CN109854219A - 油页岩对流原位开采循环加热系统及开采方法 - Google Patents
油页岩对流原位开采循环加热系统及开采方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN109854219A CN109854219A CN201910113441.5A CN201910113441A CN109854219A CN 109854219 A CN109854219 A CN 109854219A CN 201910113441 A CN201910113441 A CN 201910113441A CN 109854219 A CN109854219 A CN 109854219A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- well
- inclined shaft
- oil shale
- heated
- heated well
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 239000004058 oil shale Substances 0.000 title claims abstract description 103
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 title claims abstract description 89
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 title claims abstract description 57
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 12
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title description 5
- 208000004350 Strabismus Diseases 0.000 claims abstract description 9
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 123
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 30
- 101100136092 Drosophila melanogaster peng gene Proteins 0.000 claims description 5
- 238000010992 reflux Methods 0.000 claims description 5
- 239000007921 spray Substances 0.000 claims 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 15
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 13
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 11
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 8
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 230000011218 segmentation Effects 0.000 description 3
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 2
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Abstract
本发明公开了一种油页岩对流原位开采循环加热系统，它包括：生产井、加热井和燃烧器，生产井末端位于油页岩下覆地层，生产井,井口设有控制阀，所述的加热井分为加热井、第一斜井和第二斜井，加热井与第一斜井在油页岩层的中下部连通，第一斜井向下斜倾，其末端与生产井的末端相通；其末端与生产井的末端相通；第二斜井的一端在油页岩层上部与加热井相通，另一端向下倾斜，并与生产井相通；燃烧器、套风管、高温高压气体管,管口设在加热井内，高温高压气体管的管口在第二斜井开口的下方，在加热井、第一斜井、生产井、第二斜井内组成实现油页岩对流循环加热系统。
Description
技术领域
本发明属于石油开采技术领域，具体涉及一种油页岩对流原位开采循环加热系统及开采方法。
背景技术
