本报讯 截至12月10日，长宁公司圆满完成年初下达的46亿方产量目标。今年以来，面临老井数量增多、地层压力下降、宁纳线突发情况等挑战，长宁公司迎难而上，通过优化新井产能建设、精细化老井管理、强化生产运行组织，强化技术与管理创新，交出一份高质量稳产的满意答卷。

该公司通过井身结构“瘦身”、“水基替代油基”钻井液、石英砂替代陶粒等革命性技术，打出井工程极限控投“组合拳”。2025年完钻井平均钻井周期降至57.7天，压前准备周期从25天缩短至20天，平台平均建井周期由743天降至363天。井工程单井投资较“十四五”初期大幅下降，为页岩气效益开发探索出新路径。

针对老井数量多、地层压力低、产量递减快等页岩气开发中后期的诸多挑战，长宁公司建立“一井一策+POC/AI预警”动态管理机制，全年员工建言献策800余井次。实施“增压+泡排+气举”复合精细排采工艺，通过电驱气举技术配合管网优化，降低车载气举频次。通过柱塞、泡排制度调整，实现增产约3000万方。增压方面形成“平台深度增压+区域集中增压”的多级增压格局，覆盖600余口井，年度综合递减率降至23%以下。

按照“日跟踪、周纠偏、月调整”制度，长宁公司严格对标年度计划大表跟踪督办，超计划完成全年400余项重点工作。高效组织大坝增压站、宜206脱水站投运，利用各类作业窗口实施同步作业，减少产量影响800余万方。狠抓异常关停处置，通过“1-2-4”快速抢修机制，高效处置异常关停近800起。高效应对宁纳线滑坡应急处置，从应急关停、隐患排查、复产组织全链条优化提升，全面实现安全生产受控，累计减少产量影响超1500万方。持续加强零散气回收管理，全年累计回收天然气约8000万方，创历史新高，确保“颗粒归仓”。（罗鑫 李智渲 梁谷）