大牛地气田积液气井及水淹气井排水采气技术
大牛地气田的采出水处理技术
第22卷第3期重庆科技学院学报（自然科学版)2020年6月大牛地气田的采出水处理技术范进争(中石化华北油气分公司石油工程技术研究院，郑州450006)摘要：大牛地气田各气井采出水经罐车拉运至净化厂混合后，形成含有凝析油、甲醇、机械杂质和泥 质悬浮物、乳化物及细菌的具有腐蚀性、结垢性的污水。
针对污水的水质特点，气田净化厂探索应用 以甲醇破乳、两级浮船收油、精馏回收甲醇、油浮选去除杂质、化学药剂杀菌和防腐防垢等处理技术， 有效保障了回收甲醇的质量和回注污水的达标率关键词：大牛地气田；采出水处理；凝析油回收；甲醇回收中图分类号:X 741 文献标识码：A 大牛地气田有覆盖全气田的地面集输系统。
承 担气田采出水处理业务的净化厂成立于2005年，是 气田产能建设中的重要配套丁程。
净化厂有4座采 出水处理站，目前其采出水处理能力达1 750 m 3/d 为实现气田绿色生产，针对采出水的水质特点，探索 形成了一系列有效的水处理技术1采出水处理流程气井采出水是含有凝析油J P 醇、机械杂质和泥质悬浮物、乳化物及细菌的具有腐蚀性、结垢性的污 水H ，需要进行净化处理，同时回收其中的凝析油和 甲醇。
净化厂的采出水处理系统主要包括预处理系 统、甲醇回收系统和污水回注系统3个部分（见文章编号：1673 -1980(2020)03 -0028 -04图1)。
气田各气井的采出水在集气站经过分离器分离 后，储存于站内的油水缓冲罐中，然后由罐车定期统 -拉运至净化厂，统一卸人卸车池。
卸车池中的采 出水来A 不同的气井和不同的采出时段，因此水质极4、稳定：在预处理阶段，通过加人4种药剂，除去 大部分悬浮物、油及杂质预处理后的采出水进人 原料罐，经过充分混合，除含醇率随季节的变化有较 大差异外，其余性质已相对稳定,，在帀醇回收环节， 耑根据原料水的含醇率来调整装置参数，实现甲醇 和水的分离，同时加入缓蚀阻垢剂抑制腐浊结垢，延 长装置工作周期。
井口排液气举在水淹井中应用及经济效果评价
总第 ６ ｌ 期
天然气技术与经济 ・ 天然气 开发
２ ０ １ ７ 钲
淹井环空 内的积液完全进人油管 ，此时其套 压基本 １ ３ ． ３ 注气量计算 稳 定 、油压 大 幅波动 （ 大 量 出液 ） 。 为排 出气 井 井 筒 内 的积 液 ，天 然 气 要 充 满 整个 ４ ）稳 定 生 产 阶段 。水淹 井 油管 出液 完毕 后 ，持 续放空 ３ ０ ｍ ｉ ｎ ，关闭井 口 排液车放空阀、待其油套压 井 筒 ，考 虑 天 然 气 损 失 及 气 举 过 程 中的 气 窜 现 象 ， 实际天然气用量取为理论用量 的 １ ． ２ 倍 ，则 Ｑ 可按 基本 持 平 ，导通 流程 、开 井生 产 。
弊 端 ］ 。为 此 ，基 于 气举 工 艺原 理 及 前 期 研 究 成 果
二］二＝
气举车加压 Ｉ
（ 站 内） Ｊ
图 １ 井 口排 液 气 举 工 艺 流 程 示 意 图
１ ． ２ 气 举 阶段划 分
根 据 现场 井 口排 液气 举 流 程 ，考 虑 施 工进 度 及 进行理论计算分析 ，完善气 举车配置 ，开展井 口排 个 阶段 。 液 气 举 工 艺 研 究 ，为 气 举 车 气 举 在 大 牛地 气 田应 用 压力 变化规 律 ，将整 个气 举过 程划 分 为 ４ １ ）井 口放 空 阶段 。气举 开 始后 ，利用 井 口排 液 提供新途径 ，有效延长 了水 淹井 的稳产期 、降低 了 车对水淹井进行短暂放空 ，放 出油管 内的余压 ，之 复 产成 本 。 后保持井 口处于敞放状态。 ｌ 井 口排液气举理论分析 ２ ）环 空 冲 压 阶段 。站 内低 压 天 然 气 经 压 缩 后 、 １ ． １ 气 举工 艺原 理 通过采气管线进 入水淹井油套环空 ，此过程水淹井 井 口排 液 气 举 是 利 用 车 载压 缩 机 将 站 内低 压 天 套压 上升 ，油 压小 幅波 动 。 然气压缩 ，通过采气管线 向水淹井的油套 环空 内注 ３ ）积 液转 移 阶段 。气举 位 置 到 达油 管 鞋 时 ，水
负压采气技术在大牛地气田的应用
负压采气技术在大牛地气田的应用作者：陈宇来源：《科学导报·学术》2020年第54期【摘要】大牛地气田大28井区气井主要为水平井开发，整体表现为低压低产、高水气比等生产特征，自身携液困难，需频繁放空维持生产，目前主要以泡排、速度管为主要排水工艺，但仍不能较好解决气井排液问题。
选取气井有一定产能，但满足不了临界携液流量、需定期降压带液的气井DPX井开展了井口负压采气试验，试验过程中密切跟踪生产情况，调整负压设备工况参数，并不断优化生产制度，有效杜绝了气井频繁放空的问题，实现了气井满时率生产。
DPX井日均增产3000方，增产率62.5%，综合评价试验取得成功，增产效果明显，达到了较好的试验目的，意味着技术引进取得了一定突破，也给大28井区低效井、关停井的治理提供了新的思路。
【关键词】混输泵;低压低产井;气井排液;井口负压采气;现场应用鄂尔多斯盆地大牛地气田属于“低压、低产、低孔、低渗”气田，动态资料显示气田经过多年开发，地层压力逐渐下降。
由于气田外输条件的客观限制，气田天然气的外输压力要求较高（不低于4.5MPa），目前约有30%的气井压力在5.0MPa，接近管网压力。
同时，常规采气工艺技术也无法实现低压气井的连续生产。
为提高气井产量，增加经济效益，提出了应用井口负压采气工艺的技术思路，开展了该工艺可行性的试验研究。
1 负压采气工艺概况负压采气工艺主要是借助混输抽气泵对气井进行抽吸，降低井口油压至常压甚至负压，通过放大压差既能增加产气量，同时又能提高气体流速，打破井下原积液的液位平衡，推动油管内大量股状水采至地面，气井生产出现产量急剧上升的“爆发”现象;“爆发”后的气井，产量逐渐趋于稳定且明显高于“爆发”前的产量，气体携液能力大大增强，地层产能得到充分利用，可有效延长稳产时间。
