锚定46亿稳产目标：攻坚路上的奋斗实践丨长宁公司优化增压工艺为老井注入“强心剂”

社区小编

入夏以来，四川各地热浪袭人。面对持续的高温“烤验”，长宁公司生产势头不减反增，在老井数量多、地层压力低、产量递减快、成本控制难等严峻挑战下，通过优化增压工艺、加快加大实施系列增压工程，探索出一条“多级增压+复合工艺+高效组织”的稳产路径，不仅有效延缓了老井递减趋势，还为页岩气高效开发“决胜500亿”提供了宝贵经验。

多级增压模式，激活低压气井

“长宁页岩气主体区已步入开发生产中后期，面临井口压力低、气井携液能力下降等挑战，气井极容易因积液而停产。现在通过‘多级增压’，气井又能‘喘口气’了。”长宁公司开发管理部副主任陈满说。

面对低压难题，长宁公司在原来“集中节点增压”为主的增压布局基础上，进一步开展“平台深度增压”工艺技术，初步形成了长宁主体区的多级增压模式，一级增压平台覆盖率30.9%，二级增压平台覆盖率53.5%，三级增压平台覆盖率1.9%；增压工艺覆盖600井，占总井数92.6%，上半年维护产量18.82亿方，占总产量74.6%。

“这就像给气井装上了‘接力泵’，一级级把气压提起来。”陈满打了个比方。截止7月30日，长宁公司增压设备合计140台，在运136台，总功率62.5MW，其中往复式压缩机组85台，集成式压缩机组20台，星旋式压缩机组20台，螺杆式压缩机组15台。

目前，长宁区块已形成“平台深度增压+区域集中增压”的增压格局，共形成16个集中/节点多级增压单元，制定3级老井降压生产措施，按压力及预估增量确定增压优先等级，平均井口压力降低0.6MPa，最低降至0.4MPa，降压增产效果显著，老井递减率22.9%。好于年初计划这一模式不仅优化了系统能量利用，还为同类气田开发提供了可复制的技术模板。

多种工艺协同，提升稳产实效

由于页岩气变化莫测，单一的增压技术难以全面解决页岩气井的稳产难题。只靠增压不够，必须“多条腿走路”。

为此，长宁公司提出“增压+”的概念，即通过增压加多类型采气工艺的复合工艺措施，实现1+1＞2的协同效应。2024年以来已成功试验“深度增压+柱塞/泡排/井筒”复合工艺，开展管网气举、电驱气举等工艺进一步发挥气井生产潜力，老井产量递减变缓。目前，“增压+井筒工艺”是当前稳产效果较好的方式。通过多级增压，将井口压力降至1.0MPa以下，配合实施井筒工艺，能有效降低气藏废弃压力、提高页岩气井稳产能力和生产时间。

为进一步深挖老井潜力，公司超前论证、抢抓进度、协同优化、及时维护，建立“一井一策+POC/AI预警”动态管理机制，实现对每口井的精准管控。同时建立“新、老井联动压裂参数优化+老井复产防砂堵”工作机制，有效控制老井综合递减。

在具体实践中，一线员工充分发挥“方寸之力”，通过“增压+泡排+气举”复合精细排采工艺、电驱气举技术配合管网优化等多项特色技术措施，使老井产能得到充分释放。2025年以来，累计采纳一线建议措施400余井次。

多维组织并行，实现高效投运

增压设备的快速投运和高效运维是保障稳产的关键。今年以来，长宁公司不断优化生产组织建设，开展一体化设计施工投运。

在预案阶段，坚持设计先行、材料先行，设计完成后及时开展现场技术交底，确定工作量，提前开展施工人员、压缩机采购等准备，做到心中有数，确保施工精准有序，全面实现施工零等停。在施工阶段，集中开展增压、采气工艺建设，总图土建、电气、自控信息化、工艺设备安装并行作业，实现各阶段施工有效衔接，完工后设备快速投运。同时建立项目责任制，项目负责人全过程参与，施工关键节点现场蹲守，确保现场施工进度、安全受控，大幅提升项目建设质量。

此外，加强实施增压精细化管理，融合井口工艺措施，开展集成式、电驱气举等新机型试运行，通过动态开展管网适应分析，个性化定制增压机型号，形成增压建设快建快投模式。

面对压缩机突发故障，长宁公司也形成了一套“资源共享+流程优化”的新型组织模式。今年2月，大坝增压站压缩机突遇故障，公司快速响应，创新采用“设备置换+并行检修”模式，紧急借用备用电机保障投运，同步开展故障电机返厂维修。生产指挥中心同步建立设备动态跟踪机制，在备用电机抵运后立即组建专项小组，高效完成安装调试全流程作业。

通过跨部门协作，该压缩机成功投运，较常规维修提前8天恢复生产，减少产量影响120万方，投运次日即实现日增产13.86万立方米，增产率达18.7%，创造了故障处理的“长宁速度”。这不仅为后续增压工程建设提供标准化模板，更通过抢抓投产时效显著提升产能效益，为长宁公司实现2025年产量目标注入强劲动能。