该井1988年10月投产初期采用套管生产，套压30MPa，月产气2805104m3，采出程度为147%.1988年12月到1989年8月期间，日产气15104m3左右，之后套压下降到025MPa，因补孔无效而关井，继而报废。1995年9月，因油田原油生产供气形势空前严峻，供气缺口没有接替资源，所以采用了泡沫排水技术对朝521井实施排除井底积液措施，经过反复三次排液，该井套压升至24MPa，投入生产后产气峰值达185104m3，稳定产气量为5000m3/d；产水15t/d，遂于1995年12月安装抽油机抽水采气，终于使这个停产长达6年之久的报废气井重新恢复了正常生产。1996年春季随着油田用气量的增加，对该井放大生产，日产气9000m3以上，由于毛细管的渗吸作用，天然气被封存起来，形成水封气，同时降低了储层渗透性，增加了渗流阻力，生产半年后井口压力降至02MPa，已不能进入天然气集输系统而再次被迫关井。
地层产水的处理从历史资料可知，每采10000m3天然气大约产水35t，采用抽油机抽汲排水工艺操作简单、经济适用、运行可靠。抽油泵下入深度为680m，较气层中深6138m低662m，这样既保证了抽油机负荷较轻，同时又能保证气层不被水淹，从而使得气层稳定产气。与采用泡沫排水工艺相比，一次投入较高，但投入正常运行后费用并不高，而且不会发生泡沫排水对环境构成污染，节约大量宝贵的天然气资源，符合健康、安全、环保精神。
凝析水的处理尽管大量的地层水被抽出排放，仍然会有少量的水以水蒸汽的形式与天然气一道进入地面集气管道。为了防止冬季生产过程中这些水蒸汽在管道中凝析出来结冰或形成水合物冻堵管道或阀门，在井口安装一级气水分离器收集绝大部分凝析水，在分离器中加注适量的防冻剂（甲醇），然后将相对干燥的天然气送入二级分离器进行二次分离，再一次分离出水或杂质天然气增压计量外输二级分离器中的干燥天然气以002006MPa的压力进入压缩机进行增压后，经流量计计量外输至天然气集输系统。根据朝521井的产气能力、地质要求及形成水合物的条件，选择NGG70型天然气聚集螺旋压缩机。动力为燃气发动机，压缩机组、发动机及所属阀门、仪表和控制设备均组装在同一橇座上。该机吸入口压力001007MPa，排出压力03506MPa.系统具有进出口压力、冷却液温度、润滑油量及压力等全自动保护，避免了设备意外损坏，安全性极高。流量计采用旋进旋涡气体流量计，天然气经过流量计计量后输往天然气集输系统。
抽汲排水增压采气工作制度1995年12月，朝521井启抽进行抽汲排水采气，到1996年11月关井，套压由140MPa下降至020MPa，产气量由6300m3/d降至600m3/d，由于压力与产气量同时降低，根据气井的地质特征及开发动态，分析判断是因为气井生产过程中，气流将地层水带动前移，聚集到井筒周围，形成水封气，地层天然气的流动阻力增加，生产后差渐大，井口压下降直至停产。因此，采用合理的工作制度是保证气井稳产、提高气田采收率的重要环节。
鉴于朝521井的特殊条件，从经济的角度出发，不适合采用CO2泡沫气体压裂、酸化等方法对地层进行改造，只能采用简易工艺完成采气过程。
为此制定了3条措施：控制抽汲排水速度，避免因排水速度过快而造成地层水舌进对气流通道的封锁；控制采气速度，使气、水产出达到相对稳定的平衡；定期对两级分离器进行积液排放及对地面管道、阀门进行防冻保护。经过反复摸索，找到了一个较为理想的工作制度：每两天启动抽油机抽汲排水46h，排出井底积液35t，利用压缩机保持产气量15003200m3/d，一级分离器每天放空排液一次并加注甲醇58kg，二级分离器每周放空排污一次并加注甲醇15kg.自1999年11月采用这个工作制度以来，该井以28003100m3/d产气水平衡定生产。
体会和问题讨论（1）地层水舌进及凝析水积于低压气井井下，对全井的危害很大，在没有发生水淹以前，确定合理的工作制度是经济、高效开发天然气资源的关键，是提高气田天然气采收率的必由之路。对于少量凝析水的气井，应尽早采用泡沫剂排出井底积液，避免积液对井筒周围气层造成通道封锁，增大天然气流动阻力，影响天然气产量。早期采用泡沫排水工艺具有投资少、见效快、消耗低、工艺参数易于调整的特点，是少量凝析水气井*佳的排水技术。
（2）朝521井采用泡沫排水采气虽然初期效果显著，但气井仍然不能连续生产，甚至安装抽油机抽汲排水也不能保证气井连续生产，笔者认为是投产初期采气速度过快，造成大面积气层水浸形成堵塞，渗流通道减小，供气能力下降所至。
