作者：唐广荣 主编
出版社：化学工业出版社
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崖城13-1气田高温超低压气井治理技术与实践试读：
前言
经过二十多年的开发，崖城13-1气田已处于开发中后期，主力区块地层压力系数仅为0.11～0.12，地层压力显著下降，气井自喷能力减弱。随着采出程度的逐步增加，水体活跃度加剧，气田产水量逐渐增加，受水体侵入的影响，少数井已积液停喷，部分井面临停喷风险，需及时采取措施，否则气田产能将受到影响；另外，部分井套管腐蚀严重，技术套管和生产套管腐蚀断裂，存在较大安全隐患，需及时采取措施。但受高温（180℃）超低压井况影响，一些措施难以开展，气田挖潜措施风险较大；且隐患治理需综合考虑安全因素和对气井产能的影响。
为解决上述生产作业过程中的疑难问题，中海石油（中国）有限公司湛江分公司井下作业及采油工艺团队开展了大量的研究与实践工作，在持续的研究和实践过程中，取得了一些重要的经验和理论成果。研究团队及时地总结了这些技术，主要涵盖高温超低压气井积液诊断、排水采气、堵控水、腐蚀防护及套损治理等方面取得的技术成果与典型案例，为高温低压气井积液治理、腐蚀防护、套损治理等提供了可借鉴的经验，达到了促进生产、更新技术、提高业务水平的目的。
希望本书能够在海上油田油气井大修作业及各相关企业、科研单位、院校的生产和科研中发挥应有的作用。唐广荣2019年2月1 绪论1.1 崖城13-1气田地质油藏概况
崖城13-1气田区域构造位于南海北部海域琼东南盆地崖南凹陷的西北端，气田水深91m。该气田陵水组三段构造为NW-SE向的背斜构造，西南翼被1号断裂切割而复杂化，断层上升盘一侧为较简单的半背斜。1.1.1 构造特征
崖城13-1气田构造是在基底隆起上发育起来的继承性构造，晚渐新世-早中新世发育的断裂活动，将构造进一步抬升，使构造顶部遭受剥蚀，导致主要含气层砂岩顶部缺失，形成一个秃顶的背斜构造。
气田范围内，陵水组三段构造主要断层走向是近东西向的A断层，将构造分为南北两块，次一级断层主要为北西向和南北向两组，均与1号大断层呈一定角度。构造南部有一近东西向的断层，大致与A断层平行，使南块断层复杂化。
气田在三亚组和陵二、三段地层钻遇气藏，即陵三段主力气藏、陵二段楔状体B1气藏和三亚组楔状体A。
陵三段气藏构造特征：前第三统花岗岩、变质岩基底隆起上继承性发育起来的披复背斜。
陵二段楔状体B1的构造特征：构造形态为半背斜构造，构造顶部被剥蚀，发育一些近东西向的小断层。
三亚组楔状体A的构造特征：岩性圈闭构造，由西向东倾斜，无断层。1.1.2 储层特征
气田的主要含气层为古近系渐新统陵水组三段砂岩，其次是新近系三亚组的楔状体A及陵水组二段的楔状体B。
陵水组三段砂岩是由海陆过渡相-浅海相并受潮汐影响的扇三角洲所组成的复合沉积体，其下部陆相沉积较多（弱海相），向上海相沉积增多（强海相），仅在构造高部位受到剥蚀，含气层的分布与砂岩体的分布一致，平均有效厚度89.1m，共划分4个气组10个小层。气层岩性为细-粗粒长石碎屑砂岩，分选差-好，孔隙度11%～21%，平均有效孔隙度14.4%。空气渗透率10～1000mD，平均有效渗透率87.18mD。主要储集空间为砂岩孔隙，以原生粒间孔和溶蚀孔组成的复合孔隙为主，并有少量的晶间孔。孔隙直径为1～200μm，平均125μm。孔喉半径随物性变好而增大，喉道半径为1～19μm。
楔状体A主要是障壁滨岸沉积环境下发育的一套以障壁岛为主的砂岩，主体砂岩有效厚度70.2m，以中粗石英砂岩夹薄层砾岩为主，岩性纯净，净毛比高达99.1%，平均孔隙度14.5%，渗透率高达1653mD，含气饱和度92.7%。
楔状体B以泻湖环境为主，井点有效厚度6.5m，平均孔隙度13.3%，渗透率292.9mD，含气饱和度52.2%，净毛比32.8%，以细砂岩为主。1.1.3 温压系统
崖城13-1气田陵三段属正常的温压系统，气藏中深温度176℃，温度与深度的关系为：T＝24.45＋0.03981H （1-1）
式中 T——地层温度，℃；
H—— 垂深，m。
崖城13-1气田压力系数为1.03，南块压力与深度的关系式为：P＝30.3021＋0.002121H （1-2）
式中 H——垂深，m；
P—— 地层压力，MPa。
北块采用生产井的RFT压力资料建立回归关系，相关性很好，回归公式为：P＝31.3769＋0.001881H （1-3）
式中 H——垂深，m；
P—— 地层压力，MPa。
采用RFT压力回归的方程计算，陵三段南/北块气藏中深压力相同（38.5MPa）。
陵二段气藏属正常压力系统，压力梯度与陵三段北块相同。
三亚组气藏属正常压力系统，具体压力方程如下：P＝30.84＋0.001873H （1-4）
式中 P——地层压力，MPa；
H—— 垂深，m。1.1.4 流体性质
陵水组三段气藏的天然气是含少量凝析油的干气。相对密度30.684，甲烷含量83.87%，CO含量7.65%，HS含量小于50mL/m，22偏差系数1.082，临界压力4.768MPa，临界温度－66.45℃，凝析油3含量为59.7g/m，凝析油具有高含蜡和高凝固点的特点，相对密度0.8179。气藏地层水相对密度1.0194，氯根12930mg/L，总矿化度23510mg/L，水型为碳酸氢钠型。
楔状体A气藏流体性质与陵水组三段气藏相近，天然气中CO含2量为6.94%，甲烷含量约83.94%；凝析油相对密度约0.84。1.1.5 气藏驱动类型
陵水组三段气藏按圈闭类型应属构造-地层圈闭气藏，上倾方向尖灭或构造遮挡，低部位有少量边水；从气、水分布位置划分应属边水气藏，边水体积用钻遇的陵三段水层平均参数（净毛比与孔隙度），地震亮点或大断层圈闭范围计算陵三段边水连通水砂体积，边水体积为含气孔隙体积的2.1～3.1倍。
楔状体A气藏属岩性气藏，无边底水的影响，是一个衰竭式开采的弹性定容气藏。
崖城气田驱动类型属弹性气驱为主加局部弱边水驱。1.2 崖城13-1气田开发现状
