苏里格气田数字化排水采气系统研究2013.5.9
苏里格气田单井排水增产新模式
苏里格气田单井排水增产新模式
苏里格气田位于中国新疆维吾尔自治区塔里木盆地东南缘，是中国最重要的干窝气田之一，也是中国石油勘探开发总公司的重点项目之一。
为了提高苏里格气田的产能，研究人员逐渐引入一种新的排水增产模式，取得了显著的效果。
传统的气田排水增产模式主要依靠人工排水和压裂技术，但由于地质条件的限制和成本的增加，效果并不十分理想。
研究人员开始寻找一种更有效的排水增产模式，以提高气田的开采效率和产量。
经过多年的研究和实践，研究人员逐渐确定了一种基于水力压裂和微地震监测技术的新型排水增产模式。
该模式主要包括以下几个环节：利用水力压裂技术对气田进行压裂处理，增加气藏的有效渗透率和产能；利用微地震监测技术对气田进行实时监测，及时掌握气藏的动态情况，为后续的排水增产提供数据支持；通过水力压裂和微地震监测技术的有机结合，实现对气田的精准排水增产，提高气田的产量和经济效益。
通过这种新型排水增产模式的应用，苏里格气田的产能得到了显著提高。
传统的人工排水和压裂技术需要大量的人力和物力投入，成本较高，而新型排水增产模式将水力压裂和微地震监测技术相结合，不仅大大减少了成本，同时也提高了排水增产的效率；新型排水增产模式通过对气田进行精准排水增产，更好地利用了气田的地质资源，实现了气田的可持续发展。
值得一提的是，新型排水增产模式的成功应用，不仅提高了苏里格气田的产能，也为中国其他气田的开发提供了一个新的思路和方向。
这种基于水力压裂和微地震监测技术的排水增产模式，具有较强的适用性和通用性，可以为中国气田的开发提供技术支持和经验借鉴。
苏里格气田单井排水增产新模式
苏里格气田单井排水增产新模式苏里格气田是中国首个以煤层气为主的气田，位于中国内蒙古自治区锡林郭勒盟苏尼特左旗境内，是中国最大的煤层气气田之一。
为了实现气田的可持续开发和生产，苏里格气田采用了单井排水增产新模式。
传统的煤层气开采方式是通过多孔隙连通的煤层进行抽采，由于煤层气气井的连通性较差，导致气田的产量不稳定。
为了解决这一问题，苏里格气田采用了单井排水增产新模式。
该模式的核心思想是通过单井排水系统将气井之间的排水压力传导到同一水平地层的所有气井中，实现气井之间的压力平衡。
具体来说，气井通过导水管道和井渣排放口与主控中心相连，通过排水设备将井液进行稳定排放。
主控中心通过监控仪器实时监测气井的产量和排水情况，并通过调整单井排水系统的压力来控制气井的产量。
单井排水增产新模式的优点主要体现在以下几个方面：通过单井排水系统的建设，实现了气田内气井之间的压力平衡，提高了气井的产量。
传统的开采方式容易造成个别气井产量过大，导致其他气井产量下降，而单井排水系统可以有效平衡气井之间的产量差异。
单井排水系统可以实现气井的稳定排放，减少了环境污染。
传统的开采方式中，气井的排放不稳定，容易造成大量的煤层气外泄造成环境污染。
而通过单井排水系统的控制，可以实现气井排放的稳定，减少了环境污染的风险。
单井排水系统可以提高气田的开采效果，延长气田的生产寿命。
由于气井之间的产量差异较小，气田的开采效果得到了提高。
通过实时监测和调整单井排水系统的压力，可以及时调整气井的产量，保证气井的稳定开采，延长了气田的生产寿命。
苏里格气田的单井排水增产新模式为中国煤层气田的可持续开发和生产提供了一种新思路。
通过实现气井之间的压力平衡和稳定排放，该模式能够提高气井的产量、减少环境污染，提高气田的开采效果，延长气田的生产寿命。
苏里格气田排水采气技术的进展及对策
对土壤的具体状况进行了分析和对应对该项技术的有效运用之后，依照我国不同地区的气田生产状况，研发出了更多不同类型的泡沫剂，以及气田生产开发工作当中的加注设备，对我国很多题型当中的加注问题进行了缓解。
当前泡沫排水采气技术还在不断的研发和推广，同时在我国很多大型气井当中都有着比较良好的应用效果，对我国整个油气田的生产工作起到了重要的保障。
通过复合排水采气的方法应用，主要指的是通过两种以上不同的排水采气方法，相互之间进行配合协作，这样在整个排水采气工作的效果上更加明显，在实际的工作当中主要使用的是单向排水采气的方法很难实现整个气井的稳定和高效化生产，依照气井的具体状态以及所处的环境状况，选择出具有针对性的排水采气工作方案，然后进行技术复合使用比较常见的技术类型分为球塞气举排水采气技术和泡沫排水采气技术。
2 苏里格气田排水采气技术优化2.1 泡沫排水技术泡沫排水采气操作技术在实际的使用过程当中，主要目的是通过使用起泡剂注入到气井当中，将气井底部的积液有效地转化成一种密度较低，同时比较容易携带的泡沫状物质来进行清除，通过这种方式可以有效提高井筒内气体的携液能力，有效降低了井筒内携液工作的临界值。
通过相关研究人员的研究分析可以看出，苏里格气田的具体发展状况以及环境影响因素，需要充分做好起泡剂的类型选择，最好选择可以降低临界携液流量的70%左右。
这种操作方式对于自喷能力较强以及油管套管比较畅通的气井来讲，具有比较明显的应用效果，并且该操作方式所使用的操作设备比较简单，同时在操作过程当中的难度较低，不会对气井的正常生产功能产生不良的影响。
泡沫剂的主要成分属于一种表面活性剂，这种表面活性物质属于一种线性分子物质通过两种不同的基团所构成，一方面是和水分子之间进行强力的结合亲水基团，另一个方面是通过与水亲和程度较低的亲油基团所构成。
根据相似和相同的反应原理，可以将泡沫剂有效的融入到水的表面，通过活性剂当中的亲水基团可以和水体之间进行有效的融合，而亲水基团当中的水分分布会和亲水基团之间整齐排列，而泡沫剂溶液表面的张力大小也会产生一定的下降，基于这一情况向其中通入适量的气体，则亲油基团直接排列在液膜的两面，亲水基团会有效的聚合在液体内部，通过液体相互之间的分子作用力形成了一种稳定的泡沫状物质。
探究苏里格气田排水采气技术进展及对策
1苏里格气田应用现状1.1苏里格气田存在的问题现状就目前来说，经相关研究显示，苏里格气田的气井单井产量较低，这就导致气井在生产过程中携液较为困难。
导致这种现象的主要原因是，井底近井区积液在水分侵蚀和水敏黏土矿物膨胀的影响下，导致气井内的气相渗透率有明显下降的情况。
同时液面下油和套管在水分的影响下，会出现电化学腐蚀的情况，如果相关器材出现了锈蚀，就会严重影响气井中水分的排出，导致气井在日常运行中存在管道堵塞的情况，直接影响了气井的产气效率。
另外，苏力格气田地层回压较大，气井生产的能力会受到严重影响，严重时甚至可能导致气层出现受损，气体也难以从土壤中排出，影响了气井的产气效能。
并且在苏里格气田长时间的开采状态下，应用时间较长的气井中的地层能量会出现降低和减小的情况，其中的压力差也会随之减小，导致井底积液现象愈加严重，影响了气体的排出，产水量也在不断增大，井底积液问题已经严重影响了气井的正常生产。
