夯实基础工作 精细管理增效益
自2012年塔河油田注气三采先导性试验在TK404首次开展以来，注气采油成为老区持续稳产的重要手段。采油管理一区拓展注气格局，发挥气水协同优势。以提升远井、井间储量动用为目标，以扩大覆盖规模和参数优化为核心，精细储集体刻画与剩余油认识，提升注气开发效果。2018年实际完成注气95井次，高效组织实施注气井坐封挂抽117井次、泡酸15井次，全年注气累增油15.1万吨。
在注水推进效益开发方面，根据采油厂“量化调整注水强度，进一步认识注采流场，提升油藏水驱效果”的要求，采油管理一区根据配注要求及注水压力变化，持续开展注水井注水量调配及增注工作。新增或完善TK7234、TK7240、TK247H、S56等5座增压注水流程，扩建TK7226注水站提高了增压和供水能力，新增单元注气井T401、T402、T313、TK7-451等注水满足气水协调开发需要。2018年碳酸盐岩油藏注水配注完成率达到97.6%，较上年提高了1.2个百分点；碎屑岩油藏注水配注完成率85%,水质合格率稳定在90%以上。
今年采油管理一区量化把握油质变稠规律，重点开展了稠油井异常管控和治理工作，全面筛查近年来冬季生产稠油影响频繁异常井，分析异常原因及管控治理对策，从调整管理模式、加强现场采油管理、完善生产配套、强化异常处置管理、强化生产监控预警等五大方面持续开展工作。2018年稠油井生产总体平稳异常管控有效，稳定回压电流等治理工作取得了良好的效果，异常处置成功率90%以上，全年减少产量损失近1000吨。
完善产能建设 围绕中心提质量
今年该区产能建设围绕生产运行中心工作，严格执行“质量、进度、HSE”全面管理，提前介入新井钻完井进度跟踪，完井试油开井保障人员、倒油车辆提前到位，生产管线、加热炉等建设提前联系准备，总体上新井试油完成接井后第一时间进系统生产减少了原油倒运，保障了新井产能建设高效完成。
根据生产需要，一区全年新建临时生产管线27条、新建伴水管线35条，加装扫线头配合生产管线解堵11井次，加装更换加热炉19台次，完成加热炉清理吹扫230余台次，完善掺稀流程等等，有效保障了油井生产。
今年采油管理一区累计完成整改管道、系统装置等问题隐患80项，一些油井、计转站的重大或中等隐患得到整改。先后实施了2-1计转站腐蚀严重集输管线更换为玻璃钢管线、4-2、4-3、2-2等站内腐蚀管线更换，有效消减了安全隐患降低了运行风险。
通过合理安排、密切配合，该区防腐示范区建设稳步推进，完成管道治理计划的42%，其中站间管道完成了5-1、5-3集输管线内穿插施工并正常投用，单井管道治理完成137条，10条涉水单井管道在汛期前全部完成。
强化井控管理 有力措施保安全
采油管理一区注气井多，易抽喷井多，开井口作业多，井控风险点多、面广，单元注气井井筒管柱腐蚀严重，单元注气受效井气窜不确定性，井控管理难度大。
为确保井控安全高效，该区积极推进井控计划管理工作，对井控管理中的重点、难点按照计划制定针对性措施，确保各项计划落实到位。按照采油厂统一要求，持续落实远程监控运行管理工作，严格执行《采油管理一区远程监控运行管理业务指导书》，从接警-初期判断-现场核实-及时反馈整个管理流程按要求执行，生产监控预警工作持续有效进行。
通过继续强化井控检查力度，重点督查井控隐患和整改落实情况，严格进行考核。持续保持夜间监控值岗配置，安排1名生产调度值班，2名带过线对各井况相对熟悉具有应急操作经验的采油工，1辆夜间核实处置应急车，车上配备齐全井控应急工具，重点加强了夜间有效监控和出警处置工作，异常发现更加及时有效处置率进一步提高。
针对注气井等易抽喷井控风险高的油井，该区持续执行远程监控报警值设置审核审批制度，从班组到中心到区领导相关岗位层层把关，提高报警值设置有效性和减少误报，努力杜绝无监控无预警或报警滞后失灵等情况，掌握井控管理主动权，确保井控工作 “零事故”的目标。
