井筒积液识别
涪陵页岩气井井筒积液判别标准
涪陵页岩气井井筒积液判别标准
涪陵页岩气田是中国重要的非常规天然气资源，而在涪陵页岩气井生产过程中，井筒积液是一个普遍存在的问题。
井筒积液不仅会降低生产效率，还会造成井筒堵塞、产能下降等问题，因此准确判断井筒是否存在积液是非常重要的。
针对涪陵页岩气井井筒积液的判断，可以综合考虑以下几个方面的因素：
1. 产水量：通常情况下，井筒积液会导致产水量的增加，因此可以通过监测井口的水量来初步判断井筒是否存在积液。
如果产水量明显增加，那么很可能存在井筒积液的情况。
2. 主管道压力：井筒积液会导致主管道压力的升高，因此可以通过监测主管道的压力来判断井筒是否存在积液。
一般情况下，井筒积液会使主管道压力升高，并且下降速度较慢。
除了综合考虑上述因素外，还可以根据井筒积液的性质来进一步判断。
如果井筒积液为天然气凝析液，那么在压力下降的情况下，会出现凝析液的蒸发现象；如果井筒积液为水，那么在压力下降的情况下，会出现水的汽化现象。
通过监测产水量、主管道压力、井底压力和产气量的变化，并结合井筒积液的性质，可以准确判断涪陵页岩气井井筒是否存在积液。
判断井筒积液的准确与否对于优化生产方案和提高生产效率具有重要意义。
井筒积液识别
胜利油田浅层产水气藏井筒积液的预测与识别摘要胜利油田浅层气藏以河流相沉积的透镜状岩性气藏为主，开发中易出水，井筒积液现象在气藏开发中较为普遍。
由于浅层气藏产液量普遍较小，积液的形成相对较为缓慢，气井正常生产中较难察觉。
由于井筒积液容易对近井地带及储层造成伤害，严重影响气井产量，因此井筒积液状况的准确判断，直接影响产水气藏的开发效果。
本文在浅析浅层产水气藏井筒积液形成机理的基础上，对其动态预测与识别方法进行了探索。
主题词浅层气藏井筒积液形成机理预测与识别胜利油田浅层产水气藏的开采中，由于产液量较小（一般在2〜5m3/d），多数气井在正常生产时的流态为雾状流，液体以液滴的形式由气体携带到地面。
但当气井产量较小时，将不能提供足够的能量使井筒中的液体连续流出井口，液体将与气流呈反方向流动，并积存于井底，形成积液，对产层形成回压，回压的增加将大大影响气井的产量。
随着产气量下降，气井的排液能力降低，造成进一步的积液和产量下降，形成恶性循环。
由于浅层气藏产液量普遍较小，积液的形成相对较为缓慢，多数积液气井生产中井口并未见水，因此较难察觉。
为此，笔者根据胜利油田产水气藏开发特点，提出了井筒积液的预测模型和几种简便的动态识别方法。
1根据临界流量预测井底积液边底水进入井底后，井筒出现气液两相流。
当储层的压力较大、气体产量较高的情况下，井筒内以环雾状流型为主；随着气藏能量降低，气体产量下降，井筒内还会出现搅拌流和段塞流。
一旦井筒内出现了搅拌流或段塞流，气体携液能力明显下降。
因此，当井筒内出现非环雾流时的气体产量可称为气体携液临界产量，气井产量低于临界产量时就会出现“井筒积液”现象。
由于胜利浅层气藏气井出水量小，生产气液比一般高于1400m3（标）/m3，适合采用高气液比携液临界产量模型。
1.1模型建立通常现场采用的气井携液临界流速的公式为V = 6.6C 0.25 （p^ -p ）0.25 / p 0.5 （1）式中：%为携液临界流速，m/s；。
气井井筒积液诊断方法分析
气井井筒积液诊断方法分析摘要：本文总结了常用的井筒积液判断方法如直观定性判断法、临界气体速度法、动能因子法、实测压力梯度曲线法、回声仪液面监测法、产能试井分析法、折算压力法等，并结合气田开发情况对这些方法进行了比较和评价，对于研究气井井筒积液具有一定的指导作用。
关键词：天然气；气井；积液；诊断方法1直观定性判断法日产气量和套管压力波动是气井积液的重要标志，通过观察这种波动可以判断积液面是否上升。
