气井井筒积液处理方法概述
川中油气矿方井积液治理措施研究
2019年08月1川中油气矿方井积液基本情况1.1积液来源从最近6年川中地区的天气情况统计，雨季约为1/3，平均年降雨量为1124mm ，由于所有井口装置均未设置顶棚，下雨时雨水会直接进入方井内。
此外，部分方井未做防渗或防渗质量差，周边地层的液体会慢慢通过井壁浸入方井内，对川中油气矿方井进行测量，得出方井日自然渗漏量为8～3200mm 。
1.2川中地区井口基本情况统计通过对所有在生产和长关井的方井情况进行排查，川中油气矿存在积液问题的方井共有538口，其中井口数量598口，在生产的井口161口，有人值守的场站104座，有工业用电的156座，场站周围150米内具备牵电条件的286座，场站周围50米范围内有低于4米的位置可供排水的井站有354座。
1.3现有排液方式统计对目前方井积液治理方式进行分类，主要有以下5种：人工机泵抽水散排、水车拉运、浮球泵自动排水、方井建排水沟自动排水、人工提水。
其中，采取人工机泵抽水散排方式的方井共有496口，共占比例92.19%，采用机泵抽水至水车拉运的方井共有16口，共占比例2.97%，设置机泵自动排液的方井共有10口，共占比例1.86%，方井自动排水孔排液共14口，共占比例2.61%，此外有2口井采取人工手提方式。
传统的人工启泵抽水直接散排仍然是治理积液的主要方式。
1.4现有排液方式分析（1）人工机泵抽水散排人工机泵抽水散排是川中地区处理方井积液的主要治理方式，共有496座场站采取该种方式，即在方井内设置一个移动式或固定式的潜水泵，外接PE 管或临时消防管线，在水位到达一定深度后，由人工定期手动启泵对积液进行抽排，积液直接排放至站内，在无电的场站采用移动式发电机进行启泵排液。
该方式的优点在于：①全过程由人工进行操作，可靠性高，②对场地、电力要求较低；缺点在于：①由于泵的启停操作、管线布置、使用发电机等均需手动作业，人工操作工作量较大，在操作时存在安全风险；②在暴雨季节或突发情况时，难以及时排水。
低流压、低液量气井井底积液排液工艺
低流压、低液量气井井底积液排液工艺郭群;王艳丽;张国生;王军恒;杨晓芳;胡金铜【摘要】针对深层气井和中浅层气井的井底积液问题并结合井况特点，介绍了两种低流压、低液量气井排液工艺。
对于深井，通过从普通油管与连续油管环空定期注入压缩氮气，从而将井底积液从连续油管内举升出来；而中浅层气井为了降低成本，采用水力喷射泵将井底积液举升到地面。
与其他举升工艺相比，该工艺能够更有效地减少液柱对产层的压力，因此即使产层压力很低时，产层气体也能够顺利进入井筒，较好地解决了其他排液工艺因井底低流压导致的停产问题，从而大大提高了储层的有效开采时间。
%According to the bottom hole liquid loading problems of deep gas well and middle-shallow gas well and characteristics of well condition, two liquid unloading techniques of low lfow pressure and low liquid loading gas wells are introduced in this paper. For deep well, the compressed nitrogen is injected regularly through the annular space of ordinary tubing and coiled tubing, thus lifting the liquid from coiled tubing. For middle-shallow gas well, the liquid is pumped to the ground through hydraulic jet pump to reduce the costs. Compared with other lifting techniques, this technique can more effectively reduce the pressure of liquid column on the