ICS 75.020 CCS E 14
SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T 76242021
气井井下节流技术规范
Specifications for downhole throttling of gas well
2022—02—16实施
2021一11一16发布
国家能源局 发布 SY/T 76242021
目 次
前言 1范围 2规范性引用文件 3术语和定义 4并下节流器分类及命名
1
4.1分类 4.2　命名工艺设计
卫
-
5
5.1选井条件 5.2资料准备 5.3设计内容 5.4工艺参数设计 5.5并下节流器性能及技术要求 6井下节流器室内检验 6.1外观及尺寸检验 6.2 投放性能检验 6.3 耐温、承压性能检验 6.4 打捞性能检验 7施工安装 7.1施工准备 7.2　施工作业 8井下节流气井的开井与维护 8.1开井 8.2维护 9安全环保要求附录A（资料性）井下节流工艺设计内容附录B（资料性）不同相对密度天然气在不形成水合物条件下允许达到的膨胀程度
中
市
0
0
6 SY/T 76242021
前言
本文件按照GB/T1.1一2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。
请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。 本文件由石油工业标准化技术委员会采油采气专业标准化委员会提出并归口。 本文件起草单位：中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司工程技术研究院、中国石油天
然气股份有限公司西南油气田分公司气田开发管理部、中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司油气工艺研究院、中国石油天然气股份有限公司青海油田分公司钻采工艺研究院、中石化重庆陵页岩气勘探开发有限公司。
本文件主要起草人，叶长青、谢南星、杨健、董宗豪、喻成刚、田伟、彭杨、朱鹏、杨旭东、 肖述琴、杜竞、宁朝华、刘乔平。
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II SY/T 76242021
气井井下节流技术规范
1 范围
本文件规定了并下节流器分类及命名、工艺设计、并下节流器室内检验、施工安装、并下节流气并开并与维护及安全环保要求。
本文件适用于采用井下节流工艺的气井的作业生产。
2规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件，不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
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3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
气井井下节流工艺 gas well downhole throttling technology 将井下节流器下人生产管柱内，实现井筒内节流降压，并利用地热，防止水合物生成的一种采气
工艺。 3.2
并下节流器 downhole throttle 安装在生产管柱内设计位置，依靠锚定机构定位、密封元件封隔、气嘴配产来实现并下节流的一
种工具。
4井下节流器分类及命名 4.1分类
并下节流器分为活动式和固定式。活动式并下节流器可坐放于生产管柱内任意位置，固定式井下节流器坐放于井下坐放短节内。
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4.2命名
按分类、打捞方式、解封方式、刚体最大外径、最大工作压差五个参数依次排列进行命名，其形式如下：
最大工作压差，单位为兆帕（MPa) 刚体最大外径，单位为毫米(mm) 解封方式（上击代号"S"，下击代号 x") 打捞方式（内打捞代号"N"，外打捞代号"w") 分类（固定式井下节流器代号"G"，活动式井下节流器代号"H")
示例： GNS59-35型井下节流器，表示该井下节流器为固定式、内打捞、上击解封、刚体最大外径59mm，最大工作压
差35MPa.