油页岩干馏分为地上干馏和地下干馏两种。虽然地上干馏技术成熟，但是由于工艺本身缺陷的问题，具有很多难以避免的缺点，例如：利用率低、高污染、规模小、成本高、馏炉产生的废渣数量极大，占用大量土地面积，不易回收利用等。
地下干馏指埋藏于地下的油页岩不经开采，直接在地下设法加热干馏，产出的油气被导出到地面上来，冷凝获得页岩油及不凝气。地下干馏也称为原位开采。原位开采不但不需要进行采矿和建设大型的尾气处理设施，而且可开发深层、高厚度的油页岩资源，具有产品质量好、采油率高、占地面积少和环保等优点。国内外许多大公司及研究机构在这方面做了大量的研究，已初见成效。我国300 m 以深的油页岩资源占有相当大的比例，根据传统油页岩干馏技术，尚不能进行开发。在能源日趋紧张的今天，我国有必要在完善传统的地面干馏工艺的基础上，着力发展原位开采技术，为未来油页岩资源开发提供理论和技术储备。
地下开采油页岩主要解决两个个问题：①干酪根必须转化为可流动的石油和天然气。需要在相当大的区域内供给足够的热量，以使高温分解在合理的时间内发生，从而完成该转化过程；②在包含干酪根、可能具有极低渗透性的油页岩中，必须增加渗透性。向地层引入热量的方式有很多种，按照油页岩层受热方式的不同，可分为传导加热、对流加热、辐射加热3类技术。
目前主要利用传导加热方式加热油页岩层的技术主要有壳牌石油公司的地下转化工艺技术(ICP)、美孚石油公司的ElectrofracTM技术和IEP公司的GFC技术。传导加热速度较慢，容易造成大量热量损失，成本较高，且由于油页岩的热膨胀，致使部分裂缝闭合，降低了油页岩的渗透性，而产生的油气压力较低，导致油气回收率较低。
利用对流加热方式加热页岩层的技术主要有太原理工大学的对流加热技术、雪弗龙的Crush技术和EGL技术等。现有对流加热为直排式，热量从生产井井口直接排出，直排式对流加热油页岩速度较快，但不容易控制，由于流体压力的作用，裂缝一般不会闭合，油气的导出速度较快，但容易形成流体的短路即流体流速过快，不与油页岩充分换热就流出地层。热量损失大。
发明内容
本发明目的是为了解决直排式对流加热开采油页岩热量损失大的问题，而提供一种油页岩对流原位开采循环加热系统及开采方法。
一种油页岩对流原位开采循环加热系统，它包括：生产井14、加热井11、第一斜井12、第二斜井13和燃烧器35，生产井14末端位于油页岩下覆地层03，加热井11、生产井14井口设有控制阀42，加热井11与第一斜井12在油页岩层02的中下部连通，第一斜井12向下斜倾，其末端与生产井14的末端相通；第二斜井13的一端在油页岩层02上部与加热井11相通，另一端向下倾斜，并与生产井14相通；
所述的燃烧器35的高温高压气体管5设在加热井11内，其管口设在第二斜井13开口的下方；
所述的加热井11和生产井14内与第二斜井13交汇处设有温度感应器；
所述的高温高压气体管5管口下方，加热井11内壁上设有喉管112；
所述的第二斜井13的直径小于第一斜井12直径；
所述的第一斜井12和第二斜井13的倾斜角度为15-65度；
所述的加热井11为六个，在生产井周围均匀排列；
所述的燃烧器35设在加热井11内，套风管31管口设在第二斜井13开口的下方，燃烧器 的上方；高温高压气体管5设在燃烧器35下方；
所述的套风管31管口，设在加热井11的井口处，燃烧器35设在套风燃烧气体混合室23内，所述的套风燃烧气体混合室23为倒圆台形，顶端有若干个套风通孔232，上沿设有热敏彭胀套211；高温高压气体管5设在套风燃烧气体混合室23下端；所述的套风燃烧气体混合室23设在加热井11内，第二斜井13开口的上方；
所述的套风燃烧气体混合室23内设有圆台形分隔腔231，燃烧器35与套风管31管口通过分隔腔231内分开，分隔腔231上设有套风通孔232。
油页岩对流原位开采循环加热方法，它包括：关闭所有控制阀42，点燃加热井Ⅰ1101的燃烧器35，高温高压气体管5在输送高温高压气体在第二斜井13开口的下方，高速喷 射高温高压气体，第二斜井13回流，重新进入加热井11下段，循环加热；当达到一定压力时，生产井14及加热井11的控制阀42启、闭保持压力，部分气体循环加热，部分气体从控制阀42排出，
所述的生产井14、加热井Ⅰ1101的控制阀42关闭，其它加热井的控制阀42启、闭保持压力；
所述的其它加热井中温度感应器检测到的温度最低的加热井控制阀42启、闭保持压力，其它的加热井控制阀42关闭；
熄灭加热井Ⅰ1101的燃烧器35，点燃加热井Ⅱ1102，重复以上步骤；以此类推。
本发明公开了一种油页岩对流原位开采循环加热系统，它包括：生产井14、加热井11和燃烧器35，生产井14末端位于油页岩下覆地层03，生产井14井口设有控制阀42，所述的加热井11分为加热井11、第一斜井12和第二斜井13，加热井11与第一斜井12在油页岩层02的中下部连通，第一斜井12向下斜倾，其末端与生产井14的末端相通；其末端与生产井14的末端相通；第二斜井13的一端在油页岩层02上部与加热井11相通，另一端向下倾斜，并与生产井14相通；燃烧器35、套风管31、高温高压气体管5管口设在加热井11内，高温高压气体管5的管口在第二斜井13开口的下方，在加热井11、第一斜井12、生产井14、第二斜井13内组成实现油页岩对流循环加热系统。
