成果：

    深层页岩气高效采输一体化技术

    创新形成集输增压一体化、测试采输一体化、全模块集约化的高效采输技术，威荣气田地面建设成本大幅降低，成果已成为中国石化页岩气田标准化设计规范。

    攻关故事：

    深层页岩气井单井初期产量高，但产水量也高，产量和压力递减较快，严重影响高效开发。

    对此，西南油气采输团队提出设想：“页岩气储层会不会就像一块威化饼干，水一泡就散了？”

    受此启发，团队决定开展大量岩芯覆压水化实验、气液两相渗流及应力敏感实验求证，最终决定让压裂液在储层中多留一会儿，再慢慢释放返排。他们摸索出合理的焖井原则、焖井时间和控压排液制度，使气井可采储量平均提高了10%~20%。

    可采储量的问题解决了，还要解决排水的问题。

    深层页岩气井液气比高、产量压力递减快，常规气田“泡排治百病”的方法收效甚微。为了开出页岩气井强排液、促稳产的“良方”，西南油气石油工程技术研究院与采气四厂密切跟踪气井生产状态，针对每一口井的特点制定专属的“健康食谱”。

    有的井产液量大，泡排工艺成本高、水处理难度大，他们就采用井下撞针加分体式新型水平井柱塞及配套工具进行排液；有的井满足泡排工艺条件，就采用一泵对8井的起消泡一体的整体自动泡排装置，提升泡排精细化管理水平……通过不同方式，气井单位压降产气量提升了40%，产量递减率下降了13%。

    在威页49井站，技术团队应用自主研制的一体化采集气工艺装置，实现橇块功能集约化提升，平台建设周期缩短60%，占地面积缩小30%。

    气井测试求产时，地面流程尚未建好，因此多采用放喷测试方式。技术团队巧妙利用测试流程和采输流程的异同点，将部分测试设备用于采气，在测试流程中预设采输设备，形成试采一体化技术。与传统放喷模式相比，平均单井减少焚烧量220万立方米，提前2~6个月投产，目前已推广应用17个井台83口井，累计回收放喷天然气1.82亿立方米，减少碳排放量60.5万吨。

    初期建好的大容量集输管网，往往在后期出现冗余，造成投资浪费。技术团队以管网满足气田各生产阶段集输要求且成本最低为指导，创新提出了“平台串接+单管集输”“以增压半径确定平台串接集输半径”的思路，提高了气田集输能力，降低了成本费用。