与传统的优选管柱、泡沫排水、柱塞气举和压缩机气举等排水采气工艺技术相比，井口负压工艺的施工全部在地表完成;不改变采气树内部的任何结构;不带压作业;能耗低，管理方便;装置运行平稳可靠，适应各种类型的低压低产井;實现气液混输，无就地排放;不会把水压回地层，充分利用地层产能;通过机械作用即可达到增产效果。
大牛地气田地面配套工艺技术及优化应用
大牛地气田地面配套工艺技术及优化应用大牛地气田分布面积大，属致密低渗气田，具有“低孔、低渗、低丰度”的特点。
气田地面建设经历了开发先导试验和成熟应用两个阶段，形成了适合气田产能建设需求的配套工艺，多井高压集气、站内加热节流、常温分离、间歇轮换计量、多井注醇、甲醇回收等工艺技术。
随气田开发形势的变化，对站内脱水工艺、污水处理和防垢等工艺进行了优化，保证了气田生产的高效平稳运行。
标签：大牛地气田;集输工艺;优化1 气田概况大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部，地跨陕西和内蒙两省区，面积200km2。
该地区常年干旱缺水，最高气温达40℃，最低气温达-30℃，年平均气温为7.2℃，地表为沙漠、低缓沙丘、草原，地面海拔一般为1230～1360m，平均海拔为1300m。
大牛地气田储层主要为太原组滨海相障壁砂坝、山西组三角洲平原分流河道砂和下石盒子组河流相河道砂。
孔隙度值分布在0.3%～22.20%之间，平均值为7.80%，渗透率分布在0.01～15.3mD之间，平均值为0.54mD，储层为低孔、低渗及特低孔、特低渗透率。
截止2012年底，气田累计生产井1090口，集气站49座，输气站4座，建成集气干线38条，长度200.5km，外输管线3条，长度近300km，建成污水处理厂3座，处理能力520m3/d。
气田历年累计产气150，通过大杭、榆济管线销往北京、郑州、济南等地。
2 气田地面配套工艺技术根据大牛地气田面积大、丰度低的特点，在2003-2004年先导开发试验基础上，借鉴成熟的地面集输工艺[1]形成了辐射枝状组合管网、单井高压集气、站内多井加热节流、8井轮换计量、站内集中注甲醇、预冷换热、低温分离、含甲醇凝液回收集中处理、污水集中回注的地面配套工艺。
2.1 单井高压集气工艺。
大牛地气田面积大，单井分散，为简化井口流程，减少井口操作员工，采用了高压集气工艺。
该工艺是从气井井口出来的高压天然气通过采气管线直接输送到集气站，在站内集中加热、节流、分离、计量、脱水后进入集气干线。
大牛地地区致密气田气井积液判断新方法
２ ０１ ３年 ２月
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性
油 气
藏
Ｖ０ ｌ ＿ ２ ５ Ｎｏ． １
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Ｆ ｅ ｂ ． ２ ０ １ ３
文章编号 ： １ ６ ７ ３ — ８ ９ ２ ６ （ ２ ０ １ ３ ） ０ １ — ０ １ ２ ２ — ０ ４
ｇ ａ ｓ ｉｅ ｆ ｌ ｄ ｏ ｆ Ｄａ ｎｉ ｕｄ ｉ ａ ｒ ｅ ａ
Ｚ ＨＡ Ｏ Ｊ ｉ ｅ ， Ｌ Ｉ Ｙｉ ｎ ｇ ｃ ｈ ｕ ａ ｎ ， Ｌ Ｉ Ｕ Ｔ ｏ ｎ ｇ ， Ｚ ＨＯ Ｕ Ｊ ｕ ｎ ｊ ｉ ｅ ， Ｚ Ｈ ＡＮ Ｇ Ｄｉ 。 ， Ｚ Ｈ Ｏ ＮＧ Ｂ ｏ ｗｅ ｎ
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Ａｂｓ ｔ ｒ ａｃ ｔ：Ｌｉ ｑ ｕｉ ｄ ｌ ｏ ａ ｄ ｉ ｎ ｇ ｉ ｓ ａ ｃ ｏ ｍｍｏ ｎ ｐ ｈ ｅ ｎｏ ｍｅ ｎ ｏ ｎ ｄ ｕ ｒ ｉ ｎ ｇ ｐ ｒ ｏ ｄ ｕ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ ｉ ｎ ｔ ｉ ｇ ｈ ｔ ｇ ａ ｓ ｆ ｉ ｅ ｌ ｄ ｏ ｆ Ｄａ ｎ ｉ ｕ ｄ ｉ ａ ｒ ｅ ａ ， ａ ｎ ｄ ｉ ｔ ｓ ｅ ｒ ｉ ｏ ｕ ｓ ｌ ｙ
液， 与 工程 实际相符合 ， 并且 还 可判 断 出 气井发 生 气液滑脱后 不会 立 即积液 ， 而是 当滑脱超 过一 定程度后
才开 始积液 。
关键 词 ： 积液判 断 ； 临界 滑脱密度 ： 气液 比： 大牛地地 区
气井排水采气工艺技术探索
气井排水采气工艺技术探索摘要：气井开采会降低地层压力，当地层压力无法举升一定量的水时，井底会聚集大量液体，形成液柱，进而可能导致气井丧失自喷能力，甚至导致气井完全停产。
为了避免这一问题，就需要应用排水采气工艺技术，及时处理井底的积液，以确保气井的正常开采。
基于此，本文阐述了排水采气的概念，并对气井排水采气工艺技术展开探究。
关键字：气井；排水采气；工艺技术前言在社会的快速发展中，对于天然气的需求量不断增加。
气井的环境对顺利开采有着极大的影响，不过，在气井的开采过程中，很容易发生积液现象，在井底高压低温的作用下，积液会发生水合物冻堵情况，阻碍天然气的正常开采。
针对这一问题，通过应用排水采气工艺技术，完成气井排水，有效处理井底积液为，从而为天然气的正常开采奠定良好基础。
1排水采气概述排水采气指的是借助相关技术手段，把气井下的天然气排出去，在这个过程中，需要将液化的天然气排掉。
排水采气技术是天然气采集中的关键，只有处理好地层中的水资源，才能够防止井下出现大量积液，进而提升天然气的采集效率。
在天然气开采中，出水问题难以避免，若不能及时排除井下的水资源，则会影响天然气的开采效率。
