井下节流工艺

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压缩机气举–抽吸复合连续排液工艺——以合川气田须二气藏为例

石油地质与工程2021年11月PETROLEUM GEOLOGY AND ENGINEERING 第35卷第6期文章编号：1673–8217（2021）06–0105–06压缩机气举–抽吸复合连续排液工艺——以合川气田须二气藏为例包晓航（中国石油辽河油田分公司石油化工技术服务分公司，辽宁盘锦124010）摘要：低孔低渗致密砂岩气藏在开发中后期，地层压力逐渐下降，气井携液能力降低，井筒及地层积液严重。

针对重庆合川气田井组存在问题，在井组内采用天然气压缩机“抽吸降压+气举排液”工艺，降低平台井组供气井井口压力，实现降压抽吸增产；同时对措施井气举排液，提升井组产量。

该工艺注入干气具有解堵、助排、驱替作用，有助于克服毛细管力的束缚，降低水锁效应和解除凝析油反凝析堵塞。

现场应用效果表明，单井组日排液量40~280m3，通过排采有效恢复生产。

该工艺普遍适用类似低孔低渗气藏中后期排液，可与泡排、柱塞、速度管柱多种排采工艺自由组合，具有广泛的适用和推广价值。

关键词：平台井组；天然气压缩机；抽吸降压；气举排液；连续性气举中图分类号：TE874 文献标识码：AApplication of compressor “gas lift-suck” technique on low-productionplatform well group--by taking Xu 2 gas reservoir in Hechuan gas field as an exampleAll Rights Reserved.BAO Xiaohang(Petrochemical Technology Service Branch of Liaohe Oilfield Company, PetroChina, Panjin, Liaoning 124010, China) Abstract: During the middle-late development of low porosity and low permeability tight sandstone gasreservoir, the formation pressure gradually decreases, the liquid carrying capacity of gas wells decreases, andthe wellbore and formation effusion are serious. In view of the problems existing in the well cluster of Hechuangas field in Chongqing, the process of "suck to decrease pressure + gas lift drainage" of natural gas compressoris adopted to reduce the wellhead pressure and realize depressurization, suction and increased production. Atthe same time, the gas lift drainage of measure wells has been carried out to improve the production of the wellgroup. The injection of dry gas in this process has the functions of plug removal, drainage assistance anddisplacement, which is helpful to overcome the constraints of capillary force, reduce water locking effect andremove condensate reverse condensate blockage. The field application results show the daily liquid dischargeof single well group is 40 ~ 280 m3, production can be effectively restored through drainage and production.This process is generally suitable for liquid drainage in the middle-late stage of similar low porosity andlow permeability gas reservoirs, and can be freely combined with a variety of drainage and productionprocesses such as bubble drainage, plunger and velocity string, which has wide application and popularizationvalue.Key words:platform well group; natural gas compressor; suck to decrease pressure; gas lift drainage;continuous gas lift收稿日期：2021–03–26；修订日期：2021–05–08。

苏里格气田井场工艺技术探讨

苏里格气田井场工艺技术探讨X李　超,付文婷,杨　光,张凤喜,刘银春(西安长庆科技工程有限责任公司,陕西西安　710018) 摘　要:在地面工程建设领域,具有“低渗、低压、低丰度”特点气田的井场工艺一直是天然气开发工作的研究重点。

苏里格气田为国内典型的低渗、低压、低丰度气田,自2006年进入规模开发以来,从气田气井压力、地面管网优化等方面出发进行不断的研究,创新形成了苏里格气田井场工艺技术,具体包括井下节流工艺技术、湿气带液计量技术、高低压紧急关断技术、数据远传技术及相应的井场配套技术。

本文以苏里格气田井场工艺为例,对低渗低压低丰度气田的井场工艺技术进行了研究探讨,旨在气田井场工艺技术领域起到一定的指导和借鉴意义。

关键词:苏里格气田;井场;工艺技术;井下节流;带液计量;紧急关断;数据远传中图分类号:T E371 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)06—0108—031　概述井场工艺作为整个地面集输系统的“龙头”,与整个集输系统的工艺流程息息相关。

井场流程必须与整个集气系统流程相一致,而井场流程及设备的简化也是大幅度降低工程投资的重要因素。

2　常规的气田井场工艺目前,国内有两种比较典型的气井井场工艺,简述如下。

2.1　早期以四川气田为代表的单井集气工艺井口工艺:井口设置加热炉,井口高压天气流通过加热,节流降压,单井中压输送到集气站,该工艺井口设置有加热炉、节流阀、分离器、计量等工艺设备,这种井场单井常温分离工艺流程,一般适用于气田建设初期气井少、分散、压力不高、用户近、供气量小、而且不含硫(或甚微)的单井气处理。

