井下节流工具说明书编写：张金德余瑜勘探开发研究院2003.2目录一、油气井井下节流的机理1.1概述1.2油气混合物通过油嘴流动的热力学基础1.3井下节流与自喷管举升效率的关系1.4地面油嘴与井下节流工具的比较二、新型井下节流工具介绍2.1应用范围：2.2主要规格及技术参数2.3现场应用三、经济效益分析3.1经济效益3.2社会效益四、结论4.1井下节流的作用4.2性能及特点油气井井下节流说明书一．油气井井下节流的机理1.1、概述油、气、水合物从油（气）藏到分离和储存系统，为了控制油、气、水经多孔介质渗流（流入动态）、垂直管流及水平或起伏管流的流动型态，使井按预期的要求生产，必须施加相应的机械条件，这些机械条件是：⑴、从产层到井筒的设备如套管、油管、封隔器、井下节流工具等。

其中井下节流工具是自喷井最重要的井下控制器。

⑵、从井口到地面集输系统的设备，如井口装置、出油管线、地面油嘴等，其中地面油嘴又是自喷井最重要的地面控制器。

⑶、各种地面设施，如油气（或气水）分离器、储罐等。

由此可见，地面油嘴和井下节流工具就是在多相流程的不同部位设置的节流器。

在井口管线上安装地面油嘴，能够产生井口压力降，以增大井口的安全程度和减少分离器的压力；而在井下安装井下节流工具,则可产生井筒压力降，调节举升管中地层能量的利用，从而调节地层气液流体的产量。

地面油嘴与井下节流工具的比较见表一。

1.2、油气混合物通过油嘴流动的热力学基础气体（或可压缩气、液混合物流体）在节流嘴中流动时，由于流速极快（可达声速），流动介质（气、液混合物）与外界（如油管环空、套管水泥环以及地层等所组成的多壁层之间）来不及进行热交换，这一过程可视为绝热膨胀过程。

对该流动系统而言，气液混合流体在通过节流嘴的瞬间，与外界无热交换，内能的减少全部用于动能的增加。

内能消耗的结果使气液混合物流经油嘴瞬间的温度急剧下降，这就是为何节流易出现冻堵的缘故。

水合物冻堵现象发生在地面油嘴，而井下节流工具却能避免的原因主要有两点：①由于井内自下而上压力下降幅度较小，而井内温度下降幅度较大；②气液混合物经井下节流工具节流后在管线流动与外界油管、环空、套管、地层等所组成的多层壁之间进行热交换，温度升高。

而气液混合物经地面油嘴节流后在管线流动时与外界油管、空气之间进行热交换，温度不一定升高，地面与井下热交换场所的环境温度相差很大，特别是北方冬季。

因此，井下节流工具安装在一定的深度后，能达到防止井下冻堵的目的。

1.3、井下节流与自喷管举升效率的关系无论是从地下采出原油或天然气，多数情况下都伴随产出气、液两相或多相混合物，对油井，除油和地层水之外，尚有溶解气等。

对气井，液相物质可能是借助于气体膨胀而被带出地面的。

试验研究表明气体举液所需最小产量随井口压力的降低而减少。

因此采用井下节流工具节流时，由于井口压力下降很大，因而提高了气体的举液能力。

该实验研究结论在现场已得到证实。

一些井口压力较高的出水气井，在采用井下节流工具后，不仅提高了井口出气温度，消除了冻堵，而且增强了井的排水能力，若在套管环空定期注入泡排剂，效果更明显，能消除或减缓气井的井筒积液降低液面上升速度，从而延长了气井的生产周期。