崖城13-1气田各区各井经多次射孔补孔后，纵向上射开程度较高。目前，该气田2口井积液停喷，1口井因工程问题关井不能生产，2口343井因物性差等原因停喷；全气田凝析油气比约为0.37m/10m，水气343比约为2.05m/10m，比较稳定。由于气藏已处于超低压（压力系数约0.12）开发阶段，气田采用降压开采技术保证稳定开采。1.2.1 气田生产动态特征
经过二十多年的开发，崖城13-1气田目前有N1块、WA块、S1块、S2块、S3-1块在生产，且取得了丰富的动、静资料，多年的生产动态分析表明气田表现为如下生产动态特征。（1）气田初期产能旺盛，目前已有大幅度下降 气田投产初期生产能力旺盛。经历了长达二十多年的高效开采，目前，在生产的气井产量均有较大的下降，个别井已停产，部分井需依靠降压才能维持生产。（2）气田压降稳定，动储量目前趋于稳定 各井定产量下的井口压降表明气田压降稳定，特别是北块各井压降几乎一致，通过压降法计算的动储量已趋于稳定。（3）气田地层压力系数较低 气田各井区分别通过井口及钢丝作业测压，主体区块地层压力系数仅为0.11～0.12。（4）气田部分生产井CO含量有缓慢上升趋势 崖城13-1气田各2井气体组分中CO含量均有上升趋势，部分CO含量较高的井都已超22过12%。（5）气田油气比稳定，水气比呈稳中有升趋势 气田凝析油气343比稳定，在0.36m/10m左右；随着气田采出程度的逐步增加和地层343压力的递减，水气比自投产初期的0.11m/10m上升至3432.05m/10m，目前水气比呈平稳且略有上升趋势。1.2.1.1 N块生产动态
N块根据断层分布成N1、N2、N3三个区域，历年动态分析表明三块之间是连通的，其中N1块物性好，总体开发特征表现为井间连通性较好，开发井基本维持正常生产；N2块开发井已积液停喷；N3块开发井因物性差、积液等也已停喷。
N块在产井有3口已见水，其中1口井进行堵水作业效果较好，目343343前，N块水气比约为2.17m/10m，凝析油气比大约为0.33m/10m。1.2.1.2 WA块生产动态
WA总体特征表现连通性好，产量高，压降稳定，1口井是目前气田生产状况最好的1口生产井；1口井已停喷，处于关井状态。目343前，WA块水气比约在1.67m/10m，凝析油气比大约为3430.32m/10m。1.2.1.3 S1块生产动态
S1块开采层位为陵三段，有1口井在生产，该井进行堵水及更换管柱作业后仍产水，测试产能较低，一直维持间歇生产。目前，S1343343块水气比约为3.82m/10m，凝析油气比大约为0.65m/10m。1.2.1.4 S2块生产动态
S2块开采层位为陵三段，有1口井在生产，该井进行堵水及更换管柱后，下部堵水成功，但修井液进入地层导致该井储层污染，造成该井产能较低，处于间歇生产状态。目前，S2块水气比约为3433431.95m/10m，凝析油气比大约为0.70m/10m。1.2.1.5 S3-1块生产动态
S3-1块仅有1口生产井，开采层位为陵三段。目前，S3-1块水气343343比约为0.16m/10m，凝析油气比大约为0.44m/10m。1.2.2 储层压力分析
采用最新的静压梯度测试资料、各井关井井口压力，根据崖城13-1气田建立的管流计算程序对各井关井后的井口压力进行了折算。1.2.2.1 静压分析（1）N1块静压分析 根据所测数据绘制静压梯度图如图1-1所示，折算气层中深静压为4.59MPa，压力系数0.12，对应的压力梯度方程为：P＝0.000236H＋3.6862 （1-5）
式中 H——垂深，m；
P—— 压力，MPa。图1-1 N1块静压梯度图（2）WA块静压分析 根据所测数据绘制静压梯度图如图1-2，折算气层中深静压为4.60MPa，压力系数0.12，对应的压力梯度方程为：P＝0.000247H＋3.6607 （1-6）
式中 H——垂深，m；
P—— 压力，MPa。图1-2 WA块静压梯度图（3）N3块静压分析 根据所测数据绘制静压梯度图如图1-3，折算气层中深静压为25.27MPa，压力系数0.71，对应的压力梯度方程为：P＝0.001695H＋19.14198 （1-7）
式中 H——垂深，m；
P—— 压力，MPa。图1-3 N3块静压梯度图（4）S1块静压分析 根据所测数据绘制静压梯度图如图1-4。折算气层中深静压为9.25MPa，压力系数为0.25，对应压力梯度方程为：P＝0.000568H＋7.0844 （1-8）
式中 H——垂深，m；
P—— 压力，MPa。图1-4 S1块静压梯度图（5）S2块静压分析 根据所测数据绘制静压梯度图如图1-5。折算气层中深压力为9.89MPa，压力系数为0.26。对应压力梯度方程为：P＝0.000604H＋7.5842 （1-9）
式中 H——垂深，m；
P—— 压力，MPa。图1-5 S2块静压梯度图1.2.2.2 井口压力折算（1）N1/N2/N3块井口压力折算 对N1、N2、N3块的生产井进行多次关井读取井口压力数据，采用管流计算程序进行井底压力的折算，除个别井折算地层压力略低外，其余井折算井底压力与实际静压测试井底压力基本一致。（2）S块井口压力折算 对S1/S2块的生产井进行多次关井读取井口压力数据，采用管流计算程序进行了井底压力的折算，折算的S1/S2块压力系数分别为0.24/0.26，与静压测试压力系数基本相同。折算的S3-1块地层压力为5.46MPa，压力系数为0.15。（3）WB1块井口压力折算 对WB1块的生产井进行多次关井读取井口压力数据，采用管流计算程序进行井底压力的折算，折算的压力系数为0.55，与历次静压测试相同，地层压力未出现明显下降。（4）WA块井口压力折算 对WA的生产井进行关井读取井口压力数据，折算WA块地层压力为4.60MPa，压力系数为0.12，与静压测试压力系数基本一致。1.2.3 气田开发存在问题（1）地层压力系数低、自喷能力弱，井下措施实施困难 目前主体区N1块地层压力系数仅为0.12左右，N2块压力系数0.16，N3块0.50，S1、S2、S3-1块压力系数分别为0.25、0.26、0.16，WA块0.12，NT块0.71。低压导致部分井自喷能力减弱，为提高气田整体采收率，目前，仅能通过井口降压生产，包括：湿气压缩机降压及射流泵降压，采用湿气压缩机降压使入口压力从2.51MPa降至1.38MPa，4343增气78×10m/d；进一步降低至1.10MPa，再增气30×10m/d；目前，83将压力降至0.69MPa，预计还可增气5.2×10m。射流泵降压工艺正处于试验阶段，预计可将压力降至0.35MPa，将视情况对低效井实施。
