今年上半年，吉林油田生产用电、用气分别压降393万千瓦时、442万立方米，再次交出亮眼成绩单。

  2024年以来，该公司通过全方位提质增效举措，在消纳增量的同时，生产用电硬下降2100万千瓦时，天然气降耗3200万立方米，降本增效价值逾1.4亿元，为本质扭亏攻坚战注入了强劲动能。

  那么，在产能压力持续加大、设备系统日益老化、成本压降空间越来越小的叠加挑战下，这1.4亿元，如何从庞杂的生产系统中“挤”出来？记者深入一线，从理念革新到技术突破、从管理优化到全员参与，去探寻广大干部员工在这场系统性节能革命背后的“深度”和“硬度”。

  思想源头“挤” 拧紧“节能阀”

  思想首先破冰，才有下一步行动破局的可能。

  作为典型的“三低”油田，吉林油田历经数十年开发，面临着资源品质持续劣化、人工成本刚性增长、历史遗留问题积重等多重挑战。其中，作为能源生产中两大主要耗能指标，电费年均约占运行成本30%以上、自用气占9%。而且，2024年以来，伴随着‘681’发展目标的提出，生产规模日益扩大的同时，生产用电用气量也渐呈上升趋势，压降难度前所未有。

  “这个‘大摊子’想管好，干部员工必须得心中有‘图纸’，才知道咋‘施工’；而且，也得跟自家过日子似的，人人脑子里装上‘节能阀’，才能主动节、真的节”，这是吉林油田决策层的共识。

  吉林油田党政班子积极转变观念，牢固树立战略思维，将成本控制作为企业生存发展的生命线，牢固树立“过紧日子”思想，在充分调研基础上，加大顶层设计力度，围绕生产全流程，聚焦关键领域，将节电节气与公司长远发展战略规划、亏损企业治理攻坚工程有效结合，展开了一场“刀刃向内”的降本增效革命。

  树牢效益生产理念。吉林油田紧紧围绕原油、天然气、新能源“三分天下”布局，充分发挥提质增效专班引领作用，积极推动用电从传统24小时生产模式向更高效更节约的生产模式转变，努力寻找产量与间抽之间的最佳平衡点，开创效益生产、优化运行、节电增效新局面。

  构建责任体系。吉林油田将节电节气确定为“一把手”工程，专班推进、统筹部署，累计制定实施节电节气措施24类、96项，全员、全要素、全过程推进生产用电用气控降。并突出目标导向，确保“部门有责任，基层有指标，员工有压力”，激发全员参与节电节气积极性。

  创新激励政策。吉林油田持续优化实施节电节气奖惩办法，将节电、节气纳入重点考核指标，坚持日跟踪、月分析，严考核、硬兑现，激发全员内生动力，形成向每一度电、每一方气要效益的浓厚氛围。

  管理过程“挤” 安上“调控器”

  过程管细管好管精，才会在系统的海绵里“挤”出想要的成绩。

  2024年以来，吉林油田聚焦本质扭亏脱困中心任务，大力实施降本增效工程，积极建立公司、厂、站队三级管控模式，“抠”字挖潜力，“狠”字抓过程，为系统安装“调控器”，让生产随时可摆布到位、运行事事可优化调整，从而实现了生产用电用气“双结余”。

  在节电管理上，狠抓机采等各系统主要矛盾，因地制宜，因时制宜，持续开展以尖峰电量压减为主体、以示范区引领等为重点的电量压降专项工程。抓住吉林省峰谷价差巨大潜力，极限推行“躲峰填谷”，各生产单位“峰段少生产，谷段全运行”模式已然形成。持续推行间抽效益生产工程，间抽规模爆发式增长，间抽井数较两年前增长了30%。

  “这方面，扶余采油厂的做法很典型。2024年以来，该厂以提高间抽执行率为突破口，不断打破间抽井产液级别限制，累计实施间抽措施井2700口，占全厂井数一半以上，节电800多万千瓦时。”生产运行部负责人介绍，目前，该厂已实现了全域规模化间抽布局。

  单井罐实施加温精细化管理，通过非拉液时间停运、利用谷值时段加温等方式，2024年以来，节电近1400万千瓦时。其中，新木采油厂依据262座单井罐产液量、拉油频次，一井一策、一罐一策，严控电加热时间，执行油水分离拉液，年节电量实现249万千瓦时。

  在自用气压降上，吉林油田持续扩大季节性冷输范围，采取压力升高排除法，对站外掺输系统进行停掺输试验。目前，冷输+季节性冷输井已由2023年末的6700多口提升至近9300口。深化物联网应用、地温监测等手段，通过“一环一策”，延长季节性冷输时间至244天以上。同时，以地温监测、粘壁温度等参数为依据，持续优化温控标准，进一步扩大单井及支干线集输降温范围。两年来，集输平均回液温度累计降低4-5度。今年上半年，继续向管理要效益，通过专人日监测物联网回液温度、严控常规气过程等多措并举，实现自用气硬下降230多万立方米。

  技术突围“挤” 按下“快进键”

  唯科技创新，是解锁能效提升的密码。

  吉林油田加大“两化”转型步伐，进一步扩大信息化技术应用规模。充分利用物联网平台，实现功率因数等对标提升，全油田4300口油井通过电容补偿，年节约电量440多万千瓦时。通过引入智能电控系统，实现对抽油机、注水泵等设备精准调控。目前，生产指挥系统已具体全面远程启停和调控功能，能耗效率提升了3%以上。

  单井罐入流程技术改造，进行结构性减量。2024年以来，通过技术改造，单井罐数量减少了1200多座，累计节电3600万千瓦时，实现了节电、降费、减碳等“一举多得”。注水系统积极探索新技术应用，通过注水泵切削减级、末端管网增压等多条腿走路。2024年以来，节电780万千瓦时，节约电费398万元。

  实施技改及项目替代，实现“快”节气。持续推进清洁替代，余热应收尽收、有利区地热应用尽用、自消纳应建尽建。以大幅提升能源利用率为原则，进一步继续系统优化，清洁能源装机总规模达54.41MW，替代节气创效显著。两年来，共实施清洁热力替代项目21项，替气能力2300万立方米。其中 ，今年上半年，通过实施西部厂区供暖替代、扶余中区放水站余热利用、扶余中十二站电锅炉改造等替代项目，实现替气212万立方米。

  同时，以“红岗模式”为模板，因地制宜开展多能互补技术组合，形成了以电替热、以热促电的协同发展模式，并在全公司范围内推广。目前，红岗采油厂富余伴生气通过销售、发电、加压输送替代管网气、净化压缩入大管网等方式能收尽收，梯次实现了燃油、管网气、放空气清零三大目标。上半年，累计增加商品气424万立方米，创效660多万元。

  吉林油田正以“节电节气”为笔，在东北肥沃的土地上绘就着绿色低碳、水碧山青的壮美画卷。