produc-ing formation. Even when the pressure of producing formation is low, the gas in the producing formation can lfow into the well bore smoothly. Thus, the problems of stop production in other liquid unloading techniques when the pressure of bottom hole lfow pressure is low are solved properly to increase the effective production period of reservoir bed.【期刊名称】《石油钻采工艺》【年(卷),期】2014(000)001【总页数】3页(P85-87)【关键词】气井;低流压;低液量;井底积液;排水采气【作者】郭群;王艳丽;张国生;王军恒;杨晓芳;胡金铜【作者单位】大港油田公司石油工程研究院，天津大港 300280;大港油田公司石油工程研究院，天津大港 300280;大港油田公司采油一厂，天津大港 300280;大港油田公司石油工程研究院，天津大港 300280;大港油田公司石油工程研究院，天津大港 300280;大港油田公司石油工程研究院，天津大港 300280【正文语种】中文【中图分类】TE375目前国内常用的一些排液采气方法诸如泡沫排液工艺、气举排液工艺以及速度管柱采气工艺等［1-5］，都需要依靠较高产层压力来实现携液举升，一旦产层压力过低，依靠以上技术则难以奏效，致使很多气井因井底积液而停产。
凝析气田气井积液分析
凝析气田气井积液分析摘要：气井积液是指气井中由于气体不能有效携带出液体而使液体在井筒中聚集的现象，气井积液逐渐积累会导致产量下降，甚至停产。
本文根据苏20区块气井的实际生产情况，对产液气井井底积液的可能性进行分析，提出了判断气井井底积液的几种常见方法，并加以论证。
关键词：气井井筒积液套压产量气井积液一直是影响气井生产的一个很严重问题，詹姆斯.利、Turner、李闽等人对气井积液做了大量的研究，分析了积液形成的原因，提出了携液运动模型，为积液研究提供了理论基础。
1、积液形成的原因在气井生产的初期，由于气井能量充足，流速较高，液滴分散在气体中被携带出地面，井底不会产生积液。
而随着气井产量的下降，气体携带液体的流速降低，液体逐渐凝结，形成段塞流，重力作用下落至井底，容易形成积液。
2.5、压力计测试液面怀疑井底积液最直接证实的方法就是利用压力计进行压力测试，直接确定液面位置。
由于气体的密度远远低于水的密度，当测试工具遇到油管中的液面时，压力梯度曲线斜率会有明显的变化，可以根据计算数据精确确定油管中液面的深度。
3、结论1）根据李闽提出的气井气井携液临界流量公式可以算出不同压力和不同油管直径下气井携液的最低流量，在对气井进行配产时就要充分考虑到这一因素，满足气井的携液条件，提前预防气井积液。
对静态资料分析产能较差井，可以考虑下入小油管生产。
2）由于苏20区块开发采用节流器生产，因此判断气井积液的方法具有局限性，只能定性的分析气井是否积液，而不能定量的判断积液情况。
3）通过分析压力和产量的变化关系的方法只能初步判断井底是否有积液，而不能准备判断出积液位置，具体积液位置只能靠流压测试来确定。
4）对部分低产井，要定量判断积液情况，须采取打捞节流器后通过流压测试后判断。
5）根据前期经验，积液严重井（节流器以上积液），打捞节流器较为困难，需要加强积液井打捞相关研究。
6）用∮73mm油管生产气井，当单井产量小于0.96万方/天（即小于气井临界携液量）时，气井有积液条件。
LS致密气田井筒积液监测方法及治理对策
LS致密气田井筒积液监测方法及治理对策
李津;白玉湖;赵军;盖少华;吴佳琦
【期刊名称】《石油化工应用》
【年(卷),期】2024(43)4
【摘要】位于鄂尔多斯盆地东缘的LS致密气田,由于气井产能低,产量递减快,且储层含水,使得井筒积液问题成为限制该气田产能释放的主要原因之一。
目前,现场排液采气措施以泡排为主,对于泡排增产量的统计发现,泡排效果差异较大,部分气井措施后增产效果差且存在措施滞后的情况。
