优化产能建设方案设计。“两优化一推进”降耗节支。首先，优化钻井试油方案设计，减少完井口袋，平均单井节约进尺15米；减少复杂结构井，二开完井比例达到99%以上；实施气测录井总包，费用降低30%；以投代试，减少试油井，节约投资2165万元。其次，优化地面工程方案设计，利用闲置抽油机、电机等设备165台套，节约投资2000余万元。第三，推行“地质工程一体化设计”。采用“丛式布井、老井场利用、大井组建设”的集约化用地模式，节约工农及土地费用1900万元。
强化油气水井生产管理。工作中，开发系统人员通过加强地质研究和潜力分析，恢复长停井117口，年增油4.1万吨，年增注6.2万立方米，盘活闲置资产1.7亿元。同时，加强油藏管理和效益评价，关停油水井251口，减少无效注水93万立方米，节约运行成本3000余万元。
着力提高三大系统效率。通过加强测试和优化调整，机采系统效率由29.1%提高到30%，节电652万千瓦时，节约成本近500万元。通过开展管网优化、降压增注和机泵改造等，注水系统效率由54.8%提高到55.1%，平均注水单耗由0.51千瓦时下降到0.5千瓦时，节约成本312万元。他们还将老油田三管伴热工艺改为双管掺水或单管集油流程，新油田采用双管掺水工艺，三相分离器代替电脱，集输系统效率提高了1.2个百分点，节约成本1200万元。
多措并举降低生产能耗。安装机泵变频装置和节能电机，年节约电费400多万元；优化电加热工艺运行参数，节约运行费用。优化电加热杆、双空心抽油杆146井次，年节约电费425万元；淘汰落后工艺，提高整体效益。对南马庄等4个油田集输工艺进行改造，实现413口井单双管集油，停运27座计量站，年节约运行费用4500多万元；充分利用零散伴生气资源，新装伴生气回收装置359套，累计2855口井和51座拉油点套管气回收利用，多回收3000多万立方米气，年节约费用2200多万元。 来源：中国石油新闻中心
