面对复杂地质条件下气田开发的技术挑战，重庆页岩气公司实施"数据驱动、增压优化、产销协同"三位一体战略，通过地面集输系统适应性分析，构建起高效运行的"大运行"体系，为非常规天然气开发提供创新解决方案。

　　一、数字孪生赋能管网智慧决策

　　依托专业研究院所技术支撑，公司构建覆盖气藏-井筒-地面的多物理场耦合模型。通过部署500+智能传感器，实时采集温度、压力、流量等多维度数据，建立精度达98%的管网数字孪生体。基于2024年全周期运行数据，完成12种工况模拟，创新提出"动态压差平衡法"，使分输方案响应速度提升40%。在足202脱水站压力边界条件下，实现气井产能与下游需求的智能匹配，单日增输能力突破50万立方米。

　　二、全生命周期增压管理创新

　　针对低压气井开发难题，公司建立"三阶段"压力管理模型：在早期预警阶段实施预防性维护，平稳运行阶段采用智能配产，临界干预阶段启动分级增压。通过对比集中式增压与平台分布式增压的能效比，优化形成"1+3+N"增压布局(1个中心增压站+3个区域增压点+N个平台增压单元)。在足203平台试点显示，该模式使老井稳产周期延长18个月，气井采收率提升12%。

　　三、产供销全链条动态平衡

　　构建"平台-管网-市场"协同分析平台，集成GIS系统、SCADA系统和市场预测模型，形成"日监测、周调度、月平衡"机制。通过扩建足212、208H1平台脱水装置，新增就地消纳能力10万立方米/日;协调足来线、足虎线管网运行，建立"峰谷错时"输配方案，使外输干线利用率提升35%。创新开展"气电联营"模式，与发电企业签订长期照付不议协议，锁定年度销量2.8亿立方米。

　　四、战略升级展望

　　公司正在研发基于AI的管网自适应系统，计划年内实现压力调节阀自动开合、压缩机智能启停等功能。同时推进"绿氢制备"项目，利用富余产能建设日产5吨的氢能源示范装置，探索非常规天然气多元化利用新路径。

　　通过系统性技术攻关，重庆页岩气公司已形成具有自主知识产权的集输系统解决方案，使单井平均配产效率提升22%，运营成本降低15%，为行业提供了页岩气高效开发的新范式。