崖城13-1气田已进入开发中后期，地层压力显著下降，另外受气井深度及地层温度的限制，一些措施很难展开或进展缓慢。（2）气田见水后产能受到影响 随着采出程度的逐步增加和地层压力的递减，水体的活跃程度加剧，气田产水量不断增加，水气比上升趋势明显。综合氯根含量与凝析水研究，气田已有地层水侵入。
部分生产井受水体侵入影响，水气比升高，压降快，面临停喷的风险，若不及时采取调整措施，气田产能将受影响。（3）动静储量差异大，挖潜措施风险大 气田区块间动用关系非常复杂，除NT、S2、WA是独立区块外，N3、S1、S3、WB1区块都被N块主体动用，存在储量漏失现象，动用关系复杂，调整挖潜风险较大；各区块动储量均低于地质储量。通过近年来动储量计算结果来看，气田近13年来动储量没有明显提高，气田开发已经进入拟稳态阶段，内部区块采出程度高，挖潜潜力小。（4）气水分布复杂，低渗层位难开发 崖城13-1气田气水分布情况较为复杂，陵三段、陵二段气藏除构造最高部位被剥蚀形成“秃顶”而不含气外，构造高部位钻遇的陵三段全部含气，但崖城组基本不含气，三亚组整个砂体全充满气。水层分布复杂，除南1块与北块处于同一气、水界面，其余都是孤立的水体，气田整体水顶—气底深度不统一。
调整井钻遇的NT及WB1区都属于低渗地层，开发效果不佳，面临低渗气藏难开发的问题。（5）部分井套损严重，安全风险大 崖城13-1气田部分井套管存在不同程度腐蚀情况，个别井13-3/8”（1”＝2.54cm）技术套管及10-3/4”生产套管均腐蚀断裂，仅剩7”油管一道安全屏障，一旦屏障泄漏，后果将不堪设想。部分井套损情况有待进一步验证，根据检验情况相应采取治理措施。2 气井积液诊断技术与实践
崖城13-1气田采出程度逐步增加，地层压力递减，水体的活跃程度逐步加剧，气田见水迹象日益明显。部分生产井受水体侵入影响，水气比升高，压降快，面临停喷的风险，其中N1块3口井见水，S1块1口井见水，N2块1口井已水淹。目前，见水井中2口井带液生产，1口井由于换套作业关井导致积液停喷，亟待诱喷复产。
崖城13-1气田已处于开采中后期，由于地层压力下降、生产制度调节、边底水活跃程度加剧，气井见水现象日益严重。气井出水使单相气流转变为气水两相流，不仅造成气相渗透率降低，同时消耗大量地层能量。当气相流速太低，不能提供足够的能量以携带出井筒中的液体时，液体将与气流呈反方向流动并积存于井筒内，形成井筒积液，降低生产压差，造成气井低产甚至停产。同时在井筒回压、岩石润湿性等不利因素作用下气层易发生反渗吸伤害，气相渗透率进一步降低，导致产能下降，增大了单井废弃产量。井筒积液已成为制约气井产能的重要因素之一，亟需开展针对性研究，延长气井生产周期，提高气田采收率。2.1 气田见水分析
崖城13-1气田部分生产井自2007年以来已经表现出受凝析油、凝析水和边水侵入的影响，产气量明显下降、个别井产水（液）量和水气比呈明显上升趋势，地层水侵入现象明显。2.1.1 水气比分析
气藏形成过程中始终伴随地层水共存。气藏的气态流体中也总是含有水蒸气，如果有共存水存在，水蒸气将总是处于饱和状态。水蒸气含量高低主要与储层温度、压力、气体组成、液态水的含盐量等有关。显然，温度越高水蒸气含量也越高；而压力、气体中重烃和N2含量高或水中含盐量高，会使水蒸气含量降低；气体中CO和HS含22量高会使水蒸气含量上升。
由相关公式可以推算出目前地层压力下的生产凝析水气比：－4BWGR＝1.6019×10A[0.32×（0.05625T＋1）]C （2-1）A＝3.4＋418.0278/P （2-2）－2－42B＝3.2147＋3.8537×10P－4.7752×10P （2-3）－3－42C＝1－4.893×10S－1.757×10S （2-4）343
式中 WGR——水气比，m/10m；
T—— 地层温度，℃；
P—— 地层压力，MPa；
S—— NaCl含量，%；
C—— 矿化度校正系数。
将现场气井实际水气比随地层压力的变化作图并与之比较，若现场水气比大于理论计算饱和含水量，说明地层存在大量的边、底水或游离态的可动隙间水进入井筒；如现场产水量小于理论计算饱和含水量，说明地层条件下凝析气中气态凝析水含量未达饱和，产出水以凝析水为主。
根据该方法对崖13-1气田的11口生产井近期产水情况进行了分析，见表2-1。表2-1 崖城13-1气田生产井水气比分析
由上表可见，有7口井（B、C、F、G、I、J、K）的生产水气比高于饱和凝析水含量，表明这7口井已产出部分地层水（其中G、I井已被水淹），其中J、K井的生产水气比明显高于饱和凝析水含量，地层出水量较大，见水趋势明显；北块B、C、E井生产水气比略高于计算水气比，说明见水量不是很大；而A、D、F、H的生产水气比与饱和凝析水含量相当，暂时没有产出地层水。2.1.2 氯根含量分析－
Cl含量的变化情况能在一定程度上反映地层水的侵入程度，当－气井所产水由凝析水变为边底水时，Cl含量或矿化度往往有较大的－变化。从Cl含量的变化情况看：－（1）A、D、F、H各井Cl含量变化不大，含量大多在100mg/L以下，所产水主要应为凝析水。（2）B、C、E各井氯根含量逐年增高，已上升到1000mg/L以上，这几口井均位于气田的低部位，距离内部气水界面近，边水侵入导致矿化度变化的可能性大。－（3）I井Cl含量显著高于其他井（10000mg/L左右），通过见水－原因分析，认为该井由于固井质量差而发生水窜。G井Cl含量自投产至今含量相对稳定但也明显高于其余井（1000mg/L），取水样分析已发现该井井筒内出现地层水。－（4）J、K井Cl含量已上升至3000～5000mg/L，氯根含量变化趋势明显，可能存在边水侵入的影响。－
