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靖边气田属于低压、低渗、低产气田,各区块气井都有不同程度产水情况存在。由于地层水矿化度和成垢离子含量高,天然气中又含有一定量的CO2和H2S,在气田开采过程中易造成井筒腐蚀、结垢,使井筒管壁粗糙度改变,导致气井生产过程中沿井筒摩阻增加和井筒堵塞、井底积液,严重影响气井正常生产。为了减小压差、保证气井产量,需要根据不同含水气井井筒摩阻和压降变化规律来分析判断井筒堵塞情况,为确定合适的解堵措施提供依据。因此需要结合靖边气田实际情况,开展含水气井井筒摩阻分析。本文在对靖边气田开发现状及产水原因分析研究的基础上,以单相流和多相流理论为依据,对各种井筒摩阻和压降计算模型及方法进行了对比分析,并根据大修井前后实测数据,通过摩阻分析计算,确定出了不同气井井筒管壁表面粗糙度,对气井井筒摩阻和压降模型进行了修正,确定出了适合靖边气田产水气井摩阻和压降计算模型和方法,并进行了程序化;同时采用该方法对不同气井井筒堵塞物含量及井底积液进行了预测。研究结果表明:(1)适合靖边气田含水气井井筒摩阻附加压降计算的Hagedorn-Brown修正模型,其中井筒管壁粗糙度修正后取值为11.10×10-5m,该模型的计算结果更符合实际生产状况;(2)因井筒管壁粗糙度改变引起摩阻附加压力损失达1.0~2.0MPa左右,占油套压差的70%左右,表明在进行井筒摩阻计算和井筒堵塞物含量及井底积液进行了预测时,必须考虑井筒管壁实际粗糙度的影响;(3)在雷诺数相同的条件下,泡排剂UT-8浓度为0.50%时的摩阻系数是浓度为0.20%时摩阻系数的1.67倍。在一定范围内泡排剂浓度越小,与管壁产生的摩阻系数越小,进行泡排作业时需要对泡排剂浓度进行优化;(4)通过计算软件对靖边气田含水气井井筒压力分布进行分析,可预测井筒结垢堵塞位置及结垢物含量,同时可判断井筒是否积液及积液量,为气井实施除垢解堵、泡沫排水等增产、稳产措施提供依据。