其缺点是井口须有人值守,造成定员多,管理分散,污水不便于集中处理等困难。

具有投资高、管理点多、生产成本高等特点,但对井间距离远,采气管线长、产气量高的边远井,这种集气方式仍是适宜的。

2.2　长庆靖边、榆林气田为代表的多井高压集气工艺井口不采取加热、节流措施,充分利用气井的压力能,井口高压天然气直接输送到集气站。

【doc】井下油嘴节流机理研究及应用

井下油嘴节流机理研究及应用第1O卷翦5朔井下油嘴节流机理研究及应用刘鸿文刘德平(四川石油管理局钻采工艺研究所)内容提要本文在研究井下油嘴节流机理的基础上,导出7汕嘴最小下入深度关系式和气,液二相节流模型,书其应用于四川气田和胜利汕田的8口气井的井下节流设计,计算,获得7较好的效果.主题词油气井井下油嘴下八深度气液二相节流模型油,气,水混合物从油气藏到分离和储存系统,其流程如图1所示.为了控制油,气,水囝1多相流程中的扼流器(油嘴)示意图经由多孔介质渗流,垂直管流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.地面油嘴是自喷井垠重要的地面控h击4器具井下油嘴是自咬井是.重要的井下控制器具.它们是在流程的不同部位设置的扼流器.在井口管线上安装的地面油嘴,能够造成井口压力下降,以增大井口的安全程度和减少分离器的压力l而在井下(油管鞋上若干米)安装井下油嘴,则可造成井筒压力降,调节举升管中地层能量达到调节地屠气,液流体的产出量.井下油嘴节流机理1.流体节流的临界流动油,气,水混合物穿越油嘴的流动属于节流流动(囝2).节流将压力能转变为功能,获督流速的增加.上流压力越高,孔喉越小,在下流僻到的逋度增量则逃大.当上,下流压力囵2流经孔喉的状态示意之比达到某值时,穿越油嘴的流速将为近于声速,此时无论怎样降低下流压力,介质流速__.I曩.,vP天然气工业"zt仍保持声波传播速度.此即喷嘴的l临界流动状态.临界压力比为;=㈤.一(南'-o-se(1)式中k——等熵指数,=/c.≈l_3}尸】,^——节流嘴上,下流压力.节流压差为AP=Pl—P2≈Pl一0.5P.=0.5P.在ll缶界流动条件下,若地面装有油嘴,其下流,即出油管线至分离器之问产生任何压力波动时,压力渡不能回穿油嘴而影响上流的井口压力.同理t如井下装有油嘴,其下流, 即油嘴以上的自喷管柱至井口分离器之间产生任何压力波动时,如开大或关小井口阀门等,压力波同样不能穿越油嘴而影响上流的井底压力.即下流的压力波()传播速度(vp)不能穿越声障对上流压力(P)施加影响即,r,≤为此,几乎所有的研究者都倾向予研究,设计临界流动条件的节流模型.井下油嘴具有减缓井下压力激动,减少油井出砂等功能, 其原因亦在于此.2.热力学描述气体节流的等熵过程.气体(或可压缩气,液混合物)在喷嘴中流动时,由于钎进扳快,流动工质与外界如油管,油套环空,套管, 水泥环以及地层等所组成的多层壁,来不及进行热交换,因此,这一过程可视为等熵膨胀过程.根据热力学第一定律,等熵过程能量转换关系可写为:口=(一")+({一{)+AZ,(2)式中口——外界与节流系统的热交换(吸热为正嫩热为负)},——工质在流入,流出喷嘴时的热焓;",——工质在流入,流出喷嘴时的流速;——功热当量;L——与外界交换的机械功.对井下节流系统而言,气,渡混合流体流经孔喉瞬间,与外界无热交换(绝热膨胀),即口=0也不对外做机械功,故L=0.于是式(3)变为:n一:(;一)"一'i一岍)即,(3)从流动状态看,流速从W变为,如不考虑摩擦及惯性损失,气,液混合物内能的减少全部转化为动能,即速度的增大.内部消耗的结果,使混合物流经油嘴瞬问的温度急剧下降,这就是为何气井节流易出现水合物冰堵的缘故.3.井下节流与自喷管举升效率的关系对气井,液相物质是借助于气体膨胀被带出地面的.这一过程通过:(1)液体薄膜沿管壁运动l(2)小的液滴由高速气流带出.实验研究表明,从井内将液体带至地面所需的最小气体流速,应足以把井内可能存在的是? 太液滴举升至井口.这个最大渡滴的大小是由气流冲击液滴的曳力与液体的表面张力的. 共同作用所能维持的箍太尺寸.举升渡滴所需最小气体流速用下式表示(推导略)=7.03(一).'/(d)折算到标准状态下气体流率为:第l0卷第5期天然气工业口_一3.046×10'-20.3,t15P,v.I(Z7")3.√ZTy,(5)式中0.——液滴上行所需的最小(标准)气体流量,km'/OPt——井口油管压力,MPal——气体温度,Klz——气体压缩因子I.——气体相对密度}pL,p.——液体,气体的密度,kg/m}A——油管流通面积,131}——气液表面张力,N/m.,皇誊:PLMPa图3气井排液最低流量与井口压力的关系从上式可以看出,当其它参数不变时,气体举液所需展小标准流量口随井口压力P 的降低而减小.因此,采用井下油嘴时由于井口压力下降很大,因而提高了气体的举液能力.图3是根据式(5)绘制的口.一P.关系曲线.当井口压力从16.0MPa降至3.0MPa时, 气体连续排液所需最小气量从55kin/O降至20kin/O.油嘴最小下人深度的确定气井节流水合物冰堵与节流的状态参数,气体组分以及油嘴所在深度等因索有关. 下面将讨论地热环境对油嘴下流温度的影响以及下流温度￡t与上流温度't的关系.1.绝热膨胀过程中状态参数的关系气体作等熵膨胀时,温度与压力有如下关系:孚一f鲁(6)pl…l,J,^用摄氏温度单位上式可写为:一("+273)flz.t'一973(7)油嘴人口温度(￡)受井筒流动温度的控制.而流动温度梯度必须由生产测井得到. 但在某些情况下,油,气井缺少温度测量数据.为了找出油嘴进,出口温度与油嘴所在深度之关系,有必要引用地温梯度来做一些近似的定量判断.图4井下节流的温度梯度示意图图d表示油,气井有无井下节流的温度梯度曲线与地温梯度的关系.天然气工业I【fj}线I:沿井筒地诩十嚣度曲线;曲线Ⅱ:无井下节流的流动溢度曲线j曲线Ⅲ:有并下]{j}c的流动i厦曲线艘定由地温增率(莽到n嘴所在深度(L.)的地热温度近似地等于油嘴入口处的流体温度(),用摄氏温度单位表示为lfl'+厶/M.(8)式中￡.——地面平均温度,℃J埘.——地温增率,m/℃..将式(8)代入式(7)得到如下估算公式:当有井温数据时一(@厶+273)一'一273(9)当无井温数据时岛一("+厶/?+273)庸'',.一273(10)式中tw@.——油嘴所在深度处的流动温度,℃}L.——油嘴所在深度,m.2.气井节流水合物堵塞的预测天然气水合物是水和烃类气体及酸性气体的结晶体.气井或高油气比油井安置井下油嘴时必须避免在节流嘴的下流生成水台物.应当考虑因素是:节流嘴下流压力PzF节流嘴下流温度tz{天然气的相对密度{酸性气体HS 或C02等.预测方法:估算下流压力=,,lP_一c2/0一1)~Jl(,t-u)一下流温度(z)必须高于水合物温度",即2≥h.水合物形成温度由天然气水合物生成条件的关系曲线查得.令j≥,井代入式O0)'则～≤(b+LM/埘D+273)废",.一273(11)式巾L…——不生成水合物的油嘴最小下人深度,IT].由式(11)可得油嘴最小下入深度的估算公式:当有井温数据时,已知油嘴所在深度处的平均温度梯度为以,L≥O~fE(6+273)且-工"_.^一(+273)3(12)当无井温数据时,厶≥M[他+273),.一((+273)](13)推导新的节流模型假设条件t(I)流体为气,液二相均匀混合流体,气, 液相问不存在滑脱现象,视为单一流体.(2)忽略流体进入喷嘴前的初速度.因油管直径(d)远太于嘴子直径(d.),因而≥砰,》砒,"_一0(3)忽略嘴子长度上的能量损失(位能和摩擦阻力),位能z一z..变换伯努利能量平衡方程为:A一—(15)C√2d^经过推导(从略)得到:一[鲁+c)],'‰面丽L十而'一"Ju一(1-F兰O.O±01205GORpw)二?(17)将式(16),(17)代入式(15),面积单位化为mm,最后得到;临界流动条件第1D卷第5期天然气工业一0.2732√v=些21:(1+0.O01205GO/~ys)(18)非临界流动条件.口:而—巫PTL1.…""J×丽(19)式中0.——油产量,t/d{A——油嘴孔喉攒截面积,iilln}P——油嘴上流压力, 0.1MPaiT——油嘴上流温度,Kiz-——P,'t条件下气体压缩囚子; P.——标准状态(2OC;760mmlTg)下的压力}.——标准状态(20Cl76Oml11】g)的温度}.——原汕的相对密度;——气体的相对密度fGoR——地面油气比,m/tIR.——溶解油气比,m./t;B0——地下原油的体积系数(在Pt,2'?条件下),m/m.}c——流量系数.为了满足油,气井井下节流的设ifi-P算,除推导的模型外,还收入了罗斯Ros,阿斯福特Ashford用于汕井的二个公式,以及桑赫尔一克拉弗Thornhill—Craver等用于气井的二个公式.1.推导模型与罗斯等六种公式的比较以川中矿区金lI,37,角56,27,遂l2等几口产出油,气二相的气井,分别用六种公式与推导模型计算汕嘴尺寸,其结果列于表1.表l说明:Ashford公式汁算的嘴子偏大;Gilbcrf公式计算的结果偏小;推导模型计算的油嘴尺寸与Ros等四种公式计算的结果较接近.2.将推导模型在不同油气比井检验青海冷潮油田的辣7,深1tO井和川中矿区遂12,角27井计算的井口油嘴尺寸见表2.囊1井号R皤Aslff,Acho.Gi】h丁一CSSSV推导实厮金112.754.362242.152.7fi2.492.383[金372.S73.弛2.102.052.5fi2.302.221.8[角56】.772.52J.441.421.7fij.581.520C角272.273.531.4O1.212.3O2.072.052.0C●遂J23.566.211.751.642.3{2.jJj.892.0C注;油嘴足寸为mm裹2井油气比井口汕喘足寸(ram)实号(m/m)Aslff.^ch0.G儿b.Ros推导际操750l16.4I5.637.026.656.236.00深1IO53l16.I85.657.0I6.426.1l6.00遂12>5DDo|I7.002.J82.054.I{2.202.20前27>5DDo|I6.021.56I.352.402.122.20表2说明;在所列的五模型中,推导模型计算的油嘴尺寸接近实际情况}对中,低油气比仍有较好的适应性I井下节流模型也可用于地面油嘴的计算.'3.现场验证结果1989年川中矿区的遂12井和角27井及胜利油田垦西和孤岛的6口井实施了井下节流工艺.这8口井的数据列于表3.天然气工业1990卑裹3井号遂l2角盯垦7l虽71—2垦1—1虽6孤1—1中9一l3气屠挥度m1253.01455.41248.01262.2766.0115.0油警长度∞2154.52484.01213.2l29t.9lO86.71284.4757.4l0l9_8,气体相对密壤O.63200.62000.55970.57910.56000.55720.56200.5636基油管内径mm63.563.563.563.S63.563.563.563.5气产量,d153501607014860884019000162201525012330础油产量t/d0.290.6{水产量t/d2.35数油压MPa15.117.286.3口.88.6.35.2套压MPa20.621.010.16.8l0.110.S7.56.0井底流压Mn24.625.411.07.8l0.811.56.5据井口温度℃20.020.0l8.0l毒.0l8.018.018.018.O井底温度℃70.077.O57.060.0S9.057.054.056.0井口油嘴mm2.22.23.03.03.03.03.0|.O下^深度m1955199511501200688l170500600设上施压力M2621.511.07.21D.811.O7.86.5计上流温度℃65.065.053.053.0{1.055.O42.041.0情况油嘴直径mm1.82.02.12.72.62.52.82.8气产量,d15500155001000095001800012000150008500实抽压M5.34.81.851.851.851.901.951.90际套压Ml10.216.910.26.610.010.07.56.2●情气产量m/a16601557010250970020500121l0155008350 况l8.0l&D15.015.0井口温度℃10l9.Ol8.O18.0从表3可以看出:设计计算较精确,其中有6口井的设计产量与实际产量的误差5N,另2口井的误差为l0.(本文收到日期1990年J月18日)。