总的来说，对于正常生产井，当井筒出现积液时将表现出以下特征：油套压差增大（大于几个兆帕），说明油管中流动损失很大，携液能量不足，举升不正常，积液较多，液体不能全部带出来；短时间内油压和套压急剧降低（明显大于自然递减规律）；地面发生液体间喷，产液量或气液比曲线较之前的平稳生产出现较大波动；生产曲线中的产气量较之前的平稳生产出现较大递减；测试得出的流压梯度曲线较之前的平缓曲线出现波动、接近井底部分的压力梯度增大；井口温度下降。
井口温度取决于产气量、产液量、流速，其中最主要的是产液量，因为在相同体积下，液体所携带的热量最大。
当井筒积液后，携液不畅，产液量降低，导致井口温度有所下降。
2临界气体速度法气井生产过程中，在井筒内的流动状态为环雾流。
在环雾流中，气体是连续相而液体是非连续相，液体在井筒中随着气体被举升到地面排出。
当井筒中的气体没有足够的能量将液体举升至地面时，就会出现积液。
基于Turner模型所得出的计算气体最小排液速度和排液流量的方法理论上对于气-水井或气-凝析油井都适用。
在气液多相流动的情况下，如果产气量低于临界值，液体就会积聚在井底影响产气，并且会随着生产时间逐渐增多，最终导致停产。
3动能因子法动能因子反映了气井的产气能力，充分考虑了天然气的流体物性、压力、温度和生产油管内径等，能真实体现油管内气水两相的流动特征，进一步体现了气井的携液生产能力。
当动能因子变化时，携液能力也会变化。
动能因子是携液能力和井筒积液的一个重要判断指标。
气井井筒积液的判断
⽓井井筒积液的判断265⽓井井筒积液的形成是⽔逐渐在井筒累计的⼀个过程，要想清楚的了解积液的本质，⾸先得弄懂积液的过程和危害。
在现场⽣产中，可以通过⽓井的⽣产数据判断⼀⼝⽓井是否存在井筒积液问题，以便于提前采取排⽔措施，保证⽓井长期稳定的开采，提⾼其采收率。
1?⽓井积液的过程⽓井在⽣产的过程当中，当井筒内的⽓体流速降低到不能将液体连续携带⾄井⼝时，部分液体会出现回落，并逐渐累计在井底形成积液。
⽓井的⽣产是⼀个动态的过程，伴随着井底压⼒和温度以及产⽓量⼤⼩的变化，积液形成也有⼀定的过程，主要分为⽓井的⾃喷、正在积液和已经积液三个阶段。
2?⽓井积液的危害积液的形成会造成对⽓层的回压，回压的出现会阻碍⽓体的流动，造成以下⼏种结果：2.1?产⽓量和产⽔量不稳定，逐步下降⽓流在流动的过程中，由于积液产⽣的回压，⽓体流速会呈现不稳定。
这也导致其产⽓量出现波动，且带⽔速度出现波动，产⽔量也不稳定。
2.2?井⼝压⼒下降快，油套压差增⼤随着积液⾯的上升，液体对⽓流上升造成的回压也将进⼀步增⼤，⽓井井⼝压⼒的下降趋势会加快，且由于油套管坏空内的积液⾯低于油管内的积液⾯，这时就会呈现油套压差增⼤。
如油套压差若为4MPa，根据P=ρgh 则可以计算出油管积液⾯与环空积液⾯⾼度差将达到408m。
2.3?⽓井⽔淹，提前停喷积液若不及时处理，情况会越来越严重。
当积液到⼀定程度时会造成⽓井⽔淹，⽓流⽆法到达地⾯，会提前停喷。
3?⽓井积液的判断?以延1-2井区试01井为例：（1）通过⽣产数据判断图１为试01井１个⽉内井⼝油套压变化。
由图１可知：试01井⾃９⽉１⽇后，油压逐步下降，套压基本保持稳定，油套压差呈现上升的趋势，由1.0MPa上升⾄3.0MPa。
图1?试01井井⼝压⼒变化试01井开井后，瞬时流量不稳定，波动⼤，12⼩时内瞬时流量从300m 3/h⾄600m 3/h之间来回波动。
试01井开井后的前三个⼩时内产⽔速度⼤，达0.25m 3/h以上。
井筒积液综合判断方法
盛
（ ％）
９ ４
络果
值
瀣
（ ％）
结 果
ｌ ３ ６ ３
值
ｌ ０ ５
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（ ％）
结 果
９ ５ ５
值
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（ ％）