5工艺设计 5.1选井条件
采用井下节流工艺的气井选井条件包括以下几点： a）正常生产时，地面节流会发生水合物堵塞，节流器下人点的温度能满足节流后不生成水
合物： b）并口装置应具备超压保护措施 c）节流器以上的生产管柱内径、并下安全阀、井口装置主通径应满足节流器通过： d）井下节流器设计坐放位置以上生产管柱无窜漏 e）井下节流器设计坐放位置井斜满足钢丝作业 f）气井最大节流压差不大于井下节流器最大工作压差： g）日产液量宜小于30m，日产气量宜小于60×10m
5.2资料准备
设计前应收集但不限于以下资料： a）地层压力与最大关井井口压力： b）产层中深、温度 c）生产管柱数据、并斜数据： d）并口装置规格型号，油管悬挂器内径： e）油气水分析； f）地层产能测试数据或生产数据： g）管网输压： h）配产数据。
5.3设计内容
并下节流工艺设计包括气井基本数据、并身结构示意图、工艺参数设计等，参见附录A。
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5.4工艺参数设计 5.4.1井下节流器最小下入深度 5.4.1.1设计原则
井下节流器最小下人深度应满足气井节流后井筒不生成水合物的要求。 5.4.1.2计算方法 5.4.1.2.1设定井下节流器下人深度Lg 5.4.1.2.2计算气嘴前的压力 Pi、温度 T。 5.4.1.2.3计算气嘴后的压力P2。 5.4.1.2.4在膨胀程度图版中查出P和P对应的初始温度7，天然气在不形成水合物条件下允许达到的胀程度图版参见附录B。 5.4.1.2.5如果0 当≥( 2 时，为非临界流动，气嘴直径按公式 (1）计算：
Pi (k1)
V.TZ
9sc V0.408PA
7
k1
(1)
！
P2
H
D
-
k-1 P 1P
当 P2
时，为临界流动，气嘴直径按公式（2）计算：
P Lktl
NTZ
max V0.408P
2
合[完产(兰
(2)
式中： d 气嘴直径，单位为毫米（mm）：
标准状态（P=0.101325MPa，T-293K）下通过气嘴的非临界流动体积流量，单位为万立方米每天（10m/d）：
9c
max 标准状态（P=0.101325MPa，T=293K）下通过气嘴的临界流动体积流量，单位为万立
方米每天（10m/d）：
Ys 天然气的相对密度： Ti 气嘴前温度，单位为开尔文（K）； Z 在气嘴前气体偏差系数，无因次；
天然气的绝热指数，通常取1.25：
k Pi 气嘴前压力，单位为兆帕（MPa）； P2 气嘴后压力，单位为兆帕（MPa）。
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5.5并下节流器性能及技术要求
并下节流器应满足以下条件： a）并下节流气嘴应可更换： b）并下节流器刚体最大外径应小于生产管柱通径及并口装置主通径3mm～5mm： e）活动式井下节流器卡瓦卡定状态最大外径应比油管内径大1mm3mm： d）井下节流器封隔密封元件初始状态外径应小于井下节流器最大刚体外径0.5mm～2mm； e）并下节流器应满足井内流体介质腐蚀、冲蚀、压力等级的要求； f）固定式并下节流器坐放短节的抗拉、抗内压、抗外挤强度应不低于生产管柱。
6井下节流器室内检验 6.1外观及尺寸检验 6.1.1并下节流器表面应无裂纹、坑蚀，刚体无变形，封隔密封元件无损伤，各部件灵活。 6.1.2井下节流器及坐放短节规格参见表1
表1 井下节流器及坐放短节规格系列推荐表
单位为毫米
类式 适用油管规格 工具名称 最大刚体外径 通径 内打捞打捞颈直径
外打捞打颈直径
≤115 ≥ 67.5
坐放短节井下节流器 ≤71 坐放短节
88.9
46 一 35
58.8（刚体外径71mm节流器）
95
≥ 56
固定式 73.0
44.5
井下节流器 ≤59 坐放短节
≤78.8
45
60.3
井下节流器 46
35
88.9 井下节流器 ≤71
58.8 44.5 35
活动式 73.0 井下节流器 ≤57
井下节流器 ≤46
60.3
6.2投放性能检验
将连接工具串的井下节流器下人处于垂直状态的油管短节内（活动式）或坐放短节内（固定式）坐放，丢手顺畅，视为投放性能合格。 6.3耐温、承压性能检验 63.1节流器坐放后，在节流器气嘴部位安装死堵，将坐放节流器的油管短节或坐放短节加温至额定工作温度，并恒温3h～4h。 6.3.2敬开节流器顶部一端，以清水为介质，从节流器底部向短节内加压至额定工作压力1.5倍，稳压15min，压降应小于1%，试压过程中节流器应无泄漏、无位移。 寸