改进工艺技术，化解生产难题
清河油区原油粘度高达914.9-38947mPa.s，平均埋深1097米.泥质含量高达10%-35%，主要集中在面120区块、面138区块。该经理部主要负责清河油区稠油热采的注汽闷井、热采下泵等一列施工，通过规范化工艺技术管理，力保稠油热采施工增油目标实现。
稠油井热采是通过给油管注入多元热流体，油套环空注入氮气，对地层稠油进行热降粘，实现后期自喷和下泵开采。该经理部坚持不懈地进行技术创新，对注采锅炉设备搬迁安装、注采技术参数测试等十多个关键点进行规范，修订完善了热采下泵施工的防喷、防管柱被卡等八项工艺流程，有效解决了稠油热采施工中的技术瓶颈问题。
把控施工质量，提高热功效率
在稠油热采工艺中最关键的是如何把握注汽施工质量，该经理部经过多年的实践，将如何控制好入井蒸汽的干度、注汽速度、周期性注入强度作为稠油井注汽施工的关键技术指标，通过对注汽锅炉每年进行一次检修、每两年进行一次酸洗和碱化处理，定期对注汽锅炉进行清灰检修，保持燃料空气的最佳配比，确保了注汽施工关键技术指标达标，保证了注汽施工质量。
运用热交换器回收烟气余热，强化地面输汽管网的保温，努力降低注汽热量流失。严格落实水质化验制度，保证注汽锅炉使用达标水质，并严格控制蒸汽的干度，让蒸汽的干度保持在70%左右，使炉管中有30%左右的水相，以携带走结垢物质，有效地防止了注汽锅炉管网结垢，实现了注汽热功效率最大化。
抓好技术指导,规避安全风险
在稠油井完成注汽闷井后，必须尽快下泵施工投产，否则入井热功也将受损失。但是，稠油井注汽闷井后地下能量上升，原油的流动量增强，在下泵施工中极易发生井喷、蒸汽烫人事件。为此，该经理部制订了严格的热采注汽井下泵施工管理操作指导流程、突发事件应急预案，生产技术人员坚持深入现场进行技术指导，组织施工班组先演练后上岗，有效地避免了热采下泵施工中的安全事故发生。
5月18日，该经理部在面120-7-斜5的热采下泵施工中，班班进行防井喷、防硫化氢中毒、防井筒液涌出烫伤人的应急演练，在施工中多次发生井口溢流过高，出现井喷预兆时，均被现场员工控制，确保了施工安全优质完成。
从去年9月至今，该经理部承担热采施工120井次，平均每天恢复原油产量433.8吨。
