排水采气工艺技术及其发展趋势（精选合集）

第一篇：排水采气工艺技术及其发展趋势

国内外排水采气工艺技术及其发展趋势

一、国内排水采气技术

1、泡沫排水采气工艺

泡沫排水采气工艺是将表面活性剂注入井内，与气水混合产生泡沫，减少气水两相垂直管流动的滑脱损失，增加带水量，起到助排的作用。由于没有人工给垂直管举升补充能量，该工艺用于尚有一定自喷能力的井。

泡沫排水采气机理 a.泡沫效应 在气层水中添加一定量的起泡剂，就能使油管中气水两相管流流动状态发生显著变化。气水两相介质在流动过程中高度泡沫化，密度显著降低，从而减少了管流的压力损失和携带积液所需要的气流速度。

b.分散效应

气水同产井中，存在液滴分散在气流中的现象，这种分散能力取决于气流对液相的搅动、冲击程度。搅动愈激烈，分散程度愈高，液滴愈小，就愈易被气流带至地面。气流对液相的分散作用是一个克服表面张力作功的过程，分散得越小，作的功就越多。起泡剂的分散效应：起泡剂是一种表面活性剂，可以使液相表面张力大幅度下降，达到同一分散程度所作的功将大大减小。

c.减阻效应

减阻的概念起源于“在流体中加少量添加剂，流体可输性增加”。减阻剂是一些不溶的固体纤维、可溶的长链高分子聚合物及缔合胶体。减阻剂能不同程度地降低气水混合物管流流动阻力，提高液相的可输性。

d.洗涤效应

起泡剂通常也是洗涤剂，它对井筒附近地层孔隙和井壁的清洗，包含着酸化、吸附、润湿、乳化、渗透等作用，特别是大量泡沫的生成，有利于不溶性污垢包裹在泡沫中被带出井口，这将解除堵塞，疏通孔道，改善气井的生产能力。

1.1）起泡剂的组成及消泡原理

起泡剂由表面活性剂、稳定剂、防腐剂、缓蚀剂等复配而成。其主要成分是表面活性剂，一般含量为30%～40%。

表面活性剂是一种线性分子，由两种不同基团组成，一种是亲水基团，与水分子的作用力强，另一种是亲油基团，与水分子不易接近。当表面活性剂溶于水中后，根据相似相溶原理，亲水基团倾向于留在水中，而亲油基团倾向于分子在液体表面上整齐地取向排列形成吸附层，此时溶液表面张力大幅降低，当有气体进入表面活性剂溶液时，亲水基团定向排列在液膜内，亲油基团则定向排列在液膜内外两面，靠分子作用力形成稳定的泡沫。

1.2）起泡剂的注入方式

起泡剂一般从油套环空注入，水呈泡沫段塞状态从油管与气一同排出后，在地面进行分离。注起泡剂的方式有便携式投药筒、泡沫排水专用车、井场平衡罐及电动柱塞计量泵等多种，需根据井场条件选择。

1.3）性能要求 除具备表面活性剂一般性能外，还要求具有起泡能力强、泡沫携液量大及泡沫稳定性适中等特殊性能。常用的表面活性剂有离子型、非离子型、两性表面活性剂及高分子聚合物表面活性剂。

1.4）适用井的特点：

（1）自喷井中因气水比低，井底压力低，垂管流动带水不好，形成了井底积液的井，表现为产气量下降，油压下降（油管生产），套油压差值上升，产出水不均匀或呈股状，出水间歇周期延长，井口压力波动等。（2）因积液而停喷和间喷的井，经过关井放喷，气举或其它措施排出了井内积液，在注入了起泡剂的作用下改善垂管流动状态后就可自喷或延长自喷周期的井。这类井在开井排积液前就可注入起泡剂，开井时即可起助排作用。

1.5）目前使用范围 液体起泡剂

井的产水量≤300m3/d，井底温度≤130℃。固体起泡剂：由于采用人工从油管投放，每日投入量有限，只适用于产水量低于30 m3/d的井和间歇排出井底积液的井。

1.6）工艺评价

（1）该工艺技术不复杂，使用的设备、工具较简单，易于操作管理，矿场推广实施快，费用低，气水同产井自喷生产后可普遍采用，提高日产气量和延长自喷期。统计数据表明，此项工艺每增产1m3天然气费用低于0.01元，是经济效益最高，最易于矿场推广的排水工艺。（2）泡沫排水只是一种人工助排工艺，当井的产水量上升，气层压力下降和气水比下降到一定程度时，仅靠注入起泡剂，就不可能在维持自喷生产，需代之以其它人工举升的排水工艺。（3）需定时定量向井筒添加起泡剂。工艺的排液能力不高，一般在100m3/d左右，气液比较小。（4）井身结构要求严格。（5）工艺参数的确定难度较大。

2、优选管柱排水采气工艺

小油管排水采气工艺技术适用于有水气藏的中、后期。此时井已不能建立“三稳定”的排水采气制度，转入间歇生产，有的气井已濒临水淹停产的危险。对这样的气井及时调整管柱，改换成较小管径的油管生产，任可以恢复稳定的连续自喷。

2.1）技术原理

1）油管直径过小，虽可以提高气流速度，有利于将井底的液体排出，但在油管中的摩阻损失大，一定井口压力下所要求的井底流压高，从而限制了气井产量。2）油管直径过大，虽可以降低气流速度及摩阻损失，从而降低流压，提高气井产量，但过低的气流速度无法将井底液体携至地面，最终造成井底积液、流压升高而限制产气量。

必须根据气井的产能状况优选合理的管径，充分利用气藏的能量，尽可能多地使井底的液体能及时被气流携带到地面，以获得最大产气量。

2.2）工艺评价

优点：（1）属自力式气举，能充分利用其藏自身能量，不需人为施加外部能源助喷。（2）变工艺井由间歇生产为较长时期的连续生产，经济效益显著。（3）设计成熟、工艺可靠，成功率高。（4）设备配套简单，施工管理方便，易于推广。

缺点：（1）工艺井必须有一定的生产能力，无自喷能力的井必须辅以其他诱喷措施复产或采用不压井修井工艺作业。（2）工艺的排液能力较小，一般在120m3/d左右。（3）对11/2‘’小油管常受井深影响。一般在2600m左右。

3、气举排水采气工艺

气举排水采气工艺类似于气举采油，即将高压天然气注入气井内，以改善产层的两相渗流状态，减小垂直管流的压力损失，建立足够的生产压差将井底的积液排出。此工艺在四川威远气田获得了较成功的应用。由于气举排水工艺的推广，一些不产气井变成了高产井，气藏产气量自1985年开始实现了连续3年年产气量保持在3×10m以上，取得了较好的经济效益。

