一种海上稠油热采井注汽采油一体举升装置及其作业方法
技术领域
本发明涉及油田开采技术领域，具体的说，是涉及一种海上稠油热采井注汽采油一体举升装置及其作业方法。
背景技术
海上稠油油田热采主要采用多元热流体和蒸汽吞吐两种热力采油工艺方式，主要是通过注热方式提高油层的温度进一步降低地层原油粘度，改善地层原油的流动性。现在海上油田实际生产时常采用的多元热流体和蒸汽吞吐两种热力注采工艺流程基本一致，且两种均采用注热工艺管柱和生产工艺管柱分开方式，即先下入注热工艺管柱注汽，注热完毕后关井焖井放喷生产，转入人工举升时需先洗压井起出注热管柱，然后下入生产管柱进行举升采油。第一周期结束后转入下一轮次注热时，需要起出生产管柱，重新下入注热管柱进行第二轮次的注汽、焖井、放喷、洗压井、下泵举升生产。
海上油田实际生产时将注汽和生产管柱分为两趟下入，具有结构简单性能可靠的优点，但也存在诸多问题：1、放喷后不能尽快转抽，缩短高峰产油期；2、动管柱检泵作业，降低生产时效，减少油井产量；3、洗压井对油层冷伤害，降低油层加热效果；4、洗压井液与地层流体岩石的不配伍性会污染油层；5、两趟动管柱作业，整体修井作业成本高。现有公开专利CN204252964U，专利名称为《一种海上热采注汽和生产一体化管柱》，该专利指出：注汽和生产一体化管柱采用海上常用的Y型管柱结构，注汽时通过Y接头第二通道(无堵塞器，高温电泵机组上配有单流阀)注汽，举升生产时通过投堵塞器方式封堵Y接头第二通道，利用高温电泵机组举升生产。该专利采用的一体化管柱问题为：海上稠油热采井注汽温度高达370℃，焖井及放喷生产初期瞬间温度高于250℃，而目前国内外耐高温电泵机组耐温最高为180℃-210℃，注汽阶段和焖井及放喷生产初期耐高温电泵机组因温度过高而损坏，导致该种注采一体工艺可靠性不高。
近年来陆地油田无杆泵举升技术发展较快：CN200580033880.1、CN200410050431.5及CN201611227289.6等专利公开了一种直线电机往复举升装置和控制方法，该举升技术解决了管杆偏磨的难题，特别适用于低液量油井举升，但该技术需要设置井下动力电缆给井下电机供电(动力电缆最高耐温180-210℃)，耐高温井况该工艺可靠性不高。CN102758602A、CN203892167U及CN203892166U等专利公开一种用于煤层气井无杆泵液压驱动排采装置及系统，该举升技术利用液压油泵在电机的带动下给液压注水泵供油，液压注水泵上下往复运动，将水箱内的水定量注入液控阀内，液压油泵电机通过变频器实现调速，从而达到调节液压注水泵的排量调节。该技术通过液压驱动往复泵上行时压缩上换向弹簧，下行时利用上换向弹簧的压缩能驱动往复泵下行运动，在大斜度井中工作弹簧工作疲劳情况下下行运动很难完成，这一点在现场应用提井检泵时时常发现。与此同时该专利未设置井下安全控制装置和缺少/不具备注入采出一体化功能。
现陆地油田的稠油热采井基本都采用注汽采油一体举升工艺。基本采用“有杆泵举升+隔热油管+封隔器”的工艺方式。专利CN107630680A，专利名称为《全金属螺杆泵稠油注采一体装置》，该专利指出：一方面不需要频繁作业施工，注汽时不需要上提和下放整个或者部分全金属螺杆泵，降低了作业成本，也减少了作业造成的安全事故的发生概率；另一方面注汽灵活，不需要一次性向地层注入大量的高温高压蒸汽，降低了由于一次性注入蒸汽的压力过大造成的安全隐患。