基于耦合模型的高压气井井下节流工艺设计方法研究

周兴付杨功田李春刘杰，，，
（．国石油化工股份有限公司西南分公司川西采输处，１中四川德阳６８０；１００２中石油西南油气田分公司采气工程研究院，．四川德阳６８０）１００
维普资讯
海洋石油
・
７・４
ＯＦＨ０ＲＥ０ｌＦＳＬ
２００７年６月
文章编号：０８３６２０）２０４５１０ —２３｛０７０ —０７ —０
基于耦合模型的高压气井井下节流工艺设计方法研究
摘
要：主要针对高压气井冬季易堵、存在较大安全臆患的生产难题，开展井下节流工艺技术研究。根据井下节流机理。
基于天然气在井简流动规律和地层径向传热，立了井简压力和流动温度预测数学模型，采用精度较高的龙格库塔方建并法进行数值求解，用组分模型和等熵焓变预测节流温降。根据气井产量、合物生成条件、简压力、度分布预测确采水井温定节流工艺参数，据所建立的井下节流设计模型，川孝４２井进行工艺参数设计和现场试验，得了良好效果。根对５取关键词：井下节流；合物；流温降；艺设计水节气在高压、地由低
温、水情况下极易生成水合物，力越高，含压水合物生成温度越高，易发生水合物堵塞，而堵塞越从井筒生产管柱和地面流程，影响气井的正常生产，降低开井时率。常规的地面加热装置难以解决井

免投捞井下节流器技术介绍

免钢丝投捞井下节流器简介技术有限公司2012年6月6日一、技术背景近年来，在天然气井的开采过程中，越来越多的采用井下节流器技术来防止气井采气过程中井筒水合物的产生，经过现场的应用和技术人员的不断改进，井下节流器技术得到不断的完善和改进。

目前在现场应用中最常用的井下节流器是适用于2 7/8"油管的活动式井下节流器[1]。

这种井下节流器可以根据设计需要坐封在任意深度，这种井下节流器的主要结构如图1所示：图1 活动式井下节流器结构式意图活动式井下节流器在投送时需要使用试井车，具体操作程序是：首先将井下节流器与加重杆、震击器等井下工具相连接，然后将工具串放入井口防喷管内，将防喷管安装在井口上，由于防喷管较长，需要用吊车进行防喷管的安装。

