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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)。
井下节流原理
井下节流原理是一种通过减小油井产能，降低油井生产液体的压力，从而减少油井生产流量的一种方法。
井下节流原理主要依靠油井中安装的节流装置来实现。
节流装置通常由一系列孔径较小的喉咙组成，通过降低流体通过喉咙的截面积，从而增加液体的速度，并减小液体在油井中的压力。
节流装置的主要作用是产生一定的能量损失，使得流体能够保持一定的速度和压力降，从而减少油井的生产流量。
在井下节流原理中，节流装置的孔径大小会直接影响油井的产能。
通过调整节流装置的孔径大小，可以控制油井的产能和生产流量。
当需要减少油井产量时，可以采取加大节流装置孔径的方式，从而增加流体通过的截面积，减小液体的速度，降低流体的压力损失，从而降低油井的生产流量。
相反，当需要增加油井产量时，可以采取减小节流装置孔径的方式，从而减小流体通过的截面积，增加液体的速度，增加流体的压力损失，从而提高油井的生产流量。
总的来说，井下节流原理通过调整节流装置的孔径大小来实现降低油井生产流量的目的。
这种方法简单可行，且可以根据实际需要进行灵活调整，是一种常用的油田开发调控方法。
井下节流器的相关介绍井下节流器，顾名思义，是一种安装在油井井口的装置，其主要功能是通过调节井口压力和流量，实现对井口流体的节流控制。
井下节流器的工作原理主要包括两个方面，即压力平衡原理和流体力学原理。
井下节流器通过压力平衡原理来实现对井口压力的调节。
在油井生产过程中，井口压力是一个重要的参数，它直接影响到油井生产能力和油气的产出。
井下节流器的安装位置正好在井口，它可以通过调节进入井口的流体流量，来实现对井口压力的控制。
当井口压力过高时，井下节流器会适当减小流体的流量，从而降低井口压力；反之，当井口压力过低时，井下节流器会适当增大流体的流量，以提高井口压力。
通过不断调节流量，井下节流器可以使井口压力保持在一个合理的范围内。
井下节流器还利用流体力学原理来实现对井口流量的控制。
在油井生产过程中，流体的流量是一个关键参数，它直接影响到油井的产能和生产效率。
井下节流器通过调节进入井口的流体流量，来实现对井口流量的控制。
具体来说，井下节流器内部设有一个可调节的节流装置，通过改变节流装置的开度，可以控制流体通过井下节流器的速度和流量。
当需要增大井口流量时，节流装置会适当放大开度，使流体通过井下节流器的速度加快，从而增大井口流量；反之，当需要减小井口流量时，节流装置会适当缩小开度，使流体通过井下节流器的速度减慢，从而减小井口流量。
通过这种方式，井下节流器可以根据实际需要，精确地控制井口流量。
井下节流器通过压力平衡原理和流体力学原理的相互作用，实现对井口压力和流量的精确控制。
它在油井生产过程中起到了至关重要的作用，可以有效地调节井口压力和流量，提高油井的生产能力和生产效率。
同时，井下节流器还能够减少油井的砂层破坏、水气井的涌水、井底流体的分离等问题，保障油井的稳定运行。
因此，在油井生产中广泛应用井下节流器已成为一种必要的技术手段。
需要注意的是，井下节流器的选择和使用需要根据具体的油井条件和生产需求进行合理的设计和安装。
浅谈节流压井管汇在井控技术中的应用节流压井管汇是油田井控技术中的重要装置之一，其作用是通过控制油井的进出口流量，保持井口压力稳定，以实现油井的安全、高效生产。
在石油勘探开发过程中，井控技术是非常关键的一环，而节流压井管汇作为井控技术的核心之一，在油井生产中扮演着举足轻重的角色。
本文将从节流压井管汇的工作原理、结构特点及在井控技术中的应用等方面进行探讨。
一、节流压井管汇的工作原理节流压井管汇是一种通过调节压力、流量来控制井口流体的设备，其工作原理是通过控制进出口的阀门开度，来调节管汇内的流体流速和压力，从而达到稳定井口流体的目的。
当油井产出过多或者注入过多压裂液时，会出现井口流体不稳定，这时利用节流压井管汇可以对井口流体进行控制，保持压力平稳，确保井下设备的安全运行。