９ｌ
的， 不难 发现 ， 产液 量 较小 时 ， 井 筒 中的压
力损失较小 ， 而温度损失较大， 温度成为影
４ ． 折 算压 力 法 大庆 地 区试 气 试 采过 程 中 ，折 算压 力 是 判 断井 筒 积 液 的最 常用 方法 之 ～ 。 折算 压力 是 指井 筒 某一 深 度 处通 过井 １ ５ １ 压 力 按 多相 流模 型 计 算 的压 力 。 目前 常 用 的多相 流计算 方法 ：Ｏ ｒ ｋ ｉ ｓ ｚ ｅ ｗｓ ｋ ｉ 方 法 、Ｈａ ｇ ｅ ｄ ｏ ｒ ｎ— Ｂ ｒ ｏ ｗｎ方 法 、Ｂ ｅ ｇ ｇ ｓ — Ｂ ｒ ｉ ｌ ｌ 方 法 、Ｍｕ ｋ ｈ ｅ ｒ ｊ ｅ ｅ — Ｂ ｒ ｉ ｌ ｌ 方 法 、Ｄ ｕ ｎ ｓ — Ｒ ｏ ｓ 方法 。通过 对大 庆油 田试 气试 采过 程 中 ， 多 口井 的多 相 流计 算 方法 的误差 综合 分 析 ，发现 Ｈａ ｇ ｅ ｄ ｏ ｒ ｎ — Ｂ ｒ ｏ ｗｎ
。
（ ４ — ２ ）
＋１ ０ ０ ０ ｙ Ｗ ＧＲ
．，
＋ １ ． ２ ０ ５ （ ＷＧ Ｒ＋ ＯＧ Ｒ ） ／ ｌ ０ ４
图 １ 扁平 椭 球 液 滴
（ ４ － ３ ）
式中 ： 、 、 一 气相 、 液相 、 气液混合 物密度 ， ｋ ｇ ／ ｍ ；
一
即：
３ ５ ５ ４ ７ ６ ６ ７ ｌ ｌ ８ ８
塔河凝析气井井筒积液判断标准
塔河凝析气井井筒积液判断标准2009年5月断块油气田FAUIJT—BL0CKOIL&GASFIELD第16卷第3期文章编号:1005—8907(2009)03—068—02塔河凝析气井井筒积液判断标准刘志森(长江大学油气钻采工程湖北省重点实验室,湖北荆州434023)摘要由于凝析气藏流体性质的特殊性,反凝析和气液分离常常造成井筒积液,严重影响气井产能.利用塔河凝析气井井筒积液前后的生产动态变化,求出了判断气井是否积液的临界动能因子,由此进一步计算出了各区块井的临界流量,并与李闽公式计算的结果和现场实际进行了对比,在此基础上结合实测流压梯度曲线,提出了塔河凝析气井井筒积液的判断标准.关键词动能因子:临界流量:井筒积液中图分类号:TE372文献标识码:A DiagnosingcriteriaofwellboreliquidloadingincondensategaswellofTaheOilfieldLiuZhisenfI(eyLaboratoryofOilandGasDrillingandProductionEngineeringofHubeiProvince,Y angtzeUniver sity,Jingzhou434023,China)Owingtothespecialfluidprope~y,theretrogradecondensationandgas-liquidseparationofcondensate gasreservoiroftencausethewellboreliquidloading,whichseriouslyaffectstheproductioncapacityofgaswel1.Thispaper worksoutthecritical kineticenergyfactortojudgetheliquidloadingofcondensategaswellbyusingtheproductionperforman cechangeincondensategaswellofTaheOilfield,findingoutthecriticalflowineachblockcomparedwiththeresultsofLiminfor mulacalculationandfieldmeasurement.Basedonthis,thediagnosingcriterionisproposedcombinedwiththeflowingpressuregra dientcurve.Keywords:kineticenergyfactor,criticalflow,wellboreliquidloading.