问题——山地气田集输“起伏大、积液多”，影响稳产增效。 记者3月2日从中原油田获悉，针对通南巴区块山地丘陵地形导致集输管线起伏大、低点易聚液等难题，中原油田近期开展泡排提效先导试验并达到预期目标。截至目前，试验累计排液78立方米，有关井站日增产天然气约2万立方米，管网运行效率与气井产能释放同步改善。业内人士表示，积液若长期得不到有效治理，不仅会推高管网能耗、降低输送能力，还可能增加后续作业组织难度，影响气田安全平稳运行。 原因——地形与工况叠加，液体滞留与运移规律难以判断。 通南巴区块地处复杂山地丘陵，集输管线爬坡下坡频繁，气液两相流管内受地势变化影响明显，液体易在低洼段聚集并形成“液塞”，进而引发压力波动和局部阻塞。同时，山地管网工况变化快、参数离散度高，传统经验法难以对积液位置、运移路径及排液窗口作出可靠判断，治理中容易出现“药剂不匹配、投加不精准、效果不稳定”等问题，成为影响产能释放的关键瓶颈。 影响——既关系单井产量，也牵动管网安全与整体运行效率。 中原油田相关技术人员介绍，积液治理效果主要体现在两上：一是井筒与管网压降改善，气井回压降低后更利于增产；二是管网运行更稳定，可降低异常波动风险，提升输送组织效率。此次试验带来的日增气量，说明治理措施对释放单井潜力具有实际作用；同时，排液过程安全平稳，也为后续管道内检测等作业提供了更稳定的工况条件，有助于提升管网精细化管理水平。 对策——以“模型+药剂+闭环”打通治理链条，提高可预测、可复制能力。 为破解上述难题，中原油田石油工程技术研究院在试验中采用“模拟先行+药剂创新+现场闭环”的技术路线：首先，技术团队构建复杂山地管网高精度数值模型，对不同工况下的压力分布与液体聚集趋势进行预判，为措施设计提供依据；其次，围绕集输管网两相流特征，自主研发适配的专用泡排剂，增强携液能力、提高排液效率；再次，在现场应用中依托实时压力等关键参数动态校核，及时反馈并优化模型与投加策略，实现对积液运移轨迹的可视化调控与精准干预。试验显示，措施后结果预测符合率达92.8%，模型与现场匹配度较高，泡排携液效果明显，为山地气田积液治理提供了更稳定、更可控的技术路径。 前景——从“解决一处堵点”到“形成一套方法”，为致密气田效益开发提供支撑。 业内分析认为，山地丘陵区气田开发普遍面临管网起伏大、工况复杂、治理成本高等共性挑战。此次先导试验不仅验证了模型驱动与药剂协同的可行性，也为后续扩大应用积累了数据与经验。下一步，若能在不同管径、不同坡度和不同产液条件下持续完善参数库与工艺包，形成标准化作业流程与评价体系，有望深入提升治理措施的通用性与经济性。随着气田进入稳产与递减并存阶段，围绕“降回压、提效率、控风险”的系统治理需求将更加突出，此路线有望在更多同类型致密气田开发中发挥示范作用。
在全球能源格局加速调整的背景下，中原油田的这项实践展示了能源企业在复杂工况下的技术攻关能力，也表明了数字化手段与传统能源开发的融合潜力；随着“双碳”目标推进，此类兼顾提效与绿色开发的技术创新，有望为保障国家能源安全提供更有力的技术支撑。