5月16日，西南油气田公司中坝气田中34井井站员工正在站内优化调整集输系统，以实现气井稳定生产。相关负责人表示，作为已连续开发近50年的老气田，正锚定老井挖潜年度增产1712万方目标，打造“中坝气田零递减开发样板”。
中坝、九龙山、平落坝等老气田经数十年开发，进入开发后期，关停井、低产低效井较多。西南油气田公司坚持向老井要效益，依托开发大调查和气井分级分类管理，优化气田生产运行组织，通过生产措施优化、关停井复产及上试挖潜，提高老气田采收率。
今年以来，西南油气田公司锚定全年在川西北地区老井挖潜6000万方增产目标不动摇，以树立2个目标、成立1个专班、落实落细6项具体措施为工作思路，精准施策强管理，让老井焕发新活力。加大组织保障、设备保障和工艺创新；做好地质评层选井、老井潜力分析，开展挖潜措施论证、完善地面配套工艺。摸排资源潜力井23口，第一轮优选9口井尽快达产，通过加砂压裂、上试、零散气回收等措施，日增产11.5万方至16万方。
在老井挖潜过程中，针对不同类型气藏特点，分类制定措施对策，突破开发瓶颈。中坝气田须二气藏坚持“北排南控”，保持排侵平衡，强化工艺维护，实现气藏零递减。长停井重点以组合排采工艺实现复产，采用“注气+气举”“解水锁+泡排”等组合工艺实现9口井复产，累增产141万方。常开井重点以集输系统优化实现稳定生产，中坝34井站、中坝20井站优化调整，预计年增产500万方。
依托信息化数字化手段，引技提效。西南油气田公司持续超深井排水采气工艺技术攻关，开展国内首口超六千米含硫气井龙004-X2井气举复产工艺试验，全力破解气田开发难题。应用新一代远程自动开关井装置的工况训练、智能运算功能优化开井制度，提升生产时效。间开井重点以自动化手段实现常开，安装装置35套，增产气620万方。中坝气田须二气藏及魏城1井优化气井自控生产措施，10口井年度预计增产约840万方，广元地区年度15口措施井有望增产664万方，邛崃地区关停井复产20口，预计年度增产1191万方。
开展“三高”气井降压生产提高采收率，西南油气田公司通过制定实施双探1井、龙004-X1井降压开采及环空压力监控方案，成功实现气井降低井筒控制压力生产，井筒风险总体受控，采收率分别提高了15.9和6.7个百分点。同时，应用一体化排采撬回收放喷天然气，用时7天成功实现文浅201井放喷天然气回收。
