一种井下热流体发生装置的制作方法

1.本发明属于稠油热采领域，具体涉及一种井下热流体发生装置。


背景技术：

2.稠油胶质沥青质含量高，粘度大，流动性差，采出困难。热采是一种被证实的有效提高稠油采收率的方法。该方法可以通过蒸汽锅炉、多元热流体发生器或其他加热装置，产生热流体注入油层，热流体进入地层后冷凝放热，将地层岩石及原油加热，原油升温后粘度降低，流动性增加，易于产出。
3.其中，蒸汽锅炉一般以重油(或原油)、天然气为燃料，将燃烧产生的烟气直接排放。蒸汽锅炉存在以下问题：首先，由于将燃料燃烧产生大量的二氧化碳直接排放而产生温室效应；其次，由于原油未经深化加工直接燃烧会产生大量的酸性气体(如so2、nox)，造成严重的环境污染；最后，因有部分热能被废气带走，降低了热能利用率，目前油田蒸汽锅炉的热效率通常只有80％～87％。例如，一口热采井需要注入3000t蒸汽，则需要燃烧180t原油，产生560t二氧化碳，1.8t二氧化硫(原油含硫按质量计1％)，0.47t nox，这些气体若被直接排放则会造成环境污染问题，若被回收则将大幅增加采油成本。
4.多元热流体发生器则是利用航天火箭发动机的燃烧喷射机理，将燃料(柴油、原油或天然气)和氧化剂(空气)增压后注入高压燃烧室中燃烧，依靠产生的高温燃气将混合掺入的水汽化，最终形成多元热流体。有研究表明，利用蒸汽、二氧化碳、氮气等混合而成的多元热流体可以进一步提高稠油热采产量。目前多元热流体热采技术已在海洋平台成功实施30多井次，单井热采产能较冷采产能提高2～3倍，为海上稠油油田高效开发提供了技术支持。
5.但是，现有技术中的蒸汽锅炉和多元热流体发生器及配套设备均摆放于地面，增加了海洋平台工程投资；并且，以上方式产生的热流体需经过地面管线、井筒管柱传输后到达油层，井筒热损失大，实际注入油藏的热量低，影响稠油热采开发的效果。


技术实现要素：

6.针对现有技术中存在的问题，本发明提出了一种井下热流体发生装置，可以提升系统热效率以及作业效率、降低井下占用空间以及降低安全风险。
7.本发明提供了一种井下热流体发生装置，包括若干供给系统、井下热流体发生器，井下热流体发生器通过高温封隔器固定于油藏上部井筒，其特征在于，还包括同心多管流体输送管柱，同心多管流体输送管柱一端分别与两个以上供给系统连接，另一端与井下热流体发生器连接，通过同心多管流体输送管柱将燃料、助燃剂、加热介质中的两种以上输送至井下热流体发生器，通过燃烧将加热介质升温并注入油藏。
8.可选地，同心多管流体输送管柱设置有内、中、外三层同心流体输送通道，内层、中层、外层同心流体输送通道用于分别传输燃料/助燃剂、加热介质、助燃剂/燃料。
9.可选地，同心多管流体输送管柱包括内、外两层同心流体输送通道和连续油管，内
层、外层同心流体输送通道用于分别传输助燃剂、加热介质，连续油管用于传输燃料。
10.可选地，同心多管流体输送管柱的各层流体输送通道之间设置有若干支撑管卡。
11.可选地，同心多管流体输送管柱的上端口与井口装置连接，井口装置与若干供给系统连接；
12.或者，同心多管流体输送管柱的上端口通过分接装置与若干供给系统连接；
13.同心多管流体输送管柱的下端口通过多通道转接装置与井下热流体发生器连接。
14.可选地，高温封隔器设置有单向阀门，用于防止井筒内的热流体上返，以及，通过单向阀门将从井筒环空添加的冷介质、热介质、化学药剂混入至高温封隔器下方的热流体中。
15.可选地，井下热流体发生器包括壁面和燃烧室，壁面设置有三槽螺旋槽结构，用于冷却燃烧室。
16.可选地，供给系统包括燃料供给系统、助燃剂供给系统、加热介质供给系统；
17.燃料供给系统包括原油/柴油供给系统、天然气供给系统和/或氢气供给系统；
18.助燃剂供给系统包括空气供给系统和/或氧气/富氧供给系统；
19.加热介质供给系统包括油田采出水处理系统、海水处理系统和/或地热水处理系统。
20.可选地，还包括井口装置，井口装置设置有电缆穿越孔、连续油管穿越孔和/或同心多管流体输送通道穿越孔。
21.可选地，还包括控制系统；
22.控制系统分别与若干供给系统电连接，用于控制若干供给系统的供给流量；
23.控制系统通过电缆与井下热流体发生器电连接，用于启动/关闭井下热流体发生器。
