用于稠油井的气举装置的制作方法

本实用新型涉及石油天然气开采领域，具体涉及一种用于稠油井的气举装置。

背景技术：

塔河稠油的开采以掺稀降粘工艺为主，但是随着稠油开发的深入，掺稀量逐渐增大，稀油供应压力越来越大。不同于国内外大部分稠油油藏，塔河稠油开发面临的主要难题不在于地层，而在于井筒，如何降低井筒稠油的粘度是节约稀油的根本途径，而通过注天然气气举工艺来实现井筒降粘在本领域是一个具有重要意义的节约稀油的解决方案。

目前，尽管稠油注天然气气举降粘掺稀工艺作为重要的井筒举升手段已在稠油的开采领域有所应用，但是，针对超深稠油油藏天然气气举降掺稀技术的研究及应用在国内外还鲜有报道，对于塔河油田超深稠油油藏天然气的气举，由于还存在对其在地质认识上并不完善、稠油粘度大及相关地面配套装置复杂等难点，因此并未形成系统的工艺参数优选方法，由此导致地面的气举装置的设计需要考虑的各方面难点较多，试验井效果差异较大，缺乏明确的指导性，这对提高稠油气举的效果和效益并不利。

针对现有技术的不足之处，本领域的技术人员希望寻求一种能够提高稠油气举效果，并同时提高稠油气举效益的用于稠油井的气举装置。

技术实现要素：

为了提高稠油气举的效果，并同时提高稠油气举的效益，本实用新型提出了一种用于稠油井的气举装置。

根据本实用新型的用于稠油井的气举装置，包括并列设置的稀油供应管线和天然气供应管线，稀油供应管线的输出端与天然气供应管线的输出端通过油气混合管线连通至稠油井的采油树。其中，天然气供应管线上依次设置有天然气压缩机和分气阀组。

进一步地，天然气供应管线的输入端与天然气压缩机之间设置有过滤器。

进一步地，天然气压缩机与分气阀组之间设置有流量计。

进一步地，天然气供应管线的位于分气阀组的出气端处连通有天然气回收管线，天然气回收管线上设置有节流管汇。

进一步地，稀油供应管线上设置有泵车。

进一步地，稀油供应管线的输入端与泵车之间设置有缓冲罐。

进一步地，泵车与稀油供应管线的输出端之间设置有单流阀。

进一步地，位于单流阀与泵车之间的稀油供应管线与缓冲罐之间连接有稀油回流管线，稀油回流管线上设置有回流阀。

进一步地，位于回流阀与单流阀之间的稀油供应管线与稠油井的采油树之间连接有压井管线。

进一步地，气举装置还包括与采油树相连通的放喷管线和集输管线。

本实用新型的用于稠油井的气举装置主要用于稠油井掺稀气举工艺的地面部分，尤其适用于超深稠油井掺稀气举工艺的地面部分。本实用新型的用于稠油井的气举装置通过并列设置的稀油供应管线和天然气供应管线，以及连接稀油供应管线的输出端、天然气供应管线的输出端和稠油井的采油树的油气混合管线，可将稀油供应管线中的稀油与天然气供应管线中的天然气混合后注入稠油井。在该过程中，天然气供应管线上的天然压缩机和分器阀组分别用于对天然气的输送进行增压和分流，在二者的共同作用下，一方面可有效地控制天然气的输送压力和输送流量，使得天然气能够与稀油更好地配合来实现更合理的掺稀气举，以提高稠油的气举效果；另一方面可更好地控制天然气与稀油的注入比，在保证气举效果的同时可尽量减少稀油的使用量，从而有效地降低了稀油的注入量，以提高稠油的气举效益。本实用新型的用于稠油井的气举装置结构简单，安装方便，能够有效地提高稠油的气举效果和气举效益，有利于广泛推广和使用。

附图说明

为了更清楚地说明本实用新型具体实施方式或现有技术中的技术方案，下面将对具体实施方式或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍。在所有附图中，类似的元件或部分一般由类似的附图标记标识。附图中，各元件或部分并不一定按照实际的比例绘制。

图1为根据本实用新型的用于稠油井的气举装置的结构示意图。

具体实施方式

下面将结合附图对本实用新型技术方案的实施例进行详细的描述。以下实施例仅用于更加清楚地说明本实用新型的技术方案，因此只作为示例，而不能以此来限制本实用新型的保护范围。