3.1）工艺评价

优点：（1）可适应的排液量和举升高度变化范围大，为各项人工举升排水工艺之首。（2）对特殊和复杂条件适应力强，对井下的高温、腐蚀环境、出砂、井斜、井弯曲、小井眼和含气量高等适应力强，气水比越高越有利；对间歇生产井，产水量变化的井，或交替产出大股水、大股气的井均能适应，这是机械泵排水所不能的。（3）井下工具简单、工作可靠，检修周期长，工艺推广实施快；因井下工具简单，无运转部件，故工作时间长、可靠；井下气举阀的更换和维修技术简单，检修周期在一年以上。（3）操作管理方便，易为现场掌握。只需按要求注入一定气量或一定压力的高压气，井口无需住人管理、操作、资料录取和井的分析，与气水同产的自喷井相类似，不涉及机电等专门知识和技能。（4）费用低，不用电。投资与抽油机排水相近，若邻近有高压气井，可直接作为动力，则费用更低。

缺点：（1）工艺井受注气压力对井底造成的回压影响，不能把气采至枯竭。（2）封闭式气举排液能力小，一般在100 m3/d左右，使工艺的应用范围受到一定限制。（3）在无高压气井时，需用天然气压缩机提供高压气，增加了

83施工及管理工作量，增大了费用。（4）套管必须能承受注气高压。（5）高压施工，对装置的安全可靠性要求高。

4、机抽排水采气工艺

抽油机排水采气就是将有杆深井泵装置用于油管抽水，套管采气。这种方法适用于气藏中、后期，低压间歇井或水淹气井，且天然气不含或低含硫。

4.1）工艺评价

优点：（1）直接将泵置于井下，只要有足够的泵挂深度，就可以在很低的回压下排水采气。（2）装置简单，工作可靠，可用天然气和电作动力，易于实现自动控制，其安装使用和维护技术易于为矿场掌握。（3）投资少，并可使装备多井运转。（4）对于排水量不超过80 m/d，要求泵挂深度不超过1250m的井是一种可行的排水采气工艺。（5）工艺井不受采出程度影响，并能把气采至枯竭。

缺点：（1）需要深井泵、抽油机，由于井深，排量要求大，动力装置的配套在目前阶段苦难较大。（2）受井斜、井深和硫化氢影响较大，目前泵挂深度仅能达到1500m，排量100m3/d左右。（3）鉴于气水井与油井性质差异较大，尚未完全解决配套问题。（4）该项工艺需长期连续供电对分散较远的井，需有单井连续发电能力，增加了推广此工艺的难度。

35、电潜泵排水采气工艺

电潜泵排水采气是将油井采液用的电潜泵下入气水井井底，启泵后将井底积液迅速排出井口，使水淹井的井底回压得以降低，气水井能恢复稳定生产。

5.1）工艺评价

优点：（1）电潜泵因泵挂深度大，排量高，适用于压力低、产水量大的排水采气井。若以井深3000m，泵挂深度2650m计算，井底的回压可降到5~6个Mpa，比气举排水对井底的回压更低。（2）采用了可调速的变频机组，可在低速下启动，故能多次重复启动而不损坏电机；可人工调整井下机组转速，达到调整井下泵的排量和扬程，因而对井的产液量变化有一定的适应能力，这对气水井很重要。（3）易于安装井下温度、压力传感器，在地面通过控制屏，随时直观测出泵吸入口处温度、运行电流、压力等参数。（4）自动化程度较高，安装、操作、管理方便。（5）不受井斜限制。

缺点：（1）需安装高压电源。（2）主要装备在井下，对于单井裂缝系统，气井复活后，难于取出多井多次运用，使装备的一次性投资较大。（3）电机、电缆寿命受井温影响。由于高温下电缆易损坏，使井深受限制，目前仅能应用于3000m左右井深。

6、柱塞气举排水采气工艺 柱塞泵井下排水采气法。该方法是采用普通杆式柱塞泵将分离出来的水 压人下面的地层。井的上部是产气层,下面是出水层,而注人水层在封隔器的下边。与常规水驱气方法相比,它可减少水的损失量,增加气产量。由于水气在井底分离,并直接注人井下,采气效率非常可观。更大的益处是改善了采出气的质量,减少气含水。

在美国，柱塞气举被认为是最佳的排水采气工艺。由于柱塞气举所需的气体由自身的套管气提供，勿需其它动力设备，生产成本低。国内应加强研究，继续消化和完善这一工艺。

6.1）工艺评价

（1）柱塞举升基本上消除了液体回落（滑脱），提高了垂管举升效率，对产水量不大，而气水比较高的井采用柱塞气举可延长自喷期。（2）柱塞举升仅适用于产液量低的井，一般不超过40m3/d。（3）工艺设备简单，一次性购置和安装费用低。（4）薄膜阀由氮气驱动，每周消耗一瓶氮气外无其它消耗。（5）由电子控制器程序控制薄膜阀的开关和柱塞的上升下落，日常管理工作很少。

二、国外排水采气工艺技术

2.1）成熟工艺技术的发展

近年来,气井排水采气工艺技术方面的发展主要是新装备的配制。如机抽工艺在抽油机方面发展了多种变形产品,如胶带传动游梁式、旋转驴头式、双驴头式、数控液压式等抽油机开发了可调速驱动电机、自润滑井下泵柱塞、油管旋转器、陶瓷泵阀等抽油机配套设备及部件在抽油杆方面,研制了铝合金抽油杆、不锈钢抽油杆、玻璃钢抽油杆等多种新型高强度、耐腐蚀、耐磨损的抽油杆同时,在光杆密封、井下气液分离、砂控、砂洗方面也做了大量工作,提高了光杆密封效果和防气、防砂效果。

在气举采气技术方面,主要是在气举优化设计软件和气举井下工具等方面发展较快。气举优化设计软件将多相流理论研究、井筒内温度分布研究、套管压力不稳定性研究的多项新成果应用于软件之中,使得模型更精确。气举配套工具已基本形成系列,产品主要有气举阀、偏心筒、封隔器、间歇气举装置、柱塞气举装置、洗井装置等。

电潜泵以其扬程高、排量大等优点而得到迅速发展。近几年来,研制成功了高效多级电潜泵、新型大排量多级电潜泵、三种双电潜泵完井系统、大功率电机等新设备新工具。同时在电压保护装置、电缆、气体处理器等方面的研究也有了很大进展,实现了电潜泵用于高气液比井的排水采气,使电潜泵的泵效和使用寿命得到提高。在螺杆泵技术方面,为满足油气田开采工艺的需要,近十年来,各国有关制造厂和公司相继推出了井下单螺杆抽油泵系列产品,主要以地面驱动、抽油杆传动为主,同时也生产无杆螺杆泵等产品,在螺杆泵的元件和配套设备方面也推陈出新。