附图说明
图1是本发明一种油页岩对流原位开采循环加热系统的布局的立体示意图；
图2是本发明一种油页岩对流原位开采循环加热系统的第一种剖面立体示意图；
图3是本发明一种油页岩对流原位开采循环加热系统的第一种剖面放大立体示意图；
图4是本发明一种油页岩对流原位开采循环加热系统的第二种剖面立体示意图；
图5是本发明一种油页岩对流原位开采循环加热系统的第二种剖面放大立体示意图；
图6是本发明一种油页岩对流原位开采循环加热系统的第三种剖面立体示意图；
图7是本发明一种油页岩对流原位开采循环加热系统的第三种剖面放大立体示意图；
图8是本发明一种油页岩对流原位开采循环加热系统的套风燃烧气体混合室放大立体示意图；
图9是本发明一种油页岩对流原位开采循环加热系统的第四种剖面立体示意图；
图10是本发明一种油页岩对流原位开采循环加热系统的第四种剖面放大立体示意图；
图11是本发明一种油页岩对流原位开采循环加热系统的带热敏彭胀套的套风燃烧气体混合室的放大立体示意图；
图12是本发明一种油页岩对流原位开采循环加热系统的第五种剖面立体示意图；
图13是本发明一种油页岩对流原位开采循环加热系统的第五种剖面放大立体示意图；
图14是本发明一种油页岩对流原位开采循环加热系统的第六种剖面立体示意图；
图15是本发明一种油页岩对流原位开采循环加热系统的第六种剖面放大立体示意图；
图中：上覆地层01；油页岩层02；下覆地层03；
加热井11包括：加热井Ⅰ1101、加热井Ⅱ1102、加热井Ⅲ1103、加热井Ⅳ1104、加热井Ⅴ1105、加热井Ⅵ1106；
第一斜井12包括：第一斜井Ⅱ1202、第一斜井Ⅲ1203、第一斜井Ⅳ1204、第一斜井Ⅴ1205、第一斜井Ⅵ1206；
第二斜井13包括：第二斜井Ⅰ1301、第二斜井Ⅱ1302、第二斜井Ⅲ1303、第二斜井Ⅳ1304、第二斜井Ⅴ1305、第二斜井Ⅵ1306。
具体实施方式：
实施例1一种油页岩对流原位开采循环加热系统
请参见图1至图3，一种油页岩对流原位开采循环加热系统，它包括：生产井14、加热井11、第一斜井12、第二斜井13和燃烧器35，生产井14末端位于油页岩下覆地层03，生产井14井口设有控制阀42，加热井11与第一斜井12在油页岩层02的中下部连通，第一斜井12向下斜倾，其末端与生产井14的末端相通；第二斜井13的一端在油页岩层02上部与加热井11相通，另一端向下倾斜，并与生产井14相通；
所述的燃烧器35设在地面，燃烧器35的高温高压气体管5设在加热井11内，高温高压气体管5管口设在第二斜井13开口的下方；
所述的加热井11和生产井14内与第二斜井13交汇处设有温度感应器；
所述的生产井上端还设有压力检测器41、采油管43；
所述的第二斜井13的直径小于第一斜井12直径；
所述的第一斜井12和第二斜井13的倾斜角度范围在15-65度。
实施例2一种油页岩对流原位开采循环加热系统
请参见图4和图5，一种油页岩对流原位开采循环加热系统，它包括：生产井14、加热井11、第一斜井12、第二斜井13和燃烧器35，生产井14末端位于油页岩下覆地层03，生产井14井口设有控制阀42，加热井11与第一斜井12在油页岩层02的中下部连通，第一斜井12向下斜倾，其末端与生产井14的末端相通；第二斜井13的一端在油页岩层02上部与加热井11相通，另一端向下倾斜，并与生产井14相通；
所述的加热井11设有套风管31、隔离套管34、燃烧器35、套风燃烧气体混合室23，可燃气体管和助燃气体管设在隔离套管34内，燃烧器35设在套风燃烧气体混合室23内，套风燃烧气体混合室23设有套风管口，套风燃烧气体混合室23下端设有高温高压气体管5；
所述的高温高压气体管5的管口在第二斜井13开口的下方；
所述的生产井上端还设有压力检测器41、采油管43；
所述的第二斜井13的直径小于第一斜井12直径；
所述的加热井11为六个，分别为加热井Ⅰ1101、加热井Ⅱ1102、加热井Ⅲ1103、加热井Ⅳ1104、加热井Ⅴ1105、加热井Ⅵ1106；以一个生产井14为中心，呈六边形阵列设置；两组以上六边形阵列开采时，六边形的公共边的共用加热井11中只设置一侧斜井。
实施例3一种油页岩对流原位开采循环加热系统
请参见图6至图8，一种油页岩对流原位开采循环加热系统，它包括：生产井14、加热井11、第一斜井12、第二斜井13和燃烧器35，生产井14末端位于油页岩下覆地层03，生产井14井口设有控制阀42，加热井11与第一斜井12在油页岩层02的中下部连通，第一斜井12向下斜倾，其末端与生产井14的末端相通；第二斜井13的一端在油页岩层02上部与加热井11相通，另一端向下倾斜，并与生产井14相通；
