某井气举排水采气工艺设计

重庆科技学院
毕业设计（论文）题目某井气举排水采气工艺设计
院（系）石油与天然气工程学院
专业班级油气开采10-01
学生姓名张克厅学号2010630616 指导教师徐春碧职称副教授评阅教师职称
2013年 6 月 8 日
学生毕业设计（论文）原创性声明
本人以信誉声明：所呈交的毕业设计是在指导导师的指导下进行的设计工作及取得的成果，设计中引用他（她）人的文献、数据、图件、资料均已明确标注出，论文中的结论和结果为本人独立完成，不包含他人成果及为获得重庆科技学院或其它教育机构的学位或证书而使用其材料。

与我一同工作的同志对本设计（研究）所做的任何贡献均已在论文中作了明确的说明并表示了谢意。

毕业设计（论文）作者（签字）：张克厅
年月日
摘要
气举是通过气举阀，从地面将高压气体注入停泵的井中，利用气体的能量举升井筒中液体，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：井的产率、井底压力、产液指数、举升高度及注气压力等。

对那些井底压力和产能高的井，通常采用连续气举生产；对那些产能及井底压力低的井，则采用间歇气举或活塞气举。

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，利用气体的能量逐级举升井筒中的液体，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。

目前现场普遍采用连续气举的方式。

2010年在建南构造建３４井开展连续气举排水采气工艺试验，取得了比较显著的成效。

通过对现场试验情况进行分析，总结了连续气举排水采气工艺在建南气田气藏水侵治理中取得的成功经验。

关键词：建３４井气举阀连续气举排水采气试验
ABSTRACT
Gas lift gas lift valve from the ground, the high-pressure gas injection wells stop the pump, use of gas energy to lift the liquid in the wellbore, the well to restore production capacity. Continuous gas lift and intermittent gas lift gas lift can be divided into two ways. Factors affect gas lift options: the yield of the well bottom-hole pressure, fluid production index, lifting height and the gas injection pressure. Bottomhole pressure and high capacity wells, usually continuous gas lift production; intermittent gas lift or piston gas lift capacity and low bottomhole pressure wells.
Gas lift drainage gas recovery by gas lift valve, from the ground to high-pressure gas injection stop injection wells, the gas energy gradually lift shaft in the liquid, the well production capacity. Gas lift can be divided into continuous gas lift and intermittent gas lift in two ways. The present continuous gas lift method commonly used in field. 2010 in Jiannan structure built 34 wells to carry out continuous gas lift drainage gas recovery technology test achieved remarkable results. Through the analysis of the field test, summed up the successful experience of continuous gas lift drainage gas recovery technology made in Jiannan Gas Field gas reservoir water influx in governance.
Keywords: The construction of 34 wells; gas lift valve; straight gaslift; as well production with water withdrawal ；test.
1 绪论
1.1气举排水采气工艺的目的及意义
排水采气工艺技术是挖掘有水气藏气井生产潜力，提高气藏采收率的重要措施之一。

在气举排水采气工艺技术方面,主要是在气举优化设计软件和气举井下工具等方面发展最快。

气举是通过气举阀，从地面将高压天然气注入停泵的井中，利用气体的能量举升井筒中的液体，使井恢复生产能力。

向产水气井的井筒内注入高压天然气，降低管柱内液柱的密度，补充底层能量，提高举升能力，排出井底积液，恢复气井的生产能力。

排水采气工艺技术是挖掘有水气藏气井生产潜力，提高气藏采收率的重要措施之一。

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3×108m3以上，取得了较好的经济效益。

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。

1.2国内外研究现状
自五十年代美国首次将抽油机用于中小水量气井排水以来，到目前国外已发展了优选管柱、机抽、泡排、气举、柱塞举升、电潜泵、射流泵、气体射流泵和螺杆泵等多套成熟的单井排水采气工艺技术。

近年来，在这些应用已较为成熟的工艺技术方面的发展主要是新装备的配套研制。

国外还研究应用一些新的排水采气技术，如同心毛细管技术、天然气连续循环技术、井下气液分离同井回注技术、井下排水采气工艺、带压缩机的排水采气技术。

近年来，国外有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等，在气举排水采气方面，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与软件之中，使得模型精确。

