піногасіння є установка в сепараторі однієї або декількох сіток і подача піногасника на кожну сітку або простір між ними. Як піногасники застосовують кремнійорганічні сполуки полісилоксанові рідини ПМС-200, ПМС-1000А, кремнійорганічний полімер "Антиадгезив АС", емульсії 21-2А, КЕ-10-01, КЕ-10-21. “ВНДігаз-1, кремнійорганічну рідину 131-86 та ін), інгібітор корозії ІФАНГАЗ-1", технічний оксидат. а також відходи різних виробництв (наприклад соапсток, кубові залишки виробництва окисленого парафіну, вищих жирних спиртів тощо).
При низьких пластових тисках і дебітах газу ефективність застосування ПАР істотно зменшується внаслідок утворення при Frсм<5 нестабільної піни порівняно високого протитиску стовпа ніші на пласт, що при значних глибинах може призвести до зупинки свердловини. В цих умовах продовжити період фонтанування обводнених газових свердловин можна за допомогою плунжерного ліфта. Типова конструкція плунжерного підйомника включає колону ліфтових труб з верхнім і нижнім амортизаторами і розміщеним між ними плунжером, який циклічно переміщується в колоні верх і вниз, виносячи при русі вверх рідину з вибою свердловини.
При швидкостях руху газу в башмаку труб понад 2 м/с застосовують ліфт безперервної дії, при менших швидкостях – періодичний плунжерний ліфт. У плунжерних ліфтах використовуються плунжери двох видів: із зазором між тілом плунжера і внутрішньою сипкою колони ліфтових трубі з ущільненням між ними. Плунжерний ліфт з плунжером із зазором вимагає строгої калібровки ліфтових труб для попередження застрявання в іунжера і характеризується значним витоком рідини через зазор під час плунжера вверх, що істотно знижує ефективність його роботи. Для герметизації кільцевого зазору застосовують нейлонові щітки, тефлонове турбулентне ущільнення, ущільнюючі гумові та пластмасові кільця, підпружинені плашки і сегменти, розширювальні втулки з термобіметалу та ін. Однак плунжери з ущільненням вимагають частої (в міру спрацювання) заміни ущільнюючих елементів.
З метою зменшення витоку рідини при використанні плунжерів зі зазором запропоновано додатково вводити спінюючі ПАР у газорідиннийпотік. В процесі підйому плунжера вверх пластова рідина з розчиненим у ній піноутворювачем переводиться в зазорі висхідним потоком газу в піну, яка створює своєрідний гідравлічний затвор для стікання рідини. Розмір кільцевого зазору в “пінопакерному" плунжері вибирається з умови забезпечення оптимальних умов процесу піноутворення (значення параметра Фруда для суміші = 45). Управління роботою плунжерного ліфта здійснюється за допомогою пригирлових автоматичних комплексів типу “Вибій-1" та ін.
При значних дебітах рідини свердловини експлуатують газліфтним чи глибинонасосним способами. При застосуванні свердловинних штангових і електровідцентрових насосів рідину відбирають по ліфтових трубах, а газ - по затрубному простору. Серед механізованих способів експлуатації обводнених свердловин значний інтерес становить використання газо-і водоструминних насосів. Порівняно з іншими свердловинними насосами вони простіше за конструкцією, не мають рухомих частин і забезпечують найбільше зниження вибійного тиску (аж до нуля), що дає змогу повніше виробляти продуктивні пласти