本报讯（通讯员石海霞）据统计，2023年长庆油田全年维护性作业频次下降至0.45次/口·年，系统效率提升到24.0%。同比去年，采油井年耗电电量减少1387万度，维护作业量下降463井次，节约费用1526万元。
　　长庆油田开发的油藏属于典型的低渗透油藏，多采用丛式定向井组开发模式，受油井液量低、井筒环境复杂影响，系统效率和维护作业频次指标较股份公司有一定差距，制约着油田提质增效。机采系统提效是油田公司降本增效工作的重要抓手，也是油田高质量、高效益发展的重要手段。自2021年以来，长庆油田以“抽油机改造工程、井筒治理工程、机采数字化工程”+“机采技术标准化”为主的“3+1”机采提效示范工程为引领，突出问题导向、油藏类型、效益优先的原则，优选经济适用技术，稳步推进机采提效示范区建设，提升机采数字化、智能化水平，延长油井检泵周期，形成可复制、可推广的主体技术与推广模式。
　　在示范区选择上，长庆油田按照具有代表性、具有示范意义和可推广的原则，坚持示范引领、统筹考虑，采取股份公司、油田公司、采油厂三级示范区建设模式。从系统效率、检泵周期、数字化抽油机应用比例三个维度，结合生产规模、基础条件、突出问题、提效潜力等优选，设置了1个股份公司级示范区华庆油田，2个油田公司级示范区姬塬油田和靖安油田，18个采油厂级提效和井筒治理示范区。
　　在主要技术的选择上，长庆油田以“降频次、降成本、提效率”目标，围绕股份公司七项机采提效主体技术，结合长庆油田丛式定向井组开发、低液量、数字化建设基础好的特点，优选了智能无杆采油、超长冲程抽油机、智能间开、短检泵周期井治理四项关键技术。
　　在股份公司级华庆油田提效示范区的建设中，长庆油田针对大平台、大斜度井、水平井三维井身结构，井眼轨迹复杂维护性作业频次高的问题，以“高效、安全、智能”为目标，坚持技术管理一体化，地层供液、井筒举升、地面配套、智能管控统筹考虑、一体化设计、集中示范的理念，优化完善形成了超长冲程抽油机采油和投捞电缆式电潜柱塞泵采油两项技术，建成了1个超长冲程抽油机采油示范区和3个“电潜柱塞泵+投捞电缆”无杆采油示范平台。
　　针对低产低效井占比大，系统效率低的问题，长庆油田推广低产井智能间开技术，在完善物联网配套基础上，持续优化完善RTU功能，升级安全控制，创新智能启停调度模型，形成低产油井智能间开技术规范，实现油井间抽低成本。针对井筒矛盾突出，检泵周期短的问题，长庆油田在精细井筒问题描述的基础上，结合检泵，推广应用内涂层防蜡油管、内衬防磨油管、钨合金球座，明确了涂层防蜡油管、内衬防磨油管、长柱塞防垢泵等5项短周期井治理技术配套标准，形成了“三结合、三优化、三不入井”井筒精细管理方法。通过新型举升、智能化控制与数字化改造、短检泵周期井综合治理等技术的规模应用，华庆油田机采提效示范区各项技术指标达到油田公司优秀水平，打造形成可推广、可复制技术体系和管理模式。