2025-04-05 08:06 乐鱼体育最新登录地址
高产水气井的管理是实现气田效益开发、资源高效利用的重要手段。面对井筒积液、地层压力下降、排水采气技术局限性及环保压力等挑战，中国石化以提高采收率为目标，不断探索解决方案，创新发展高效排水采气技术，实现了气田的效益开发。
柯文奇：高产水气井在天然气开发中面临的主要挑战涉及井筒管理、储层特性、技术应用及经济效益等多个方面。
一是井筒积液与携液能力不够。高产水气井产水量大时，井筒流动压力损失大，气体流速不足以携带液体至地面，导致井筒积液，段塞流加剧，气井产量降低甚至停产。
二是地层压力下降与产能快速递减。采用衰竭式开发的气田，地层压力随开采时间延长逐渐降低，导致气井井口流动压力接近或低于外输压力，无法维持自喷生产。
三是排水采气技术的局限性与成本压力增大。现有排水采气技术，如气举、间歇关放等，虽能部分解决积液问题，但面临作业成本高、管柱腐蚀、排采工艺适应性不足等挑战。
四是气藏动态监测与优化困难。高产水气田水侵监测方法受限，水侵路径认识不明确，边底水推进方向预测误差大，排水措施针对性不强，易造成过度排水或排液不足。
五是环保与可持续发展压力持续增大。高矿化度地层水需严格处理方可排放或回注，高产水气井产出水处理成本高。高强度化学剂、气举、电潜泵等高能耗排采工艺应用，也会带来地层伤害、环境污染及高能耗问题。
王雨生：气井产水后，会对天然气正常开采造成多方面的危害，其中，采收率降低大多数表现在两方面：一是地层水在储层中以卡断、绕流、封闭孔隙等多种形式，使部分天然气被封闭形成“死气”无法采出；二是气井携液能力低，无法依靠自身能量排液，井筒易积液造成产量迅速下降甚至水淹停产，采收率大幅降低。
排水采气是通过排水（如气举、泡排）设备提高产水气井采收率的重要手段之一。一方面，排出气井井筒中的积液，避免气井水淹停产，提高采气量；另一方面，降低积液对井底的回压，使井底与近井储层之间流动压差增加，某些特定的程度通畅近井储层与井筒之间的流动通道，有利于近井天然气和地层水流向井底而被排出井筒，较大程度解除水封气，来提升气井采收率。
柯文奇：利用排水采气技术提高气田采收率的核心在于通过提高井筒排液效率、延缓气藏压力衰竭、抑制水侵伤害，并结合智能化与绿色低碳技术，实现储层能量的高效利用。
一是针对性选择排水采气工艺。根据气井不同开发阶段和井况特点，对高含水井全生命周期产水规律，做好最优工艺组合匹配，缩短工艺适应周期，利用复合工艺协同增效提高工艺的有效性。
二是利用智能化与数字化技术，提升对气井和工艺适应性的认识和评价。利用产剖测试、分布式光纤、低频电磁波无线监测等技术，提升气井生产动态监测水平。利用人工智能、数字孪生等技术，提升工艺有效率。
三是低成本与绿色技术创新。优化节能降耗工艺，减少外部能源依赖。推广地热、风能、太阳能驱动的井下泵、地面泡排装置等，减少传统能源依赖，降低碳排放。开发生物酶或纳米材料替代传统表面活性剂，使用减少地层伤害的“绿色泡排剂”等。
王雨生：川西中浅层气藏为多层叠置复合型低渗致密弹性气驱气藏，气藏无明显边底水，储层含水饱和度高，气井开采过程均不同程度产水。该气藏已滚动开发40余年，因储层致密，气井产气量低，尽管产水量小，但对正常生产影响较大。
针对川西中浅层气井产水问题，西南油气经多年应用研究，形成了适应气井开采特点的排水工艺技术体系：开采早期，充分的利用气井自身能量，优化管柱排水工艺和柱塞气举排水工艺；开采中后期，压力及产量低、携液能力差，采用差异化泡沫排水工艺。
针对日产气大于3000立方米、略低于携液临界流量的气井，采用常规泡沫排水技术；对日产气介于1000~3000立方米的低产气井，开发了低密度、低表面张力泡排剂，形成了低产气井泡排技术；对日产气小于1000立方米的产量极低气井，实施增能泡排；对含凝析油气井，形成了含凝析油泡排技术；对积液严重井，形成了车载气举排水、槽车气举排水等技术。此外，为解决单一排水工艺效果差的问题，形成了“气举+泡排”“连续油管+气举+泡排”等复合排水工艺。近年来，还成功开展了涡流管排水、超音速雾化排水等新工艺研究及应用。
目前，川西中浅层气井年实施排水工艺措施超71000井次，气藏综合递减率保持在8%以下，年增产达1.1亿立方米以上。
葛 兰：江汉油田针对涪陵页岩气田的气井生产情况，主要形成了气举排水采气、泡沫排水采气和机械排水采气3种排水采气工艺技术。