防喷管安装完毕后，打开井口阀门，用测试钢丝将井下节流器及工具串下入油管内，当到达设计深度后，突然停车，此时井下节流器在钢丝弹性的作用下迅速回弹，在惯性力的作用下，节流器卡瓦张开，使井下节流器初步锚定在油管内壁上，然后用试井车上提钢丝，使震击器向上产生一个振击力，在这个震击力的作用下剪断节流器上的销钉，销钉剪断后，节流器与测试钢丝脱开，与此同时，在节流器内部弹簧的作用下，使节流器上的密封皮碗涨开，将钢丝起出井口，卸掉井口上的防喷管，这样，就完成了井下节流器的投送。

打捞井下节流器时，将打捞工具连接在试井车的测试钢丝上，将防喷管用吊车安装好，然后从防喷管内将打捞工具串下入井内，到达井下节流器的位置时，首先向下撞击节流器，使节流器卡瓦松开，在撞击节流器的同时，完成打捞器与节流器的对接，然后上提钢丝将节流器上提到防喷管内，关闭油管阀门，卸掉防喷管，完成井下节流器的打捞工作。

从上面的叙述可以看出，活动式井下节流器的投捞工作不仅所用车辆多，需要人员多，操作程序复杂，而且作业周期长，投捞费用高，不能满足低成本开采的需要。

二、免钢丝投捞井下节流器工具及结构原理针对上述井下节流器在投捞过程中存在的问题，进一步降低井下节流器在苏里格气田使用的成本，设计了天然气井免钢丝投捞井下节流器，这种井下节流器具有体积小，重量轻，投捞时不用试井车，只需依靠节流器自身的重力即可完成节流器的投送，利用与其相配套的打捞器和气井气体的举升能量即可完成节流器的打捞。

气井井下节流降压工艺方法分析

气井井下节流降压工艺方法分析摘要：天然气井内部组成复杂，其在低温高压的环境下会形成天然气和水合物。

极易发生水合物作用，降低天然气产量。

本文针对天然气井下防治工艺，通过降压处理，让天然气的气流在内部发生降压膨胀反应，通过一些井下节流处理，让降温处理后的天然气吸附地表层热温，降低水合物生成，从而实现降压节流处理。

关键词：气井；井下节流处理；天然气水合物当天然气气流通过处理油嘴时候，由于流断面的外形变化会让气流瞬间变大，内部阻力也会随之增长，温度也会降低。

当温度降低至天然气水合物温度时候，油嘴附近会形成天然气水合物，内部气体内动会受阻。

天然气附近会形成大量的水合物，此时，气井底部压力变大，气井产量会降低，直接威胁到气井的安全生产和稳定产值。

对此，需要采取气井井下节流降压工艺，提升整个气井运输产量和质量。

1.气井井下节流降压重要性简述气井井下节流降压技术主要是改善天然气在地面油嘴时冰堵的问题。

为了有效缓解这一难题，相关领域人才研究了气井井下节流降压工艺。

在正常运输情况下，天然气水合物的产生归咎于气井内部突变的气压和温度。

这种含有天然气气体组成和液态水成分的白色结晶固体。

密度一般稳定在180-190千克/立方米。

传统改善方式是通过现场灌输抑制剂，通过加热管线来预防现场水合物的生成。

由于抑制剂的计量难以控制，操作不当会让原本复杂的气流体系变得更加复杂。

同时，抑制剂的使用依赖性需要长期投入使用。

除此之外，地面管线也是一种常用的方法，这种方式借助了外界水套加热炉，通过外界燃料燃烧升热方式进行产热。

这种反思虽然能够预防水合物生成，有效控制产气量，不过其需要大量的燃料供应，会提高采气成本。

以上两种方式存在着操作性和经济性的弊端，为了改善当代天然气气井采集质量和效率。

本文提出了有效的气井井下节流降压工艺，通过将节流器放置于井下适当位置来实现井下节流降压。

其能够利用地表加热热量来降低燃料成本。

这种方式参考分析了天然气水合物形成的原理，能够从其源端一直水合物生成。

井下节流汇报解读-PPT

7、上提井下打捞节流气嘴，如遇卡、遇阻，力量达到一定值时，剪断可退销钉，捞爪退出井下节流气嘴打捞颈，防止钢丝抽头。
8、打捞后又退出的井下节流气嘴，因卡瓦外径小且锁紧，失去坐封锚定能力，上移不会坐封，仅靠胶筒与油管内壁的摩擦力难以提出，此时可地面控制开井生产一定时间再打捞，使井下节流气嘴因上下压差而向上移动，压差产生的推力比钢丝拉力大得多。
因此，井下油嘴安装在一定的深度后，能达到防止井下冻堵的目的。
大家有疑问的，可以询问和交流
可以互相讨论下，但要小声点
1.3井下节流与自喷管举升效率的关系
从地下采出天然气，多数情况下都伴随产出气、液两相或多相混合物，对气井，液相物质可能是借助于气体膨胀而被带出地面的。采用井下节流时，由于井口压力下降很大，因而提高了气体的举液能力。一些井口压力较高的出水气井，在采用井下油嘴后，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，从而延长了油气井的自喷生产周期。
不同
①～⑤同左
功能与优点
① 井口压降，使出油管线至分离器保持安全
② 让井在规定的产率下生产 ③ 对易出砂井可维持一个防砂
的自喷产量上限 ④ 在最有效的产率下开采油气
藏 ⑤ 预防水（或气）的锥进
另有如下优点： ⑥ 避免井下及地面管线水
合物冻堵 ⑦ 增加气举速度，提高气
井排液能力 ⑧ 防止气体在环空聚集，
1、调节产气量，让油气井在设计的产率下稳定生产。 2、井下节流降压能充分利用井下地热、提高地面油气出口温度，取代井口加热或注醇防冻工艺。杜绝井下、井口或管线冻堵，简化了地面流程，方便了现场的管理，减轻工人的劳动强度，做到了安全、环保生产。

