川南深层页岩气开发主体技术取得新突破

5月15日，西南油气田公司泸203H5平台和自201H1平台实施智能增压气举一体化工艺，已连续稳定运行150天，增产气量超过1300万方，成功摆脱车载式压缩机气举，探索出页岩气低压低产期采气工艺提质增效新路径，标志着川南深层页岩气开发主体技术取得新突破。

西南油气田公司积极开展差异化气举技术攻关，推动工艺更新迭代。面对泸203H5平台生产后期长期需车载式压缩机连续气举助排，工艺运行成本高等问题，西南油气田公司通过深入开展气井生产动态分析，提出智能增压气举一体化工艺替代车载式压缩机气举方案。经过简单工艺流程改造，采取智控阀精准控制注气量，并建立远程控制平台，实现自动分配注气，成功摆脱车载式压缩机气举，平台产气量与车载式压缩机连续气举时效果相当，年均节约气举费用约400万元，实现气举工艺更新迭代。

针对前期试验过程中遇到管网压力波动大、远程控制模式单一等问题，西南油气田公司在自201H1平台开展工艺优化升级，通过在外输管线上安装智控阀，根据需求控制阀门开度，减少管网压力波动对气举效果的影响。同时，在控制系统中增加生产流量、油套压差、多开度循环智能控制模式，实现根据气井生产动态自动优化调整注气参数，减少人工分析及调整工作量，拓宽了智能增压气举一体化工艺的应用范围，实现工艺优化升级。

在工艺方案及流程改造中，西南油气田公司明确智控阀需求及安装位置、远程控制信息化改造要求。在工艺运行管理中，形成气矿—作业区—中心站三级管理模式，加强气井生产动态分析，及时调整工艺制度，确保气井稳定生产。通过在泸203H5平台和自201H1平台持续摸索，形成从工艺方案、工艺流程改造到工艺运行管理的规范化操作流程，为智能增压气举一体化工艺规模化应用提供了坚实保障。

下步，西南油气田公司将进一步完善智能增压气举一体化工艺，固化形成自主知识产权和打造特色采气工艺品牌，积极探索页岩气低成本开发主体技术，为页岩气高质量发展提供工艺保障。