一种直流注汽锅炉及提高稠油采收率的注汽方法与流程

本发明涉及稠油注蒸汽开采技术领域，特别涉及一种直流注汽锅炉及提高稠油采收率的注汽方法。

背景技术：

稠油在世界油气资源中占据了很大的比例。据估算，稠油、超稠油及天然沥青的世界储量约为1×10¹¹t，其中中国、美国、加拿大、委内瑞拉、前苏联等国家都拥有丰富的稠油资源，重油资源和沥青砂资源约为4000×10⁸t和6000×10⁸m³，稠油年产量可达1.27×10⁸t以上。中国拥有丰富的稠油和沥青资源，目前已经发现了位于十二个盆地中的七十多个重质油田，预估稠油和沥青资源总量可达300×10⁸t。

目前稠油开采以热力开采技术为主，主要包括蒸汽驱、热水驱、蒸汽辅助重力泄油(sagd)和蒸汽吞吐等技术，而蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油(sagd)和蒸汽吞吐技术都是通过向油层内注入蒸汽实现的。蒸汽吞吐在中国的应用十分广泛，中国大部分的稠油产量是通过蒸汽吞吐技术获得的，为了提高蒸汽吞吐效果，研究人员对蒸汽吞吐进行了技术改进：蒸汽+注剂吞吐，注剂主要有非凝结气(氮气、天然气、烟道气及co2等)、轻质油、表面活性剂(高温泡沫剂)等，该方法通过注剂发挥多种驱油作用，综合提高稠油油藏的采收率。其中目前应用蒸汽+非凝结气的技术中，应用非凝结气的着眼点在于非凝结气和地层油相互作用来提高采收率，非凝结气用量极少，其摩尔分数均低于0.1。

直流注汽锅炉是目前国内外稠油开采的专用设备。目前，直流注汽锅炉热效率为85％-90％左右，排烟热损失是直流注汽锅炉各项热损失中最大的一项，在全部热损失中的比例达到85％左右。中国油田热力采油的注汽量、co2排放量巨大，仅胜利油田年均注汽量900万吨以上，以天然气为燃料计算，烟道气中co2排放量6.6亿标方/年以上，水蒸气排放量100万吨/年以上。co2是主要的温室气体，燃料燃烧产生的氮、硫氧化物污染环境。同时，目前直流注汽锅炉出口蒸汽干度仅0.7-0.75左右(仅有少部分锅炉蒸汽干度接近100％)，深度1000米左右的注汽井井底蒸汽干度仅0.3-0.4左右，蒸汽在油层内的热波及体积有限，致使蒸汽吞吐采收率较低，目前国内很多稠油井经过多轮次蒸汽吞吐开发后已经逼近或低于蒸汽吞吐开采盈亏平衡点，因此亟需寻找一种稠油井多轮次蒸汽吞吐后的提高采收率的接替技术。

综上所述，热力采油是稠油开采的主导技术，目前油田应用直流注汽锅炉热力采油存在热效率低、污染环境、井底蒸汽干度低、蒸汽吞吐采收率低等弊端。

技术实现要素：

有鉴于此，本发明的第一个目的在于提供一种直流注汽锅炉，以达到提高直流注汽锅炉的热效率，降低环境污染的目的。

本发明的第二个目的在于提供一种基于上述直流注汽锅炉并用于提高稠油采收率的注汽方法，以达到提高井底蒸汽干度，降低蒸汽饱和蒸汽压，利用非凝结气大幅度提高稠油采收率的目的。

为实现上述目的，本发明提供如下技术方案：

一种直流注汽锅炉，包括壳体、燃料管线、空气管线、燃烧器、蒸发管线、隔热墙、烟气收集伞、烟气排出管线、蒸汽排出管线以及进水管线，所述隔热墙与所述烟气收集伞分别在所述壳体内靠近所述壳体两端设置，所述蒸发管线沿所述壳体内壁盘旋或者环绕设置且所述蒸发管线与所述隔热墙以及所述烟气收集伞围成辐射段，所述燃料管线以及所述空气管线伸入所述壳体内与所述燃烧器连接于所述隔热墙远离所述烟气收集伞的一侧，且所述燃烧器的喷嘴通过所述隔热墙上的透火孔朝向所述辐射段，所述烟气收集伞的出口与延伸至所述壳体外的所述烟气排出管线连接，所述蒸汽排出管线或者所述进水管线套装于所述烟气排出管线外，所述进水管线、所述蒸发管线以及所述蒸汽排出管线依次连接。

