老油田在降低地面系统建设投资的前提下如何保障效益开发？大港油田凭借数据采集自动化、工艺单元集成化、工艺建设标准化、过程控制智能化、生产管理数字化的新模式，交出提质增效的满意答卷。

记者9月14日获悉，在近日结束的中国石油油气田地面建设与管理提质增效交流分析会上，大港油田成果获得与会领导好评，被赞为老油田优化简化的典范。

大港油田油藏类型复杂多样、开发区块分散、地面环境复杂敏感，且历经50余年勘探开发，传统地面工艺流程长、能耗高、效率低、运行维护成本高、产能建设周期长。老油田要实现可持续发展，唯有用创新手段、靠技术方法来提升开发效益。

大港油田运用标准化设计，转变建设模式，按照“延、撤、缩、停、优” 思路，统筹老区改造和新区建设，确保减规模、降成本、提质量。截至目前，计量站由305座减少到19座，配水间由293座减少到11座，2005年后在产能建设需求中未新建计量站和配水间，场站规模缩减79%；地面工程设计周期缩短20%，建设工期减少70%；系统能耗显著下降，输油单耗每吨降低5.2千克标煤，注水单耗每立方米降低0.21千瓦时；消除隐患2500余处，系统本质安全水平大幅提升。

建设模式改变，一体化装置规模应用，老油田在工艺水平上做足提升文章。针对传统中小型场站工艺流程长、设备多的现状，大港油田研发、引进、应用油气集输、掺水等系列一体化集成装置，推动大型场站工艺单元集成化；优化工艺流程，年综合利用天然气1.5亿立方米；实施采出水调运和减排工程，完善供水系统，年减少清水用量82万立方米、减少外排水量580万立方米；推广节能减排新工艺，调改加热、注水等能耗系统，年减少综合能耗6.8万吨标煤，降低二氧化碳排放17.1万吨。

大港油田坚持顶层设计，将地面数字化建设与油田开发、信息技术有机结合，统一构架、集中部署、统一管理，以数据采集自动化、过程控制智能化、生产管理数字化为重点，形成中小型场站无人值守、大型场站少人集中监控的“王徐庄模式”，并进行规模推广应用，实现结构优化升级，提升了管理效率。

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