石油、天然气的生产过程，也是能耗和排放的过程，如何使扩大产能与节能减排这对矛盾统一，是个难题。

　　这个难题对大庆油田也不例外。作为产能大户，大庆油田也是耗能大户。在大庆油田记者看到了这样一组数据，2007年，大庆油田综合能耗338.4万吨标煤，其中油田生产电力消耗95.4亿千瓦时，占总能耗的34%；天然气消耗12.72亿立方米，占总能耗的41%；原油损耗50.04万吨，占总能耗的21%。

　　如何正确处理产能创效与节能减排的关系，大庆油田面临着日益严峻的五大挑战：

　　——规模扩大，设施老化，节能减排难度大。2007年大庆油田的油水井达到73000多口；各类站（库）1500余座。其中大部分设备运行时间长、技术相对落后、工况参数变差、效率降低，给节能减排带来较大困难。

　　——含水上升，产液增长，注采总量的增加给节能减排带来巨大压力。含水上升、产量递减是油田开发的客观规律。经过近半个世纪的开发，大庆油田已进入高含水开发后期。2007年底，注采总量相当于9个杭州西湖的蓄水量，年耗电91亿千瓦时，处理污水4亿多立方米。

　　——开采对象变差，高耗能产量比例增大，给控制能耗增长带来了更大困难。大庆油田目前的聚驱产量和外围油田产量已分别占总产量的1/4和1/6左右。相比较，聚驱采油能耗比水驱高出20%；外围油田平均吨油耗电比老区高出1.5倍。

　　——地处高寒地带，原油物性差，耗能环节多。原油生产从注入、采出、集输到处理，每个环节都需消耗大量能源。

　　——环保战线长、点源多，防污治理压力大。原油生产，从油气勘探、钻井、采油、注水、作业、测试到储运的全过程，都有可能产生污水、污油、废气、废弃物，风险控制难。

　　曾经，大庆油田的发现和发展是在毛泽东同志的《实践论》和《矛盾论》的指导下，不断取得成功的。经过半个世纪的发展壮大，大庆历任管理者依然善于在生产实践中，发现矛盾，解决矛盾。

　　大庆油田公司总经理、大庆石油管理局局长王玉普说：新时期，新形势下，解决五大挑战的矛盾平衡点在哪儿？主要是靠科技创新、管理创新。

技术创新，不以小而不为

　　3月26日下午，大庆油田采油二厂南二联合站。透过加热炉外鸡蛋大小的监视孔，记者看到，炉内淡蓝色火焰正呈旋转状态燃烧。南二联合站站长给记者解释：以前炉火是红色的，燃烧不够充分；现在为什么是淡蓝色的？原因是加热炉全部安装了ZHJⅢ型节能高效火嘴和智能火焰监视控制系统。这项技术提高了热效率13%，使单台炉日耗天然气从2550立方米降到2300立方米，每年节气9.6万立方米。仅此一项，南二站的4套加热炉已累计节气102万立方米。

　　这仅仅是大庆油田应用新工艺、新技术实现节能减排中太普通不过的一例。

　　就是在这普普通通的生产经营中，大庆油田从专家到管理人员、技术人员，甚至延伸到基层班组的普通职工，都在密切地关注节能减排，随时随地寻找“耗”字上的“节”字落脚点。他们不放过任何一处能够挖潜的细节，不轻看任何一条小革新、小技改。

　　为促进新技术向规模生产力转化，大庆油田在全油田选取14个区块作为节能减排示范区，为其他区块提供先导性经验。2007年，示范区开展的“皮带松紧及盘根松紧度的优化”等活动，发现抽油机井皮带的松紧度，能够影响系统效率0.4至2个百分点，影响消耗功率0.3至1千瓦，而盘根过紧则会影响系统效率1到2个百分点，影响消耗功率0.5至2千瓦。