专利CN107989584A，专利名称为《水平井注采一体化装置及方法》，该专利实现了一套管柱进行水平井注汽和生产，在注汽和生产阶段都能够缓解水平井动用不均的矛盾。实现了各段蒸汽流量的等干度分配，确保蒸汽分配的热焓比与蒸汽流量比相匹配，实现水平段油层的均衡动用，有利于水平井开发效果的改善和采出程度的提高。但由于海上油田受平台空间的限制，无法采用陆地油田常用的地面占据空间大的“有杆泵举升(金属螺杆泵/柱塞泵)+隔热油管+封隔器”工艺方式。所以设计一种地面占地空间小、井下举升设备耐高温(370℃)、适用于大斜度井(泵挂位置井斜角可达85°)、实现注汽采油一体的举升工艺技术是海上稠油油田热采举升的迫切需求。
发明内容
本发明要解决的是海上稠油油田热采井注汽采油过程存在生产时效低、对油层造成冷伤害及两趟作业修井作业成本高等技术问题。提供了一种海上稠油热采井注汽采油一体举升装置及其作业方法。该装置利用地面高压泵通过高压动力管道将动力输送至井下，驱动液压驱动缸和注汽采油一体泵往复运动并完成上下冲程运动。该装置井下工具均设置为全金属材质，具有耐高温特点。该方法用于稠油热采注汽、焖井、放喷和举升四个阶段只需要一趟管柱下入，实现了注汽和生产一体化。在稠油热采井举升方面具有安全可靠等技术优势。
为了解决上述技术问题，本发明通过以下的技术方案予以实现：
一种海上稠油热采井注汽采油一体举升装置，包括隔热油管、动力管和液力驱动往复泵；
生产套管内部设置有隔热油管，所述隔热油管和所述生产套管之间的环形空间安装有过线缆封隔器，所述隔热油管下部设置有测压/测温装置和高温深井安全阀；所述隔热油管下端穿过顶部封隔器并深入至油层防砂段内；
所述隔热油管内设置有动力管和液力往复泵，所述动力管由上至下设置有坐落接头、生产滑套、泄油阀和高温井下对接装置；所述动力管下端通过高温井下对接装置与液力往复泵相连接；
所述液力驱动往复泵包括上缸体、下缸体、定位密封和往复柱塞，所述隔热油管中部设有工作筒，所述液力驱动往复泵通过定位密封坐封于所述工作筒中，所述上缸体、下缸体相连通，其内部设置有一往复柱塞，所述上缸体下端设置有通孔，使上缸体内由往复柱塞分隔出的下方环空区域与所述工作筒上方隔热油管与动力管、上缸体之间的环空相连通，上述连通空间内填充有高压动力液；所述下缸体底部设置有固定阀，所述往复柱塞沿竖直方向上设置有2个游动阀。
在上述技术方案中，所述过线缆封隔器用于有效封隔油套环形空间。
在上述技术方案中，所述坐落接头位于所述过线缆封隔器下方，用于坐封所述过线缆封隔器。
在上述技术方案中，所述生产滑套用于修井作业提出所述动力管后进行循环洗井作业，以确保所述隔热油管内无或者少量存有原油，确保上提所述油管时修井甲板无原油污染。
在上述技术方案中，所述泄油阀用于修井作业时将泄油阀强行打开，依靠重力作业排泄掉所述泄油阀上方所述动力管内的井液。
在上述技术方案中，所述高温井下对接装置用于实现所述液力往复泵和所述动力管的井下作业对接。
在上述技术方案中，所述高温深井安全阀用于封隔下入深度深(＞1000m)和井筒高温高(370℃)条件下所述隔热油管通道的有效封隔。
在上述技术方案中，所述测压/测温装置用于注汽采油阶段井下温度、压力测试，所述测压/测温装置通过所述钢管电缆与地面控制设备连接。
一种海上稠油热采井注汽采油一体举升装置的作业方法，包括注汽、焖井、放喷和举升四个阶段，包括以下步骤：