1.2国内气井排水采气技术现状相较于国外先进技术来说，国内开展排水采气工艺的时间较晚，而在我国四川气田应用排水采气研究的时间，最早通过借鉴国外成功经验，根据四川气田的实际情况，做了各种排水采气实验，也获得了一定的效果。
应用广泛的主要以复合排水采气工艺和泡沫排水采气工艺为主。
泡沫排水采气工艺是四川气田首先推广使用的一种排水采气技术。
自1980年开始，四川通过对气井进行分析研究，了解了泡沫采气工艺的应用技术，针对气田特点研制出了适合当地环境的起泡剂，并根据工艺和土壤状况设计了相应的加注方式。
而在顺利应用后，根据我国不同地区的气产状况，研究了多种功能的不同起泡剂和加注设备，解决了我国多数特殊井的加注问题，随着这项技术的不断推广和发展，在多个气田的气井上都得到了良好的应用效果，获得了极大的经济效益。
而复合排水采气工艺是将两种或两种以上的排水采气工艺进行组合。
这种应用方式主要是在单向排水采气工艺，难以满足气井稳定生产的状况下，根据气井和环境的具体状况，选择合适的排液采气方案进行复合应用，较为常见的属于球塞探究苏里格气田排水采气技术进展及对策Exploration on the Development and Countermeasures ofWater Pumping and Gas Production Technology in Sulige Gas Field刘兵（华北石油管理局有限公司苏里格勘探开发分公司苏75采气作业区，内蒙古鄂尔多斯016100）LIU Bing(Su75Gas ProductionArea,SuligeExploration andDevelopment Branch,NorthChinaPetroleum AdministrationBureau,Ordos016100,China)【摘要】苏里格气田是一个较为典型的三低气田。
苏里格气田单井排水增产新模式
苏里格气田单井排水增产新模式
苏里格气田是中国西部地区最大的天然气田之一，位于青海省柴达木盆地。
自1985年投产以来，苏里格气田一直是中国石油天然气集团公司的重要产能基地之一。
随着气田的开采时间的增加，气田产能的下降也成为了一个不容忽视的问题。
为了解决苏里格气田产能下降的问题，中国石油天然气集团公司提出了排水增产新模式。
该新模式主要通过改进现有注水排水系统，优化生产工艺，提高油田开发利用率来增加产量。
该模式在苏里格气田的应用取得了明显成效，并为其他气田的生产管理提供了有益的借鉴。
排水增产新模式主要包括以下几个方面的内容：
1. 加强现有注水排水系统的优化改造。
通过完善现有注水排水系统的配置和布局，提高注水排水系统的效率和可靠性，解决管道堵塞、漏水等问题，保证注水排水系统的正常运行。
2. 提高注水排水系统的管理水平。
通过引进先进的管理技术和手段，加强对注水排水系统的监控和检修，预防故障和事故的发生，提高注水排水系统的安全稳定运行。
3. 优化生产工艺。
优化气田的生产工艺，提高天然气的采收率，减少生产中的能耗和资源浪费，提高气田的开发利用效率。
4. 强化人员培训和技术交流。
加强对气田生产管理人员的培训和技术交流，提高员工的技术水平和管理能力，为排水增产新模式的实施提供有力的支持。
通过以上几个方面的工作，苏里格气田的产量得以明显提升，为公司的经济效益和社会效益带来了显著的提升。
排水增产新模式还为其他气田的生产管理提供了有益的借鉴和经验。
在今后的工作中，公司将继续深化排水增产新模式的应用，为国家的能源安全和经济发展做出更大的贡献。
苏里格气田单井排水增产新模式
苏里格气田单井排水增产新模式
在油气田开发中，采用合理的排水增产技术和模式对于提高油气田产能和延长生产周期具有重要意义。
苏里格气田是我国的一个重要天然气田，针对其单井排水增产，本文提出了一种新的模式和技术，旨在实现更高效的生产与排水。
本文将对这种新模式以及技术进行详细的介绍和分析。
针对苏里格气田单井排水增产的背景和需求进行介绍。
苏里格气田作为我国的一个重要天然气田，具有丰富的气体资源，然而在长期的生产过程中，由于井底压力的下降和水平压裂技术的限制，单井产量逐渐下降，同时地层水分的逐渐增多也给生产带来了诸多困难。
为了解决这一问题，需要采用一种更加有效的排水增产技术和模式来提高油气田的产能。
然后，介绍了苏里格气田单井排水增产的新模式和技术。
我们提出了一种新的模式和技术，包括以下几个方面：一是采用水平井技术来提高井底压力和产量；二是采用水平井技术来实现井底水排；三是采用新型的地层水分调控技术来解决地层水分增多的问题。
这些新技术和模式可以有效地解决现有技术和模式存在的问题，提高油气田的产能。
苏里格气田单井排水增产的新模式和技术为解决当前存在的问题提供了一种新的思路和方法。
我们相信，通过进一步的研究和实践，这种新模式和技术将能够为苏里格气田的生产带来更大的效益和价值。
苏里格气田智能柱塞气举排水采气技术研究
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２ ０ １ ３年 ９月
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ＤＲＩ Ｌ Ｌ Ｉ ＮＧ ＆ ＰＲ０ＤＵＣ Ｔ １ ０Ｎ ＴＥ ＣＨＮ０Ｌ ０ＧＹ
二、 苏里格气 田智能柱塞气举思路
充分 利 用 柱 塞气 举 举 液 效 率高 的优 点 ， 针 对 常 规 柱塞气 举 采用单 一 的定 时开关 井模 式及 需要 人 工
积 液高 度 ， 当续流 时 间和 开井 时套 压一 定 时 ， 开井 时
油 压就 相对 应一 个定 值 ， 因此 ， 柱塞 气举 的优 化 实质
１ ０ ｍ 。 ／ ｄ以 下积 液 气 井 的 排 水 采 气 问题 ， 为 苏里 格 气 田排 水 采 气技 术 全 面 智 能化 迈 上 了新 的 台阶 。
关键词 ：苏里格 气田； 排 水采 气；柱塞气举 ； 智 能化 ； 积液
ＤＯＩ ： １ ０ ． ３ ９ ６９ ／ Ｊ ． Ｉ Ｓ Ｓ Ｎ． １ ０ ０ ６—７ ６ ８ Ｘ． ２ ０ １ ３ ． ０ ５． １ ５
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缺点 ： ①只有 固定时间控制模式 ， 当地层瞬时出 液量多时可能将柱塞“ 淹死 ” ； ②只能人工到井 口调
收 稿 日期 ：２ ０ １ ３一Ｏ １ —１ ０ ；修 回 日期 ：２ ０ １ ３— ０ ８—２ １
苏 里 格 气 田属 典 型 的低 压 、 低 渗、 低 丰度 “ 三 低” 气田 ｌ － ４ １ ， 随着气 田的开 发 ， 地层 能量 下 降 ， 气 井 产 气量 降低 ， 生 产过 程 中井筒 存在 大量 积 液 ， 且 积 液 井 逐年 增多 ， 难 以维 持 气 田正 常平 稳 生产 。针对 气 田积液 井不 断增 多 ， 近年 形成 了泡沫 排水 、 优选 管 柱 等 排水 采气 技 术 ， 基本解 决 了 ０ ． ３ Ｘ １ ０ ｍ ／ ｄ以 上 积 液气 井 的排水 采 气 问题 ， 但 对 于 占积 液 井 绝 大 部