24.由上述技术方案可知，本发明提供的井下热流体发生装置，具有以下优点：
25.本发明采用同心多管流体输送管柱设计，可高效的下入或起出，提高了作业效率；同心多管流体输送管柱与并联同等外径的多个通道相比，降低了井下占用空间；可通过加热介质传输通道将燃料、助燃剂有效隔离，降低安全风险；同时，由于将井下热流体发生器放置于油藏上部井筒，不仅减少了地面设备的占地面积与甲板承重，也减少了地面、井筒注热管线的热量损失，进而提升了系统热效率。
附图说明
26.图1为根据本发明实施例的井下热流体发生装置的结构示意图；
27.图2为根据本发明实施例的同心多管流体输送管柱结构的示意图；
28.图3为根据本发明另一个实施例的同心多管流体输送管柱结构的示意图。
29.附图标记：1、加热介质供给系统；2、燃料供给系统；3、助燃剂供给系统；4、控制系统；5、井下热流体发生器；6、高温封隔器；7、同心多管流体输送管柱；8、单向阀门；9、井口装置；10、电缆；11、助燃剂通道；12、加热介质通道；13、燃料通道。
具体实施方式
30.为了更好地了解本发明的目的、结构及功能，下面结合附图，对本发明的井下热流
体发生装置作进一步详细的描述。
31.如图1所示为本实施例中井下热流体发生装置，其工作原理为：地面系统(燃料供给系统、空气/氧气供给系统、水供给系统)通过同心多管流体输送管柱将燃料、助燃剂、加热介质(水)输送至井下热流体发生器；燃料和助燃剂在井下热流体发生器内点火燃烧并将加热介质(水)加热；燃烧产物及被加热介质(水)混合并全部注入地层。该装置包括若干供给系统(加热介质供给系统1、燃料供给系统2、助燃剂供给系统3)、井下热流体发生器5，若干供给系统位于地面系统，用于向井下热流体发生器5供给燃料、助燃剂和加热介质，井下热流体发生器5位于井下系统，为多元热流体发生器或其他加热装置。井下热流体发生器5通过高温封隔器6固定于油藏上部的井筒内，不仅减少了地面/甲板设备的占地面积与承重；也减少了地面、井筒注热管线的热量损失，进而提升了系统热效率。
32.井下热流体发生装置还包括同心多管流体输送管柱7，同心多管流体输送管柱7设置至少两个同心流体输送通道，采用同心多管流体输送管柱设计，可高效的下入或起出，提高了作业效率，与并联同等外径的多个通道相比，也降低了地面/甲板设备的占地面积。同心多管流体输送管柱7一端分别与两个以上供给系统连接，另一端与井下热流体发生器5连接，通过同心多管流体输送管柱7将燃料、助燃剂、加热介质中的两种以上输送至井下热流体发生器5，还可通过加热介质传输通道将燃料、助燃剂有效隔离，避免燃料与助燃剂接触、降低安全风险。通过燃烧将加热介质升温产生的热流体全部并注入油藏，用于油井增产作业，同时，还可将燃烧产生的二氧化碳等气体就地埋存，以减少碳排放。
33.井下热流体发生器5、高温封隔器6下入至油井油层段上部设计位置后，停止下入同心多管流体输送管柱7外管。
34.在一些实施例中，如图1、图2所示，同心多管流体输送管柱7设置有内、中、外三层同心流体输送通道，内层、中层、外层同心流体输送通道用于分别传输燃料/助燃剂、加热介质、助燃剂/燃料。即，加热介质传输通道12用于传输加热介质，助燃剂通道11可用于传输助燃剂或燃料，燃料通道13可用于传输燃料或助燃剂，通过加热介质传输通道12将燃料、助燃剂有效隔离，降低了安全风险。
35.可根据工程实际需求，将同心多管流体输送管柱7中内、中、外三层同心流体输送通道设置为固定长度、管柱之间无需连接的三通道连续同心管，即，在生产时将三通道连续同心管的内、中、外三层通道进行穿套，出厂即为连续的多通道同心管，在地面将同心多管流体输送管柱7与井下热流体发生器5连接，通过专用下入设备，将同心多管流体输送管柱7和井下热流体发生器5一起下入井内，并输送至预定位置。同时，由于同心多管流体输送管柱7为三通道连续同心管，管柱之间没有接头，进一步降低了安全风险，提升了燃料输送的安全性。同时，由于为三通道连续同心管，可更快速高效的下入或起出。三通道连续同心管与同等外径的三个外管相比，由于为并联的多通道连续油管，可将燃料、助燃剂、加热介质三种介质同时注入，更加便捷地对多种介质进行同步输送控制。同心多管流体输送管柱7管柱之间无接头，以及，内、外两层通道根据耐高温、耐压、耐腐蚀和生产作业的要求可采用轻质材料(如轻质合金材料)设计，与三个单根外管相比，提高了管柱的韧性、降低了管柱的重量，使得管柱下入深度不低于2500m，可满足海上吊装小于20t的吊装要求，高温封隔器6以上井筒采用常规材质及工艺，可进一步降低钻完井工程造价。同心多管流体输送管柱7管柱之间无接头，也即燃料管路无接头，进一步降低了燃料与助燃剂接触的风险。
