特色“诊疗”让老气井重焕生机

  日前，江汉油田涪陵页岩气田焦页60-6HF井因井底积液不产气。针对井下复杂情况，技术人员进行联合“会诊”，最终采取“增压+泡排”组合式复产技术措施，使气井恢复连续生产，目前日产量达4万立方米。

  涪陵页岩气田已开发11年，不少气井“年老体衰”，携液采气能力弱，影响了气田的高效开发。涪陵页岩气公司针对老气井各类复杂情况，利用智能气田平台“坐诊”、使用车载式增压机组开展“巡诊”、积极开展技术专家“会诊”，使一大批老气井重新焕发生机。2023年，该公司实施老井综合治理措施689井次，增气4.11亿立方米，超计划1.61亿立方米，2024年1月，实施老井综合治理措施36井次，增气5000万立方米。

  2024年1月28日，涪陵页岩气公司技术中心工艺所工程师陈筱琳登录智能气田平台，点击页岩气井生产预警与预测界面，发现焦页9-1HF井产量降为零，电脑提示为“积液”和“出砂”。她赶紧核实数据、制定技术措施，对这口气井进行远程“治疗”。

  涪陵页岩气田有800多口投产井，星罗棋布地分布在重庆涪陵大山深处，管理区域广。

  “山高路险，还有众多溪流沟壑，假如没有智能气田平台，技术人需要跋山涉水‘地毯式’排查异常井，人力、物力消耗巨大。现在，大数据成为生产‘指挥棒’，让我们大家可以在办公的地方‘坐诊’，工作效率大幅度提高。”涪陵页岩气公司技术中心工程师李牧介绍。

  2021年3月，涪陵页岩气公司借助云计算、大数据等技术方法，建设智能气田平台，设置计算引擎，创建了一套气井智能预警系统，形成了“挖潜-选型-实施-评价”的气井一体化治理体系，可及时预测与核实气井水平段积液、油管穿孔、管线滞液等异常情况。

  利用互联网、大数据技术，“生病”的气井可自动发出“求救”信号，技术人员根据智能气田平台推荐的排查方法与措施建议，对所有异常井及数据来进行诊断和分析，在线上完成气井异常“诊断”，实现工艺自动选型、方案自动编制，以及对生产异常问题精准识别、精准施策。

  智能采气平台的建立改变了传统的单链条、单方向串联模式，实现多个部门及地质、工艺等多个专业实时在线大规模协同研究，优化了生产组织和工艺研究模式，实现采气管理数字化、排水采气措施决策智能化。

  焦页181-3HF井是一口间开井，通过车载式增压机组实施气举作业实现了连续生产，目前日产气4万立方米。这一过程从准备到完成仅用了12小时。

  车载式增压机组就像气井的随身“医疗站”，复产效率高，还能节省大量人力和物力。

  最初，气田进行气举作业采取橇装式增压机组，每次作业都需要动用吊车和有关人员参与搬迁、安装等工作，各项工作烦琐，作业周期至少3天。

  为了提高气井复产速度，气田引进了4台车载式增压机组。它们能根据各区块老井复产需要，随时调配、随时出发，在井场间穿梭，将压缩后的高压天然气注入要气举的气井，提高井筒内气体流量和流速，有效增大生产流动压差，可把井筒积液携带出来，释放气井产能。

  相比橇装式增压机组，车载式增压机组移动便捷，作业效率更加高，还能就地取材，以气井井口气源为燃料，经济环保、适用性很强。此外，车载增压机组的排量更大，注入的气体压力更高，能够很好的满足超深井和超长水平段气井气举作业工况，大幅度的提高了工作能力。

  技术人员一直在优化工艺，对增压机组放空管线、排污管线和安全阀放空管线种管线连接方式，缩短了现场施工时的管线连接时间，降低了施工作业难度，避免了气举放喷作业时井筒液体返排至机组内，提高了机组安全作业系数；加装远程操作控制柜，在气举作业过程中，能远程进行数据观察和启停机操作，使气举作业更精准、智能；针对部分气源井井筒出砂和液量大的情况，在机组前端加装缓冲罐或过滤器，对气源进行前期过滤，让气源更好地满足增压机组运行需要，确保机组安全高效运行。技术人员还根据同一采气平台高产高压气源井少的现状，创新思维，利用管网气作为气举气源，将管网气进行压缩增压后，注入要气举的气井，帮助气井排积液，迅速恢复“体能”。

  焦页26-2HF井受邻井压裂影响出砂，堵住了气路，产量下降，为减少气井出砂量，技术人员对该井实施控产，但出砂依然严重，产量降为零，多次采取放喷排液措施没有效果。对此，涪陵页岩气公司技术中心与江汉油田工程院及现场技术人员对其进行联合“会诊”，先泵注50公斤起泡剂，再实施气举措施，成功救治该井，日产气达2.3万立方米。