　　这样没有花一分钱，示范区仅通过调整皮带、盘根松紧度、改变油井参数等小革新措施，就使得平均单井日耗电下降11.43千瓦小时，日节电5453.24千瓦小时。

自主创新，突破节能减排瓶颈

　　大庆油田是个名副其实的“巨系统”，在面积6000平方公里内，地面上密布着数不清的采油树、1500余座各类站（库），以及难以计数的其他油田设施。在地下是纵横交织的、总长达数千公里的集输管线。

　　如何对应这个“巨系统”的能耗问题？大庆油田始终坚持把科技作为节能减排的“发动机”，综合考虑生产、技术、管理等因素，把节能减排当作一个大的系统工程来看待，统筹规划，周密部署，立体式推进。

　　在大庆，记者翻看了《节能减排技术投资决策信息表》，发现管理者和技术人员，从耗气和耗电环节细分了生产流程，明确了节能减排的目标：生产用气主要集中在转油站和联合站；生产用电主要集中在机采系统和注水系统。分解目标，大庆油田将其统一涵盖在油藏工程、采油工程、地面工程三大板块之下，构建起一个“大型油气田立体化节能减排三维架构”。重点解决地上地下不匹配、系统负荷低、区域不平衡、基础设施差等突出问题，做到当前与长远相结合，地上与地下相结合，技术与管理相结合。

　　大庆油田公司副总经理齐振林介绍，为此，大庆油田建立了一整套节能减排技术投资决策体系，使节能减排工作建立在科学论证的基础上，有利于企业实现效益最大化。

　　在科技立项过程中，大庆油田坚持以系统优化理论为指导，从实现节能减排总目标和三大工程综合节能减排效应最大化的角度出发，从众多技术课题中优选出符合要求的重点攻关课题，分系统组织攻关，探索形成了适用于不同油田特点的配套优化措施。

　　在油藏工程上，以控制无效低效注采循环为目标，并兼顾地面系统的优化简化，机采系统提高举升效率的需要，重点攻克了5项技术。其中，居国际领先水平的聚合物驱油和控制无效注采循环技术在哈萨克斯坦盐上油田等项目中获得成功，增油效果显著。

　　在采油工程上，以提升举升效率为目标，服从于油藏系统控液挖潜的需要，攻克了螺杆泵、提捞采油、电泵变频装置等高效举升工艺技术。其中，螺杆泵举升技术在经历了引进技术消化，本土化创新攻关后，成为大庆油田具有自主知识产权的配套举升技术。这项技术在国内9个油田以及哈萨克斯坦、印尼、苏丹等国家推广应用，出口579套。螺杆泵配套举升技术与同排量抽油机相比，平均单井年节电2.58万千瓦时。截至2007年底，大庆油田在用螺杆泵井数为3800口，并以每年500口井的速度增加。

　　在地面工程上，大庆油田着眼于控制系统规模、合理利用已建能力，配合机采系统更新举升方式，努力攻克了电网优化、注水系统仿真优化、系统优化调整综合节电等技术，降低了运行能耗。其中，针对大庆油田地处高纬度亚寒带，原油凝点高、黏度高、含蜡量高，必须采用加热集输方式，研发的“特高含水期低温集油技术”，解决了加热集输耗气、耗电量大和排放废气多的难题。到2007年底，实行季节性停掺水泵330台，停加热炉668台，共有低温集输井2.6万口，占油井总数的61% ，年节电1.66亿千瓦时，年节气1.49亿立方米。

　　齐振林说，节能减排投入不一定能在短期内转化为效益，但节能减排有助于推动企业发展模式的转变，并培育新的经济增长点。“节能减排本身是企业面向世界市场的绿色通行卡，打造的是综合竞争实力。”

　　事实的确如此，节能技术在大庆油田“以技术换资源、以技术拓市场”战略的实施中发挥了重要作用。大庆油田的技术外部市场销售收入从2000年的4600万元增长到2006年的7.45亿元。