36.可以将同心多管流体输送管柱7与电缆10通过井口装置9同步下入井筒内，电缆10与同心多管流体输送管柱7外管通过电缆卡箍固定，防止下入时对电缆造成挤压。还可以将电缆10置于同心多管流体输送管柱7内部，与同心多管流体输送管柱7同步下入井筒内。
37.多根同心多管流体输送管柱7之间也可通过多通道接头连接，实现更长距离的输送。
38.该装置适用于海上油田和陆地油田稠油井、稀油井驱替作业，包括多元热流体驱替与热水复合驱替。
39.在一些实施例中，如图1、图3所示，同心多管流体输送管柱7包括内、外两层同心流体输送通道(内层同心流体输送通道为助燃剂通道11、外层同心流体输送通道为加热介质通道12)和连续油管(燃料通道13)，内层、外层同心流体输送通道用于分别传输助燃剂、加热介质，连续油管用于传输燃料。两层同心流体输送通道形成两个通道的输送通道，连续油管形成第三个通道，可分两次将同心多管流体输送管柱7下入井内，第一次下入连续油管，将连续油管的下端口通过专用转接工具与井下热流体发生器5连接。第二次下入同心多管流体输送管柱7，同心多管流体输送管柱7的下端口以插入的形式通过专用转接工具的内置工作筒对接，与第一次下入的连续油管形成三个通道，可输送三种介质。还可将连续油管绑缚在同心多管流体输送管柱7外壁下入井内，有利于现场快速作业。
40.在一些实施例中，同心多管流体输送管柱7的各层流体输送通道之间设置有若干支撑管卡，避免不同通道之间的管壁接触。支撑管卡为凸块管卡或环状孔透管卡，尽量避免降低同心多管流体输送管柱7的流体介质输送能力。
41.在一些实施例中，如图1所示，同心多管流体输送管柱7的上端口与若干供给系统、井下热流体发生器5有两种连接方式，一是同心多管流体输送管柱7的上端口与井口装置9连接，井口装置9通过管道与若干供给系统连接；二是同心多管流体输送管柱7的上端口通过分接装置与若干供给系统连接，分接装置与若干供给系统之间也设置有管道。同心多管流体输送管柱7的下端口通过多通道转接装置与井下热流体发生器5连接。
42.多通道转接装置内部设置有对应的多个通道，向上与同心多管流体输送管柱7连接，向下与井下热流体发生器5连接，能够将同心多管流体输送管柱7内的多种流体输送至井下热流体发生器5中。
43.以检测地面管线至井下热流体发生器5的密封性为例，将加热介质供给系统1(如水供给系统)与同心多管流体输送管柱7的加热介质通道12(水通道)连接，将助燃剂供给系统3与同心多管流体输送管柱7的助燃剂通道11连接，将燃料供给系统2出口管线与燃料通道13连接，连接完成后对各层管路分别进行试压，确保密封可靠。
44.在一些实施例中，如图1所示，高温封隔器6设置有单向阀门8，用于防止井筒内的热流体上返，以及，通过单向阀门8将从井筒环空添加的冷介质、热介质、化学药剂混入至高温封隔器6下方的热流体中。通过添加冷介质、热介质、化学药剂实现热流体中气液比可调、化学防护及增效作用。例如，将气液比调整为近0.5～1，可满足不同类型油藏、不同开采阶段的需求，充分利用热-气体复合增产机理提高油藏开发效果。
45.高温封隔器6采用双向补偿结构，可以有效避免高温、低温环境中伸缩造成的密封失效问题，高温封隔器6耐温350℃，耐压21mpa，适用7in、9-5/8in套管井。
46.在一些实施例中，如图1所示，井下热流体发生器5包括壁面和燃烧室，壁面设置有
三槽螺旋槽结构，构成散热结构，而且三槽螺旋槽结构的传热系数高、散热性能好、抗结垢能力强，用于冷却燃烧室。
47.井下热流体发生器5出口压力大于21mpa，出口温度大于350℃，注水排量不低于25t/h，本体外径不高于160mm，适用7in、9-5/8in套管井。井下热流体发生器5包括高压电火花点火、电加热点火方式。例如，电加热点火器选用氮化硅陶瓷为基体制成，经室内测试，电加热点火器在高温、高压、液体环境中点火更加可靠，并且抗高温、抗高压、抗氧化性能更优，井下使用寿命更长。
