延川南气田外输煤层气超2亿方

2017年以来，华东石油局延川南煤层气田依靠稳步排采和措施增产，积极与下游客户沟通，努力提升销售率，到10月31日，累计完成销售2.007亿方，完成年度任务的89％。相当于外输了20万吨的原油，2亿方煤层气每年可减排24万吨二氧化碳、氮氧化物0.2万吨、二氧化硫0.6万吨，相当于在黄土塬上植了220万棵树。

精细化排采 一井一策促上产

针对气田的低渗、低压、低产特点，技术人员结合现场排采降压实践，形成了“五段三压”平衡排采阶梯式降压排采制度，在“日对比”、“周总结”、“半月讨论”、“月度分析”跟踪模式下，确立一井一策平稳上产措施。

针对部分井长期处于低效、低产状态，综合地质、工艺、排采，逐井分析排查，围绕低效主因找对策，积极开展措施增产。去年11月实施的2口氮气泡沫重复压裂试验井，日产量由原来的200方增至1200方和1600方。今年8月，优选10口低效潜力井进行试验，目前已完成4口井压裂，压裂效果良好。同时还实施了二氧化碳吞吐、冲击波解堵措施增产。

现在延川南气田共有产气井794口，千方井310口，平均单井日产量超过1000方，产气水平优于周边煤层气区块。

专业化整合 “瘦身”疾步前行

气田的职能由产能建设全面转为生产经营后，积极开展专业化整合，将原有的12个科室部门整合至6个，落实三定，定岗85人。同时，调整用工结构，优化核定业务外包工作量，主业外包用工134人，同比去年减少137人。

上半年成立生产指挥中心，设视频监控、数据分析、调度运行、信息维护、经营销售等五个专业小组，压减了生产科室，有效实现了气田一体化、专业化管理，提高了生产效率。

近期将撤销采气管理区，实行场站自主经营承包，进一步压扁管理层。

智能化管理 提高气田管理效率

气田将智能自动化作为整体产建方案的重要组成部分进行实施，不仅能够远程监控167个生产平台上908口煤层气井，还能采集相关数据，进行控制，为整个气田装上了“眼睛”和“大脑”。

过去两个采气管理区7个排采班组有排采工170人，现在的维护班、巡线班只有20多人，一线工人纷纷走上了站区集输管理岗位。过去人工巡井，每天每口井录取两次资料，排采工要翻山越岭几十公里，遇到抽油机发生故障，一个起抽可能要花费个把小时。信息智能化管理不仅解放了大量人力、提高了效率，还大大降低了雨雪天气职工上井的安全风险。现在无论晴天和雨天，电子巡井的工人在室内就能实时监控井场和抽油机的工作状态，完成资料录取、调冲次调参数、启停机工作。

盯紧生产成本 省一分比挣一分钱易

电费占有延川南煤层气田操作成本35%，而集输场站压缩机用电、排采机抽用电则是电费中的大客户。在每月的经济活动分析中，生产和财务管理部门都要对各个站区压缩机进行逐台分析，查找电费增长和下降的原因，分析什么型号、多大功率的压缩机组合既能满足生产又能节约能耗。经过进一步优化，1-10月份千方气耗电同比下降15度/千方，节约电300多万度，节省费用147万元；对于排采井机抽，则根据液量、冲次开展间抽试验，单井日耗电下降3度/天，节约电83万度，节省费用40万元。

作业措施方面，扩大推广应用加药与阴极保护器，腐蚀穿孔作业井比例由7.5%降至3.9%；优化管杆组合及扶正器结构，偏磨导致作业的比例由16.7%降至9.2%；自行加工撬装洗井车，处理井筒煤粉，大大降低卡泵躺井几率。同时，开展废旧设备、物资重复利用，开展报废油管、抽油杆置换等业务，节约投资成本。