所述的加热井11设有套风管31、隔离套管34、燃烧器35、套风燃烧气体混合室23，可燃气体管和助燃气体管设在隔离套管34内，燃烧器35设在套风燃烧气体混合室23内，套风燃烧气体混合室23设有套风管口，套风燃烧气体混合室23下端设有高温高压气体管5；
所述的高温高压气体管5的管口在第二斜井13开口的下方；
所述的高温高压气体管5下方的加热井11内壁上还设有喉管112；
所述的套风燃烧气体混合室23为倒圆台形；
所述的套风燃烧气体混合室23内设有圆台形分隔腔231，燃烧器35与套风管31管口通过分隔腔231内分开，分隔腔231上设有套风通孔232；
所述的生产井上端还设有压力检测器41、采油管43；
所述的第二斜井13的直径小于第一斜井12直径；
所述的加热井11为六个，分别为加热井Ⅰ1101、加热井Ⅱ1102、加热井Ⅲ1103、加热井Ⅳ1104、加热井Ⅴ1105、加热井Ⅵ1106；以一个生产井14为中心，呈六边形阵列设置；两组以上六边形阵列开采时，六边形的公共边的共用加热井11中只设置一侧斜井。
实施例4一种油页岩对流原位开采循环加热系统
请参见图9至图11，一种油页岩对流原位开采循环加热系统，它包括：生产井14、加热井11、第一斜井12、第二斜井13和燃烧器35，生产井14末端位于油页岩下覆地层03，生产井14井口设有控制阀42，加热井11与第一斜井12在油页岩层02的中下部连通，第一斜井12向下斜倾，其末端与生产井14的末端相通；第二斜井13的一端在油页岩层02上部与加热井11相通，另一端向下倾斜，并与生产井14相通；
所述的加热井11设有套风管31、隔离套管34、燃烧器35、套风燃烧气体混合室23，可燃气体管和助燃气体管设在隔离套管34内，燃烧器35设在套风燃烧气体混合室23内，套风燃烧气体混合室23设有套风管口；套风燃烧气体混合室23设有若干个套风通孔232，上沿设有热敏彭胀套211；套风燃烧气体混合室23下端设有高温高压气体管5；
所述的高温高压气体管5的管口在第二斜井13开口的下方；
所述的套风燃烧气体混合室23为倒圆台形；
所述的高温高压气体管5下方的加热井11内壁上还设有喉管112；
所述的生产井上端还设有压力检测器41、采油管43；
所述的第二斜井13的直径小于第一斜井12直径；
所述的加热井11为六个，分别为加热井Ⅰ1101、加热井Ⅱ1102、加热井Ⅲ1103、加热井Ⅳ1104、加热井Ⅴ1105、加热井Ⅵ1106；以一个生产井14为中心，呈六边形阵列设置；两组以上六边形阵列开采时，六边形的公共边的共用加热井11中只设置一侧斜井。
实施例5一种油页岩对流原位开采循环加热系统
请参见图12至图13，一种油页岩对流原位开采循环加热系统，它包括：生产井14、加热井11、第一斜井12、第二斜井13和燃烧器35，生产井14末端位于油页岩下覆地层03，生产井14井口设有控制阀42，加热井11与第一斜井12在油页岩层02的中下部连通，第一斜井12向下斜倾，其末端与生产井14的末端相通；第二斜井13的一端在油页岩层02上部与加热井11相通，另一端向下倾斜，并与生产井14相通；
所述的加热井11设有套风管31、隔离套管34、燃烧器35、套风燃烧气体混合室23，可燃气体管和助燃气体管设在隔离套管34内，燃烧器35设在套风燃烧气体混合室23内，套风燃烧气体混合室23设有套风管口，套风燃烧气体混合室23下端设有高温高压气体管5；
所述的高温高压气体管5的管口在第二斜井13开口的下方；
所述的套风燃烧气体混合室23为倒圆台形；
所述的高温高压气体管5下方的加热井11内壁上还设有喉管112；
所述的套风燃烧气体混合室23内设有圆台形分隔腔231，燃烧器35与套风管31管口通过分隔腔231内分开，分隔腔231上设有套风通孔232；
所述的高温高压气体管5下方的加热井11内壁上还设有喉管112；
所述的加热井11上端还设有控制阀42；
所述的生产井上端还设有压力检测器41、采油管43；
所述的第二斜井13的直径小于第一斜井12直径；
所述的加热井11为六个，分别为加热井Ⅰ1101、加热井Ⅱ1102、加热井Ⅲ1103、加热井Ⅳ1104、加热井Ⅴ1105、加热井Ⅵ1106；以一个生产井14为中心，呈六边形阵列设置；两组以上六边形阵列开采时，六边形的公共边的共用加热井11中只设置一侧斜井。
实施例6一种油页岩对流原位开采循环加热系统
请参见图14至图15，一种油页岩对流原位开采循环加热系统，它包括：生产井14、加热井11、第一斜井12、第二斜井13和燃烧器35，生产井14末端位于油页岩下覆地层03，生产井14井口设有控制阀42，加热井11与第一斜井12在油页岩层02的中下部连通，第一斜井12向下斜倾，其末端与生产井14的末端相通；第二斜井13的一端在油页岩层02上部与加热井11相通，另一端向下倾斜，并与生产井14相通；
