输油气公司工作思路

开篇：写作不仅是一种记录，更是一种创造，它让我们能够捕捉那些稍纵即逝的灵感，将它们永久地定格在纸上。下面是小编精心整理的12篇输油气公司工作思路，希望这些内容能成为您创作过程中的良师益友，陪伴您不断探索和进步。

第1篇

一、节能减排从容应对、油田公司亮出实力。

在全国上下提倡节能减排新形势下，油田公司，以强化日常管理为重点，以严格考核为手段，全面提升了五大系统效率，提高了能源和水资源的综合利用效率,实现油田吨液综合能耗、吨液新水量逐年降低的持续、高效、健康发展，归结集团公司节能减排工作主要呈现出四大亮点：

一是在集团领导带动下，转变节能观念，突破节能瓶颈。

油田上下在集团领导的带动下，时刻保持对节能生产形势的警觉，自觉增强责任感和使命感，转变节能观念，把安全生产和节能减排作为转变增长方式的突破口和重要抓手，积极做好节能减排的实践者、推动者，坚持走科技含量高、资源消耗低、环境污染少、安全生产得到充分保障的新型工业化道路。

二是节能措施层层推进，节能减排责任制逐步落实。

集团公司不断总结、巩固实现节能减排工作的均衡和可持续发展。节能措施层层推进，当前，油田节能文化建设已经迈入自主管理初级阶段，集团公司抓住有利时机，充分利用节能文化搭建的平台，推动节能减排工作实现质的飞跃，提升体系运行质量，节能减排责任制也正在逐步落实。

三是注重节能减排文化的理念、工具和方法的普及运用，推动节能减排工作取得积极进展。

在期间，我们集团公司大胆采用国内先进适用的工艺技术，形成了以高效三相分离器、密闭集输、污水生化处理等为主的特色工艺。

在节能理念的倡导下，油田伴生气回收利用效果显著，加强了外输管线的建设，建立了输气管网，输气管网每天外输伴生气40万方，期间外输伴生气2.8亿方；建立了三个CNG加气站，每天外销11万方，期间外销伴生气6410万方。二是推广应用天然气发电工程。建立了燃气发电站，投入了22套机组，负载9000KW，期间共发电14022万千瓦时，回收利用伴生气3874万方。

为了有效利用伴生气资源，集团还开展了科研攻关，截止到2014年12月底,岛共投采油井43口，36口气举采油，7口关井，减少了集输、注水设备的投入和伴生气的放空，同时也为其它人工岛建立了一种气举采油模式。集团整体实施直线型节能抽油机，成果显著2008年起，在新井投产尤其是中深层和深层井大量使用，至今已推广应用了232台，运行最长时间达5年多。节能效果达到30%以上，系统效率平均增幅6.39%，年节电1000万度。

为确保节能节水工作责任到位、运转高效，我们制定了《新产品、新技术市场准入管理办法》，对试用、监测评价效果明显的新产品和新技术按公司市场管理办法规定程序办理市场准入，逐步推广使用。申请准入的节能节水新技术、新产品必须经第三方具有检测资质的监测部门进行节能效果监测与评价，油田公司根据监测数据和评价等级发放认可证，并通过网络功能实施证后监督，严禁各单位使用无证产品（技术）。2014年上半年油田委托集团公司节能监测中心对5个不同厂家的变频控制器、太阳能防蜡器、太阳能加温装置、抽油机伺服装置、塔架式抽油机进行了监测与评价，通过组织多部门的公平优选，确定质量好价格优、技术含量高、节能效果好的3家节能产品进入了油田市场，为节能新产品推广应用奠定了基础。

四是明确了节能减排工作思路，为加快建设资源节约型、环境友好企业奠定基础。

为更好的推进节能减排活动开展，我们集团明确了节能减排工作思路，首先做到分析油田节能的潜力和存在的问题，并结合生产实际制定合理的解决措施，其次节能减排工作思路最终目标就是要全面提高五大系统效率，推动油田节能节水技术进步，促使油田更好的实现节能减排的目标。节能减排工作思路中我们始终坚持把科技作为节能节水的“发动机”，大力发展先进适用的节能减排技术，通过集成配套和加强管理，不断突破节能减排的瓶颈，极大地提高了科技对节能节水的贡献率。

二、创新管理手段，以节能获效益

期间，国家高度重视节能减排工作，提出了GDP能耗在2010年的基数上，下降18%的总体目标，同时集团公司将节能量、节水量作为硬性指标纳入和年度考核中，在这种新形势、新任务下，公司坚持创新管理手段，以节能获效益，狠抓落实节能工作，从以下几个方面着手。

1、加强领导、落实责任，营造节能降耗的的良好环境

加强组织领导，强化节能目标责任的落实考核。进一步完善各级领导节能降耗的指标体系和考核体系，使节能降耗工作形成机制。逐级分解落实节能降耗指标，强化责任落实和监督考核,层层签定目标责任书，落实好控制方案、严考核，硬兑现。

2、坚持科学调度、有保有压，全面完成节能节水目标任务

集团正是采取了科学调度，使得油田机采系统效率由2010年的24.49%上升到2014年的29.68%，上升了2.15个百分点，上升了5.19个百分点。注水系统效率由2010年的67.69%上升到2014年73.29%，上升了5.6个百分点。输油系统效率由2010年的31.35上升到2014年的47.74%，上升了16.39个百分点。加热炉系统效率由2010年的73.71%上升到2014年的82.79%，上升了9.08个百分点。供电线路损耗由2010年的8.2%下降到2014年的5.4%，下降了2.8个百分点。