井底节流不能改变产层的油气比，但是由于自喷管流速的增加，气体举液能力提高，气液相间滑脱减小。

因而沿垂直管的举升更为有效。

因此地面油气比相应稳定或略有下降。

这与小油管排液机理大致相同。

如果说小油管是以减小垂直管流通面积来获得举液所需气流速度，那么井下节流则是变压力能为速度能以获得气体排液最小流速的。

同样与连续气举或间歇气举排液机理大致相同。

表一：地面油嘴与井下节流工具的比较表1.4、地面油嘴与井下节流工具的比较在前面已提到地面油嘴与井下节流工具的一些异同点。

现将两者在流动特征、水动力学原理、热力学过程、地热环境功能与优点等方面作比较（见表一），综合上述各种情况，可将地面油嘴与井下节流工具最根本的异同点归纳为：（1）前者处于地面，后者处于井下，从热力学观点看，两种节流的绝热膨胀过程的环境不同，因而对地热条件的利用不同。

面确有些差异，即地面油嘴属于水平管喷嘴流动；井下节流工具属于垂直管喷嘴流动。

二、新型井下节流工具介绍2.1、应用范围：适用于Φ73mm油管的自喷油气井。

2.2、主要规格及技术参数1、井下节流工具总成长度310mm2、最大外径Φ54mm和Φ57mm两种,3、耐压25Mpa, 油嘴孔径Φ2-Φ11.0mm;4、投放防喷管（油管短节）长度1.0m,防喷管耐压50MPa；5、投放工具串长度1米：绳帽+加重杆+井下节流工具。

6、打捞工具串长度1.6米：绳帽+加重杆+打捞工具+井下节流工具。

2.3、现场应用（见表二：井下节流工具现场应用施工统计表）1、青海油田东气公司涩北气田采用地面集气站集中节流、加热、分离，井口至集气站注醇防冻的工艺进行生产。

所注甲醇为剧毒、费用高（单井每日注醇量140公斤，平均年注醇量50吨），而且高压注醇系统经常出故障，若两小时内不注醇生产，井口至集气站管线将发生冻堵，不及时发现将导致管线破裂事故的发生。

气井生产常因注醇故障而关井停产。

99年8月在涩4-10井进行投放井下节流工具获得成功。

该井地层压力为15MPa、地层温度为56℃、套压14.5 MPa，陶瓷油嘴嘴径Φ4.5mm，座封位置为1350米，配产每天5万方。

节流后油压为7MPa，日产气量为4.7万方，夏季井口温度最高达20℃，冬季井口温度最低为15℃，集气站温度为19—12℃。

邻井采用地面节流注醇防冻，一级节流后油压为7MPa、温度为-8℃。

涩4-10井采用井下节流工具生产，不需注醇防冻、不形成水合物冻堵，也未发生出砂等不正常现象。

，生产管理十分方便。

目前该井套压13.5 Mpa,日产气量5.8万方。

已累计生产22个月，累计生产天然气3300万方，节约甲醇92.4吨，节约费用13.8万元。

2、吐哈油田丘东采油厂温1井采用井场加热炉加热后节流，进集气站集中分离，节流角阀至集气站输压7.8 Mpa。

冬季加热炉至井口管线常出现冻堵，采用人工将加热炉热水浇在冻堵管线、角阀和压力表上，以解除冻堵。

工人劳动强度大、管理不方便。

2000年12月19日在温1井进行投放井下节流工具获得成功。

该井地层压力为18.3MPa、地层温度为75℃、套压14.5 MPa，设计井下节流工具嘴径Φ6.0mm，座封位置为1780米，配产每天6万方。

节流后油压为7.6MPa，日产气量为6万方、日产凝析油12吨。

冬季井口温度最低为27℃，地面盘管炉加热至60℃，进站正常生产，加热炉至井口管线再不出现冻堵。

4月份以后不用地面盘管炉加热，即可进站正常生产。

生产管理十分方便。

3、采油三厂小拐作业区拐1109采用地面节流、加热炉加热、间歇式开井生产，含水从2.4逐渐升高至67.5，气油比从478上升至2591，频繁出现井下及井口冻堵。

2000年4月13日在G1109井投入井下节流工具获得成功，井下节流工具坐封于1350m 处，地层温度28℃，陶瓷油嘴嘴径Ф4.0mm，套压16.5 Mpa，井下节流后油压1.5 Mpa、管线回压0.4 Mpa，投产初期日产气量4万方，井口温度7℃（高于水合物冻堵温度），开井生产至2002年2月累计采出液量14517吨，其中产油量13875吨、产水量1642吨。

