□本报记者 马献珍 通讯员 赵 楠 程宇飞 闫志洪 刘成举

    混输增压排水采气、循环气举作业、机抽排水、同井采注……在华北油气东胜气田，技术人员谈论最多的就是排水采气工艺技术。

    位于鄂尔多斯盆地北缘的东胜气田，是国内罕见的致密低渗高含水气藏，70%的气井含水量高，个别气井初期日产水达到100立方米，多数气井初期日产液在10立方米以上，气井生产成本高、管理难度大、递减率高，效益开发面临世界级难题。

    “不少气井要经常依靠制氮气举作业，将积液举出才能维持生产，一个月要实施6~7次，大幅增加了作业成本。”华北油气采气二厂厂长齐宏伟介绍，“气井高产水，增加了运输及处理费用，产能释放受到地层水压制，掩饰了真实的地层能量，气田的资源量难以体现，影响气田整体开发部署。”

    有业内专家说，开发东胜气田就得把水“玩”转。为寻求有效的排水采气工艺技术，华北油气不懈探索，逐步形成针对气井全生命周期、不同生产特征的差异化排水采气工艺技术。

    精准维护延长气井寿命

    “每口井的生产状况不同，必须采取不同的工作制度及排水采气工艺技术。”采气二厂生产指挥中心副主任蒋振国说，“因此，我们将气井分为A、B、C、D四大类实施差异化管理。”

    气井的能量达到携液临界点以上，依靠气井自身能量即可完成排水采气，保持正常生产，归为A类井。

    A类井是产量贡献的主力军，需要科学配产：配产太高，会导致气藏孔隙闭合和水体快速推进，造成气井递减加快；配产太低，地层水难以被携带出井口。

    当气井出现异常情况时，技术人员会及时采取补救维护措施，避免出现水淹停产。“就像人一样，想健康长寿就得经常保养、健身。我们不仅追求初期高产，而且要坚持气井全生命周期管理，实现累计产气最大化的目标。”蒋振国说，“近期我们通过合理优化下调配产，实现了控压生产，气井递减有望得到控制。”

    排液能力低于携液临界点、高于携泡临界点的气井，归为B类井。这类井依靠自身能量不能完成携液，需要向井内加注泡排剂，将地层水化为泡沫，降低了气水混合流体比重，从而可以被携带出井口。

    JPH-10井就安装了泡排剂自动加注装置，可以实现定时、定量精准加注，还可以远程控制，避免员工每天巡检，只需定期补充药剂即可。该井日产气8000立方米、产液2立方米，目前生产稳定。

    当气井能量低于携泡临界点以下时，必须采用借助外力的“泡排+”手段，归为C类井。这类井在泡排作业同时，需要辅助采用气举作业、间开生产等手段维持生产。

    当地层能量进一步降低，或含水量过高，造成泡排剂失效，气井处于水淹关停状态时，必须依靠外力将水排出才能复产。这些气井被归为D类井，是技术人员重点治理的对象。

    循环气举“救活”停产井

    循环气举的作业原理是选择一口能量较高的邻井，将管线接到水淹井，利用高压将水淹井积液排出，大牛地气田运用这种方法“救活”不少低产水淹井，但使用这项技术受限于必须有高产的邻井。

    今年以来，东胜气田引进了新的循环气举技术，在丛式井组应用。

    “J58-8-10井组属于D类井，基本处于关停状态，初期日产气仅1900立方米。”采气二厂副厂长吴伟然说。应用循环气举技术后，目前该井组日产气1.8万立方米、产液8立方米左右，保持连续生产。

    这项新技术的优势在于，只要井组有一口井产气，就可以通过压缩机将天然气增压，再用高压天然气举出其他井的积液。

    由7口井组成的J30-5-3井组只有一口井日产气达到3万立方米，剩余6口井均因水淹关停，华北油气应用循环气举作业，利用一口井的天然气增压，将另外6口井全部“救活”，合计日增产气8000立方米。