气举排水采气工艺主要是针对水淹停产或积液井，利用高压气井的能量或天然气压缩机为气举动力，向井筒内注入高压气体，以此来补充地层能量，排出井底积液，通过以气增气的方式恢复气井的生产能力。
泡沫排水采气工艺针对受持续返排影响的低产、低压、间歇生产井及尚有一定产能的水淹停产井。通过向井底注入能够遇水产生泡沫的表面活性剂，当井底积液与化学药剂接触后，降低了水的表面张力，借助天然气流的搅动，把水分散并生成大量低密度的含水泡沫，改变了井筒内气水流态，在地层能量不变的情况下，提高了采气井的带水能力，把井下液体举升到地面，使间歇生产井、水淹停产井复产。
机械排水采气工艺针对日产水20立方米以上的高产水气井。其中，抽油机排水适用于气藏中后期低压间歇井和水淹气井的排水采气，将有杆深井泵下入井筒动液面以下适当深度抽汲排水。电泵排水采气工艺是将电泵装置随油管一起下入井底，将气井中的积液从油管中迅速排出。
王雨生：一是持续深化气藏的气水赋存关系研究，优化气井部署、完井工艺、压裂工艺等，从系统角度考虑气井投产后排水及提高采收率问题。二是持续深化高含水储层体积压裂后气井的产能评价和合理配产研究，预防高含水储层气井过早产水而影响采收率。三是持续加强低压低产气井经济有效的低成本排水工艺应用研究，积极探索超音速雾化排水+泡排、超声波排水、U形管排水及其组合工艺等低成本排水新工艺技术，提高开采效益。
葛 兰：目前，江汉油田在涪陵页岩气田试验了潜油直线电机柱塞泵排水采气工艺，已初步证实水平段、极限扬程、小排量举升排采具备可行性。接下来，江汉油田将进一步深化气田采气工艺技术攻关，推动排水采气提质增效，保障页岩气井低压低产阶段生产效果，提升生产时率，力争气田长期稳产。
江汉油田还将重点推动采气工艺智能平台建设。计划开展“多工艺智能联动托管平台”试验，形成指令并实现远程自动执行“增压+”复合排采工艺优化措施，让问题井及时恢复生产，让正常生产井实现科学开采，增强气田开发效果。
柯文奇：产水气井排水采气技术的发展趋势需结合当前技术瓶颈与现场需求，以及国内外研究现状及实际应用案例分析，从加强基础理论与适应性研究、开展高效低成本工艺攻关、智能化与数字化技术融合、开发绿色低碳技术等方面持续攻关。
未来高产水气井排水采气技术的发展需围绕智能化、低成本、复合工艺及绿色低碳等核心方向，结合具体气藏条件与生产需求，形成适应性更强的技术体系。应着重关注海上气田、高含硫气井的特殊限制和低压气井的排水采气工艺创新，同时也加强基础理论研究以突破技术瓶颈，助力气田高效、低碳、绿色、智能化开发。
“采气工程技术的合理应用，能挽救先天不足的气井。气井就像孩子，后天的培养教育至关重要。”华北油气采油气工艺专家蒋文才介绍。
华北油气大牛地、东胜气田，除具有致密气藏典型的低压、低产特征外，还有高产水、井深等特点。东胜气田平均水气比在5（每产出1万立方米气能携带出5立方米水）以上，有些区块水气比甚至达到8，依靠自然能量、不采取强制排水采气工艺技术就可以生产的气井仅占1/5。华北油气石油工程技术研究院与采气厂通过自主创新、研发引进，形成了一系列应对高产水气藏排水采气工艺，率先在国内高含水难动用边际气田实现了效益开发。
东胜气田气藏类型多样，气井分为“大气大水”“大气小水”“小气大水”“小气小水”四类，依据排液和举升能力，全生命周期可分为“自主携液期”“泡排+”“机械排采”3个阶段。经多年探索，华北油气已建立全生命周期排水采气技术体系，确保气藏稳产。
针对含水气井生产变化快、排采工艺优化难的问题，华北油气形成了井-藏协同排采工况分析方法，解决了单一携液模型指导不足的难题。开采初期，地层能量充足，自主携液成本低。在此阶段，技术人员优化自喷携液期采气管柱技术，平均自喷携液期达900天；形成精细化泡排稳产技术体系，研发多种泡排剂，形成井筒积液诊断和自动化加药技术，支撑1783口泡排井生产，技术应用成功率超85%；通过柱塞气举解决低产气井气液滑脱问题，在大牛地气田应用65口井，平均单井日增气8%。
在“泡排+”阶段，产量降低，他们形成了负压采气、循环气举、混输增压、氮气气举等技术。J30-7-P3井正处于此阶段，技术人员依靠本井气源，实施循环气举作业，日产气9000立方米，日产水约10立方米。同时，他们引进混输增压技术，利用星旋混输增压泵降低井口回压，将混合积液与天然气抽至集气站。“之前，JPH-319井完全依靠气举作业维持生产，日产气6000立方米，1个月要气举作业六七次，经济效益差。混输增压技术在该井试验成功，日产气达到8700立方米，生产时率提升至100%。”华北油气采油气工艺专家刘岳龙说。
