年初以来，华北油气分公司采油一厂采油管理四区锁定提质增效目标，依托信息化建设，不等不靠、主动出击、积极摸索和创新生产技术，在重重荆棘中实现了提质增效“加速跑”，截至日前，累计节约各项生产成本30万元。
信息化提升是管理变革的“垫脚石”
“信息化的投入使用，实现了井站场压力、温度、电参、功图等数据的时时监控，现在坐在办公室手指轻轻一点，每口油井的数据尽在掌握中，很大程度方便了对油井的跟踪监测。”技术员李岩说。
自去年7月份信息化建立完善后，该管理区依托信息化建设从强意识、提效益的角度出发，将以前的三级管理架构转变为扁平式、大岗位、二级管理架构：通过打破组室壁垒，统筹高效安排工作，撤销一室中心，改革为四个大岗位共7人，为专业技术室内岗；整合岗位、优化用工，撤销了一个一线班组，成立巡检班共18人，为室外操作岗，信息化建设完成后，用工总量减少4人、班组数量减少2个，油气当量和人均产量增加效果明显。
“有了信息化监测，之前翻山跨沟去巡查的日子一去不复返了，现在都通过信息化监测进行轮巡。”采油一班班长王孝瑞说，”工作量与以往相比减少的同时，也更加便捷。通过单向喊话能及时制止偷盗油分子的不法行为，确保原油颗粒归仓。”
自主动手是降本减费的“试金石”
“这口井伴生凝汽油含水较大，易造成管线冻堵导致燃气发电机不能正常运行。我们自己对该井保温管线进行优化升级，在原气路管线外部附缠水管线，利用加温锅炉进行加热循环保温，不仅解决了气管线冻堵，节约了用电成本。”该管理区经理董雄在JH17平11井现场介绍说。
他们坚持“自己能干的事就自己干”，引导全员从岗位做起、点滴抓起，自主动手，降本增效。针对生产多为单井单罐的生产模式，单井集输率不足20%的实际情况，积极探索集输生产模式，开展QC管理活动，利用PDCA循环，制定小规模简约集输原油及天然气生产方案，自铺设集输双管网以来，该区减少单井值守员工10人，2021年一季度节约油水倒运费8万元，节约外围运输费6万元。
利用废弃排放的伴生天然气实施发电代替燃煤锅炉，同时引进燃气发电机代替地方电网供电，既满足了井站抽油机、小功率电器、生活照明灯的正常使用，彻底改变了以往依靠燃煤锅炉为原油加温脱水的现状，节约了用电成本、清洁了环境、减少了值班人员工作量。在去年投运两台的基础上，今年新投运燃气发电机1台，累计节电30万度，节约成本近20万元。
“自去年至今，累计铺设集输双管网9条，共计21.7公里，集输生产液量243.3方，油量25.9吨。既节约了生产成本，也保证了生产正常运行。” 董雄说。
技术攻关是提质增效的“点睛石”
“泾河油田油井含蜡量高、沥青质多、密度高达0.92以上，是典型的稠油油藏。” 李岩说。
面对稠油生产制约了泾河油田开发的问题，该管理区技术人员借鉴以往稠油油藏开发成功经验，经过反复的实验和规律摸索，总结出：采取电流及载荷变化情况曲线判断油井结蜡程度，落实异常洗井技术，并在油田运用和推广。
同时，进一步加强油井热洗管理，根据油井电流上升情况，制定油井热洗计划，按照油井产量高低倒排热洗计划，组织落实对10口重点油井进行优先热洗工作，将油井诊断工作从事后控制转变到事前控制，截至日前，已完成热洗的6口油井，平均每口井可延长检泵周期36天，对比减少躺井3井次，累计节约作业成本15万元。
经过多点发力，采油管理四区干部员工百尺竿头思更进、策马扬鞭自奋蹄。截至目前，完成原油产量7422.68吨，完成全年老井产量的25.6%，日产原油保持在 89.2吨，持续保持产量稳定和效益盈利势头。
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