中国石油新疆油田公司始终坚信，抓创新就是抓发展，谋创新就是谋未来，坚持创新驱动，助推高质量发展强大引擎，为科技创新插上“翅膀”，放飞高质量发展梦想。

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为稠油提效开发探新路

新疆油田为稠油井区提效增产不断探索新思路。

准东采油厂北10井区头屯河组油藏石油资源量大，但由于油藏低渗、强水敏、易出砂、油稠等问题，致使该区开采难度增大，主要体现在水井高压欠注、油井低液注水见效差等方面。

为彻底解决产量难题，打通水井欠注、油井低液注水见效差的“任督二脉”，科研人员提出了“油水井联动”解堵提高单井产能的思路。科研人员先对同类油藏增效措施效果进行深入分析，发现LPA复合体系化学剂具有溶解原油中胶质、沥青质以及降低表面张力的特性，同时具备降粘和洗油的能力。再通过优化和调整产品配方，实现了油井解堵降粘、水井解堵驱油的双重效果。

在前期采用这一技术在注水井北64井实施取得较好效果的基础上，8月11日按计划在BD4334油井实施了LPA降粘解堵技术。作为北10井区“油水井联动”解堵的“第一站”，从水井到油井解堵驱油效果尤为重要。为此，由厂领导牵头，厂生产技术科组织勘探开发研究所和探井作业区研讨实施，最终决定对该井设计挤液335方，以段塞式挤入井内。为了让LPA复合体系充分和地层中的原油混合，达到降低原油粘度，改善原油流动性的目的，将在挤液后焖井72小时再开井

自主研制滤水装置

为防止冬季冻堵事件，新疆油田提前部署，保证生产设备安全运行。

重油公司集输联合站61号原油处理站于1998年建站投产，随着原油处理站使用年限变长，储罐的生产状况日趋复杂，储罐上液压呼吸阀的故障日益严重。 

技术人员通过对储罐类型与故障频次进行统计分析，发现冬季净化罐占故障总数的81.1%，是储罐液压呼吸阀故障频次高的主要原因。

围绕以上症结问题，技术人员对其产生的原因展开分析，分别对四个罐的八次外输油过程和进油过程开展实验观察，发现进油过程中，会造成液压呼吸阀储油槽积水冻堵。基于原液压呼吸阀均不具备滤水或排水功能的现状，技术人员通过有效性、经济性、实施性、可靠性四个方面进行综合分析，自主研制出液压呼吸阀滤水装置。

该装置结合天然气过滤分离器和三相分离器优势特点，通过在液压呼吸阀中心筒体的位置安装三层特制过滤网，最终达到去除水蒸气的目的。通过现场进行验证，应用该装置后，冬季连续三个月隔油槽积水平均2.2毫米/月，小于5.5毫米/月的目标，同时保证1次/月人工放水，液压呼吸阀的故障频次从8次/月下降到2.89次/月，每年可节约费用2.9万元，节约工时424小时。

首口二氧化碳前置增能水平井完成压裂

新疆油田全力保障全年产能建设顺利实施。

近日，风城油田作业区夏013井区八道湾组油藏部署的首口水平井XHW0119井完成压裂。该井采用二氧化碳前置增能压裂工艺，5天完成15级压裂，入井砂量1420方，总入井液量16000方，入井二氧化碳2100吨。

夏013井区八道湾组油藏为中孔、低渗储层，地层流体渗流阻力大，具有原油粘度大、日产油波动大的储层特性。为保障油藏高效开发，作业区联合开发公司在XHW0119井采用前置二氧化碳增能压裂工艺，最大限度改造地质储层，提高采收率和储量动用程度。

二氧化碳前置增能压裂工艺是在压裂过程中，通过利用二氧化碳黏度低、扩散性能强、易与压裂液反应产生碳酸的物理化学特性，有效增加渗流面积，大幅度降低原油黏度和水敏性，提高原油流动性。

施工前，作业区与开发公司紧密对接碳源连续供应、工艺流程、布置供水管线等重点内容，确保该井顺利施工。施工过程中，开发公司、作业区及夏子街采油站三方联合开展现场施工督导，确保该井按照方案设计进行，细化工作各个环节，努力保障压裂速度及成功率。