气井在多相流动条件下生产时,存在一个最低携液流速(临界流速),从而可获得井内液体的最低携液产气量(临界流量),若实际产气量低于临界流量,则井筒内液体不能有效排出,造成液体在井底聚积,增大井底回压,降低气井产量.因此,判断井筒是否积液的关键就是临界流速或临界流量.目前常用的临界流量的计算方法主要有[.]:基于液滴模型的Turner公式,GUO公式,Nosseir公式,李闽公式;反映气水两相在油管内流动特征的动能因子等计算方法.李闽公式是对Turner模型_3的一种修正.文中利用实际生产动态数据结合动能因子判断井筒积液状态.并对比了用动能因子计算的临界流量与用李闽公式计算的临界流量.1生产动态资料利用生产动态资料.通过携液能力的变化来评价是否积液.如果产液量维持不变,说明液体基本被携带出来;如果产液量明显下降.说明携液能力下降,井筒出现积液.1.1动能因子动能因子反映气水两相在油管内的流动特征.根据GUOt等的研究结果.积液的主要控制因素是井底条件.因此,用油管鞋处的动能因子作为评价油井携液能力的依据.计算公式如下:F=v:9.3×10-7~,/遐(1)UVps式中:为气体在油管鞋处的流速,m?s～;P为气体折算到油管鞋处的密度,kg?m;Q为产气量,m?d一;y为气体相对密度;T为井下温度,K;p为油管鞋处的流动压力,MPa;D为油管直径,m;为气体在油管鞋处压力,温度条件下的压缩因子.当气井油管内径确定时,地层温度,地层压力在短期变化较小,产水气井自身携液能力主要与产气量和天然气相对密度有关,动能因子主要与产气量,天然气相对密度,流压等参数有关.通过井筒积液前后动能因子的变化可以确定气井携液的临界动能因子,利用I临界动能因子判断气井井筒的积液状态.计算临界流量.1.2生产动态分析中原油田赵先进等把F=8作为是否积液的判断收稿Et期:2008—05—07;改回日期:2009—03—05.作者简介:刘志森,男,1965年生,硕士,副教授,1986年毕业于西南石油学院开发系,现主要从事教学和科研工作.E—mail:****************.第l6卷第3期刘志森:塔河凝析气井井筒积液判断标准2009年5月标准,但该标准是否适用于塔河油田,还需利用实测的数据进行检验.因此,对塔河油田F8的井进行实际生产动态分析,再确定塔河油田的积液判断标准.F8的部分气井数据见表1.表1F一8的气井数据1.2.1DLK2井该井在2007年5月2日前产气量基本不变.产液量也基本不变(见图1),说明5月2日的产气量是可以把液体携带出地面的,计算得到F=10.92,生产特征为不积液.血I{.cL日期图1DLK2井2007年生产曲线g邑螂{L1.2.2DLK5井该井在2007年5月1日前和5月8日后的产气量和产液量都较大,测试时间5月5日的产气量和产液量都较小,产液量随产气量变化明显,说明5月5日的产气量不能把液体全部携带出地面,计算得到7.66,生产特征为积液.1.2.3THN8H井该井在2007年5月10日前后的产气量和产液量变化不明显.说明5月10日的产气量是可以把液体携带出地面的,计算得到F=8.87,生产特征为不积液.通过对比分析3口井的动能因子和生产特征,可取F--8作为塔河凝析气藏井筒积液的判断标准.1.3临界流量根据式(1),可以推导出气井生产携液气量Q为Q,o=1.O75xlO6x器(2)将I临界动能因子F=8代人式(2),得到气井稳定生产临界流量Q为Qmin=8.6×(3)李闽计算临界流量的公式为,,0.25_6.25×104×务[J(4)式中:or为气水(凝析油)界面张力,N?in～;p.