节流压井管汇由进口阀、出口阀、调节阀和压力传感器等组成，具有紧凑、高效的特点。
其结构设计合理，能够在较小的空间内完成对井口流体的稳定调节，同时还能够监测管汇内的压力和流量情况，确保井口流体的稳定输出。
1. 压裂作业中的应用2. 钻井过程中的应用在钻井过程中，经常会面临井底高压高温等复杂条件，这时需要利用节流压井管汇来对井底流体进行控制，保持井下设备的安全运行。
也可以通过管汇内的调节阀来进行井底压力测试，监测井下情况，确保钻井作业的安全进行。
3. 紧急情况下的应用在油田生产过程中，可能会出现井口突然增产或者异常情况，这时需要立即利用节流压井管汇进行控制。
通过调节管汇的进口阀、出口阀，使井口流体平稳输出，防止井口喷射、井涌等情况的发生，确保井下设备和作业人员的安全。
节流压井管汇在油田井控技术中具有非常重要的应用价值。
在油井生产过程中，通过合理使用节流压井管汇，能够有效地控制井口流体，保持井下压力平稳，确保井下设备和作业人员的安全。
加强对节流压井管汇的研究和应用，将会对油田开发和生产起到积极的推动作用。
希望在未来的油田勘探开发过程中，能够更好地利用节流压井管汇这一技术装置，保障油田生产的安全、高效进行。
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。
· 151 ·前沿理论与策略区域治理一、水合物的基本性质水合物是由天然气中的组分在一定温度和压力条件下，与天然气中的游离水结合形成的笼状结晶体。
二、水合物的形成机理在给定的压力下，对于任何组分给定的天然气都存在水合物形成温度，低于这个温度则形成水合物，若高于这个温度则无法形成水合物；反过来，在给定温度下，存在一个形成天然气水合物的最低压力，高于这个压力则形成水合物，低于这个压力则无法形成水合物。
总之，水合物最主要的形成条件有两个：l、气体必须处于水蒸汽过饱和状态或者有自由水存在；ll、满足一定的温度和压力条件。
水合物是水分子和气体分子构成的固态溶液，生成水合物的气体A 和水体系存在以下平衡（准化学平衡和气体分子在空隙中的物理吸附平衡）：三、井下节流技术的基本理论井下节流技术是一种成熟的工艺技术，技术原理是根据生产要求，通过钢丝投捞的方式将井下节流器下到井内设计深度，将井下节流器投到井下产层上部油管内后，使得天然气的节流降压膨胀过程发生在井内。
采用井下节流器节流后，大大降低了井下油气嘴以上的压力，提高采出天然气的井口温度，由于节流效应，压力降低，气体流速加快，能提高气井携液能力。
因此破坏了水合物的生成条件，达到了防止水合物生成的目的。
进行井下节流工艺设计，需要对水合物生成进行预测、气井井筒温度压力剖面预测、节流机理等进行理论研究。
需要对油嘴下入深度、井下节流油嘴直径进行计算。
井下节流工艺可实现防治水合物，降低地面投资，节能降耗，提高气井携液能力，防止地层激动，中低压集气等作用，特别针对低渗、低丰度、低产气藏低经济开发具有重要意义。
3.1水合物形成临界温度压力曲线预测天然气水合物是天然气中的某些烃类组分液态水形成的冰雪状复合物。
水合物的生成和气体的温度压力相关。
常用的水合物预测方法有图解法、经验公式法、相平衡法合统计热力学方法。
统计热力学是近代发展起来的水合物预测方法，根据气藏的特点，选择适用的水合物预测模型，能够较精确的对水合物的生成进行预测。
高温高压气井井下多级节流技术应用天然气节流是一个降温降压过程。
常规的地面节流技术，在节流前需用地面加热保温装置对天然气加热，提高气流温度，以免形成水合物堵塞。
然而井下节流是将节流器安装于油管内适当位置，实现井筒内节流降压，同时可以利用地热对节流后的低温天然气进行加热，从而达到降低节流后的压力，降低水合物生成温度，防止形成水合物堵塞，同时提高地面采气集输系统安全性，还可以达到节约地面管式水套炉设备和天然气消耗，减少站场建设，降低生产运行成本的作用。
在高温高压气井开采过程中，由于井口压力较高，通常采用地面多级节流降压保温生产，从而降低集气管线压力等级。
然而，由于地面作业空间小，尤其是海上平台空间有限，不便于安装地面多级节流装置。
