对于西南油气田公司“井下节流科研组”而言，2007年最后一个工作日，“井下节流技术推广应用”研究报告的完稿，比不上四川油气田应用这项新技术的“气井数量创历史纪录”令人欣慰，更比不上应用这项新技术的广安气田“一年内日产量增长约30倍”令人欣慰。

　　以须家河组为主产层的广安气田是四川油气田第一个普遍应用井下节流新技术的气田，目前有30多口生产井，写下“井站无人值守、无水套炉、无分离器、无储油水罐、无自耗气”新篇章。从四川盆地须家河组天然气资源丰富、开发程度低的角度看，从我国已探明天然气储量中低渗难采部分占1/4的角度看，都可以肯定井下节流新技术的价值不菲。

　　四川油气田气井高压高产“寿命”长，由于天然气中的硫化氢极易腐蚀油嘴等原因，普遍采用地面节流技术。“低渗难采”气田单井产量低、产气时间短，但天然气普遍不含硫化氢，应用地面节流技术无效益可言。鉴于低渗难采气田逐步增多，四川油气田把井下节流技术研究列为重要攻关课题。

　　四川油气田勘探四川盆地须家河组，寻找新的战略接替储层，发现了低渗、难采的广安气田，天然气含凝析油和水，不含硫化氢。中国石油希望四川油气田探索规模效益开发类似气田的技术路线，西南油气田公司进一步加大了井下节流技术的研究力度。

　　科研人员潜心研究，改进油嘴材质，提升耐凝析油能力。在此基础上，增加油嘴的品种，适用范围从测试日产量在15万立方米以下的气井变为20万立方米以下的气井，并成功研制出井下节流工作状态的可视装置，投放、打捞油嘴成功率也大幅提高。于是，在广安气田得以广泛应用。

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　　高压天然气转化为便于输送的低压天然气的过程称为“节流”，通常分为地面节流、井下节流。前者的易损件是“调压阀”，更换十分方便，容易调节日产气量，但要使用水套炉、分离器等设备，工艺复杂，节流处容易冰堵严重影响生产，且能耗高、投资大、建设工期长。后者正好相反，易损件是“油嘴”。