截至12月10日，今年，中国石化东北油气分公司松原采油厂在龙凤山气田应用增压技术，累计增产天然气428万方。增压技术解决了气井积液问题，充分释放了老井产能，为龙凤山气田的开发注入了新动力。

    据了解，目前松原采油厂龙凤山采气管理区已投运6个增压点，共11口气井增压生产，日增天然气量6万余方。增压井的平稳运行为松原采油厂今冬明春的保供提供了保障。

    龙凤山气田是位于松辽盆地上的一个凝析气田，凝析油含量高、地露压差小。随着开发的不断深入，部分气井患上了压力降低、携液能力变差、产量递减快的“老年病”。 “只有找到病因，才好对症下药，才能使老井重新焕发生机！”采油厂达成了开发共识。

    2019年初，松原采油厂对已投产的40余口气井进行了全面摸排分类，重点分析积液井、低压井的生产动态，确定了气井“老年病”的根源在于积液。气举、泡排有效期短，并非一劳永逸。为了形成长效的排液机制，采油厂决定实施增压开采。

    说干就干。通过综合考虑气井剩余储量、地面工艺等因素，松原采油厂制定了增压“三步走”计划。第一步降低废弃压力，使停躺井复产。北209井因积液重已经无法正常生产，4月份投入增压生产后实现了间开生产，日产气量增加1500方/天，增压试验取得了良好效果。第二步增大生产压差，使间开井连续生产。北201-19HF井能量低、油套压差大、需频繁放空排液，投入增压生产后排液效果好，产气量明显增加，日产气量增加6000方/天，达到持续稳产。第三步助排井筒积液，使高产井稳定生产。北201-12HF井产量高，但是油压较低接近进站压力，产量、压力波动大无法稳产，增压生产后实现了稳态排液，油套压趋于稳定，日产气量增加5000方/天。