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。

我国排水采气工艺以四川、西南油气田分公司为代表完善配套了泡排、气举、机抽、优选管柱、电潜泵、射流泵等六套排水采气工艺技术，并在此基础上研究应用了气举/泡排、机抽/喷射复合排水采气工艺。

我国的气藏大多属于封闭性的弹性水驱气藏，在开发中都不同程度地产地层水。

由于地层水的干扰，使气田在采出程度还不高的情况下就提前进入递减阶段，甚至造成气井水淹停产，影响气田最终采收率，因此如何提高有水气藏的采收率，是国内外长期以来所致力研究和解决的重要课题之一。

我国通过十几年的实践和发展，以四川气田为代表，已形成了一定生产能力、比较成熟的下列工艺技术。

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3×108m3以上，取得了较好的经济效益。

该工艺适用于水淹井复产、大产水量气井助喷及气藏强排水。

最大排量3
400m/d，最大举升高度为3500m；适用于含中、低硫气井；设计简单、管理方便、经济投入低。

1.3本课题的任务
(1)查阅国内外文献，调研目前国内气举排水采气的方法及应用现状，翻译英语资料。

(2)全面了解国内外气举排水采气工艺应用现状及工艺设计计算方法，综述评价合理；
(3)气举排水采气工艺设计计算合理，结果符合实际；
1.4本课题的重点内容
(1)查阅国内外文献，调研目前国内外气举排水采气工艺应用现状（含工艺技术特征、应用现状和前景）
(2)产水产气量预测；
(3)井筒压降计算；
(4)气举工艺设计；
(5)实例分析。

1.5 实现途径
(1)建立气井的有关资料和数据；
(2)预测井的最大举液量和产气量；
(3)计算卸载阀的分布，及各阀的下入深度几间距；
(4)选择阀孔径尺寸；
(5)计算阀的地面调试压力；
(6)选择气举装置类型；
(7)做出设计结果；
(8)做出工程费用概算。

1.6计划进度
（1）第1至2周：英文文献翻译；
（2）第3至4周：查阅资料、完成开题报告；
（3）第5至5周：文献综述；
（4）第6至7周：重点资料研读、分析；
（5）第8至12周：做出设计框架；
（6）第13周至14周：撰写并提交初稿；
（7）第15周至15周：论文审查；
（8）第16至17周：论文答辩。

2井筒压降设计计算
2.1 模型的建立
取图1 所示倾角为 θ的大位移井的小段井筒x ∆ , 假设井长为L , 截面半径为r , 沿单位井筒有确
图1 井筒微元段流动分析
定的生产指数J s, 并假设井筒内为不可压缩单相稳定流, 不考虑过渡区; 流体在流过井筒时没有机械功; 根据上述假设, 可以对所取微元段应用质量守衡和动量守衡方程, 在如图1 所示的井筒微元段中, 控制体受到表面力和质量力的作用, 表面力为: 微元段上游端压力()w p x , 下游端压力()w p x x +∆ , 井壁摩擦应力为τ, 微元段上游端截面流量为()w q x , 下游端截面流量为()w q x x +∆,从油藏中流入井筒的单位长度产量为()q x , 则从油藏中流入微元段的( 微元段长度
x ∆可充分小) 流量可表示为()q x x ∆。

2.1.1 质量守衡
质量平衡方程可表示为
()0cs cv
v n dA d t ρρν∂•+=∂⎰⎰⎰⎰⎰ (1) 对于如图1 所示的微元段, 式( 1) 可写成
()()()()0w w
q q q t x x x x x A ρρρρ∂∂+∆--∆+= (2) 对射孔完井的井筒()()p q x nq x = , 其中, ()p q x 为每个孔眼的流入量; n 为射孔密度。

