中国石油网消息（记者　许忠 通讯员　李辉东 王永祯）：让人叹奇的是，在油水井增加45口的情况下，吐哈油田温米采油厂综合能耗不增反降3.5万吨标准煤。7月23日，采油厂节能管理部门负责人告诉记者，这是地面、地下“立体节能”创造的奇迹。

　　随着油田开发进入高含水期，温米采油厂每产出1吨油就要采出3吨水，能耗成为影响成本与效益的关键。扭转能耗增长的箭头，就能创造效益。然而，含水率与时攀升是注水开发的必然规律。已开发10多年的老油田还有节能降耗空间吗？

　　2005年，温米采油厂认真梳理、分析能耗情况，从纷繁的数据中发现，在年均增长17.53%的操作成本里，水、电耗费超过20%。跟踪追击找到水、电耗费上扬的主要原因，是无效注采循环。形象地说，就是有些注入水并没有发挥驱替原油的作用，不但不能创效，反而还要增加采出污水处理费用。

　　减少无效注水，提高注水效率，温米采油厂节能降耗的方向瞄准千米地下油藏。开发人员精雕细刻开发方案，实施细分注水，高效层多注水，低效层少注水，无效层不注水。温米采油厂先后实施分层注水119口，补改层137口井，酸化酸洗43口，投改注24口，增压注水7口，化学调剖2口。通过努力，温米采油厂年注水量35万立方米，产液量降低20万吨，在原油产量保持稳定的情况下实现了能耗的大幅降低。

　　地下可降耗，地上也有节能潜力。温米采油厂技术人员研究发现，天然气集输加热每升高1摄氏度，每天就多燃烧天然气5400立方米。为此，采油人员优化生产管理，改变集输方式，努力减少电能和天然气消耗。天然气集输降耗的成功经验很快应用到原油集输中。这个厂对集输系统中负荷较低、设备老化严重的转油站进行了技术改造，将加热炉温度由原来的115摄氏度降到50摄氏度，输油能耗显著降低。截至目前，温米采油厂共有246口油井、3座转油站、1座联合站实施不加热集输，年可节气2500万立方米、节电2400万千瓦小时。

　　在地面工程方面，温米采油厂利用老区改造和新建产能机会，简化原有设施，优化新建产能，有效遏制能耗增长。温米采油厂大胆打破原有系统、固有范围和驱替方式限制，优化布局，简化设计，控制规模，降低了运行能耗。采油过程中，温米采油厂规模应用高效泵，优化抽油机参数，合理匹配电机，稳步提升机采用能效率，少建计量间5座，累计减少电加热器165台，每年可节电85.5万千瓦小时。

　　“立体节能”创奇效，截至今年7中旬，温米采油厂已连续3年实现能耗递减。