大庆油田坚持立体节能管理模式，统筹考虑开发与节约，取得显著成效。截至7月14日，大庆油田今年节能量超7.8万吨标煤，节水量超80万立方米，能源消耗总量同比减少14.79万吨标煤，降幅4.92%。

大庆油田已步入开发后期，随着含水上升，能耗也随之上升。面对能耗增长的巨大压力，油田节能工作从战略规划上进行总体把握，在实施过程中推进系统性整体优化，在措施手段上坚持技术创新与管理创新相结合，全方位、立体化研究解决油田节能降耗问题。

大庆油田坚持从战略和全局出发，把节能纳入油田总体发展战略规划，妥善把握当前与长远、产量与效益、产能与节能的关系，科学组织中长期节能规划和年度节能计划的制定，将油藏、采油、地面、工程技术服务等系统整体优化。

在总体规划上，大庆油田遏制能耗总量随生产规模扩大同步增长的趋势；在投资安排上，优先安排节能新技术推广和节能改造项目；在生产管理上，坚持油田开发到哪里，节能降耗落实到哪里；在产能建设上，始终坚持杜绝采用高耗能的工艺和设备。“十三五”以来，大庆油田少建各类站场219座，节省地面投资49.68亿元，平均年节省运行费用6400万元。

立足系统优化简化，深挖节能管理潜力。大庆油田面对不断变化的开发生产形势，大力开展优化简化和标准化设计工作，积极采用“三优一简”技术措施，控制投资效果显著。

大庆油田积极优化注水泵启停布局，开发仿真优化软件，分系统分阶段对启泵数量和布局进行优化，节电2500余万千瓦时/年。扎实推进加热炉提效治理，通过实施加热炉负荷优化、在线自动清垢、线性比例调节配风等措施，热效率提高了5个百分点，节气6900万立方米/年。

控制低效无效循环，优化注采结构调整。针对大庆长垣老区剩余油高度分散、无效循环加剧，外围油田低产井比例高、动用程度低等问题，大庆油田控水与挖潜并举，从源头上节能减排。去年以来，大庆油田实施多井网注采结构协同调整超万井次，含水上升低于0.22个百分点，产量递减下降0.23个百分点。大庆油田创新沉降式同井注采技术，研制井下油水分离器，形成了3种同井注采方式，实现采出水井筒回注，降低地面水处理成本，开展了2个区块33日井先导性现场试验，地面综合处理液量降低70%以上，含水下降32.3%。

在机采节能方面，大庆油田机采系统重点在老区节能挖潜、外围提效降耗和抽油机自动优化运行三方面开展工作，人工举升节能降耗，措施井平均系统效率提高2-3个百分点，平均节电率15%以上。

开展能源管控试点，实现用能闭环优化。大庆油田全面贯彻“能源管控”理念，持续推动节能管理向能源管控转变。以庆新油田为例，这个油田发挥数字化优势，配备远程计量仪表，开发集机采、集输、注水于一体的能源管控系统，对油田各业务环节能耗单元进行定量监控和归因分析，有效将能源管控与日常生产管理融合在一起，促进能源管控发挥降本增效作用，形成了“能耗预警、自动分析、措施推送、效果评价”能源管控闭环优化模式。庆新油田自实施能源管控以来，累计节能5271吨标煤、节约能耗成本1698万元。