优选地，还包括开孔盖板，所述壳体设置有开孔，所述开孔盖板上形成有与所述开孔适配的凸台以及环绕所述凸台设置的台阶面，所述开孔盖板上的所述凸台从所述壳体内侧与所述开孔配合且所述凸台的顶面与所述壳体外表面共面，所述台阶面与所述开孔周围的壳体内壁贴合，所述台阶面与所述壳体内壁之间和/或所述凸台与所述开孔的孔壁之间设置有密封结构。

优选地，所述燃料管线以及所述空气管线穿设于所述开孔盖板并与设置于所述开孔盖板内侧的所述燃烧器连接。

优选地，所述开孔为椭圆形开孔，所述开孔盖板为与之适配的椭圆形盖板，所述燃料管线以及所述空气管线分别设置于所述开孔盖板的所述凸台的长轴两端。

优选地，所述密封结构包括由所述台阶面与所述壳体内壁围成的密封槽以及设置于所述密封槽中的密封圈，所述台阶面与所述壳体内壁配合将所述密封圈压紧于所述密封槽。

优选地，还包括冷却盘管，所述进水管线通过所述冷却盘管与所述蒸发管线连接，所述冷却盘管盘绕于所述烟气收集伞远离所述隔热墙的一侧表面上。

优选地，所述冷却盘管与所述烟气收集伞之间填充有导热层。

优选地，所述燃烧器的喷嘴轴线、所述辐射段的轴线以及所述烟气收集伞的轴线共线。

优选地，所述蒸汽排出管线与所述壳体之间还设置有隔热套，所述隔热套与所述蒸汽排出管线围成的腔体中填充有第一隔热层。

优选地，所述蒸汽排出管线与所述壳体之间还设置有隔热套，所述隔热套作为所述进水管线与所述蒸发管线连通。

优选地，所述壳体内壁上设置有第二隔热层和/或耐烧层。

优选地，所述壳体上设置有安全阀接头，所述安全阀接头上安装有安全阀。

优选地，所述烟气排出管线的出口端设置有用于维持所述壳体内压力的定压单流阀。

优选地，所述蒸发管线呈层叠布置的多层结构，多层所述蒸发管线从靠近所述壳体的一层向内逐层连通，最外层的所述蒸发管线与所述进水管线连通，最内层的所述蒸发管线与所述蒸汽排出管线连通。

一种提高稠油采收率的注汽方法，包括注汽系统，所述注汽系统包括空气净化压缩模块、燃料过滤加压模块、水处理加压模块、气体混合器以及如上任意一项所述的直流注汽锅炉，所述空气净化压缩模块与所述直流注汽锅炉的空气管线连通，所述燃料过滤加压模块与所述直流注汽锅炉的燃料管线连通，所述水处理加压模块与所述直流注汽锅炉的进水管线连通，所述直流注汽锅炉的烟气排出管线以及蒸汽排出管线与所述气体混合器的入口连通，所述气体混合器的出口与稠油井的注汽井口连通；还包括步骤：

在蒸汽注入稠油井油层前，在其中加入非凝结气形成蒸汽和非凝结气的混合物以降低蒸汽的饱和蒸汽压，非凝结气在所述蒸汽和非凝结气的混合物中的摩尔分数的范围为：0.1～0.7。

优选地，所述注汽方法具体包括步骤：

1)确定油层有效加热范围的最低温度界线tc；

2)设定注汽井井底压力pw、蒸汽分压pw、蒸汽温度tw、蒸汽干度xs和注汽量q；

3)计算不同井底压力pw、蒸汽分压pw、蒸汽温度tw，蒸汽干度xs和注汽量q下的地层中加热温度≥tc的体积；

4)选取所述步骤3)的计算结果中各个注汽量q所对应的加热温度≥tc的最大体积下的各个蒸汽分压中的最小值，计算非凝结气的摩尔分数nx，则非凝结气在所述蒸汽和非凝结气的混合物中的摩尔分数的范围为0.1～nx；

5)根据以上步骤确定的非凝结气的摩尔分数范围，结合油井开发现状、矿场装备技术条件及经济性确定最终的注汽量qu和非凝结气在所述蒸汽和非凝结气的混合物中的摩尔分数nu。

优选地，所述注汽系统还包括氮气分离装置，所述氮气分离装置用于分离空气中的氮气，在所述注汽方法中将空气分离氮气后的剩余气体、燃料以及水加压至稠油井注汽压力以上输送至直流注汽锅炉内，以降低蒸汽和非凝结气混合物中非凝结气的摩尔分数来实现需要非凝结气的摩尔分数较低的情况。

优选地，所述注汽系统还包括非凝结气压缩模块，所述非凝结气压缩模块与所述气体混合器入口连接，或/和，所述非凝结气压缩模块与所述稠油井的套管连接，以使非凝结气与所述直流注汽锅炉产生的烟气蒸汽混合物或蒸汽在地面或/和稠油井内实现混合，以提高非凝结气在所述非凝结气和蒸汽混合物中的摩尔分数来实现需要非凝结气的摩尔分数较大的情况。