数字化排水采气系统的研究与应用
数字化排水采气系统的研究与应用随着石油开采和天然气勘探的不断深入，数字化排水采气系统的研究和应用已成为必然趋势。
数字化排水采气系统是一种集成了现代信息技术、工业自动化技术和采油采气技术的高科技系统，可以提高采油采气效率、减少能源消耗、保护环境等方面发挥作用。
本文对数字化排水采气系统的研究与应用进行分析，探讨其优缺点以及发展前景。
数字化排水采气系统是将数字化技术与采油采气技术相结合，实现管道、设备、工艺、环保等各个环节的数字化管理和控制。
数字化排水采气系统通过传感器、PLC控制器、现场总线和互联网等一系列现代信息技术手段，将采油采气过程中产生的数据、信号、指令等信息传输到中心控制室，实现对整个生产过程的全面监测和管控。
在数字化排水采气系统中，各种设备、管道和工序都配备了传感器和现场总线，可以实现对各种参数的测量和监测，并通过PLC控制器对整个生产过程进行自动化调控。
数字化排水采气系统不仅提高了生产效率，还减少了对环境的污染，降低了安全事故的发生率。
1.提高产量和效率。
通过数字化控制和管理，可以实现对采气系统和设备的精细化管理和控制，优化生产过程，从而提高采气效率和产量。
2.降低能耗和成本。
数字化排水采气系统采用最新技术设备，能够自动调控和控制，不仅降低了能源消耗，而且也降低了人工成本和维护成本。
3.提高安全性。
数字化排水采气系统自动监控和控制设备，能及时发现设备故障和安全隐患，减少事故发生的可能性，保障工人的安全。
4.环保效益显著。
数字化排水采气系统优化生产过程和减少废气废水的排放，降低了对环境的污染。
1.技术门槛较高。
数字化排水采气系统需要涉及到多个领域，需要各方面专业人才的配合和支持，技术门槛相对较高。
2.投资成本较高。
由于数字化排水采气系统的设备和技术较为尖端，投资成本相对较高，对企业财务压力较大。
3.难以应对复杂环境。
采油采气的环境相对复杂，数字化排水采气系统的应用效果与环境条件有关，对于极端气候和地质条件恶劣的油气田，应用效果可能不尽如人意。
苏里格气田排水采气工艺技术研究与应用
１ 前言 苏里格气 田最早发现是在 ２ ０ ０ １年 ， 是 目前为止 我 国天 然气地 质储量 规模最 大 的 个天然气气 田。总的来说 ， 苏里格气 田主 要具有含气面积大、气层物性好 、 储量高和 产量高 的特点。近年来 ，苏里格气 田每年 的 开采量都 明显多于前年 ， 这种 开采量不 断提 升 的现象 虽然为推 动社会 经济 的发展 和人 民生活 的提高做出了重大 贡献 。 但是在这个 过 程 中却 不可 忽视的是 苏里格 气 田气 井还 具有 明显 的低压低产小水量 的特点 ， 在很大 程度上影响了气 田的生产效率 。 针对这个 问 题， 笔者认为有必要对 苏里格气 田的排水采 气工艺技术进行深人研究 和探讨 。
一
前市场上 的泡沫剂类型非常多， 所 以选择 的 泡沫型类型 时必须要从泡沫的发泡 能力 、 抗 凝析油 以及稳 定性等 多方面 进行探 讨后才 能够最终选择合适的泡沫剂类型 。 对苏里格 气 田进行 多种类 型泡 沫排水试 验后 最终决 定适合该气 田的泡沫剂类 型主要有三种 ，即
Ｕ Ｔ一８ 、Ｕ Ｔ一６和 Ｕ Ｔ一１ Ｉ Ｃ 。 由 于 在使 用 泡 沫排水采气工艺过程中需要 注意好加那么将会直接 影响排水排水采气的效果 。如若加 注的药量 过少 ， 那 么排水 采气 的功能就 无法 得到发 挥 。若加注的药量过 多，那么就会使 流动 阻 力增加 ，影响排水采气效果 。 （ ３ ） 实际效果 。泡沫排 水采气工艺技 术最初 在苏里 格气 田气井大 规模应 用是在 ２ ０ ０ ９年 ， 在 ０ ９年后应用的规模 就不 断扩大 。 这种应用 量不 断扩大 的现象 除了体 现出苏 里格气 田产气量的不断增加之外 ， 还从侧 面 反映 了这 种泡 沫排水 采气工 艺技术 的受欢 迎程度 。调查结果数据显示 ，泡沫排水采气 工艺技术 是 当前 苏里格 气 田气 井应 用量 和 应用 范围最大 的工艺类型 ，在气 田所有工 艺 类型中只占有 ８ ９ ． ９ ％的比例 。且实际投入 与 产出 （ １ ： １ ０ ）的优势 比例也证 实了泡 沫排水 采气 工艺有被大量应用的底 气。 ２ ． ３ 柱塞气举排水采气技术 （ １ ） 作用原理 。该工艺 是通过利用柱 塞作为 气体 和液体机械 截 面的方式来 实现 预防气体上传和液体 “ 滑脱 ” 目的的形式 。 （ ２ ） 应用要求和方 向。由于柱塞气举 排水采 气是在 气井 中建立一个 机械 界面来 防止气 体上窜和液体回落 ， 所 以为了能够使 柱塞能够更好发挥压住气体 和液体 的作用 ， 在应用柱 塞气举 排水采 气工艺 时 同样需要 对气井进行通井作业 ， 保 障气井通畅。并且 为了能够是柱塞气举更好发 挥作用 ，在应用 过 程 中还 需要根 据实 际工作环 境特性 适 当 的对柱塞气举 的生产制度进行合理调整 。柱 塞 气举排 水采 气技技术 同样适 用于 自然 间 喷井 ，但 对产 气量的要 求是 每天最 少超过 ２ ０ ０ ｍ ３ 。另外 ，该排水采气工艺类 型还适用 于间歇生产井 ， 对间歇生产井的产气量要求 同样是每天最少超过 ２ ０ ０ ｍ ３ 。 （ ３ ）实际效果 。与上述 两种排水采气 工艺技术应用时间一样 ，柱塞气举排水采气 技术 在苏 里格七 天开始 大规模 应用也 是在 ２ ０ ０ ９年。调查结果数据显示 ，在 ０ ９ 年到仅 仅 在五 口 井 内应 用柱塞 气举排 水采 气工艺 后苏里格气 田每天产气量就平均增加 了Ｏ ． １ ７ ×１ ０ ４ ｍ ３ 。并在 ２ ０ １ １ 年推广应用 了 ３ １口井 后苏 里格 气 田每 天的产 气量更 是平 均增加 了 Ｏ ． １ ６ ×１ ０ ４ ｍ ３ 。可见 ，柱塞气举排水采气 工艺 在苏里 格气 田气井 中应用 能够有效 提 高采气效率。
苏里格气田单井排水增产新模式
苏里格气田单井排水增产新模式苏里格气田是中国领先的天然气生产地之一，拥有丰富的天然气资源。
为了提高天然气的产量，苏里格气田采用了单井排水增产新模式，取得了显著的成效，促进了苏里格气田的稳定发展。
一、苏里格气田概况苏里格气田位于中国新疆维吾尔自治区，属于国家重点天然气勘探开发项目，是中国天然气资源的重要组成部分。
苏里格气田的地质条件复杂，气田开采难度大，但是储量丰富，是中国重要的能源基地之一。
二、传统排水增产模式存在的问题在以往的天然气开采过程中，常常采用传统的排水增产模式，即使用水泵将地下水抽出，以降低地下水位，促进天然气的产量增加。
但是这种模式存在着一些问题，首先是地下水资源的过度开采，导致地下水位下降、土壤干旱等环境问题，对当地生态环境造成了一定的影响；其次是由于地下水位下降引起地下岩层的萎缩，导致井底压力减小，影响了天然气的产出效率；再次是水泵运行成本高，维护成本大，对天然气生产企业造成了一定的经济压力。
