【摘要】苏东气田气井产凝析液和地层水，随着气井生产延续，气井必将经历低压、低产下因携液能力不足而积液的过程。积液井数逐年增多，积液降产是影响气田稳产的重要因素，井筒受节流器影响，流态发生改变。积液位置判识是提高排水采气效率的首要条件，本文介绍了压力计、超声波、生产曲线三种积液位置判识方法的原理及优缺点，同时讲述了气井积液原理及相对措施，提高排水采气具体工作的可靠性、高效性、经济性。
　　【关键词】积液位置；探液面；排水采气
　　1.气井积液机理
　　气井一般都会产液，液体的存在会影响气井的流动特性。井中液体来源有三种：地层中的游离水或烃类凝析液与气体渗流进入井筒；地层中含有水蒸气的天然气流入井筒，由于温度沿井筒逐渐下降导致热损失，出现凝析水；地层压裂改造后的压裂液未返排彻底。
　　通常情况下，产水气井一般是以雾流的形式携带液体生产，当气藏压力枯竭而造成井简的气体流速降低，气体的携液能力也跟着降低。当气体流速降到临界流速时，液体开始在井筒聚集，造成不稳定的多相，气体在井简的流态也开始从环雾流转变为涡流进而转变为段塞流。积聚的液体增加井底压力，降低气井产量，从而使气体流速进一步降低，最终转变为泡流，当井底压力超过气藏压力时，气井停止生产。
　　2.积液位置判识方法及措施
　　2.1积液位置判识方法
　　苏东气田目前常用积液位置判识方法主要有：压力计油管探液面、超声波探液面、生产曲线分析法。
　　2.1.1压力计测试法
　　测试原理：根据不同介质中压力梯度不同，将压力计下到预定的几个深度，测出不同深度的压力值，计算压力梯度，根据压力梯度值的变化确定气液界面。
　　分析大量气井探液面数据、原始地层压力数据，总结得出：井筒内压力梯度在0～0.17MPa/100m之间，一般判断为气体；压力梯度大于0.7MPa/100m，一般判断为液体；压力梯度在0.17～0.7MPa/100m之间，一般判断为含水气柱。
　　2.1.2超声波探测法
　　测试原理：安装在井口上的发声装置发出一束超声波，声波沿油套管环形空间向井底传播，遇到音标、油管接箍和液面等会发生反射。
　　声速法：测出声波反射时间，再根据声速来计算液面位置
　　D=TV/2
　　D：井口到液面的距离
　　T：声波从发射到接收的时间
　　V：声速
　　接箍法：根据液面的反射界面和油管节箍的反射界面來进行液面深度的计算。
　　D=L×N
　　D：井口到液面的距离
　　L：平均节箍间距离
　　N：反射节箍个数
　　2.2节流器上、下排水措施
　　通过积液位置判识后，若是节流器以下积液，采取油、套环空加注泡排剂；若是节流器上下均积液，采取油管先投放泡排棒，排出节流器以上积液，再往油套环空加注泡排剂，排除节流器以下积液。积液从下到上，排液从上到下。若泡排措施无效，采取打捞节流器排液或特殊工艺排液。
　　2.3典型井分析
　　苏东52-37井，2012年3月气井产量下降，套压仍然平稳下降，采取泡排棒无效，生产曲线法判断为节流器以下积液，以上无积液，6月25日进行液面探测，测试结果为节流器以上无积液，油套环空液柱241m，随后采取环空加注泡排剂，油管带液，效果不太明显，11月底采取打捞节流器排液，效果比较明显。
　　苏东60-45井，2012年5月末气量下降，套压突然上升，且上升速度较快，生产曲线判断为节流器上、下均积液，6月30探液面结果显示，油管节流器以上1179m液柱，环空液柱189m，采取油管连续投棒泡排，效果比较明显，达到复产效果。
　　3.结论认识及建议
　　3.1结论认识
　　井筒积液位置的判识是开展排水采气的前提条件，避免了盲目泡排带来的人力、物力、财力的浪费；
　　气井必然经历产水积液阶段，且积液顺序从节流器以下积液到以上积液，目前发现的积液气井均为积液后期，节流器上下均存在不同程度积液；
　　压力计、超声波探液面主要是定量判断积液位置，生产曲线法主要是定性判断积液位置，判识方法各有优缺点，根据实际生产需求选取经济高效的方法。
　　生产曲线判识位置方法，节流器以下积液：套压变化不明显，气量波动或减小；节流器以上积液：套压波动、气量波动和套压上升，气量减小。
　　3.2建议
　　新投产井根据产层的气、水饱和度，气井配产情况，采取“定期油套环空预注泡排剂”措施，使得节流器以下来不及积液或积液较少，掌握气井积液主动权。一来可延长气井连续生产时间，二来改变气井积液顺序，节流器以上积液，方便泡排。
　　参考文献
　　[1]李士伦.天然气工程.石油工业出版社，2000
　　[2]李小平.浅谈判别气井井底积液的几种方法.钻采工艺，1992