2气井排水采气工艺技术2.1井下节流排水采气技术井下节流排水采气技术在实际应用中主要是在井下安装节流器，实现井内节流、降压，提升流速，使得井口压力保持稳定，借助地热能量，对于水合物的生成条件加以改善，避免其生成，这样可以减少井下积液的形成量。
节流器内的流体有两种类型，即临界、亚临界流动，依据节流器出入口压力比值能够区分流体状态，由于采气前期的井外压力较小，在节流器处则会形成较大的压差，流体处于临界流动状态，优化装置气嘴的直径，能够使流体状态发生改变，为该工艺的实施奠定基础。
同时，对卡瓦式节流器进行改进，优化胶桶的伸缩率、硬度、拉伸强度、压缩率等各项性能参数，进而有效提升其使用性能。
在采气过程中，企业选择哪一种排水采气工艺，对具体采气效率有着极大的影响，在选择具体工艺时，应先确定开采的条件，依据环境合理选择工艺。
大牛地气田积液气井及水淹气井排水采气技术
大牛地气田积液气井及水淹气井排水采气技术【摘要】随着气田开发时间的延长，气井压力和产量不断下降，排水难度加大，部分气井采取排水措施无效果，积液逐渐聚集影响产量甚至水淹。
本文通过大量现场试验和总结分析，总结出适合大牛地气田低产低压气井的排水采气工艺技术、积液井和水淹停产井的复产工艺技术，期以对低压低产气井排水、因积液减产的气井以及水淹气井的复产有所指导。
【关键词】大牛地气田低压低产排水采气积液水淹1 引言大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部，为多套致密砂岩气藏叠加连片组成的复合型气田，属低渗气藏，储层横向非均质性强，大多数储层呈低产特征。
2003年开始规模开发，目前管理气井950余口，年产气能力超过25亿方。
低压低产气井占到了27%，产量占总产量的21%，因积液导致减产的气井达到35口，影响产量达到11万方/天，这些气井产能普遍较差，携液能力达不到要求，井内存在积液，严重影响生产。
针对目前存在的问题，通过泡排工艺、邻井高压气举排采工艺、油套环空激动工艺、优选管注排采技术以及复合排采技术的试验和总结，确保气井平稳生产，延长了气井生产期。
2 泡沫排水采气技术2.1 工艺原理泡沫排水采气工艺是向井内注入起泡剂，与积液混合后在气流的搅动下产生大量低密度的泡沫，降低井筒内流体密度，减少液体滑脱损失，提高气井携液能力的排采工艺。
2.2 现场应用及效果大牛地气田主要应用有7种泡排药剂，形成覆盖油压8MPa以上、产量10000m以上的适应不同矿化度地层水、不同凝析油含量以及甲醇含量的泡排剂体系；2011年和2012年针对低压低产气井又分别研发出适应于油压6-8MPa、产量介于0.5-1万方气井的UT-12和适应于油压4-6MPa、产量小于0.5万方的新型起泡剂UT-14。
2003～2012年共进行900余口井12万余井次的施工，成功率在90%以上，累计增产气量超过2亿方。
3 邻井高压气举排水采气技术3.1 工艺原理邻井高压气举工艺是利用同一集气站的高压气井作为气源，将高压气通过采气管线或注醇管线注入被气举井中，增大生产压差和生产管柱内气水比携液的工艺。
内蒙大牛地固井技术研究
内蒙大牛地固井技术研究摘要：大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部是近几年中石化能源接替区块，主要气层为二叠系下石盒子组、山西组和石炭系太原组三套储集岩，三套储集岩在纵向上互相叠置，平面上互相叠合，构成了气田复合连片的储集体。
其储层特点为低压、低渗透致密气藏，多数产层渗透率较低，具有低孔隙度、低含气饱和度、低产的特征，面对该区块的地层特点，我们在此区块展开有针对性的固井技术及水泥浆体系的研究与探索，提高固井质量，为能源开发提供保证。
关键词：大牛地固井难点技术措施鄂尔多斯盆地大牛地气田区内构造、断裂不发育，总体为东北高、西南低的平缓单斜，平均坡降6～9米/公里，倾角0.3～0.6度。
局部发育鼻状隆起，未形成较大的构造圈闭，属于上古生界石炭系—二叠系海陆交互相含煤碎屑岩含油气体系。
主要含气层为上古生界（二叠系、石炭系）和下古生界（奥陶系）。
一、固井作业的难点1、大牛地气田具有低压、低渗、个别井段漏失严重。
刘家沟组（约1900-2100米处）甲方经验最高承压当量密度为1.35g/cm3。
由于其漏失层位位置比较深，且承压能力相对薄弱，对我们的水泥浆体系（密度）和施工作业（排量控制）要求严格。
2、井斜大：钻井设计要求在2100-2300米处进行造斜，钻至A点井斜为90度左右，最大狗腿度为7-9度。
①大斜度井、水平井钻井过程中常常会形成键槽和椭圆形井眼，造成不规则井眼，大大降低了注水泥时顶替效率。
②在大斜度井段和水平段对井壁的侧压较大，从而增大了下套管的摩擦阻力，使套管下到设计深度的困难增大。
③套管紧贴井壁难以居中，同时在重力的作用下会使上下环空间隙不一样，套管偏心严重，居中度差，易造成钻井液窜槽，甚至贴边，造成水泥浆顶替效率低，由于钻井液没有胶结强度，与大部分水泥浆不相容，如果顶替效率低，残留的钻井液不但在套管环空中形成没有胶结强度的连通槽道，而且破坏与之接触的水泥浆的凝固特性，使周围的水泥石强度下降，造成水泥环失去层间的封隔能力。
气井积液规律及排水采气优化
气井积液规律及排水采气优化摘要在天然气开发开采过程中随着气井压力递减，地层水的出现导致气井开始积液，从而滞留在井筒中。
这些液体在一段时间内聚集在井底，形成液柱，对气藏造成额外的静水回压，导致气井自喷能力持续下降。
文主要对气井积液规律进行研究，并针对性提出优选管柱、泡排、气举、等常用的排水采气工艺技术，为排水采气工艺方法的选择提供相应的理论基础。
关键字：积液；滞留；液柱；排水采气一、气井中积液形成的原因通常情况下，气藏中天然气常常和一些液相物质一起产出，液相物质会影响气井的流动特性。
液相来自烃类气体的凝析或气层基质中的间隙水。
若天然气没有充足的能量把液体举升出地面，液体将在井中堆积形成积液。