为对气井积液进行提前预警,本文通过“井口气水比”、“油套压差与产气量之比”两个指标进行动态分析,并建立了井筒积液高度计算方法与程序,为现场判别积液信号并及时采取排液采气措施提供了依据。
为了优化排液采气措施的实施,通过气井生产系统节点分析,结合井筒多相流压力计算、临界携液模型,分析了气井生产的临界条件,提出了不同状态气井的排液采气措施建议。
对于现场排液采气措施决策具有一定的指导作用。
【总页数】5页(P27-31)
【作者】李津;白玉湖;赵军;盖少华;吴佳琦
【作者单位】中海油研究总院有限责任公司
【正文语种】中文
【中图分类】TE332
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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。
井下节流气井积液判断与排水措施优化
表 １ 技 术 优 化 后气 井排 水 效 果 表
泡 排 前 井 号 方 案 配 产 油 压 套 压 气 量 日产 液 油 压 套 压 气 量 排 液
４ ４ 一 ｌ ７ １ ． ０ ６ ． ６ １ １ ． ８ ０ ． ８ Ｏ ． １ ５ ６ － ４ １ ０ ． ４ １ ． ２ ４ １ ． ３ ５
４ 结 论
体压缩 因子 ｉ Ｔ为 温度 ， Ｋ 。 套 压 等 生 产 参 数 变化 趋 势 可 以 判 断 节 流 气 井 生 产 过 程 通 过 对 榆 林 气 田南 区 实 施 井 下 节 流 工 艺 措 施 的 低 产 压 、 但是积液 量、 积 液 周 期 需 结 合 气 井 生 产 气 井进 行 模 拟计 算 ， 结果 ４ ２ — １ ５ 、 ４ ４ 一 ｌ １ 、 ４ ４ — １ ７ 、 ４ ７ — ９ Ｂ 、 ４ ７ — 中是 否 存 在 积 液 ， 实 际 而 定 。 ９生 产 配 产 小 于 临 界 携 液 产 量 ，生 产 过 程 中 存 在 井 筒 积 ４ ． ２通过 对薛东 海等提 出的强制 排液 措施 进行 现 场 液 。通 过 对 这 ５口气 井 生产 情 况现 场 跟 踪 摸 排 ， 发 现 当气 试 验 ， 得 出套 管 强 制 排 液 和 节 流 器 打 捞 后 油 管 强 制 排 液 受 井发 生 积 液 时 主 要表 现 为 ： 气 井 实际 生 产气 量 较 正 常 生 产 气 井 产 能 、 施工难度 大等影 响 ， 不 能 有 效 消 除 榆 林 气 田南 时 大幅 下 降 、 节 流 效 果 更 明显 、 套 压 出现 回升 。 但 是 积 液 量 不 能准 确 判 断 ， 积 液 周 期 还 需 结 合 气 井 实际 生 产 情 况 摸 索 区 实 施 井 下 节 流 工 艺 的低 产 气 井 井筒 积 液 。 ４ ． ３根 据 榆 林 气 田开 发 现 状 及 气 井 实 际 生 产 情 况 ， 分 总结 ， 以确 定 泡 排 施 工 时机 。 析 认 为该 气 田 实施 井 下 节 流 工 艺 的低 产 气 井 积 液 主 要 为 ３ 泡排施工技术优化 提 出不 用 打 捞 节 流 器 的泡 排 施 工优 化 方 针 对 实 施 井 下 节 流 工 艺 技 术 的 已积 液 气 井 日常 生 产 节 流 器 上部 积 液 ， 并在 现 场 施 工 中 得 到 有 效 验 证 。 难 以实 现 油 管 有 效 排 液 的 问题 ， 薛 海 东 等 人 提 出在 井 口增 案 ， ４ ． ４若 节 流 器 上 部 与 井 底 同 时 积液 ， 先利 用 套 管 泡 排 设放 喷管线进行套 管强 制排液 ， 施工程序 为 ： 关 井— — 套 将 井 底 积 液 有 效 带至 节 流 器 上 部 ，然 后 实 施 油 管 放 喷 排 管 加 注 起 泡 药 剂 — — 浸 泡 — — 套 管 强 制 排 液— — 关 液， 能 取得 良 好 的 排 液 效 果 。 井— — 恢 复 生 产 。 ４ ． ５ 低 产 气 井 实 施 井 下 节 流 工 艺 时 有 必 要 将 井 底 积 排 水 措 施优 化 ： 榆 林 气 田南 区 开 发 时 间 较 短 ， 气 井 产 液 主 要 为 天 然 气 中凝析 液 ， 是 由 地 层 中 含 有 水 汽 的天 然 气 液 彻 底 排 出 后 再组 织 施 工 。