    目前，循环气举技术已在5个井组应用，下一步将在5个井组24口井推广。

    增压混输替代间开生产

    C类气井能量低，技术人员通常采用氮气气举作业、间开生产的方式治理。气举作业是把氮气注入井内，将积液举出，但气井正常生产不久还会发生水淹，频繁气举会增加生产成本。

    间开井是关停一段时间，气井压力恢复后再开井生产，当压力降至不能生产时再关停。

    去年底，东胜气田引进了“增压混输”技术，利用星旋混输增压泵降低井口回压，将井内的积液与天然气混合抽上来，混输至集气站。“JPH-319井完全依靠气举作业维持生产，日产气6000立方米，一个月要气举作业6~7次，经济效益差。”齐宏伟说，“气举作业容易将地层水挤进气藏，对气层造成伤害，而增压混输是从井口向上抽，不会伤害储层。”

    目前，增压混输技术在该井试验成功，日产气8700立方米、产液2~3立方米，替代了频繁气举作业，生产时率由67%提升至100%。

    “智能柱塞机器人排水采气技术也适用于B与C类之间的井，它是利用气井的压力，推动柱塞上移将积液排出井口，实现智能化排水。”采气二厂技术员史强说。

    目前，智能柱塞排水采气技术在两口井应用效果较好，JPH-432井加注泡排剂也无法连续排液，应用新技术后日产气1万立方米、产液5立方米，实现连续生产。

    机械排液成水淹井救星

    “通过查看同井采注J72P18H井排水情况，我们找到了存在的问题，及时对生产制度进行优化，日增气1000立方米。”华北油气石油工程技术研究院专家刘岳龙对J72P18H井的产气效果非常满意。

    同井采注技术可在井内实现气液分离，天然气出井口，地层水回注到地层，适用于高产水的水淹井。2020年试用该技术后，因井下电潜泵卡泵故障率较高，被迫中断。

    为破解这一难题，技术人员配备新型电潜泵，在J72P18H井试验，截至7月初，该井累计产气超200万立方米。“今年再次改进该技术，费用降低了23.2%，为高含水气藏有效开发指明了方向。”刘岳龙说，“下一步，我们计划选择两口井对这项技术迭代提升。”

    2021年5月投产的高产水气井DPH-480井，日产液18立方米、产气6000立方米，当年9月水淹关停，10月采用抽油机排水，日产液14立方米、产气3344立方米。

    为消除抽油机电泵排水出现的弊端，今年，技术人员在东胜气田试用直线电机泵排水采气技术，这是适合中产水气井的新工艺，相当于将地面常规的抽油机动力系统下移至井内，解决水平井偏磨下深受限难题。

    该技术在J58P2H井试验成功，初步见气，但是在下入过程中压力温度传感器失效，导致工作制度优化困难。为此，他们优选耐高温、密封性能更好的传感器，加强下井过程中电缆的保护，同时修改软件，便于数据查询和分析，确保直线电机泵试验稳步推进。

    与此同时，同心双管电泵排水技术在大牛地气田DPH-70井试用初步成功，初期日增气2.4万立方米，进一步丰富了高产液井排采技术体系。

    相比DPH-70井，东胜气田JPH-394井井筒条件更恶劣，对同井双管电泵提出了更高要求：储层深，要求泵的举升压力高；地层温度高，需要电泵机组绝缘性更好。“目前，JPH-394井已完成下泵作业，安装好地面流程，接上电源后即可投运，大家都期待这口井取得成功。”吴伟然说。

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    位于鄂尔多斯盆地北缘的东胜气田，是国内罕见的致密低渗高含水气藏，含水量高的气井达到70%，个别气井初期日产水达到100立方米，多数气井初期日产液在10立方米以上，气井生产成本高、管理难度大、递减率高，效益开发面临世界级难题。华北油气为寻求有效的针对性举措，不断尝试多种排水采气工艺技术，并持续迭代升级完善，确保了高含水气井稳定生产。