48.井下热流体发生器5的入口端设置温度、压力传感器，根据温度、压力传感器监测数据判断井下热流体发生器5成功点火、稳定运行、熄火停机状态。井下热流体发生器5出口设置至少2个止回阀，用于将燃烧产物及被加热介质混合后注入地层，防止热流体上返至井下热流体发生器5。
49.在一些实施例中，如图1所示，供给系统包括燃料供给系统2、助燃剂供给系统3、加热介质供给系统1(也称为水供给系统)。其中，燃料供给系统2包括原油/柴油供给系统、天然气供给系统和/或氢气供给系统，燃料供给系统2的含水质量分数可以为1％～5％；助燃剂供给系统3包括空气供给系统和/或氧气/富氧供给系统；加热介质供给系统1包括油田采出水处理系统、海水处理系统和/或地热水处理系统。可根据工艺方案需求在供给系统中配备化学药剂供给系统。
50.可以根据工艺技术需要选择配套地面系统，通过同心多管流体输送管柱7各流体通道，在不同管柱注入热流体、常温水、热水、天然气等流体，解决目标井面临的流体问题。
51.在一些实施例中，如图1所示，还包括井口装置9，井口装置9设置有电缆穿越孔、连续油管穿越孔和/或同心多管流体输送通道穿越孔。可通过电缆穿越孔、同心多管流体输送通道穿越孔将同心多管流体输送管柱7与电缆10同步下入井筒内。或者，通过电缆穿越孔、同心多管流体输送通道穿越孔、连续油管穿越孔将电缆10、同心多管流体输送管柱7、连续油管13下入井内。
52.在一些实施例中，如图1所示，还包括控制系统4，控制系统4属于地面系统，分别与若干供给系统电连接，用于控制若干供给系统的供给流量。例如，启动控制系统4，一键开启加热介质供给系统1(水供给系统)、燃料供给系统2、助燃剂供给系统3，通过同心多管流体输送管柱7向井下输送水、燃料、空气。
53.控制系统4通过电缆10与井下热流体发生器5电连接，用于启动/关闭井下热流体发生器5。控制系统4通过电缆10启动井下热流体发生器5点火，燃料和助燃剂在井下热流体发生器5中燃烧并加热介质(水)升温。控制系统4将水流量调节至所需要数值，以及根据监测得到的井下流体发生器5的温度、压力数据，调节空气与燃料的流量剂配比，使空气与燃料完全燃烧并使出口热流体的温度保持在120℃～350℃范围内。控制系统4通过电缆10控制点火过程，精确控制燃烧放热量、空燃气等。
54.地面控制柜(图中未示出)通过液控管线连接高温封隔器6，打压使高温封隔器6坐封。
55.综上所述，本实施例中的井下热流体发生装置，包括若干供给系统、井下热流体发生器，井下热流体发生器通过高温封隔器固定于油藏上部井筒，以及，通过设置同心多管流体输送管柱将供给系统的燃料、助燃剂、加热介质中输送至井下热流体发生器，通过燃烧将
加热介质升温并注入油藏。具有以下有益的技术效果：
56.(1)采用同心多管流体输送管柱设计，可高效的下入或起出，提高了作业效率，与并联同等外径的多个通道相比，进一步降低了井下占用空间。
57.(2)同心多管流体输送管柱可更加便捷地对多种介质进行同步输送控制，还可通过加热介质传输通道将燃料、助燃剂有效隔离，避免燃料与助燃剂接触、降低安全风险。
58.(3)井下热流体发生器通过高温封隔器固定于油藏上部井筒内，不仅减少了地面/甲板设备的占地面积与承重，也减少了地面、井筒注热管线的热量损失，进而提升了系统热效率。与现有技术中多元热流体发生器相比，减少了近20～30％的地面设备占地面积与甲板承重，与现有技术中地面热流体发生系统相比，系统热效率提升了近15～30％。
59.(4)该装置的高温封隔器以上井筒采用常规材质及工艺，进一步降低了钻完井工程造价。
60.(5)将燃烧产生的二氧化碳等气体就地埋存，减少了碳排放。
61.(6)通过添加冷介质、热介质、化学药剂将热流体中气液比调整为近0.5～1，满足了不同类型油藏、不同开采阶段的需求，充分利用热-气体复合增产机理提高油藏开发效果。
62.最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围，其均应涵盖在本发明的权利要求和说明书的范围当中。尤其是，只要不存在结构冲突，各个实施例中所提到的各项技术特征均可以任意方式组合起来。本发明并不局限于文中公开的特定实施例，而是包括落入权利要求的范围内的所有技术方案。