积液产生一个作用在地层上附加回压，从而大大地影响气井的生产能力。
产生井筒积液现象的前提是：向上的气体流速远低于临界流速值，该值指最初被吸进气流的液体开始发生回落时的流速值。
液体在井底不断积聚，增大储层静水压头，使井筒多相流不稳定(流型发生变化)，气体在井筒的流态也开始从环雾流转变为涡流进而转变为段塞流；随着积聚的液体增加井底压力，使气体流速进一步降低，最终转变为泡流，当井底压力超过气藏压力时，气井停止生产。
二、气井中积液的判断根据流动断面气液相的流速以及气相与液相的含量，气体在井筒中存在四种流态，泡状流、段塞流、环流、雾状流。
投产初期井筒内气体流速较高，油管内流型主要为雾流，随着生产时间的延长，气产量下降产液量升高，如果产气量持续递减，逐渐出现段塞流和泡流，气体无法把液体带到地面，如果不及时采取排水采气措施或采取措施不当，气井产量会持续降低直至报废。
目前诊断气井积液的方法主要有三类：生产数据分析法、生产测试法、临界流量法：①生产数据分析法：通过对比井口油套压、产气量、产液量等数据，与正常生产数据相比较，若这些生产数据出现明显异常情况可判断积液。
具体表现在以下几个方面：产量迅速下降；油套压差增加；套压、产气量呈锯齿形周期性波动，二者呈相反变化趋势。
大牛地气田水平井携液规律及排液对策研究
大牛地气田水平井携液规律及排液对策研究
何云;杨益荣;刘争芬
【期刊名称】《天然气勘探与开发》
【年(卷),期】2013(036)003
【摘要】针对大牛地气田低渗致密气藏水平井生产中井筒积液问题,文章研究了水平井携液理论、井筒流动规律,分析了水平段、造斜段、垂直段流动状态对积液的影响,提出了水平井积液的判断和计算方法,结合大牛地气田水平井的压裂规模、完井方式以及各种排水工艺实施难易程度和投资成本等因素,优选出了目前适合于气田的水平并排水工艺为优选管柱、泡沫排水、邻井高压气举或这几种工艺的组合应用,并通过现场应用及取得的成果,为其他气田的开发提供技术支撑.
【总页数】5页(P38-41,49)
【作者】何云;杨益荣;刘争芬
【作者单位】长江大学石油工程学院;中国石化华北分公司;中国石化华北分公司;中国石化华北分公司
【正文语种】中文
【相关文献】
1.大牛地低渗气田气井携液气量低的原因分析 [J], 张文洪;郑峰;吴伟然;李克智;王志彬;刘岳龙;王锦昌
2.大牛地气田气井最小携液产量研究 [J], 郑军;闫长辉;张文洪;郑峰;徐卫峰
3.大牛地气田水平井排液方法研究 [J], 朱明富
4.大牛地气田水平井井眼轨道参数对携液能力的影响 [J], 牛似成
5.大牛地水平井临界携液气量计算模型 [J], 周舰;罗懿;李颖川;钟海全;周瑞立因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
气井井筒积液分析及排水采气工艺研究
气井井筒积液分析及排水采气工艺研究发布时间：2021-12-03T01:45:25.989Z 来源：《中国科技信息》2021年11月上31期作者：张毛进[导读] 天然气气井开发过程中，随着开发深度的不断加深，当气中会产生大量的水，如果气井气量不能够将开采中的水带出井桶，就会导致积液问题的出现，降低井口油套压，影响气井开采效率和效益。
因此文章就对气井井桶积液问题进行了详细的分析，并进一步探讨了相应的排水采气工艺技术，以期促进气井开采效率和效益的提升。
陕西延长石油（集团）有限责任公司油气勘探公司延长气田采气三厂延899采气大队张毛进陕西省延安市 717400摘要：天然气气井开发过程中，随着开发深度的不断加深，当气中会产生大量的水，如果气井气量不能够将开采中的水带出井桶，就会导致积液问题的出现，降低井口油套压，影响气井开采效率和效益。
因此文章就对气井井桶积液问题进行了详细的分析，并进一步探讨了相应的排水采气工艺技术，以期促进气井开采效率和效益的提升。
关键词：气井；井筒积液；排水采气工艺1井筒积液的机理和判断依据(1）判断依据前言中所提到的判断机理主要是从气井生产动态、气井临界流量、气井井口压力、气井井筒压力四个方面进行。
主要判断依据是：第一查看气井生产动态是否平稳，是否符合正常的递减曲线；第二监测气井瞬时流量是否出现小于临界流量的情况；第三气井井底流压与气井井筒压力是否出现压差逐步增大的趋势。
而实际生产中的具体做法如下：①将井口油套压力、气井生产气量、气井产液情况、气井氯离子含量与日常生产数据进行比对，如若气井出现产量迅速下降；油套压差增加；套压、产气量呈锯齿形周期性波动，二者呈相反变化趋势即可判断出现积液情况。
②生产或关井状态下向气井井内下入电子压力计进行压力剖面测试或采用其他仪器探测气液界面，根据压力梯度的变化或气液界面的情况判断气井是否积液。
③通过准确计算气井的临界流量，然后将实际的产量与临界流量进行对比，若实际产量大于临界流量，则气井无积液，否则气井积液。
石油工程技术 井下作业 排水采气工艺--主要技术类型
排水采气工艺--主要技术类型泡沫排水采气（简称泡排）的基本原理，是从井口向井底注入某种能够遇水起泡的表面活性剂(起泡剂)。
井底积水与起泡剂接触以后，借助天然气流的搅动，生成大量低密度含水泡沫，随气流从井底携带到地面，从而达到排出井筒积液的目的。
排水采气是解决“气井积液”的有效方法，也是水驱气田生产中常见的釆气工艺。
目前现场应用的常规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等，物理化学法即泡沫排水采气法及化学堵水等方法。
1排水采气·优选管柱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。
1.1优点：1.1.1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。
