2021年9月25 日，随着普光气田气井恢复气液交换能力，油压最高恢复至22.6MPa，标志着高含硫气井首次地层堵水获得成功。

“最美科技工作者”（三）|大气田里的“定海神针”！

2021年9月25 日，随着普光气田气井恢复气液交换能力，油压最高恢复至22.6MPa，标志着高含硫气井首次地层堵水获得成功。

庆祝的人群里，有一个人格外开心，他是中原油田石油工程技术研究院提高采收率工程技术研究所所长徐海民，这位年轻的博士，把普光气田当作了自己的孩子。

他下定决心要解决困扰普光气田水淹井复产的技术难题。

受高含硫、高温的地层条件和永久性完井管柱的限制，高含硫气井地层堵水是一直困扰普光气田水淹井复产，同时，国内外没有气/水选择性堵剂，连可借鉴的气井堵水案例都极为鲜见，水淹随时可能造成气田产量断崖式下降。

徐海民走上了自主创新的路子，他在创新工作室里向团队成员表示，“普光气田就像我们的孩子，无论成与败，咱们必须向前迈出这一步！”

为了啃下这块硬骨头，徐海民带领大家反复论证，制定了“堵+疏”复合控水技术方案。他每天和技术人员一起泡在实验室里做配方，从配液、泵注到放喷，每一个技术环节，徐海民都盯在现场。在大巴山里共同的奋斗经历，使他和作业队的队员结下了深厚的友情，大家都喜欢这位接地气的博士。

终于，在D402-2H井开展的现场试验取得了成功。

“一切都值得，这也坚定了石油人在气井堵水技术突破的信心。”徐海民说道。

作为一名“油二代”，徐海民毕业后一直从事普光高含硫气田堵排水、聚合物驱和储气库建设的技术研究与现场实践工作，他的身上，继承了父辈无私奉献的石油精神，也凝聚了新时代石油科技工作者的创新力量。

2021年以来，随着F601-1井和F602-1井产水量逐渐增大，在F601站-F602站之间的低洼处积液现场十分严重，管线的清管作业周期由1个月加密至4天。管道积液会降低管输效率、导致上游输压升高，同时积液会引发管道腐蚀、增加管线开裂的风险，影响管线安全运行。由于高含硫环境下清管作业风险高，劳动强度大，一线职工苦不堪言。

徐海民同技术人员讨论后，制定了管道泡沫排液的技术方案，开发了“绿色高效、弱稳定的泡沫体系”。该技术自2021年11月2日现场应用后，排液效果显著，清管周期延长至30天以上，被大家亲切的称为 “让管道积液无处遁形的一把利器”。

承担及参与省部级科研项目11项，油田级科研项目12项，普光生产项目4项。

其中，申请国家发明专利10项，授权国家发明专利3项，授权实用新型专利1项……从2014年参加工作至今，这是徐海民为油气事业交上的答卷。

8年来，徐海民带领团队自主研发出的环氧-酚醛树脂体系和耐蚀封堵剂，使中原油田在高含硫气井化学堵水领域保持国际先进水平，摆脱了对国外技术的依赖。他创新研发出一套适合于不同物性气层的耐高温缓膨气密封堵体系，实现高温、长井段的长期密封。

他承担完成了13西储气库和卫11储气库58口老井的封堵工作，封堵工艺成功率100%，保障了中原储气库群的建设与顺利投产……记者 刘迪

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