优选地，稠油井采出的气体经分离后作为非凝结气与所述直流注汽锅炉产生的烟气蒸汽混合物或蒸汽混合或直接将该气体注入稠油井内。

为实现上述目的，本发明提供的直流注汽锅炉包括壳体、燃料管线、空气管线、燃烧器、蒸发管线、隔热墙、烟气收集伞、烟气排出管线、蒸汽排出管线以及进水管线，其中，隔热墙与烟气收集伞分别在壳体内靠近壳体两端设置，蒸发管线沿壳体内壁盘旋或者环绕设置且蒸发管线与隔热墙以及烟气收集伞围成辐射段，燃料管线以及空气管线伸入壳体内与燃烧器连接于隔热墙远离烟气收集伞的一侧，且燃烧器的喷嘴通过隔热墙上的透火孔朝向辐射段，烟气收集伞的出口与延伸至壳体外的烟气排出管线连接，蒸汽排出管线或者进水管线套装于烟气排出管线外，进水管线、蒸发管线以及蒸汽排出管线依次连接；在应用时，燃料管线及空气管线分别向壳体内注入燃料以及空气，燃料可以是气态燃料，也可以是液态燃料，燃料在辐射段中燃烧，水经进水管线进入蒸发管线中，在辐射段升温形成高压水蒸气后进入蒸汽排出管线并对烟气排出管线进行降温，用于给高温烟气排出管线降温的高压水蒸气是产生该高温烟气的燃料燃烧加热生成的水蒸气，由此可见，上述直流注汽锅炉没有对流换热段，仅保留了辐射段，燃料在该密闭壳体内高压燃烧，燃烧产生的烟气不对空排放，降低了热损失，有效提高了锅炉的热效率，减少排放，降低环境污染。

本发明还提供了一种提高稠油采收率的注汽方法，通过该方法可以优化出非凝结气的合理摩尔分数，该注汽方法依托上述具有较高的热效率的直流注汽锅炉产生符合要求的蒸汽与非凝结气的混合物，并能够产生高干度饱和水蒸汽或过热蒸汽与非凝结气的混合物，杜绝了烟气对空排放，实现了节能减排、绿色生产、大幅度提高稠油油藏采收率的目的。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明一种实施例提供的直流注汽锅炉沿轴线纵切面结构示意图；

图2为本发明一种实施例提供的开孔盖板结构示意图；

图3为本发明一种实施例提供的直流注汽锅炉垂直轴线的横切面结构示意图；

图4为本发明另一种实施例提供的直流注汽锅炉垂直轴线的横切面结构示意图；

图5为本发明另一种实施例提供的直流注汽锅炉沿轴线纵切面结构示意图；

图6为本发明另一种实施例提供的直流注汽锅炉垂直轴线的横切面结构示意图；

图7为本发明一种实施例提供的注汽系统的结构示意图；

其中，1为壳体；1-1为圆筒状直管；1-2为半球状封头；2为安全阀接头；3为开孔盖板；4.1为第一沟槽；4.2为第二沟槽；4.3为密封钢圈；5.1为螺栓开孔；5.2为盖板固定螺孔；6为燃料管线；7为空气管线；8为蒸发管线；9为隔热墙；10为烟气收集伞；11为烟气收集伞伞面；12为冷却盘管；13为烟气排出管线；14为蒸汽排出管线；15为隔热套；16为第一环形空间；17为第二环形空间；18为进水管线；19为凸台；20为台阶面；21为空气净化压缩模块；22为燃料过滤加压模块；23为水处理加压模块；24为直流注汽锅炉；25为气体混合器；26为非凝结气压缩模块；27为稠油井的注汽井口。

具体实施方式

本发明的核心之一在于提供一种直流注汽锅炉，以达到提高直流注汽锅炉的热效率，降低环境污染的目的。

本发明的另一核心在于提供一种基于上述直流注汽锅炉的方法，以达到提高井底蒸汽干度，降低蒸汽饱和蒸汽压，利用非凝结气大幅度提高稠油采收率的目的。

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

请参阅图1，图1为本发明一种实施例提供的直流注汽锅炉沿轴线纵切面结构示意图。

本发明实施例提供了一种直流注汽锅炉，该直流注汽锅炉包括壳体1、燃料管线6、空气管线7、燃烧器、蒸发管线8、隔热墙9、烟气收集伞10、烟气排出管线13、蒸汽排出管线14以及进水管线18。