工作中，集团公司更是按照油田能耗特点，要求员工有保有压，分专业开展节能工作。充分发挥各专业处室、部门的职能，使节能工作落实在专业领域。

3、强化保障、促转变，建立健全节能降耗工作长效机制

2015年，油田将加快推进合同能源管理。优选工艺技术成熟、设备材料质量可靠、投资回收期短，见效快的项目推行能源合同管理，逐步使合同能源管理成为实施节能技术改造的有效方式。同时，强化保障、促转变，建立健全节能降耗工作长效机制。把技术与管理相结合。，对优化生产运行、减少天然气放空、杜绝跑冒滴漏、强化计量监测等方面的节能节水潜力进行量化，力争通过长效机制的建立与完善，进一步降低能耗。

4、突出重点，克难攻坚，开创节能降耗新局面

2015年，我们会引进新技术、新产品，提高节能效果，坚持"突出重点,成熟先行,效益优先"的原则,继续加大新技术、新产品的推广应用，提高节能效果。开场节能降耗新局面。

优选技术成熟，效果显著的是重点节能工程项目，集团严格规范节能技改项目的管理，对节能技改项目实施了全过程的监督管理，期间实施节能节水技措项目10项，其中抽油机系统效率提高技术、直线抽油机应用、超高转差电机应用、电机变频控制、直驱式螺杆泵拖动装置应用、注水管网优化、真空（相变）加热炉应用、太阳能加热技术得到了广泛的推广应用先进成熟的节能节水技术得到广泛推广应用，落实投资28530万元，形成了年节能4.7万吨标煤、节水41万立方米、累积创效35680万元。

5、积极探索，拓宽思路，创立具有特色的节能减排模式

油田积极探索，拓宽思路，将节能新思路重点放在节能技术开发特别是专有知识产权技术开发上，研发了以真空加热炉为主导炉型的各种用途的加热产品，真空加热炉的热效率比传统的水套炉提高了20个百分点，目前油田在用的加热炉全部是生产的节能型加热炉。针对以上问题，经过艰辛的开发过程，研发出拥有自主知识产权的节能型塔架式抽油机，并成功推广应用近50台。从现场应用效果看，长冲程抽油机适合中深层、深层井中后期开发，可有效提高单井产量，与游梁抽油机相比耗能大大降低，而且对杆管偏磨有明显的减缓作用。我油田偏远井站应用的储油罐仍主要采用电加热方式，耗能较高且存在安全隐患，经多次论证达成采用太阳能的一致意见，研发出了太阳能加热装置，并在油田安装了3套，经过对比测试，年节电7万千瓦时。

同时，我们集团公司结合自身的生产实际情况和管理模式，合作开展了《建设指标体系与节能减排模式研究》项目的研究，建立了一套以加强节能减排文化、管理制度和节能减排标准化“三项建设”为主线，以系统优化、管理保障和项目投资管理“三大体系”为支撑，具有特色的节能减排运行模式和运行机制。通过有效实施全员、全方位的管理，形成了有机的协调、能够自我完善和自我控制的节能减排管理运营模式，达到了企业生产本质节能，实现了企业稳定、可持续发展。为此，可以说公司创立了特色的节能减排模式。

6、注重战略规划，系统把握节能节水布局

科学超前的战略规划是节能节水取得实效的前提。为此，我们坚持把节能节水工作纳入公司总体发展战略，综合考虑产量、效益、节能节水等各方面因素，搞好战略规划，优化战略布局。2008年专门成立了“油田现状评价与规划”研究小组，专题研究后两年及公司节能节水发展方向及若干问题，在集团公司油田节能监测中心、西安石油大学、等技术机构参与和配合下，历时一年半完成了发供电系统、采油系统、油气集输处理系统、注水系统、加热系统、矿区系统等6大系统的评价分析工作，形成了《油田能源利用现状分析评价报告》。按照集团公司节能节水项目投资规划方向和要求，提前全面、全方位研究制订了《油田节能节水项目指导意见》，科学合理的描述了9大类13分项55个小项的节能节水潜力，节能量23万吨标煤、节水量130万立方米、投资4.71亿元、年经济效益2.07亿元。

7、统筹系统运行，挖掘节能节水节水潜力

自从集团公司在内部开展创建节能节水型企业活动以来，我们公司全面完成了节能节水目标任务，完成节能目标的170.8%，节水目标的107.06%。归功于集团的统筹系统运行，挖掘节能节水节水潜力。

集团周密部署，立体式推进。在节能上，统筹安排，采用国内先进适用的工艺技术，大力实施节能节水技术改造，充分挖掘出油田节能节水潜力。

在机采方面：实施控水增油工程，开展区块调剖，调整产液结构，对特高含水井实施卡堵水、封层重射，降低综合含水；实施井筒举升节能工程，合理开展油井捞油作业30多少口。

注水系统方面：深入开展注采井组动态分析、调整了不同注水区块的配注水平、推广应用稳流配水技术、简化注水流程。

集输系统方面：深化采出水处理工艺，减少回灌水量142.75万立方米；推广常温预脱水工艺技术，针对含水量高的情况，推广应用了12台预脱水器；调整集输系统网络和转油站布局，人工岛实行了油气混输技术，油气经过简单的井口计量，通过海底管线输送到联合站；将G77转油站拆除，并入G29转油站，关闭了先导试验站，减少了油气输送耗电。

加热系统方面：推广应用了真空加热炉，油田在用的加热炉全部为节能型加热炉，更换了先进的燃烧器，提高了加热炉热效率，推广应用单体储油罐太阳能加热装置，取代了电加热棒对储油罐维温加热。