为了解决传统排水增产模式存在的问题，苏里格气田率先提出了单井排水增产新模式。
该模式主要包括以下几个特点：1. 采用雨水收集系统。
苏里格气田在天然气生产过程中，充分利用雨水收集系统，通过收集地表雨水并储存起来，减少了对地下水的消耗，还能够提高地表水资源的利用率。
2. 加大注水量。
在天然气开采过程中，通过增加注入井的注水量，提高了油层的有效压力，促进了油气的顺利产出。
3. 循环利用排水。
苏里格气田实施了排水的循环利用，将抽出的地下水经过处理后重新注入地下，保持了地下水位的稳定，减少了对地下水资源的过度开采。
4. 采用智能化控制系统。
苏里格气田引入了智能化控制系统，通过实时监测地下水位和注水量等数据，对天然气生产过程进行全面的控制和调节，提高了天然气的产量和生产效率。
经过一段时间的实践应用，苏里格气田单井排水增产新模式取得了显著的应用效果。
首先是显著提高了天然气的产量，据统计，采用新模式后，苏里格气田的天然气产量较传统模式增加了20%以上；其次是减少了对地下水资源的过度开采，保护了生态环境和地下水资源；再次是降低了生产成本，提高了生产效率，对苏里格气田的可持续发展起到了积极的推动作用。
苏里格气田排水采气工艺技术现场应用效果
苏里格气田排水采气工艺现场应用效果分析贾金娥吴红钦郭瑞华周忠强王小佳张军峰第三采气厂技术管理科摘要：苏里格气田开采以来，先期开发试验井已进入中、后期，压力和产能普遍较低，不能满足生产过程中的气井携液要求，导致部分气井井底或井筒内积液，严重影响气井连续生产。
2010年在苏14、桃2、苏48、桃7区进行泡排实验；苏48和苏西开展4口速度管柱排水采气实验；苏48、苏47、苏120、桃2区块进行10口气举阀排水采气实验。
通过对比分析以上三类排水采气工艺在苏里格气田的实验效果，评价现场可行性、实际应用价值、及推广应用前景，对苏里格气田不同类别的产水井，应用不同的现场排水采气的可行性。
关键词：苏里格气田排水采气泡沫排水速度管柱气举阀1.前言1.1排水采气的目的和意义苏里格气田是低产、低压、低丰度、非匀质性的复杂气田。
自开采以来，2002年、2003年投产的先期开发试验井已进入中、后期，压力和产能普遍降低，不能满足生产过程中的气井携液要求，导致部分气井井底或井筒内积液，严重影响气井连续生产。
在苏48区块出现地层产水量较大的现象，个别气井出现水淹现象。
产水气井日益增多，产水量也逐渐增大，排水采气工作日益突出，根据不同区块的气井出水情况，采取合理有效的排水采气措施，提高单井生产过程中的排液效率，提高单井产量，确保气井的正常平稳生产。
1.2 主要研究内容本课题主要有针对性地对2010年采气三厂进行的泡沫排水采气、速度管柱、气举阀排水采气工艺作业进行适应性评价，为不同区块各类低产低效井探讨一种与之相适应的排水采气工艺方法，指导苏里格气田后期产水井的排水采气工作。
1.2.1泡沫排水采气原理泡沫排水采气就是从井口向井底注入起泡剂，井底积水与起泡剂接触后，借助天然气流的搅动，生成大量低密度水泡沫，随流携带到地面，该方法是针对自喷能力不足，气流速度低于临界的气井一种较为有效的排水采气方法。
实质就是将表面活性剂（起泡剂）从携液能力不足的生产井井口注入井底，借助于天然气流的搅拌作用，使之与井底积液充分混和，从而减小液体表面张力，产生大量比较稳定的含水泡沫，减少气体滑脱量，使气液混合物密度大大降低，从而降低自喷井油管内的摩阻损失和井内重力梯度，有效地降低井底回压，井底积液更易被气流从井底携带至地面。
苏里格气田单井排水增产新模式
苏里格气田单井排水增产新模式苏里格气田是我国南海海域发现的一座重要的天然气田，目前已进入稳产期。
作为我国南海海域规模最大、最具代表性的天然气田之一，苏里格气田在开发过程中面临着一系列技术挑战。
其中，单井产量低、采收率低是制约该气田高效开发的主要因素之一。
纵观国内外天然气田的开发历程，单井排水技术是一种增产的有效手段。
本文将以苏里格气田为背景，探讨单井排水技术在苏里格气田中的应用和发展，探索一种全新的单井排水增产模式。
一、单井排水技术的背景单井排水技术是通过建立井筒内外水压差来促进油气流动，达到提高单井产能、提高整体采收率的目的。
该技术主要应用于井下水力压裂后，由于形成压裂缝无法最大限度传递油气，导致单井产量低、采收率低的情况下。
单井排水技术有多种方法，如横向封堵排水技术、纵向封堵排水技术等。
其中，横向封堵排水技术是目前应用比较广泛的一种技术。
该技术是通过往井筒内注入聚合物水溶液形成封堵体，封堵井筒外侧的裂缝，从而提高井下水压，强制使井底产量增加。
二、苏里格气田单井排水技术的应用与改进苏里格气田是典型的陆架浅水天然气田，在开发过程中由于膜片泥岩与砂砾岩互层，导致气藏开采难度较大，单井产量低、采收率低的问题尤为突出。
为解决这一难题，目前苏里格气田采用了单井排水技术作为增产手段，并在原有技术基础上进行改进和优化。
1. 改进1：井下水力压裂技术传统的单井排水技术采用的是井筒内水压差作为驱动力推动油气的流动。
但是，由于地层压力、井深等因素的影响，这种方法的增产效果并不理想。
苏里格气田采用的是井下水力压裂技术。
该技术通过往井底注入高压水泥浆，使地层产生裂缝（裂缝宽度可达10毫米以上），进而增加变质煤层气对井筒的产出能力。
对比传统的单井排水技术，井下水力压裂技术能够形成更多更宽的裂缝，提高水压差，推动油气更直接地流向井筒，从而实现更高效的增产效果。
2. 改进2：耐高温聚合物封堵剂在传统的单井排水技术中，封堵剂的选择是十分重要的。
苏里格气田排水采气技术进展及对策
２ ． １ 泡 沫 排 水
２ 工 艺优 化 评 价
泡沫 排 水采气 通过 将井 底积 液转 变 成低密 度 易 携 带 的泡 沫状 流体 ， 提 高气 流携 液能 力 ， 降低 临界 携 液 流量６ ０ ％， 达到 排 出井筒 积 液 目的 。 适 用 于 自喷能 力较 强 、 油管 或 套管 畅通 、 地层 水与泡 排 剂配伍 良好
阶 段 排 水采 气工 艺措 施 ， 建 立 了排 水 采 气 工 作 流 程 ， 历 年 累 计 增 产 气 量 突破 ７ ｘ １ ０ ８ ｍ ０ 。通 过 技 术 应 用评 价探 索 出低 压 低 产 气 井
排水采气工艺方法， 形 成 了苏 里格 气 田排 水 采 气 工 艺 技 术 系 列 ， 对 气 田产 水 气 井 的开 发 管 理 提 供 指 导 。 关键 词 苏 里格 气 田 排 水 采 气 泡 沫 排水 速 度 管 柱 柱 塞 气 举 气举 复产 适 应 性 分 析
体 经 济性 差 。
逐年 增 多 。 随 着气 井生 产年 限 的延长 ， 气 田整体 步入 递 减期 ， 绝大 多 数气 井 处于 低 压 、 低产阶段 ， 依 靠气 井 自身能 量排 除 井底积 液 困难较 大 。 经过 近８ 年时 间 的研 究 试验 ， 排水 采气 工艺 技术 得到 了一 定 的发展 ， 但技 术 配套 完善 和工 艺优 化管理 方 面仍 存在 一定 问
