11月11日至15日，大港油田公司组织有关生产管理部门，对下属22个重点用能生产单位的节能型企业创建情况进行了现场考核，总结了许多具有推广价值的节能经验和做法。其中，科技节能的做法尤为突出。这个公司节能管理人员介绍说，去年以来，大港油田推广应用了15项节能新技术，在机械采油、油田注水、油气集输、加热供热、供电配电五大系统开展了全方位、立体化的节能技术改造，取得了显著的节能效果。其中3项节能改造技术具有重要的推广应用价值，因此予以介绍。
回收天然气发电机组余热
采油五厂西二联合站承担着港西油田原油集输、废水回注等任务，每天产生2万多立方米伴生天然气，同时消耗着大量的电能。为了使伴生天然气转化为电能，满足西二联合站的用电需要，大港油田组织安装了5台500千瓦的燃气发电机组。但是，有关人员在测试中发现，伴生天然气只有35%被发电机转化为电能，有30%随废气排出，有25%被发动机冷却水带走，有10%左右通过机身等散发。
看着伴生天然气产生的能量每天就这样白白流失掉，负责节能的技术人员如芒刺在背，坐立不安，于是，提出了这样一个设想：将这些余热回收上来，用于加热站里的外输原油，取代烧天然气的加热炉。虽然他们不熟悉余热回收技术，但他们坚信只要学习钻研，就一定能掌握。于是，他们参加了大港油田举办的节能技术交流会，学习回收余热利用知识和技术，又到有关企业参观学习，最后结合西二联合站的情况，设计出了余热回收工艺流程图，即在每台发电机的排烟管安装余热回收装置，铺设100米导热介质输送管线，另外安装了两台循环水泵和两台板式换热器。
该项目投入运行后，5台天然气发电机组的烟道口排烟温度由安装前的356摄氏度下降到108摄氏度，回收的余热用于加热原油，每小时输出热量1274千瓦，每天可节省天然气3108立方米。看到这样的效果，公司对该项目进行了及时推广，现已对8个站32台天然气发电机进行了余热回收技术改造，余热用于原油外输加热及冬季采暖。
改造兰12型老式抽油机
大港油田有一大批上个世纪80年代投产的兰12型老式抽油机，尽管运转正常，但已经不能适应如今采油工艺的需要。因为老油田进入了后期开发阶段，油井泵挂深度普遍增加，抽油机负荷普遍增大，工艺上要求抽油机长冲程、低冲次。但是，如果弃之报废，重新购置新的抽油机，就需要投入巨额资金，如果继续使用，不仅影响油井产量，而且能耗也很高。
节能潜力存在于高耗能设备之中。大港油田节能主管部门与物资装备部设立课题，对兰12型抽油机进行了专题研究，并且选择采油四厂的一口井作试验。在设计与试验过程中，科研人员深入分析研究，开拓思路，一次次修改技术路线，最后在兰12型抽油机游梁的尾部加装了一个与游梁成一定角度的偏置配重块，通过下偏杠铃对悬点载荷的一次平衡，实现了抽油机既增产原油又节能的目的，成功地获得了一项科研成果。
改造后的一台兰12型抽油机，配套电机功率由55千瓦降至37千瓦，节电率达到32.73％，年节电1.2×104千瓦·时，最大冲程由3.3米增加到5米。按采油四厂普遍采用的44毫米抽油泵泵径、抽油机冲次4次/分钟、原油含水率90%、年平均开井天数300天计算，一台抽油机年可增产原油12.2吨。同时，购置一台5米冲程的游梁式抽油机，大约需要30万元资金，而增程节能改造平均每台总投资10万元。兰12型抽油机改造后效益如此显著，大港油田便在各采油厂推广应用，现已改造了120多台。
应用三级分压注水技术
节能工艺技术无处不在。采油三厂自一联注水站有两座注水泵房，负责5个采油站14口注水井的注水任务，日均注水量1164立方米。因为地质构造的不同，注水井的吸水压力相差很大，而长时间注水泵压力都是以满足高压井注水为标准，因此，吸水压力低的井便产生了大量的损失，导致注水系统能耗居高不下。
如何降低注水能耗？大港油田组织技术人员对自一联注水站工艺条件进行了分析研究，发现用高压注水系统注水时电机的输入功率明显高于用高、低压两个系统注水时电机的输入功率，于是，提出了实施高、中、低三级分压改造方案。在改造过程中，维持五柱塞泵的注水压力，为吸水压力大于15兆帕的6口井注水；将三柱塞泵的2＃、3＃、4＃泵作为中压注水泵，为吸水压力低于15兆帕的7口井注水；将三柱塞泵的1＃泵作为低压注水泵，为吸水压力低于2.5兆帕的1口井注水，同时对注水站内的工艺流程、站外的管网进行了改造。
自一联注水站改造后由1个压力等级变为3个压力等级，节能效果立刻显现出来：注水泵机组平均单耗由7.55千瓦·时/立方米降至4.03千瓦·时/立方米，日节电量4097千瓦·时，按每1千瓦·时/立方米0.64元计算，每天可节约资金2622元；改造投入资金25万元，投资回收期只有4个月。同样，大港油田立即在各个采油厂推广，现已在8个注水站实施了分压注水节能技术改造。
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