自2014年下半年国际油价断崖式下跌以来，即便目前已走进炎热的“盛夏”，但油田企业仍旧身处“寒冬”。

  认识到井筒垮塌、落鱼、腐蚀及井口异常起压等钻完井遗留隐患，正在严重制约着油田的高效开发。为此，西北油田采油三厂精做井筒文章，持续创新开发工艺技术，确保井筒完整性，有力提高油田开发效益。

  气水分注，降低检泵频次

  随着注气三采的不断深入，注气轮次的增多，气水混注的弊端逐渐暴露出来。注入氮气中携带的氧气和水混合后，易导致管、杆、泵腐蚀结垢，致使挂抽过程中频繁卡泵，需通过检泵恢复生产。

  “只有解决注气腐蚀结垢问题，才能有效降低注气井检泵频次，节约作业费用，提高油井生产时效。”该厂开发研究所副所长李勇向技术人员说。

  为此，该厂技术人员经研究后，提出将原来的油管气水混注模式改为油管注气、套管注水的想法，以降低注入流体对管、杆、泵的腐蚀。

  自该厂采用“气水分注”工艺后，有效减缓了油管腐蚀结垢速率，降低了检泵频率，且提高了生产时效。此外，为应对注气对油管的腐蚀，该厂全部采用高纯度电驱设备。2016年上半年与去年同期对比，检泵井次减少了3井次，累计节约作业成本63万元。

  治理垮塌，降低作业成本

  因裸眼段无套管固井致使部分油井存在井壁垮塌的现象，严重影响油井正常生产。为消除隐患，该厂开展垮塌井治理技术攻关，针对上奥陶统垮塌严重的油井，不遗余力展开防治。

  TP186井是今年的一口新井，转抽期间发现井筒砂埋69米。考虑该井生产周期较短，井壁垮塌较严重，技术人员综合分析论证，对该井裸眼段组下割缝套管，有效稳固井壁。避免后期生产过程井壁重复垮塌，导致二次上修作业，节约作业成本85万元。

  “目前，该井以4毫米油嘴自喷生产，油压2.5MPa，小时产液0.5方左右，平均含水50%，有望成为今年的高效措施井。”谈及对TP186井的治理效果，该厂开发研究所副所长宋正聪高兴地说道。

  创新应用，降低井控风险

  由于钻完井期间套管悬挂器座挂不规范，随着高压注水、注气工作的深入推进，井口试压不合格现象频发，不仅影响生产时效，还存在井控风险。

  工艺技术人员以生产难题为导向，潜心研究，创新设计出FS密封圈工艺。

  经过技术人员的反复论证，认为T801（K）井有注气增油潜力，但该井套管悬挂器密封组件破损导致井口试压不合格，无法实施注气。

  考虑到该井使用的是W型悬挂器，无法直接更换密封件，工艺技术人员及时转变思想，提出二次密封的思路，创新设计出FS密封圈工艺，有效治理了这一难题。该井井口隐患治理后顺利实施注气作业。

  FS密封圈创新应用不仅高效治理了井口隐患，使油井保持健康状态，还大幅降低作业成本，单井次降低作业成本144万元。