其中，壳体1为具有一定厚度的合金制成的密闭容器，隔热墙9与烟气收集伞10分别在壳体1内靠近壳体1两端设置，蒸发管线8沿壳体1内壁盘旋或者环绕设置且蒸发管线8与隔热墙9以及烟气收集伞10围成辐射段，燃料管线6以及空气管线7伸入壳体1内与燃烧器连接于隔热墙9远离烟气收集伞10的一侧，燃烧器的喷嘴通过隔热墙9上的透火孔朝向辐射段，烟气收集伞10的出口与延伸至壳体1外的烟气排出管线13连接，蒸汽排出管线14或者进水管线18套装于烟气排出管线13外，以利用湿蒸汽或锅炉给水为烟气排出管线13降温，进水管线18、蒸发管线8以及蒸汽排出管线14依次连接。

综上所述，与现有技术相比，本发明实施例提供的直流注汽锅炉24在应用时，燃料管线6及空气管线7分别向壳体1内注入燃料以及空气，燃料可以是气态燃料，也可以是液态燃料，燃料在辐射段中燃烧，水经进水管线18进入蒸发管线8中，在辐射段升温形成高压水蒸气后进入蒸汽排出管线14并对烟气排出管线13进行降温，由此可见，上述直流注汽锅炉24没有对流换热段，仅保留了辐射段，燃料在该密闭壳体1内高压燃烧，燃烧产生的烟气不对空排放，降低了热损失，节能环保；用于给高温烟气排出管线13降温的高压水蒸气是产生该高温烟气的燃料燃烧加热生成的水蒸气，能够有效提高锅炉的热效率，减少排放，降低环境污染。

壳体1可以采用多种形状，在一种具体实施例中，如图1所示，壳体1包括中部的圆筒状直管1-1以及两端的半球状封头1-2，圆筒状直管1-1和半球状封头1-2通过焊接方式连接，两个半球状封头1-2构成壳体1的a端及b端，燃烧器以及隔热墙9位于壳体1a端内侧，烟气收集伞10位于壳体1b端内侧，辐射段主要形成于圆筒状直管1-1内。

在上述实施例下，蒸发管线8在壳体1内沿壳体1的长度方向往复设置，并按水汽流动方向首尾相接呈s形结构，且蒸发管线8绕壳体1内壁周向布置，如图3所示，当然，蒸发管线8也可以采用其他的布置形式布置于壳体1内。

在另一种实施例中，如图5所示，壳体1呈球形，可由两个半球形外壳对接焊制而成，壳体1的a端与b端分布在球形壳体1的直径两端，蒸发管线8呈螺旋形环绕在燃烧室外侧，蒸发管线8的两端分别与进水管线18以及蒸汽排出管线14连通。

为提高辐射段换热效率，在上述各实施例中，可在辐射段周围设置呈现多层结构的蒸发管线8，多层结构的蒸发管线8可以由一根管线构成，即多层蒸发管线8从靠近壳体1的一层向内逐层连通，最外层的蒸发管线8与进水管线18连通，最内层的蒸发管线8与蒸汽排出管线14连通，也可以是每层蒸发管线8均各自采用一条独立的管线构成，各管线两端分别与进水管线18，更进一步地，相邻两层蒸发管线8之间交错布置，如图4所示，在本发明一种具体实施例中，蒸发管线8呈两层结构，内层与外层蒸发管线8交错布置。

较优地，直流注汽锅炉还包括开孔盖板3，壳体1设置有开孔，开孔盖板3上形成有与开孔适配的凸台19以及环绕凸台19设置的台阶面20，开孔盖板3上的凸台19从壳体1内侧与开孔配合且凸台19的顶面与壳体1外表面共面，台阶面20与开孔周围的壳体1内壁贴合，台阶面20与壳体1内壁之间和/或凸台19与开孔的孔壁之间设置有密封结构，上述结构的开孔盖板3能够在锅炉内部压力的作用下，与壳体1压紧配合，避免泄露。

在本案实施例中，开孔盖板3与壳体1通过螺栓连接，如图1和图2所示，壳体1上设置螺栓开孔5.1，开孔盖板3设置固定螺孔5.2，螺栓开孔5.1和固定螺孔5.2相对应，螺栓穿过螺栓开孔5.1与固定螺孔5.2拧紧配合将开孔盖板3固定在壳体1上。

较优地，开孔盖板3与壳体1之间的密封结构包括由台阶面20与壳体1内壁围成的密封槽以及设置于密封槽中的密封圈，该密封圈为密封钢圈，台阶面20与壳体1内壁配合将密封钢圈压紧于密封槽，具体地，上述密封槽包括开孔盖板3上设置的第一沟槽4.1、壳体11上设置第二沟槽4.2，第一沟槽4.1、第二沟槽4.2和密封钢圈4.3在尺寸上相适配，当螺栓通过螺栓开孔5.1、固定螺孔5.2将开孔盖板3与壳体1紧固在一起时使得第一沟槽4.1与第二沟槽4.2相互配合将密封钢圈4.3挤压变形形成密封。