量、 压 力下 降快 ， 气 井携 液 能 力不 足 ． 井 筒 积 液 气井
几方面的问题 ： ①积液判断方法多种多样 ， 未形成统
一
的标准 ； ②泡沫排水工作不够精细 ， 制度优化不及 时， 措施有效率较低 ； ③部分装置无法实现远程控制
苏里格气田数字化集气站改造研究
苏里格气田数字化集气站改造研究摘要：结合苏里格气田现场生产运行和数字化管理的实际需要，通过集气站数字化改造研究和工艺、自控系统配套完善，降低了岗位员工配置和劳动强度，提高了现场管理水平和系统运行的安全可靠性。
关键词：数字化改造工艺自控随着苏里格气田的快速发展、生产规模的不断扩大，第三采气厂在生产运行管理、用工总量控制等方面面临的压力与挑战日益严峻。
鉴于此，第三采气厂通过持续攻关研究，对早期建设的集气站进行了全面的数字化建设、改造，以提高现场运行管理水平、缓解气田发展所面临的人员用工压力。
1数字化集气站改造原则及实现功能1.1改造原则及目标改造原则：立足于集气站工艺/自控系统现状，结合现场生产运行管理实际，通过局部工艺优化改造和自控系统配套完善，以最小的改造和最低的投入完成集气站数字化升级改造工作，以满足现场生产、管理要求。
改造目标：提升集气站数字化运行管理水平，进而降低岗位员工劳动强度和人员配置、提升集气站系统运行的安全可靠性，并实现集气站远程监控管理和操作控制。
1.2改造实现的功能结合数字化集气站的运行管理，改造预期实现三大目标，即“集中监视运行、远程操作管理和就地自动控制”，其主要由“智能自动控制、远程操作管理、视频安防和应急安全管理”等四大功能模块构成。
集气站数字化改造所实现的具体功能（如图1）为：1）集气站内压力、液位、温度、流量、可燃气体浓度等生产数据自动采集、监测并生成电子报表；2）压缩机、发电机、UPS等关键设备运行参数监测；3）进气干管远程开关及放空控制；4）分离器远程排液及放空；5）分离器出口流程自动切换；6）压缩机进口压力自动调节；7）压缩机远程紧急停机；8）集气站放空火炬远程点火；图1数字化集气站改造实现的功能9）集气站超压保护，远程自动放空；10）集气站全站紧急关站；11）气井油压、套压、流量等数据远程监测；12）气井远程开关控制；13）集气站远程安防保卫：智能视频、可视门禁、红外报警、远程广播、电子路卡。
苏里格气田单井排水增产新模式
苏里格气田单井排水增产新模式
苏里格气田位于中国新疆维吾尔自治区，是中国最大的天然气田之一。
为了提高气田的产量，提高天然气资源的综合利用率，目前正在尝试一种新的单井排水增产模式。
传统的天然气开采中，气井通过钻井设备从井下将水排出，以保证气井的正常生产。
随着矿藏的开采，地下水位下降，导致传统的排水模式越来越难以保证气井的正常生产。
为了解决这个问题，针对苏里格气田的特点和水气混采的实际情况，研究人员提出了一种新的单井排水增产模式。
该模式首先利用地面电磁技术进行油气储层的勘探，获取油气储层的地质构造和地下水分布情况，为后续的工作提供了依据。
然后，通过在气井周围安装水平和垂直的排水管道，将井下的地下水引导到地面收集站或者加注站。
为了防止污染地下水资源，还安装了水井补给井和排水井。
在实际操作中，研究人员根据苏里格气田地质条件、井筒结构等因素，采取了一系列措施来优化单井排水增产模式。
通过排水管道的合理布置，使得地下水能够顺利流入收集站或者加注站。
还通过调整井筒的密封性以及合理设置水井补给井和排水井，保证了水的循环利用和环保性。
苏里格气田的单井排水增产新模式是在研究人员长期的实践和研究基础上提出的一种针对苏里格气田特点的解决方案。
通过这种模式，苏里格气田的产量得到了提高，天然气资源的综合利用率得到了提高。
这种模式的成功应用不仅为苏里格气田提供了可行的解决方案，也为其他类似气田的开采提供了借鉴。
苏里格气田数字化排水采气系统研究与应用
苏里格气田数字化排水采气系统研究与应用朱迅;张亚斌;冯朋鑫;茹志娟;薛媛【期刊名称】《钻采工艺》【年(卷),期】2014(037)001【摘要】苏里格气田气井普遍具有低压、低产、小水量的特点,单井产量低,携液能力差,部分气井井筒存在积液甚至出现水淹停产.为了确保气田平稳生产,在低压低产气井实施了多项排水采气措施,取得相应效果.随着气田开发时间增长,积液井不断增多,排水采气方面的工作量不断增大,如沿用以前工作方式难以满足气田发展需要.数字化排水采气系统集成气田数字化技术和采气工艺技术,优化核心技术,创新排水采气工作模式,实现了自动排查气田产水井、展示积液井、计算井筒积液、优选气并排水采气措施、实时跟踪气井生产情况、分析总结排水采气措施效果等功能.通过该系统,量化排水采气措施关键参数,减轻技术人员工作量,提高技术人员工作效率,改善气田现场技术支撑环境.【总页数】3页(P47-49)【作者】朱迅;张亚斌;冯朋鑫;茹志娟;薛媛【作者单位】长庆油田苏里格气田研究中心;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;长庆油田第四采气厂;长庆油田苏里格气田研究中心;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;长庆油田苏里格气田研究中心;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;长庆油田苏里格气田研究中心;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室【正文语种】中文【相关文献】1.试论苏里格气田排水采气工艺技术研究与应用 [J], 张浩然;李引贤;雷迪澍2.苏里格气田排水采气工艺技术研究与应用 [J], 余淑明;田建峰3.苏里格气田排水采气工艺技术研究与应用 [J], 周雄威4.苏里格气田循环补能排水采气工艺研究 [J], 邵帅; 梁璇玑; 刘鹏超5.电潜泵双管排水采气工艺在苏里格气田的应用 [J], 李勇龙;冉照辉;唐学权;吴恒;杜鹏因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
苏里格气田数字化排水采气系统研究2013.5.9
苏里格气田数字化排水采气系统研究与应用摘要:苏里格气田气井普遍具有低压、低产、小水量的特点，单井产量低，携液能力差，部分气井井筒存在积液甚至出现水淹停产。
为了确保气田平稳生产，在低压低产气井实施了多项排水采气措施，取得相应效果。
随着气田开发时间增长，积液井不断增多，排水采气方面的工作量不断增大，如沿用以前传统的人工对气井的积液判识和手工编制措施方案的做法难以满足气田发展需要。
