[发明专利]井下混相热流体发生器及其使用方法

说明书

技术领域

本发明为一种井下混相热流体发生器及其使用方法，涉及石油天然气开采领域。

背景技术

目前开采稠油的技术主要是热力开采，热力开采的方式主要有蒸汽吞吐和蒸汽驱两种方法。这两种方法均需在地面建设蒸汽站锅炉，通过管线将高温高压蒸汽输入井下，将地下高粘度的石油采出。这两种方法的主要缺点有：

1.热损耗大。它的热损耗主要有：蒸汽站锅炉和烟囱排放产生的热损失约占20％，蒸汽站至井口产生的热损失约占3％—20％(平均13％)，尽管在井筒内采取了许多隔热措施，注蒸汽过程中井口至油层产生的热损失约占30％—40％之间，造成了巨大的能源浪费；为了减少环境污染和井口至油层的热损耗，美国石油工业规定在井深超过2500英尺(762米)时就不允许使用以上方式；但是全球95％的稠油储藏都在2500英尺以下的地下；因此传统的蒸汽吞吐和蒸汽驱方法对稠油的开采有着很大的局限性。

2.开采深度受限。由于注蒸汽过程中热损失比较大，地面注蒸汽热采技术在深度上受到限制，随着油层深度的增加，注入油层内的蒸汽干度随之下降，个别极深地层作业时，地面蒸汽到油层时由于热损失已经转化为热水，极大的增加了注蒸汽采油的难度。

3.开采周期长。蒸汽吞吐法的一个闷井周期通常在2—7天，整个开采周期在15天左右，且不能连续生产，需要反复地注汽闷井，生产效率不高；蒸汽驱虽然可以进行连续开采，但是注入蒸汽的周期仍较长。

4.整个设备的可移动性差。蒸汽站锅炉的安装，需在地面上建造安装基础，蒸汽站锅炉建立后难以移动，由于地面蒸汽产生设备庞大，在海上油田和一些边际受限制的井场应用受到限制，因此难以适应不同油田现场的要求。

5.环境污染严重。蒸汽站锅炉排放的烟气，含有大量的硫化物、氮氧化物、颗粒物等污染物，不仅会带来大量的热损失，且对环境污染较大。

6.井筒坍塌隐患。部分地层包含介于地表和油层之间的永久冻土带，或油层处于温度较低的海底，由地表注入的热气体可能会使套管及套管外壁地层增温，从而导致永久冻土带融化或使海底沉淀物中的气体水化层融化，使得融化部位的地层膨胀，可能导致井筒坍塌。

针对现有技术中稠油热采方法的不足，本发明的目的在于提供一种应用简便、适应性强的井下混相热流体发生器，以实现在目前稠油热采技术基础上提高稠油油藏采收率。

发明内容

本发明实施例涉及一种井下混相热流体发生器及其使用方法，井下混相热流体发生器由顶部连接组件、燃烧组件、汽化组件、螺旋增压组件和喷射组件组成，井下混相热流体发生器可以增加不同类型油藏的原油、天然气采收率。使用方法可以包括将一种或多种流体供应到发生器内部，在其内部燃料和氧化剂燃烧形成燃烧产物，并将水喷入燃烧产物中，形成混相热流体，通过螺旋增压组件和喷射组件将混相热流体注入至油藏中，从而提高原油、天然气采收率。

本发明实施例的有益效果在于：1)本发明通过向井下混相热流体发生器提供氧化剂、燃料和冷却水，在井下形成混相燃烧生成混相热流体，并随之注入油层中，混相热流体中的高温蒸汽和二氧化碳可以起到降低原油粘度、增加其流动性的作用，并对原油改质，减少原油中重质、胶质、沥青质含量，使其更易于被采出，从而提高原油、天然气采收率；2)本发明采油方法相对于蒸汽驱采油方法减少了井筒热损失以及蒸汽对井筒的腐蚀，且工作时无燃烧尾气排放，减少环境污染；3)本发明相对于火烧油层采油方法，减少地面设施的体积，并且本方法相较火烧油层应用更为灵活，可适应不同地质条件的油藏，且在采油过程中可以随时停注进行调整措施作业，而火烧油层采油方法停止注气后恢复注气需要重新进行地下点火操作；4)本方法可以应用于传统采油方法难以动用的稠油、超稠油油藏一次采油或三次采油。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例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为井下混相热流体发生器结构示意图。

图2为顶部连接组件上部分示意图。

图3为供给接口表面示意图。

图4为燃烧组件示意图。

图5为燃烧室示意图。

图6为内部燃料供给系统示意图。

图7为汽化组件示意图。

图8为汽化室示意图。

图9为螺旋增压组件示意图。