低节流法压井施工工艺压力窗口低的井

低节流法压井施工工艺低节流法压井是一种非常规的压井方法,使用于泥浆密度窗口比较窄,也就是一些压力较敏感的地层,如塔里木油田的轮古地区;在发生溢流后用常规的压井方法会压漏地层,用而反推法压井,对于有的地层－－特别是裂缝不发育、储层连通性不好及稠油地层等,反复压井会造成井底压力越蹩越高;低节流法压井是第一循环周用和井浆密度相同的泥浆把进入井筒的地层流体循环出来,在这期间,可以允许少量的地层流体进入井筒,在第二循环周再调整泥浆密度到一定的值,目的是不压漏地层,实现井底的压力近平衡,压井过程中控制好节流阀是关键,以控制立压为主,尽量避免压漏地层;在起钻时,一般打一个重泥浆帽;低节流法压井使用于对地层压力已经完全掌握的井,对山前的高压气井不实用;一．轮古情况简介轮南低凸起位于塔里木盆地塔北隆起中段,是一个在古生界残余古隆起上发育起来的呈北东-南西走向的大背斜;钻探的主要目的层为奥陶系潜山面以下碳酸盐岩岩溶裂缝储层,具有裂缝和溶洞随机发育并控制油气藏分布；地层压力系数低左右,钻井液平衡窗口小甚至没有,易井漏、易污染等特征;奥陶系潜山随位置不同其表层缝洞多少、规模大小有很大差异;1.轮南奥陶系碳酸盐岩地层压力系数低,地层对钻井液液柱压力相当敏感,钻井液安全密度窗口非常小,甚至一些井找不到这个窗口;当钻遇到裂缝、溶洞时,即使钻井液密度与裂缝、溶洞内充填的地层流体当量压力系数相当甚至还低,由于裂缝、溶洞通道大,在循环压耗、下钻激动压力等的作用下,也会发生钻井液与地层流体的置换,在实钻过程中就会表现出既喷又漏的现象,严重时有进无出,而这种井一般是裂缝尤其是溶洞非常发育的井;2.特别是地层流体为气体时,表现得尤为突出;这时,往往关井后井内气体越积越多,同时造成套压升高和井漏加剧;通过常规计算求得的地层压力常常不准确;同样,常规压井方法也不适用;如果只因为 g/cm3的密度压井后,仍然有套压,就认为是钻井液密度不够,从而再提密度,就会走入恶性循环,即越压越漏,越漏越压;3.正是由于碳酸盐岩地层一般裂缝和溶洞非常发育,一旦有油气发现,钻井液与油气间的置换是快速的,往往是不可避免的,这就是碳酸盐岩地层容易井漏的主要原因;二．轮古地区压井实例实例1轮古405溢流1、基础资料5742—5749米,取心7米,当时泥浆密度,粘度48s,层位：O,岩性：灰岩;2、事故发生经过：钻进至井深,7：50地质循环,发现液面上涨,8：00关井观察立压,套压,8:00–10:50关井观察,立压–,套压–;3、事故处理经过：14:30节流循环,节流阀开度1/2–1/3,排量S,立压–,套压––15:00停泵观察,立压0Mpa,套压 ,分离器出口出褐黑色原油90%--15:45节流循环,泵入相对密度,粘度200s的钻井液,排量S,立压,套压,分离器出口出褐黑色原油80%--90%--16:45泵入相对密度,粘度50s的钻井液,排量7L/S,立压,套压0Mpa,出口出褐黑色原油90%--18:00停泵观察,立压0Mpa,套压1Mpa ,分离器出口出褐黑色原油95%--19:30节流循环,节流阀开度1/2–1/3,泵入相对密度,粘度60s的钻井液,分离器出口出褐黑色原油80%--90%--19:45停泵观察,立压0Mpa,套压0Mpa–20:00开井,起钻至井深–20:30小排量循环,排量4 l/s,立压,出口出褐黑色原油80–90%--02:20节流循环,节流阀开度1/2-1/3,泵入相对密度,粘度60s的钻井液立压,套压分离器出口出褐黑色原油90%;--08:00停泵观察,每30min灌钻井液一次,立压,套压分离器出口出褐黑色原油80-90%,8:00-08:20停泵观察立压0Mpa,套压0Mpa-09:00下钻到底-10:00节流循环,泵入相对密度、粘度60s的钻井液,立压、套压,分离器出口出褐黑色原油20-80%;-13:00停泵、开井观察,立压为0,套压为0,出口出原油约20%及钻井液,钻井液相对密度,粘度108s;-13:20钻进至井深,出口被原油堵死-14:30开节流阀,关封井器立压为0 Mpa,套压为 Mpa,分离器出液口间断出液,出原油约占80%;-18:00开泵,节流循环,节流阀开度1/4-1/2,泵入相对密度,粘度60s的钻井液;立压~套压~,分离器出口间断出液,出原油约占90%,分离器排气口喷出油气混合物高约10~15m;-22:30关井观察,立压、套压:40向钻具内灌入相对密度的钻井液套压,立压:10反压井,泵入相对密度的钻井液,套压↑↓,立压↑↓;-08:00停车,关井观察,立压0↑,套压0↑;8:00–18:00关井观察,立压~,套压4~ –18:15开节流阀放压,立压~0Mpa,套压~0Mpa,主放喷管线有少量泥浆流出–18:30开井,起钻3柱至–18:45静止观察,出口管有少量泥浆及原油混合流出–21:00关井观察立压~ ,套压~ –21:30反循环压井管线试压,稳压30分钟–22:20环空反挤相对密度的钻井液 ,排量20L/S,泵压↓,停泵后立、套压均为零–22:30向钻具内正挤相对密度的钻井液,排量12L/S 泵压,停泵后立、套压均为零,起钻完,转试油;实例2轮古15-9井溢流压井轮古15-9井是位于轮南潜山西部斜坡上的轮古15井潜山构造上的一口滚动开发井,该构造为稠油油气藏,主要为稠油,含少量伴生气;04年7月7日5:00钻进至井深溢流,钻井液密度cm3,-8:00关井观察,压井准备,套压,立压不变;压井过程：第一周,压井钻井液密度cm3节流循环,-9:30排气口火焰由至熄灭,-12:00开井循环,返出稠油10m3；第二周,压井钻井液密度cm3节流循环;由于钻井液与稠油置换,出现轻微井漏现象,于是在钻井液中加入随钻堵漏材料;至20:10进出口比重相等,停泵出口无溢流,循环无漏失,压井成功;损失时间15:10;随后的电测及下完井管串过程中井下正常;实例3轮古801井溢流压井轮古801井是位于轮南潜山中部斜坡上的一口评价井,04年4月11日20:20钻至井深,层位奥陶系,钻井液密度cm3;-22:30地质循环,-22:47起钻至井深溢流, -22:56接方钻杆关井,-04:30,立压由0↑2MPa,套压由↑;压井过程：第一周用原浆节流排污,第二周用密度 g/cm3钻井液节流循环压井;出口点火,焰高最高13m;至12日14:20压井完成;损失时间15:33;随后继续下钻钻进至井深5218m完钻,短起发现有线流,下钻到底提密度至g/cm3正常,起钻、电测都未再发生溢流;三．专家点评：王宇对于压力窗口低的井,起钻时可以开泵起到产层顶部,然后通过打重浆塞的方法,控制井下平衡;重浆塞的形成的多余压力应等于钻进时的循环压耗和起钻时的抽汲压力;下钻时下到重塞低部可采取小排量把重浆缓慢替出井外,防漏失;。