2.2）国外新工艺、新技术的应用

近年来,国外又开发出了一些以降低成本为主要目标的井下排水采气新技术、聚合物控水采气技术,重点研究了单井排水技术与气藏工程相结的多学科气藏整体治水技术。同时进行了排水采气工艺技术与装备、井下作业、修井技术的系列配套研究研究应用了能提高气井产量、降低操作和处理费用的井下气水分离、回注系统,及喷射气举、腔式气举、射流泵和气举组合开采等新工艺、新技术以及智能人工举升配套装备,使排水采气工艺技术逐步向遥控、集中、高度自动化、智能化举升方向发展。

1、井下气液分离同井回注技术

自90 年代以来,国外注意到传统工艺在开采高含水气田所存在的问题,研究采用低污染、低投人、高产出的采气新工艺,在改进分离设备上取得了长足的进步,成功地研究出井下气液分离与产出水直接回注技术。加拿大C一FER公司对井下气、液分离技术进行了研究,艾伯塔省PanCanadian 公司在加拿大某气田现场进行了试验。该技术是把水力旋流器与常规井下采气系统相结合,实现采气、气液分离和采出水同时注人同井地层。其原理是在井下利用某种分离装置将地层产出的气水进行分离,然后将富气流气多水少举升到地面,而将富水流水中气很少在井下直接回注到某个选定的含水层或报废地层中。

2、阻水开采法。

这种工艺适用于气藏早期整体排水,也适用于中、后期阻水。其阻水机理是在边水驱气藏气水界。面含水一侧或底水驱气藏的含水层布置排水井或在局部水驱气藏,水沿高渗透带或裂缝发育带进人。气藏的通道上建立高分子聚合物粘稠液阻水屏障。其目的是拖住边水推进,降低底水上升的速度,避免或减少气水接触,边水驱为“弹性气驱”的开采方式

3、电潜泵倒置排水采气法

这是美国 Centrilift公司开发出的一种新的井下排水法。该技术取决于气井中必须有一排水层位于产气层下方,将电潜泵倒置安装,使它能向下泵送水并进人下面的排水层。这种排液方法比将水泵送到地面所需的路程短得多,从而所需的功率也就少,只要注人压力小于液柱压力即可。该技术的优点是可减少水处理的费用、所需功率小、可监测井下压力和提高气产量。

4、天然气连续循环技术 天然气连续循环技术是针对以往应用柱塞举升或速度管柱实施气井排液采气时存在的缺点而推出的,可适用于柱塞气举不能正常工作的出砂气井。

5、同心毛细管技术。

同心毛细管是针对低压气井积液、油气井防蜡、清除盐垢和清蜡等实际生产问题而研制出的一种新型工具,能够经济有效地解决上述生产问题,降低生产作业费用,提高作业井产量。

同心毛细管工艺技术。在同心毛细管的底部装有一套井下注入单向阀组件。同心毛细管柱通常在积液气井生产射孔段的底部，通过连续不断地向井下注入化学发泡剂，降低井底液柱压力，使泡沫化的液体随天然气气流携带 出井筒，消除了气井井底的液体滞留现象，从而提高排液效率。采用同心毛细管技术可以持续稳定提高气井产量。油田的实践已经证明[1。毛细管管柱的成功率大约为75，利用间歇试验可以很容易证明毛细管管柱是经济、有效的。但是，当用毛细管管柱防止结垢、结蜡或结盐时，如果不能连续地投入化学剂，就有可能发生化学剂粘连毛细管管柱的问题。

6、深抽排水采气工艺技术。

深抽排水采气工艺-泛指泵挂深度超过 2000m机抽排水采气工艺。我国科技人员通过深抽排水采气工艺优化设计 和采用玻璃钢与钢混合杆柱设计[1O2，成功地将泵下到了2000m以下，并且研制出了适合于深抽生产的长冲程整体泵筒深井泵。针对出砂和腐蚀较严重的井，采用了镀铬工艺，从而提高了泵筒防腐、耐磨性能。为排除气体对深井泵的影响，采用了多相井下气液分离器，实现了气、液、砂三相分离，有效地增加了深井泵充满系数，从而提高了泵效、延长了检泵周期。

7、聚合物控水采气

聚合物控水采气新技术利用聚合物控制气井出水是一种新的思路,该方法与排水采气不同,它不是通过排出井筒中的水来采气,而是通过向井筒周围的地层水注入聚合物,以减小井筒周围地层水的渗透率,从而控制地层水流人井筒,并使气顺利采出。控制生产井产水的方法大致分为两类第一,如果气层与水层能明显分开,可在水层选择性的放置一种非渗透性的永久性阻挡物,包括水泥浆、固体颗粒、树脂、高强度有机或无机凝胶。近十年来,英、美许多控水专家研究表明,封堵均质砂岩气层下部地层水工艺己基本过关,但对中上部地层水的封堵效果还不能令人满意。第二类,如果气层与水层不易分开,用水溶性聚合物,不需要隔离气和水。这种情况下,聚合物分子吸附在气藏岩石表面,形成选择性的阻挡层,只阻止水的流动。

8、超声波排水采气工艺技术 超声波排水采气是在研究超声空化作用物理原理的基础上，提出的一种排水采气的新方法。该方法[幻的核心是在井下建立人工功率超声波场，通过功率超声对地层积水的空化作用，使地层积水的局部产生高温高压、并快速雾化，高效率雾化后的地层积水伴随着天然气生产气流沿采气油管排至地面，从而能有效地提高采气油管的带水能力，达到降低和排除井筒中积水、开放地层产气微细裂缝、提高单井产能的目的。

三、今后排水采气系的发展趋势

随着气井完井技术的发展而发展。智能完井促使人工举升采气系统随着定向井、水平井及多分支井的增多而向最优化生产力方向发展,成为人工举升智能采气系统随着对水驱气机理的的实验和研究,发展系列排水采气工艺技术,重点研究单井排水与气藏工程相结合的气藏整体治水技术随着气藏生产条件的变化,从单一排水采气系统向联合排水采气系统发展随着连续油管的研究与发展,不断扩大连续油管在排水采气方面的应用范围随着管材、工艺以及技术水平的提高,不断发展新的人工举升采气设备与技术,以及智能人工举升配套装备,使人工举升生产操作逐步向遥控、集中、高度自动化、智能化举升方向发展。研究、优化设计、最佳工艺措施优选和各种工艺技术的技术、经济界限。研制出现有工艺优化设计及诊断技术软件。进行气举、电潜泵、机抽、水力射流泵效率影响因素研究,提高使用效果,扩大使用范围。进行组合排水采气工艺研究,发展组合类型,扩大适用范围,特别要加强井口增压和排水采气工艺组合的技术经济评价研究。进行延长工艺免修期的配套技术研究。