所述的加热井11设有套风管31、隔离套管34，套风管31管口设在井口上，隔离套管34内设有可燃气体管32，可燃气体管32下端接有燃烧器35，燃烧器35的喷火嘴上设有套风燃烧气体混合室23，所述的套风燃烧气体混合室23为倒圆台形，设有若干个套风通孔232，上沿设有热敏彭胀套211；下部设有高温高压气体管5，高温高压气体管5的管口设在第二斜井13开口的下方；
所述的高温高压气体管5下方的加热井11内壁上还设有喉管112；
所述的加热井11上端还设有控制阀42；
所述的生产井上端还设有压力检测器41、采油管43；
所述的第二斜井13的直径小于第一斜井12直径；
所述的加热井11为六个，分别为加热井Ⅰ1101、加热井Ⅱ1102、加热井Ⅲ1103、加热井Ⅳ1104、加热井Ⅴ1105、加热井Ⅵ1106；以一个生产井14为中心，呈六边形阵列设置；两组以上六边形阵列开采时，六边形的公共边的共用加热井11中只设置一侧斜井。
实施例7一种油页岩对流原位开采循环加热系统的整体循环方式
如实施例1至4所述的一种油页岩对流原位开采循环加热系统，其中一种循环加热方式是整体循环系统，其包括加热井11、第一斜井12、生产井14、第二斜井13，具体为加热井11内高温高压气体管5的管口向下注入高温气体，高温气体流通到第一斜井12，高温气体通过第一斜井12后，到达生产井14下端，高温气体自然上升，并分别流动到生产井14上端和第二斜井13中，流动到生产井14的高温气体通过控制阀42释放；流动到第二斜井13中的高温气体，在高温气体管5的负吸作用下，使高温气体回流至加热井11内；
其循环可分为6个区域组成，分别为：
第一加热区域包括：加热井Ⅰ1101、第一斜井Ⅰ1201、生产井14、第二斜井Ⅰ1301；
第二加热区域包括：加热井Ⅱ1102、第一斜井Ⅱ1202、生产井14、第二斜井Ⅱ1302；
第三加热区域包括：加热井Ⅲ1103、第一斜井Ⅲ1203、生产井14、第二斜井Ⅲ1303；
第四加热区域包括：加热井Ⅳ1104、第一斜井Ⅳ1204、生产井14、第二斜井Ⅳ1304；
第五加热区域包括：加热井Ⅴ1105、第一斜井Ⅴ1205、生产井14、第二斜井Ⅴ1305；
第六加热区域包括：加热井Ⅵ1106、第一斜井Ⅵ1206、生产井14、第二斜井Ⅵ1306；
每六个加热井11相对于一个生产井14为中心，六边形阵列设置加热井11；6个加热循环区域同时工作情况下，在油页岩层02内形成热辐射面。
实施例8一种油页岩对流原位开采循环加热系统的分段循环方式
如实施例5和6所述的一种油页岩对流原位开采循环加热系统，另一种循环加热方式是可分段式循环系统，其包括：加热井11、第一斜井12、生产井14、第二斜井13，分段式循环系统的加热井11上端还设有控制阀42；生产井上端设有压力检测器41、采油管43、控制阀42；
区域分段加热循环：
其他区域分段加热循环均为关闭其中五个加热井的控制阀42及其内部的燃烧器35的燃烧加热系统；打开一个加热井内部的燃烧器35的燃烧加热系统，具体为加热井11内高温高压气体管5的管口向下注入高温气体，高温气体流通到第一斜井12，高温气体通过第一斜井12后，到达生产井14下端，高温气体自然上升，并分别流动到生产井14上端和第二斜井13中，流动到生产井14的高温气体通过控制阀42释放；流动到第二斜井13中的高温气体，在高温气体管5的负吸作用下，使高温气体回流至加热井11内；回流温度接近高压气体管5出口温度时，加热下个区段；
示例：
关闭加热井Ⅱ1102、加热井Ⅲ1103、加热井Ⅳ1104、加热井Ⅴ1105、加热井Ⅵ1106上端的控制阀42及其内部的燃烧器35的燃烧加热系统，并减少套风管31的送风量；打开加热井Ⅰ1101内部的燃烧器35的燃烧加热系统，加热井Ⅰ1101内高温高压气体管5的管口向下注入高温气体，高温气体流通到第一斜井Ⅰ1201，高温气体通过第一斜井Ⅰ1201后，到达生产井14下端，高温气体上升，并分别流动到生产井14上端和第二斜井Ⅰ1301中，流动到生产井14的高温气体通过控制阀42释放；流动到第二斜井13中的高温气体，在加热井Ⅰ1101内的高温气体管5负吸作用下，使高温气体回流至加热井Ⅰ1101内。
实施例9一种油页岩对流原位开采循环加热系统的分组循环方式
如实施例5和6所述的一种油页岩对流原位开采循环加热系统，另一种循环加热方式是可分组式循环系统，其包括：加热井11、第一斜井12、生产井14、第二斜井13，分段式循环系统的加热井11上端还设有控制阀42；生产井上端设有压力检测器41、采油管43、控制阀42；
区域分组加热循环：
