该厂从工况、能量、能耗衡量评价油井生产，累计组织旬会、月度会三十余次，评价机采井健康三次。推行注气后顶替稀油，保护管、杆柱，减少腐蚀；应用高纯度制氮机，将氮气纯度提高（97%上升99.9%）；继续推广杆式泵配套防异物割缝小筛管；加强作业过程中异物取样和化验，针对异物采取对策；加强生产管理，严格控制交变载荷不超过50KN；应用30CrMoA抽油杆，杆柱耐腐蚀能力提升20%。停机位置保持在上死点，防止关井期间沉降物入泵；三至五天活动一次杆柱，避免长期不生产导致柱塞卡紧。
实施油井健康评价，该厂转变注水思路，开展精细化注水优化沉没度活动。根据液面合理优化泵挂，优化工作制度和机采井工况。控制载荷不超过抽油机额定载荷，累计优化工作制度十三井次；控制交变载荷控制在50KN以内，累计优化工作制度28井次；控制电流不超过电机额定电流，累计优化工作制度九井次，平均单井电流下降8A；泵挂超过三千米油井上提泵挂二百至五百米；上提泵挂十三井次，平均上提三百四十二米。通过抽油机智能化改造及应用变频控制柜，节能降耗。保持机采井各项指标维持正常水平，保障机采井健康状态。
在合理沉没度上，该厂精细研究合理地层流压；通过IPR曲线、流压与井口采液的曲线耦合，寻找供采平衡点，指导工作制度优化，确保系统效率较高运行。累计优化制度一百二十六次，其中上调五十一井次，下调七十五井次，约四十口机采井沉没度明显改善，系统效率提高0.8%。
在系统效率测试，提升指标水平上，该厂定期进行系统效率测试， 每月选井测试，累计测试270余次，覆盖机采生产井数80%以上，重点查找地面设备和井下工具低效环节。加强传动系统维护保养，降低传动损耗；电机选型合理，避免大马拉小车；合理调节配重，消除不平衡现象；井口装置：调节光杆对中，调节盘根松紧度。保持合理沉没度，提高有效功率；稠油降粘，降低杆柱磨阻；上提泵挂，减少杆柱负荷；及时洗井、检泵，确保油井工况异常。以系统效率为目标，多种方法打造油井健康状态，平均单井提升0.5%。
在完善杆式泵配套工艺体系上，该厂推广杆式泵配套小筛管后，异物导致阀失灵井次大幅降低，避免躺井六井次。改进阀座材质后，阀座碎裂问题未发生，避免躺井五井次。改进泵座钢圈结构后，钢圈断裂井次大大减少，避免躺井三井次。改进锁爪结构后，杆式泵无法解封井减少，避免检泵三井次。部分机采井供液能力差，修井期间压井液漏失，导致液面下降，作业后无法正常生产现象，严重影响油井产能。应用封泵器配套杆式泵，通过起下杆式泵控制封泵器开关，已现场应用二井次，实现免压井作业。
在先导实验降掺稀上，部分高掺采比机抽井，现有抽稠泵无法满足油井生产需要，无法进一步优化掺稀，影响油井产能。螺杆泵采油运动部件少、流道短，过流面积大，携带能力强，对流体粘度敏感性弱；不会产生“气锁”现象，转子与定子过盈配合，几乎无漏失，运行泵效高；采用伺服直驱电机驱动，系统整体传动件少，无功损失低，已在TK830井实验评价，与抽稠泵相比，掺稀比降低，泵效提高，节能效果显著。
目前部分稠油掺稀井掺采比过高，导致油井产能无法充分发挥，甚至部分掺稀井因地层负产关井。通过在TK876X井现场实验评价，注气后日均掺稀量降低26.9%，日均产油量增加14%。
围绕油藏开发需求，该厂抓牢采油工程主要矛盾，持续推进理念重塑、管理创新和技术变革，强化低成本技术集成应用。全力提升效益开发水平、保障机采工况健康、井筒完整性和井控安全，不断推动采油工艺技术进步，为西北油田开发生产提供有力支撑。
