西南油气田页岩气单井集成式气举增压首秀成功

10月28日，西南油气田工程技术研究院首次在页岩气单井实施集成式气举增压工艺获得成功，威213井平稳运行2周，日产气量增加437%，工艺成本降低63%，有力支撑了页岩气井的高效开采。

西南油气田根据页岩气开发的总体进程，在页岩气区块勘探开发前期部署了一些评价井。这些评价井为区块页岩气平台高效开发提供了数据支撑，其中部分评价井投产初期产气量较高，经过多年生产，井口压力逐步降低、产量明显衰减、自喷挟液能力不足等问题显现。在这种情况下，公司通常采用车载压缩机气举工艺辅助生产。而该工艺存在成本高、噪声大、长期连续生产困难、增产效果不佳等情况，需要一种低成本复合工艺来保障页岩气评价井的高效稳定生产，以挖掘页岩气评价井单井生产潜能。

公司在综合多种现场工艺试验的基础上，决定在页岩气单井实施集成式气举增压工艺技术。本着强化工艺措施论证、先算后干严控成本的思想，公司工程院与蜀南气矿项目团队收集整理并详细分析威213井及周边临近气井生产数据。针对气井近年来产气量明显降低、采用单一的气举工艺增产效果持续变差等情况，经过充分的工艺技术和经济效益论证，优选单井集成式气举增压工艺，确保在有效增加气井产量的同时可大幅度降低气井生产成本，实现可持续的降本增效。

此外，公司强化工艺实施进度管控。面对工艺改造合规流程所需的时间，项目团队制定“两步走”分阶段推进方案，先采用临时生产管线实现橇装压缩机气举工艺，替换原车载压缩机，在实现气井稳产的同时，该阶段累计减少采气工艺成本近百万元。同时，充分优化生产组织和材料准备，提高工艺流程预制比例，仅停机一天即完成正式流程切换，成功实现“气举+增压”工艺同时进行。

在此基础上，公司强化工艺参数优选，“榨干吃净”设备和工艺能力。正式流程投运后，通过持续的分析研究和调整，将气举端口注入气量、注气压力等数据建立联系。增压与气举工艺紧密结合，在确保安全的前提下，逐步摸索建立科学合理的生产制度，实现注入气量最小化的同时产出气量最大化，发挥设备和工艺的最优能力，尽可能提升单井集成式气举增压工艺效果。

下一步,公司将持续总结工艺措施成功应用经验并在常规气老井挖潜等方向中推广应用，不断拓展和丰富气井稳产增产工作“武器库”，为公司“上产500亿、奋斗800亿”作出新的贡献。