其他区域分段加热循环仅保留一组加热井的内部的燃烧器35及其的燃烧加热系统，并关闭生产井14上端的控制阀42；启动加热井内部的燃烧器35的燃烧加热系统，并开启另一侧加热井11上端的控制阀42，具体为加热井11内高温高压气体管5的管口向下注入高温气体，高温气体流通到第一斜井12，高温气体通过第一斜井12后，到达生产井14下端，高温气体自然上升，并分别流动到生产井14和另一侧的第一斜井12中，流动到另一侧加热井11的高温气体通过控制阀42释放；流动到另一侧加热井11的高温气体通过另一侧第二斜井13在加热井11中的高温气体管5的负吸作用下，使高温气体回流至加热井11内；回流温度接近高压气体管5出口温度时，更换开启另一侧加热井11上端的控制阀42；
示例：
先关闭生产井14的控制阀42；打开加热井Ⅵ1106内部的燃烧器35的燃烧加热系统和加热井Ⅲ1103上端的控制阀42，加热井Ⅵ1106内高温高压气体管5的管口向下注入高温气体，高温气体流通到第一斜井Ⅵ1206，高温气体通过第一斜井Ⅵ1206后，到达生产井14下端，高温气体流向第一斜井Ⅲ1203和生产井14；从生产井14中再流向第一斜井Ⅲ1203内高温气体流向加热井Ⅲ1103，在加热井Ⅵ1106内的高温气体管5负吸作用下，加热井Ⅲ1103内部的高温气体依次通过第二斜井Ⅲ1303和第二斜井Ⅵ1306回流至加热井Ⅵ1106中；回流温度接近高压气体管5出口温度时，关闭加热井Ⅲ1103上端的控制阀42，并开启其他加热井11上端的控制阀42，进行下一组加热循环。
Claims (13)
1.一种油页岩对流原位开采循环加热系统，它包括：生产井（14）、加热井（11）、第一斜井（12）、第二斜井（13）和燃烧器（35），生产井（14）末端位于油页岩下覆地层（03），加热井（11）、生产井（14）井口设有控制阀（42），加热井（11）与第一斜井（12）在油页岩层（02）的中下部连通，第一斜井（12）向下斜倾，其末端与生产井（14）的末端相通；第二斜井（13）的一端在油页岩层（02）上部与加热井（11）相通，另一端向下倾斜，并与生产井（14）相通；
所述的燃烧器（35）的高温高压气体管（5）设在加热井（11）内，其管口设在第二斜井（13）开口的下方。
2.根据权利要求1所述的一种油页岩对流原位开采循环加热系统，其特征在于：所述的加热井（11）和生产井（14）内与第二斜井（13）交汇处设有温度感应器。
3.根据权利要求2所述的一种油页岩对流原位开采循环加热系统，其特征在于：所述的高温高压气体管（5）管口下方，加热井（11）内壁上设有喉管（112）。
4.根据权利要求3所述的一种油页岩对流原位开采循环加热系统，其特征在于：所述的第二斜井（13）的直径小于第一斜井（12）直径。
5.根据权利要求4所述的一种油页岩对流原位开采循环加热系统，其特征在于：所述的第一斜井（12）和第二斜井（13）的倾斜角度为15-65度。
6.根据权利要求5所述的一种油页岩对流原位开采循环加热系统，其特征在于：所述的加热井（11）为六个，在生产井周围均匀排列。
7.根据权利要求1、2、3、4、5或6所述的一种油页岩对流原位开采循环加热系统，其特征在于：所述的燃烧器（35）设在加热井（11）内，套风管（31）管口设在第二斜井（13）开口的下方，燃烧器（35）的上方；高温高压气体管（5）设在燃烧器（35）下方。
8.根据权利要求1、2、3、4、5或6所述的一种油页岩对流原位开采循环加热系统，其特征在于：所述的套风管（31）管口，设在加热井（11）的井口处，燃烧器（35）设在套风燃烧气体混合室（23）内，所述的套风燃烧气体混合室（23）为倒圆台形，顶端有若干个套风通孔（232），上沿设有热敏彭胀套（211）；高温高压气体管（5）设在套风燃烧气体混合室（23）下端；所述的套风燃烧气体混合室（23）设在加热井（11）内，第二斜井（13）开口的上方。
9.根据权利要求8所述的一种油页岩对流原位开采循环加热系统，其特征在于：所述的套风燃烧气体混合室（23）内设有圆台形分隔腔（231），燃烧器（35）与套风管（31）管口通过分隔腔（231）内分开，分隔腔（231）上设有套风通孔（232）。
10.油页岩对流原位开采循环加热方法，它包括：关闭所有控制阀（42），其特征在于：点燃加热井Ⅰ（1101）的燃烧器（35），高温高压气体管（5）在输送高温高压气体在第二斜井（13）开口的下方，高速喷射高温高压气体，第二斜井（13）回流，重新进入加热井（11）下段，循环加热；当达到一定压力时，生产井（14）及加热井（11）的控制阀(42)启、闭保持压力，部分气体循环加热，部分气体从控制阀(42)排出。
11.根据权利要求10所述的油页岩对流原位开采循环加热方法，其特征在于：所述的生产井（14）、加热井Ⅰ(1101)的控制阀(42)关闭，其它加热井的控制阀(42)启、闭保持压力。
12.根据权利要求11所述的油页岩对流原位开采循环加热方法，其特征在于：所述的其它加热井中温度感应器检测到的温度最低的加热井控制阀(42)启、闭保持压力，其它的加热井控制阀(42)关闭。
