层级的典型能源绩效参数 “单位 产值 综合 能耗 ”来比 较两 年能 源绩 效的 变化 , 也可 依据 GB/T 35578, 按照 公式 ΔEz =
(ebz -k×ejz) ×Gbz计算两年油气生产产值节能量。计算方法如下 :
企业 2019年单位产值综合能耗 0. 734tce/万元;2020年单位产值综合能耗 0. 784tce/万元 ,2020年实现工业总产值(2010年不变价)490 260万元。
2020年相比 2019年的节能量按公式(C. 1)计算
ΔEz = (ebz - k ×ejz) ·Gbz … … … … … … … … … … ( C. 1 )式中 :
ΔEz — 油田生产产值节能量 ,单位为吨标准煤(tce) ;
ebz — 统计报告期单位工业产值综合能耗 ,单位为吨标煤每万元(tce/万元) ;
k — 油田开发影响修正系数 ,若超过 1. 36,则按 1. 36计算 ,否则按公式(C. 2)计算 ;
ejz — 基期单位工业产值综合能耗 ,单位为吨标准煤每万元(tce/万元) ;
Gbz — 统计报告期工业总产值(可比价) ,单位为万元。
k … … … … … … … … … … ( C. 2 )
式中 :
σ— 基期油田综合含水率 , % ;
δ— 统计报告期油田自然递减率 , %。
企业 2019年 σ 为 92. 78% ,企业 2020年 δ 为 14. 39%。 k= [1-(1-0. 9278) ×0. 143 9]/(1-0. 143 9)= 1. 156
进行归一后 ,与 2020年数据进行比较 ,计算单位产值综合能耗变化。
2019年数据归一计算 :
9022.值.7.9比t:元
Δe=e2020 -e2019 =0. 784-0. 849= -0. 06 tce/万元
参考 文献
[1] GB/T 2589 综合能耗计算通则
[2] GB/T 31453 油田生产系统节能监测规范
[3] GB/T 35578 油田企业节能量计算方法
[4] GB/T 8423. 1 石油天然气工业术语第 1 部分 :勘探开发
[5] GB/T 8423. 6 石油天然气工业术语第 6部分 :安全环保节能