除G、I井已证实出水外，单纯从Cl含量的变化情况看，A、D、F、H井所产水主要为凝析水，B、C、E、J、K有较明显的地层水侵入，与前述利用水气比的分析与生产统计数据的分析结果完全一致。2.1.3 出水来源分析
找出气田的出水来源，对下步措施研究起着重要作用。根据地质油藏综合研究，认为地层水主要来自气田边底水及自身孤立水体，而见水井出水来源并不完全相同。
针对I井水淹现象，进行系统的出水机理研究，认为该井出水原因是固井质量差导致高压底部水层发生管外窜。气田外部边水有趋近的可能，陵三段水体大小为崖城13-1气田的2～3倍，N块的气水界面为－3960m。G井砂层为孤立水体，水顶深度为－3822m。南块J井与N块同一气水界面－3690m。K井气水界面为－3920m。I井A、B砂层为独立水体，水顶深度为－3686m。通过分析发现，水气比同生产井距气水界面的距离有一定的关系，对比发现，生产井初期水气比与目前生产水气比的增加值随着垂直距离的减小而增大，随着水平距离的减少而增大，这就说明了B、C、E、J、K井生产水气比的增加是由边水的侵入所致。G、I井不符合上述规律，通过分析认为G井地层水主要来自下部孤立水体，但也不排除边水趋近的可能性。2.2 积液诊断技术现状
由于井筒积液对气井的生产造成很大的影响，因此及时了解积液情况、探测和判断积液深度，是气田动态监测的一项重要内容。2.2.1 积液诊断与预测技术
从形成的原因上看，可以将井筒积液定性地分为：①地层中的自由水或烃类凝析液；②井筒热损失导致天然气凝析而形成凝析液体；③钻井、射孔、完井、酸化或压裂等过程中，渗入储层的外来液体。气井生产过程中井底是否存在积液，常用的判断方法见表2-2。表2-2 积液诊断与预测方法
上表所列的井筒积液判断方法中，模型预测法是通过理论计算来模拟井筒中流体的实际流动状态，进而得到流体在井筒中任意位置的特性参数。该方法不需要对井筒压力、温度等进行实测，比一般的经验判断方法可靠性高，因此得到了广泛的应用。2.2.2 适用性分析
崖城13-1气田已出现积液现象的生产井主要是边底水侵入导致，凝析水量计算法并不适用；海上气井油套环空带有封隔器，正常井况下套压与油压无对应关系，因此井口油套压判断法也不适用；气井调整生产参数后生产不稳定，得不到有效的试井曲线，且频繁改变生产制度亦造成气井不良响应，导致积液进一步加剧，因此也无法根据试井曲线法判断积液。
目前积液诊断的方法有9种，通过初步梳理，适用于海上气井的积液诊断技术有7种。其中，产量变化经验判断法主要为定性分析，判断结果粗略。实测压力曲线法是实测各井段压力值判断积液情况，但大斜度井或水平井，受常规测压作业条件限制，无法获取井斜角大于60°井段的压力数据，因此对于水平井的积液情况也难以判断。回声仪液面监测常用于陆地测试，在海上未应用。综合考虑积液诊断技术应从模型预测法进行突破。
常用的积液诊断模型包括临界携液流量预测模型和压降梯度预测模型，其中临界携液流量和压降梯度是积液诊断和指导排水采气措施的两个重要参数，而针对水平井往往理论计算结果与实测数据相差较大，因此需对预测模型进行优化。2.2.3 气井携液理论模型
气井生产时产出地面的液体由三部分组成：凝析水、地层水、凝析油。当气井产量较大，井筒中的气体流速比较高时，液体能够被带出井筒而不会出现积液。随着气井的生产，气藏压力、产气量不断下降，水气比不断升高，当产气量低于某一个值时，气体的流速将不能把井筒中的液体带出地面而在井筒中累积起来，导致井筒积液，对井底的回压增大，影响气井正常生产甚至造成气井水淹停喷。而能够把液体带出井筒的气体最小流速就是气井的携液临界流速，对应的地面标况下的流量为气井的携液临界流量。临界携液流速的计算模型目前主要有两大类：液滴模型和液膜模型。2.2.3.1 液滴模型
液滴模型认为液滴是液体在井筒中的主要表现方式，从而假设排出气井积液所需的最低条件是使井筒中的最大直径液滴能连续向上运动。对最大液滴在气流中的受力情况进行分析，当气体对液滴的曳力等于液滴的沉降重力时，可以确定气井的携液临界流量，如图2-1所示。图2-1 液滴在气流中的受力分析
Turner等（1969）最初对最大液滴进行了受力分析，假设液滴是圆球状，临界韦伯数为30，将曳力系数取为0.44，最终推导出液滴携带临界气流速计算方法。Turner等利用矿场生产数据验证模型，发现将模型计算值上调20%更接近实际情况，最终系数取为6.6。这一理论成为预测气井临界携液流量的经典算法。
Coleman等（1991）利用Turner模型对多口井口压力低于3.45MPa的气井进行计算，结果表明，Turner模型在不上调20%的情况下，能更好地预测连续携液临界气流量。
Nosseir等（2000）在Turner模型的基础上进一步研究，利用雷诺数对流型进行划分，并推导了层流、过渡流、紊流条件下的临界携液气流速度计算模型。
王毅忠等（2007）认为液滴被气流携带向上的过程中会发生形变，呈球帽状，对液滴进行受力分析，将曳力系数取为1.13，推导出了球帽状液滴模型。该模型计算的临界携液流量是Turner模型的34%。
Robert等（2010）认为，井筒中的压力和温度对临界携液气流速和气流量的影响较大，而井筒中不同位置的压力和温度是不断变化的。因此，在计算气井临界携液流量时，需要计算不同井深处的临界携液流量值，取其中的最大值作为整个气井的临界携液气流量值。
Veeken等（2010）在环雾流实验所观察到的最大液滴对应的临界韦伯数小于10，根据Turner模型反算，对应的液滴尺寸应大于7.6mm，而实验中并未观察到这么大尺寸的液滴，因此Veeken认为气井积液的本质不是液滴回落，而是液膜的反向流动。
Dotson等（2011）从能量的角度来解释气井积液现象，当气井开始积液时，可利用柱塞、泡排、电潜泵等人工举升方式补充地层能量排出井底积液。
