冲刺2020年度产量任务目标进入关键期，西北油田采油一厂采油管理一区面对注气三采过程中油质变稠运移困难，易发生回压高、电流高、光杆滞后等诸多不利因素，从井筒、地面集输和站库运行等方面提出针对性的治理对策，“降异常、提时效”取得显著成效，异常处置成功率95%以上，“重点关照”的油井异常发生率降低49%，累增油超1.2万吨。

    “从被动处理到主动预防，采油区从强化资料录取工作，精确掌握多轮次注气后原油物性变化趋势，有针对性采取降粘措施，优先完善地面配套，尽可能从源头解决问题。”该区总监何云峰说。

    11月5日，班长陈晶到高产井TK260巡检，看到加热炉出口温度53℃，他放下心来。冬季生产已经到来，加热设备是他检查的重点。该井前期实施加装管道泵降回压工程后，未出现回压高现象，每天释放产能16吨。

    利用科技实现提温降粘是有效手段。今年以来，一区通过完善加热炉配置，保障加热效果，对100多口油井的加热炉实施自控改造，实现了出口温度、燃烧过程、联锁保护等进行的自动控制，减少人为干预，保证了出口温度在50℃以上。

    除了保温加热，该区也积极探索加药、加水降粘新模式。中心主任徐镇结合采油厂化验室实验效果，精细开展加破乳剂降粘，加药量主动随油井生产变化进行调整。针对光杆滞后、电流升高的油井主动进行井筒掺稀降粘，TK234井前期频繁异常，掺稀生产后生产时效提高，每天释放产能2.5吨且连续稳定生产，该井三个月累增效益68.74万元。

    开展管网优化，集中治理保产能。采油区主动对单条管线无法满足集输要求的油井开展管网改造，实施临时管线+正式管线双管线生产，已实施的TK211、TK494、TK4108X、TK4107X、TK277CH等5口高产井采取双管线模式有效降低扫线频次，充分释放了油井产能；采油区还积极开展管线治理，对故障管线及时进行治理修复，确保进站流程畅通。

    实施供水改造，保障拌水降回压。近年来，伴水生产逐渐成为稠油井降粘的有效手段，针对对高产井聚集且处于水管网末端区域提压，TK408注水站进行了20兆帕供水改造，专供S65单元周边井高压伴水，辐射周边9口生产井，回压波动频繁扫线情况显著改善，降回压效果明显。该区还对重点单井实施增压伴水扫线，TK234利用备用掺稀泵、TK488增设伴水扫线泵实现连续扫线生产，解决了重点稠油井无法进站生产问题，具有后期推广意义。