另一方面，在天然气开采过程中井筒流体温度过高，井口各层套管环空密闭空间内流体温度和环空压力迅速增加，可能导致套管破裂或上顶井口；同时，如果环空保护液性能较差，就更加剧了油套管的应力腐蚀。
因此，在高温高压气井井底附近采用井下多级节流技术能够显著降低开采过程中整个井筒的流体温度和井口压力，从而能够有效降低油套管破坏、环空带压的风险，提高地面采气集输系统安全性。
目前，气井井下节流技术已经在四川、胜利、中原、新疆、长庆等气田的多口气井成功应用，具有较好的应用前景和推广价值。
然而，针对高温高压气井井下多级节流技术的研究还未见报导。
因此，开展高温高压井下多级节流技术研究具有一定的开创性和现实经济效益。
1井筒压力场的建立井筒中压力的分布直接影响着完井管柱的受力和变形分析，但是在井的整个生产过程中，压力场并不是一成不变的，其模型建立在如下假设之上：（1）气体在井筒中处于一维稳定流动；（2）垂向上仅有油管内流体换热；（3）在同一深度截面上，流体物性参数处处相等。
根据井筒内流体流动规律分析，流体总压力梯度由加速压力梯度、重力压力梯度和摩阻压力梯度三部分组成，即：⎛⎫⎛⎫⎛⎫=++ ⎪ ⎪ ⎪⎝⎭⎝⎭⎝⎭a h fdp dp dp dp dz dz dz dz （1-1）其中，加速压力梯度：2()2ρυ⎛⎫=⎪⎝⎭adp d dz 重力压力梯度：cos ρθ⎛⎫= ⎪⎝⎭hdp gdz dz 摩阻压力梯度：22ρυ⎛⎫= ⎪⎝⎭fti dp fdz dz d 综合可得：22()cos 22ρυρυρθ=---tid dp gdz f dzd （1-2）式中：p —井筒内压力，MPa；ρ—油管内流体密度，g/cm 3；v —油管内流体速度，m/s；g —重力加速度，m/s 2；z —油管长度，m；θ—井斜角，︒；f —摩阻系数，无量纲；d ti —油管内径，m。
井下节流技术的研究及应用【摘要】苏里格气田具有低渗透、低产能的特点，在降压生产中井筒和地面节流过程有可能形成水合物，造成管道堵塞而给气井生产带来严重危害采用高压集气集中注醇工艺流程，部分气井及集气管线在生产运行过程中暴露出堵塞严重等问题，为此开展井下节流技术的研究和应用具有重要的实际意义。
结合井下节流工艺技术在长庆气田应用的大量现场试验资料，简述了该工艺的基本原理，定量分析了该项工艺技术应用对提高气流携液能力、改善水合物形成条件及减少管线堵塞次数等方面取得的经验和认识。
为解决此类问题，研究了节流器对苏里格气井生产动态的影响。
研究表明，安装了井下节流器的气井尽管早期产量不高，但生产压力相对变化不大，稳产时间长，生产效果较好。
【关键词】天然气水化物井下节流气井1 天然气水化物性质及防治1.1 天然气水化物性质天然气水合物是在一定压力和温度（高于水的冰点温度）的条件下，天然气中水与烃类气体构成的结晶状的复合物。
类似于松散的冰或致密的白色结晶固体。
甲烷水合物比水轻（922kg/m3），乙烷及其以上重轻的水合物比水重。
1.2 常规防治方法天然气水合物形成有一个最高温度，即临界温度，若超过这个温度，再高的压力也不会形成水合物。
水合物的形成，堵塞井筒或采气管线，影响气井的正常生产，常用的防治水合物的方法有：干燥气体（脱水）、提高气流温度（加热法）、加防冻剂及降压等方法。
1.3 苏里格气田天然气水化物形成的可能性（1）单井产量小、井口气流温度低，井筒易形成水合物。
（2）地面环境温度低：冬季环境温度最低达-30℃。
（3）集气管线埋深不一，最大冻土深度1.5m，湿气输送到集气站，易造成水合物及冰堵的形成。
（4）根据天然气组份计算及生产表明：开井初期大多数气井井筒300m以上已满足天然气水合物形成温度条件。
2 井下节流工艺原理及结构2.1 工艺原理高压天然气的节流是一个降压、降温过程。
井下节流工艺技术是将井下节流器置于生产管柱某一适当位置，实现在井筒内节流降压，将地面节流过程转移至井筒之中，充分利用地热加热，使节流后气流温度高于节流后压力条件下的水合物形成最高温度，同时将地面集气管线埋至冻土层下，这样在井筒内、井口和地面管线不会形成水合物堵塞。