王志彬等（2011）认为液滴尺寸差异对液滴携带临界气流速的影响也很大，为此综合考虑液滴尺寸差异和液滴形状特征的影响，由液滴质点力平衡理论和能量守恒原理导出了不同临界韦伯数下液滴携带临界气流量预测模型。但是该模型还需提出不同流动条件下液滴最大尺寸或临界韦伯数的计算方法，同时提出的形状特征参数计算方法需进一步利用实验数据进行验证。
发展至今，国内外的各种液滴模型大多是针对垂直管提出的，而倾斜管中液滴模型基本都是对垂直管液滴模型进行角度项修正得到。且对于水平段，曳力在水平方向上的分量没有力与之平衡。由于目前对水平段的携液机理的研究尚不成熟，在实际生产过程中，应用修正模型计算得到的临界携液流量对于水平段并不适用，无法合理指导水平气井的生产。2.2.3.2 液膜模型
液膜模型认为液膜是导致积液的主要因素，积液的发生与液膜的反向流动密切相关。液膜向上运动是由运动气流作用于气液界面产生的剪切力t克服液体重力与管壁剪切力t的结果，如图2-2所示。当液iw膜的自身重力大于气流作用于液膜上的曳力时，井筒四周液膜就会发生反向流动导致井筒积液。图2-2 液膜受力分析
目前有学者认为连续携液时，气井中的流型为环雾流。此时液膜在壁面剪切力、气流的剪切力以及自身重力的作用下沿管壁向上、向下流动或静止，液膜由向上流动转变为向下流动的临界点，即液膜相对于管壁静止时，管壁对液膜的剪切力值在零上下波动，故此时的压降梯度最小。
Zabaras等（1986）研究指出，通过预测压力梯度最小时的气流量来判断气井是否积液不可取，因为生产中发现，许多气井产量低于压力梯度最小对应的气流量却可稳定生产；并指出，用压力梯度最小条件下的气流量与实际气流量进行比较能更好地判断气井处于上升环雾流或积液加载区。
Fore和Dukler等（1995）考虑液滴的夹带与管壁之间的碰撞与沉降，由力平衡原理导出了压力梯度与气流速等的关系。对于给定液流量，当气流量逐渐增加，压降梯度先增大再逐渐降低，当气流量增加到某一临界值时，压力降梯度会逐渐增大。压力降梯度由小增大的气流量为液膜逆向流动的气流量。
Amaravadi等（1993）根据水平圆管内分层流理想化模型，假设相间不存在热量、质量传递和相变过程，建立微倾斜圆管内气、液两相动量平衡方程。他认为在携液临界流动状态，存在一个临界平均液膜厚度，由该临界平均液膜厚度来预测其携液临界流速。
Williams等（1996）认为液滴的携带是液膜的携带率与液滴的沉降率平衡的结果，以此为基础建立液滴携带率E与气速v之间的关系G式，在携带率E值比较小的前提下，推导出以水平管携带-沉降机理为基础的液体连续携带模型。
水平管Kelvin-Helmholtz（K-H）波动理论认为，当水平管中压力变化所产生的抽吸力作用于界面波，并达到可以克服对界面波起稳定作用的重力时，就会发生K-H不稳定效应，导致界面波生长。随着气速的不断加大，界面不稳定波的不断增长就会导致液滴的形成与管道中液体的连续携带。Lin等（1986）对气液两相的质量、动量方程进行了线性稳定分析，假定气液流动可以表达成一个平均流动和一个扰动流，同时假设气相与液相都是非黏性的，并具有相同的平均流动速度，建立K-H波动不稳定发生的水平管连续携液模型。Andritsos等（1987）研究发现，在气速大约是形成K-H不稳定波动的两倍时就能导致液滴的雾化，他们在气液比较高的情况下忽略v的影响，建立基t于K-H不稳定波动的连续携液模型。
肖高棉等（2010）考虑倾斜角的影响，假设液膜流动为稳定层流，液膜为不可压缩牛顿流体，建立稳态层流液膜流动的控制方程，通过边界条件对方程进行求解，得到倾斜管连续携液液膜模型，但模型假设液膜厚度在倾斜管管壁四周是均匀一致的，这与实验观察到管道底部液膜厚度远大于顶部液膜厚度的结论相悖。
国内外的各种液膜模型大多是针对垂直管提出的，而倾斜管中液膜模型基本都是对垂直管液膜模型进行角度项修正得到，但水平段、倾斜管中液膜的分布与推移和垂直管存在极大的差异。目前对水平段的携液机理的研究尚不成熟，在实际生产过程中，应用修正模型计算得到的临界携液流量对于水平段并不适用，无法合理指导大斜度井和水平井的生产。2.3 预测模型修正2.3.1 井筒分段压降预测模型
受大斜度井及水平井井筒条件限制了测试工具无法下放至水平段，开关井易造成见水气井不良响应，海上作业成本较高等多因素影响，气井见水后往往无法获取测试压力资料，影响了大斜度井或水平井的井筒压力预测精度。部分气井在完井阶段下入了永久式井下压力计，因此利用不同时间下流压实测值与理论计算值进行对比分析，优选适用于崖城13-1气田的井筒压降模型。
由于水平气井不同深度气液两相流态差异较大，根据直井段（＜5°）、斜井段（5°～85°）、水平段（＞85°）三段式进行考虑，组合形成水平井压降模型，用以预测水平井井筒压力。（1）直井段与斜井段压降模型 目前工程上常用的直井段压降模型主要为Hagedorn&Brown（H-B）、Duns&Ros（D-R）、Ansari以及Gray 4种，斜井段压降模型主要为Beggs&Brill（B-B）、Mukherjee&Bril（M-B）、Dukler 3种。应用PIPESIM软件对各模型进行组合模拟，将模拟数据与井下压力计实测数据进行对比分析，优选出适用于崖城13-1气田的最佳压降预测组合模型。以该气田3井为例，完井阶段在斜深2217m、井斜角73°处下入了永久式井下压力计，以该井从见水初期到见水后期不同时间下的压力实测值为参考，应用各组合模型对该点流压进行模拟，计算结果见表2-3。表2-3 不同时间下流压理论值与实测值对比表
