■通讯员 朱凯峰 高蕊
2022年，采油工艺研究院持续聚焦“提质增效”主线，紧密结合实际，对标先进找差距，担当作为提水平，深化工艺优化、流程重组，全力打造“新地面模式”，为建设国内一流数智油田提供强力技术支撑。
2022年，股份公司提出建设“新地面模式”理念，对“强化对标管理，打造集约化、清洁化、自动化、智能化、精简化的地面系统”提出了更高要求。目前，大港油田完成了以“取消计量间”为代表的港西模式，但仍存在接转站场布局密度大、负荷不平衡、双管掺水工艺能耗高等问题，制约了油田地面系统建设和管理水平的进一步提升。结合上述问题，采油工艺研究院精细管理、深挖潜力，重点落实三项工程：深入推进对标改善工程，实现降本增效；深入推进绿碳发展工程，实现节能增效；深入推进科技创新工程，实现创新增效，取得显著效果。
强力推进地面系统对标优化简化工程
采油工艺研究院采取三项举措，推进地面系统对标提升。
对标数据，查找问题，挖掘地面系统“优化提效”潜力。正视站场布局不合理、效率低，需要工艺重组来实现优化的问题；直面第三采油厂掺水系统高能耗、高漏失，需要源头优化来解决矛盾，对标标杆水平，确定提升目标。
优化源头方案，强化过程管控，实施站场优化简化工程，做到方案优、设计准。实施后，王徐庄油田取消全部接转站，实现绿色瘦身一级布站，停运接转站4座，集输系统年节电112万千瓦时、节气90万立方米，节约环保费用100余万元。
推广成熟经验，靠前指挥协调，努力打造四区降掺冷输示范区。2022年，依托第三采油厂管道泄漏污染防治工程，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，地面掺水油井由159口降至42口，年降掺水量39.92万立方米，降掺比例达到71.97%；年节气129.34万立方米、节电72.73万千瓦时，年降低管道失效次数85次，年节约生产运行成本965万元。
强力推进地面系统绿色提效工程
中国石油将“绿色低碳”纳入公司发展战略，力争在2025年左右实现碳达峰。而地面系统点多、线长、面广，地面生产能耗约占油田总能耗的50%，是绿色低碳发展的重要环节。
2022年，采油工艺研究院聚焦清洁替代和储罐密闭治理，优选新技术，推进地面系统绿色提效。按照绿色低碳、清洁替代的要求，编制完成地面生产绿色替代方案、储罐密闭治理方案。有序衔接，快速推进，推动项目实施进展。埕隆1601区块5号井场示范工程，确定了“光热+储热+空气源+电辅热”工艺。投产后，年可节电150万千瓦时、节气52.5万立方米，光热利用率51%，年降低碳排放2461吨，减少燃气拉运费32.85万元。储罐密闭VOCs治理工程，预计年回收天然气83万立方米、回收轻烃550吨、创效280万元，年减少VOCs排放量3125吨。
强力推进原油自动计量交接增效工程
厂级原油交接是采油厂生产的最后一环，是考核采油厂产量的重要依据。大港油田共在6座站场建有8个交接油点，但仍采用人工取样化验、人工计算、人工出报表的交接管理模式，传统的交接模式已经不能满足公司转型升级、数智油田建设的新需求。为此，该院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。
2022年5月，大港油田8座原油交接站全面实现数智化，成为中国石油厂级原油自动交接的首家地区公司，实现了从传统模式到智能管理模式的升级，大幅提升劳动生产率，减少劳动用工90人。同时，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100万元，降低了溶剂油储存、使用过程中带来的安全风险。