CN114482931A - 气井举升装置 - Google Patents

Abstract

本申请实施例公开了一种气井举升装置，属于采油技术领域。所述装置包括：气源井、单向止回阀、举升汇管、第一举升管线、第二举升管线、被举升井；气源井的生产阀门与单向止回阀的一端连接；单向止回阀的另一端与举升汇管的一端连接；举升汇管的另一端与第一举升管线的一端连接；第一举升管线的另一端与第二举升管线的一端连接；第二举升管线的另一端与被举升井连接。本申请实施例提高了采油效率。

Description

气井举升装置

技术领域

本申请实施例涉及采油技术领域，特别涉及一种气井举升装置。

背景技术

随着油气的不断开采，地层能量逐渐下降，导致自喷井没有足够的能量而停喷，电泵井也因为地层供液不足而停抽，针对上述情况，自喷井一般采取在井筒里下电泵，采用电泵将地层原油举升到地面的解决方案。

然而，上述相关技术中电泵易发生故障，影响采油效率。

发明内容

本申请实施例提供了一种气井举升装置，提高了采油效率。技术方案如下：

一方面，本申请实施例提供一种气井举升装置，所述装置包括：气源井、单向止回阀、举升汇管、第一举升管线、第二举升管线、被举升井；

所述气源井的生产阀门与所述单向止回阀的一端连接；

所述单向止回阀的另一端与所述举升汇管的一端连接；

所述举升汇管的另一端与所述第一举升管线的一端连接；

所述第一举升管线的另一端与所述第二举升管线的一端连接；

所述第二举升管线的另一端与所述被举升井连接。

在示意性实施例中，所述气源井的生产阀门的连接法兰与第一连接头的外扣端连接；

所述第一连接头的内扣端与所述单向止回阀的外扣端连接。

在示意性实施例中，所述单向止回阀的卡瓦端与所述举升汇管的一端连接。

在示意性实施例中，所述第一举升管线的另一端通过高压弯头与所述第二举升管线的一端连接。

在示意性实施例中，所述第二举升管线的另一端与第二连接头的卡瓦端连接；

所述第二连接头的内扣端与所述被举升井的套管阀门的连接法兰连接。

在示意性实施例中，所述气源井包括高压气井。

在示意性实施例中，所述被举升井的数量为n，且所述n为大于1的整数；

所述n个被举升井逐个依次排列。

在示意性实施例中，所述第一举升管线、所述第二举升管线的数量均为n。

在示意性实施例中，所述装置还包括：第三举升管线、第四举升管线、生产汇管；

所述第三举升管线的一端与所述被举升井的生产阀门连接；

所述第三举升管线的另一端与所述第四举升管线的一端连接；

所述第四举升管线的另一端与所述生产汇管连接。

在示意性实施例中，所述被举升井的生产阀门的连接法兰与所述第三举升管线的一端固定连接。

本申请实施例提供的技术方案可以带来如下有益效果：

通过在气源井和被举升井之间建立举升通道，举升通道由单向止回阀、举升汇管和举升管线构成，由于本申请实施例不需要在井筒里下电泵，而是通过将气源井生产的天然气通过举升通道不断的注入被举升井的套管内。当天然气通过被举升井的套管进入井筒后，被注入的天然气由于气体膨胀会和井筒的液体在井筒里面形成低密度的气水混合液。举升时，由于被举升井中的压力低于油层内部的压力，在井筒与油层之间就形成了一个指向井筒方向的压力降，能够将原油从井底举升到地面，实现了对被举升井采油，因此本申请实施例提高了采油效率。

附图说明

为了更清楚地说明本申请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申请的一些实施例，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是本申请一个实施例提供的气井举升装置的示意图；