步骤一，注汽阶段：上提所述动力管将所述定位密封和所述工作筒解封，此时打开注汽通道，所述注热(热流体或热蒸汽)通道依次通过所述隔热油管与所述动力管环形空间、所述定位密封和所述工作筒上提预留通道、下部隔热油管，经过防砂段最终进入储层。所述生产套管与所述隔热油管环形空间用于注N2，所述注N2通道依次通过所述过缆线封隔器和环形空间，其作用用于减少所述注热与地层之间热交换，保障热采效果。注汽完毕后，需下放所述动力管将所述定位密封和所述工作筒坐封，关闭注汽通道，如图2所示。
步骤二，焖井阶段：注热(热流体或热蒸汽)完毕后，关闭地面注热阀门和注N2阀门，保证地面与井筒之间完全关闭隔离，进行井下焖井。
步骤三，放喷阶段：待井下焖井时间达到油藏工艺要求时，因注热可大幅度降低地层原油粘度且地层压力大幅度高，当打开地面生产油嘴时可实现自喷生产。放喷阶段一般表现为自喷初期产液量高，随着自喷时间的延长，产液量下降，井口油压下降，井口温度下降。当不能自喷时需转入举升阶段生产。
步骤四：举升阶段：举升阶段主要包括两个过程，即往复柱塞上行和往复柱塞下行，具体工艺方法如下：
①往复柱塞上行时：利用地面设置的高压动力源，通过所述隔热油管与所述动力管环形空间将地面高压液传递至所述液力往复泵，驱动往复柱塞上行至上顶点结束上行程，如图3所示。
此时所述游动阀受所述动力管内所述游动阀以上液柱压力作用而关闭，并排除活塞冲程一段液体。所述固定阀由于下缸体内压力下降，被下缸体下方液柱压力打开，井内液体流入所述下缸体内，充满往复柱塞上行所让出的空间。
②往复柱塞下行时：关闭高压动力源，利用地面设置的蓄能器将蓄能后的产出液反馈并作用到动力管内，产生的反作用力通过所述动力管传递至所述液力往复泵，驱动所述往复柱塞下行至下顶点结束下行程，如图4所示。
此时所述隔热油管与所述动力管环形空间高压液泄压，由于下缸体内液柱受压，内部压力增高，使固定阀关闭。在往复柱塞继续下行过程中，下缸体内压力持续升高，当下缸体内压力超过动力管内液柱压力时所述游动阀被打开，井液从下缸体内经过往复柱塞上行进入往复柱塞上方的动力管内。
在完成一个冲程中，所述液力往复泵完成一次进液和一次抽排，往复柱塞不断上下运动，所述游动阀和所述固定阀不断交替关闭和打开，井液不断进入所述液力往复泵，从而上行进入所述动力管，最终举升至地面。
本发明的有益效果是：
1)本发明的海上稠油热采井注汽采油一体举升装置，利用过线缆封隔器和高温深井安全阀分别有效封隔油套环形空间和隔热油管流动通道，以确保海上作业安全。
2)本发明的海上稠油热采井注汽采油一体举升装置，利用蓄能后的产出液反馈作用力驱动液压驱动缸的柱塞下行，该技术点的设计可确保该工艺适用于海上大斜度井和水平井举升(适用井斜角范围：0-90°)，优于现海上稠油热采井高温电泵举升(适用井斜角范围：0-65°)。
3)本发明的海上稠油热采井注汽采油一体举升装置，所采用的井下工具均设置为全金属材质，具有耐高温特点，在稠油热采井举升方面具有安全可靠等技术优势。
4)本发明的海上稠油热采井注汽采油一体举升装置的作业方法，该方法实现一趟管柱注汽、焖井、放喷和举升生产，可有效避免了洗压井对油层冷伤害，放喷后及时转抽，增加高峰采油期，提高生产时效。
5)本发明的海上稠油热采井注汽采油一体举升装置的作业方法，首次实现了海上油田稠油热采井的注汽和生产一体化。减少海上动管柱检泵作业高昂作业费用，提高稠油热采开发效益。
附图说明
图1是本发明所提供的海上稠油热采井注汽采油一体举升装置的结构示意图。