如图1和图5所示，在本发明提供的两个实施例中，上述开孔盖板3均设置于壳体1的a端，燃料管线6以及空气管线7穿设于开孔盖板3并与设置于开孔盖板3内侧的燃烧器连接，当然，开孔盖板3的设置位置并不局限于图1和图5所示的实施例中所示的位置，燃料管线6以及空气管线7也不一定必须设置于开孔盖板3上，在其他实施例中，上述开孔盖板3可以设置在壳体1的任意位置，其形状依其设置位置周围的壳体1形状进行设置，以避免在壳体1外形成不必要的凸起，燃料管线6与空气管线7也可以穿设在壳体1的其他位置，在此不做限定。

较优地，如图2所示，开孔为椭圆形开孔，开孔盖板3为与之适配的椭圆形盖板，图1和图2所示实施例中，壳体1的椭圆形开孔的正面投影的长轴大于与之配合的开孔盖板3的正面投影的短轴。

进一步优化上述技术方案，在图1所示实施例中，燃料管线6以及空气管线7分别设置于开孔盖板3的凸台19的长轴两端，燃料管线6与空气管线7两者之间按照开孔盖板3的形状在壳体1a端内侧相互靠拢以便于两者与燃烧器的连接，燃料管线6以及空气管线7可以为图1中所示的直线形管，也可以为弧形管、折线形管或者直线形管与弧形管的组合形式。

可以预见的是，辐射段一端的烟气收集伞10直接与高温烟气接触，易被高温烟气损坏，为此，上述直流注汽锅炉24还包括冷却盘管12，进水管线18通过冷却盘管12与蒸发管线8连接，冷却盘管12盘绕于烟气收集伞10远离隔热墙9的一侧表面上，以为烟气收集伞10进行降温，避免烟气收集伞10被高温烟气损坏，与此同时，高温烟气还可以对进水水流进行预热，使其能够在蒸发管线8中更快的形成蒸汽，在保护烟气收集伞10的同时，回收烟气热量。

作为优选地，为了加快冷却盘管12与烟气收集伞10之间的热量传递，冷却盘管12与烟气收集伞10之间填充有导热层。

较优地，燃烧器的喷嘴轴线、辐射段的轴线以及烟气收集伞10的轴线共线，该共线的轴线与水平面的夹角可为0°-90°设置，其中0°为水平方向，90°为竖直方向。

蒸汽排出管线14与壳体1之间还设置有隔热套15，在一种实施例中，隔热套15与蒸汽排出管线14围成的腔体中填充有第一隔热层，以使该隔热套15作为蒸汽排出管线14与壳体1之间的隔热结构。

在另一种实施例中，蒸汽排出管线14与壳体1之间还设置有隔热套15，隔热套15作为进水管线18与蒸发管线8连通，或者该隔热套15可以直接套装于烟气排出管线13外。

上述方案中壳体1、蒸发管线8、冷却盘管12、进水管线18、燃料管线6、空气管线7、烟气排出管线13、蒸汽排出管线14以及隔热套15的额定工作压力为5mpa-26mpa，进一步可将额定工作压力设为5mpa、10mpa、17.5mpa、21mpa、26mpa等。

具体地，如图1所示，蒸汽排出管线14套装于烟气排出管线13外，蒸汽排出管线14与烟气排出管线13之间形成用于供蒸汽流通的第一环形空间16，隔热套15套装于烟气排出管线13外，隔热套15与烟气排出管线13之间形成用于填充第一隔热层或供进水流通的第二环形空间17。

进一步优化上述技术方案，壳体1内壁上设置有第二隔热层和/或耐烧层。

较优地，壳体1上设置有安全阀接头2，安全阀接头2上安装有安全阀，该安全阀整定压力为壳体1额定工作压力的1.1倍，以保证壳体1内的压力处于安全范围内，保证设备安全。

进一步地，蒸汽排出管线14上设置有安全阀接头，安全阀接头上安装有安全阀，该安全阀整定压力为壳体1额定工作压力的1.1倍，避免蒸发管线8以及蒸汽排出管线14中的压力过高，消除安全隐患。

