本报讯（记者段睿 通讯员段雨辰 赵轩康）井场征地缩减70%，单井地面投资降低20%！10月28日，在陕北地区煤岩气（深层煤层气）生产现场，以往占地面积大、工艺设备多的分输井场已被“小而精”的混输井场替代。这背后是长庆油田在煤岩气（深层煤层气）集输工艺上的关键突破。作为中国石油首创技术，该工艺目前已在25口井上成功应用，为煤岩气（深层煤层气）规模效益开发提供有力支撑。
　　煤岩气（深层煤层气）作为天然气增产的新亮点，于2024年入选全国油气勘探开发十大标志性成果。鄂尔多斯盆地煤岩气（深层煤层气）资源禀赋优越，增储上产潜力巨大，是长庆油田建设500亿立方米战略大气区的重要稳产接替资源。
　　与致密气不同，煤岩气（深层煤层气）初期日产液量大，行业传统做法是采用“气液分输”工艺，但该方案需在井场建设分离设备及采出液输送管道，不仅井场占地面积大、建设周期长，地面投资也远高于致密气开发。
　　煤岩气（深层煤层气）的高产液量是一道绕不开的现实难题，而传统分输工艺带来的高成本同样是必须直面的瓶颈。“在黄土高原山区，若沿用传统分输模式，长庆油田的煤岩气（深层煤层气）根本无法实现规模效益开发。”长庆工程设计有限公司副经理刘银春说。
　　2025年4月以来，长庆工程设计有限公司天然气设计部立足黄土高原复杂地形地貌与地质条件，结合煤岩气（深层煤层气）生产特性，组建了“煤岩气（深层煤层气）效益开发党员突击队”。团队赴多家油气田、高校开展深度调研，与装备及管道制造企业展开经验探讨，深入分析已投产气井生产特点，经多轮方案论证、数据计算比选与现场生产互证，最终突破并创新形成黄土高原地区煤岩气（深层煤层气）混输技术——“气液混输采气、阀组双管运行”集输工艺。该工艺不仅大幅缩减占地面积，还减少了中间管理节点，有效破解征地难、建设慢、投资高、管理难的现实难题。
　　针对煤岩气（深层煤层气）混输中的腐蚀、积液、段塞流和水合物等问题，攻关团队制定了流动保障措施、优化集输运行模式、部署在线监测系统，有力保障站外气液混输系统安全受控。
　　下一步，团队将围绕低成本管道、混输流动保障优化、关键设备等方面开展研究，形成具有长庆特色的煤岩气（深层煤层气）地面集输与关键设备技术体系。