苏里格气田以数字化管理为目标,数字化气井、数字化集气站、数字化作业区、数字化采气厂的建立，开发数字化排水采气系统集成气田数字化技术和采气工艺技术，利用计算机对气井进行积液判识,自动生成制措施方案，创新排水采气工作模式,实现自动排查气田产水井、提示积液井、计算井筒积液量、优选气井排水采气措施、实时跟踪气井生产情况、分析总结排水采气措施效果等功能。
通过该系统，量化排水采气措施关键参数，减轻技术人员工作量，提高技术人员工作效率，改善气田现场技术支撑环境。
关键词：数字化排水采气井筒积液措施跟踪分析Research and application of a digitalized drainage gas recovery system in the Sulige Gas Field Abstract: Characteristics of the Surig gas field has generally low, low, small volume, low single well production, liquid carrying ability is poor, part of wellbore fluid and water flooded. In order to ensure smooth production in gas field, low pressure and low yield gas well implemented a number of drainage gas recovery steps, to obtain the corresponding effect. With the development of gas field development time growth, effusion wells increasing, the drainage gas recovery workload increases, such as to use the previous work is difficult to satisfy the gas field development. Digital drainage gas recovery system integration of digital gas field and gas recovery technology, optimization of the core technology, gas drainage pattern mining innovation, realize the automatic checking gas field wells, wells show effusion, calculation of wellbore fluid, preferably of drainage gas recovery measures, real-time tracking of gas well production, analysis and summary of drainage gas recovery measures etc.. Through this system, the key parameters of gas drainage measures to quantify, reduce technical staff workload, improve work efficiency and technical personnel, improve the supporting environment gas field.Key words:digitizing；drainage gas recovery；wellbore liquid；measures ；trace analysis苏里格气田属致密岩性气藏，非均质性强，有效储层难以预测，具有“低压、低渗、低丰度”的三低特点[1]。
苏里格气田单井排水增产新模式探讨
苏里格气田单井排水增产新模式探讨刘子兵;薛岗;刘鹏超【摘要】在气井开发过程中,随着地层产能的下降,气体携液能力变差,严重影响了含水气井的有效开发.文章提出采用一种新型的安装在单井井口的同步回转一体化排水增压装置,对油管进行抽吸,降低井口油压,增大油管与地层、套管的压差,通过套气喷发,带出大量积液,达到增产目的.苏里格气田的现场试验表明:该技术可大幅度提高气体流速,打破井下原液位平衡,气体携液能力大大增强,大幅度增加气井产气量和延长稳产时间.【期刊名称】《石油工程建设》【年(卷),期】2015(041)003【总页数】5页(P54-57,65)【关键词】含水气井;排水增产;同步回转多相混输泵【作者】刘子兵;薛岗;刘鹏超【作者单位】西安长庆科技工程有限责任公司,陕西西安710018;西安长庆科技工程有限责任公司,陕西西安710018;大丰丰泰流体机械科技有限公司,江苏盐城224100【正文语种】中文苏里格气田是典型的低压、低渗、低丰度“三低”气田，单井产量低，压力递减快；随着气井开采时间的延长，地层能量逐渐下降，气井携液能力降低，气井产出的水和天然气凝析液不能及时采至地面，井筒逐渐产生积液，严重影响气井产量，甚至出现水淹停产井。
苏里格气田目前总井数约为7 000多口，受积液影响的生产气井2 000口以上，占总井数的40%左右。
对单井采取有效的排水增产工艺技术对提高气田区块产气量的意义重大。
1.1 降油压套气排水增产技术简介及机理分析该技术是将同步回转排水增压装置安装在气井井口，通过降低井口油压P2，增大地层压力P0、套管压力P1与P2的压差，从而大幅度提高气体流速；随着P2的持续降低，假设P1不变，P1与P2的差值不断增大，油管液位上升，套管液位下降，当套管液位下降至油管底部而失去液封作用时，大量套管气与井底产气涌入油管，将油管内大量股状水托举至地面，气井实现了排液，油管液位大幅度降低，同时气体通过油管液层的流动阻力也大大降低，气井出现了产气量大幅度提升的“爆发”现象，此时大量的气液经装置内部的旁通流程进入管网，装置可处于低频运转或者停机状态，充分利用气井的地层产能；“爆发”后的气井产量逐渐趋于稳定，为“爆发”前产量的数倍，携液能力明显增强，可以在较长时间内持续稳产排液。
数字化排水采气系统的研究与应用
数字化排水采气系统的研究与应用排水采气主要应用于储层压力低、单井产气量低、小水量、携液能力较差、井筒积液严重甚至被水淹造成停产的产气井，随着气田的长时间开发，产气井的井筒积液不断增多，传统的排水技术手段不仅工作量十分繁重，增加了生产成本;而且排水速度较慢，严重的影响了气田的正常生产和经济效益。
在信息技术条件下，数字化排水采气系统在气田得到了应用，实践证明，数字化排水采气不仅降低了生产成本，减轻了工程技术人员的劳动强度，提高了采气效率，而且有效提高了气田产量和经济效益。
本文对此进行研究，以供借鉴。
标签：数字化;排水采气;研究应用1 数字化排水采气系统的建设路径气田数字化排水产气系统的建设路径应满足：数据集成管理、积液气井排查管理、积液井分布控制管理、气井积液量的自动测量与计算、措施优选及对措施井眼进行跟踪管理等数字化管理措施。
