西北油田采油三厂：单井管控攻坚 创新降本增效

近日，西北油田采油三厂面对单井维护中的检泵、换井口、换管柱和其他费用增加的不利局面，积极应对采取措施，运用创新工艺，精细管控，精准攻坚，推动单井实现降本增效新格局。

该厂长期注气、注水井管柱腐蚀严重，为保护井筒资源，需对腐蚀高危井更换管柱，维护工作量存在超计划风险，共有6口井因抽油杆偏磨严重导致检泵，通过应用加重杆工艺，其中3口井生产时间已超过上轮生产时间。目前类似井（泵挂大于3000m、含水大于60%）共有34口，后期检泵井次可能增加。各类高风险井及带病生产井较多，合计175井次，随着生产时间的延长，检泵风险增大。

面对单井各种叠加的风险和困难，该厂创新“23232”工程，即：强化交变载荷和临界液面控制；推进割缝小筛管、连续加药工艺和气水分注技术三项应用；做好杆式泵密封钢圈和阀座材质改进 ；开展作业井使用原井抽油杆 、泡酸方式优化和底部座封杆式泵解封效果 探索研究；强化防腐工艺研究和胶质沥青质析出预判深度剖析。

井口连续加药。该厂利用抽油机下行动能进行自动、连续、微量加药，既节能降耗，又可避免胶质沥青卡泵。此项创新工艺已应用12井次，有效3井次，其余井次待评价；避免检泵2井次，节约维护费59.4万元，增油创效11.2万元。

酸洗井筒。该厂在碳酸盐岩粉末及铁锈类物质容易出现修井后形成二次卡泵，管柱到位后酸洗井筒。有效避免检泵3井次，节约维护费89万元，增油创效16.8万元。

改进56杆式泵。该厂在柱塞游动阀罩与泵筒接触处开4道5*17mm凹槽，使泵筒与其上部油管联通，在高压注气期间不形成憋压。 已应用3井次，预计避免检泵2井次。

气水分注。该厂将气水混注改为从油套环空注水，从泵筒或柱塞与油管小环空注气，避免气、水接触导致泵筒、柱塞腐蚀结垢。 避免检泵2井次，节约维护费60万元，增油创效11.2万元。

配套小筛管。该厂通过在泵筒底端加装割缝小筛管，形成“二次过滤”，阻止油管内异物直接进入泵筒导致固定阀失灵。避免检泵4井次，节约维护费119万元，增油创效23万元。

信息化建设。该厂依托远传系统实时数据定时（早、中、晚各一次）了解机采井工况，结合自动 警功能及时发现、处理异常，减小稠油凝管及断杆风险，全年避免检泵2井次，降本增效约71万元。以TK889为例，稠油进泵筒后远传功图2h后即显示异常，巡井工30min实现故障巡井，及时优化掺稀后油井生产恢复正常。如果无远传，到巡井时才能发现（约8h），存在稠油凝管或断杆的风险。

防偏磨。该厂根据理论计算及实际偏磨断脱位置设计加重杆长度，减缓抽油杆偏磨速率，延长检泵周期。已应用6井次，有效3井次，其余井次待评价；避免检泵1井次，节约维护费29.7万元，增油创效5.6万元。

交变载荷控制。该厂完善断杆风险预警模板，并严格按照断杆风险预警模板对机抽井实施分级分类管理，延长抽油杆服役时间。减少检泵3井次，降低维护费用80万元。

临界液面控制。该厂生产过程中将机抽井液面控制在临界液面以上，降低套损风险，从而达到降低更换偏心井口费用目的，减少更换偏心井口1井次，降低维护费用10万元。

该厂针对杆式泵泵座密封钢圈断裂和抽稠泵阀座刺漏或碎裂等因素导致检泵井次增加的问题，重点从结构设计与材质两方面着手改进，以达到延长检泵周期，减少检泵1井次，降低维护费用27万元。

该厂作业井使用原井抽油杆时，在工况相近（液面、含水、泵径）的情况下，抽油杆服役时间应基本相同，可参考此因素决策作业后是否使用原井抽油杆，节省材料费；注气井泡酸优化 时，将酸液顶替到位、焖井后，先顶替压井液，再上下活动杆柱，避免酸液进入柱塞腐蚀进油阀；检验底部座封杆式泵解封效果，底部座封杆式泵固定装置不易沉积异物，从而可避免因锁爪无法收缩而导致解封困难情况。

该厂在抽油杆断裂与胶质沥青质导致卡泵问题上查摆原因，一直是导致维护费用较高的重要原因。目前采取的措施主要为使用新抽油杆、控制交变载荷及井口连续加药，均属“被动性措施”。加强抽油杆防腐和胶质沥青质析出提前预判研究，综合防控，提前采取应对措施，减少检泵井次。

截至目前该厂七项单井工艺创新，累计降低维护14井次，降低成本费用415.8万元，增油490吨，增效78.4万元，合计494.2万元。