12种组合模型中，Gray-Dukler的组合模型平均绝对误差最小，仅为2.03%，在工程误差范围内。虽然Ansari-Mukherjee&Bril、Hagedon& Brown-Mukherjee&Bril组合模型的平均相对误差更小，但针对某一时刻的压力计算值误差较大，无法准确模拟计算气井不同见水时期下井底真实流压。因此直井段选择Gray模型，斜井段选择Dukler模型，计算精度较高，可用于崖城13-1气田大斜度井的井筒压降预测。（2）水平段压降模型 由于水平井在水平段无永久式井下压力计，且没有做过流压测试，因此无法获取井底流压数据。根据地面水平管流实验数据，对比不同多相流模型计算数据，优选压降模型。地面水平管流实验是基于内径40mm、长度6m的水平玻璃管模拟空气-3水两相管流，给定水量0.1m/h，改变注气量，实测出口压力。目前工程上常用的水平段压降预测模型主要为Dukler、Xiao、Lockhart& Martinelli（L-M）3种压降模型。模型计算数据和实测数据对比如图2-3所示，可以看出，Dukler模型和实验结果拟合得比较好，其平均相对误差为1.37%，平均绝对误差为2.95%，在工程允许误差范围内。图2-3 实测压力与理论模型计算压力对比图
采用组合模型的方法，将上述分段评价的最优模型组合起来预测水平井的全井筒压降，直井段采用Gray模型，斜井段和水平段采用Dukler模型。即：（2-5）
式中 H——持气率；g3
ρ—— 气相密度，kg/m；g3
ρ—— 液相密度，kg/m；l3
ρ—— 气液混合物密度，kg/m；m2
g—— 重力加速度，m/s；
f—— 气液两相摩阻系数；m
G—— 质量流速，kg/s；
D—— 管内径，m；
Re—— 雷诺数；
v—— 气液混合物的平均流速，m/s。m2.3.2 水平井临界携液流量预测模型2.3.2.1 Turner及其修正模型
1969年，Turner 等人建立了液滴模型，该模型得到广泛应用。近年来国内外学者提出了多种临界携液流量模型，这些模型可以被认为是对Turner液滴模型进行的修正或改进。Turner通过对管壁液膜移动模型和高速气流携带液滴模型的比较，认为高速气流带液滴模型更适用于气井积液研究。他在假设高速气流携带的液滴是圆球形的前提下，推导出气井临界携液流速计算公式： （2-6）
式中 v——气井临界携液流速，m/s；c
σ—— 气液表面张力，N/m；3
ρ、ρ—— 液体和气体密度，kg/m。lg
换算成标况下的气井流量公式： （2-7）3
式中 q——气井临界流量，m/d；c2
A—— 油管内部横截面积，m；
P—— 压力，MPa；
T—— 温度，℃；
Z—— 气体压缩因子。
Coleman、Nosseir、李闽、王毅忠等人均在Turner模型的基础上，结合不同气田的实际生产情况对公式前的系数进行修正，推导出了新的临界携液流速公式，但这些修正模型均未考虑井斜角对临界流速的影响。2.3.2.2 考虑井斜角的临界携液流量预测模型
目前对于水平井临界携液流量的研究，主要是基于斜井段和水平段分段进行临界携液流量预测。对于斜井段产液气井，井筒内液体主要以液膜和液滴的形式沿管壁流动或者被夹带在中心湍动气流中。因此针对液滴及液膜等模型，国内外学者引入了井斜角这一影响因素。
基于Turner液滴模型，管虹翔等人考虑了内摩擦力，建立了修正模型： （2-8）
式中 Re——液体雷诺数；
θ—— 井斜角，°；
C—— 曳力系数，为雷诺数的函数，牛顿流体取0.44；D
G—— 修正系数，井斜角0°～89°时修正系数G。
李丽等人考虑了液滴与管壁的摩擦力，基于Turner液滴模型建立了修正模型： （2-9）
式中 λ——摩擦系数，与雷诺数和管壁粗糙度有关，一般油管中取0.01～0.1；
K—— 修正系数，不同摩擦系数下井斜角5°～85°时修正系数。
Belfroid等人结合Fiedler冷凝回流模型，将Turner液滴模型增加了井斜角相关式，使修正模型适用于大斜度井，适用的井斜角范围为0°～85°，气井临界携液流速计算如下： （2-10）
液膜模型认为导致积液的主要原因是液膜发生反向流动。运动气流作用于气液界面产生的剪切力克服了液体重力和管壁剪切力，从而使液膜向上运动。如果气液界面产生的剪切力与液膜重力达到平衡，同时管壁剪切力趋于0，液膜则开始出现反向流动，导致井筒积液。Moalem等人提出了垂直管临界携液液膜模型，肖高棉等人在其基础上，考虑井斜角的影响，推导了大斜度井液膜模型，适用于井斜角的范围为0°～85°。基于液膜模型的临界携液流速计算如下： （2-11）2
式中 Q——单位周长下的进液流量，m/s；F
μ—— 液相动力黏度，Pa·s；l
f—— 气液界面摩阻系数。i
利用各模型计算不同井斜角下的临界携液流速，并将计算结果与Westende的实验数据以及王琦的实验数据进行对比，如图2-4所示。Westende的实验是在常温常压状态下模拟空气-水两相管流，管径50mm，管长12m。虽然实验条件无法还原井下真实的温压和流体特征，但其实验数据仍具有一定代表性。王琦的实验是采用管径40mm的玻璃管模拟空气-水两相管流，实验条件不一样，所以实验结果与Westende实验结果有一定偏差。但可以看出，临界携液流速随井斜角的变化规律趋于一致，随着井斜角增大，临界携液流速先增大后减小，在30°～50°时，临界携液流速达到最大值。将常温常压下空气与水的流体参数带入各模型进行计算。Turner模型没有考虑井斜角的影响因素，因此计算结果为一恒定值。管虹翔模型、李丽模型与液膜模型的计算结果表示，临界携液流速随井斜角增大而减小，不同模型对应的临界携液流速减小幅度不同，但这些模型计算结果均没有表现出临界携液流速先增大后减小的变化趋势。利用Belfroid模型计算出的临界携液流速变化规律与实验结果接近，但是理论值均大于实验值。因此对Belfroid模型的系数进行修正，得到临界携液流速计算公式为： （2-12）
Belfroid修正模型计算得到的临界携液流速与Westende实测值接近，计算精度高，平均误差为0.92%，平均绝对误差为1.62%，在工程允许误差范围内。对比图如图2-4所示。图2-4 临界携液流速理论模型计算结果与实验结果对比图
Belfroid修正模型适用范围为井斜角小于85°，而对于井斜角大于85°的水平段并不适用。
在水平段当气流量较小不足以形成环雾流时，产出的液体会由于重力作用在较短的距离内沉降于水平段底部，以管底波动液膜的形式沿着井底向气流方向移动，因此水平井筒中液体携带机理与直井段不同。水平段临界携液流速计算主要有分层流模型、携带沉降模型与K-H波动理论三种模型，其中K-H 波动理论模型较为符合水平段的携液规律：V＝4.4 （2-13）c