文23气田井筒积液的对策
１产 生井简积液的原 因 气井 积液一般表现 出油套压差大 、气量 波动 频繁 ，流压梯 度 高等 现象 。天然气 从孔 眼进入 井筒后 ，从 套管 到油管 鞋 ， 是 一个 过流 断面缩 小的过程 ，由于套 管截面 积大 ，临界 带液 流 量会 比管鞋 处大得 多 。因此 ，气井积 液是 一个 自下而上 、 逐渐水淹 的过程 。 采用 合理的排液采气工艺 ，会把积 液对气井 产能的影响降 到最低 ，最终达 到提 高采 收率的 目的。 ２文２ ３ 气 田各 区块 分布的产水并情况 文２ ３ 气 田沙 四段 地层水 为 高矿化 度盐水 ，钻 井揭 示西块 Ｅ Ｓ ４ １ － ２ 存在 层 状边 水 ，主 块 、南块 、东块 及 西块Ｅ Ｓ ４ ３ － ８ 气藏 表现 为底水 ，气水 界面２ ９ ２ ５ － ３ ２ ９ ３ ｍ ，且 由西 向东 、 由北 向南 气水 界面 逐渐变 深 。水 体分 布则 由主块 中北 部 向周 围逐渐增 大 ，计算地层水储量 为Ｉ ． ６ ４ ０ ５ ×１ ０ 。 ｍ 。 。 ３几种排水采气 的方法 ３ ． １泡沫排水 采气 原理 ：是 从井 口向井底注入某种遇水起泡 的表面 活性 剂， 井底积 液 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 ，随气流携带 到地 面。 ２ ０ １ ３ 年２ 月２ ４ 日对 文 １ ． ０ ８ — ４ 井 进行泡 排 以来 ，打入 泡剂 以 后大 约 ７ － ８ ｔ Ｊ ， ， 时开始 产 生效 果 ，表现 为油 套压 均上 升 ，但 油 套压 差 减少 ，气 量 增大 。从 采气 曲线 可 以看 出 ，当气 量在 ２ 万 方 ／ 日时 ， 油 套 压 差 １ ． ５ — ２ Ｍ ｐ ａ ，当气量在 ｌ 万 方 左 右 时 ，油 套压 同时上 升 ，此 时油套 压差只有 １ Ｍ ｐ ａ ，而气 量在 １ ． ３ － １ ． ７ ） ／ 方 ／日，此 时油套压 差则 为１ － １ ． ５ Ｍ ｐ ａ ，在泡排 期 间油 压一般 在４ Ｍ ｐ ａ 以上 ， 比平 时油压 要高 １ － １ ． ５ Ｍ ｐ ａ ，３ 月３ １ 日泡排停止 以 后 ，文 １ ０ ８ — ４ 井气量下 降，油套压 同时下降 。可见 ，泡排对于 此井排液增产有很大作用 。 ３ ． ２优选管柱排水采气 与小 油管排水 采气的对 比 对产能一定 的气井而言 ： （ １ ）若油 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 ｐ 高 ，从而 限制 了气井产量 ； （ ２ ）若 油 管直 径 过大 ：虽可 以降低 气 流速 度及 摩 阻损 失 ，从而 降低 ｐ Ｗ ， ，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、 ｐ Ｗ ， 升 高而限制产气 式 （ ２ ）可确定管柱直径：
气井井筒积液机理及积液预测研究
本栏目合办单位：中国石油大学（北京）北京雅丹科技开发有限公司49中国石油和化工2011·06□ 赵婧姝 向耀权 檀朝东（中国石油大学（北京），北京昌平，１０２２４９）气井井筒积液机理及积液预测研究摘 要：本文通过产水气井不同产水阶段井筒特性参数的研究，分析探讨气井积液机理。
在掌握积液规律的基础上，对出水量较大的生产气井，运用临界携液流量方法进行积液预测研究，为气井控水开发、提高气藏采收率提供技术依据。
关键词：积液预测 临界携液流量 多相流１ 前言随着气田的持续开发，储量动用的提高，开发井网的完善，气井出水量和出水气井数呈不断增多的趋势，气井井筒积液和出水影响正常生产等问题逐步显现，气井出水使单相气体渗流转变为气水两相渗流，不仅造成气相渗透率降低，同时大量消耗地层能量，井筒内不能携带的积液降低生产压差，造成气井低产甚至停产。
井筒积液和出水已经成为制约气井产能的重要原因。
２ 气井井筒积液机理研究气井积液是从井筒开始的，井筒条件的恶化是导致气井不能正常带液生产的直接条件，研究气井带水生产时井筒参数的变化，对于探寻气井的积液规律有着重要的意义［１］。