1.1.2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。
1.1.3设计成熟、工艺可靠，成功率高。
1.1.4设备配套简单，施工管理方便，易于推广。
1.2缺点：1.2.1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。
1.2.2工艺的排液能力较小，一般在120m3/d左右。
1.2.3对11/2in小油管常受井深影响。
一般在2600m左右。
优选管柱排水采气工艺是在有水气井开采的中后期，重新调整自喷管柱的大小，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气举排水采气方法。
对排液能力比较好、流速比较高，产水量比较大的天然气井，可适当的放大管径生产，达到提高井口压力，减少阻力损失，增加产气量的目的。
该工艺理论成熟，施工容易，管理方便，工作制度可调，免修期长，投资少，其存在的工艺局限性是：气井排液量不宜过大，下入油管深度受油管强度的限制，因压井后复产启动困难，起下管柱时要求能实现不压井起下作业。
泡沫排水采气工艺在大牛地气田的运用分析
潜 深度过 大 ， 则天然 气流 的 上升 流速要 求便 会提 高 。此 外 ， 在
ｌ 大牛地气 田气井对排采工艺的要求
不 同位 置 ， 井 道 中的温 度也 会不 同 ， 会 干扰 起泡 剂与积 水 的融 工 作人 员需制 作长 度达 的井筒 ， 直抵 产水 层 ， 顺 大 牛地 气 田属特 低渗致 密砂岩 气藏 ， 在十 几年 的开采过程 合效果 。因此 ， 着井筒 投放起 泡剂 ， 如此 ， 可 保护起 泡剂反应 效果稳 定 ， 弥补 高 中， 相继建造 了 ３ ７口气井、 ６ 个 气藏 ， 但就开 采工作 质量、 效率 而 言， 气井 却使得 大牛地 气 田面 临着相 当严峻的 工作考验 。一方 产 井气流能量 不足问题 。 ． ２ 在 中产井上的应用 面， 天然 气遇水会 产生凝析油 ， 传统工艺不能将多余液体 消耗 ， 致 ３
大 牛地 气 田位 于陕 蒙交 界地 区 、 属 于鄂 尔多 斯盆 地 ， 是 中
国石 油化工股 份有 限公 司华 北分 公司开发地 区之 一 ， 是 我 国天 喷 。因此 ， 为消 除这 些工 艺障 碍影 响 ， 需在 不 同位 置气井 开 采 然 气能源 最重要 的生产 基地 。开 发初期 的大牛地 气 田 ， 存在 部 工作 中 ， 使用相应 的处理措 施 ， 方 可有效完成开 采任务 。 分 气井 ， 这些 气井产 生的水 会严重 影响天 然气正 常生产 。为完 ３ ． １在高产井上的应用 善 气 田开 发 ， 提 高能 源生产 效率 ， 大牛 地 气 田引入 了泡沫 排水 对于高产气井而言 ， 井底流动介质相对较多， 垂直管道下
以改善或恢复 气井生产能力的 助采措施 。 保证排水采 气能够抓准时机 ， 需完善相 关措施 ， 对 比实验数据和 度 ， ． ３在低产井上的应用 资料 ， 联系现场开采现状 。上述工 艺要 求缺一不可 ， 它直接影 响 ３
鄂尔多斯大牛地气田水淹水平井复产技术
５结论
泡 泡排
０ 液 连续 ，井筒自流体ｉ段塞流 压缩天 气气 ① 备连通水平 井， 举丰气攀 ０目一井 有邻 井， 邻 井采气管蛆作 注气管残
０＿ 油套连通 平 井，
成
低
０目 一 集气 有 高压气 井 （ 套
十 １ Ｏ Ｍ Ｐ ａ） ， 成 率低
最 终 复产 手段 为液氮 气举 法 。
［ ２ 】 吴燕 茹， 刘均令 ． 积 液 停 产 气 井 复 产 工 艺优 化 研 究 与 应
用． 辽 宁化 工， ２ ０ １ ２
估Ｕ 】 ． 消防科 学 与技 术， ２ ０ １ １ ， ３ ５ （ ５ ） ： ３ ８ １ — ３ ８ ３ 【 ６ 】 郑伟， 宋立 巍 ， 刘博． 某 大型 体 育 场馆 消 防安 全 性 能化 评 估
【 Ｉ １ ． 消 防科 学与技 术 ， ２ ０ ０ ９ （ ２ ８ ） ３ 【 ７ 】 张 国维 ， 朱国庆， 吴维华， 等． 基 于性 能化 防 火设 计 的 建 筑 “ 准安 全 区”判 定 方法 Ｕ 】 ． 中国安全科 学学报 ， ２ （ １ １ １ ， ２ １ （ ４ ） ： ６ （ ） 一 ６ ５
运 用 人 员疏 散 数 值 模 拟软 件 Ｐ ａ ｔ ｈ ｉ ｆ ｎ ｄ ｅ ｒ ￣ ｒ ｊ ＂ 体 育 馆 内的 人 员疏 散 情
况进行模拟研究 ，通过人员疏散模拟确定了人 员必需安全疏散
机抽排水采气工艺在高产液气井上的应用及生产制度优化分析
机抽排水采气工艺在高产液气井上的应用及生产制度优化分析摘要：大牛地气田北部地区高产液气井井数较多，此类气井配产远低于临界携液流量，通过常规的泡沫排水工艺无法实现连续生产，气井频繁水淹。
X1井为典型的高产液气井，投产后即无法连续生产，通过引进机抽排水采气工艺，通过油管排液、套管采气的生产方式，并通过优化生产制度，实现了气井压力上涨后周期性稳定生产的目的，也为今后高产液气井的治理提供新的思路。
关键词：高产液井水淹机抽排水制度优化1 前言1.1 研究背景大牛地气田北部区块为高含水区域，单井日产气0.65×104m3，产水4.4 m3，平均水气比高达6.7，整体生产特征表现为低产能、高产液，气井携液能力差，大部分气井需要泡排辅助排液保证正常生产，但对于部分更高产液气井而言，现有的泡沫排水工艺、速度管工艺以及气举复产工艺等现有手段无法满足其持续生产，水淹频繁，稳产期短，为保证气井产能得到释放，此类高产液、易频繁水淹气井后续生产需引入新的工艺来满足其排水稳产的目的。
1.2 研究内容（1）机抽排采工艺介绍以及现场开展的适用条件；（2）现场工艺选井依据、条件；（3）工艺应用情况及生产制度优化研究。