总体上来看今后排水采气工艺的发展趋势可以归结为以下几点：(1)组合排水采气工艺可以优势互补，扩大应用范围，是今后排水采气发展的一个方向。

(2)随着人们对水驱气藏机理的研究，发展系列排水采气工艺技术，重点研究单井排水与气藏工程相结合的气藏整体防治技术。

(3)随着工艺及技术水平的提高，不断发展新的人工举升采气设备与技术，使得人工举升技术逐步向自动化、智能化发展。

四、认识及结论

(1)排液采气的方法很多，各自存在其自身的优点与局限性。在生产中要利用其优点，避免其缺点，针对不同的气井条件采用合适的排液采气方法。

(2)目前新的排水采气技术具有广阔的使用空间，潜力巨大，将在含水气田排水采气生产中大有作为。但是，这些工艺还远远不够，不能满足实际工作的需要，急需探索新的排水采气机理和技术，最终提高气藏的采收率。(3)排水采气工艺研究是一项系统的科学研究和技术发展工程。针对不同条件的含水气井应采取不同的开发方式，在优选排水采气方式方法上还有待人们更进一步去研究探讨。

[参考文献] [1]曾庆恒，廖锐全，杨玲.采气工程.北京：石油工业出版社，2012.[2] 李士伦，天然气工程[M]．北京：石油工业出版社，2001．

[3]杜坚，周洁玲．深井低压底水超声排水采气方法研究[J]．天然气工业，2004，24(6)．

[4] http://wenku.baidu.com/view/865aaa6e25c52cc58bd6be2b.html [5] http://wenku.baidu.com/view/c6245849f7ec4afe04a1dfe3.hml [6]http://wenku.baidu.com/view/2cc9f1e1524de518964b7d12.html [7]http://wenku.baidu.com/view/7a03d412a216***8.html

第二篇：排水采气工艺技术

排水采气工艺技术

由于在气井中常有烃类凝析液或地层水流入井底。当气井产量高、井底气液速度大而井中流体的数量相对较少时，水将完全被气流携带至地面，否则，井筒中将出现积液。积液的存在将增大对气层的回压，并限制其生产能力，有时甚至会将气层完全压死以致关井。排除气井井筒及井底附近地层积液过多或产水，并使气井恢复正常生产的措施，称为排水采气。排水采气工艺可分为:机械法和物理化学法。机械法即优选管柱排水采气工艺、气举排水采气工艺、电潜泵排水采气工艺、机抽等排水采气工艺，物理化学法即泡沫排水采气法及化学堵水等方法。这些工艺的选择取决于气藏的地质特征、产水气井的生产状态和经济投入的考虑。优选管柱排水采气技术

在气水井生产中后期，随着气井产气量和排水量的显著下降，气液两相间的滑脱损失就取代摩阻损失，上升为影响提高气井最终采收率的主要矛盾。这时气井往往因举液速度太低，不能将地层水即使排出地面而水淹。优选管柱排水采气工艺就是在有水气井开采到中后期，重新调整自喷管柱，减少气流的滑脱损失，以充分利用气井自身能量的一种自力式排水采气方法。优选管柱排水采气工艺，其理论成熟，施工容易，管理方便，工作制度可调，免修期长，投资少，除优选与地层流动条件相匹配的油管柱外，无须另外特殊设备和动力装置，是充分利用气井自身能量实现连续排水生产，以延长气井带水自喷期的一项开采工艺技术。

该技术适用于开采中后期具有一定能量的间喷井、弱喷井，能延长气水井的自喷期，适用于井深＜3000m，产水量＜100 m3/d。对采用油管公称直径≤60mm进行小油管排水采气的工艺井，最大排水量50m3/d，油管强度制约油管下深。工艺实施后需要配合诱喷工艺使施工井恢复生产。2 泡沫排水采气技术

泡沫排水采气技术是通过地面设备向井内注入泡沫助采剂，降低井内积液的表、界面张力，使其呈低表面张力和高表面粘度的状态，利用井内自生气体或注入外部气源（天然气或液氮）产生泡沫。由于气体与液体的密度相差很大，故在液体中的气泡总是很快上升至液面，使液体以泡沫的方式被带出，达到排出井内积液的目的。该工艺适用于弱喷、间喷的产水气井，井底温度≤120℃，抗凝析油的泡排剂要求凝析油量在总液量中的比例不超过30%，其最大排水能力＜100 m3/d，最大井深＜3500m。泡排的投入采出比在1：30以上，经济效益十分显著。3 柱塞气举排水采气技术

柱塞气举是一种用于气井见水初期的排水采气工艺。它是将柱塞作为气、液之间的机械截面，依靠气井原有的气体压力，以一种循环的方式使柱塞在油管内上、下移动，从而减少液体的回落，消除了气体穿透液体段塞的可能，提高了间歇气举举升效率。柱塞的具体工作过程是：关井后柱塞在自身重力的作用下沉没到安装在生产管柱内的弹簧承接器顶部，关井期间柱塞下方的能量得以恢复，即油气聚集；开井后，在柱塞上下两段压差作用下，柱塞和其上方的液体被一同向上举升，液体举出井口后，柱塞下方的天然气得以释放，完成一个举升过程；柱塞到达井口或延时结束后，井口自动关闭，柱塞重新回落到弹簧承接器顶部，再重复上述步骤。如果井筒内结蜡、结晶盐或垢物，则在柱塞上下往复运行过程中将会得到及时清除。

该工艺设备简单，全套设备中只有一个运动件——柱塞，柱塞作为设备中唯一的易损件，可在井口自动捕捉或极易手工捕捉，容易从一口井起出转向另一口井，不需立井架，检查、维修或更换都很方便。另外，井下所有设备可用钢丝绳起出，不需起油管，作业比较简单，运行费用低。

该工艺适用于弱喷或间喷的小产水量气井，最大排水能力＜50m3/d，气液比＞700～1000m3/ m3，柱塞可下入深度（卡定器位置）＜3000m，一般应用于深度2500m左右，对斜井或弯曲井受限。

柱塞在运行的同时还可消除蜡、水化物及砂等的沉积堵塞问题，而且柱塞每循环举升液量可在很大的范围内进行调整，从而达到了稳定产量和提高举升效率的目的。气举排水采气技术

气举排水采气技术是通过气举阀，从地面将高压天然气注入停喷的井中，利用气体的能量举升井筒中的液体，使井恢复生产能力。气举可分为连续气举和间歇气举两种方式。影响气举方式选择的因素有：井的产量、井底压力、产液指数、举升高度及注气压力等。对井底压力和产能高的井，通常采用连续气举生产；对井底压力及产能较低的井，则采用间歇气举或活塞气举。

目前现场普遍采用连续气举的方式。所谓连续气举，是将产层高压气或地面增压气连续地注入气举管内，给来自产层的井液充气，使气、液混相，以降低管柱内液柱的密度，提高举升能力。当井底压力降至足以形成生产压差时，就造成类似于自喷排水的势头，在井内液柱被卸载后，井可望达到所需的产量指标。连续气举方式主要有三种：开式气举、半闭式气举和闭式气举。