2 数字化排水采气系统的关键技术2.1 单井电子巡井技术单井电子巡警技术主要包括集气站和产气井构成，集气站设备主要包括无线通讯设备及站控计算机系统;单井设备包括压力变送器、智能气体超声波流量计、紧急开闭阀门、无线通讯终端设备、摄像设备及太阳能供电系统等。
单井至集气站的数据传输依据具体环境可分别采用无线电台、无线网桥或4G无线宽带技术。
由集气站至作业工区、采气厂、调度指挥中心的线路传输采用光缆;单井数字系统的主要功能是通过数字化巡井技术，采集产气井的产量、压力、流量、积液等实时数据，按照远程指令，定时对井场的安全状况拍摄照片及紧急关闭和开启气井等。
2.2 积液井排查技术对积液井进行排查是数字化排水采气系统建设的重点，只有查明气井积液集聚情况，才能采取正确的排水措施。
对气井积液的判断可采取理论计算与生产实践相结合的方法进行。
（1）根据临界携液量作判断。
当气井正常生产时，气体呈现出连续相，液體状态为分散的颗粒并被气体携带出井。
当气体流速降低时，携液量也会有所降低，并逐步在井底淤积形成积液。
苏里格气田单井排水增产新模式
苏里格气田单井排水增产新模式苏里格气田是中国大陆最大的陆相气田之一，位于新井构造附近，底部温度高、砂岩厚度大、砂性好，储气性能较好，使得其成为一个重要的可开发气田。
由于气田含水严重，导致单井产能下降，影响了气田的有效开发。
如何解决气田单井排水增产的问题成为了工程技术人员关注的焦点。
针对苏里格气田单井排水增产的需求，工程技术人员提出了一种新的增产模式，即采用胶束聚合物驱油技术。
胶束聚合物驱油技术是近年来在油气开发领域得到广泛应用的一种技术，它通过添加适量的胶束聚合物到油井中，形成一定的压力差，增强了油井的排水能力，从而提高了油井的产量。
具体来说，胶束聚合物驱油技术通过以下几个步骤实现单井排水增产。
选取适合的胶束聚合物进行添加。
根据苏里格气田的特点，选取具有良好稳定性和输送性的聚合物，并控制添加量，使其在井液中形成稳定的胶束结构。
然后，将胶束聚合物添加到井底，与井液混合均匀。
在注入过程中，需要控制注入速度和注入压力，以避免胶束结构破坏或产生破碎的胶束。
接下来，将胶束聚合物注入井下，形成一定的胶束结构，增强油井的排水能力。
通过监测生产数据，评估胶束聚合物驱油技术的效果。
胶束聚合物驱油技术具有以下几个优点。
该技术适用于含水量较高的气田，能够有效改善井底排水条件，提高气井产量。
胶束聚合物具有一定的稳定性，能够在管道中形成稳定的胶束结构，不易破坏。
胶束聚合物本身具有较小的粘度，不会对气田产量造成较大的影响。
由于胶束聚合物的添加量较小，对气田的环境影响较小，符合可持续发展的要求。
胶束聚合物驱油技术也存在一些挑战和问题。
胶束聚合物的选择需要根据具体气田的地质情况和油气性质进行优化，这需要工程技术人员具备丰富的经验和专业知识。
胶束聚合物的注入和排放需要严格控制，以避免对环境造成污染。
胶束聚合物的成本较高，需要进行经济分析，评估增产效益。
胶束聚合物驱油技术是一种适用于苏里格气田单井排水增产的新模式。
通过合理选择胶束聚合物并严格控制注入过程，可以提高气井的排水能力，增加产量，进一步提高气田的有效开发水平。
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苏里格气田数字化排水采气系统研究与应用摘要:苏里格气田气井普遍具有低压、低产、小水量的特点，单井产量低，携液能力差，部分气井井筒存在积液甚至出现水淹停产。
为了确保气田平稳生产，在低压低产气井实施了多项排水采气措施，取得相应效果。
随着气田开发时间增长，积液井不断增多，排水采气方面的工作量不断增大，如沿用以前传统的人工对气井的积液判识和手工编制措施方案的做法难以满足气田发展需要。
苏里格气田以数字化管理为目标,数字化气井、数字化集气站、数字化作业区、数字化采气厂的建立，开发数字化排水采气系统集成气田数字化技术和采气工艺技术，利用计算机对气井进行积液判识,自动生成制措施方案，创新排水采气工作模式,实现自动排查气田产水井、提示积液井、计算井筒积液量、优选气井排水采气措施、实时跟踪气井生产情况、分析总结排水采气措施效果等功能。
通过该系统，量化排水采气措施关键参数，减轻技术人员工作量，提高技术人员工作效率，改善气田现场技术支撑环境。
关键词：数字化排水采气井筒积液措施跟踪分析Research and application of a digitalized drainage gas recovery system in the Sulige Gas Field Abstract: Characteristics of the Surig gas field has generally low, low, small volume, low single well production, liquid carrying ability is poor, part of wellbore fluid and water flooded. In order to ensure smooth production in gas field, low pressure and low yield gas well implemented a number of drainage gas recovery steps, to obtain the corresponding effect. With the development of gas field development time growth, effusion wells increasing, the drainage gas recovery workload increases, such as to use the previous work is difficult to satisfy the gas field development. Digital drainage gas recovery system integration of digital gas field and gas recovery technology, optimization of the core technology, gas drainage pattern mining innovation, realize the automatic checking gas field wells, wells show effusion, calculation of wellbore fluid, preferably of drainage gas recovery measures, real-time tracking of gas well production, analysis and summary of drainage gas recovery measures etc.. Through this system, the key parameters of gas drainage measures to quantify, reduce technical staff workload, improve work efficiency and technical personnel, improve the supporting environment gas field.Key words:digitizing；drainage gas recovery；wellbore liquid；measures ；trace analysis苏里格气田属致密岩性气藏，非均质性强，有效储层难以预测，具有“低压、低渗、低丰度”的三低特点[1]。