13.根据权利要求10、11或12所述的油页岩对流原位开采循环加热方法，其特征在于：熄灭加热井Ⅰ(1101)的燃烧器（35），点燃加热井Ⅱ(1102)，重复以上步骤；以此类推。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910113441.5A CN109854219B (zh) | 2019-02-14 | 2019-02-14 | 油页岩对流原位开采循环加热系统及开采方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910113441.5A CN109854219B (zh) | 2019-02-14 | 2019-02-14 | 油页岩对流原位开采循环加热系统及开采方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN109854219A true CN109854219A (zh) | 2019-06-07 |
| CN109854219B CN109854219B (zh) | 2023-12-12 |
Family
ID=66897929
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201910113441.5A Active CN109854219B (zh) | 2019-02-14 | 2019-02-14 | 油页岩对流原位开采循环加热系统及开采方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN109854219B (zh) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113982555A (zh) * | 2021-10-26 | 2022-01-28 | 西安交通大学 | 一种煤炭地下原位热解系统及方法 |
| CN114458264A (zh) * | 2022-03-03 | 2022-05-10 | 吉林大学 | 油页岩原位开采反应区控制系统及工艺方法 |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1676870A (zh) * | 2005-04-20 | 2005-10-05 | 太原理工大学 | 对流加热油页岩开采油气的方法 |
| CN101871339A (zh) * | 2010-06-28 | 2010-10-27 | 吉林大学 | 一种地下原位提取油页岩中烃类化合物的方法 |
| US20110259590A1 (en) * | 2010-04-27 | 2011-10-27 | American Shale Oil, Llc | Conduction convection reflux retorting process |
| CN102444397A (zh) * | 2011-10-24 | 2012-05-09 | 国鼎(大连)投资有限公司 | 开采深层油页岩制取页岩油和油页岩气的方法 |
| CN103233713A (zh) * | 2013-04-28 | 2013-08-07 | 吉林省众诚汽车服务连锁有限公司 | 油页岩原位水平井压裂化学干馏提取页岩油气方法及工艺 |
| CN103696747A (zh) * | 2013-11-09 | 2014-04-02 | 吉林大学 | 一种油页岩原位提取页岩油气的方法 |
| WO2014176932A1 (zh) * | 2013-04-28 | 2014-11-06 | 吉林省众诚汽车服务连锁有限公司 | 油页岩原位竖井压裂化学干馏提取页岩油气的方法及工艺 |
| CN210105835U (zh) * | 2019-02-14 | 2020-02-21 | 赵金岷 | 一种油页岩对流原位开采循环加热系统 |
-
2019
- 2019-02-14 CN CN201910113441.5A patent/CN109854219B/zh active Active
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1676870A (zh) * | 2005-04-20 | 2005-10-05 | 太原理工大学 | 对流加热油页岩开采油气的方法 |
| US20110259590A1 (en) * | 2010-04-27 | 2011-10-27 | American Shale Oil, Llc | Conduction convection reflux retorting process |
| CN102947539A (zh) * | 2010-04-27 | 2013-02-27 | 美国页岩油有限责任公司 | 传导对流回流干馏方法 |
