随着大牛地气田开发年限的增加，气田整体进入低压低产模式，为满足气田开发需求，自2018年开始实施二次增压方案。方案实施后，根据气田综合调整要求，新投气井并管就近接入附近集气站，但高压新井（平均油压10.2MPa）倒灌低压老井（平均油压2.7MPa），高低压井难以并管同开。针对这一问题，工程院从气井流入动态、节流压降、管线压力分布等方面持续优化节流参数设计，反复论证不同配产方案下的节后合理压力。最终形成大牛地气田并管同开气井的井下节流工艺设计技术，满足了大牛地气田新老并管井组个性化、差异性设计需求。全年共完成并管同开气井的井下节流工艺设计36口，实现新井生产时率99.8%，并管老井日均贡献产量16.1万方/天。针对补孔转层措施井新老产层压差大、存在层间干扰的问题，工程院、采气厂技术人员多次沟通论证“新层节流+协同合采”工艺的可行性与适用性、新老产层产能分配合理性的问题，创新形成上新下老、下新上老、上下新中间老、上下老中间新四种不同模式下的“新层节流+协同合采”采气工艺方案。2019年设计及应用“新层节流+协同合采”新工艺方案3口，生产时率99.9%，累计释放产量470万方，实现了补孔措施井高、低压产层协同采气，保障了老井产能贡献。
差异化井下节流工艺的全面推广应用有效的解决了新老井并管同开、措施井分层协同合采的问题，保障了气田开井率和低压气井产能的有效释放，为实现大牛地气田硬稳产提供了保障。