1.3 取得的主要成果2017年12月选择X1井安装井口机抽设备，2018年1月开始试运行机抽排水效果，通过采用“井底气液高效分离+油管采液+套管采气+井口防喷”的抽油机排液采气技术，可有效解决井筒积液气井不能正常产气的问题，该井在试抽初期，抽油机每运行30小时左右，油管排液30方左右，可套管采气0.5×104m3左右，通过后期的生产制度的不断摸索和优化，同时从经济效益评价，目前该井正常运行阶段，机抽26小时可产气0.42×104m3左右，生产较为平稳，作为大牛地第一口运用机抽排水工艺气井，在现场引用和制度优化方面，可为今后其他机抽排水试验井提供参考和借鉴，具有一定的指导意义。
2 机抽排采工艺介绍以及现场开展的适用条件2.1 工艺原理相对于其他排水采气工艺，机抽工艺能够通过机抽泵，持续将井底液体带出井筒。
连续泡沫排水采气在大牛地气田东区气井生产中的应用
连续泡沫排水采气在大牛地气田东区气井 生产中的应用
高飞 宋岩伟 中国石油化工股份有限公司华北分公司第一采气厂
生产。 为解决气井 携液 难题 ， 大牛地 气田东 次数减 少等五个方面进行了评价。 队 区１ 口气井连 续泡沫 排水采气的 试验 ， 果明 ｌ 效 ４ 现场 应用 显， 解决了气井携液的困难。 大牛地 气 田东区需 要助排 的 井 占生 产井 ２ 药剂选型 数的 ７ ％ ０ 年东 区进行连续 泡沫排水采气试 ６ 。８ 大牛地 气田东区上 古生 界太 石炭 系太 ２ 气 验井１口井， １ 均达 到了提高气井携液率的目的。 层水 质分析 如表２ 所示 。 ｌ 根据 目前水分 析结 下面 以一 ＩＤ ５ ｑ ３ 井为例来具体说明连续泡 排在 果， 表中可以看出火牛地气田东 区产 ｝ 水矿 东区的应爿 情况。 从 ｆ ＝ ｛ １ 化度较高， 地 层水总矿化度７ １ ４ ／ 太２ Ｘ ０ ｍｇ ［ 左 右， Ｈ Ｐ 值低于７ 呈弱酸性 ， 水型 为氯化钙型。 通 过 罗氏泡高试 验 和水 质分析情 况优 选 出高抗 矿化 度、 抗油 且携 液 能力强 的Ｕ Ｔ 低 １Ｂ Ｈ － １ 两 种液剂 ， 于部 分含凝析 油 １ ￣ ＵＴ １Ｄ ＿ 对 气井 也试 验了Ｕ － ｌ 。 Ｔ ｌＣ ＿ 大牛地 气田位 于陕 西省 榆 林市 和内蒙 自 ３评 价方法 治 区伊金霍 洛旗 、 乌审旗 交界地 区。 由于 气井 泡沫排 水采 气的效 果评 价主要 从完成 产 产气 量低 自身携 液能 力弱， 成井 筒积液 ， 造 油 气量情况 ， 产水量 的增加情 况， 套压差的减 油 套压差增大， 大可达８ ａ 影响了气井正常 小情 况 ， 最 ＭＰ ， 套压降速 率的减小情 况 ， 产和放 空 提
５ 经济 性分析 以一 口井 采用 续泡 排制 度一年 使用药 剂 ９ ０ 计算 ， ０Ｌ 药剂每吨 ３ 万元 ， 成本为２７ ． 万元 未试验 连续泡沫排 水采气， 气井生产仅考 虑 因降压带 液引起的 天然气损 耗 ， 单井 损失
气井排水采气工艺技术分析
气井排水采气工艺技术分析摘要：我国不断提高国家经济发展水平，在国内各个行业中广泛利用天然气等天然能源，不断增加了我国天然气的需求量，在开采天然气的过程中通常要利用水平井，因为不断延长气井时间，气井内部水量因此增加，因此在天然气开采工作中，需要注重分析气井排水采气工艺技术，保障我国天然气开采质量。
关键词：天然气；气井；排水采气；工艺技术社会经济发展过程中不断增加了能源需求量，因此我国不断提高气田开采力度，在气田开采工作中，在气田内部不断存入大量的积液，影响到气田后期开采工作，因为工作人员工作操作不合理，再加上积液会危害气井，如果无法及时排除积水积液，气田开采工作因此受到影响。
因此开采单位需要研究气井排水采气工艺技术，提高天然气的开采效率。
一、概述气井积水积液的原因（一）气田经过长期开采之后，会逐渐降低气田下面气层的压力，随之降低气田气流流动的速度，在气田中不断滞留积液积水，降低了气体速度之后，因为气体缺乏携带能力，最终在气田中滞留积水积液。
（二）因为井底和井壁积水而产生气田积水积液，因为积水的存在不断增加了水压，影响到实际工作程序，气体底部不断增加积水积液，最终会降低天然气的开采质量，同时会降低实际工作效率。
如果开采单位无法及时处理气田内部的积水积液，因此形成液柱，气体的自喷能力因此受到影响，如果削弱了自喷能力，将会压迫水柱，最终只能将气田停产关闭。
为了可持续的开采气田，开采单位要及时处理气田积水积液问题，在开采天然气的过程中，需要合理利用气井排水采气工艺技术，及时排除气田中的积水积液，进一步提高天然气的开采效率，保障整体开采量。
二、分析气井排水采气工艺技术（一）管柱优选工艺技术近些年我国开采单位不断增加油管直径，也随之提升了天然气开采量，因此油管直径关系到气田产量。
经过长时间的开采，气田进入到中后阶段，将会不断降低气压，如果气田油管直径比较大，将会降低气田的喷发力，甚至会出现气流滑脱问题，引发严重的气田积水积液问题，因此开采单位需要合理减小油管直径，利用小直径油管提高气体流动速度，同时可以进一步提高液体喷射能力，解决气田积水积液问题。
产水气井积液规律及气举排水采气工艺方案
2.2 气井积液高度和排水周期适用于任何气水井数。不计随算时方间法和如压下力所的变示化：而改变、地层均质、物
利用生成油管的压力变化计算井底积液浓度
的体积，井底积液的浓度可以通过气井生产过程∆ 中油套的压力差进一步确定，在平稳且静止的井∆
= 1性不和0−相存重6同在力不温的可度影∙ 压、响+缩压。9的力在.2一、这1 ×口能种∙ 1井量情02的的况9 条交下2 件换，5下，流+，并动12 各忽基∆种 略 本∆ 流毛服2 相管从间力达
泡沫排水采气技术是一种广泛应用的方法， 主要通过添加泡排剂改变流体的密度、粘度等参 数。在气井内加入活性物质和聚合物来形成含 水泡沫，进一步减少能量和摩擦力，降低滑脱损 失，并通过分散液体将井底积液排出。但在凝析 气井中，泡排剂的排水效果并不明显。通过向油 套环空注入氮气，压缩油套环空内的液体将全部