| CN101871339A (zh) * | 2010-06-28 | 2010-10-27 | 吉林大学 | 一种地下原位提取油页岩中烃类化合物的方法 |
| CN102444397A (zh) * | 2011-10-24 | 2012-05-09 | 国鼎(大连)投资有限公司 | 开采深层油页岩制取页岩油和油页岩气的方法 |
| CN103233713A (zh) * | 2013-04-28 | 2013-08-07 | 吉林省众诚汽车服务连锁有限公司 | 油页岩原位水平井压裂化学干馏提取页岩油气方法及工艺 |
| WO2014176932A1 (zh) * | 2013-04-28 | 2014-11-06 | 吉林省众诚汽车服务连锁有限公司 | 油页岩原位竖井压裂化学干馏提取页岩油气的方法及工艺 |
| CN103696747A (zh) * | 2013-11-09 | 2014-04-02 | 吉林大学 | 一种油页岩原位提取页岩油气的方法 |
| CN210105835U (zh) * | 2019-02-14 | 2020-02-21 | 赵金岷 | 一种油页岩对流原位开采循环加热系统 |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113982555A (zh) * | 2021-10-26 | 2022-01-28 | 西安交通大学 | 一种煤炭地下原位热解系统及方法 |
| CN114458264A (zh) * | 2022-03-03 | 2022-05-10 | 吉林大学 | 油页岩原位开采反应区控制系统及工艺方法 |
| CN114458264B (zh) * | 2022-03-03 | 2022-10-21 | 吉林大学 | 油页岩原位开采反应区控制系统及工艺方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN109854219B (zh) | 2023-12-12 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN1676870B (zh) | 对流加热油页岩开采油气的方法 | |
| CN104612642B (zh) | 一种井内油页岩层燃烧加热系统 | |
| CN109854219A (zh) | 油页岩对流原位开采循环加热系统及开采方法 | |
| CN108756839A (zh) | 油页岩隔热增效原位转化方法及系统 | |
| CN108442914A (zh) | 一种用于油页岩原位裂解的系统及方法 | |
| CN109630081A (zh) | 一种煤层钻孔注高压高温水蒸气强化煤层气抽采装置及方法 | |
| CN203499663U (zh) | 用于油页岩原位水平井压裂化学干馏提取页岩油气的装置 | |
| CN206860160U (zh) | 煤系三气增产设备 | |
| CN201386541Y (zh) | 一种气体热载体清蜡洗井装置 | |
| CN108006639B (zh) | 高温高压气体燃烧器 | |
| CN108590612A (zh) | 一种用于油页岩原位裂解的超燃加热器 | |
| CN210105835U (zh) | 一种油页岩对流原位开采循环加热系统 | |
| CN101832553A (zh) | 注水式高压燃烧方法 | |
| CN206037406U (zh) | 一种生物质热风炉 | |
| CN205782931U (zh) | 旋流式燃烧炉 | |
| US20230258062A1 (en) | Thermal recovery construction method | |
| CN209875137U (zh) | 油页岩对流原位开采循环加热射流泵 | |
| CN207080974U (zh) | 一种低压蒸汽发生器 | |
| CN106930741A (zh) | 一种用于开采厚层稠油油藏的方法和装置 | |
| CN208619096U (zh) | 一种用于油页岩原位裂解的超燃加热器 | |
| CN209877360U (zh) | 一种油页岩原位开采的套风燃烧气体混合装置 | |
| CN206207397U (zh) | 一种工业锅炉除氧器优化系统 | |
| CN206959302U (zh) | 一种燃气加热器 | |
| CN206191605U (zh) | 一种高含量石油烃类污水的处理装置 | |
| CN104929875B (zh) | 地热和太阳能联合发电系统及地热和太阳能联合发电方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |