井下节流工具说明书

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310mm
2、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。

4、可防止产层激动：采用井下节流工具，气井工作制度稳定，产量平稳，可防止气井开关井
操作不当而引起井底产层激动，导致地层出砂、出水等情况的发生。

5、方便管理，降低了工人劳动强度。

6、降低了地面管线和井口的压力，延长了气井井口及地面设备的使用寿命，并有利于气井的
安全生产。

四、结论
4.1、气井井下节流的作用
1、调节产气量，让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，防止水合物冻堵，取代井口
加热或注醇防冻工艺。

杜绝井下、井口或管线冻堵，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。

3、井下节流降压能产生井筒压力降，调节举升管中地层能量的利用，增加举液速度，提高气
井排液能力。

有效延长油气井自喷期，在最有效的产率下开采油气藏，能大幅度降低地面出口气油比。

即产气量一定时，采用井下节流的产液量比地面节流产液量大。

5、采用井下节流能防止气体在环空集聚，缓和井底激动。

预防水或气的锥进，对易出砂井可
维持一个防砂的自喷产量上限，达到平稳生产的目的。

6、井下节流后压力下降，气、液流速加快，出口温度提高，使油管内结蜡点上移，有效地
减缓油管内蜡的形成，甚至不结蜡。

4.2、性能及特点
1、利用钢丝投放和打捞不需要压井和提下油管，作业方便、快捷和经济。

2、在油管内任意位置或任意点坐封，不需工作筒，适合国内油气田特征。

3、在投放井下节流工具时，可控制卡瓦在放喷管及井口处不易坐封。

4、利用活塞上下产生的节流压差，提高胶筒的气密封耐压性能，解决了因多次开关井易造成
密封失效的难题。

5、利用陶瓷井下节流工具，提高耐磨性能和抗腐蚀性能好，粉末陶瓷不腐蚀，硬度高，井下
工作寿命长。

6、可退式打捞工具在捞住井下节流工具打捞颈后，上提钢丝力量达到一定值时，剪断销钉，
便能使卡瓦和胶筒锥体解封，卡瓦解封后外径缩至最小状态并锁紧，解决了井下节流工具打捞难的问题。

7、上提井下打捞井下节流工具，如遇卡、遇阻，力量达到一定值时，剪断可退销钉，捞爪退
出井下节流工具打捞颈，防止钢丝抽头。

8、打捞后又退出的井下节流工具，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，使井下节流工具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。

9、井下节流工具总成为320mm长，大大缩短了防喷管的长度，降低其下部螺纹的剪切力，
提高防喷管在高压油气井施工作业的安全性，防喷管长度缩短后，现场作业方便。

10、井下节流工具最大外径为Φ54mm、Φ57mm，容易下井，对生产期长的油气井用刮蜡片或
通井规通井后便可进行投放井下节流工具施工。

11、利用软件根据井的地层参数和配产要求，优选最小下入深度、油嘴嘴径、预测水合物生
成温度、预测最小携液产能。

保性强，使用效果好，经济效益高等特点。

做到了下得去、坐得住、封得严、寿命长、捞得住、退得掉、锁得住、提得出。

达到国内领先水平。

表2 井下节流工具现场应用施工统计表
表13 井下节流工具打捞施工统计表
井下节流技术试验条件
气井积液和冻堵问题，一直是影响气井生产的老问题。

井下节流油嘴就是将地面多级节流转入井下一次节流，利用井下高温环境，完成天然气的节流、降压、膨胀、降温和吸热过程，防止水合物冻堵达到取消井口注醇设备及加热炉的目的。

采用井下节流技术合理利用地层能量延长油气井自喷期，天然气经井下油嘴节流后降压膨胀，管内流速加快减少气液滑脱，达到提高携液能力、降低井口油气比以及减少结蜡的目的。

选井条件：
1、井下油嘴用于地面节流时管线产生冻堵的井(根剧冬天生产情况)。

2、井下油嘴适用于纯气，凝析气井，高气液比井，井口油压在5---28MPa范围内，气油比在500以上,应用于提高携液能力。

3、用比油管内径小4mm的刮蜡片通井至座封位置不遇阻。

4、井下油管内壁光滑，无腐蚀坑点；能满足胶筒密封需要。

5、井口油嘴嘴径在Φ2---Φ8mm。

6、油管丝扣及管挂在油、套有压差时能密封，否则配产和温度达不到要求。

7、座封位置油管内径为Φ59或Φ62mm，地面有油嘴控制。

8、地面管线出井口埋地进站，可不经地面加热炉，进站后集中处理。

施工条件：
1、防喷管长度大于1.2m ,耐压40MPa，防喷管内径大于油管座封位置内径。

2、钢丝绞车备有天、地滑轮，有张力表更好。

4、钢丝直径Φ2.4mm以上。

10
让纳诺尔采油厂施工统计表施工日期：2004年1月20日
让纳诺尔采油厂施工统计表
备注:
1、30口井原来油嘴总面积1600mm²，投入井下节流器后井下油嘴总面积1311 mm²，油嘴节流面积比原来减少289 mm²，缩小18%。

2、30口井原来日产量共863吨，投入井下节流器后日产量共1096吨，日产量比原来增加233吨，增产27%，年增油8.5045万吨。

3、能防止井口管线水化物冻堵，不需注化学药剂解冻，保持地面管线畅通生产，提高生产时率和月产量。

1
备注:
1、13口井原来油嘴总面积662mm²，投入井下节流器后井下油嘴总面积569 mm²，油嘴节流面积比原来减少93 mm²，缩小14%。

3、13口井原来日产量共348吨，投入井下节流器后日产量共535吨，日产量比原来增加187吨，增产54%，年增油6.8255万吨。

4、能防止井口管线水化物冻堵，不需注化学药剂解冻，保持地面管线畅通生产，提高生产时率和月产量。

2
备注:1、10口井原来油嘴总面积568mm²，投入井下节流器后井下油嘴总面积455 mm²，油嘴节流面积比原来减少113 mm²，缩小20%。

有6口井套压上升。

井口地面管线温度平均提高17.6度
2、9口井原来日产量共301吨，投入井下节流器后日产量共396吨，日产量比原来增加95吨，增产31.2%。

年增油3.4675万吨。

3、能防止井口管线水化物冻堵，不需注化学药剂解冻，保持地面管线畅通生产，提高生产时率和月产量。

3。