2024年第3期
勘探开发
产水气井积液规律及气举排水采气工艺方案
张阳
中石化华北油气分公司石油工程技术研究院 河南 郑州 450006 摘要：排水采气是解决气井井底积液问题、恢复气井产能的有效手段，通过对井底积液的分析，研究井 底积液规律计算出积液的高度和积液周期，提出了气举排水采气工艺方案，提高排水效果及气井产量。 关键词：井底积液 排水采气 水淹 积液规律
呈打开状态，且气体通过该阀进入油管管道内，
期间从顶阀开始直至工作阀出现在液面上方的过
程中，需要从上往下逐次打开各个卸载阀，
在连续气举装置中，井底流动压力作为连续
气举设计的依据，它用于气举阀的安置深度的间
距的计算。井底流动压力可用下式表示：
pwf=pft+GfbL+Gfb（D-L）
（1）
式中，pwf为井底流压，MPa；ptf为井口流压，
大牛地水平井速度管排液技术应用及改进
大牛地水平井速度管排液技术应用及改进周舰;张凌筱【摘要】大牛地气田水平井具有低压、低产、携液能力差的特点,需更换小直径油管来提高气流速度,预防井筒积液.更换常规小油管需压井作业,返排周期长且漏失量大,容易污染地层.根据气井携液理论和管流压降模型,优选出φ38.1mm速度管作为生产管柱进行排水采气.现场应用表明,速度管排水采气效果明显,解决了低压低产水平井排液难题.针对速度管施工过程中打掉堵塞器压力过高或堵塞器打不掉现象,降低密封圈压缩率至5.57％,实现密封圈与密封圈槽合理匹配,同时在速度管与堵塞器间设置承压能力低的剪切件,安装在密封圈下方,既保证堵塞器密封效果,又解决了堵塞器不易从速度管上脱离的问题,提高了施工作业和工艺一次成功率,满足现场生产要求.【期刊名称】《油气藏评价与开发》【年(卷),期】2015(005)006【总页数】5页(P41-45)【关键词】大牛地气田;水平井;速度管;排水采气;堵塞器【作者】周舰;张凌筱【作者单位】中国石化华北分公司工程技术研究院,河南郑州450006;中国石化中原油田分公司勘探开发研究院,河南郑州450046【正文语种】中文【中图分类】TE377大牛地气田累计探明储量4 545.63×108m3，已经动用2 316.44×108m3，未动用2 229.19×108m3，储量动用率仅为50.96%，未动用储量由于品质差，直井难以取得经济有效开发。
通过前期探索，水平井已实现大牛地低品质气藏经济有效开发[1]。
目前大牛地气田共有水平井269口，形成了日产天然气669.8× 104m3，建成了国内第一个十亿方产能建设水平井气田。
低品质气藏水平井普遍具有低压、低产、携液能力差的特点，导致气井携液效果不好，引起井底积液，严重时甚至导致水淹停产，给整个气田老区稳产和新区上产带来了极大的挑战。
为了解决这一难题，确保低压低产气井正常生产，就需要提高生产管柱的气流速度，增强气井的携液能力，为此，需要更换小直径的油管来提高气流速度。
水气比指标考核在大牛地气田预防气井水淹中的应用
水气比指标考核在大牛地气田预防气井水淹中的应用发布时间：2021-04-26T03:40:10.268Z 来源：《中国科技人才》2021年第6期作者：陈荣耀[导读] 大牛地气田属于低压低孔低渗气田，在大牛地气田进入开发的中后期，油田的产量、压力将会持续递减，因此，在大牛地气田普遍存在产量、压力无法满足气井携液需求的问题，导致大牛地气田的气井出现积液减产，气井积液严重，水淹停产的频次增多。
中石化华北油气分公司采气一厂陕西省榆林市 719000摘要：大牛地气田属于低压低孔低渗气田，含水饱和度不同生产层位差别大，非均值性强。
通过比较临界携液流量及气井实际产量，可以看出大部分气井积液严重。
通过确定各生产层位的“水气比”，建立相应预防机制，可以有效指导气井及时排液，提前预防气井“水淹”停喷。
关键词：水气比；水淹减产；大牛地气田；预防机制前言大牛地气田属于低压低孔低渗气田，在大牛地气田进入开发的中后期，油田的产量、压力将会持续递减，因此，在大牛地气田普遍存在产量、压力无法满足气井携液需求的问题，导致大牛地气田的气井出现积液减产，气井积液严重，水淹停产的频次增多。
本文通过确定大牛地气田各生产层位的“水气比”，建立相应预防机制，减少气井积液严重问题，达到有效指导气井及时排液的目的，提前预防气井“水淹”停喷。
1 大牛地气田“水淹井”发生原因分析气井产出水的特征可将气井产水分为三大类: 一类是边底水; 二类是孔隙水和毛管水; 三类是凝析水。
边底水特征为产水量大，矿化度高（＞20g/L），水气比受压差影响明显；喉道内孔隙水特征为矿化度高（＞20g/L），水气比稳定，区域产水差异大；凝析水特征为矿化度低，水气比稳定[1]。
大牛地气田主力产层山西组、石盒子组无边底水，主要产液为孔隙水和凝析水，水气比稳定。
影响气井孔隙水产出量影响因素众多，主要为地层孔隙渗透率，饱和度，孔隙内含水饱和度，地层表皮系数，气井井底压力等[2]。
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大牛地气田积液气井及水淹气井排水采气技术
【摘要】随着气田开发时间的延长，气井压力和产量不断下降，排水难度加大，部分气井采取排水措施无效果，积液逐渐聚集影响产量甚至水淹。
本文通过大量现场试验和总结分析，总结出适合大牛地气田低产低压气井的排水采气工艺技术、积液井和水淹停产井的复产工艺技术，期以对低压低产气井排水、因积液减产的气井以及水淹气井的复产有所指导。
【关键词】大牛地气田低压低产排水采气积液水淹
1 引言
大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部，为多套致密砂岩气藏叠加连片组成的复合型气田，属低渗气藏，储层横向非均质性强，大多数储层呈低产特征。
