截至5月5日，长庆油田采气三厂日产天然气量达到1107.19万立方米，为完成全年天然气产量37.35亿立方米的生产任务奠定了坚实基础。
采气三厂克服苏里格气田“三低”地质特性，探索能使气田开发“强筋壮骨”的核心技术，先后在地面优化、标准化设计、模块化建设和数字化管理等技术领域大胆实践，成功敲开了气田经济有效开发之门。
厂长谭中国说：“是新观念和新认识开创了苏里格气田规模有效开发的新局面，科技创新则是打开气田有效开发之门的金钥匙。作为气田生产主力，我们始终将打造现代化科技大气田作为企业发展的长远目标。”
创新转动“科技魔方”
为攻克制约气田开发的一系列技术难题，这个厂实施科技创新工程，沿着“自主创新、集成创新、消化吸收再创新”的科研技术管理思路，率先在气田建设中开辟了苏14重大开发试验区。开展评价井、水平井、大型压裂等一系列先导性现场评价试验和二维、三维及多分量地震储层预测技术攻关、井网试验和压裂技术研究。创新应用12项开发配套技术，逐步完善以高精度二维地震为核心的井位优选，以PDC钻头为代表的快速钻井，以井下节流为关键的地面简化技术等6项关键技术。实现了单井产气量提高10%，采收率提高5%-10%，单井综合成本控制在765万元之内的开发目标。
这个厂努力打造数字气田，把技术创新作为推动科学发展的利器。通过3年的摸索实践，逐步建立完善无线传输、数字电台、井口紧急截断阀试验、远程控制等技术管理模式。有效实现了从控制中心到项目部、集气站、单井全区域、多层次、智能化的控制；促进了苏里格气田关键技术的突破、集成技术的创新和配套技术的全面推广应用；实现了先进技术开发的引进、消化、吸收和应用。转动“科技魔方”，让气田生产柳暗花明。
挖潜探寻“点金之术”
这个厂组织技术力量长期坚持开展低产低效井的挖潜研究工作，深入讨论影响气田开发管理的技术难题。同时依托高校院所科研资源协同攻关。通过新型节流器试验，进一步优化井下节流、排水采气等技术，使配套技术序列日趋完善。
针对苏20区块气井低产低效情况，这个厂选取实验气井，制定方案，大力推行气井管理技术责任承包制度，精心划定“责任田”，针对各区块气井指定技术人员进行责任连带，指导井站做好气井日常维护管理，组织生产动态分析，优化泡排加注工艺，及时处理气井突发的异常情况。
管理打开“效益之门”
10年的沉淀积累和实践总结，使采气三厂探索出了一套符合技术开发需求的气田管理模式，构建了“统一指挥、统一协调、分区定制、效率为先”的生产组织框架和科学有效的“厂、作业区（处理厂）、集气站、单井”4级技术开发管理格局。
依托数字化管理推动科技创新步伐，这个厂先后对数字化管理平台6大功能进行升级。实现了气田数字化与A2系统的无缝对接，形成了数字化管理网络，在集输气干线中间阀室增设了视频和运行参数监控，确保了集输气干线的安全平稳运行。
在苏14-2站开展了无人值守站建设试验，通过完善自控功能、优化工艺设置，强化生产现场远程监控管理及生产过程智能分析、控制功能，实现了“远程控制、无人值守”的全控网络管理。
苏里格气田正向着“绿色、和谐、科技”的现代化大气田迈进。
