华北油气射流泵同井采注增产效果显著

截至2022年1月11日，华北油气分公司东胜气田JPH-361井采用创新研发的射流泵同井采注技术，连续稳定运行208天、检泵周期较电潜泵同井采注提升1倍，日产气增至7100立方米、增幅达28%，累计增气117.5万立方米，解决了高产液气井长期稳产的难题，助力东胜气田稳产保产。

该井是东胜气田锦58井区一口典型的高产液气井，投产即呈现出低产气、高产液特征，产能未得到充分释放。前期采用井口分液及分体式同井采注技术维持生产，但稳产有效期较短沥青网sinoasphalt.com。

工程院技术人员优选设计泵芯、泵桶及地面配套设备等工艺参数，创新研发形成高产液井射流泵同井采注技术，针对性编制射流泵同井采注技术方案，为先导试验的开展提供有力技术支撑。 

该井的成功实施，不仅提高了高产液气井储量规模动用，也为同类气井的长期有效稳产提供借鉴意义。

胜利桩西作业区以高质量服务原油上产

胜利油田油气井下作业中心桩西作业区做精大小修技术服务，克服桩西属地油藏井深、三高一低、作业施工难度大等重重困难，创出作业施工的高质量，圆满完成了2021年度属地保油生产任务，发挥了上产支撑主力军作用。

该作业区始终把提升小修支撑、大修创效、压驱业务作为创新效益、求发展的重中之重，将“万无一失，一失万无”的质量理念贯穿到生产全过程，做精大小修业务技术支撑，全面推进标准化施工，全年对11个车组开展送教上现场标准化培训、标准化演练、工程师专题业务培训等，促进了干部员工质量意识持续提升。

该作业区强化技术专家组作用，采取专家组提前方案论证，分级作业设计审批，组织大小修疑难专题分析，为作业施工提供技术支撑。加强大型施工安全风险交底，针对高压施工井口安装固定、深井重负荷解卡、复杂打捞事故处理等安全风险，专委会组织压裂、复杂打捞等施工现场专项督导，为高风险施工提供了安全保障；加强过程质量管控，抓实关键工序、重点施工干部跟班和施工规范操作，实施检泵分析、下滤下封、完井质量的过程控制，下滤一次合格率连续5年保持100%；开展大修侧钻合作，加快修井、循环设备配套，完善侧钻五项关键技术，累计增油1768吨；开展小修扶停合作，施工的桩11-斜31井累计注水1.8万立方米，实现了高效合作共赢。

该作业区做实技术创新升级创效，开展快速修井技术应用，广泛开展工具革新,推广了抽油杆搓断钳、双管冲砂、测试一体化等快速修井工艺，累计实施142井次，增油效果显著；推广应用通刮一体化、通捞一体化等成熟技术，2021年压减作业占井周期13天；拓展压驱业务增效，针对桩西油藏埋藏深、注入速度慢的难点，开展设备优化、排量提升及多路供水等技术革新，累计注水25万立方米，生产受益井28口，日增油33吨；拓展连续油管应用提效，完成替泥浆、通井、刮削等施工，单趟工序同比节约48小时。

江汉清河采油厂稠油区块高效开发探索新路

江汉油田清河采油厂釆油管理三区，面对Ⅱ类稠油油藏、原油黏度高、开采难度大的各种困难，通过油藏精雕细刻、管理精益求精、经营精打细算，不断提升油藏开发、经营管理水平，为稠油区块高效开发建设探索出了一条新路。 

按照同一井场，在满足生产条件、不涉及工农赔偿关系的原则下，由选及近，由高液量井带低液量井，开展管网合并优化工作，目前油井全并井占60%，日掺水减少51%，有效减少了管线数量、管线材料费、管线穿孔频次和人工劳动强度。优化偏远区块管网，他们先后完成了面121区块3个拉油点7口油井和M113区块5个拉油点12口油井拉改输项目，年节约拉油费用和电加热费用250万元。

针对辖区长停井，结合地质动态，优选地面、井筒条件较好、投入少的油井实施复产，取得了明显的效果。近两年，实施老井复产8口井，增油1720吨。不断完善注采井网，组织开展欠注井专项治理攻关，通过不断分析及时开展工作66井次，欠注井逐月减少，配注合格率由81.9%上升到91.5%。通过严格执行“一井一策”措施，根据油井生产动态第一时间对井口流程、设备设施、电力系统及地面管网进行检查，及时整改，减少等靠时间，确保油井及时恢复生产，采油时率始终保持在99.5%以上，自然递减率得到有效控制。

摸排油井的生产情况，在当前油价下，进行产出比的大小对比，根据经济效益，进行停关、间抽、暂缓作业等措施。先后停关2口无效井，暂缓3口无效井作业、间抽4口、调平衡19井次，抽油机平衡度合格率提高3%，有效节约电费、维护作业费60万元。