2003年开始规模开发，目前管理气井950余口，年产气能力超过25亿方。
低压低产气井占到了27%，产量占总产量的21%，因积液导致减产的气井达到35口，影响产量达到11万方/天，这些气井产能普遍较差，携液能力达不到要求，井内存在积液，严重影响生产。
针对目前存在的问题，通过泡排工艺、邻井高压气举排采工艺、油套环空激动工艺、优选管注排采技术以及复合排采技术的试验和总结，确保气井平稳生产，延长了气井生产期。
2 泡沫排水采气技术
2.1 工艺原理
泡沫排水采气工艺是向井内注入起泡剂，与积液混合后在气流的搅动下产生大量低密度的泡沫，降低井筒内流体密度，减少液体滑脱损失，提高气井携液能力的排采工艺。
2.2 现场应用及效果
大牛地气田主要应用有7种泡排药剂，形成覆盖油压8mpa以上、产量10000m以上的适应不同矿化度地层水、不同凝析油含量以及甲醇含量的泡排剂体系；2011年和2012年针对低压低产气井又分别研发出适应于油压6-8mpa、产量介于0.5-1万方气井的ut-12和适应于油压4-6mpa、产量小于0.5万方的新型起泡剂ut-14。
2003～2012年共进行900余口井12万余井次的施工，成功率在90%以上，累计增产气量超过2亿方。
3 邻井高压气举排水采气技术3.1 工艺原理
邻井高压气举工艺是利用同一集气站的高压气井作为气源，将高压气通过采气管线或注醇管线注入被气举井中，增大生产压差和生
产管柱内气水比携液的工艺。
3.2 现场应用及效果
大牛地气田邻井高压气举排采工艺主要有两种：间歇气举和连续气举。
间歇气举是通过采气管线将高压气导入被气举井中，连续气举则是将高压气由注醇管线导入被气举井中，不占用采气管线，能实现变气举边生产。
现场共进行11口井28井次的气举试验，成功率近80%，可以作为积液严重井和水淹井的有效复产方法。
dps-7井2012年8月进行更换小油管和安装气举阀作业完毕开井正常生产9天即水淹，液面在1960m处。
气举阀最高打开压力约7.7mpa，利用同站套压9.7mpa的1-170井作为气源井能正常打开气举阀，对dps-7进行6天连续气举，气举期间日均产液超过15m3。
恢复正常生产，日产气达到1.0×104m3/d（如图1所示）。
4 油套环空激动排水采气工艺
4.1 工艺原理
油套换环空激动排采工艺是采用降低套管压力，使油管内和近井地带的死水进入油套环空，通过油管生产或放空，使井筒内气液比
增大，压降减小，实现气井带液或复产的工艺。
4.2 现场应用及效果
现场共进行2口井4井次的气举试验，均获得成功，d47井油压5.5mpa，套压6.9mpa，日产气0.2×104m3/d。
积液导致产量急剧下降，接近水淹，气水分界面在2000m处。
2012年采用环空激动工艺复产，累计产水量达到17m3，日产量上升到1.2×104m3/d，达到投产初期水平，累计产气达到33×104m3/d。
5 优选管柱排水采气工艺
5.1 工艺原理
油管管柱排水采气工艺是通过对气井压力、产量和产水情况的分析，通过计算对生产管柱尺寸进行优化选择的工艺。
5.2 现场应用及效果
根据优选管柱连续排液的理论（杨川东法）进行计算，得出大牛地气田现有情况下使用三种油管尺寸下的临界携液流量，表1。
表1？不同压力下三种尺寸油管的临界携液流量
大牛地气田气井平均产量在0.8×104m3/ d左右，从表1可以看出，如果考虑到气井携液问题，从优化气井生产管柱的角度来分析，大牛地气田气井应较多采用ф60.3mm的油管进行生产。
如dps-2井更换生产管柱后产量由1.0×104m3/d上升至1.5×104m3/d，产水由0.95m3/d上升至1.13m3/d，累计增产量达到60万方。
大牛地气田共200余口气井采用生产管柱优化工艺，总体上更换油管后携液能力更强，气井生产较稳定。
6 复合排水采气工艺
各种排水采气的方法各有自身的优点与局限性，通过针对几种排水方法相互组合，优势互补，达到更好的排水效果。
复合排水采气工艺主要有邻井高压连续气举与泡沫排水工艺结合、泡沫排水结合降压带液等。
6.1 现场应用及效果
dph-18井试气无阻0.1621×104m3/ d，油压5.1 mpa，套压10.2mpa，日产气0.6×104m3/d，日产液6.8m3。
气井基本无产能，投产后10天水淹，采取泡排配合降压带液措施复产2次，均只能
生产2-3天，图2。
dph-18水淹后采取各种措施未有效，遂将dp43-5h作为气源井，通过注醇管线向套管注气对dph-18井进行邻井高压连续气举。
井口投ut-6b泡排棒17根关井4小时后由dp43-5h连续气举6小时，产液11m3，产气7000m3，复产成功。
7 认识及建议
通过对大牛地气田气井生产情况的分析和对适合大牛地气田特
点的排水采气工艺技术进行现场试验和总结，形成了适合大牛地气田低压低产气井、积液减产井和水淹井的排水采气技术。
取得了以下认识：
（1）泡沫排水采气工艺具有设备简单、施工方便、投资小见效快等特点，适用于产水量较小，井底积液少，具有自喷能力的气井，是大牛地气田最主要的排水采气工艺。
（2）邻井高压气举工艺具有投资小、施工安全简单、技术要求低、与泡沫排水工艺结合效果好等特点，适合于积液严重和水淹的气井复产。
（3）油套环空激动排采工艺适用于井筒内液柱高度高（>1000m）、套压低（<7mpa）、无法气举、因积液导致生产困难或水淹的气井。
（4）优选管柱排水采气工艺能有效的保证气井长期的连续稳定生产，对于老井生产管柱更换和低产能气井生产管柱选择具有较好的效果。
（5）建议进一步开展低压低产气井排水采气工艺的试验与总结，是压力近管网气井、严重积液气井和水淹井的排水采气工艺研究与试验，将不同排采工艺与复合排采工艺的适用条件进行细化。