排除井筒及井底附近地层过多积液或产水， 并使气井恢复正常生产的措施，称为排水采气。气井的开采难点就在于针对气井全生命周期的排水（排液）采气技术。
同时，随着气井压力的逐渐降低，油管内天然气已不能依靠自身压力连续进站，在不能改变现有集输工艺的前提下，必须配置合理的工艺手段来提升气体压力，这也是目前大面积的气井所面临的问题。
排采和增压一体化解决方案
FMC多相压缩和混输技术——
气井开采前期，储层的能量一般较大，靠气井自身能量足以将地层渗入到井筒的液态水和残余压裂液举升到地面。
随着气田开采时间的增加和开发程度的加深，储层的能量慢慢减小，会面临一个普遍的问题，即气井出水（产液）。当产出水或凝析液不能随天然气流携带出井筒，滞留在井中，便形成“气井积液”。
井底的积液的聚集将形成液柱，对气藏造成额外的静压，导致气井自喷能量持续下降，严重降低采气速度和一次采收率。数据统计，采用衰竭方式开发的纯气藏的最终采收率会高达90%，但实际中天然气气藏多是有水气藏，气井一旦产水，就会使采气速度和一次采收率大大降低，平均采收率仅为40%～60%，积液严重会导致淹井甚至关井，气井就有报废的可能。
气井临界排采增产技术
临界排采解决方案
● 过度、加速抽吸亦可能引发储层的“速敏”性损伤
● 我们先进的数据处理和系统技术，保持井筒内气体流速高于临界流速，强化气体的自然携液能力
● 在保证连续稳定流量的前提下，实现长效增产
● 充分发掘可采储量，提高采收率
储层与井口的压差满足气流携液能力，自喷生产
井筒压力与储层压力关系
开采一段时间后，储层压力下降
压力差减小，使得自储层流入井筒的流量减小，产量下降，逐渐失去携液能力和自喷能力
安装FMC多相增压装置后
多相增压装置减小井口压力，排除积液，储层和井口的压力差增大，加大气体流速，恢复携液能力和产能
排水采气原理
长效增产机理
气井内水相的转移与气相流动的关系
井筒附近和地层内液相及气相水分的转移直接影响储层气体的逸出。
提高储层与井底的压差能有效促进吸附气的流动
压力下降会使吸附态页岩气含量降低，尤其在开发后期, 如果能使气藏压力有效的降低，则会极大地提高页岩气解吸附程度，增加吸附态页岩气的产出。
天然气中水的分压随压力降低增大
压力和温度是影响天然气含水量的主要因素，随着温度的降低气体中含水量逐渐减小，随着压力的降低气体含水量逐渐增加。
在气井卸压生产的过程中地层温度基本恒定，影响天然气中蒸汽含量变化的主要是压力。
典型的低渗气藏气水相渗曲线
随着含水饱和度的增加， 气相相对渗透率会急剧下降, 严重影响气体的产出，当含水饱和度增加到某一程度时，页岩中水变为连续相,气变为非连续相，造成典型的水封气储层伤害现象，致使天然气无法采出。
降低气相含水饱和度和井底回压，能有效促进近井储层孔隙内的液态或气态水的解析，进而促进游离气和吸附气向井筒内转移。
而连续排采的生产方式，在降低地层水饱和度的同时，也改善了近井储层的渗流能力，提高气相相对渗透率，进而提高产能，实现长效增产。
依靠我们自主发展的“多相压缩”和混输专利技术，能够在采气的同时，源源不断地将井底积液携出，并将气液一并增压至管网输送压力，在这个过程中不需要进行气液分离，进而可以优化场站工艺。
相应的多相压缩装置能适应气井压力从常压到管输压力的宽范围工况（一级或两级压缩），最高携液能力可达数十方/小时。小型化、方便拆运和高效的装置使低成本增产和排采成为可能，并且，不会给系统工艺气带来任何污染。
气井积液与临界流速
● 当气井产量高、井底气液速度大而井中流体的数量相对较少时，水将完全被气流携带至地面，否则，井筒中将出现积液。
● 随着生产井的产量逐渐递减，产出液开始增加，生产井慢慢接近临界生产状态。
● 临界流速定义为：产出气体可以自然携带液滴的最低气流速度。
● 随着积液的累积，产气量逐步减少，直至没有产量。
(Gas Well Deliquification: Lea, Nickens, and Wells, Gulf 2003)
● 采用井口增压抽采方式，增加地层与井筒之间的压差
● 提高井筒内的流速到临界流速以上，强化气体的自然携液能力
● 加速气流将气井中的液携带出，不断减少井筒内积液
● 降低水锁效应发生的可能性
研究结果表明，压力变化对各流态的比例影响很大，而温度对其影响几乎不变，吸附作用影响着页岩气总的质量通量。（沈伟军等，中科院力学所，页岩的水蒸气吸附-扩散实验和数值模拟研究[A]，第十届全国流体力学学术会议论文摘要集[C]，2018年）
