6月3日，记者冒雨驱车来到大庆油田采油二厂49队采访，来到班组，发现这个队员工正在细算“1”的潜力账。细问才知道，员工在细算本岗位节约“1度电”、“1方水”、“1方气”的潜力。

　　记者了解到，大庆油田公司组织员工算这种“小”账已经算了好几年，并由小及大，扩展到油田10万个岗位、6.8万口井，就是这么做使大庆油田这个产能大户成了节能先锋。2001年至2007年，在总井数年均增长16.71%的情况下，大庆油田能耗总量却实现负增长，与2000年相比，6年累计少耗能169万吨标煤。这一结果使大庆油田的能源利用率达到国际平均水平。

　　2000年，大庆油田生产原油5300万吨，同时也消耗了696万吨标煤和2.5亿立方米水。2000年大庆油田有油水井4.7万多口，为保持补产能力，每年以3000多口的数量增长，能耗随之增多。再加上生产时间的延长、部分设施处理能力出现过剩、负荷率下降等一系列问题，给大庆油田节能带来了空前压力。如何正确处理产能创效与节能的关系，对大庆油田发展十分重要。

　　在压力面前，大庆油田决策层积极探索节能管理的新思路、新方法，在短短的几年间，就构建起了符合大型油气田特点的立体化节能管理模式。

　　大庆油田坚持把节能工作纳入企业总体发展战略，实施战略管理。在战略思想上，油田由“高产稳产”向“清洁、节约、可持续”转变，确立了“为国家生产原油是贡献，为国家节约能源和减少排放也是贡献”的新型贡献观，明确提出“十一五”期间节能减排总目标：累计节约能源350万吨标准煤、节约清水2亿立方米。

　　在此基础上，探索形成了适用于不同油田特点的配套优化措施。

　　针对老油田含水高、地面生产设施多、负荷过剩的特点，大庆油田采取了“八字方针”：“关”，对高含水井实施关停，对高含水层实施封堵；“并”，对运行时间长、负荷率低、布局不合理、维护改造投入大、管辖半径较小的相邻两座计量间、中转站实施“合并”；“转”，将脱水站“转”为放水站、放水站“转”为转油站，计量间或转油站“转”为阀组间，水驱站“转”为水聚驱互用站；“抽”，对剩余能力较大的站实施设备“抽稀”；“换”，对负荷率较低的设备实施大“换”小或站间“互换”，对高耗能设备实施“更换”；“优”，对注水、集油、供电等已建系统实行“优化”运行；“推”，积极“推广采用”新工艺、新技术；“管”，适时调整管理模式、方式和制度，使生产管理与系统优化调整相适应。

　　一系列措施，效果随之显现。在保持稳产的同时，大庆油田的站、间规模缩减了近10%，系统负荷率提高 12%，机采效率提高了2.5%，含水少上升1.3%，系统优化取得了实质性效果。记者在大庆采油六厂了解到，这个厂 5年累计节电6.17亿千瓦小时，节气1.72亿立方米，综合能耗比“九五”降低15.7万吨标煤，连续5年实现能耗负增长。

　　大庆油田引入成熟适用技术，先后优选7种高效燃烧器、11种节能电机、7种节能变压器、7种节电控制箱等在油田应用。同时强化自主创新和集成配套，对重点技术和引进技术进行再创新攻关。“十五”以来，共开展重点攻关35项，现场试验12项，使一系列节能减排的瓶颈问题得以解决。仅“低温集油技术”，就解决了大庆油田几十年来必须采用加热集输方式，年节电1.66亿千瓦小时，节气1.49亿立方米，解决了加热集输耗气，耗电量大和排放废气多的难题。

　　与2000年相比，一系列硬性措施的实施见到明显变化，大庆油田在总井数增加1.9049万口，生产规模大幅扩大的情况下，能耗总量却实现负增长，实实在在从产能大户成为节能先锋。

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