朱文文 王占标 陈术华 四川在线记者 袁城霖
11月2日，中国石化中原油田普光分公司传来消息，该公司通南巴区块马2-12井日产气6.8万立方米，位列区块高产井榜单。该井自10月初投产以来，通过采用合理生产制度保持着稳产。这是通南巴区块今年上产势头的缩影。
通南巴区块地形高差悬殊、气井压力下降快、集输管道起伏大，开发难度极高。今年以来，普光分公司通南巴项目部统筹推进产能建设、老井稳产、集输提效，推动产能高效释放。
截至目前，通南巴区块今年累计生产天然气2.74亿立方米，同比增加55.7%；日产天然气最高达100万立方米。
工作人员在马2-12井巡检集输管道运行情况。陈术华 摄
工序并联，跑出建产新速度
“产能建设，‘快’是硬道理。”通南巴项目部副经理郭亚强说。
针对工序交叉多的实际，通南巴项目部打破部门壁垒、统筹各方资源，变串联运行为并联推进，给产能建设装上“加速器”。
具体而言，该项目部编制生产运行大表、重点项目专项大表，日例会即时处置现场问题、周例会开展节点预警调度、月度复盘考核，并印发专项考核办法。截至目前，该项目部今年累计召开产建例会89期、开展考核40期，推动各项工作闭环落实。
工序并联压缩时间效果明显。该项目部实施“用地+可研”“环评+钻前”“设计+施工”“采购+工程”“地面+钻采”五同步，组建七个专项专班挂图作战、协同推进，最大限度压缩等待空窗期。马305-2H井环评与钻前同步实施，压裂工期由常规35天缩短至21天。
该项目部还打破“先地下、后地面”的固有建设思路，超前实施地面管网配套工程，顺利完成母家梁马401井场至马1-11脱水站集输主管线建设，助力马17斜井顺利接入管网实现连续生产，帮助区块日增天然气1万立方米。
截至目前，通南巴工区今年共投产新井9口，日增气32万立方米；新增动用储量65.8亿立方米，新建产能1.34亿立方米。
鸟瞰马401井井场。陈术华 摄
一井一策，老井挖潜方气必争
10月26日，马1-13H井日产气4万立方米，生产平稳高效。谁能想到，该井数月前多次濒临停喷。
今年上半年，马1-13H井井筒积液加剧，难以正常生产。技术团队先后采取泡排、连续气举等举措，均以失败告终。但他们没有放弃，把该井所有地质、测井、试井资料翻了个遍，最终确认症结为气举压缩机排量偏小，更换后，该井日产气量增长10倍。
“气井储层致密、能力衰减快，不精耕细作，产量根本稳不住。”通南巴项目部开发管理岗主办厉亚明说。
围绕气井积液，项目部摸索形成完整排采工艺链：轻度积液井采用套管泡排，中度积液井实施液氮、膜制氮间歇气举，重度积液井采用连续气举。
标准工艺未必适用于每口气井。技术团队持续精细调整上产对策，针对多口气井油压与外输压力持平问题，优选弹性开采率高的井实施增压开采，使马2块日增气2.5万立方米；投用智能间开阀，间开井开关井时机更加精确。
此外，该项目部搭建通南巴项目部、天然气产销厂、勘探开发研究院、石油工程技术研究院四方联动动态分析机制，共同研判井况、优化措施方案，实施24小时视频在线盯控，气井异常1小时发现率达100%。
截至目前，通南巴工区累计开展排采措施803井次，增气1875.5万立方米，老井阶段递减率控制在18.5%，同比降低1.8%。
岗位员工和技术人员在马304-2井井口检查运行参数。陈术华 摄
工艺革新，疏通集输大动脉
“你看这里，6号阀室至马10站作业流程压力损失仅为0.3兆帕，同比降低50%以上。”10月25日，通南巴项目部集输技术岗王威指着工区集输管线图兴奋地说。
通南巴工区集输管道约120公里，全部位于复杂山区，最大落差超过900米，远超普光工区平均400米的落差。“有些管线角度超80度，V字形底部积液多，积液会增加管内阻力、提高压力损耗。”王威介绍，低产井气流携液能力有限，产能难以释放。
传统物理清管方法因清管工具体积大、在陡坡爬行困难，易引发管道憋压。为此，通南巴项目部联合石油工程技术研究院，开展为期一年多的攻关。攻关团队提前半年采集沿线地形数据，对全线3000个测点逐一测量里程与高度，借助OLGA、PVTSim等软件建模模拟，实现积液情况的量化与可视化；与此同时，针对市售泡沫排水起泡剂起泡效果有限等短板，成功复配新型药剂。
在此基础上，攻关团队创新形成“阶梯泡排+分段清管+内检测”协同工艺，采用阶梯式加注工艺，克服传统清管爬坡难的短板，积液清除率超95%，大大降低管线压力损耗，瞬时产量提高超3.6万立方米。
“新工艺投入产出比约1:15，且能同步监测管线壁厚、形变、减薄情况，为同类山区高落差集输管线治理提供了可复制的方案。”通南巴项目部副经理何洋说。
群山之间，气脉奔涌。通南巴项目部锚定稳产上产目标，接续攻坚山地气田开发难题，深挖资源潜力，源源不断输送清洁能源。