当气井进入生产后期机械排水阶段，华北油气探索抽油机、电泵、同井采注、螺杆泵、直线电机泵、射流泵六类机械排采工艺，形成机抽、射流泵、电潜泵排采工艺体系，明确不同工艺适用边界。日产水在30立方米以下的气井应用机抽和射流泵排水采气技术，日产水30立方米以上的气井应用电潜泵排水采气技术，累计应用85井次，产气1.44亿立方米，有力支撑了高产液井产能释放。
在含水气井开发后期，特别是高产水气井，传统排水工艺已不足以满足需求，机械排水技术逐渐占了重要地位。“机械排水虽成本高、管理难，但仍是解决排水难题的首选，其中抽油机排水就是典型。”刘岳龙介绍。
抽油机排采工艺相较其他工艺适应性更强。JPH-416井因积液停产，后采用抽油机排采工艺，初期日产气8000立方米，累计产气137万立方米。J66-5-3井多次气举、泡排无效，采用机抽后日产液最高21.1立方米，累计产气261万立方米。
为延长抽油机井免修期，技术人员改进抽油泵和防偏磨工艺。J66P7H井安装塔式抽油机后，免修期达1487天，日耗电仅175千瓦时。
为降低管理难度和工作量，他们还开发了抽油机远程控制系统，实现数据实时录取、报表自动生成、远程启停、自动间开、压力监测、故障诊断等功能。
针对高产水气井，技术人员研发同井采注技术，通过井下液气分离器实现水气分离，水回注水层，气产出井口，高效排水，释放产能。目前已在42口气井开展试验，累计产气6790万立方米。该技术先后经历了6次迭代升级，泵免修期短的问题得到逐步破解，最长检泵周期突破410天。
随着高液气比气井压力下降，应更换小径管柱利于排水，但成本比较高。针对此难题，华北油气迭代攻关多孔智能管与自适应协同排采技术，实现“一次作业，全生命周期排采”，为含水气藏控递减稳产提供了新思路。
2023年12月，自适应协同排采技术在J58P18H井试验成功，替代原辅助泡排、放空带液生产，实现高产水气井长周期高效排采。该井于2017年投产，地层压力低，稳产难度大，曾采取多种措施但未能正常生产。新工艺由小油管与井下自适应气液分配器组成，实现液体均匀进入生产油管，消除液柱段塞压力突增现象，利用小油管携液性能，实现气液顺利产出，并通过地面远程控制系统动态监控参数，适应气井生产变化。
此外，他们还研发了智能敷缆管排水采气技术，采用复合塑料加工井下智能化连续生产管柱，内嵌智能电缆、光纤及高精度传感器，实现井下数据在线采集与积液诊断，降低电缆作业风险。该技术已在东胜气田JPH-525井试验成功，实现了自喷携液生产，延长了气井自喷周期，解决了传统管柱腐蚀、摩阻大、数据无法采集等问题。
为解决大牛地气田低压低产液气井排液难题，技术人员开展气动压差泵技术攻关，利用地层能量驱动，可应用于浅井，使气井持续带液生产。目前，已针对4口优选井进行论证分析，为该技术国产化及自主可控提供保证。
抽油机排水：抽油机排水是机械排水工艺中最经济高效的技术，能耗低、投入成本低，但高含水气藏埋藏深、温度高、腐蚀性强等特点，易造成抽油机排水泵效低、卡泵和检泵周期短等问题，气井管理难度大，前期开井率低。
对此，华北油气改进完善了井筒工艺，优选长柱塞悬挂深抽防砂泵、固塑抽油杆等，解决了深抽泵漏失量大、卡泵、偏磨和气锁的问题；优选低速直驱电机+钢丝曳引塔式抽油机，降低了噪声和能耗；设计了地面流程，实现了气、液分别计量和混输进站；研发了自动化监控系统，提高决策效率，降低管理难度。
同井采注：针对高产液气井水处理成本高、高含水气藏无法有效动用的问题，研发了电泵同井采注技术，通过应用井下气液分离增压、桥式分流封隔器等多项工艺和工具，实现只产气，水不出井筒直接回注地层，减少了废水拉运、处理等费用，该技术在2024年经集团公司鉴定达到国际领先水平。
气动压差泵排水：大牛地气田经过多年开发，低压低产液气井占比增加，产量递减加快。低压低产液气井由于储层埋藏相对较深，少量的积液就轻易造成水淹停产，常规的柱塞排水、泡沫排水等技术已不能够满足排水的需求，而机械排水成本高，因而研发了气动压差泵排水采气技术。气动压差泵利用天然气自身的压力推动气活塞，从而带动气液活塞运动来排出井筒积液，气活塞面积比液活塞面积大，因此能利用天然气的较低压力将液举升至地面，实现低压产水气井的自喷生产。通过多年论证，华北油气自主研发出样机，属国内首创，室内试验收到良好效果，接下来准备开展现场试验。该技术能不依靠外来动力实现气井自喷生产，是低压低产液气井低成本排水技术的发展趋势。