累计产气量672万方。

含水从67.5下降至4，气油比从170下降至68，即使在冬季也能正常生产不冻堵和积液，油管内不结蜡。

井下节流工艺使该井出液由气大、水多、油少转为气小、水少、油多、能自喷生产不积液。

目前该井日产油15吨、日产水0.3吨、日产气1100方。

同时延长自喷期18个月。

4、石西作业区SH1143井基本数据如下：套压23 Mpa，油压23 Mpa，输压1.4 Mpa，采用地面节流、盘管炉加热，开井后管线产生冻堵，无法正常生产。

2000年9月投入井下节流工具获得成功，井下节流工具施工参数如下：长度360mm、外径Ф57.5mm、陶瓷油嘴嘴径Ф4.0mm、座封深度1800m。

2001年4月1日开井生产情况：套压19 Mpa、油压9.5 Mpa（井口角阀控制）、输压1.35 Mpa、日产气量3.6万方、日产凝析油5.6吨。

地面盘管炉加热，即可正常生产。

减少地面建设费用50万，缩短工期两个月。

5、采油五厂夏子街作业区夏1010井井深1500米，射孔下油管至700米出现井喷，抢坐井口。

地面节流生产，井场无加热炉，地面管线工作压力1.5 Mpa，开井后井口出现冻堵。

2000年10月在夏1010投入井下节流工具获得成功，井下节流工具坐封于700m处，陶瓷油嘴嘴径Ф3.5mm，套压8 Mpa，井下节流后油压2 Mpa、管线回压1.2 Mpa，投产初期日产气量0.8万方，井口温度8℃（高于水合物冻堵温度）。

在冬季没有加热炉的情况下，能正常生产不冻堵。

减少地面建设费用50万，缩短工期两个月。

6、井下节流工具打捞在青海涩北气田涩4-10井和涩4-14井用打捞井下节流工具两井次获得成功。

采油五厂夏子街作业区夏1094井用Ф2.6mm钢丝打捞井下节流工具二井次获得成功。

采油三厂小拐作业区G1154油井用Ф2.6mm钢丝打捞井下节流工具获得成功。

经济效益分析3.1、经济效益1、简化地面流程：新投产气井，不需井口加热或注醇防冻工艺，每口井减少投资达50万元。

2、去掉加热炉，减少生产耗气。

节约能源，每台炉每天耗气量为300方，按每年点炉300天计算，每台加热炉年耗气量为9万方，按每方天然气0.6元计算，单炉年节约费用5.4万元。

每井按两台炉计算可节约费用10.8万元。

3、不需注醇，单井每天注醇140公斤，按每年注醇360天计算，共减少注醇50.4吨，按每吨1500元计算，单井节约注醇费用7.56万元，减少注醇系统维修费用2.8万元，单井节约费用10.36万元。

3、方便管理，大大降低了采气工人的劳动强度。

去掉水套炉，也就不存在水套炉的加水、点火、巡回检查等一系列繁杂的日常管理，对边远、零散井其优越性更为明显，单井每年可减少管理费用10万元。

4、不用水套加热炉加温，使用井下节流工具生产，就能保证气井不发生冻堵并维持正常生产，减少解冻、停产费用10万元。

5、单井经济效益达85万元，按年施工30井次计算，共节约费用2550万元。

3.2、社会效益1、高气油比井采用井下节流工艺，能有效利用地层能量，延长自喷期，合理、高效地开发我局天然气资源。

2、简化地面流程：新投产气井，不设水套炉和节流装置，加快了气井工程建设，缩短工期，投产速度快。

3、可增强气井自身带液能力，提高产液量，天然气气流在生产管柱内经过井下节流工具节流后，压力降低，体积膨胀，提高了气体流速，增强了天然气的带液能力，使产液量较低的气井生产更趋平稳。