图1示出了根据本实用新型的用于稠油井的气举装置100的结构。如图1所示，用于稠油井的气举装置100包括并列设置的稀油供应管线1和天然气供应管线2，稀油供应管线1的输出端与天然气供应管线2的输出端通过油气混合管线3连通至稠油井200的采油树201。其中，天然气供应管线2上依次设置有天然气压缩机21和分气阀组22。

本实用新型的用于稠油井的气举装置100主要用于稠油井掺稀气举工艺的地面部分，尤其适用于超深稠油井掺稀气举工艺的地面部分。本实用新型的用于稠油井的气举装置100通过并列设置的稀油供应管线1和天然气供应管线2，以及连接稀油供应管线1的输出端、天然气供应管线2的输出端和稠油井200的采油树201的油气混合管线3，可将稀油供应管线1中的稀油与天然气供应管线2中的天然气混合后注入稠油井200。在该过程中，天然气供应管线2上的天然压缩机21和分器阀组22分别用于对天然气的输送进行增压和分流，在二者的共同作用下，一方面可有效地控制天然气的输送压力和输送流量，使得天然气能够与稀油更好地配合来实现更合理的掺稀气举，以提高稠油的气举效果；另一方面可更好地控制天然气与稀油的注入比，在保证气举效果的同时可尽量减少稀油的使用量，从而有效地降低了稀油的注入量，以提高稠油的气举效益。本实用新型的用于稠油井的气举装置100结构简单，安装方便，能够有效地提高稠油的气举效果和气举效益，有利于广泛推广和使用。

在如图1所示的优选的实施例中，天然气供应管线2的输入端与天然气压缩机21之间设置有过滤器23。该过滤器23可对进入天然气压缩机21之前的天然气首先进行过滤除杂，经过滤除杂的天然气一方面有助于提高气举效果，另一方面可避免对后续部件造成腐蚀或损坏。

进一步地，如图1所示，天然气压缩机21与分气阀组22之间还可设置流量计24，以用于对天然气的流量进行监测，以便对天然气的流量进行及时的调整。

根据本实用新型，如图1所示，天然气供应管线2的位于分气阀组22的出气端处还连通有天然气回收管线8，天然气回收管线8上设置有节流管汇81。在天然气的供应过程中，根据预定设计的注气量，通过合理调整分气阀组22的针型阀，可有效确保分气阀组22对天然气的准确分流，从而能够更精确地控制稀油与天然气的注入比，以提高气举效果和气举效益。而在分气阀组22的分流过程中，天然气回收管线8用于回收多余的天然气，节流管汇81用于将分气阀组22后端的高压气体降压，以便顺利、安全地回收多余的天然气。

根据本实用新型，如图1所示，稀油供应管线1上还可设置泵车11。该泵车11用于提高掺稀压力，以满足较高的注入压力要求。需要注意的是，泵车11的个数可以设置一个或多个，通过多个旋塞14可控制一个或多个泵车11的启用或关闭，以满足不同的稀油注入压力要求。

进一步地，稀油供应管线1的输入端与泵车11之间还可设置缓冲罐12。该缓冲罐12用于预先存储一定量的稀油，以便及时、持续地供给泵车11足够的稀油以输入稠油井200的采油树201中。

在如图1所示的实施例中，泵车11与稀油供应管线1的输出端之间设置有单流阀13。该单流阀13的设置可用于防止稀油的回流。

优选地，位于单流阀13与泵车11之间的稀油供应管线1与缓冲罐12之间连接有稀油回流管线4，稀油回流管线4上设置有回流阀41。由于泵车11泵送稀油的压力较大，其泵送的稀油量很容易超过掺稀气举所需的稀油量，因此设置稀油回流管线4可用于将多余的稀油回流至缓冲罐12中，在稀油回流至缓冲罐12的过程中，回流阀41开启，以确保达到更好的掺稀效果。

更优选地，位于回流阀41与单流阀13之间的稀油供应管线1与稠油井200的采油树201之间连接有压井管线5。当稠油井200发生异常时，可开启压井管线5上的阀51来连通压井管线5与采油树201，以避免油压过大而造成危害；而在稠油井200正常开采状态下，压井管线5上的阀51始终处于关闭状态。

此外，本实用新型的用于稠油井的气举装置100还可包括与采油树201相连通的放喷管线6和集输管线7。其中，集输管线7用于输送从稠油井200中开采的油气，而放喷管线6用于在需要时开启以降低稠油井200中的压力。

