本报讯 西南油气田公司聚焦采气工艺领域提质增效关键环节，通过科技攻关、现场试验、信息化管理等措施，实现公司生产气井持续稳产，去年开展工艺措施1600多口井，增产天然气量创新高。

强化基础理论研究，持续开展采气工艺技术深化研究。公司建立涵盖井筒流态判断、能量因子的积液预测模型，形成不同携液预测方法适用界限图版，实现气井积液预测符合率超过90%。建立考虑焊缝及曲率影响的连续管柱塞长度—外径—通过性图版，形成不同气液流流量下柱塞举升效率指标，明确柱塞工艺实施时机，首次在秋林205-H1井等井成功开展现场试验，柱塞运行突破70度井斜新纪录，降低了单井修井及更换油管费用。

公司强化核心工具研发，持续开展采气工艺新工具现场试验。创新研发105兆帕井下节流器，结合考虑酸性气体和偏差系数校正的井下节流设计方法，磨溪031-H3井创国内井下节流62兆帕最高压差纪录，设计误差5%以内。定型连续油管完井采气一体化工具，实现气井生产初期井下节流，中后期通过井口投可溶球憋压打掉节流球座，工具的上部接头作为柱塞限位点，满足柱塞举升工艺需求，在秋林224-8-H1井等4口井现场应用。该技术较常规作业周期缩短50%以上，避免了节流器投捞、速度管柱起下、柱塞卡定器投放等工序，实现单井费用降低。

强化工艺效果分析，持续开展中深层页岩气接替工艺和深层页岩气主体工艺技术评价。公司在长宁H10平台、H11平台等平台开展井口增压、循环气举等接替工艺评价，在油压最低降至0.5兆帕以下的情况实现增产。形成泸州深层页岩气柱塞工艺推荐模板，利用OLGA软件模拟与现场生产对比，明确了油管下深最佳平衡点及带压下油管最佳时机，指导实施优选管柱40井次，增产气量超6亿方。创新运用电驱气举排水采气工艺，大幅降低工艺噪音，提升气举时效，阳101井区、泸203井区压窜井、水淹井排液复产取得良好效果。

公司强化数智化转型，持续完善采气工艺智能化管理平台。新增区块动态跟踪分析，完善积液与停喷预测、采气工艺智能优选、柱塞工艺智能优化等功能。工艺措施井预警与诊断准确率达85%以上。开展工艺制度远程调优1269井次，直接减少工艺运维成本约70%。“智能平台+专家会诊”的管理模式使工艺管理效率提升80%，员工工作效能提升60%，管理工作量降低60%，工艺运维成本降低70%。（熊杰 王强 魏林胜）