1月29日记者获悉，长庆油田排水采气新技术2017年累计增产天然气19.35亿立方米，创历史新高，可减少二氧化硫排放1974万立方米，减少废气和烟尘排放144万吨，创造了良好的经济效益和社会效益。
长庆油田五大气区属典型的“三低”气藏，气井普遍具有低压、低产、小水量特征，已规模开发20年，低产低效井逐年增多，日产5000立方米以下气井占总井数的55%，且每年仍以8%至10%的速度递增，气田开发后期排水采气工作面临巨大挑战。对此，长庆科技工作者积极开展排水采气先导试验，经过多年探索和实践，逐步形成了以泡沫排水、柱塞气举、速度管柱为主的排水采气技术系列，依靠自主研发和引进消化吸收再创新，形成了具有长庆特色的低成本排水采气技术，成为长庆气田“低投入、高产出”的主要稳产利器。
2017年以来，长庆油田围绕“提高增产气量、提高措施效益”目标，坚持“技术挖潜、规模挖潜、效益挖潜”思路，6500余口低产、低效井依靠排水采气技术相当于挖潜出一个年产19亿立方米的“新气田”。
长庆油田为最大限度挖掘老井潜力，以“提高增产气量、提高措施效益”为目标，积极推广排水采气成熟工艺，攻克瓶颈技术，增产气量再创新高。长庆油田发挥泡沫排水、柱塞气举、速度管柱三大主体技术增产优势，攻关完善水平井、大斜度积液气井柱塞技术，研发下古含硫气井连续油管配套技术，优化完善系列化固体泡排产品，推进同步回转压缩机增压排水技术试验，做好电潜泵、机抽等新工艺试验管理和评价工作，不断丰富和完善低产气井全生命周期、全生产类型的排水采气技术系列。2017年，长庆油田开展新工艺试验139口井，增产气量比上年增加1.59亿立方米，低产井日均产气量提高100立方米。
同时，长庆油田积极转变管理思路，集中优势力量，突出系统优化、规模挖潜，实现双丰收。长庆油田打破以往“单井作战、单打独斗”的思路，借助重大专项、新工艺推广等项目支持，协调措施专项、冬季保供等专项资金，加强业务部门、科研单位、生产单位“三位一体”联动协作，全力推进乌5、苏西、苏6三个柱塞示范区和苏里格南、苏中两个速度管柱示范区建设，全面推广自动化排水采气技术应用和泡沫排水采气精准管理方法，形成规模增产效应，年节约生产成本达千万余元。
长庆油田今年将继续围绕“四个转变”，即“由单井排水采气向气藏整体排水采气转变、由中后期排水向提前介入转变、由阶段技术研究向全生命周期技术转变、由人工管理向自动化智能化管理转变”，强化技术攻关和自主创新，促进主体技术不断进步，推动技术系列日趋完善，为在2020年天然气产量迈向400亿立方米奠定坚实基础。
