今年以来，重庆页岩气公司依托“油公司”管理模式，持续提升开发工艺、提高建产效率，通过加快地面项目建设、优化完整性管理、推动产销平衡等措施，保障产能充分释放，为高质量完成全年生产经营任务发挥积极助力。
精细地面建设管理。严把地面工程施工全过程安全与质量关，加强事前施工图细化、事中质量管理，优化工艺设计，推行页岩气地面建设标准化2.0设计和橇装模块应用，推动项目过程管理标准化和精细化。压实内部集输线路建设时间节点，倒排进度大表，狠抓施工建设质效，实现气井排采阶段见气就可倒入管网生产，切实做到气量“颗粒归仓”。严格按照西南油气田公司工程建设管理要求，进一步加强对设计单位的现场指导及项目监督管理，严控工程变更管理程序，确保建设工程项目施工过程合法合规、质量进度平稳受控。截至目前，已高效建成投产页岩气平台8座、150万三甘醇脱水装置两套、返排液转水泵站8座、集输管线112千米，足202脱水站二期建设的“页岩气过滤分离集成橇+TEG再生橇”被中国石油油气和新能源分公司授予优秀一体化集成装置奖。
优化完整性管理。统筹考虑片区管网规划、产能建设节奏、集输系统运行情况等因素，持续加强地面集输系统运行评价与分析，精心制定年度工作计划，不断提升地面集输系统完整性管理。紧密与生产运维单位的沟通协作，定期开展清管通球作业、杀菌剂加注、站场全面检测等工作，同时引入智能化、信息化手段监测平台，积极推进分布式光纤振动报警监测试点，深入排查风险隐患并落实整改措施，有效降低管道和站场失效率。今年已实现平均腐蚀速率小于0.07毫米/年，重点装置、集输管道的持续稳定运行;已投运的112千米集输管道实现了投产至今零失效，为区块产能有效发挥提供保障。
加强产销平衡管理。提前早期谋划，抓实分析论证，采取就地消纳与外输消纳“双管齐下”破解产能发挥难题。优化工艺流程，攻克技术难关，高效组织完成足206H1平台、足208H1平台分子筛脱水装置建设，实现页岩气达标就地消纳;充分调研、积极对接，与重庆气矿等单位建立常态化沟通机制并得到大力支持，适时掌握动态调控，优化扩展外输通道，实现产销平衡。同时，积极与相关单位落实合作边界条件和技术措施，形成产、输、销多方合作共赢的良好局面。
