大港油田：热采变冷采 打开稠油开发新思路

大港油田创新攻坚一体化稠油降黏开发模式，11口高耗能稠油油井自3月中旬开始全部由热采转为冷采，在保持油井产能的同时，有效降低了躺井风险。截至5月15日，11口高耗能稠油油井生产周期延长至380天，节电78.88万千瓦时，年预计节约电费超千万元。

大港沈家铺油田原油黏性高、稠油井多。为保障稠油井产量，技术人员应用了空心杆电缆加热技术。实施初期，油井运转正常，但随着应用时间的延长，能耗高、平均生产周期短、杆管结垢腐蚀、地层液量含水数据不准等缺点逐渐显现出来。

为破解难题，技术人员在日常加强井组动态分析、优化杆柱组合、调整工作制度的同时，积极探索热采转冷采新路径，建立“地面—井筒—地下”一体化稠油降黏开发模式。聚焦强化降黏、降载效果展开针对性治理，在优化应用稠油大间隙泵、电潜螺杆泵、蜂巢式防蜡除垢降黏装置的同时，开展了油井井筒不动管柱降黏、点滴加药降黏等先导性化学试验。

历经多次试验、数据分析和现场交流，技术人员终于突破技术瓶颈，使电加热降黏生产井逐步具备冷采条件，停用电热杆生产工艺，为稠油冷采提供了新思路。