井筒疑难节流器打捞工艺研究及应用

油管刮刀;连续油管套铣 + 常规打捞;可脱钩捞矛;修井作业。
2.
1.
2 内捞式打捞工具
2.
1.
2.
1 结构
印,判断井下节流器打捞颈尺寸;(
3)根据打捞颈尺
体、卡瓦座、活动锁舌、复位弹簧、环形锁块、卡瓦、
心杆进入外筒体后,顶开活动锁舌,推动活动锁舌
目前铁磁材料种类繁多,为了满足井下高温高
压环境作业需求,且获得更好的打捞效果,要求所
使用的永磁体能够产生尽可能大的磁能量,且具有
较好的耐高温性能和磁能稳定性。
常用永磁材料主要包括钕铁硼磁铁、铁氧体磁
铁、铝镍钴磁铁等 [7]。综合分析各种铁磁性材料,其
在复位弹簧的作用下自动复位,卡住中心杆,带动
卡瓦座延外筒体上的卡瓦座燕尾槽向下滑动,随之
带动卡瓦延卡瓦锥面上行,同时,在上提的负荷下,
卡瓦产生径向夹紧力,通过设置在卡瓦上的齿牙,
咬住节流器中心杆,从而实现井下节流器打捞。
捞颈(中心杆)和油管环形缝隙里亲磁类金属落物,
主要打捞断散节流器脱落的卡瓦。其结构如图 4 所
示,主要由上固定接头、扶正器、环形磁铁、下固定
接头及可调顶杆五部分组成。附环形强磁节流器
打捞工具如图 5 所示。
图 6 现场施工作业模拟示意图
打捞作业。

井下节流技术在低温分离工艺中的应用_朱浩平

第 27 卷第 6 期天然气工业开发及开采
表 2 卡瓦式节流器圆柱型胶筒不同压差和温度下密封性能试验表
试验
胶筒组合
试验介质
60 ～ 70 水 1 60 ～ 70 水
2
60 ～ 70 60 ～ 70
气气
3
65 ～ 75 65 ～ 75
二、井下节流工艺的应用
1. 榆林气田低温分离工艺现状 (1)低温分离工艺原理单井进站高压天然气经加热后 , 通过节流阀节流膨胀制冷 , 利用天然气烃类组分冷凝温度的不同和压力一定时天然气中饱和水含量与温度成正比的特点 , 将重烃和水蒸气凝结成凝析油和水 , 经高效气液分离器在低温下分该工艺流程见图 1 。
注 :理论计算温度是假设不进加热炉 , 直接节流制冷 , 温度降为 3. 15 ℃/ M Pa;低温分离要求温度为 - 8 ～ - 18 ℃。
通过试验取得以下效果。 (1)试验前 , 如各单井进站直接节流制冷 , 由于进站压力高 , 致使节流后的温度远远低于 - 18 ℃, 不能满足低温分离的要求 , 所以单井来气必须经加热炉换热后才能进行节流。井下节流试验后 , 从理论计算及实际运行情况看 , 直接节流制冷后温度符合低温分离的要求。 (2)在下井下节流器前、后气井产量基本相同的条件下 , 开展井下节流工艺后油压下降明显。 (3)集气站日处理气量大大提高 , 使冬季因加热炉负荷问题不能正常开井的井能够正常生产。 (4)井下节流试验后 , 加热炉燃气量明显降低 , 燃气量减少了 28. 4 %, 平均每年可以节约天然气 10. 9 ×104 m3 。
气气
4 65 ～ 75 气
5 60 ～ 75 气

川西气田井下节流工艺评价与改进

川西气田井下节流工艺评价与改进
赵哲军
（中国石化西南油气分公司工程技术研究院，四川德阳摘６８０）１００
要井下节流工艺具有节能降耗、降低成本的优点，已应用于许多气田。近年来对川西中浅层气藏
也开展了一些先导性试验，但实践表明，该工艺在前期应用过程中存在着适应井斜角小、打捞难度大、油嘴易失效等问题，并且对于该项工艺适用于何种井况也没有明确的界定。为了解决上述问题，明确井下节流工艺适应的井况，开展了相关研究，并将研究成果在川西中浅层气井进行了现场应用。关键词川西中浅层中图分类号：Ｔ３７Ｅ７井下节流纳米陶瓷０型弹簧
２０１０
天然气技术
ＮａｕａｓｃｎｌｇｔｒｌＧａｈｏｏｙＴｅ
Ｖｏ．ＮＯ．１４．３
Ｊｎ２０ｕ．０１
第４・３卷第期
文章编号：６３９３（０００ — ０６０１７ — ０５２１）３０５ — ２
析，得出其Leabharlann 下节流适应性的评价表（）表３。
１（９９１ ¨ Ｊ』 ’ １７ — ，ｆ， ’ ＂汞 … Ｊ、
～－ｉ：ｚｚＨ７（１６ｔｉｌ，９ｏ２，ｌｉ：：
５６／ａｒｌａｅｈｏｇＮｔａＧｓｃｎｌｙｕＴｏ
展研究，取得了一定成果。１产水量适应性评价．２
１井下节流工艺的适应技术界限
１１压力适应性评价．当气井井口压力过低时，地面无需复杂节流流

浅谈天然气脱水脱烃

浅谈天然气脱水脱烃2长庆油田分公司第三采气厂第一天然气处理厂，内蒙古鄂尔多斯，0173003长庆油田分公司第三采气厂第六天然气处理厂，内蒙古鄂尔多斯，017300摘要:煤炭成为继煤炭和原油的全球三大消耗性燃料,正在引起社会各界的广泛重视。

为适应对石油气质指标和深度分解的步骤的要求,就一定要先把气体中的水分和烃除去。

该文对气体的脱水脱烃方式作出了论述,并简要阐述了节流分离技术和吸附分离技术,及其中丙烷压缩机制冷技术在气体脱水脱烃流程中的运用。

关键词:天然气;脱水;脱烃;中国仍在增长,对再生能源需求量也越来越大。

中国目前的主要资源为原油和煤,但环境污染比较严重。

而燃气则作为一个重要环保燃料,一直受到业界重视。

所以,虽然燃气已变成了中国消耗的主要力量。

但由于燃气中通常都存在着相应的杂物,如水和烃质。

水和烃质的存在,对燃气的生产质量以及管网集输会形成不良的环境影响。

1.水及烃质的影响燃气在集输流程中,因为水温和气压的改变而形成反凝析现象,这也正是对烃质所形成的危害,尤其是液体的烃质,会给管道集输系统带来腐蚀和阻塞。

水以气态形式出现时对管线的集输工作并没有危害,但只有水呈液体形式出现时,才会对管线集输工作造成一定危害如在给居民实行减压供应时,形成液态水极大地下降燃气的供应品质、减少了管线寿命、当气温在零摄氏度以下时会形成固态,从而大大降低了管线集输的工作效能、对管线形成侵蚀,从而导致了管线阻塞等。