该工艺适用于水淹井的复产和大产水量井的助喷及气藏连续强排，工艺井不受井斜、井深和硫化氢限制及气液比影响，排水量大，最大排水能力可达到600m3/d，单井增产效果显著。可多次重复启动。设备配套简单，管理方便，投资少，经济效益高。目前现场最大举升高度可达到4000m。

其缺点是工艺井受注气压力对井底造成的回压影响，不能把气藏采至枯竭；需要高压气井或压缩机作高压气源；套管必须能承受注气高压；高压施工，对装置的安全可靠兴要求高。5 机抽排水采气技术

机抽排水采气工艺是针对有一定产能，动液面较高，邻近无高压气源或采取气举法已不经济的水淹井，采用井下分离器、深井泵、抽油杆、脱节器、抽油机等配套机械设备，进行排水采气的生产工艺。目前，井口密封和大气液比井的机抽排水还需进一步深入研究。该工艺设计、安装和管理较方便，经济成本较低，不受气井采出程度影响，并能把气井采至枯竭。

该工艺适用于水淹井复产、间喷井和开发后期低压气水井的开采，由于受井斜、井深、硫化氢和气液比（泵易造成气锁）影响较大，目前最大泵挂深度3000m，最大排水能力＜100 m3/d，最大允许气液比为800 m3/ m3。由于气水井与油井性质差异较大，尚未完全解决配套问题。

以上各种工艺适合于不同的气藏开发阶段，其中适合于气藏自喷末期，气井具有自喷或间喷能力产水气井的工艺有优选管柱、泡排、柱塞气举排水采气工艺，适合于气井强排水或水淹气井复产的工艺有气举、机抽排水采气工艺。在选择排水采气工艺时，要遵循以下原则：所选气井必须具有一定的产能，具有一定的可采储量；在工艺类型的选择上，优先选择不用动管柱的排水采气工艺，然后再选择动管柱的排水采气工艺；优选出的排水采气工艺要能尽快排出气井井底积液，恢复气井产能；所选的排水采气工艺要从长远考虑，工艺的应用期要相对较长，尽量避免气井在短期内再次水淹；排水采气工艺的选择要从经济投入出发，尽量选用投资较低，作业较简单，易于管理的排水采气工艺。

排水采气工艺选择流程：

气井生产能力弱喷≤3000m＞3000m≥800是新井否凝析油含量≥30%否优选管柱泡沫排水是柱塞气举是泡沫排水井口增压温度＜120℃凝析油含量＜30%自喷≤3000m水淹＞3000m井深井深＜800气液比＞30m3凝析油含量≥30%否气举＋泡排是连续气举产液量≤30m3机抽连续气举否

给定的一口产水气井，究竟选择何种排水采气方法，需要进行不同排水采气方式的比较。排水采气方法对井的开采条件有一定的要求，如果不注意地质、开采和环境因素的敏感性，就会降低排水采气装置的效率和寿命。因此，除了井的动态参数外，其他开采条件如产出流体性质、出砂、结垢等也是考虑的重要因素。此外，设计排水采气装置时，还需要考虑电力供给、高压气源、井场环境等。而最终考虑因素是经济投入。

排水采气的方法很多，各自存在其自身的优点与局限性。在生产中要利用其优点，避免其缺点，针对不同的气井条件采用合适的排水采气方法。组合排水采气工艺可以优势互补，扩大应用范围，是今后排水采气发展的一个方向。目前的排水采气技术具有广阔的使用空间，潜力巨大，将在含水气田排水采气生产中大有作为。但是这些工艺还远远不够，不能满足实际工作的需要，随着工艺及技术水平的提高，不断发展新的人工举升采气设备与技术，使得人工举升好、技术逐步向自动化、智能化发展。

第三篇：耒阳论文网代理发表职称论文发表-低压地产气井排水采气工艺技术论文选题题目

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1……崖城13-1气田水侵宏观评价技术及综合治水措施 2……煤矿露井联采类型及安全控制技术 3……启动压力影响下注采井间有效驱替规律

4……注采条件下加密调整井压力预测与调控技术研究及应用 5……海上边际气田水下井口排水采气工艺技术 6……苏里格气田“十三五”期间提高采收率技术思路

7……适用于水平气井的新型自缓冲柱塞气举排液装置的设计及应用——以鄂尔多斯盆地长庆气区为例

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8……苏里格气田稳产期地面工程的优化难点与对策 9……煤层气藏顶板水平井排水采气数值模拟 10……气井涡流工具排液效果及结构参数优化实验 11……煤层气藏顶板水平井排水采气数值模拟

12……阳离子型双子表面活性剂在制备耐高温、高矿化度泡排剂中的应用 13……新型抗温 LN-1泡排棒的研制及应用评价 14……定向气井临界携液流量预测新模型 15……新型抗凝析油泡排剂的研究及应用 16……远程控制自动投棒系统的研制及应用 17……一种新型采气曲线动态分析技术的探讨与实践 18……多层合采气井产量劈分新方法

19……黔西多煤层气井递进排采与分隔排采工艺探讨 20……井下涡流排液采气井筒临界携液量计算 21……基于灰色支持向量机的煤层气单井采气参数预测 22……TCP测井信号采集系统设计 23……龙门峡北矿硫化氢综合治理技术研究

24……水压致裂原地应力测试井下水压力数据采集系统及其应用研究 25……随采地震井-地联合超前探测的试验研究

26……工欲解黑臭 必先治管道——《城市黑臭水体整治——排水口、管道及检查井治理技术指南》解读

27……基于地下水数值模型的保护矿区水源井禁采区界定 28……基于光纤测温系统的矿井采空区“三带”研究

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29……资源整合矿井复采面垮落废巷注浆加固技术研究 30……油井热采水泥环内套管承载应力预测研究 31……低渗透油藏水平井分段采油优化模型 32……柱塞排水采气工艺在苏里格气田的应用及评价 33……速度管排水采气井筒压降模型的评价及优选 34……气井涡流工具作用效果分析与临界携液流量实验研究 35……川渝气区排水采气工具研制新进展

36……大牛地气田盒1气藏水平井开发工程技术与实践 37……连续油管速度管柱带压起管及管材重复利用 38……提高苏里格气田泡排有效率的几点认识

39……塔里木盆地塔中气田速度管柱排水采气试验效果分析 40……焦坪矿区侏罗纪煤层地面煤层气开发实践与认识 41……涡流排水采气技术机理研究及应用

42……苏里格气田 S75 井区抗盐抗油耐温型泡排剂研制#br# #br# 43……多因素影响下煤层气井生产初期合理排水量确定

44……长庆气区气井组合生产油管完井柱塞气举排水采气技术获得突破 45……新疆油田气井排液采气工艺优选方法 46……柱塞气举排水采气远程控制系统 47……国产天然气压缩机应用现状及展望 48……XXP-1固体消泡剂在川西气田的应用 49……基于气水相渗的合采气井产量劈分方法 50……《钻采工艺》2015年第3期要目