上述实施例中，烟气排出管线13的出口端设置有用于维持壳体1内压力的定压单流阀，以维持壳体1内部压力不低于该定压单流阀设定的开启压力。

优选的，还包括泄压阀，泄压阀设置于壳体外部的空气管线7以及烟气排出管线13的至少一处上。

基于上述直流注汽锅炉24，本发明一种实施例还提供了一种提高稠油采收率的注汽方法，该方法可用于蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油(sagd)和蒸汽吞吐等热采技术中的油井或注汽井的蒸汽注入，该注汽方法具体包括：在蒸汽注入稠油井油层前，在其中加入非凝结气形成蒸汽和非凝结气的混合物以降低蒸汽和非凝结气的混合物中蒸汽的饱和蒸汽压，非凝结气在所述蒸汽和非凝结气的混合物中的摩尔分数的范围n非凝结气/(n非凝结气+n水蒸气)＝0.1～0.7。

上述非凝结气是指在地层压力及地层温度下不能凝结为液体的气体，包括但不限于氮气、甲烷气、烟道气、co2、惰性气体以及上述至少两种气体的混合气体。

具体实施方法如下：

step1：确定油层有效加热范围的最低温度界线tc；

取待注汽油层的生产井的油样，通过在实验室测定稠油在不同温度下的流变曲线，将不同温度下流变实验数据回归成直线，将符合牛顿流体规律的流变方程所对应的温度中的最低值定义为tc，也可以在实验室通过测定岩心的在不同温度下油水相对渗透率曲线，通过对比不同温度下油水相对渗透率曲线，优选油水两相等渗点对应含水饱和度较高的曲线对应的温度定义为tc。

step2：设定符合矿场实际注汽井井底压力pw、蒸汽分压pw、蒸汽温度tw、蒸汽干度xs和注汽量q，可以参考文献(张毅,王良,陶文铨,王秋旺.超临界蒸汽注射井筒散热损失及压力降的计算[j].工业加热,2000(05):19-23.)估算井筒散热量qj和井筒压力损失pj，后应用热力学知识计算与该设定对应的井口注汽压力po、蒸汽分压po、蒸汽温度to、蒸汽干度xso，且井口注汽压力po、蒸汽分压po、蒸汽温度to、蒸汽干度xso要符合矿场实际。

step3：建立能量平衡方程：

式中：k─地层导热系数，kj/(m·d·℃)；ρo、ρw、ρs、ρg─依次为油、水、蒸汽和非凝结气的密度，kg/m³；vo、vw、vs、vg─依次为油、水、蒸汽和非凝结气的体积流速，m³/d；ho、hw、hs、hg─依次为油、水、蒸汽和非凝结气的热焓，kj/kg；so、sw、ss、sg─依次为油、水、蒸汽和非凝结气的饱和度；(ρc)r─地层岩石的热容，kj/(m3·℃)；φ─油层孔隙度，小数；t─温度，℃；t─时间，d。

通过求解能量平衡方程，可以得到油井注汽过程中诸如蒸汽带、凝结气水带的体积、油层中的温度分布及加热带推进速度等油层的动态参数，从而可以求得地层中加热温度大于tc的体积。

step4：选取步骤step3的计算结果中各个注汽量q所对应的加热温度≥tc的最大体积的各个蒸汽分压中的最小值，计算非凝结气的摩尔分数nx，则非凝结气在所述蒸汽和非凝结气的混合物中的摩尔分数的范围为0.1～nx。

step5：针对热力采油中蒸汽吞吐的情况，根据油井生产历史及油藏参数，应用计算机热采数值模拟技术计算油井周围油层的剩余油饱和度，以注汽加热温度大于tc的油层所覆盖的含油饱和度较高的油层体积vh满足一个周期的经济采油量为准则确定合理的注汽量qu和注汽时非凝结气在蒸汽和非凝结气的混合物中的摩尔分数nu。

具体的，参考step3的计算结果，在矿场装备技术条件下，以温度大于的tc的加热油层体积为v(v＝vl+vh,其中vl为数值模拟计算的含油饱和度较低的距离油井较近的区域的体积，vh为估算值，可以根据历史周期注汽生产数据估算)估算注汽量和非凝结气的摩尔分数，用不同的注汽量q和注汽时非凝结气在所述蒸汽和非凝结气的混合物中的摩尔分数n，应用计算机热采数值模拟技术计算对应的采油量，用注汽成本和油井生产成本等作为投入，在合理油价下计算产出，最优的产出投入比所对应的注汽量为qu、对应的非凝结气在所述蒸汽和非凝结气的混合物中的摩尔分数为nu。

