江苏油田坚持以资源接替为第一战略，着力发展油气主业。原油产量继1995年突破100万吨大关后，连续十多年保持稳定增长，目前江苏油田年产原油能力达170万吨以上，主要经济技术指标在中石化东部油田保持领先，管理水平稳步提升,为经济发达的长三角地区能源供应和国家石油工业发展做出了积极贡献。

    江苏油田既是能源生产企业，也是能源消耗大户。油田经营收入连续多年超百亿元，勘探局连续6年实现盈利，分公司吨油利润连续多年在中国石化股份公司上游板块名列前茅。油田各项能耗指标在中石化集团公司油田板块中位于领先地位。油田着力建设“平安油田、绿色油田、节约型油田”,油田荣获“十一五”国家石油和化学工业以及江苏省节能先进企业称号；连续五年荣获集团公司和扬州市节能先进单位。

    一、节约能源资源消耗 建设绿色低碳油田

    能源管理体系不断完善。按照《能源管理体系要求》（GB/T23331），油田建立了能源管理体系。对照标准开展了初始能源评审，识别和评价能源利用现状，识别提高能效的机会；确定了能源基准，建立了能源绩效参数和能源目标指标框架,完成了能源管理手册和程序管理文件的编写,各单位按体系要求编制了适合生产实际的各层级作业指导书。通过能源管理体系的内部运作，丰富了江苏油田精细化管理内涵,使江苏油田的能源管理更加标准化、规范化、程序化。

    节能指标层层落实。油田节能管理委员会统筹组织领导油田节能工作，并建立了油田的三级节能管理网络，技术监督中心节能办公室负责油田节能管理工作。油田建立了两级节能监测网络，节能监测站通过了国家级实验室的认证认可和江苏省计量认证合格证书。

    油田设置了三级节能指标体系，层层签订节能目标责任书，按照节能考核要求，将指标分解落实到队（站）、班组和岗位，实行严格的目标责任制和节能指标考核一票否决制。

    突出能耗重点单元的参数优化。一是重点系统（设备）的参数优化。通过实施能耗系统（设备）常态化管理，重点区块优先化管理，季节性用能差别化管理的办法，采取“一井一策”提升机采系统能效。“一站一策”提升输油、注水和供热系统能效。二是重点区块的参数优化。通过监测分析，专家“把脉”，制定参数优化方法。形成了采油系统的“节能降耗节点控制图法”、“集输系统降1度输送法”，钻井系统的“钻井作业动力匹配节能操作方法”等一系列先进实用节能降耗方法。采油系统绘制区块能耗系统和设备节点控制图，分级制定每个节点能耗指标和运行参数，在运行中不断优化。三是重点用能环节的参数优化。针对重点环节，依靠节能监测数据，优化运行参数，提出最佳用能方案，形成了依据环境温度调节供热参数的“环境温度5℃调节法”、“高产井常温输送法”、“低产井夜间间抽工作法”。依据炉膛微负压调节锅炉参数的“锅炉炉膛微负压参数调节法”等实用方法。通过这些举措，实现季节性用能水平行业领先。

    突出节能监测的“眼睛作用”“服务职能”。通过监督和评价，及时发现用能不合理现象，提出有针对性的建议措施，及时优化用能方案，深挖节能降耗潜力。在监督测试过程中，针对部分耗能系统（设备）运行效率不达标，节能指标不合格的问题，节能监测人员始终坚持“三不收工”的原则。即指标不合格的原因查找不到不收工；参数优化的方案不落实不收工；当班的岗位工人不会操作不收工。由于节能措施及时有效，能耗系统的运行参数得到优化，实现了耗能系统效率的不断上升。

