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。
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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]。