吉林油田牢固树立效益发展理念，面对日趋缩小的节电空间，深挖潜，严管控，交出了亮眼成绩单：2023年全额消纳新增电量8500万千瓦时，累计节电1.1亿千瓦时。

  伴随转型发展对生产规模扩充的需要，吉林油田电量消耗总量也呈上涨趋势。

  面对严峻形势，全体干部员工进一步增强效益生产意识，以间抽躲峰为主体，深入摸底机采、集输等各系统现状，查找问题，补齐短板，全面推进峰值电量压减专项工程。全年累计实施针对性措施45项，其中，仅单项间抽措施就实施7100多口井次，较去年增加近1200口，实现节电5100万千瓦时，同比增加近600万千瓦时。

  对于机采系统

  精细间抽制度研究，以集群间抽、周期注采示范区为引领，深化物联网电参应用，大力实施间抽效益生产工程。针对冬季气温低、间抽实施难度大等问题，多措并举确保井口不冻和不凝环，最大程度保证间抽规模。全面应用物联网远程启停功能，谷（平）时段开抽，峰时段停井，确保节电最优、效益最好。一年来，全油田各作业区、数据监控中心均依据自身生产实际制定了合理间抽制度，油井物联网覆盖率100%，间抽井远程自动启停率达90%以上。其中，对于“双低”井，“一井一策”落实提效方案，最大程度消减低效井数；“双高”井设计最低能耗，重新优化运行，并通过开展小皮带轮、电机增级等常规措施提高泵效。机采系统全年节电约6368万千瓦时。

  对于集输系统

  不断优化系统参数，及时调整不合理管网布局，坚持通过打好末端管网增压、极限降低集输运行温度、优化站内机泵运行、治理低效设备等“组合拳”来实现节电降能，确保系统平稳高效运行。积极推进冷输改造、实施低效高耗机泵电机技术改造，收效显著。整个集输系统全年节电1903万千瓦时。

  对于注水系统

  针对性开展无效水循环治理、井筒清洗治理、变频等电动机节能技术应用、注水泵切削减级等机泵提效措施，不断优化系统运行，逐步降低压力损耗和注水能耗，从而使系统始终处于高效运行状态。2023年，共减少无效水循环量120万立方米；并通过机泵提效、管线冲洗等措施，节电1133万千瓦时。

  对于天然气系统

  结合供需情况，及时调整压缩机和已改造长岭油气处理中心一期频液泵运行方式。并根据多年冬供经验，逐步间开和停运电伴热，通过提前关停、延缓开启、间歇运行等手段，最大限度减少电伴热运行负荷。同时，结合气井产量变化情况，不断优化系统运行参数，最大限度减少电加热器运行台数，使加热设备在保证正常生产的前提下躲峰运行，实现节电111万千瓦时。

  对于供配电系统

  积极实施电热躲峰，采取“定值、定时、定人、定点”方式，强化电加热精细管理。单井罐“一罐一策”，非拉液时间停运，严格谷值阶段加温，单项措施节电1095万千瓦时；井下（筒）电加热躲尖峰加温、电锅炉和电暖气加装时控开关分时送，提前停运电保温，节电240万千瓦时。同时，优化线路、打击盗电等多措并举，不舍“毫厘”。供配电系统全年实现节电1717万千瓦时。