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51……低压低产气井自生气排水采气技术的研究与应用 52……苏里格气田数字化排水采气系统研究与应用 53……缓慢释放型起泡剂的研究与应用 54……低产积液气井气举排水井筒流动参数优化 55……气井远程自动投放泡排球装置的研发及现场试验 56……天然气井泡排棒自动投放新技术应用与研究 57……低流压、低液量气井井底积液排液工艺 58……小直径管悬挂+智能注剂泡沫排水采气技术 59……气井多液滴携液模型实验研究 60……煤层气直井排采捞煤粉一体化技术

61……柱塞气举排水采气工艺在定向井中的优化设计与应用 62……抗温抗盐型聚醚磺基琥珀酸酯盐泡排剂的研发 63……苏里格气田日产气达6500×10~4m~3

64……刘家区煤层气水平井参数优化及合理排采强度的研究 65……彭水区块页岩气生产井排采方式研究与应用 66……煤层气井循环补水排采工艺

67……靖边气田同站高压井气举排水采气工艺流程改造效果分析 68……南八仙气田排水采气工艺先导性试验及效果研究 69……大牛地低渗透气藏产水气井动态优化配产方法 70……井下涡流工具排水采气在苏里格气田探索研究 71……毛细管排水采气技术在四川某气田水平井中的应用 72……固体消泡剂在鄂尔多斯盆地靖边气田的试验与效果评价

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73……苏里格气田智能柱塞气举排水采气技术研究 74……苏59区块出水气井排采措施优选新方法

75……低压、小产气井自生气药剂泡沫排水技术及其应用 76……涡流排水采气技术数值模拟研究

77……华北油田兴9凝析气藏开发特征及技术对策 78……《钻采工艺》2013年第4期要目 79……煤层气井抽采制度及配套工艺研究 80……火山岩气田提高单井产量技术获突破 81……露天煤矿边坡下井采工作面推进方向优化研究 82……苏里格气田排水采气工艺技术研究与应用 83……中国致密砂岩气开发工程技术与实践 84……埕岛油田海上气井排水采气工艺模式 85……苏里格气田自然间喷气井采气技术

86……新场气田沙溪庙组气藏JS12气层水平井开发效果评价 87……苏里格气田泡沫排水剂的评价与应用

88……新场气田沙溪庙组气藏JS2^1气层水平井开发效果评价 89……中坝气田须二气藏排水采气效果分析 90……水力泵独立排水采气工艺

91……中国页岩气排采工艺的技术现状及效果分析 92……井下复杂地段排水管道设计方案及选择研究 93……采动区煤层气地面抽采钻井终孔位置优化考察 94……崖城13-1气田开发中后期排水采气工艺

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95……气井开井瞬间井筒积液液面变化规律研究 96……煤层气水平井组远距离连通机理模型研究 97……中国煤层气勘探开发工程技术进展与发展方向 98……实施优劣煤质煤层配采 提高矿井资源采出率 99……气井井筒积液分析及排水工艺研究 100……排水采气工艺在天然气开采中的应用

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第四篇：采气站2011工作总结

采气站2011工作总结

采气站自2011年10月5日开始成立至今以正常运行快2个月了，在这段时间里，采气站全体干部员工克服了人员少、工作量大、工作种类繁琐、员工技能参差不齐等诸多困难，在完成大量的临时工作量的前提下，保证了工区所有气井的正常生产，下面将这一段时间（10.5—11.19）的工作、成绩、欠缺等总结如下：

一、完成的工作量

1、完成日常巡井共计1375井次；检查处理问题井539井次；开关

井320井次；

2、用了1个车组5天时间巡长停井40井次，至此我站人员已将工

区内所有长停井找到，并按照要求记录在案。

3、完成注醇车改装、配合注醇泵修复、配合2、4号站管线通球并

注醇1400升、注醇解堵8井次；泡排投棒12井次；

4、新井接井12井次，老井作业交接井11井次；

5、全面完成管线覆土工作；新井管线沟监督、覆土后检测

6、监督井口零星保温75井次；配合工区所有气井现场校表；配合切断阀换电路板98井次；

7、打扫工区卫生，保持清洁。，整理并安装维修工区周围围栏及垃

圾堆围栏；

8、清理工区到三只羊伴管路、6号线至70-

4、70-6h井场两边垃圾

及34个井场的垃圾；

9、完成工区领导安排的零星电气焊、维修工作量若干；

10、按照领导要求安排司机配合去银川校表、买菜、后旗买菜、乌

审旗拉料等工作；

11、每日安排2—3名押运员对污水车进行押运；

12、对所有气井统计井场、围栏、保温、井口、井口附件、切断阀、道路、卫生等进行全面摸底统计；

13、配合铲车维护井场道路6次；

二、存在的问题

人员少、工作杂是我站目前存在的主要问题，采气站成立以来临时性工作量太多，致使许多工作一拖再拖，许多领导及上级部门并不了解我站具体情况，认为我们对其安排的工作推诿不配合而对我们站有意见甚至到其领导处告状。我站成立40多天来，除1人在站上统一协调、处理资料外，其他人员全部上井干活，不分白天晚上，有时中午都不回来，差不多三分之一的时间都在超时工作，长此以往如何保证员工心态平和、队伍稳定是一个及其艰巨的任务。

泡排井油套压堵塞现象十分严重，究其原因是缓冲器结构不适宜该项工作，内腔将长期大量残存起泡剂，造成缓冲器内腔引压管堵塞，只能对其拆卸后清洗才能去除，明年此项工作时应考虑如何防范。

各种施工如：作业、保温、仪表等等诸项施工造成井场及其周边沿途遗留大量工业、生活垃圾，目前我站无有效手段对其控制，需上级部门考虑出台强力措施，杜绝此类现象的发生。

三、下步工作

预计近期临时性工作量将大幅减少，在管线冻堵较严重的12月

底之前有一段较长时间，在这一个多月里准备完成以下工作：

1、前期油套压数值波动频繁的井缓冲器及考克拆掉，查明原因；

2、将油套压表有轻微渗漏的全部拆掉重装，杜绝渗漏现象；

3、将油套压考克为不标准的小考克的全部更换，为冬季注醇解堵

做好准备；

4、将偏远井、重点井油套压表进行缓冲器注醇，以便减少冬季不

正常井寻井工作量；

预计以上工作量完成后，最冷的时期也要到来了，明年1—4月份主要任务保证气井及管线正常生产，期间要按照要求做好长停井巡检工作，确保此类井得到有效监控；另外，在此时间段内要抓住时机强化员工培训工作，力争使所有员工技能水平得到很大提高；因为冬季过后我站工作量又将逐步多起来：注泡排、测液面、巡管线、绿化等等。

