本报讯 “原油产量创5年来新高，作业费下降130多万元，电费下降157万元，运输费用下降60多万元……”看着今年的生产经营数据，胜利油田河口采油厂副总工程师、采油管理七区党支部书记郎明才舒了一口气。

    今年初，面对采油厂下达的“31.52美元/桶”盈亏平衡点指导目标，采油管理七区倒推出“全年原油产量增加1.3万吨，考核成本降低2000万元”的生产经营目标，郎明才曾一筹莫展。这已是该管理区连续3年产量上升、成本下降，在大家心目中降本增效逼近极限。

    原油越来越稠，新井产量越来越低，地面管网腐蚀越来越严重，套损井治理难度越来越大，单井投入越来越高，简单的成本管控已不足以破局。

    对此，该管理区明确了注汽质量、作业监督、油井生产参数、能耗管控4个主要优化方向，全面启动降本提质增效工程，围绕管理区注水、集油、掺水、注聚、注汽、外输和电力能源7个系统，多部门协同作战、一体化运行。

    同时，他们利用勘探开发业务协同平台、油田能源与碳排放管控中心和油气生产指挥平台，启动“一井一项目”方案，从措施井工艺方案、作业井设计方案、油井生产参数调整等源头抓起，实时监控，全过程监督。

    “运行成本要挖潜，增量成本要提效。”管理七区经理张培智说，“陈西接转站就地回注改造就是一个案例。”

    陈西站担负着管理区77口油井产液接转任务，每天产生的近4000立方米采出液远程外输至陈庄联合站处理，再通过陈庄注水站进行回注。这样不仅要承担外输、回注费用，增加站库负荷，还因陈西稠油采出液矿化度高，腐蚀管网和注水井筒。

    技术人员在陈西寻找适合的井转为注水井，建设回注站，实现采出水就地回注。陈庄注水站两台功率2000千瓦的柱塞泵改为2000+1000千瓦组合，系统调整后，注入压力下降，日节电6000千瓦时。

    陈家庄油田稠油开采有两种模式：一是热采，采用物理升温降黏模式，整体吞吐开采；二为冷采，采用化学药剂降黏开采。探索冷采与热采结合，是一种创新的成本经营模式。技术人员通过大数据进行流动热场追踪，在热采井探索冷采、热采平衡点，总结出两轮次冷采+一轮次热采的最佳组合模式，一个冷热交替周期可节约成本180万元。

    该管理区稠油热采占比达54.8%，作业费用约占经营成本的45%，其中，因掺水水质引发油井杆断而产生的作业费用居高不下。

    技术人员推广使用“不锈钢内衬空心杆”，与作业技术服务方合作，探索差异化阶梯式结算模式，解决了作业运行过程中的问题，有效提升了作业运行质量。之后，陈西区块内没有一口井因杆断躺井，一季度的作业费用不仅没增加，反而比去年同期节省100多万元。

    运费也是重要经营成本，管理区投产陈319块集中拉油点，单井拉油车次从每天46车减至18车；他们主动与相邻的集输单位协商，合并使用通勤车辆，调整发车时间，保障两个单位生产经营，每月节约运费15万元。

    同时，他们实施单泵提效差异化运行，每立方米注水耗电量从4.9千瓦时降至4.6千瓦时；注汽干度提升后，每立方米蒸汽耗水量从1.3立方米降至1.15立方米，实现水电双节约。（王海标 李 敏）