需要说明的是，之所以有合理的注汽量qu是由于蒸汽吞吐井转入生产后，油层会向上下围岩散失热量，油井采出液会带走热量，致使油层温度不断降低，原油流动能力和油井日产油量随之下降，含水上升；同时由于原油孔隙渗流和油井的完善程度限制了油井的采液强度，因此针对特定的蒸汽吞吐油井及轮次，一个吞吐周期的生产时间和采液量均受到限制，在具体实施中，注汽量小了，加热温度大于tc的油层所覆盖的含油饱和度较高的油层体积满足不了采油量的要求，注汽量大了，将因地层散热等因素影响导致经济性变差。非凝结气的摩尔分数不是直接选用nx，这可能受到矿场装备技术条件的限制，也可能与非凝结气增加成本的经济性相关。比如：一般的中浅稠油层新井投产后的前几个周期，近井地带油层为原始含油饱和度或含油饱和度较高，纯蒸汽即可加热足够量的高含油饱和度的油层体积，蒸汽中不加入非凝结气就可以取的好的经济效益。

特别指出的是，非凝结气在所述蒸汽和非凝结气的混合物中的摩尔分数nu较大时，该注汽方法可以用于注纯蒸汽无法实现的油藏埋深大于1500米的深层稠油的开发。

针对热力采油中的蒸汽辅助重力泄油(sagd)，注汽井的注汽速度vq和非凝结气在所述蒸汽和非凝结气的混合物中的摩尔分数nu，可以在考虑原油粘度，蒸汽腔体积、压力、温度、含油饱和度，油井采液强度，及具体的油藏地质条件下，应用数值模拟方法优化得出。

针对热力采油中的蒸汽驱的注汽速度vq和非凝结气在所述蒸汽和非凝结气的混合物中的摩尔分数nu，可以在考虑原油粘度，油层含油饱和度分布，油层压力、油井采液强度，及具体的油藏地质等条件下，应用数值模拟方法优化得出。

需要说明的是，目前商业化的热采数值模拟软件都是针对注纯蒸汽的情况进行计算，当蒸汽中加入了非凝结气时，需要考虑加入非凝结气后蒸汽凝结散热与纯蒸汽凝结散热特性的差异对热采数值模拟软件计算加以修正完善后才能符合实际情况。

一种提高稠油采收率的注汽方法实施例中确定注汽量qu或注汽速度vq和非凝结气在所述蒸汽和非凝结气的混合物中摩尔分数nu后，可通过下述系统来实现：如图7所示，该注汽系统包括空气净化压缩模块21、燃料过滤加压模块22、水处理加压模块23、气体混合器25以及如上任意一项所述的直流注汽锅炉24，其中，空气净化压缩模块21与直流注汽锅炉的空气管线7连通，燃料过滤加压模块22与直流注汽锅炉的燃料管线6连通，水处理加压模块23与直流注汽锅炉的进水管线18连通，直流注汽锅炉的烟气排出管线13以及蒸汽排出管线14与气体混合器25的入口连通，气体混合器25的出口与稠油井的注汽井口连通。

上述注汽系统的工作流程如下：

step1：在空气净化压缩模块21将空气过滤净化后并加压至稠油井进口注汽压力以上后输送到注汽锅炉的空气管线7；同时在燃料过滤加压模块22将燃料过滤后并加压至稠油井井口注汽压力以上后输送到注汽锅炉的燃料管线6，该燃料为液体或气体燃料；同时在水处理加压模块23将水质处理达标后并加压至稠油井井口注汽压力以上后输送到直流注汽锅炉24的进水管线18，该稠油井井口注汽压力为注汽时井口的油管压力；

step2：在直流注汽锅炉24内，燃料燃烧后释放出热量，将蒸发管线8内的水加热成具有一定干度的高压水蒸汽，同时产生高温烟气，高压水蒸汽和高温高压烟气通过管线输送至气体混合器25；

step3：在气体混合器25内，该高温高压烟气与该高压水蒸汽混合，降低了烟气的温度，提升了高压水蒸气的干度，形成了高温高压的烟气蒸汽混合物，该烟气蒸汽混合物通过管线注入稠油井注汽井口27内；

step4：调整匹配输入锅炉内的燃料、空气和水的量的比例，可以产生干度达到95％以上的饱和水蒸汽，或产生过热蒸汽。

较优地，空气净化压缩模块21还包括氮气分离装置，氮气分离装置用于分离空气中的氮气，在上述注汽方法中将空气分离氮气后的剩余气体与燃料以及水加压至稠油井注汽压力以上输送至直流注汽锅炉内，以降低蒸汽和非凝结气混合物中非凝结气的摩尔分数，来满足需要非凝结气的摩尔分数较小的情况。

进一步地，还可以通过额外注入非凝结气的方式提高非凝结气在蒸汽混合物中的摩尔分数，具体地，注汽系统包括非凝结气压缩模块26，非凝结气压缩模块26与气体混合器25的非凝结气注入口连通，可在气体混合器25的非凝结气注入开口注入非凝结气和蒸汽及高温烟气混合、或者将非凝结气通过稠油井套管连续注入稠油井内实现和蒸汽及烟气的井下混合，通过非凝结气的注入，提高非凝结气在蒸汽混合物中的摩尔分数，来满足需要非凝结气的摩尔分数较大的情况。