对于稳定流有()0t A ρ∂∂=, 因此, 式( 2) 变为
()()()w w q x x q x q x x +∆=+∆ (3)
2.1.2 动量守衡
动量平衡方程可表示为
()u dA u v t CS cv
F u n d ρρ∂∂=•+∑⎰⎰⎰⎰⎰ (4) 对于如图1 所示的微元段, 考虑沿井筒轴向上的动量守衡
{()22x r x ()()()sin d A-2=A w w w w g q x q x x Ap x Ap x x A A ρθτπρ∆⎫⎡⎤⎪+∆⎡⎤-+∆-•-⎢⎥⎬⎢⎥⎣⎦⎢⎥⎪⎣⎦⎭
(5)
记[)](()w w w p p x x p x ∆=+∆-简化得
{()22()4=+sin w w W g q x q x x P x D x A A ρτρθ-⎫⎡⎤⎪+∆⎡⎤∆-+⎢⎥⎬∆∆⎢⎥⎣⎦⎢⎥⎪⎣⎦⎭
（6）
将式( 3) 代入式( 6) 得
[]2416()42()()sin w q w g p x q x q x x x D D
ρτρθπ∆-=+•+∆+∆ （7）
对于普通管流, τ可表示为 28f V ρτ= (8) 由于径向流入干扰了井筒内主流管壁边界层,从而会改变管壁摩擦, 所以引入一系数Cf 对壁面摩阻系数进行修正。

另外由于径向流入, 控制体主流上游端和下游端流速不一样, 用两截面处的速度的平均值代替V , 则式( 8) 变为
将式( 9) 代入式( 7) 得
式中, hw f —— 径向流入壁面的摩擦阻力系数, hw f f C f = 。

当0x ∆→ 时, 上式变为微分式, 则有
（11）
上式为任意倾角大位移井井筒压力梯度公式。

井筒内某段的压降( 记为w p ∆， 取为正值) , 由式( 10) 得
从上式看出: 右边第一项为有径向流入时, 壁面的摩擦力, 此时摩擦系数由普通管流的f 变为f hw;第二项为加速度压降, 即把从油藏径向流入的流体加速到主流的速度而引起的压降。

第三项为流体重力的压降。

该式反映了有径向流体流入的井筒流动特性。

当q ( x ) = 0, 0θ=︒ 时, 式( 12) 变为
上式为无径向流体流入时普通水平管内单相不可压缩液流的通用压降计算公式。

因此, 普通水平管内单相液流压降计算模型式( 13) 是所建模型式( 12)的一个特殊情况。

油藏中单相流体的流动可用以下方程表示
()()x e w q x J p p x ⎡⎤⎣⎦=- （14）
式中, Jx 为单位井筒长度的生产指数由图1 可得
()()w q d x q x dx
= （15） 将( 式14) 、式( 15) 代入式( 11) 化简得
22222524()()()sin 4w w w x hw q x q x x d q x J f x J d x J g d dx r r
ρρρθππ⎡⎤⎣⎦=++ （16） 比较式( 16) 和Dikken 模型, 可以看出Dikken 模型是本文模型式( 16) 的特殊情况。

Dikken 只考虑了水平井筒中由摩擦所引起的压力损失, 而忽略了由加速、混合及重力所产生的压力损失。

当油藏渗透率高、井筒较长、井筒倾角较大、套管内径小以及井的产量高时, 加速度、径向流入混合及重力造成的压力损失不能忽略。

2.1.3 井筒流动摩阻系数
地层流体通过井筒壁径向流入要影响井筒摩阻, 这个影响取决于井筒流体的流态, 当井筒内流体为层流时, 流体沿井筒径向流入将增加井筒的摩擦,而当井筒内流体为紊流时, 将降低井筒的摩擦。

因此, 没有考虑径向流入的管流的摩擦系数相关式不能用于有径向流入的井筒流动。

a) 井筒内为层流情形
Kinney[ 2] 从数值上解决了沿管壁有径向流入的完全发展的层流问题。

结果表明局部摩阻系数与没有径向流入的摩阻系数之间的比率仅取决于井壁雷诺数, 但这个关系式是以图的形式给出的, 没有提供方程, 不便于井筒流动模型
计算。

基于无因次流函数的简化一般差分方程和Kinney 提供的数值方法, 可以得到局部摩擦系数与没有径向流入的摩擦系数之间的比率与不同的井壁雷诺数Rew 有关。

Yuan Finkelstein[ 3] 通过扰动法预测了有径向流入的井筒摩擦系数, 因为Yuan 和Finkelstein 方程是借助于假使井壁径向流入雷诺数充分小的扰动法得到的, 所以方程只能用于小的Re (Re 2)w w ≤ 的情形。