苏里格气田各个区块均有产水区域，有些区块相对较严重。
随着气井生产时间增加，气井生产中后期，因井底压力和产气量低，气井携液能力差，导致井筒积液不断增多，严重影响气井的正常生产，部分气井甚至出现水淹井停产的现象。
为了确保气田气井正常生产,苏里格气田逐步开展多种方式的排水采气工艺措施,应对气井井筒积液，取得较好的效果。
随着气田开发规模不断增大，生产气井不断增多，气井生产时间不断增长，井筒积液气井不断增多。
采用井筒压力梯度测试或回声仪油套环空测试等人工井场测试方法，工作量大，周期长，成本高，无法满足气田需求。
另外气田排水采气措施实施后，采用人工井场跟踪效果分析，同样也面临工作量大，周期长，成本高的问题。
亟需采用数字化技术，充分利用气田数字化建设成果，结合气田采气工艺技术原理，开发一种简单易行的井筒积液的分析判断方法，根据气井地质情况、动态生产情况，优选排水采气措施，实时跟踪分析排水采气措施效果，形成一个完整的数字化排水采气系统。
1、系统建设思路为了方便气田现场排水采气工作开展，通过完善气井井筒、气井地质、试气成果数据库，搭建气田排水采气措施库，利用单井生产日数据和实时数据，根据苏里格气田单井动态分析的成果，排查气田气井井筒积液情况，生成气井积液预警，结合气井动、静态生产情况，自动提出排水采气措施，自动跟踪排水采气措施实施效果。
图1 系统开发思路流程图系统由数据管理、积液井排查、积液井分布、积液量计算、措施优选和措施井跟踪等六大部分组成。
数据管理主要负责对基础数据进行进行增加、更新、删除等工作，包含有单井的基础数据，如套管下深、油管下深、井深、层位等基础数据；还有相关措施井措施的具体数据，如泡排井投入泡排的周期、剂量，速度管柱的直径、下深等。
积液井排查通过相关生产规律，利用生产井日生产数据和实时生产数据，排查出积液井，提供生产井生产数据和曲线，人工最后确认积液井。
确定积液井存储归档。
积液井分布将已确定的积液井以网络拓扑图的形式展现，结合气井的层位，分析积液井出现的区域以及积液井主要层位。
积液量计算结合气井液面探测参数和流静压测试参数，对积液井的积液量进行计算，并根据气井油、套压差，初步估算气井油、套管液面差值。
措施优选将已采取排水采气措施的生产气井按类展示，并能查看措施井的历史实时和日生产数据；对新确认的积液井自动生成措施，根据气井的自身特点，结合处置数据管理中措施库中提供的处置方法模板，推荐针对该井的排水采气处置方案，并且基层技术员还可以对方案进行修改。
措施井跟踪分析主要包括积液井现场操作日志和措施井效果分析对比两部分功能。
现场操作日志功能主要负责记录、查看、统计现场操作人员的工作日志；措施井效果分析对措施井增产气量进行计算，对措施井措施前后实时和日生产参数以图表形式进行对比。
2、系统关键技术2.1单井电子巡井技术单井电子巡井系统由集气站和单井两部分组成。
单井部分主要有压力变送器、智能流量计、紧急切断阀、摄像头、无线通讯终端、太阳能供电系统等设备。
集气站部分主要有站控计算机、集气站无线通讯设备等设备。
单井至集气站的传输方式主要采用无线电台，部分采用无线网桥和宽带无线3G 技术开展试验[3]，本文主要针对无线数传电台。
所有的集气站-作业区-采气厂-气田指挥中心采用光缆传输。
气井井口生产控制系统井场设备连接示意图2所示。
图2 单井电子巡井示意图单井电子巡井系统（数传电台通讯方式）的功能是：实时采集生产井生产数据，如压力、流量等；定时或按指令拍摄单井照片；远程紧急开关气井。
2.2 积液井排查技术气井积液判识可采用理论计算法（临界携液流量法、软件计算法等）和生产实践法（关井油套压差法、采气动态曲线法、流压梯度测试法、回声仪测试法等）。
2.2.1气井临界携液量：气井正常生产时，气体为连续相，液体为分散颗粒，液体以颗粒的形式被气体携带到地面，但当气体的流速降低，其携带的能力将会降低，降低到一定程度后，将没有足够的能量使井筒中的流体连续流出井口，这样液体将在井底聚集，形成积液。
为保证气井不积液，气井产量必须大于临界携液流量，因此，气井的临界携液流量是非常重要的一个数据。
当气井产气量小于临界携液量时，气井会逐步积液。
2.2.2气井在生产过程中，出现采用携液困难，气井生产参数能排查出积液井，通过采气曲线分析方法判断气井积液：（1）套压不变或上升，产气量下降。
以10 天内套压不变或上升大于20%、产气量下降大于30%为判断标准；（2）套压、产气量呈锯齿形周期性波动，二者呈相反变化趋势。
2天内，以套压、产气量波动幅度超过20%为判断标准；（3）连续5天折算日产气量累计下降量达到0.5万方。
2.2.3油套压差分析法（1）连续关井大于48小时，套压减去油压值大于4MPa;（2）无节流器气井，连续生产大于72天，套压减去油压值大于4MPa 。
2.3积液量计量技术根据以上判识方法测得的数值，利用以下公式计算井筒积液量2.3.1关井油套压差法和采气动态曲线法积液量计算对无节流器井，油套压差为P 差时，其油管积液量计算式为水差δ/V P Q =2.3.2流压梯度测试法积液量计算（1）无节流器井：其积液量为()）（油套内油界油油内h H D h h d Q -+-=4422λπλπ（2）节流器上方积液井：其积液量为)-(42油界节流器油内h h d Q λπ=2.3.3回声仪测试法积液量计算 环界油外套内）h d D Q 4-(22λπ=其中， Q ：积液量，m 3P 差：油套压差，MPa ；δ水：静液柱梯度，1MPa /100mV ：油管容积，m 3/1000m （Φ73.0mm 油管为3m3/1000m ）D 套内：套管内径，md 油外：油管外径，md 油内：油管内径，mh 节流器：节流器座封深度，mh 油界：油管内气液界面深度，mh 环界：油套环空内气液界面深度，mh 油：油管下深，mH ：完钻井深，mλ：压力梯度系数，0.1~1.0 2.4 措施优选技术根据气井产气量、水气比、油套压差等因素对积液气井进行分类，结合泡沫排水、速度管柱、柱塞气举、压缩机气举等各项工艺的适用条件选择气井排水采气技术措施[2]。