燃气脱水处置方法溶剂吸附在管道集输流程中,运用化学相溶机理,通过溶剂吸附技术,将燃气中的水有机分子加以吸附。

确保了燃气在集输流程中没有生成水化物,同样也减少了对水相的危害。

由于目前大都使用三甘醇来实现水分子弥散脱除,该工艺技术能大面积地对燃气实行低温度脱水处理,在处理过程时可将露点气温降低10℃左右。

固态吸附把天然气中的水分子弥散,再利用吸附剂的吸收进行脱水,叫做固态吸附技术。

该技术的出现可以将天然气中的水分进行深层脱除,不过由于需要的外部能源很多,而操作工艺又相对复杂,所以现在大多应用于较小型的天然气脱水反应处理上,在集输过程中的使用也不多。

高压气井井下节流工艺

更换气嘴，这样可节省作业时问，提高工作效率。
一
８一８
石油
机
械
２１００年
第３８卷
析，在该井井下１８００
２现场应用
２０－２００８０９年，坐放式气嘴在塔河油田应用
１２主要配套工具．
堵。目前应用的任意式井下气嘴耐高压高温性能差，常发生结构损坏、密封件失封现象，无法满足
高压气井井下节流工艺的主要配套工具是坐放
井下节流的要求。鉴于此，吐哈油田工程技术研究
１３井次，工艺成功率１０。下面以Ｋ４井为例，０％Ｚ说明井下节流工艺的应用。该井井深４７０ｍ，油８
层中部压力５．７Ｍａ１３Ｐ，油层中部温度１８８０．５℃ ，
ｍ处下人４ｍ气嘴，完井生产，日产量７４，ｍ４．６万
院研制了一种坐放式井下气嘴，这种井下工具通过盘根与坐放短节密封，具有结构简单、承压高的特点，并可在不动管柱的情况下更换气嘴。
式井下气嘴（２。该气嘴通过上体与钢丝作业图）工具连接下入坐放短节中，锁块与坐放短节凹槽配
正常生产，因此需要通过井下节流工艺预防井口冻
即在气嘴处设置解节点，气嘴处压力与产量的关系
必须同时满足流人和流出２条动态曲线关系，通过对影响流入和流出的各种因素进行分析，找到气井生产的最佳协调点，选择合适尺寸的油嘴，从而实现气井优化生产，避免井口冻堵。

苏里格气田南区块天然气集输工艺技术

苏里格气田南区块天然气集输工艺技术摘要鄂尔多斯盆地苏里格气田南区块单井控制储量小、稳产期短、非均质性强，属于典型的低渗透致密岩性气藏。

针对该区块的地质特征和特殊的开发方式(采用井间与区块相结合的接替方式开发)，采用了以下天然气集输工艺：①井下节流、井丛集中注醇的天然气水合物抑制工艺；②管道不保温；③中压集气；④井口带液连续计量；⑤常温分离；⑥两次增压；⑦气液分输；⑧集中处理。

形成了“中压集气、井口双截断保护、气井移动计量测试、气液分输、湿气交替计量”等一系列工艺技术，有效降低了地面工程的投资成本，提高了气田开发项目的经济效益，对类似气田的开发建设具有借鉴意义。

关键词苏里格气田南区块天然气集输工艺技术中压集气井口双截断保护气液分输湿气交接计量1 气田概况苏里格气田南区块(以下简称南区块)位于鄂尔多斯盆地苏里格气田南部，地处内蒙古自治区乌审旗、鄂托克前旗和陕西省定边县境内，是中国石油天然气集团公司(以下简称中国石油)与法国道达尔公司共同开发的国际合作区。

南区块单井控制储量小、稳产期短、非均质性强，属于典型的低渗透致密岩性气藏，具有以下地质特征和开发建设难点。

1)气田初期生产压力高达22 MPa，但压力下降快[1]。

2)井流物中含少量重烃，不含H2S，微含CO2，需采用脱油脱水天然气净化工艺[1]。

3)单井稳压生产能力较强，可以较长时间利用地层压力采用定压放产的方式生产，在超过5.0 MPa的井口压力下生产了4年，其后在2.5 MPa以下的井口压力下生产，而未采用苏里格气田其他区块定产量稳产的生产方式。

4)单井初期配产高，最高配产量为l0×104 m3/d。

平均配产量为3×104 m3/d，为苏里格气田其他区块单井配产量的2～3倍。

5)单井产量下降快，生产l年后，产量下降了一半。

6)全部采用9井式井丛开发，后期约一半的井丛需要加密到18井，地面井场数量较苏里格气田其他区块大幅度减少。

井下节流工艺在广安气田的应用

可能发生水合物堵塞，为了不堵塞必须采取加热或者加入抑制剂来控制。如果采用地面针阀节流，地面生产流程投人大，建设工期长，不能满足气藏高效开发和气井快速投产的要求，并且需要配备管理人员，增加了开发管理成本，要实现经济有效开发就必须走低
时充分利用地温能量，使节流后的温度高于节流后压
流程的井外，全气藏共５５口井采用了井下节流工艺（采用固定式的井３４口，活动式的井２１口），目前还有２７口井采用井下节流生产，平均在役时间３９７ｄ，
应用的条件见表４、表５。
表４固定式应用的条件统计名称值
２０～Ｚ５Ｏ生产成本，提高气井自动化管
理水平等目的，具有显著的经济效益和社会效益。
压力／ＭＰａ
井产量低、产气时间短。产层为须家河组，产层中深
在２２ＯＯｍ左右，气藏产出流体有油、气、水三相，天
然气属湿气范畴，天然气品质优，不含ＨＳ，含有少量的凝析油（表１）。地层压力在２Ｏ～３０ＭＰａ，地温梯度为２．２℃／１００ｍ，气层温度为６２．１～７１．０４℃ 。
最长时间１８４６ｄ，节流器下入深度在１０００￣１２００ｍ。

压裂过程中井下节流器的流动模拟与应用

压裂过程中井下节流器的流动模拟与应用摘要随着国内许多油田先后进入开发中后期，油层含水量上升，层间矛盾加剧，堵水层与采油层之间的压差越来越大，开发的油井也越来越深，地质环境越来越差。

