生产技术管理包括采油技术、注水技术、集输技术管理，新技术的引进、推广与攻关，技能竞赛管理，制度体系建设等。

【采油技术】

控躺治躺2013年4月，技术管理科组织对高频次作业井开展控躺“三防”（即防结垢、防结蜡、防腐蚀）工作。对结垢、腐蚀井，利用废旧灭火器改造为套管加药装置，实现油井连续加药；开展溶垢对比试验，建立钙镁离子、总铁台账，跟踪评价加药效果，优化加药制度，油井免修期得到一定延长，如HH267井、HH31A井、HH1054-6井检泵周期分别由53、65、192天提高到182、107、239天。2013年，对结蜡井实施定期冲击式清蜡剂加入42井次，其中23口井电流下降2安培或回压下降0.1兆帕，油井结蜡速度得到控制。

2013年5月，引进J55抗磨抗腐内衬油管，先后在ZJ2-13井、HH60井、ZJ3-5-9井、HH73P35井、HH36P39井等5口严重偏磨井开展为期一年的试验，证明较普通平式油管使用寿命长200天以上。2014年，该技术在采油厂推广使用。

2014年3月，采油厂制定《第一采油厂控躺、治躺管理办法》，将采油区躺井指标分解至月，召开月度控躺治躺专题会议，协调处理存在问题，组织采油区深入“群挖群扶”活动，采取强抽、碰泵、洗井、活动解卡等方式，对躺井进行治理。当年，累计实施群众性扶躺作业126井次，成功59井次，成功率46.83％，节约费用283.2万元。

2014年5月、11月，采油厂举办两次示功图技术比赛，累计参加78人次，提高职工应用示功图分析识别油井工况的能力。

2014年7月，采油厂引进WSH/Y-Ⅳ型无伤害洗井管柱，管柱结构自下而上由丝堵—筛管—防沙堵单流阀—单项卡瓦洗井封隔器—半脱节式活动装置—抽油泵—油管组成，半脱节式活动装置使封隔器与上部管柱连接，洗井时卡瓦受力支撑形成液体反洗通道，洗井结束后，封隔器上下压力平衡后，卡瓦又处于解封状态。当年实施6井次，不停井洗井作业避免油井洗井漏失对储层的伤害，洗井后油井产量恢复周期明显缩短。

采油井控 2014年8月，采油厂调整了井控小组的职责分工，其中采油井控由技术管理科负责。此后，技术管理科组织开展了采油井控大检查，对井控规章制度、管理办法的落实情况，井控组织机构及管理小组的更新情况，应急预案的编制、演练及培训情况进行检查，对发现的43项问题逐一整改。当年，组织采油区对330口长停井、废弃井进行定期巡检，累计巡检864井次，发现隐患126项，整改126项。

捞油工作 2011年，采油厂开始实施捞油工作。2013年，成立捞油项目组，主要工作包括：摸索捞油规律，制定捞油计划，提高捞油效率；组织人员提前排查捞油井的道路、天气、工农关系等信息，提高有效出勤天数；优化捞油抽子，增大捞油深度，提高单次捞油量；通过“师带徒”“技能比武”等手段，提高捞油工的操作水平，杜绝安全事故的发生。2013年，捞油量1023吨。

【注水技术】

注水管理机制 2014年4月，采油厂修订《第一采油厂注水管理办法》，明确部门职责分工，细化管理职责；5月，建立完善注水站设备、水源井、配注完成率、生产时率等台账，绘制21座注水站管网图；7月，完善水质监控体系，确定注水站水质监测点，明确水质检测周期，制定水质不达标情况的处置措施，当年更换滤料14次、反洗过滤器280次、清洗滤网65次，水质指标达到A1标准；9月，开展流量计梳理工作，先后引进3种型号流量计，对误差较大、型号单一的流量计进行更换，当年更换30台。2014年底，油田注水时率达到96.5％，配注完成率提高至92.1％，水质达标率提高至99.3％。

注水新工艺 2013年10月，采油厂引进倒置电泵在HH56-2井实施，日注水量25立方米。倒置电泵实现在同一口井内，将水源层的水采出增压后直接回注至目的层，减少地面注水站、注水管线等工艺流程，缩减投资和运行成本。2014年4月，在HH1057-3井推广应用。(www.daowen.com)

【集输技术】

计量 2012年12月，红河油田集输系统投用后，分属三个采油区10座增压站集输原油汇合进入红一联合站，联合站分离器计量原油与集输油井井口产量不匹配，误差率-15.1％。2013年4月，开展集输误差调查后，调整联合站来液阀组流程，组织红四转干线提前投用，实现分区计量；9月，开展带压计量试验，摸索回压系数，核准井口产量；自制简易计量车，加密油井计量。2013年底，集输误差率降至-1.6％。