图2是本发明所提供的海上稠油热采井注汽采油一体举升装置注汽状态结构示意图。
图3是本发明所提供的海上稠油热采井注汽采油一体举升装置举升状态上行程结构示意图。
图4是本发明所提供的海上稠油热采井注汽采油一体举升装置举升状态下行程结构示意图。
图5是本发明所提供的往复柱塞的结构示意图。
附图标注：1、过线缆封隔器；2、坐落接头；3、生产滑套；4、生产套管；5、液控管线；6、动力管；7、隔热油管；8、泄油阀；9、高温井下对接装置；10、上缸体；11、往复柱塞；12、定位密封；13、工作筒；14、游动阀；15、下缸体；16、固定阀；17、钢管电缆；18、测压/测温装置；19、高温深井安全阀；20、顶部封隔器；21、防砂段。
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，可以根据以上附图获得其他的相关附图。
具体实施方式
为能进一步了解本发明的发明内容、特点及效果，兹例举以下实施例，并配合附图详细说明如下：
实施例
如图1所示，本发明首先提供了海上稠油热采井注汽采油一体举升装置，该装置设置在套管内，包括过线缆封隔器1、坐落接头2、生产滑套3、生产套管4、液控管线5、动力管6、隔热油管7、泄油阀8、高温井下对接装置9、上缸体10、往复柱塞11、定位密封12、工作筒13、游动阀14、下缸体15、固定阀16、钢管电缆17、测压/测温装置18、高温深井安全阀19、顶部封隔器20、防砂段21。
生产套管3内部设置有隔热油管7，隔热油管7和生产套管3之间的环形空间安装有过线缆封隔器1，隔热油管7内设置有动力管6，动力管6串接安装有泄油阀8和高温井下对接装置9，隔热油管7串接安装有坐落接头2和生产滑套3。
隔热油管7和动力管6上端与井口连接，隔热油管7和动力管6下端与液力往复泵连接；
所述液力驱动往复泵包括上缸体10、下缸体14、定位密封12和往复柱塞11，所述隔热油管7中部设有工作筒13，所述液力驱动往复泵通过定位密封12坐封于所述工作筒13中，所述上缸体10、下缸体14相连通，其内部设置有一往复柱塞11，所述上缸体10下端设置有通孔，使上缸体10内由往复柱塞11分隔出的下方环空区域与所述工作筒13上方隔热油管7与动力管6、上缸体10之间的环空相连通，上述连通空间内填充有高压动力液；所述下缸体15底部设置有固定阀16，所述往复柱塞11沿竖直方向上设置有2个游动阀14。
液力往复泵下方设置的隔热油管7串接安装有测压/测温装置18和高温深井安全阀19。液力往复泵下方设置的隔热油管7穿过顶部封隔器20并深入至油层防砂段21内。
隔热油管7和生产套管3之间的环形空间安装有过线缆封隔器1，过线缆封隔器1用于有效封隔油套环形空间。坐落接头2位于过线缆封隔器1下方，坐落接头2用于坐封过线缆封隔器1。
泄油阀8用于修井作业时将泄油阀强行打开，依靠重力作业排泄掉泄油阀8上方动力管内6的井液。高温井下对接装置9用于实现液力往复泵10和动力管6的对接。
生产滑套3用于修井作业提出动力管6后进行循环洗井作业，以确保隔热油管7内无或者少量存有原油，确保上提油管时修井甲板无原油污染。
高温深井安全阀19用于封隔下入深度(＞1000m)和井筒高温(370℃)条件下隔热油管7通道的有效封隔。高温深井安全阀19上方设置有测压/测温装置18，测压/测温装置18用于注汽采油阶段井下温度、压力测试，测压/测温装置18通过钢管电缆17与地面控制设备连接。