为液体密度,g?em;Pg为气体密度,g?cm;为油管截面积,m.分别利用式(3)和式(4)对大涝坝凝析气藏气井稳定生产临界流量进行了计算(见图2).用式(3)得到的临界流量比用李闽公式得到的大10%～20%,与现场用李闽公式计算的结果乘以1.1～1.2的修正系数来确定临界流量方法的结果基本一致.010********OU压力/MPa图2大涝坝气藏1临界流量对比临界流量是气井稳定生产所需要的最小携液气量.因此,可以利用式(3)所计算的I临界流量来判断气井的积液状态,当气井的产气量小于最小携液气量时, 气井处于积液状态.2流压梯度井筒积液后流动压力梯度会明显升高,因此可以通过实测的井筒流动压力梯度来判断是否积液,把流压梯度为0.45MPa?hm作为井筒是否积液的判断标准.如果流压梯度大于该值,则井筒积液.例如,YK13井2007年5月18日测得的井筒最大流压梯度为0.57 MPa?hm～,说明井筒积液.需要说明的是,由于流压梯度只测到油管人口,油管鞋下面还有几百米流体是在套管中流动,流速较低, 是最容易积液的地方.所以,油管中压力梯度小于0.45 MPa?hm～,也不表示井筒中不积液.(下转第92页)5432l一?cⅢ_【),删堰昧磐2009年5月断块油气田第16卷第3期成本定额根据该油藏经营管理单元实际生产经营情况.结合近3a的成本数据确定.税金及附加按现行经济政策和财务制度计提.原油增值税率为17%,城建税为7%,教育费附加为3%;原油资源税为24元?t～,天然气为9元?dam;特别收益金为1073元?t～.折现率按中国石油化工股份有限公司经济可采储量计算细则的规定,取12%.3.3储量价值计算及储量经营水平评价通过编制现金流量表,计算出各年现金流量,在储量经济寿命期内的各年现值之和即为储量的价值.经计算该单元2007年底剩余可采储量价值为5500万元,2008年底为6400万元.2008年与2007年相比,储量增值率为17%,按储量经营水平评价标准,该单元则属较高储量经营管理水平.4应用效果2008年油藏经营管理储量经营水平评价过程中,应用该方法对中原油田54个油(气)藏经营管理单元储量价值进行了评估,并通过储量保值增值率对各单元储量经营水平进行了评价.48个油藏经营管理单元整体价值2008年比2007年增值13.53亿元,增幅为8.8%,考核得分为100分,为较高管理水平.6个气藏经营管理单元整体价值2008年比2007年减值0.08亿元,减幅为2.6%,考核得分是97分,为较高管理水平.油气储量经营整体实现了保值增值.(上接第69页)3结论1)选择井筒积液判断模型和确定积液判断标准都必须与油气田实际生产动态资料相结合.2)通过气井携液能力的变化得到临界动能因子,并进一步求得携液临界流量,与现场生产实践对比,证明求得的携液临界流量是正确的.3)实际确定井筒积液状态时可结合动能因子,携液临界流量和流压梯度来进行判断.塔河凝析气藏的积液判断标准为:F≤8;Q≤Q;流压梯度/>0.45MPa?hm～5结束语通过研究国内外石油储量评估途径及方法.筛选出适合现行管理体制下的石油储量价值评估方法,形成了一套油藏经营管理储量经营水平评价技术.根据现行石油经济政策和财务制度.研制了评估模型.按照中原油田油藏经营管理单元的经营实际,在分析调研的基础上,确定合理的评价参数.对中原油田54个油(气)藏经营管理单元2007年和2008年的储量价值进行评估.对比分析了储量保值增值原因,为评价考核储量经营管理水平提供了量化的依据.有力支持了油藏经营管理水平评价工作的开展.参考文献杨景民,李波.我国油气储量资产化及市场战略研究[R].北京:中国石油天然气集团公司软科学课题研究项目组,1999.国家国有资产管理局资产评估中心.资产评估概论[M].2版■京: 经济科学出版社,1995.张今弘,袁致中.