面对复杂的工况条件和恶劣的自然环境，对封隔器要求有更高更可靠的密封性能、能耐高温高压，结构简单，使用灵活方便，使用寿命更长。

本文针对压裂液在油管、封隔器及其节流器中的流动，在充分分析流动因素、流变性、流动规律的基础上，利用Fluent软件对节流器附近流体的流动情况进行了二维数值模拟，为压裂设计及施工提供理论基础。

关键词压裂液；封隔器；节流器；CFD模拟目前在压裂酸化施工作业中，工作液注入管柱主要有封隔器管柱和光油管管柱两大类。

在没有使用封隔器的光油管管柱情况下，通过套管压力实时监测井底压力的变化比较准确。

出于保护套管或者卡层、分层压裂的考虑，压裂酸化作业时越来越多的使用封隔器管柱。

压裂液通过封隔器管柱，特别是节流器的压力损失计算比较复杂，影响因素较多。

目前现场主要通过经验估计其大小，导致现场施工净压力误差较大，影响对裂缝尺寸的评价，严重时甚至会导致施工失败。

一、封隔器的基本用途封隔器使用范围广泛，几乎遍及勘探和开发的各个生产过程。

之所以应用封隔器，除了可满足生产中的各种工艺要求外，也有经济上和操作上的考虑，因为借助封隔器进行井下作业，比之其他井下工具更为合算、方便。

封隔器一旦在井下有效工作，就可以达到以下目的：（1）隔绝井液和压力，保护套管，从而改善套管工作条件；（2）封隔产层或施工目的层，防止层间流体和压力互相干扰，以适应各种分层技术措施的需要，或便于进行堵漏、封窜等修井作业；（3）保存并充分利用地层能量（包括溶解气能量），以提高油井生产效率，延长其工作时间；（4）使井的控制仅限于地面油管，以确保安全和最大限度地控制地层；（5）便于机械采油的方式（如为气举和水力油塞泵抽油提供必要的生产通道，或将套管分割为吸入和排出两部分，以利无管泵进行抽油）；（6）用在气井中（尾管下至射孔段以下），可以缓和气井液面过早上升；（7）注水；（8）压裂酸化；（9）洗井；（10）卡堵水。

新型井下油嘴节流防冻技术

硬质合金HRC56度
4.2 钢丝绞车和吊车胶筒不解封、不可退
胶筒密封性能
油井投捞性能专利时间关井再开井，能密封可投捞，成功率高 2001年1月
关、开井、密封差
难投捞，成功率低 1989年9月
新型井下油嘴的技术优势
井下油嘴卡瓦的自锁角座封设计，提高了座封性能。投放时井下油嘴在防喷管内上提不座封。利用生产节流压差和楔形密封设计，提高胶筒气密封性能。
新型井下油嘴节流防冻技术
2008年3月
技术原理
天然气水合物是在一定压力和温度下, 天然气中某
些组分和液态水生成的一种不稳定的白色结晶固体, 密度
为0.188～0.190 g/ cm3。水合物会对管线造成阻塞并阻碍设备热传导,严重影响气井生产,甚至危及人与设备的安全。目前防止水合物的主要方法有注入抑制剂和加热管线。产水气井复杂的气水流入动态规律难以准确预测,使注入水合物抑制剂的可靠性降低,且加热地面管线需增加水套炉设备,采气成本增加。
技术原理
井下节流工艺是将节流器置于油管的适当位置以实现井下节流调压,利用地热加热节流后的天然气,改变天然气水合物的生成条件,对防止水合物起到了积极作用,同时节流后天然气压力降低, 体积膨胀,流速增加,有利于提高气井携液能力。
水合物冻堵原因
水合物冻堵生成条件
水的存在低温
高压
各种
相对密度
天然
气水合物生成条件
新型井下油嘴工作原理
投放原理
投放时油气井不需压井和提下油管。将钢丝绳帽接上座封工具。下到设计位置时，上提钢丝，中心管锥面沿卡瓦内锥面上行撑开卡瓦，卡住管壁，再增大上提力，剪断座封销钉，完成座封并丢手。此时被压缩的弹簧弹出顶住活塞杆上行，带动锥体上行涨开胶筒。提出工具后开井，在节流压差作用下活塞产生向上的推力，胶筒涨紧管壁。同时，胶筒压差产生的推力涨紧卡瓦，确保密封、锚定牢靠。

采气高级工YJ

采气工高级一、单项选择1. 天然气通过孔隙或裂缝的流动称为（C ）。

A、紊流B、层流C、渗流D、稳定流2. 地层中的孔隙或裂缝，是天然气从地层流向井底的（B）。

A、储集空间B、渗流通道C、阻碍D、不利因素3. 下列选项中，不属于渗流分类的是（C）。

A、单相渗流和多相渗流B、稳定渗流和不稳定渗流C、简单渗流和复杂渗流D、层流和紊流4. 流体流动时，质点互不混杂、流线相互平行的流动叫（C ）。

A、单相渗流B、稳定渗流C、层流D、紊流5. 根据渗流规律是否符合达西定律，将渗流分为（C ）。

A、层流和紊流B、稳定渗流和不稳定渗流C、线性渗流和非线性渗流D、单相渗流和两相渗流6. 气井无阻流量是指（D）等于0.1MPa时的气井产量。

A、井底流压B、井底静压C、地层压力D、井口压力7. 同一口气井，无阻流量与实际产量的关系是（A ）。

A、无阻流量＞实际流量B、无阻流量＜实际流量C、无阻流量≥实际流量D、无阻流量≤实际流量8. 井底流动压力等于0.1MPa时的气井产量称为（A ）。

A、绝对无阻流量B、最大测试产量C、无阻流量D、最大实际产量9. 绝对无阻流量是指气井（B）等于0.1MPa时的气井产量。

A、井口压力B、井底流压C、井口套压D、井口油压10. 地层的变形或变位造成的一种或多种地层形态称为（C）。

A、褶皱B、褶曲C、地质构造D、断层11. 用等高线平面投影，表示构造某岩层顶面或底面形态的图件称为（C ）。

A、剖面图B、柱状图C、构造图D、等高图12. 下列选项中，不是地层水的是（C ）。

A、边水B、底水C、凝析水D、夹层水13. 气井经酸化措施后滞留在井底周围岩石缝隙中的残酸水是（D ）。

A、边水B、底水C、地层水D、非地层水14. 下列选项中，不属于非地层水的是（D ）。

A、凝析水B、钻井液C、残酸水D、边水15. 生产过程中因温度降低，天然气水汽组分中凝析成液态水的是（B）。

A、钻井液B、凝析水C、残酸水D、外来水16. 天然气凝析水组成中的氯离子含量（A ）。