“按照油田公司‘发挥老气田压舱石作用、集中精力攻关高含水气藏配套技术’的要求，长庆油田采气三厂践行气井全生命周期管理，重点开展积液、水淹井复产技术攻关，措施有效率91.7%，综合递减率降低至20%……”9月18日，中国石油长庆油田采气三厂采气工艺研究所副所长白自龙在向记者谈起排水采气科技创新技术取得的成效时，欣慰地说道。
　　今年以来，长庆油田采气三厂坚持把科技创新摆在突出位置，早在年初工作会上就明确提出“谱写科技进步新篇”的战略部署，为实现气田高效开发、高质量发展提供了坚实有力的支撑。
　　井底积液减产是气井生产中后期普遍面临的难题，需要尽早采取排水采气工艺措施。采气工艺技术人员瞄准老井频繁积液水淹关停、影响产量的“卡脖子”“绊脚石”难点问题开展攻关，坚持“扩大柱塞气举、稳定速度管柱、优化人工泡排”的技术对策，推广三项主体工艺、四项配套技术为主的复合排采工艺，措施指标实现“三提一降”，破解老井稳产难题，保障气田稳步上产。
　　为持续夯实气田稳产基础，该厂不断深化气藏认识，加强气藏精细管理，系统评价压力、产量、递减率等指标，综合应用措施增产、加密调整等手段，促进各区块产量稳定、压降平稳、递减降低和采收率稳步提高，确保气田自然递减率控制在19.8%以内。该厂坚持“精细维护气量、突破挖潜气量”思路，推进“五个转变”，精细措施管理。坚持地质工艺一体化，地质重点开展“可动水定量解释、含水储层分类评价”等研究，工艺重点试验钢丝提捞、射流强排等复产措施，初步形成积液停产井复产工艺技术序列。
　　此外，该厂进一步做优做强增产系列措施，持续攻关气藏整体强排水等新工艺，精准应用试验射流泵、钢丝提捞、单井增压等进攻性措施，按照“地质论证、动态评价、措施优选”原则，开展剩余储量研究，精细刻画阻流带，评价单井泄流范围，优选措施技术类型，确保措施井产量全年达标。持续开展管网运行智能分析，持续推进地质工艺一体化深度融合，建立“地质分析-积液判识-措施优选-效果评价”全过程管理模式，系统推进老气田稳产工程。
　　面对开发技术“瓶颈”，该厂将“揭榜挂帅”作为破解发展难题的有力抓手，持续开展科研团队“揭榜挂帅”认领疑难问题，实施气田开发、腐蚀防护、挖潜增效等科研攻关，确保实现效率效益“双提升”。
　　不仅如此，该厂还将科技创新作为气田“智变”源动力，高标准完成8个生产监控中心升级改造，支撑智能化生产管理和信息化协同办公，系统总结经验，持续推进智能气井部署应用，坚持新井同步配套、老井升级改造，探索主体排采工艺适用下限及积液停产井复产技术研究，推进智能气井建设，加快智能算法迭代升级，全面打造数智转型的引领示范标杆。
　　创新驱动发展、科技引领未来，在全面建设一流百亿方现代化采气厂新征程上，长庆油田采气三厂将始终把科研攻关、技术创新作为推进高质量发展的核心途径，大力攻关“卡脖子”技术，加快数字化转型、智能化建设，以打造“科技气田”助推高质量建设一流百亿方现代化采气厂。

（袁世平 记者 赵燕）