石油天然气储量商品化和勘探项目经济评价方法研究fR].北京:中国石油天然气集团公司软科学课题研究项目组.1995.张今弘,袁致中.石油天然气储量商品化[M].北京:石油工业出版社.1995.李志学.油气储量资产化管理[M].西安:西安地图出版社,2000.谈玉明.中原油田储量资产化研究报告[R].濮阳:中原油田勘探开发科学研究院.2000.贾承造.美国SEC油气储量评估方法[M].北京:石油工业出版社, 20o4.(编辑滕春呜)参考文献[1]靳冰冰,檀朝东,周建华.天然气井积液预测方法的比较分析[J]. 中国石油和化工,2008(22):55—58.[2]李闽,潭光天,郭平.气井携液新观点[J].石油勘探与开发,2001,28 (5):105—106.[3]TurnerRG,HubbardMG,DuklerAE.Analysisandprediction ofminimumflowrateforthecontinuousremovalofliquidsfromgaswells[J].JPr,1969,21(9):1475-1481.[4]GuoB,GhalamborA,XuC.Asystematicapproachtopredict liquidloadingingaswells[A].SPE94081,2005:17—19.[5]赵先进,姜青梅.用动能因子确定产水气井合理工作制度[J].断块油气田,1996,3(4):64—67.(编辑孙薇)…川。
“井筒积液典型症状”法判断气井积液
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响气藏 的采收率… 李 、Ｔ ｒｅ 等研 究从气 井携液临 界流量入 手 ｕｎｔ
来判断气井 税液 ；ＧＵＯ”、赵先进 等研 究片 确定 动能凶子的 下限值 ｊ 来判断气井秘液 、 本文利用井简典 型症状 法并结 合动 能凶子来判断气 井秘 液 、 １ 方法与原理
ｌ月７ ２ Ｈ，Ｈ产水量 １ ６ 是采取提产带液和套注泡沫剂的措施下采 ．ｍ １
的适 用性
关键词
井 筒 积 液典 型症 状
动 能 因子
气 井
在气井生产过程Ｌ ，井简秋液 会增 Ｊ气井的 凹压 ，限制气井的产 ｐ Ｊ ｕ 能 ，尤其对 于低压气井 ．井筒积液过 多会导致气井完全停喷 ，从而影
由 ｌ 可看 出．随 着油嘴直径 的增大 ，前期的产量随之增 加 ．但 到 了后 期却 反而 下降 ，这 ｉ 兑明气井 后期 可 能积 液 了 ， ｌ ｌ 年 中２ ，
涪陵页岩气井井筒积液判别标准
涪陵页岩气井井筒积液判别标准涪陵页岩气田是中国西南地区最大的页岩气田之一，位于重庆市涪陵区境内，是中国首个大型商业化开发的页岩气田。
随着页岩气开发的深入，井下井筒积液问题日益引起人们的关注。
井筒积液是指在油气井中由于地层水、泥浆及其他液体不断进入井筒而引起的井筒内液位的上升现象。
积液不仅影响了油气井的正常生产，还会带来一系列的安全隐患。
对涪陵页岩气井井筒积液进行判别，对于提升生产效率和保障安全具有重要意义。
一、涪陵页岩气井井筒积液问题的特点1. 地质构造复杂：涪陵页岩气田地处长江神农坡地区，地质构造复杂，气藏性质多样，因此导致不同井的井筒积液情况也存在较大差异。
2. 水文地质条件复杂：该地区水文地质条件多变，地下水来源众多，水化学性质复杂，地下水对井筒积液的影响较大。
3. 页岩气井井筒渗流性强：涪陵页岩气井多为水平井，井壁有较强的渗流性，地层压力差异较大，导致井筒容易受到地层水的侵入。
二、涪陵页岩气井井筒积液的判别标准1. 根据涪陵页岩气井的地质情况，通过对井筒积液的观察和分析，制定了以下判别标准：（1）根据井下液面的高度：一般来说，如果井下液面高度超过规定的井筒积液标准高度，即可判定井筒积液情况。