    达标竞赛指标创新高。油田通过“比学赶帮超”、“流动红旗评比”以及“基层队站达标竞赛”等活动的开展，促进节能工作的争先创优，2013年评选出了试采一厂采油二队、试采二厂黄四联合站等15个节能标杆基层队站，并进行了表彰奖励。钻井处40633JS钻井队根据钻机的负荷状况科学合理地匹配动力，2013年米进尺耗柴油同比下降27.31%。井下作业处试油大队试油三队强化油料管理，优化作业工序，细化工作量考核，每标准井次作业能耗同比下降11.88%，达标竞赛的指标创新高。

    二、提高能源利用效率，调整能源消费结构

    近年来，油田面对小断块油藏进入“三高”后期而带来的储量品位低、产量递减快、综合含水高、低渗透油藏开发难度大和能源消耗与日俱增等不利因素，认真贯彻落实国家、中石化集团公司和地方政府的各项决策部署，按照“加快有效发展，构建和谐油田”与“绿色低碳”发展战略的总体部署要求，以严把固定资产投资建设项目节能分析篇（章）编制审核关和研发能耗结构调整项目为根本点，以推广应用技术成熟、实施可能和效益显著的节能“四新”技术为着手点，以建设资源节约型与环境友好型企业为重点，切实落实《油田重点耗能设备（系统）节能设计与运行控制指标》（Q/SHJS 0627—2008）和《固定资产投资项目节能评价技术规范》（Q/SHJS 0801—2012）企业标准，通过采取调研、分析、论证等一系列措施，主要在调整能源消费结构、优化传统生产工艺和提高能源利用效率等方面，挖掘节约潜力，优化改造方案，为有效遏制能耗增长幅度，促进企业综合效益可持续发展提供有力的技术保障。

    太阳能与电加热换热技术应用。为了切实优化调整能源结构，合理利用太阳能与电加热换热替代传统集输工艺中锅炉或加热炉供热方式，降低能源消耗，提高企业综合效益，自太阳能与电加热换热技术首次在新区李堡产能建设中应用，并取得显著的经济效益后，现已成为油田落实绿色低碳发展战略的一个亮点。该技术择优全铜热管式真空管作为集热板的主要组成部件，并将太阳能集热板置于房顶，便于能量采集和减少占地面积。经组织评价测试，在41m5/h采暖回水进出太阳能换热装置后，温差达到7℃的运行工况下，单位时间吸收热量120×104 kJ/h。截止2012年底，油田总投资1195万元，已分别在天83等5座集油站和阳6等8个偏远井组，共推广应用太阳能与电加热换热装置18套，太阳能集热面积达2530平方米，实现年节约能源折合标准煤1150吨。 

 

    集输系统优化改造工程。随着水乡小断块油田开发时间的延长，在油田开发生产建设中，传统集输 “三管”工艺流程存在着投资大、能耗高等不足。为了合理优化油田集输系统生产工艺，2010～2011年，在油田组织实施的高集油区集输系统优化改造工程中，通过应用井口电加热、中频解堵等技术，并按照相邻井集中电加热等优化改造思路，分别对位于湖区原采用“三管”伴热的57口油井和高6-1、高6-86两座计量平台实施技术改造。

    经工程实施前后节能评价测试，在每小时用电负荷增加232千瓦的同时，锅炉燃油消耗减少了90千克，扣除用电量的增加，在测试工况下，实现节约能源折合标准煤100千克标煤/小时，节能率达到40%。

该工程于2011年6月投入运行，经对改造前后三年燃油消耗统计分析，实现年节约自用原油521吨，折合标准煤745吨。目前，油田已分别在黄珏、陈堡等新老油区积极组织实施集输系统优化技术改造工程，为优化生产工艺，降本增效发挥了一定作用。

 

    井口套管气回收装置的应用。井口套管气是油井生产过程中伴生零散天然气资源。由于其积聚在油套环形空间，为确保系统经济运行，一般采用井口放空的方法降低套管内的压力。该方法既存在一定的安全隐患，也影响到油田节能环保工作的有效开展。