下面给出应用本实用新型的用于稠油井的气举装置100对不同的稠油井进行试验的具体实施例。

实施例一：针对TK677井的试验情况

TK677井是塔里木盆地阿克库勒凸起轴部的一口开发井，起初采用现有技术的掺稀生产进行开采。2011年01月19日起开钻，2011年04月16日完钻，设计井深5650m(垂直深度)，完钻井深5663m(垂直深度)，完钻层位O1-2y，钻进过程中无放空、漏失。完钻后采用PDP裸眼封隔器坐封5589.43m，对O1-2y层位5589.43-5663m井段卡封酸压完井，酸压后开井自喷排液，累计排酸52.5m³见油，自喷建产。2015年8月25日，TK677井组下70/44抽稠泵管柱转抽，生产比较稳定。TK677井所在区域稠油原始稠油粘度在(1～10)×10⁴mPa〃s。

自2016年12月29日起采用本实用新型的用于稠油井的气举装置100进行掺稀气举生产，其中，采用机抽生产管柱，管柱下深2892.37m，即气举深度为2892.37m。试验期间注气排量50-500m³/h，掺稀排量0.45-1.90t/h，累计注入天然气90869m³，累计掺稀466.1t，累计产液1006.42t，累计产气107996m³。图表1给出了2016年12月29日至2017年1月21日共计22天的试验数据，与采用现有的掺稀技术生产相比，经综合分析得到：掺稀比分别由试验前的1.27下降至0.63(该掺稀比为图表1中22天内掺稀比的平均值)，平均节约稀油率50.4％(该稀油率应当理解为采用本实用新型的用于稠油井的气举装置100进行掺稀气举生产所用的稀油量与采用现有技术的掺稀技术进行生产所用的稀油量的比值)，累计节约稀油421.7t，累计增油205.4t。通过上述数据表明，采用本实用新型的用于稠油井的气举装置100进行掺稀气举生产取得了降低掺稀比的成效，即实现了更高的掺稀效益。

图表1

实施例二：针对TK876X井的试验情况

TK876X井是塔里木盆地阿克库勒西部斜坡的一口开发井，起初采用现有技术的掺稀生产进行开采。2013年11月24日完钻，完钻井深5931m，垂深5831.03m，T7⁴：斜深5799m/垂深5754.5m，完钻层位：O2yj，进山：斜深135m/垂深78.61m。7⁵/8″套管下深：5610.1m，回接至井口。钻井过程中无放空、漏失。2013年11月28日进行反掺稀生产，掺稀滑套深度5539.01m，初期5mm油嘴，油压7.8MPa，套压9.2Mpa，日油52.5t，不含水，2015年10月10日开始出水，带水生产。TK876X井所在区域稠油原始稠油粘度在(1-10)×10⁴mPa〃s。

自2017年1月10日起采用本实用新型的用于稠油井的气举装置100进行掺稀气举生产。其中，采用自喷生产管柱，气举深度为3000m。试验期间注气排量100-220m³/h，掺稀排量0.54-1.72t/h，累计注入天然气221975m³，累计掺稀1213.3t，累计产液2189.6t，累计产气64056.8m³。图表2给出了2017年1月10日至2017年3月3日共计52天的试验数据，与采用现有的掺稀技术生产相比，经综合分析得到：掺稀比分别由试验前1.39下降至0.95(该掺稀比为图表2中掺稀比的平均值)，平均节约稀油率31.6％(该稀油率应当理解为采用本实用新型的用于稠油井的气举装置100进行掺稀气举生产所用的稀油量与采用现有技术的掺稀技术进行生产所用的稀油量的比值)，累计节约稀油549.9t，累计增油470.8t。通过上述数据表明，采用本实用新型的用于稠油井的气举装置100进行掺稀气举生产取得了降低掺稀比的成效，即实现了更高的掺稀效益。

图表2

通过上述两个实施例证明：采用本实用新型的用于稠油井的气举装置100针对不同的稠油井进行掺稀气举生产时均能够有效降低掺稀比，在提高了稠油开采量的同时有效地降低了稀油的使用，从而在提高了超深稠油天然气气举降掺稀工艺效果的同时，也更有效地提高了的掺稀效益。

最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本实用新型的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本实用新型进行了详细的说明，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实用新型各实施例技术方案的范围，其均应涵盖在本实用新型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。本实用新型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。