将井斜角为85°时K-H理论模型计算值与Belfroid修正模型计算值进行对比修正，得到水平段临界携液流速计算公式如下：V＝3.11 （2-14）c
因此得到了不同井斜角下临界携液流速的计算模型，当井斜角为0°～85°时，采用式（2-12）进行计算，当井斜角大于85°时，采用式（2-14）进行计算。将不同井斜角下的临界携液流速带入式（2-7），即得到了全井段的临界携液流量，其中最大值即为最大临界携液流量。根据最大临界携液流量与实际产气量的对比，判断是否发生积液，并分析携液困难井段，为后期排水采气措施的决策提供参考。2.4 积液诊断辅助技术
气井生产过程中，其井底是否存在积液通常还有以下几种辅助判断方法。2.4.1 直观定性判断法
井筒无积液气井，无论是开井生产还是关井状态，其井口油压与套压近似相等或差异很小。当气井关井后，如果油套压差异较大且在较长时间内不平衡，而套管又无泄漏等现象，可以定性判断井筒有积液。
对于正常生产井，当井筒出现积液时将表现出以下特征：
① 油套压差增大，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；
② 短时间内油压和套压急剧降低（显著大于自然递减规律）；
③ 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；
④ 生产曲线中的产气量较之前的平稳生产出现较大递减；
⑤ 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；
⑥ 井口温度出现下降。井口温度决定于产气量、产水量、流速，其中最主要的是产水（液）量，因为在相同体积下其携带的热量最大。当出现携液不畅、井筒积液后，由于产液量降低，井口温度有所下降。
崖13-1气田井底安装封隔器、油套管不连通，除不能用油套压差特征进行判断外，井底积液的其他生产特征与油套连通井相同。并且一旦井筒出现积液，往往同时出现以上多个特征，只是各个特征在不同井的“显示度”略有差异而已。
通过对比积液井的生产曲线发现，积液的前兆为含水上升，油压和产气量持续下降。以下为崖城13-1气田两口井实际案例。（1）B井见水-积液-停喷全过程 该井是典型的边底水侵入导致含水快速上升。见水前气井生产稳定，产气量、产水量、油压基本保持不变。见水后边底水快速侵入导致产水量上升较快，油压和产气量同步下降，可以判断该井主力产气层也是产水层，该井临界携液流量43为6.88×10m/d。当该井产气量下降接近临界携液流量时，气井携液能力变弱，井筒出现液相回流导致产液量波动，同时产气量和油压继续下降。当液相回流积聚于井底时，降低生产压差，同时在井筒回压、岩石润湿性等不利因素作用下易发生反渗吸伤害，气相渗透率进一步降低，导致产能下降，最终该井停喷。（2）L井分析 该井见水后产水量大幅上升，同样表现为边底水气井的生产特征。见水后，油压和产气量有一定幅度的下降，之后油43压与产气量保持稳定，油压约为3.3MPa，产气量约为18×10m/d，产水量持续上升。见水后未对气相渗透率产生影响。计算该井临界携43液流量为5.56×10m/d，目前产气量足以将井液携带出井口。因此判断该井虽然见水但是没有积液，建议不改变生产制度，维持该井稳定3生产。此后生产至2017年11月，日产水已达到70m/d，但是产气一43直保持在（17～18）×10m/d，与预测结果保持一致。
产量变化经验判断法适用于定性分析，因为生产数据是能够获取的第一手资料，从生产数据简单判断积液征兆，再结合理论模型分析是否积液，结论较为可靠。2.4.2 回声仪液面监测
回声仪液面监测是采用远传非接触方式从地面管线内向井筒内发出声呐脉冲波，脉冲波通过环空传至井下液面，遇液体后返回，通过信号过滤，采集正确信号在计算机上记录深度变化曲线，数据实现在线实时。
液面深度计算主要依靠声呐时差法，受环境温度、压力、传播介质影响，测量误差不超过总深度的1.5%。一般现场噪声不影响测试效果，但对于噪声太高的环境，关封隔器就能屏蔽环境噪声，2～3min内可测得液面数据。对于1000m左右的井下液面，20s内即可测出一个数据。
回声仪液面检测系统主要由动力部分、专用高屏蔽信号电缆、声呐发生器、声呐接纳器、信号放大器处理器、声呐噪声过滤芯片、数据分析软件及其他配套设备组成。对于海上气井环空带有封隔器，无法从环空进行测试，因此只能从油管进行液面检测。为了获取有效的数据，常常关井后进行测试，关井大约4h后，井下液面趋于稳定，回声仪液面检测精度较高。但南海西部气井少量积液后关井，易造成不良生产激动，导致积液加剧，停喷风险较高。因此该技术目前应用仍有很大的局限性，仅适用于气井已积液停喷而为了获取积液液面高度。2.4.3 实测压力曲线法
目前在用的压力测试工艺过程相对简单，一般是从井深10m开始测试，每隔100m停点测试一次，直至气层中部，测流压梯度的同时测流温梯度。通过对气井全井压力、温度梯度的测试，分析井筒内流体的密度差异来反映井筒内部各个井段的压力变化，从而确定井筒积液情况。
实测压力梯度曲线法是判断井筒是否积液以及积液位置的最可靠、最直观的方法，由于不同井无积液时的压力梯度略有差异，因此，实际分析判断时往往看重的是曲线是否有波动或拐点，而不是单纯看其梯度值的大小。
当井筒内无积液时，无论是处于开井生产状态还是处于关井状态，由气流所引起的压力梯度较小且平稳。当井筒内有积液时，若气井处于开井状态，由于气流的扰动，往往呈段塞流或其他流态，使得压力梯度出现波动，但液面不明显；波动越大往往积液越严重。当处于关井状态时，液面相对静止，此时压力梯度呈现明显的气水两段（高含水井气水两段）或油气水三段特征。
实测压力曲线法虽然受井斜限制，但对于井斜小于60°的定向井，采用钢丝或电缆测压均能够得到全井段的路流压曲线或者静压曲线；对于井斜大于60°的定向井或者水平井，鉴于常规测试的局限性，可采用连续油管测试，虽然成本较高，但能够获取准确的全井段压力数据，对于积液判断可以起到决定性作用。在保证压力计能够下至积液段的前提下，通过全井段的流压曲线或者静压曲线，可以直接判断积液高度。