目前，国内外学者已经通过大量的理论和实验研究，建立起成熟的多相流压力计算方法。
本文将运用多相流方法，计算气井带水生产时井筒气水流态、持液率、压力等参数的变化，从机理上掌握气井的积液规律。
气井生产时，不同的井筒参数反映不同的气井状况，研究井筒参数的变化，可以对产水气井进行积液诊断，从而帮助分析气井的积液机理。
以西部涩北气田的产水气井为例，计算气井在不同水气比阶段气井井筒流态、持液率、气液速度、压力损失的变化，分析气井从正常生产到积液的变化情况。
涩北气田是典型的低产水气田，选择比较有代表性的气井进行分析，气井基础数据如下：井深１１３０ｍ，地层压力１２．３ＭＰａ，地温梯度３．０℃／１００ｍ，日产气在３×１０４ｍ３／ｄ左右。
分析气井在三个水气比阶段：低水气比阶段（０．０３ｍ３／１０４ｍ３）、中等水气比阶段（０．３ｍ３／１０４ｍ３）、高等水气比阶段（３ｍ３／１０４ｍ３），气井出水由小变大时的井筒参数变化。
井下气液分离及同井回注技术的应用
井下气液分离及同井回注技术的应用摘要：在天然气开采中，随着气藏压力和气流速度的逐渐降低，气藏中的产出水或凝析液无法随气流带出井筒，因此滞留在井筒中。
这些液体在井底聚集一段时间，形成液柱，对气藏造成额外的静水压力回压，导致气井自喷能量不断下降。
通常，如果这种情况持续下去，井筒中积累的液柱最终会杀死气体压力，导致气井停产。
这种现象被称为“气井积液”。
排水采气是解决气井积液的有效方法。
目前现场应用的常规采气技术有优化管柱排水采气技术、泡沫排水采气技术、机械泵排水采气技术、电潜泵排水采气技术和毛细管管柱排水采气技术，取得了一定的经济效益和社会效益。
但这些工艺的共同技术点是将地下液体收集到地面，通过灌注管道收集分离出的液体，然后重新注入地层，存在地面设备多、投资大、能耗高、污染环境等诸多问题。
关键词：气井；排水采气；井下气水分离器；同井回注；效率；技术；现有排水采气技术虽然能够有效地将井筒中的地层水采至地面,但也给地面的气液分离带来了困难,不仅需要建设大量的地面气液分离设备,而且对所分离出的地层水的处理也需要投入大量的资金,影响着气田的高效开发。
为此,在对分离器的分离效率进行探讨的基础上,对井下气液分离及同井回注技术在胜利油田气井的应用效果、技术优势和存在的问题进行了讨论。
现场生产表明:井下气液分离及同井回注技术是在井下经过螺旋气液分离器将出水气井的产出液进行分离,然后将分离出的水在井下回注到另一水层或枯竭气层中,该技术可以减少大量的地面设施、减少环境污染,具有较好的经济效益和社会效益。
一、工艺设备组成1.地面驱动装置安装在井口,由驱动电机提供动力,并具有减速、变速和承受轴向力等作用。
2.螺杆泵是地层水回注的增压设备,在驱动电机与螺杆泵之间有传动杆联接,驱动电机的动力通过传动杆带动螺杆泵旋转,螺杆泵将井下分离出的液体增压,为分离液回注提供动力。
3.气液螺旋分离器是由设置在油套环空中的螺旋形隔板组成,气液混合流在油套环形空间中向上快速流动,经过螺旋隔板时,在隔板的阻挡作用下开始旋转,液滴在离心力作用下被甩到套管内壁上汇聚并形成液流,在重力作用下沿套管内壁向下流动并在储液槽中储存起来;气体沿环形空间继续上升至地面,从套管阀门处采出并进入输气管网。
国内外排水采气技术应用现状[1]
生产压差过大会引起底水锥进或边水舌进。生 产压差越大，地层水因锥进或舌进而到达井底的时 间越短，引起气井过早出水，甚至造成气井早期突 发性水淹。
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国内外排水采气技术应用现状[1]
③ 气层非均质性及地层岩性结构
气层岩性非均质性越强，井底距气水界面方 向渗透性越强或纵向裂缝越发育，底水到达井底 的时间越短。
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国内外排水采气技术应用现状[1]
应用效果：