借助于称为Polytope 法的快速、有效的非线性回归过程也可以使用实验数据得到以下的摩阻系数相关式( Gill 等[ 4] ) 。

（1） 对于流入( 生产井)
0.614216.0(10.04304Re )Re
w f =+ （17） （2） 对于流出( 注入井)
1.30560.2724(Re )16.0(10.0625)Re (Re 4.626)
w w f --=-•+ （18） b) 井筒内为紊流情形
对于井筒内为紊流的情形可以使用基于1995 Stanford 大学实验数据得到的新的相关式[ 5]
0.3978010.0153Re w f f ⎡⎤=-⎣⎦ （19）
其中f 0 为没有径向流入的摩擦系数, 对于紊流( Colebrook - w hite[ 6, 7 ] )
4.0ln 3.7D ε⎡⎤=-+⎢⎢⎣ （20） 2.2 算例分析
1. 参数假设
井筒直径D = 0. 124 m, 井筒长度L = 500m,原油密度03800kg m ρ=; 原油
粘度0 1.34u mPa s =•；通用钢管相对粗糙度0.0001D ε
=;井产量031000u m =。

倾角θ分别取0︒、10︒、30︒、60︒。

2. 算法及结果分析
假设井筒上游末端没有流体流入, 而井筒内的流体都是沿井筒壁均匀流入, 则沿井筒单位长度的流入量为= 32m , 井筒上游末端初始段为层流, 以后为紊流, 根据从层流转为紊流时雷诺数的通用临界值( Re = 2 300) 将井筒内流动分为层流段和紊流段, 层流段的摩擦系数采用式( 17) , 紊流段的摩擦系数采用
式( 19) 和( 20) , 将井筒取3 000 个均匀长度的微元段。

采用迭代法用计算机编程计算。

得到沿井筒的压力分布和沿井筒各段的压力降如图2、图3 所示。

在井筒末端压力降较小, 越靠近井筒跟端, 压降变化越大, 这主要是因为越靠近跟端, 井筒内的质量流量越大, 由摩擦引起的压降和从井壁的径向流入引起的压降越大, 当井筒倾角为0b 时, 重力引起的压降为0, 随着井筒倾角的增加, 重力引起的压降越大, 井筒压降就越大。

图2 沿井筒各段压力分布
图3沿井筒各段压力降
取大位移井井筒长度L= 1 000 m 、0θ=︒, 井产量分别取3500m , 1 000 3m d 和1 500 3m , 其它的条件与上述算例相同, 计算方法相同, 计算结果
见图4。

由计算结果看出: 当井筒较长且产量较高时相应井筒压力损失较显著,
θ=︒, 井筒长度较短这就不能忽略井筒内的压力降。

如果为大位移水平井, 即0
且产量低时, 可以把井筒看成具有无限导流, 而忽略井筒压降。

图4不同井产量的压力降
2.3 结论
1.根据大位移井筒的流动特征, 应用质量守衡、动量守衡原理建立了考虑井壁
流体流入的任意倾角的大位移井筒压降计算模型, 该模型不仅考虑了摩擦损失、加速度损失、重力损失, 还考虑了流体沿井筒径向流入的影响。

普通水平管内单相液流压降计算模型和Dikken 的压降模型是本文所建模型的特例;
2.讨论了考虑井壁径向流入的摩擦系数的计算方法;
3.用实例计算了不同倾角的大位移井沿井筒的压力分布和压力降, 井筒长度、
井的产量及井的倾角越大沿井筒的压降也越大。

3气举设计
气举是通过气举阀，从地面将高压气体注入停泵的井中，利用气体的能量举升井筒中液体，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：井的产率、井底压力、产液指数、举升高度及注气压力等。

对那些井底压力和产能高的井，通常采用连续气举生产；对那些产能及井底压力低的井，则采用间歇气举或活塞气举。

3.1气举方式的选择
(一)设计内容
1)生产参数：注气量、产量
2)气举方式：连续气举、间歇气举
3)气举装置类型：开式、半闭式、闭式
4)气举阀参数：类型、各级阀深度、尺寸及装配要求
(二)气举设计基本资料
1.地层参数
油气井IPR曲线、地层压力、地温及地温梯度，含水率、地层气液比；
2.井筒及生产条件
井深、油套管尺寸、地面出油管线长度及尺寸、分离器压力、井口压力、注气设备能力；
3.流体物性
油、气、水高压物性资料；
(三)确定气举方式
连续气举
从油套环空将高压气连续的注入井内，使油管中的液体充气以降低其密度，从而降低井底流压，排除井中液体的一种人工举升方式。