（2）根据井下液体的性质：通过取井下液体样品进行化验和分析，判断液体的主要成分和含量，从而判断井下液体的来源和性质。
2. 根据井下液体的特征：（1）地层水：地层水是涪陵页岩气井井筒积液的主要来源之一，地层水的特征主要表现为含水量高、氯离子含量高。
（2）泥浆液：在施工或作业过程中，泥浆液也是导致井筒积液的重要原因之一。
泥浆液主要表现为悬浮固体较多、液体温度较低以及PH值偏酸等特征。
（3）天然气液：由于页岩气的特殊性，井下液体中可能含有天然气，这在判断井筒积液时需要特别注意。
三、针对涪陵页岩气井井筒积液的处理1. 通过调整生产参数，尽可能减少地层水的进入，如调整注水量和生产方式。
2. 对于泥浆液或其他外来液体的处理，可采取设立分离装置、注入分离剂等方式加以处理和清除。
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胜利油田浅层产水气藏井筒积液的预测与识别
摘要 胜利油田浅层气藏以河流相沉积的透镜状岩性气藏为主，开发中易出水，井筒积液现象在气藏开发中较为普遍。
由于浅层气藏产液量普遍较小，积液的形成相对较为缓慢，气井正常生产中较难察觉。
由于井筒积液容易对近井地带及储层造成伤害，严重影响气井产量，因此井筒积液状况的准确判断，直接影响产水气藏的开发效果。
本文在浅析浅层产水气藏井筒积液形成机理的基础上，对其动态预测与识别方法进行了探索。
主题词 浅层气藏 井筒积液 形成机理 预测与识别
胜利油田浅层产水气藏的开采中，由于产液量较小（一般在2～5m 3
/d ），多数气井在正常生产时的流态为雾状流，液体以液滴的形式由气体携带到地面。
但当气井产量较小时，将不能提供足够的能量使井筒中的液体连续流出井口，液体将与气流呈反方向流动，并积存于井底，形成积液，对产层形成回压，回压的增加将大大影响气井的产量。
随着产气量下降，气井的排液能力降低，造成进一步的积液和产量下降，形成恶性循环。
由于浅层气藏产液量普遍较小，积液的形成相对较为缓慢，多数积液气井生产中井口并未见水，因此较难察觉。
为此，笔者根据胜利油田产水气藏开发特点，提出了井筒积液的预测模型和几种简便的动态识别方法。
1 根据临界流量预测井底积液
边底水进入井底后，井筒出现气液两相流。
当储层的压力较大、气体产量较高的情况下，井筒内以环雾状流型为主；随着气藏能量降低，气体产量下降，井筒内还会出现搅拌流和段塞流。
一旦井筒内出现了搅拌流或段塞流，气体携液能力明显下降。
因此，当井筒内出现非环雾流时的气体产量可称为气体携液临界产量，气井产量低于临界产量时就会出现“井筒积液”现象。
由于胜利浅层气藏气井出水量小，生产气液比一般高于1400m 3
(标)/m 3
，适合采用高气液比携液临界产量模型。
1.1模型建立
通常现场采用的气井携液临界流速的公式为
5.025.025.0/)(
6.6g g l g V ρρρσ-= (1)
式中：g V 为携液临界流速，s m /；σ为液滴表面张力，m N /；l ρ为液滴密度，3/m kg ；
g ρ为气体密度，3/m kg 。
在模型（1）的推导过程中，气体的雷诺数范围假设为5410210⨯<<e R ，相应的拽力系数取为44.0=d
C 。
但是在胜利油田气井实际生产中，有许多气井的雷诺数超过了Turner
假设的这个范围，须对5102⨯>e R 情况下的拽力系数d C 的取值进行修正。
结合胜利油田高气液比气井的特性及现场实验结果，本文将5102⨯>e R 时的拽力系数
取为25.0=d C
采用与Turner 相同的推导方法可得到，当5102⨯>e
R 时，连续携液临界流速为：
5.025.025.0/)(65.6g g l g V ρρρσ-= (2)
相应的连续携液临界产量为
ZT
ApV q g
sc 4
105.2⨯= 式中：sc q 为最小携液产量，d m /3
