中国石油辽河油田公司兴采厂：“技术+管理”模式增产提效
泵效、系统效率同比提高3.8和2.2个百分点，检泵率、举升吨液耗电同比降低0.9个百分点和5.4千万时/吨；集输系统脱水吨液成本、污水处理成本有效降低。
10月26日，中国石油辽河油田兴隆台采油厂前三个季度“技术+管理”一体化模式，推动采油管理指标持续向好，提效增产成效显著。
据该厂采油管理负责人介绍，“我厂以‘系统规划、分步实施’为原则，以‘对标找方向管理堵漏洞科技促质变’为手段，做到经济有效开发油田。”
在采油管理上，为提高老井管理水平，从强化设计源头管理，系统分析维护性作业原因，阶段优化设计121井次，偏磨、砂卡倒井同比减少24井次，检泵率同比降低0.9%。
该厂开展优化举升、转换无效井等5项管理对标，89口电杆井实施躲峰加热，对240口井摸索制定合理间开周期，减少无效时长11.5万小时；实施34口负效益井转捞油生产，盘活管杆1.5万根；应用电加热等多元清蜡方式，减少地层污染、提高有效生产时率。通过采取各项有力举措，阶段节电892万千瓦时，创效1300万元。
在注水工作上，通过“整体降压、局部增压”的注水运行模式，全厂注水单耗同比下降0.28千瓦时/方。对兴四注、于一注采取针对性流程改造和设备设施升级，注水系统效率同比由44.7%提升到53.81%。
精细论证水井工艺技术，持续升级细分注水、降压注水、调驱调剖等工艺措施，逐步完善形成4类9项适用技术，有效改善了水驱油藏驱替效果，阶段实施水井措施92井次，跟踪受效油井42口，累计增油1620吨。
在优化集输工艺流程上，立足老平台、利旧老管线，完成5个油田的41口拉运井密闭集油改造工作，密闭集油率达到92.1%，减少天然气损耗950万立方米、创效2100万元。
试验推广停炉冷输，至目前已累计停炉594台，节约自耗气量538万立方米，创效855万元。通过优化脱水工艺流程、停运高能耗脱水设备、利用物理沉降替代化学沉降等举措，提高脱水质量，降低处理成本，集输系统脱水吨液成本降至1.07元/方，污水处理成本降至0.41元/方，降幅同比均达到50%以上。
