2023年

采油二厂工艺系统牢固树立

“吨油必争”的产量意识

快节奏、高效率

逐个攻破上产“绊脚石”

与2022年同比

维护性作业频次降低0.01次/口.年

配注合格率提升0.6%

分层配注合格率上升2.8%

伴生气综合利用率提高0.3%

各类捷报频频传来

紧盯全年轻烃（含LNG）生产任务，全面落实“产量、效益”最大化，围绕“伴生气资源100%回收利用”目标，通过“混烃装置建设、场站密闭集输、装置流程优化、轻烃装置检修、专项检查整改”等措施实施，深挖“轻烃+干气”效益。同时，克服“南梁集油站等5座轻烃装置检修、西二联新原油稳定装置停运、3座轻烃装置原稳降温运行影响、悦联站轻烃厂负荷不足”等重重困难，轻烃（含LNG）产能突破300吨/天，达到308吨/天，与去年12月底对比，日产净增41吨，伴生气综合利用率达到98.3%。

随着油田开发时间的延长，套损井数逐年增多，治理难度也在不断增大，高效开展套损预防技术研究与配套迫在眉睫。针对侏罗系大段内腐蚀穿孔问题，我厂总结形成“投加缓蚀剂、固体缓蚀胶囊、加深花管、配套防腐阳极、预隔采环空保护”五类套损预防措施，实现从动液面至射孔段全井段套损预防。从产建源头抓起，按照全生命周期套损预防原则，全部投加缓蚀剂+配套锌阳极；在老区套损预防方面，侏罗系老井全部采取预防措施，实施措施2071井次。2023年新增套损井数较去年同期减少36口。

注水井调剖调驱是稳油控水的技术之一，也是控制自然递减率的有效手段。微球调驱严格执行“小粒径、低浓度、大剂量、长周期”设计参数与微球2.0新工艺试验相结合的方法，最大限度提升微球调驱效果。常规调剖针对不同见水类型及提压空间，优化调剖体系及段塞组合，开展个性化注入参数设计，过程中根据动态变化及时调整注入参数。2023年，工艺研究所以“提高水驱效率，降低自然递减率”为目标，在9个区块集中连片实施667口，日增油100.3吨，阶段累计增油2.1万吨，为老油田持续高效稳产打下了良好基础。

坚持“效益优先”原则，积极探索多渠道、低成本增产方式，适应我厂多元化油藏开发特征，达到提升单井产量及延长解堵有效期的目的。结合近两年我厂低成本复合解堵实施成效，技术人员积极分析各区块堵塞机理、特征等，持续优化复合解堵液技术体系，优选成熟适用区块进行试验。目前形成适用于西峰长8、华池长3、马岭长8、环江长8等油藏近井地带解堵的酸浸技术，南梁长4+5、侏罗系等油层近井地带解堵的复合解堵液技术。2023年，重点推广低成本复合解堵、试验纳米功能性分流酸化等技术97口，单井日增油同比上升0.27吨，全年增油1.3万吨，产出投入比大幅提升至8.0。

地面优化简化精算“成本账”、细念“效益经”，畅通油田“大动脉”，为老油田稳产上产注入新活力。实施过程中，围绕“效益效率提升、绿色清洁低碳”目标，坚持问题效益导向，全力推进低效场站关停并转、原油拉运治理、高回压及投收球治理等工作。全年实施场站优化关停2座、降级改造3座、平稳输油改造106座、减少拉油点56座；恢复管道投球或治理高回压管道131条，管输率提升至96.4%，收球率提升至87.0%。

针对低产低效井数量多、分布广等特点，技术人员结合工作制度、抽油泵效、动液面、流压等生产参数，详细分析单井产量变化趋势，制定针对性技术和管理方案，确保油井达到最佳生产状态。尤其是油井智能间开技术的应用，变革了传统的间开模式，减轻了员工劳动强度及现场作业风险，同时减少能量空耗，降低碳排放，为实现低产井的效益开发奠定了基础。2023年，以“有效冲程最大化、生产载荷最小化”为原则，重点开展系统效率测试、油井间开、参数优化、平衡调整等工作，完成提效治理4465井次，治理井泵效提高1.7%，系统效率提升0.5%。

为保证增气目标的顺利完成，我厂加大工艺配套和措施落实力度，重点开展“系统完善、井筒管理、措施增产”三方面工作，充分发挥气井产能。按照“完善庆探1、连通城探3、布局陇27”思路，新建集气管道及集气站，进一步完善庆阳气田地面集输系统；强化节流器打捞作业过程监督管理，确保关键环节作业质量。同时，严格落实井筒缓蚀剂投加制度，加强油管及井口检测与修复等工作，确保套损井“零新增”、管道“零失效”，加大“人工泡排、氮气气举”等措施实施力度，开展储层解堵试验。与去年同比，我厂节流器打捞成功率由85.7%提高至95%、措施有效率上升2.3%，管道持续保持零失效，全力支撑了庆阳气田高质量开发。

反复淬火方能百炼成钢

不懈奋斗才能书写成功

2024年

采油二厂采油工艺系统

将继续努力

握好手中的技术利器

打造出一把把稳产“金钥匙”！

素　　材丨韩春玉 姚晓伟

编　　辑丨宋欣雅

责任编辑丨昊 庭