伴生气降能耗
今年该厂在节能降耗的过程中，新工艺新技术的创新应用发挥了非常重要的作用，其中对油田伴生气的回收和利用就是一项最大的收获。该厂采油管理四区是今年3月份刚成立的一个管理区，原油效益复产后，因为工区油井分布分散，而且地面集输系统不完善，大部分油井都是单井单罐和“小集输”的生产模式，所以在油井锅炉加热、循环脱水等流程中燃煤消耗量大，而且也增加了井场职工的工作量，为了解决此问题，该区积极对生产油井的伴生气生产情况进行摸排调研，根据实际情况进行流程改造，对伴生气进行回收利用，实施后每天每个井场可节约用煤大约0.6吨，采油厂迅速将该工艺改造在全厂进行了推广，并组织对套压在0.3兆帕以上油井伴生气直接通过管线接入井场锅炉，对套压在0.1兆帕以上的油井，采取上调防冲距，提高冲次等措施，提高伴生气用量后再进行回收利用。截止目前，全厂已经有9个井场实现了伴生气回收再利用，日节约用煤2.8吨，共计节约生产成本约40余万元。
同时，该厂积极开展天然气发电机试验项目，调整能源结构。截至目前红河、泾河、洛河、宁东油田共实施天然气发电井场4个，月节约电量1.2万千瓦时，折合电费0.72万元。
“一井一策”重管理
今年原油大规模复产以后，对原油生产过程的精细化管理让该厂在开展节能降耗工作方面也取得了不俗的成绩。为了持续优化产液结构，实施低能耗提液战略，该厂不断强化“一井一策”的管理制度，在不影响油井产液量的情况下，组织技术人员对油井的工作制度进行全面调研摸排，按照产量最优，能耗最低的原则进行优化调整，寻找油井最佳生产时间，实行动态间歇抽吸，尽最大能力降低抽油机电机运行时间，同时从设备运行入手，组织对全厂抽油机的五率进行复查、测试、调整，并严格按照避峰就谷工作方法，进行设备优化运行，使设备耗电量迅速下降。截至目前该厂共节约电力消耗约58万千瓦时，费用约34.8万元。
另外，在油井的日常维护方面，该厂组织技术人员紧盯油井动态数据分析，积极采取碰泵、热洗等措施，减少油井作业维护频次，延长油井免修期，特别是今年来，该厂坚持以提高热洗质量为目的，不断强化油井热洗过程管理，从热洗方式、水温水量、热洗人员责任心、热洗时的冲次调整等多方面严格管控，不断优化热洗流程，促使热洗效果和方法明显提升，今年通过油井热洗措施减少油井作业维护作业13井次，节约生产费用近45.5万元。
系统优化提效率
随着原油复产规模的不断扩大，该厂持续加强集输系统、机采系统、注水系统“三大系统”的优化改造，促使该厂节能降耗工作指标大幅提升。首先在增压站的启用中，因为原油复产必须坚持效益第一的原则，所以复产油井大多分布较分散，所以要通过增压站向联合站集输，大多增压站都存在产液量低导致增压泵运行泵效低的问题，“大马拉小车”的现象，无形增加了生产成本。该厂针对此问题，组织人员根据不同增压站的产液量、汽油比等生产参数，通过试验螺杆泵、隔膜泵、双螺杆泵等，在不同工况下优选最适泵型，制定了“增压泵一用一备，按照排量大小搭配使用，利用富余增压泵统一调配”的优化方案，在红二增压站、红十二增压站分别安装液压隔膜泵，代替原有螺杆泵生产，有效提高了泵效，而且减少了设备维修费用，截止目前，该厂共调配增压泵3台，其中隔膜泵2台，螺杆泵1台，平均泵效由22%提高至58%，电机总功率由1196千瓦下降至420千瓦，节约电费和设备维修费用约90余万元。
同时在机采系统和注水系统中，该厂还通过对注水管线采取酸化、除垢，对注水井进行井下检管作业等措施，严格控制输水压力，降低注水站电量消耗，另外在单井场的原油脱水中，持续优化破乳剂配方，泾河工区在稠油油井较多的情况下，积极采取试验降低油井破乳剂单耗，最终将单井脱水成本降至每方5.5元，节约生产费用约30余万元。