  “影响气井生产的因素众多，出现的问题千奇百怪，遇到复杂情况，我们成立技术专家组，开展联合‘会诊’，解决气井各类疑难杂症。”李牧说。

  焦页60-8HF井因旁边的环境问题，实施气举措施时不能放喷，无法增大压差进行排液。技术人员到现场开展联合调研，一直在优化气举流程，在站内新建一个气举作业流程，向井下泵注起泡剂焖井，降低井底积液密度后，再利用气举技术措施将这口气井“救活”，日产气达4.5万立方米。

  部分高产水井关停时间长、治理难度很大，技术人员集思广益，通过查阅各种文献，反复研究论证，创新思维，决定开展抽油机排水采气先导试验，就是将有杆深井泵装置用于地下井筒内，像抽油那样，把井筒积液从井筒里抽出，让气井保持在平稳的压差范围内实现连续采气。

  为增强抽油机排水采气技术适用性，技术人员群策群力，针对难题集中“会诊”，一直在优化井下工具组合，调节冲程、冲次等工艺参数，提高了抽油机的抽汲能力，采用双闸板防喷盒密封，解决了抽油机排水采气时井口高压密封不严的难题。

  技术人员还不满足，把游梁式抽油机改进为皮带式抽油机。涪陵页岩气公司采气一区副经理杨宗桂介绍：“相比游梁式抽油机，皮带式抽油机稳定性强、安全系数高、智能化程度高，具有自动调节冲程、冲次等优点，能够有效节约生产所带来的成本。”

  2023年，涪陵页岩气田新增17台抽油机，多口高产水、长期关停井变成增产主力井。

  近年来，气井低产低效态势严峻。中国石化低压低产气井占比近35%，效益生产面临巨大挑战。让更多低压气井复产，提升气井生产时率、措施有效率、采收率，成为气田稳产的必由之路。

  受地质、工程差异化因素影响，气田生产面临以下问题：开发气田种类多，流体性质差异大，常规低压气井、含硫低压气井、含凝析油气井对排采和积液复产工艺带来了挑战；随着多分段压裂水平井应用，慢慢的变多的深层气投入开发，深度越来越深、井型越发复杂，工艺适应性受到挑战；油气田用工逐年减少，气井逐年增多，靠人工难以实现高效生产。

  针对以上问题，石油勘探开发研究院采油工程研究所成立项目团队，对低压低产气井“问诊把脉”。面对低压低产气井量大面广、日趋复杂等问题，形成了储层-井筒流动模拟分析、气井工况诊断等分析方法，产品研制与数智化转型相结合，探索出包含低压气井生产智能化分析、生产参数智能化优化、工况调整智能化控制在内的排采与复产方案。

  气井自投产起，如同从婴儿茁壮成长到壮年，再到年老体弱，需要采气人员的精心呵护。

  石勘院技术团队多次深入大牛地、涪陵、永川、东北等气田现场来测试分析，为气井建立生产档案，逐井分析气井压力、产量、液气比变化规律，为了使气井稳产效果最大化，在统筹考虑地层供给和能量消耗的基础上一井一策构建气井健康图，并搭建气井健康管理平台，实现气井工况智能化分析、预警与管理。

  复杂气井积液和复产问题成为关注焦点，技术团队以需求为导向，锚定技术目标，攻关有明确的目的性的技术方案。针对东北、华北地区低压含凝析油气井积液问题，研发耐“四高（高温、高矿化度、高含凝析油、高含二氧化硫）”泡排剂，累计应用200余井次，在高矿化度、高含硫化氢等低压气井中均收到较好效果，平均增气26.8%。针对进入低压阶段的涪陵、永川页岩气井水平段和造斜段排液难的问题，创新研发溶芯式气举阀、自力开关式气举阀，解决了多级气举在带压作业井筒中下深不足的问题，实现水平段深度排液复产。针对柱塞气举长时间运行过程中井下工况一直在变化，参数调整适应性变差导致工艺失效的问题，研发具有温压监测功能的柱塞，大幅度的提高柱塞工艺适应性。为了更好的提高气井排采工艺的适应性，开发智能柱塞、智能泡排及微型温压监测装置，提升采气数智化水平。

  目前，深层超深层低压气井、高水气比气井的排液采气仍存在诸多难题需要破解，需要持续推动气井排液采气向智能化、低碳绿色化方向发展，重点在以下几方面做攻关：

  一是绿色、低碳、智能排采工艺。智能排采是促进气井稳定生产的关键，充分的利用“测-控-调”一体化技术方法，持续提升智能排采水平，减少积液放喷，助力低压气井绿色、低碳、智能复产。