天然气回收 集输系统投用后，增压站外输泵输气效率低，伴生气不能有效集输，造成联合站冬季供气不足。2013年6月，采油厂组织对工艺参数进行分析，对输气设备进行市场调研，制定了“低产气增压站冷输、高产气增压站油气分输”的技术方案。8月，在红六增、红十二增压站，通过关闭分离器进出阀门跨越分离器，降低气液分离效率，实现油气混输，达到冷输试验效果；11月，在红十四增压站加装低排量高压缩比压缩机，实现高产气增压站油气分输，联合站日分离气量6700立方米，较之前增加3500立方米，满足了联合站、废液站、综合服务基地生产生活用气需要。2014年，随着油田产量递减，集输系统分离气量逐步降低，开展了单井套管气回收工作，利用单井小型压缩机对油井套管气回收，增加增压站进气量。实施后解决红一增、红三增、红六增、红十二增、红十三增等5座增压站的停炉现象，提高了增压站原油集输温度，满足了采油作业一区、三区生活基地用气量，解决了联合站供气不足油水分离困难的问题。

产出水处理系统优化 2013年5月，采油厂以“优化回注管网降本增效，水质达标环保回注”为思路，充分论证回注井注水能力和管线改造的经济效益，制定系统优化方案，旨在通过对回注井增注提高吸水能力，延长配水管线提高回注系统覆盖范围，减少罐车倒运、泵车回注工作量，降低生产成本。6月开始实施，10月建成投用，完成增注井9口、新连接注水井8口，敷设注水管线14.28千米，新建注水站1座。实施后，油田产出水日回注能力由5000立方米增至9000立方米，实现红一联、HH26注水站、HH49注水站、红一转合理分注的目标，产出水日倒运量降低700立方米，日节省倒运及回注费3.9万元。

端点加药 2013年4月，采油厂组织在集输系统端点新建加药点，共设破乳剂加药点4个，缓蚀剂、阻垢剂加药点6个，实现各干线均可端点加破乳剂、缓蚀剂、阻垢剂。实施后，集输系统原油处理药剂浓度由130毫克/升降至78毫克/升，总铁含量由15.4毫克/升下降至13.3毫克/升，原油处理药剂成本降低40％，管线腐蚀减缓。2014年7月，组织对379口集输井进行水型排查，找出存在结垢风险管线69段，其中硫酸盐型垢28段、碳酸盐型垢41段，对结垢严重管段建立钙镁离子监测台账，增设52个加药点连续添加阻垢剂，年底，集输系统结垢速率下降50％。

集输支线回压控制 2014年入冬以后，单井产液量降低，部分井出现回压逐渐升高的问题，11月，采油厂组织对高回压油井安装电磁加热器、井口缠绕电伴热带；支线添加减阻增输剂，降低原油黏度；在支线压力监测点设置压力预警值，按扫线周期或根据预警值确定提前扫线时机，控制井口回压，12月份各采油作业区井口回压降低0.2兆帕。

水质处理 2014年4月，采油厂先后组织在红一转油站和红一联合站试用了四种类型的水处理药剂，通过一个月的室内对比和现场试验，筛选出两种型号的水处理药剂，红一联合站污水处理指标达到含油量小于30毫克/升、悬浮物含量小于30毫克/升的“双30”指标，满足了环保要求。试验结果上报分公司后，试用药剂得到推广。

【新技术管理】

新技术引进与推广是采油厂与同行业技术交流的重要平台，是将行业高精尖成熟技术转化为采油厂生产力的重要途径。2013年3月，采油厂制定《第一采油厂新技术引进管理办法》，打通了新技术引进、试验及推广的通道，确定了“低门槛引进，高标准采纳”的引进模式，规范了“部门初审、技术交流会评价、领导审核、现场试验、联合验收推广”的引进推广程序。2013—2014年，共开展新技术试验11项，经过后期评价采纳5项，如严重偏磨井引进的内衬油管防偏磨技术，试验偏磨井平均免修期延长了148天，严重结垢井引进的低频波防垢装置和油井缓蚀阻垢剂，试验井的平均免修期延长了105天。

采油厂安全环保工作始终坚持“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，不断完善组织机构和人员配置，建立健全管理体系，从安全生产标准化建设和环境保护标准化建设工作入手，不断加强安全环保管理，以结果为导向，源头预防为起点，过程监控和节点检查为重点，深入落实安全生产责任制，努力实现了“零事故、零污染、零伤害”的工作目标。