以C井为例，该井停喷后进行了静压测试，静压曲线如图2-5所示。图2-5 C井静压曲线示意图
从图中可以看出，全井段的压力分布呈两条直线，原因是积液液面上部为气相，压力梯度呈一条直线，而积液液面下部为液相，压力梯度也呈一条直线，由于气相和液相密度存在显著差异，两者压力随垂深的变化也完全不同，据此可判断两条直线的交点即为积液液面，测得该井气液界面为垂深1034.2m处。2.4.4 试井三参数组合仪液面探测法
同常规试井方法测试压力、温度梯度相比，试井多参数组合仪一次下井可同时测得温度、压力和磁性定位等参数，通过井段温度的变化结合磁定位曲线来定性判断气液分界点，准确地掌握积液深度，验证井筒内积液状况。
试井三参数组合仪通过两只高精度铂电阻传感器采集温度与压力数据，组合仪带有磁定位器，在地面进行参数设置后，用钢丝将仪器下入测试井段预制深度，仪器连续记录压力、井温和磁定位参数并存储在仪器中。传统的探液面工艺对气井井筒积液深度只能定性分析；普通试井仪器的温度梯度测试精度不及三参数组合仪，不能定量分析积液深度；三参数组合仪测试结果精准，可进行积液深度的定量分析，但对测试仪器要求较高。2.4.5 凝析水量计算法
在分别根据井底和井口压力、温度计算得到凝析水量后，通过实际产水量与理论计算凝析水量的对比来判断井筒是否有积液。当实际产水量小于凝析水量时，认为井底有积液。
这种积液判断方法是假定地层无自由水产出且地层条件下天然气完全被水蒸气饱和。此法不能用于有边/底水产出的气井，因此适用性差。2.4.6 持液率比较法与井口流态辅助判断法
该方法用于低气液比井井筒积液的理论判断，其基本方法为：分别计算理论持液率和实际持液率沿井深的分布，并标绘在同一图上进行比较。如果各段的实际持液率都小于理论持液率，则认为在该产气量条件下气井能够正常携液生产；否则就存在携液困难和井底积液。其中，理论持液率可利用PIPESIM软件计算；实际持液率是指在一口实际生产气井中一定井段内液相体积与总的井筒体积之比。2.5 现场应用2.5.1 积液诊断流程
根据上述分析，得到崖城13-1气田气井积液诊断流程如图2-6所示。图2-6 南海西部见水气井积液诊断流程图2.5.2 积液预测
以C井为例，根据井筒压降预测模型模拟全井筒压力分布，如图2-7所示，可以发现井筒压降呈典型的三段分布。水平段压降梯度最小，垂直段压降梯度次之，斜井段压降梯度最大，这主要是由于水平段仅有摩阻压降，而斜井段包括液相滑脱、重力和摩阻，所以压降梯度最大，也是液相滑脱最为严重的位置。图2-7 井筒压降分布与临界携液流量分布图
采用水平井临界携液流量预测模型计算该井临界携液流量随井深的变化，如图2-7所示。计算临界流量也呈典型的三段式分布：斜井段临界携液流量最大，直井段次之，水平段临界携液流量最小。计算结果表明斜井段液相举升困难，易发生井筒滑脱，与压降模型分析结果一致。最大临界携液流量出现在井斜角30°～50°的井段。如实际产气量小于最大临界携液流量，则井筒将发生积液。从计算结果来看，43该井最大临界携液流量为12.5×10m/d，高于实际产气量11.9×4310m/d，判断气井已经发生积液。随着生产时间的延长，气井积液将越来越严重，随时有停喷的风险。
采用水平井临界携液流量预测模型对崖城气田在生产的6口见水井进行分析，见表2-4。表2-4 崖城13-1气田见水井积液判断表
从计算结果可看出该气田3口井已积液，判断结果与实际测试及生产验证结果保持一致，准确率100%，说明该模型在崖城13-1气田的适用性较好。2.5.3 计算积液高度
根据压降模型计算的压力数据与气井单点实测压力数据对比计算积液高度。同样以C井为例，2014年12月7日，该井井下压力计实测值为10.8MPa。根据压降模型计算的压力数据，2217m处的理论压力值为10.26MPa，如图2-8所示。图2-8 井筒压力分布图
由于压降预测模型是基于气液两相流建立，因此模拟计算得到的压力是气液两相流时的井筒压力。实际测量值大于理论计算值意味着该点上方存在一定的积液造成了液柱压力。因此实际测量值与理论计算值的压差代表了该点上方的静液柱压力。根据静液柱压力公式，可以计算得到该点上部积液高度为55m。因此该井积液液面为斜深2110m，垂深1370m。但此种方法计算积液高度有前提条件，首先气井需带有井下压力计，可实时监测井底流压；其次积液液面需在压力计之上，否则井下压力计无法测得静液柱压力，难以计算出积液高度。2.5.4 措施携液分析
积液诊断技术可以指导排水采气措施分析与决策，以B井为例，该井为一口定向井，2015年1月见水后，产水量大幅上升，产气量和油压大幅下降，有积液征兆。2016年2月平台将大修关井，关井期间该井可能发生积液导致无法复产。根据临界携液流量计算结果，如图432-9所示，该井目前井况下最大临界携液流量为7.55×10m/d，而该43井2016年1月的产气量为7.92×10m/d，略大于最大临界携液流量，有可能发生积液。如果平台大修关停3d，该井积液无法顺利带出，极有可能无法顺利复产。根据临界携液流量计算模型，如将井下的114.3mm油管更换为88.9mm油管，可降低截流面积，从而降低最大43临界携液流量至3.67×10m/d，小于目前产气量，气井不积液。但更换小管柱需压井动管柱作业，不利于储层保护，且作业成本较高，经济性较差。如果进行泡沫排水采气作业，可降低气液表面张力，从而降低临界携液流量，计算结果表明，泡排后该井最大临界携液流量为435.74×10m/d，亦小于目前产气量，保证气井不积液。且该井最大井斜为50°，满足投棒泡排工艺要求，同时井口投棒泡排工艺作业简单，费用较低，经济性较好，因此在平台大修关停时，对B井进行了投棒。该井开井放喷时成功清除了井底积液，恢复至关井前产气量7.74×4310m/d。图2-9 不同井况下临界携液流量分布图
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