津云新闻讯：记者从大港油田获悉，过去的一年，该油田公司深挖地面工艺系统潜力，对“新地面模式”展开积极探索，为油田绿色发展解锁了新动能。

自“新地面模式”实施以来，大港油田公司重点推进对标简化、绿色提效、科技创新三项工程，“老地面场站退了休”，石油工作者解放了双手。

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推进地面系统对标优化简化工程

早在2014年，中国石油股份公司提出建立油田地面系统“优化简化”新模式之时，大港油田以油井软件计量和水井远程技术为突破口，按照“延、撤、缩、停、优”工作思路，开展地面系统优化简化工作，彻底取消了计量站和配水间建设，实现了三级布站到二级布站的转变，被中国石油股份公司命名为“港西模式”。

2022年，中石油提出建设“新地面模式”理念，“港西模式”也面临升级进步、融合创新的新形势。“新地面模式”对“强化对标管理，打造集约化、清洁化、自动化、智能化、精简化”提出了更高要求。

虽然大港油田“港西模式”在一定程度已全面完成了油水井集输系统的优化简化，但仍存在接转站场（发挥油气收集功能）布局密度大、负荷不平衡、双管掺水工艺能耗高等问题。针对这些实际问题，大港油田深化地面系统优化重组，将优化简化工作从油水井集输外围向站场延伸，进一步缩减地面规模，以实现降本增效目的。

拿“绿色瘦身”案例讲，数据说明了一切。该公司所属采油厂王徐庄油田4座全部接转站设备“齐下岗”，集输系统年节电112万度，节气90万方，节约环保费用100余万元。2022年，依托此采油厂管道泄漏污染防治工程，结合前期稠油冷输关键技术研究成果，建立“双高油井停掺冷输、多井串联单管集油、集约布置源头掺水”的区域个性化新型工艺模式，在作业四区18个井区实施工艺重组，实现掺水规模大幅降低与管道泄漏“标本兼治”。改造后，预计地面掺水油井由159口降至42口，年降掺水量39.92万方，降掺比例达到71.97%，年节气129.34万方，年节电72.73万度，降低管道失效次数85次/年，节约生产运行成本965万元/年。

推进地面系统绿色提效工程

2022年，聚焦清洁替代和储罐密闭治理，大港油田贯彻新发展理念，优选新技术，推进地面系统绿色提效，积极探索新能源替代路径和VOCs治理技术，应用光热、余热、空气源热泵等新能源技术和储罐密闭技术，替代传统电能、天然气和VOCs治理，编制完成地面生产绿色替代方案、储罐密闭治理方案。

比如，在埕隆1601区块5#井场开展示范工程，该公司确定了“光热+储热+空气源+电辅热”工艺。投产后，年可节电150万度，节气52.5万方，光热利用率51%，年可降低碳排放2461吨，可减少燃气拉运费32.85万元。储罐密闭VOCs治理工程，预计可回收天然气约83万方/年，回收轻烃约550吨/年，年创效约280万元/年，减少VOCs排放量约3125吨/年，发展前景一片广阔。

推进原油自动计量交接增效工程

比接转站场更接近油气源头的，是“厂级原油交接点”，这是采油厂生产产量的计量间，它也曾在历史中有过辉煌的地位。但是，随着公司转型升级、数智油田建设的新要求，这种采用人工取样化验、人工计算、人工出报表交接点已逐渐不再适应这个时代。

大港油田公司充分利用数字化信息化技术，按照“技术攻关、先导试验、持续优化、规模推广”思路，推进厂级原油自动交接，推动管理模式变革。

去年5月，随着大港油田庄一联合站原油自动交接系统顺利投产，大港油田8座原油交接站全面实现数智化，此油田也成为中国石油厂级原油自动交接的首家地区公司，成功开创了从传统人工模式到全方位智能管理模式的新飞跃。

这样的转变背后，有科研人员大量的试验验证。据了解，验证过程是建立在油井不同工况下综合分析的，试验数据近1000余组样品、5000余条，原油自动交接平均综合误差≤±0.35%，远低于国标综合误差≤±1%的要求。而且劳动生产率大幅提升，减少劳动用工90人，管理质量稳步提升。同时，也大幅减少了原油化验频次，年节约溶剂油、玻璃器皿等耗材费用约100万元，降低了溶剂油储存、使用过程中带来的安全风险。

“新地面模式”是大港油田坚持提质增效价值创造，成功蹚出来的新路，未来，在深化工艺优化、流程重组，将瓶颈突破和成果转化有机结合方面，大港油田还有更长的路要走。（津云新闻记者 陈汝宁 通讯员 周松 谢艳艳 高蕊）