n (1)减小井口油套压差，增大产气量，在实施泡沫排水工艺 措施的过程中，表现出井口油套压差减小，日产气量增大 的现象，表明通过该项措施有效地排出了井内积液，保障 了气井稳产，初期日增产气0.8×104 m3，生产稳定后， 日产液量533 m3 ，日产气量1.52× 104 m3 ，增幅达 84213 m3 ，使高温高产水气井达到了泡沫助排采气的目 的。
④ 原始气水界面距井底的高度与水体的能量
在相同条件下，井底距原始气水界面越近， 水体的能量越大，越活跃，则底水到达井底的时 间越短。
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国内外排水采气技术应用现状[1]
2.5 井底积液时的现象
（1）只产纯气，不产水； （2）井口压力快速下降； （3）井底液面缓慢上升； （4）气井产气量迅速下降。
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国内外排水采气技术应用现状[1]
n 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。
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国内外排水采气技术应用现状[1]
n 在设计自喷管柱时，必须考虑两个因素：
（1）自喷管中的气流速度必须达到排液的临界速 度，确保地层流入井筒的全部液体被带出；
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气井井筒积液处理方法概述
气井是一种开采天然气的重要设施，但在气井生产运营过程中，常常会出现井筒积液
的问题。
井筒积液是指在气井中由于地层水、液态碳氢化合物或其他化学品的凝结或成溶，使气井产生液体，从而影响了气井的生产。
井筒积液不仅会降低气井的产量，还会增
加生产成本，甚至会导致生产事故。
处理气井井筒积液是气井生产运营中的关键环节之一。
本文将概述气井井筒积液的处理方法，希望对相关领域的从业人员有所帮助。
一、导致气井井筒积液的原因
1. 地层水
地层水是气井井筒积液的主要来源。
当气井穿越到含水层时，地层水会随着天然气一
起进入井筒，由于地层水比气体密度大，地层水会下沉至井底并积聚在井底，形成井筒积液。
2. 液态碳氢化合物
在一些气藏中，会含有液态碳氢化合物，如沥青、石油等，这些液态碳氢化合物会混
合在天然气中，一起进入井筒。
这些液态碳氢化合物在井筒中会凝结或成溶，形成井筒积液。
3. 其他
除了地层水和液态碳氢化合物外，其他因素如化学品的混入、管道堵塞等也会导致气
井井筒积液的形成。
1. 物理方法
物理方法是处理气井井筒积液的常用方法之一。
它主要包括使用提液泵、液体排除器
和气液分离器等设备。
提液泵是通过泵设备将积液抽离出井筒；液体排除器是利用重力或
离心力将井筒中的液体排出；气液分离器是通过气体与液体的密度差异，使两者分离。
物
理方法处理气井井筒积液的优点是操作简单、效果稳定，但缺点是成本较高。
2. 化学方法
化学方法是处理气井井筒积液的另一种途径。
它主要包括使用添加剂和溶剂等化学品，通过调节井筒中的液体性质，使其改变成为易处理的形式。
化学方法处理气井井筒积液的
优点是操作简单、效果显著，但缺点是化学品成本较高，且需要谨慎使用。
3. 热力方法
微生物方法是处理气井井筒积液的一种新型方法。
它主要通过添加一定的微生物菌群，对井筒中的有机物进行降解，从而达到处理井筒积液的目的。
微生物方法处理气井井筒积
液的优点是环保、能耗低，但缺点是操作难度较大，效果不稳定。
5. 综合方法
综合方法是处理气井井筒积液的一种综合利用的方法。
它主要通过物理方法、化学方法、热力方法和微生物方法等的结合运用，针对具体的井筒积液情况制定综合的处理方案。
综合方法处理气井井筒积液的优点是灵活性较大，能够根据实际情况进行调整，但缺点是
成本较高。
三、结语
气井井筒积液是气井生产运营中的常见问题，其处理对于提高气井的生产效率、降低
生产成本、确保生产安全具有重要意义。
本文概述了气井井筒积液的处理方法，包括物理
方法、化学方法、热力方法、微生物方法和综合方法等。
针对不同的井筒积液情况，可以
选择合适的处理方法，以期达到最佳的处理效果。
希望本文对相关领域的从业人员有所帮助，使他们能够更好地处理气井井筒积液问题，推动气井生产运营工作的顺利开展。