；A 为生产管柱截面积，2m ；p 为井深压力，a MP ；
Z 为在p 、T 条件下的气体压缩系数，无因次；T 为计算井深温度，K 。
1.2模型应用
利用修正后携液临界产量模型对胜利油田部分高气液比气井进行了连续携液临界产量的预测，预测结果与实际生产状况一致。
表1列出了4口生产气井的产量、模型计算结果和当前生产状态。
表1 气井预测临界产量及气井实际产量、状态对比表
由上表可以看出，该预测模型在胜利浅层气藏井筒积液预测方面有较好的适用性。
2 井底积液动态特征识别
基于胜利油田浅气藏开发特点, 结合气井产水量和动态压力、产量变化曲线综合分析，通过研究和实践，总结出以下两种实用性较强的井底积液识别方法。
2.1 产气量和套管压力波动
随着井底液体沉降、积聚，气井产量不断下降，同时油套环空内的气体受压缩，套管压力随之上升；当井底液体进入油管被带出后，油套环空内的气体膨胀，套管压力出现下降，产气量开始增加，如此反复出现周期性的波动。
虽然胜利油田浅层气藏产量小、埋深浅，利用产气量和套压的波动情况有时不很明显。
但对于很多采用井下气嘴生产的气井而言（此类井一般不测取油压），套压和产量变化的及时分析是及早判断井筒状况的唯一简单的手段。
例如，陈气20－5井采用井下气嘴生产，无油压数据，井口一直未见水。
但从投产初期的压力和产量变化规律上可以初步判断井筒已受出水影响，即：套压小幅下降，产量随之上升。
这与该井后期因井筒积液严重停产的实际情况相符（图1）。
图1 陈气20-5井生产动态曲线
（2）油管压力梯度增高，油、套压差明显增大
胜利浅层气井深度在1500m以内，产水气井井筒能量损失的94％是静水柱压头的位能损失，磨擦能量损失和动能损失仅占6％。
气井正常生产过程中，井口油压与井底流压较接近，油管压力梯度很小；当气井井内液柱增高时，油管压力梯度则迅速增加。
此外，气井正常生产过程中，油、套压的变化幅度基本一致，但当井筒中积液时，由于液柱产生附加压力，使油、套压的变化幅度差异化，形成油、套压渐开的两条变化曲线。
曲线之间的差异反映了井筒积液状况。
如图2 孤东2-17-745的生产动态曲线，生产数据中出水计量为0，但根据油套压差对比和产量变化曲线，可以判断井筒已形成积液。
这从该井在继续生产一段时间后，压力、产能大幅下降，只能采用化学排水恢复生产上就充分证明了初期见水、积液的判断。
图2 孤东2-17-745井生产动态曲线
3 井筒积液高度预测
受地面因素及井下截流装置影响，采用机械方式准确测取井筒积液高度存在诸多困难。
因此，在生产实践中总结出一种快速预测井筒内液面位置的简便方法。
通过对胜利油田产水气井生产压力的动态监测数据分析认为，井筒积液后引起油压下降速度快，套压也缓慢下降。
而排除井筒积液后套压无明显恢复，说明持续生产过程中油管中的积液进入环空的机会较小，对套压的影响可忽略不计。
这从2008年胜利油田气井维护措施前后的压力变化统计情况可以明显看出（表3）。
表3 胜利气井积液排空前后油套压变化情况
因此，在实际生产中可直接利用油压变化快速判断油管内的积液高度。
井筒积液高度
l h 计算表达式为
12
0.01tf tf l w
p p h ρ-=
（3）
式中：l h 为液柱高度，m ；1tf p 为无积液时油管稳定流动压力，MPa ；2tf p 为有积液时油管稳定流动压力，MPa ；w ρ为液体密度，g/cm 3。
4 结论
胜利油田浅层产水气藏受储层性质及成藏机理影响，其原始气水分布及出水因素较为
复杂，而井下监测仪器的采用又受到地面环境、井下气嘴下深等诸多因素限制，难以对井筒状况做出及时诊断。
通过井口压力、产量等动态资料的系统分析，可实现气井井筒积液的早期预测与识别。
在此基础上，可进一步通过优化气井工作制度合理控制气井产量或采取相应的排水措施，有效延缓气井井筒积液的发生。