在该实施例中，针对稠油井多轮次蒸汽吞吐后，为防止非凝结气蒸汽混合物在油层中发生窜流，提高注入非凝结气蒸汽混合物在油层中的波及体积，在油井注汽前应用堵剂对油层进行调剖作业，或/和在油井注汽过程中应用高温起泡剂进行泡沫调剖。所述调剖作业中的堵剂可以是无机堵剂，也可以是有机堵剂，也可以是有机物和无机物复配的堵剂。所述泡沫调剖中的高温起泡剂可以在注汽前注入油井，或/和可以在注汽过程中同非凝结气蒸汽混合物一起注入油井。

与现有技术相比，上述注汽方法通过提高油井井口的蒸汽干度，并加入非凝结气使得蒸汽和非凝结气的混合物较纯饱和蒸汽在井筒的散热量下降，从而提高了井底蒸汽干度；对于经过多轮次吞吐后的油井，近井地带原油饱和度大幅度降低，注纯蒸汽的加热范围局限在含油饱和度较低的区域，因而蒸汽吞吐周期产油量越来越低，此时在注入蒸汽中加入大量非凝结气，使得在井底和油层的蒸汽的饱和蒸汽压分别低于井底压力和油层压力，降低了蒸汽的凝结温度，并且随着蒸汽的冷凝进一步降低了混合物中蒸汽的饱和蒸汽压和凝结温度，直至蒸汽和非凝结气的混合物降至油层温度，实际效果是降低了近井地带油层的加热温度和热焓，提高了距离油井较远的油层的温度和热焓，非凝结气在蒸汽波及区前沿聚集，同时非凝结气在地层条件下为气体，使得注入油层的非凝结气和蒸汽混合物较纯饱和蒸汽的热波及体积大幅增加，从而提高了稠油井蒸汽吞吐的采收率。对于蒸汽辅助重力泄油(sagd)经过一段时间注汽生产后，蒸汽腔范围较大的情况下，通过加入大量非凝结气体，通过降低蒸汽腔的温度和热焓，提高送入蒸汽腔边缘的热量，实际效果是提高了远离蒸汽腔中心的边缘的热焓，扩大蒸汽波及范围，进一步提高了蒸汽辅助重力泄油(sagd)的采收率。对于蒸汽驱，在蒸汽中加入大量非凝结气与不加入非凝结气对比，降低了近井地带的温度和热焓，提高了距离注汽井较远地带的热焓，扩大蒸汽波及范围，提高了注入热量的利用效率。

非凝结气中的co2溶于原油，可使原油膨胀降粘，降低界面张力，co2溶于水形成弱酸，可起到酸化解堵作用；非凝结气中的氮气微溶于油，氮气在蒸汽波及区前沿聚集，油井生产时能起到助排作用，氮气聚集于油层顶部可以降低油层纵向散热，以上因素的加和作用可以大幅度提高了稠油油藏的采收率。同时该方法提高了直流注汽锅炉24的热效率，杜绝了烟气对空排放，实现了节能减排、绿色生产、大幅度提高稠油油藏采收率的目标。

综上所述，不难看出，一种提高稠油采收率的注汽方法是应用于蒸汽吞吐和蒸汽辅助重力泄油(sagd)中后期和蒸汽驱的提高油层内热波及体积和热利用效率的提高稠油采收率和开发经济效益的技术。

进一步优化上述技术方案，在上述注汽方法中，将非凝结气与直流注汽锅炉产生的烟气蒸汽混合物或蒸汽混合后注入稠油井；或者将非凝结气直接注入稠油井，在注入油层前实现混合。

上述注汽方法实施后，对应的稠油井会产出气体，进行液气分离干燥后，将其与直流注汽锅炉产生的烟气蒸汽混合物或蒸汽混合后再注入稠油井，即可以提高非凝结气在蒸汽和非凝结气的混合物中的摩尔分数，又可以节约气体处理的费用。

需要说明的是，在本发明实施例中，注汽方法及系统所采用的都是如上所述的直流注汽锅炉，但是实际应用中注汽方法及系统并不必须使用本案提供的直流注汽锅炉，还可以采用其他结构的注汽锅炉，在此不做限定。

本说明书中各个实施例采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似部分互相参见即可。

对所公开的实施例的上述说明，使本领域专业技术人员能够实现或使用本发明。对这些实施例的多种修改对本领域的专业技术人员来说将是显而易见的，本文中所定义的一般原理可以在不脱离本发明的精神或范围的情况下，在其它实施例中实现。因此，本发明将不会被限制于本文所示的这些实施例，而是要符合与本文所公开的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。