    2012年4月，由油田技术监督处组织，试采二厂与上海大学就井口套管气回收方法，在韦庄油区开展了技术研发工作。经数月现场试用统计结果表明，单台套管气回收装置平均每天回收套管气50Nm3,形成年回收井口套管气1万Nm3，折合自用原油7.97吨的能力，具有一定的综合应用效益。

 

    为了拓展其应用范围，油田已投资447万元，分别在采油一、二厂推广应用固定（移动）式套管气回收装置89套，形成年回收套管气100万Nm3，折合自用原油796吨的能力，当年即可偿还投资。该项目的推广应用，是企业践行绿色低碳经济发展的一项举措，将对促进企业经济效益可持续发展发挥一定作用。

    钻井网电技术应用。在油田钻井生产领域，成品油消耗约在油田能源消耗总量的20%，能源有效利用率偏低，生产成本高是油田亟待解决的问题。为切实优化能源消费结构，提高能源利用效率，油田将钻井网电技术列为年度油田科技攻关项目，并组建了由装备处、工程院、水电讯处、钻井处、安徽分公司和油田电器厂等6家部门和单位相关技术人员参加的项目组。经组织开展内研外调、方案论证、元器件优选、带电作业培训和安全测试等一系列工作，最终编制完成了符合油田供配电网运行负荷实际情况的钻机网电拖动模块化技术实施方案，即将整台钻机网电拖动分为：辅发网电拖动装置、绞车/转盘网电拖动装置和机泵组网电拖动装置等三个不同功率的独立模块。

    自第一套辅发网电拖动装置投产迄今，油田已投资2582万元，共生产制造出辅发模块13套、单机泵组模块4套、主发模块3套和全网电模块 1 套，并组织对所属两家二级单位在用的两种不同型号的辅助柴油发电机进行了节能评价测试，为科学评价和客观统计奠定了基础。   

    截止2012年底，油田所属两家钻井单位，已分别在真武、富民、曹庄、沙埝、刘陆和黄珏等油田实施钻探作业的373口井中，有效应用了钻井网电拖动技术，共替代成品油7785吨，减少二氧化碳排放当量27903吨，实现直接经济效益4424万元。

    油田矿区地热资源利用。多年来，在油田在生产、生活供热系统中，一次能源消耗约占总能源消耗量的40%。有效减少供热系统能源消耗，切实降低生产运行成本，是企业落实绿色低碳发展战略的主攻方向。

    为借助油田在地热资源开发与应用中拥有得天独厚的优势。按照“变费为宝，因陋就简，服务于民，切实建造综合效益最大化样板工程”的部署要求，针对水乡油田开发时间长，靠近生活矿区的真3、真158两口报废油井，通过组织地质勘查和研究分析，采取了油气层堵封、射开水层等一系列措施，经配置除砂器、电子除垢仪、板式热交换器和水源热泵等装置，实现了将地热间接传递矿区采暖回水的一、二级换热，从而达到了降低采暖锅炉运行负荷、减少能源消耗和氮氧化物排放的目的。

    为确保地表上下资源平衡，经换热后的地热水，选择与真3、真158同层位的真92-2井作为回注井，通过配置两台装机容量110kW的注水泵（一备一运），将换热后的地下水进行回注，从而完成地热水资源循环往复的有效利用。地热水资源一、二级换热及回注简易流程见图1、图2、图3：

          

   

    经测试，油田真武测井生活区110m3/h采暖回水，经热泵换热后，热焓由192.59kJ/kg升至280.52kJ/kg（温度由46℃升至67℃）。测试期间，热泵换热系统总输入功率375kW，有效制热系数（COP）达到7.17。

    截止2012年底，油田总投资1200万元，已分别在生产、生活领域共推广应用空气（水）源热泵换热装置8套，实现年节约能源折合标准煤1500吨，为进一步调整优化能源结构，扩大地热资源的应用范围，促进企业综合效益可持续发展奠定了坚实基础。