间歇气举
向油套环空内周期性的注入高压气体，其他迅速进入油管内形成气塞，将停住期间井中的积液推至地面的一种人工举升方式。

对那些井底压力和产能高的井，通常采用连续气举生产；对那些产能及井底
压力低的井，则采用间歇气举或活塞气举。

(四)确定气举装置类型
A.开式
缺点：低产井，注入气从油管鞋窜入油管，注气量失控；
管井后开井需重新排液，延迟开井，并且液体反复通过气举阀，易造成气举阀损坏。

适于液面较高的连续气举井。

图A 开式气举管柱
B.半闭式
在开式管柱的下部安装一封隔器，将油管和套管空间分隔开，避免因液面下降造成注入气从套管窜入油管，同时也避免了每次关井后重新开井时的重复排液过程。

适用于连续气举井和间歇气举井，为气举井最常用的管柱结构。

图B半闭式气举管柱
C.闭式
在半闭式管柱结构的基础上，在油管底部安装固定阀，其作用是在间歇气举时，阻止油管内的压力作用于地层。

一般应用于间歇气举井。

图C闭式气举管柱
3.2连续气举的设计
3.2.1连续气举设计资料
●井深及油、套管尺寸（油管尺寸也可优选）。

●油井生产条件（如出砂、结蜡、结垢等情况，用于选择气举管柱类型）。

●地面管线尺寸及长度。

●分离器压力；预期的井口油压；所要求的配产量。

●含水率：注入气、地层气、原油、水的相对密度。

●可提供的注气压力及气量。

●油井流入动态；地层静压及深度；生产汽油比。

3.2.2确定注气点
●流压梯度线和注气压力梯度线相交的点称为油套压平衡点。

●根据工作压差确定理论注气点深度。

工作压差是注气点处油管和套管内压力之差△P。

图3.2.3
3.2.3连续气举系统分析
分析对整个系统的影响优化单井或井组参数
●油井产量
●注气量
●注气压力
●油管尺寸
●出油管线尺寸
●分离器压力等
3.2.4确定气举阀相关参数
1.气举阀的工作原理
非平衡式套压控制阀类似于一个压力调节器。

它具有充氮腔室和波纹管。

波纹管起着活塞的作用如图3.2.4，其行程均匀的分布在每一褶皱的曲面上。

这样的结构能得到足够的阀杆行程，已完成阀的打开和关闭。

阀座孔径尺寸不同，使阀座孔眼全开所需的阀杆行程也不同。

阀座孔径越大，所需的阀杆行程就越长。

图3.2.4气举阀工作原理示意图
1) 阀的打开压力公式
@(1)1v tf fm n n n s p L p G L L L G ----=+
@@11V b V V b b
A t A bt v A A A A p L p p L =--- （3-1） @v p L ------阀深度处的套管注气压力；
@t p L -------阀深度处的油管压力；
bt p ------------------井温条件下，波纹管及腔室的充氮压力；
V A ---------阀座孔眼面积；
b A ----------波纹管有效面积。

2) 阀的地面调试压力公式
@(1@)V
V b b
A A
v bt t A A p p L p L =-+ （3-2） 3) 顶阀的深度公式
1ko tf
p p L G δ
-= (3-3)
1L ------顶阀深度，m ；
ko p ------地面注气启动压力，Mpa ；
tf p ------井口流动压力，Mpa ；
G δ-------静液梯度。

4) 其余阀的深度
管压力：
@()()t tf fa S p L p G DVA G DBV =++
（3-4） 阀间距：
@()
v tf fa a
p L p G DVA DBV G --=
（3-5） 阀的深度：
DOV DVA DBV =+ (3-6)
DOV--------阀的深度；
DBV------阀之间的距离；
DVA--------上一只阀的深度。

对顶阀：
1ko tr
s
p p L G -=
（3-7）
对顶阀以下的其余阀
@(1)
1v tf fm n n n s
p L p G L L L G ----=+
（3-8）
3.3气举现场施工禁忌
1)禁止用空气作为增压气源。