第五篇：采气工程

第一章

天然气：指以甲烷为主的复杂烃类混合物，通常也含少量的乙烷、丙烷和更重要的烃类，以及若干不可燃气体。

天然气分类：天然气的组成通常用摩尔组成，体积组成或质量组成。

1、按烃类组成关系分类：干气、湿气、贫气、富气。

干气：C5以上液态烃类含量低于13、5的天然气。

湿气：C5以上液态烃类含量高于13、5的天然气。贫气：丙烷以及以上烃类含量少于13、5 的天然气。富气：丙烷以及以上烃类含量少于13、5 的天然气。

2、按矿藏特点分类：纯气藏天然气、凝析气藏天然气、油田伴生天然气。

3、按硫化氢、二氧化碳含量分类

天然气中硫化物和二氧化碳含量很多的天然气称为酸性天然气。

硫化氢含量和二氧化碳可以忽略的天然气称为净气。

气体的偏差系数：一定量的天然气，在相同压力温度下，实际体积与理想体积之比。

天然气体积系数：一定质量天然气在地层条件下的体积与地面标准状态下的体积之比。

体积系数的倒数定义为膨胀系数。

膨胀系数：等温条件下，单位压力改变引起的天然气气体体积的变化量。

天然气粘度：单位面积上的剪切力与垂直流动方向上的速度梯度成正比例系数就称为流体的粘度。

xy uxy

xy —剪切应力N/m²

μx—在施加剪切力的x方向的流体速度m/s μ—绝对黏度，也称动力粘度pa·s 运动粘度：绝对黏度与同温、同压力下该流体的密度的比值。

V 

天然气水露点：指在一定压力下与天然气饱和水蒸汽量对应的温度。天然气的烃露点：在一定压力第一滴烃类液体析出时的平衡温度。天然气的密度：单位体积天然气的质量。

天然气的相对密度：在相同温度和压力下，天然气的密度与空气的密度值比。

gMg28.97

天然气的相对密度一般为0、5-----0、7 天然气的相对分子质量Mg=

ymii1ni

计算天然气的偏差系数：查图法，实验法，经验公式法 ppcyipcii1

已知天然气相对密度rg iTpcyiTci对于干气：

对于凝析气：

拟对比压力Tpc93.3181rg7rg2

2ppc4.6680.103rg0.219rgTpc103.9183.3rg39.7rg2

2ppc4.8680.356rg0.077rg和拟对比温度

pprTpr

ppr pppcTpc，TTpc

Papay公式计算z

3.52pr0.274pr2z10.9813Tr0.8157Tr1010

计算天然气的粘度：

K=(9.4+0.02Mg)(1.8T)^1.8/(209+19Mg+1.8T)X=3.5+986/1.8T+0.01Mg Y=2.4-0.2x Ug=0.0001Kexp(Xρg^r)ρg密度用g/cm³

天然气体积系数Bg计算Bg=3.458*0.0001(ZT/P)T的单位K，P的单位MPa 气相色谱仪测出天然气的组分：天然气中最重要非烃类的物质H2S 绝对湿度：指每单位容积的气体所含水分的重量 热值：完全燃烧1kg的物质释放出的热量

天然气储量丰度：天然气地质储量除以区块面积 含水率的表示方法：——————————

第二章 气井产能、井筒和地面管流动动态预测 气井产能：指单位生产压差条件下能有多少天然气从气藏流向井底。气井的绝对无阻流量（AOF）:井底流压等于0是所解出的流量。天然气的完井方法：裸眼完井、射孔完井、射孔-砾石衬管完井。带油环的凝析气藏辨别方法： 1.C5+含量法 2.C1/C5+比值法

3.根据储层流体组分的组合辨别法 4.秩类法

5.摩尔汽油比与采出摩尔数之和的判断法 计算：天然气产能计算

指数、二项式产能方程计算产能和无阻流量 二项式（Pr²-Pwf²）/qsc=A+Bqsc 由Δ²P/qsc-qsc曲线确定A、B qsc=(A+(A²+4BΔp²)^0.5)2B,AOF=(A+(A²+4BPr²)^0.5)/2B 指数式：qsc=C(Pr²-Pwf²)^n Qsc—日产气量（标准状态下），10000m³/d C—系数，10000m³/(d·Mpa^(-2)),n—指数 对上式两端取对数lgqsc=lgC-nlf(Pr²-Pwf²)由对数坐标系中qsc-Δp²曲线确定n，指数n为曲线斜率的倒数，n=1/k。1.n=____lg(qsc2/qsc1)________（在直线上取两点带入公式计算求得n）lg((Pr²-Pwf²)2/(Pr²-Pwf²)1)2.图中Δp²=1与直线的交点qsc(Δp²=1)=C或C=qsc1/(Pr1²-Pwf²)^n 3.将C,n,qsc代入指数式中求出AOF=C(pr²)^n

第三章

1、输气管流计算：

fu2dl02d ∵ dp将p=Mgp/2RT代入上式进行必要的单位和状态换算，最后整理得：

106dp_pdL20.008314dzT

_28.9rgfu2令T=T，Z=Z积分可得：

pp9.05102122202rgTzqscfld5

0.5Tqsc1.1496106scPsc2p12p2d5rTZLfg

2、高气水比气井拟单相流井底压力计算方法：

Oben作了两点假设：

（1）气水比很高，水成分散液悬浮于气流中；（2）气水两相体积可以叠加。

气和水在P,T条件下的体积/每产1m标气气和水的总质量/每产1m标气井内气体比容

33mVmvgvwmgmw

rM/vgapscTZTscp1/Rwm1000/Rw

0.008314ZT22.428.97P28.97RwVm22.41000rg28.97Rw 将1/ρ用Vm代替，则井筒中的压力计算基本方程为：

pwfptfp2.69p2dpRwzT26.41zT0.0345rg22HRqpw181.32410sc5dzT

PwfPtfIdp(0.0345rg26.41)HRw

对于静止气柱：

IZT2.69PRw

2对于流动气柱：

p2.69pZTRwZTI2218p1.32410fqscZTd5

3、气嘴流量与压力：

气体通过节流装置时的流量等于：

MA2U2l2 <1> dpudu0 2p21u2u12dpp12 积分形式：

又∵1pp11k

k1kuuk1p2p112k11p1 2221又u2u1所以：

22k1p2k1u2p11kk1p1 2221将p2p11k

u22代入<1>式并用标准状态下气体的体积流量代替质量流量，同时引用气田实用单位，并取流量系数为0.865，最后得到

4.066103dv2Kppqsc()[(2)k(2)K1p1p1rgT1Z14.(静止气柱）计算井口压力

静止气柱仅存在重力项，动能性和摩阻项为0 ∴dpgdH0 又∵2k1k]

pgZRT28.97rgp0.008314ZTH2

p2ZTp1dH1H228.979.8rgdL0.03415H1rgdL 0.008314rgHpws0.03415则ln ptsTZ推导步骤

O①取迭代初值PH)H：井口到地层中部深度，m WSpwh(10.00008ooTT2pwspwh②求p T1

22③gpgZRT3.48658rgpZT(t/m)33486.58rgpZT(Kg/m3)