如图2，图3和图4所示，本发明提供还提供了一种海上稠油热采井注汽采油一体举升装置的作业方法，包括注汽、焖井、放喷和举升四个阶段，具体包括以下步骤：
步骤一，注汽阶段：上提所述动力管6将所述定位密封12和所述工作筒13解封，此时打开注汽通道，所述注热(热流体或热蒸汽)通道依次通过所述隔热油管7与所述动力管6环形空间、所述定位密封12和所述工作筒13上提预留通道、下部隔热油管7，经过防砂段21最终进入储层。所述生产套管3与所述隔热油管7环形空间用于注N2，所述注N2通道依次通过所述过缆线封隔器1和环形空间，其作用用于减少所述注热与地层之间热交换，保障热采效果。注汽完毕后，需下放所述动力管6将所述定位密封12和所述工作筒13坐封，关闭注汽通道，如图2所示。
步骤二，焖井阶段：注热(热流体或热蒸汽)完毕后，关闭地面注热阀门和注N2阀门，保证地面与井筒之间完全关闭隔离，进行井下焖井。
步骤三，放喷阶段：待井下焖井时间达到油藏工艺要求时，因注热可大幅度降低地层原油粘度且地层压力大幅度高，当打开地面生产油嘴时可实现自喷生产。放喷阶段一般表现为自喷初期产液量高，随着自喷时间的延长，产液量下降，井口油压下降，井口温度下降。当不能自喷时需转入举升阶段生产。
步骤四：举升阶段：举升阶段主要包括两个过程，即液力往复泵上行和液力往复泵下行，具体工艺方法如下：
①往复柱塞上行时：利用地面设置的高压动力源，通过所述隔热油管7与所述动力管6环形空间将地面高压液传递至所述液力往复泵，驱动往复柱塞11上行至上顶点结束上行程，如图3所示。
此时所述游动阀14受所述动力管6内所述游动阀14以上液柱压力作用而关闭，并排除活塞冲程一段液体。所述固定阀16由于下缸体15内压力下降，被下缸体下方液柱压力打开，井内液体流入所述下缸体15内，充满往复柱塞11上行所让出的空间。
②往复柱塞11下行时：关闭高压动力源，利用地面设置的蓄能器将蓄能后的产出液反馈并作用到动力管内，产生的反作用力通过所述动力管6传递至所述液力往复泵，驱动所述往复柱塞11下行至下顶点结束下行程，如图4所示。
此时所述隔热油管7与所述动力管6环形空间高压液泄压，由于下缸体15内液柱受压，内部压力增高，使固定阀16关闭。在往复柱塞11继续下行过程中，下缸体15内压力持续升高，当下缸体15内压力超过动力管6内液柱压力时所述游动阀14被打开，井液从下缸体15内经过往复柱塞11上行进入往复柱塞11上方的动力管6内。
在完成一个冲程中，所述液力往复泵完成一次进液和一次抽排，往复柱塞11不断上下运动，所述游动阀14和所述固定阀16不断交替关闭和打开，井液不断进入所述液力往复泵11，从而上行进入所述动力管6，最终举升至地面。
上述实施例中的一种海上稠油热采井注汽采油一体举升装置，其施工安装过程如下：
1)下入油层段内包括顶部封隔器22、防砂工具。
2)下入外层管柱：包括依次连接下入高温深井安全阀19，测压/测温装置18，钢管电缆17，液力往复泵10，隔热油管7，生产滑套3，坐落接头2，过线缆封隔器1。
3)打压坐封过线缆封隔器1。
4)下入对接管柱：包括依次下入高温井下对接装置9，泄油阀8，动力管6。
尽管上面结合附图对本发明的优选实施例进行了描述，但是本发明并不局限于上述的具体实施方式，上述的具体实施方式仅仅是示意性的，并不是限制性的，本领域的普通技术人员在本发明的启示下，在不脱离本发明宗旨和权利要求所保护的范围情况下，还可以作出很多形式的具体变换，这些均属于本发明的保护范围之内。