  二是全生命周期宽排量排采工艺。页岩气、致密气、煤层气等非常规资源的开发，受大规模压裂影响大，需要开展气井全生命周期排液采气技术研发。

  三是深层超深层排采工艺。深层页岩气、深层煤岩气开发给排采带来更多挑战，4000米以深的排采工艺目前还存在诸多问题，亟待攻克。

  近日，我国首口高含硫连续气举排水采气试验井——普光气田大湾4011-2井，运用量身打造的“注氮保护+油管冲孔+连续气举”排水采气工艺，先导试验取得成功，标志着高含硫井连续气举排水采气工艺取得重大突破，为普光气田见水井、积液井维持高产稳产提供了解决方案，成功填补国内该领域技术空白。

  随着普光气田持续开发，边底水快速推进导致部分气井大量产水，“良田被水淹”现象愈加严重，目前，9口气井水淹停喷，10口气井带液生产，日产水量230立方米，日产能损失超200万立方米，成为气田高产稳产的一大难题。

  “常规排液采气工艺已不再适应生产需求，由于普光高含硫气井采用永久式完井管柱，动管柱作业难度大、风险高。在不动管柱前提下，前期实施的堵水措施成功率低。”普光分公司开发管理部副经理陈建说。为此，油田成立专项团队研究攻关，最终确定油管冲孔气举连续排液工艺方案。

  该方案确定了连油输送射孔、橇装膜制氮气举复产、变制度气举探索最优生产制度、氮气压井+缓蚀剂预膜防腐、跨隔式封隔器备用封堵孔眼恢复井筒完整等5项措施预案，对施工、生产、紧急等情况实现全覆盖，从设计层面保证安全。

  “以大湾4011-2井为例。该井是一口间歇生产井，每生产十几小时就因井筒积液停产，只能关井恢复压力，待井筒液面下降后再次开井，极度影响气井生产时率。”陈建说。

  通过大量调研、充分论证，工程与地质结合，攻关团队最终优选大湾4011-2井作为首口连续排液采气先导试验井，第一个“吃螃蟹”。

  与经纬公司中原测控公司联合攻关，精选射孔仪器开展地面试验，确保精确射穿油管的同时不损伤套管，实现了套管与油管的连通，建立了气举循环通道，解决了高含硫气井永久封隔器管柱无法气举的难题。截至目前，该井已先后成功完成连续油管冲孔、液氮气举施工，日产气量10万立方米左右，预计可延长大湾4011-2井生产期3~4年，焕发了积液井的“青春活力”。

  该井的阶段性成功，验证了油管冲孔气举工艺的可行性，为普光高含硫气井排水稳产探索出新路，为后续产水井的连续排液生产奠定了基础，开国内类似工况下高含硫气井连续气举工艺应用先河，填补了一项国内技术空白，为国内其他高含硫气田排水提供了借鉴。

  “2023年我们对59口低效、无效气井实施措施改造作业，日增气26.4万立方米，全年累计增气4321万立方米，超额完成产量任务。”华北油气采气一厂生产技术室副主任王排营说。

  大牛地气田经历20年勘探开发，已连续稳产30亿立方米10年以上，生产气井有2000余口，随着生产年限增加，年年都会产生部分低效、无效气井，采气一厂对这部分气井采取有明确的目的性的措施改造，有效延长气井寿命。

  大牛地气田纵向有7套气层，开发初期选择条件较好的气层开采，随着开发不断深入，这些气层的地层能量逐步衰竭。

  “2005~2006年投产的老井部分井套管腐蚀严重造成漏失，因无法生产而关停。”王排营说，“我们重新悬挂4寸套管，再次建立井筒产气通道。”

  D1-1-144井于2006年投产，原来的生产层位是盒3段、太2段，因套管漏失而无法生产，技术人员开展潜力分析，认为这两套气层的剩余气不多，而其他未动用气层具有较大的储量潜力。采气一厂决定重新悬挂4寸套管，对未动用的盒1段、盒2段、山1段这3套气层进行压裂改造，该井投产后，日增气4800立方米。

  在生产过程中，气井会因多种复杂因素无法正常生产。DPT-116井是2016年投产的井，正常生产时日产气3.1万立方米，但后来附近气井在压裂施工时压窜，造成该井中部套管变形而关井停产。

  采气一厂措施作业项目组认定该井仍具备一定的储量潜力，修复套管后能恢复产量。2023年7月，他们对该井套管变形部位实施修复作业，并采用连续油管钻除水平段预置滑套、分段气举等举措，将水平段目的层疏通干净。“该井产量恢复到每日3.5万立方米，比关井前还高一些。”采气一厂生产技术室副主任师郑鸿说。

  “针对井筒条件完好、原先层位没有产量的气井，我们直接实施射孔、压裂作业，打开其他有产能的层位。”郑鸿介绍。

  DK13-FP8井是2020年部署在下古生界的一口定向井，因产气量较低没有投产。该厂通过封堵下古生界气层，上返打开上古生界山1段、盒3段气层，获得日产气2.3万立方米，自去年4月投产以来，累计产气490万立方米。“2023年，我们用这项工艺施工了5口井，日增气5.7万立方米。”郑鸿说。