Yg104Kexp(Xg)

其中K(9.40.02Mg)(1.8T)1.520919Mg1.8T,X3.59860.01g,Y2.40.2X 1.8T2④使用公式Tpc93.3181rg7rg(K),ppc4.6680.103rg0.259rg(Mpa)

TprTTPCPpr和PPpc使用公式

Zf(Ppr,Tpr)。PwsPws计算出Z

0.03415rgH代入PwsPtseTZP计算ws 若

Pwsq，则

Pws。PPwsws，继续迭代计算直到满足精度要求。为所求值，否则取5.垂直管多相流的典型流型

以垂直多相流的压力梯度分为四种流型：

① 泡流：液相连续，气泡呈小泡状分散。压力梯度由重力项和摩擦项组成，忽略加速度项 ② 段塞流：液相连续，气泡几乎堵塞管子。压力梯度由重力项和摩擦项组成。

③ 扰流：也称过渡流，从液相连续向气相连续过渡。压力梯度由重力项、摩擦项和加速度项组成。

④ 环雾流：也称为环状流，气体沿管子中间携带着液滴向上运动。其中液相一部分为气体所携带的液滴，一部分为靠气蕊的拖拽沿管壁向上运动。第四章 气井生产系统动态分析与管理

1.气井生产系统：是指包括地层.完井.油管.井口.地面气嘴（针形阀).集输管线.分离器这一完整的生产系统。

2.气井生产系统过程压力损失包括8个部分：

①通过孔隙介质时产生的压力损失②通过完井段时产生的压力损失 ③通过限流装置时产生的压力损失④通过安全阀时产生的压力损失

⑤通过地面有嘴时产生的压力损失⑥通过地面出油管线时产生的压力损失 ⑦通过油管柱时产生的压力损失⑧通过出油管线时产生的压力损失 3气井生产系统节点分析步骤：

⑴根据确定的分析目标选定定解节点⑵建立生产压力系统模型⑶完成各个部分数学模型的动静态生产资料的拟合⑷求解流入和流出动态曲线的协调点⑸完成确定目标的敏感参数分析。

4节点位置：

⑴分离器⑵井口油嘴⑶井口⑷井下安全阀⑸井下油嘴⑹井底 ⑺完井段⑻ 气层

普通节点：指过该点压力连续的节点。如：地面节点 井底节点 井口节点分离器节点。函数节点：指过该点压力突变的节点。如：完井段节点 井下油嘴节点 井下安全阀节点 井口油嘴节点。5.起泡剂

（1）定义：能显著降低水的表面张力或界面张力的物质称为表面活性剂，也成为起泡剂。（2）起泡剂助采作用：泡沫效应，分散效应，减阻效应，洗涤效应。（3）起泡剂性能：起泡能力强 泡沫携液量大 泡沫的稳定性适中 在含凝析油和高矿化水中有较强的起泡能力。

（4）起泡剂类型：离子型（主要是阴离子型）、非离子型、两性表面活性剂、高分子聚合物表面活性剂。

（5）起泡剂的评价方法

1气流法：气流法用于测定起泡剂溶液在气流搅拌下，产生泡沫的能力和泡沫含水量。起○泡剂溶液盛于发泡器内，空气在一定压力下通过多孔分散器进入发泡器，搅动起泡剂溶液，产生泡沫。在泡沫发生器中，每升气流通过后形成连续泡沫柱的高度，表示起泡剂溶液生成泡沫的能力。实验中产生的泡沫，用泡沫收集器收集。加入消泡剂消泡后，测定每升泡沫的含水量，用以表示泡沫的携水能力。

起泡能力=泡高（cm）/单位气体体积（l）或 起泡能力=泡沫体积（l）/单位气体体积（l）泡沫含水量=ml（水）/l（泡沫）

（2）罗氏米尔法：实验规定，测定200ml起泡剂溶液从罗氏管口流至罗氏管底时管中形成的泡沫高度。起始泡沫高度反应了起泡剂溶液的起泡能力，其差值表示泡沫的稳定性。

第五章 积液的来源：○1地层中游离水○2烃类凝析液○3凝析水○4压裂液

气井积液的识别：○1产量急剧下降○2套压Pa，油压Pc下降○3产液量Qw下降○4 ddl,井底压力上升○5气井间出现间喷生产 临界流速：

2ugo5.54lg/g

式中：σ-气液表面张力，n/m-液体密度，kg/-气体密度，kg/

APdi2pwfugcwfugc41.9810qcr2.510ZTZTwfwf 临界流量：

4单位（/d）

式中：di-产气管柱直径，m A-产气管柱截面积，pwf-油管鞋处井底流动压力，Mpa Twf-油管鞋处井底流动温度，K Z-天然气偏差系数 Ugc-临界流速，m/s 表面活性剂：能显著降低水的表面张力或界面张力的物质。硫沉积机理：

硫在天然气中的沉积方式分为化学沉积和物理沉积。大部分学者认为在含硫气井中元素硫的沉积属于物理沉积，即由于温度、压力的降低而导致元素硫在酸气中溶解度降低，从而析出单质硫。其主要依据是：在气井生产开发时，单质硫的沉积主要是发生在井筒以及井筒周围的地层，而在这一区域，压力下降最大，天然气的流速也达到最大，单质硫在天然气中的溶解度也最大，这一变化过程很适合解释物理沉积过程。而在化学沉积中，化学反应的反应速度明显缓慢于井筒附近天然气的流速，所以在地层中发生反应生成的单质硫还未来得及沉积下来，就会被井筒附近的高速气流带出井外，元素硫没有充分时间在近井地带产生沉淀。煤层气的开采机理：煤层甲烷的产出情况可分为三个阶段：

第一阶段，多数井为欠饱和，随着井筒附近地层地层压力的下降，只有水产出，这个阶段地层压力下降不多，井筒附近只有单相流动。当储层压力进一步下降，井筒附近开始进入第二阶段。

第二阶段，随着井筒附近压力进一步下降，这时有一定数量的甲烷从煤的表面吸收，形成气泡阻碍水的流动，出现气水两相，但是只有水相可以流动。当储层压力进一步下降，有更多的气解吸出来，井筒附近则进入第三阶段。

第三阶段，含气饱和度超过临界流动饱和度，气泡互相连通形成连续流线，形成汽水两相流。随着压力下降和水饱和度降低，气的相对渗透率逐渐上升，气产量也逐渐增加，在这个阶段形成汽水两相流动。