天然气生产进度在线上运行、凝析油和液化气产量超额完成“持续攻坚创效”任务目标、成本费用控制在计划指标内——

12月1日，笔者来到大牛地气田生产运行指挥中心，大屏幕上显示着11月30日采气一厂年度生产目标任务完成的动态数据：1-11 月份累计完成天然气产量28.85亿方，完成年度任务的91%；生产凝析油3.53万吨、超年度任务目标1329吨，生产液化气1.91万吨、超年度任务目标92吨……

“天然气生产进度在线上运行，凝析油和液化气产量均超额完成‘持续攻坚创效’任务。我们还把挖潜增效贯穿于天然气生产和产能建设的各个环节，成本费用控制在计划指标内。”采气一厂副厂长李旭光进一步解释说。

数字数据的背后，是采气一厂加快新井产能释放、挖掘老井产量潜力结下的硕果。

盘活气井产量，达到颗粒归仓

“为了全力推进非管道气的回收，今年共开展5口试气井天然气回收作业，累计回收气量341.2万方。同时，对因高产液、压力低无法进站贡献产量的气井，实施气液混输增压进站流程改进，3口井增产260.4万方。不仅如此，还在26号集气站进行放空气的回收实验，经过实施增产48.8万方。在零散井回收回注方面，11口井增产556.9万方。通过这些措施，有效盘活低效井及放空气产量，累计回收气量1207.3万方，减少资源浪费。”采气一厂生产运行室主任马红全娓娓道来。

针对低压井排液困难等问题，该厂采用单井增压、集气站多井增压，推广负压采气工艺，所实施的2座集气站、10口单井增产299万方；开展柱塞气举试验31口井，增产255万方；引进同井采注采气工艺，目前已实施4口井，增产3万方/天。针对一批影响产量的水淹井和积液井，采气管理二区通过对气井的取液检测实验，测量液样氯离子的含量，确定了井内水的来源通道，为水淹井采取切实有效的排水措施提供了治理方案依据，进一步提高了水淹气井的复产成功率。

该厂采气管理六区对长停井DP39S井进行复产作业，该井水气比每万方高达30方，稳产难度大。采用井口混输增压工艺成功复产后，实现了持续稳产。他们对2口长停井所实施了混输增压工艺技术，日增加产量达到1.2 万方，为高水气比井的治理提供了新思路。

开展综合治理，挖掘老井潜力

采气一厂把挖掘关停井潜力、恢复老井产量作为重要工作来抓，年初对311口关停井进行了摸排，根据潜力及治理的难易程度，分两批选取111口井进行了措施治理，现已治理106口，日恢复产量21.6万方。

“‘持续攻坚创效’行动以来，我们开展协力攻关，通过采取地质气藏潜力评价、冲砂井段优选、实施储层保护、连续油管钻铣滑套、水平段冲砂、分段气举、生产管柱优化等一系列技术措施，把长期关停的出砂井DPT-110、DPS-65和DPS-220井成功地‘救活’，日增产气量达到2万方，形成了水平段砂埋井的一整套综合治理技术。”该厂开发研究所党支部书记蒋文才做了介绍。

D1-3-2井因原试气层位产量较低，一直处于关停状态。该厂开发研究所技术人员针对储层的平面展布特征，确定了优化压裂施工参数、合理加大压裂规模、实现低品位储层产量贡献的技术路线，通过对该井山1、山2等三套层位实施补孔、加大压裂规模，延长压裂缝长，日产天然气达1.5万方。

该厂采气管理六区从地质潜力评价、气藏动态分析、工艺措施等方面着手，对油管堵塞井DPS-132井，制定了治理复产方案。通过气举憋压疏通、环空生产、井口排液气举等技术措施，日恢复产量1万方。

推进能耗优化，实现节能降本

“为了进一步降低能耗，采气一厂把淘汰高耗能设备作为节能降本的突破口，今年提前安排部署大牛地气田40台高耗能变压器和104台高耗能机泵的淘汰工作。”该厂设备管理室主任杨冠华说。

该厂在工艺革新中找准结合点，全方位地致力于节能降耗工作，为提质增效提供保证。推进钻机燃料“气代油”项目，今年实施6口井，增加天然气销售67.2万方。在压前井筒处理、压后压井冲砂、泵送桥塞、顶替等工序中，全面推进压裂返排液的重复利用，已应用71口井，使用压裂返排液20486方，节约费用超500万元。加大新能源利用力度，在7个井组现场设置空气能光互补电源系统，为生产提供清洁电源。

为了实现节能降耗，该厂完成了大牛地气田处理站增压单元、压缩机房等关键区域的照明改造。用新型泛光环保的LED灯替代高耗能灯，每年可节约电费6万余元。采气管理一区通过合理优化压缩机运行工况参数，在保证产量的基础上，对7台机组的转速进行了下调，实现机组运行效率的有效提升，日节约用电3000千瓦。净化厂加大修旧利废力度，结合生产实际进行改造革新，利用废旧管线对所辖处理站不含醇流程进行了改造，进行了三项专用工具的自主革新，降低了物资采购成本，为实现全年降本增效目标奠定了基础。(杨大超佘雪见)