用于举升的注入气必须是产层高压天然气或地面
增压天然气。

2)保持井底和井下工具清洁。

凡是曾进行过增产措施及泡沫排液等作业气井，
在施工前都必须洗井，保持井底清洁，以防止气举阀因堵塞失灵。

3)下井的油管必须保持完好、清洁和畅通。

油管连接丝扣严密无泄漏，管壁无
腐蚀斑痕，防止带有孔眼的油管入井，以免造成多点注气，致使举升失败
4实例分析
建３４井生产层位为石炭系黄龙组，井深为3812.6ｍ，气层位置为：3770～3784ｍ，为建南气田主力气井之一。

气藏有边水，气水界面海拔-3194.4ｍ，气藏顶部海拔-3065.82ｍ，2009年计算压降可 采储量3.14×8310m 。

该井1987年6月正式投产，产量在5～6×4310m d ，不产水，油压为19.7ＭＰａ，套压为21ＭＰａ，历史 最高日产量曾达7.25×4310m 。

1994年2月开始产水，初期产水量431.20310m ⨯30.03m ，气产量开始递减，至1995 年9月，累计采气831.07610m ⨯。

，累计产水11.073m ， 气产量降至0.637ｘ10 4310m d ，油压下降到5.69ＭＰａ， 套压下降到6.43ＭＰａ。

1995年9月21日开始进行不定期投棒泡排作业，产量上升到 1.091×4310m d ，产水量升到0.1553m d ，油套压都有上升。

然而，因井下油管穿孔，泡排失效，不得不停止泡排作业。

2000年3月换油管作业后继续不定期投棒助排，产气量0.314～1.02ｘ4310m d ，产水量1.53m d ，至2001年9月开始采用 加注泡排剂进行泡排采气。

生产至2005年5月11日，由于用户用气量减小而关井。

2005年9月4日开井生产，以430.210m d ⨯的气产量进行生产，但油、套均迅速下降，生产至9月13日，套压降至8.1ＭＰａ，油压降至1.4ＭＰａ，与输压持平，无法采气。

2005年12月该井采用柱塞举升采气工艺，效果不是很理想，截至2006年5月该井累计采气831.2710m d ⨯，剩余可采储量831.8710m ⨯ ，同年5月关井至2010年7月。

4.1排水采气工艺优选
排水采气工艺技术是有水气田采气工艺的主要 方法，已成为国内外气田开采后期的一项主要采气 工艺措施。

目前国内外比较常用的排水采气工艺主 要有优选管柱排水采气、泡沫排水采气、柱塞气举排 水采气、气举排水采气、机抽油排水采气、电潜泵排 水采气和射流泵排水采气工艺，这些工艺的选择主 要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。

4.1.1井深和地层压力分析
建３４井生产层位井深3812.6ｍ，属于深井，不宜采用机抽及电潜泵等排水采气工艺。

该井石炭系黄龙组目前地层压力21ＭＰａ左右，井筒内积液较多，若完全排出井筒积液，井口压力恢复较快。

4.1.2自喷能力分析
建３４井2006年5月水淹停产后，井口油套压一直保持为零，井筒内液面高度17966ｍ，地层压力低，气井已完全失去自喷能力，依靠自身能量的泡沫排水采气、小油管排水采气和柱塞排水采气不适应该井
4.1.3历史产水量分析
10m左从水淹前的生产情况来看，建３４井产水量较小，平均日产水量在3右，造成水淹的原因是：随着该井地层能量的逐步降低，气井自喷带水效率降
低，造成井筒积液逐步上。

第一作者简介：沈金才，工学学士，助理工程师，2008年毕业于西安石油大学石油工程专业，现从事采气工程工作。

因此对于这种小产水量气井，不宜采用电潜泵、水力射流泵等这几项排水采气工艺措施。

4.1.4经济评价分析
建３４井井场位于建南气田南集站内，可提供原料气和净化气两种气质气源，并有现存的污水池和放空管线，现场条件满足压缩机气举排水采气要求，选择气举排水采气工艺只需作业一次，按设计下人气举阀，无需后期井下作业，从经济角度考虑，对于该井选用气举工艺具有优势。