庄 13 断块作为码头庄油田重要的稠油生产单元，受原油物性、井斜偏大及举升制度匹配性影响，长期面临抽油杆断脱频发、检泵周期短、作业成本居高不下的难题。2020 年以来，区块年作业井次高达 16 井次，其中抽油杆断脱占比过半，严重制约平稳生产与效益开发。围绕 “降负荷、延周期、减作业、提效益” 核心目标，通过系统诊断、机理分析与现场试验，形成以 “小泵降载 + 短周期电加热” 为核心的综合治理技术，实现作业频次大幅下降，为同类稠油斜井高效举升提供了可复制的实践路径。
 
生产问题
 
庄 13 断块位于江苏省高邮市，构造上处于高邮凹陷北部斜坡带，主力含油层系为 E₁f₂₂、E₁f₁₁，属中孔低渗砂岩普通稠油油藏。区块探明地质储量 142×10⁴t，含油面积 1.45km²，原油黏度 194.17~258.5mPa・s，具有黏度高、含蜡量高、流动性差的特点。目前区块正常生产油井 12 口、水井 5 口，日产油 45t，综合含水 43.2%，日注水量 110m³，整体处于中低含水、稳油控水关键阶段。
 
长期以来，区块突出矛盾集中体现在三个方面：一是原油稠、结蜡重，井筒流动阻力大，抽油机运行负荷居高不下；二是油井平均井斜达 29°，杆管偏磨严重，附加载荷大；三是电加热制度不合理，加热后负荷快速反弹，抽油杆长期在高应力状态下运行，疲劳断裂频繁。2020 年数据显示，区块全年作业 16 井次，其中抽杆断脱 8 井次，占比 50%，不仅影响产量，更带来高昂的检泵与作业成本，成为制约区块提质增效的瓶颈。
 
通过现场跟踪、功图分析与运行数据对比，明确高频作业的根本原因：电加热制度与负荷恢复规律不匹配。区块采用井筒电加热杆降粘清蜡，原运行制度为加热周期 3 天以上、单次加热 4~6 小时。监测数据表明：电加热清蜡后，油井最大负荷平均下降 15%，运行电流平衡性明显改善，但负荷回升速度极快，12~24 小时即可恢复至加热前水平。这意味着，在 3 天的加热周期中，油井有约 48~60 小时处于高负荷运行状态，抽油杆反复承受交变应力，疲劳损伤持续累积，最终导致断脱失效。
 
功图诊断进一步验证：加热后短期内负荷显著降低，生产趋于平稳；但随着时间推移，负荷快速攀升，功图变 “肥”，结蜡与高黏特征重现，杆柱受力持续恶化。由此得出关键认识：延长加热间隔、拉长单次加热时间，并非最优选择；缩短周期、加密频次、控制单次时长，才能让抽油机始终保持低负荷运行。
 
优化与施工
 
基于上述认识，从 “举升参数优化” 和 “电加热制度重构” 两方面入手，开展综合治理。优化举升参数，更换小泵降载。区块多数油井已采用低冲次运行，地面参数调整空间有限。为此，采取 “更换小泵径、提高泵效、降低负荷” 思路，选取庄 13-9、庄 13-13A 等 4 口潜力井，将泵径更换为 32mm。实施后，4 口井平均泵效由 34.4% 提升至 46%，抽油机最大负荷下降 15%，在不降低产液量的前提下，从源头减小杆柱受力，有效降低断脱风险。
重构电加热制度，短周期高频次运行。彻底改变原有 “长周期、长时间” 加热模式，建立 “短周期、高频次、短时长” 的精细化电加热制度：加热周期：由 3 天以上优化为1 天 1 次或 2 天 1 次；单次加热时长：由 4~6 小时压缩至3~4 小时；配套措施，部分乳化倾向明显井，结合加注破乳剂，进一步降低井筒黏度与负荷。数据表明，新制度下油井最大负荷平均下降 12%，降粘清蜡效果与原制度基本相当，但抽油机全程处于低负荷区间，避免了长时间高应力疲劳，杆断概率大幅下降。
 
效果显现
 
经过系统优化，庄 13 区块生产运行指标实现根本性改善。作业频次显著下降，年作业井次由 16 井次降至 8 井次，同比降低 50%；检泵周期大幅延长，由 215 天延长至 383 天，增长幅度达 78%；经济效益突出，年节约检泵及作业费用超 60 万元，降本增效成效显著。
实践证明，“小泵降载 + 短周期电加热” 模式，精准解决了稠油斜井负荷高、易断脱、作业频的痛点，实现了技术可行、经济高效、可复制可推广的治理目标。
 
稠油、高含蜡、大斜度井高频作业的核心诱因，是抽油机长期高负荷运行与电加热制度不匹配，而非单纯加热强度不足。缩短加热周期、增加加热频次、压缩单次时长，可使油井保持持续低负荷运行，是延长检泵周期、减少断脱最直接有效的手段。更换小泵径在不影响产量的前提下提升泵效、降低负荷，与电加热优化形成互补，综合治理效果更佳。下一步应持续跟踪含水变化，动态优化加热制度与加药方案，持续巩固长周期高效运行态势，为区块稳产上产提供坚实保障。