江汉油田多措并举支撑老区效益开发

1月16日，针对组合预警系统发现的陵72斜-9井结蜡问题，江汉油田工程院采油气工程所副所长龚兵通过优化热洗方案，现场指导热洗施工使该井恢复正常，截止目前，该井检泵周期达到1354天，周期内产油9572吨。

一年以来，江汉油田工程院围绕油田采油工程重点工作安排，组织开展机采效率提升、PCS系统深化应用等工作，持续提升采油工程核心指标，支撑和保障了荆州采油厂生产经营任务的完成。

优化生产工艺参数，提升机采系统效率。针对机采井参数配置偏高等问题，以八岭山区块机采系统效率提升示范区建设为依托，八岭山油田通过优化设备、杆柱、生产参数，机采系统效率提升2%，累计节电9.7万千瓦时。工程院荆州项目部根据八岭山油田的经验和做法，推动荆州油区节能降碳工作，完成制度优化29井次，生产参数优化56井次，功率平衡调整28井次，累计节电约64万千瓦时，机采系统效率由26.8%提升至27.6%。

加强采油工艺配套，延长油井检泵周期。针对深抽井工艺不配套的问题，依托《松滋油田深抽井配套技术研究》专家联盟课题，优选深抽地面智能系统和设备，创新深抽杆柱减载设计方法，研制小直径“三防”深抽泵，现场实施9井次，平均泵挂加深450米，突破荆州油区深抽工艺最大下深、最大井斜、最大全交变化率三项记录，释放油层潜力效果明显，日增油6吨，累增油1700余吨。针对作业井维护频次高等问题，研究制定了“三查三算三优”工作法。分类完善防偏磨、防砂垢、防气锁工艺，累计实施作业优化调整138井次，相比去年同期检泵周期延长12天，检泵作业频次下降0.05井次/（口.年）。

简化地面集输工艺，降低综合运行成本。针对花园、荆西油田高含水期，常规脱水工艺不适应、能耗高等问题，工程院创新设计压力沉降罐预脱水工艺，取消脱水前加热流程，降低脱水能耗20万千瓦时，确保外交油原油质量合格率100%。通过供气管线优化，燃气发电机配套等措施，解决主力油田套管伴生气回收问题，年发电量达80万千瓦时。针对污水处理流程不完善，论证清洗陵72站等站点污水罐区流程提升污水处理效果，水质达标率由80.65%提升至90.3%。针对地面生产工艺、设备设施不满足开发需求，工程院优化简化沙27井区地面工艺，复产油井4口，注水井1口，复产后初期日增油7吨，累计增油1000余吨。

深化信息集成应用，提升技术管理水平。针对现有信息化建设不满足生产过程全面感知和过程优化控制的需要，通过创新信息化应用，挖掘大数据应用潜力，形成6种机采井组合预警模型，建立了异常工况数据库，采取油井异常提前干预处置措施150余井次，有效恢复异常井8井次，实现油井“零”异常，确保采油时率稳定在99.5%以上，获得油田相关部门的肯定。