[实用新型]一种热力采油井注采一体化排砂采油装置

说明书

技术领域

本实用新型涉及一种原油开采装置，尤其是一种稠油、超稠油油藏原油开采的装置。

背景技术

随着油田开发的不断深入，越来越多的低品位储量被逐渐动用。其中，稠油和超稠油油藏所占的比重越来越大。由于受油层胶结方式、油层温度、原油粘度的影响，稠油、超稠油油藏出砂严重，且流动性非常差，甚至不流动。为了提高稠油、超稠油油藏的开发效果，绝大部分稠油、超稠油井采取防砂后蒸汽吞吐的热力采油方法开采，即油井投产时首先向油层中注入一定数量的高温水蒸汽，利用其所携带的热能将油层中稠油、超稠油加温，使其温度升高，粘度降低，流动性增强。然后再采用井筒举升工艺将原油举升至地面。目前所采取的稠油、超稠油热力采油方法存在如下不足：

1、当油井需要注蒸汽时，需要上修井作业，先起出井内的生产管柱，然后下入注蒸气管柱注蒸汽。注汽过程中作业队伍搬走。待油井注蒸汽结束后，需要重新上修井作业，先起出井内的注蒸汽管柱，然后下入生产管柱进行采油生产。所以，油井每个吞吐生产周期需要两次修井作业。

2、修井作业不仅增加了油井的生产成本，减少了油井生产时率，同时，修井作业过程中的入井液体降低了近井地带的温度，给油井造成了冷伤害。

3、由于稠油、超稠油井在生产过程中受原油粘度的影响，井筒磨阻较大，大部分井需要采取井筒降粘措施，增加油井的管理难度和管理费用。

4、油井防砂后增加了地层液体流入井筒的阻力，降低了油井产量，生产费用高，防砂有效期短，井筒工具结构复杂，井筒事故发生的可能性增加。现有的排砂采油工艺不能满足油井注蒸汽条件的要求。

综合上述原因，目前的开采工艺造成了稠油、超稠油生产井修井作业频繁，提高了稠油、超稠油油藏的开采成本，直接影响了稠油、超稠油油藏的开采效果和油田开发的经济效益。

发明内容

本实用新型所要解决的技术问题是，提供一种热力采油井注采一体化排砂采油装置，它能使稠油、超稠油油藏的开采实现注汽、采油两道工序的一体化生产。 

本实用新型是这样实现的，一种热力采油井注采一体化排砂采油装置，它有具备热力补偿作用的井口装置，井口装置上的动力液进口经井口装置内的流道与井筒套管内的井下动力液管相连通，井口装置上的混合液出口经井口装置内的流道与井筒内的井下混合液管相连通，井下动力液管和井下混合液管与的水力喷射泵相连通，水力喷射泵下面连接有单向阀，单向阀下面有热采封隔器，水力喷射泵吸入口位于油层下界或防砂鱼顶的上方；在所述的具备热力补偿作用的井口装置上有双向密封器和补偿管；水力喷射泵筒内的密封部位采用螺纹密封或金属密封。 

采用上述结构的一种热力采油井注采一体化排砂采油装置，高温高压水蒸气经井口装置进入井下动力液管和井下混合液管，进而经井下水力喷射泵工作筒进入稠油、超稠油油层。单向阀和封隔器防止高温高压水蒸气进入套管环形空间，以降低热量损失。由于井口装置对井下动力液管和井下混合液管的热膨胀差异具有热力补偿作用，能够自动消除井下动力液管和井下混合液管受热膨胀产生的应力。水力喷射泵筒能够满足注蒸汽过程中的高温高压的条件，因此，能够保证稠油、超稠油井注蒸汽工艺的正常运行。注汽过程完成后，用动力液将井下水力喷射泵泵芯送入井下泵工作筒内并驱动其工作，水力喷射泵将包含原油、油层出砂、水等的地层液吸入泵内，并与动力液混合形成混合液，混合液经井下混合液管向上送至井口，排出地面，完成原油开采过程。由于单向阀允许套管环空内的液体流到封隔器的下方，因此，在采油过程中可以检测油井的动液面。采油过程完成后，用动力液起出井下水力喷射泵泵芯，转入下一个注蒸气过程。这种采油装置简化了稠油、超稠油、出砂油藏的采油工艺，减少了热力采油井由于吞吐转周期生产所必需的修井作业，降低了生产费用。同时增加了近井地带油层的渗透率，大幅度提高了油井产量，提高了原油开采的整体效益，也解决了稠油、超稠油井生产过程中的井筒降粘问题。

附图说明

图1是本实用新型之一种热力采油井注采一体化排砂采油装置的一种实施例的示意图。

图2是本实用新型之一种热力采油井注采一体化排砂采油装置用于防砂井的实施例的示意图。

图3是本实用新型之一种热力采油井注采一体化排砂采油装置中的动力液正循环方式的水力喷射泵结构的示意图。

图4是本实用新型之一种热力采油井注采一体化排砂采油装置中的动力液反循环方式的水力喷射泵结构的示意图。

图5是本实用新型中的井口装置的热力补偿部分的结构原理图。

具体实施方式

下面结合附图给出的实施例说明本实用新型的具体结构。