图2是本申请另一个实施例提供的气井举升装置的示意图。

具体实施方式

为使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本申请实施方式作进一步地详细描述。

目前，油气田开发已经进入开发中后期，地层能量下降较快，二次采油和三次采油技术也在快速的发展。在二次采油阶段，人们通过向油层中注气或注水来提高油层压力，为地层中的岩石和流体补充弹性能量，使地层中岩石和流体新的压力平衡无法建立，地层流体可以始终流向油井，从而能够采出仅靠天然能量不能采出的石油；在三次采油阶段，人们通过采用各种物理、化学方法改变原油的黏度和对岩石的吸附性，可以增加原油的流动能力，进一步提高原油采收率。三次采油的主要方法有聚合物驱、化学驱、气驱、热力采油、微生物驱等。就目前的生产状况和形势，采液量并不理想，大部分生产中采油井都为低液量井，部分井开采层位是气层(气层是指储藏有天然气的储集层，气层又可以称之为储气层或含气层)，出气量较大，还不能继续生产，但占比最大的依然是间开井或者长停井(长停井包括两种类型：一类是指已投产井连续停产时间超过一年以上的各类油气水井，另一类是指各种类型的报废井，包括地质报废、工程报废等)。

采油方式一般分为人工举升采油法(人工举升是指人为地向油井井底增补能量，将油藏中的石油举升至井口的方法)和自喷生产法(自喷生产法是指利用油层本身的弹性能量使地层原油喷到地面的方法)。人工举升方式主要以抽油机井和潜油电泵井为主。当开发环境和占地面积限制时，可以采用井口槽(井口槽是一种新式的采油模式)式集中开采，所有的油气水井均在井口槽中，开采井均采用潜油电泵(潜油电泵是在井下工作的多级离心泵，同油管下入井内，地面电源通过潜油电泵专用电缆输入井下电机，使电机带动多级离心泵旋转，将井液举升到地面)开采，由于开采的层位一般都是油气同层，因为单井的产气量都比较高，自喷井和高压气井占比也比较高，当通过钻井、完井射开油层(油层是指储存着石油或石油和天然气的、具有连通孔隙的地层)时，由于井中的压力低于油气内部的压力，在井筒与油层之间就形成了一个指向井筒方向的压力降，不但可以将原油(原油是指开采出来未经提炼的石油)驱入井底，还能将原油从井底举升到地面。在原始条件下，油层岩石与孔隙空间内的流体处于压力平衡状态，一旦钻开油层，这种平衡就被破坏。这时，由于压力降低引起油层岩石和流体的弹性膨胀，其相应体积的原油就被驱向井中。如果地层压力足够的话，就可将原油举升到井口以上，形成自喷采油，这种完全依靠油层天然能量将油采出地面的油井就是自喷井。如果地层压力不足的话，就需要采用潜油电泵将原油举升到井口以上，形成潜油电泵井采油，这种依靠潜油电泵将原油采出地面的油井就是潜油电泵井。由于自喷开采依靠油层的能量，所以自喷井地面设备简单，管理方便，产量也较高，因此是最经济的采油方法。但随着油气的不断开采，地层能量逐渐下降，导致自喷井没有足够的能量而停喷，潜油电泵井也因为地层供液不足而停抽，针对上述情况，自喷井一般采取在井筒里下电泵，采用电泵将地层原油举升到地面的解决方案，而供液不足的井一般会采取重新补层的方式进行其他油气层的开采。上述相关技术中存在至少以下问题：采收原油的效果不好，达不到预期；成本支出高，作业费用高；电泵井易故障，反复作业，既影响原油产量又增加作业成本；修井作业易造成地层污染，采油效果不理想；电泵井耗电量高造成电费支出增加。

请参考图1，其示出了本申请一个实施例提供的气井举升装置的示意图。该装置包括：气源井110、单向止回阀120、举升汇管130、第一举升管线140、第二举升管线150、被举升井160。

在本申请实施例中，气源井110是指为被举升井160提供天然气的井，气源井110可以具有稳定气源。在示意性实施例中，气源井110包括高压气井，该高压气井可以具有稳定气源。

单向止回阀120是指依靠介质本身流动而自动开、闭阀瓣，用来防止介质倒流的阀门，单向止回阀120又可以称为逆止阀、单向阀、逆流阀或背压阀。单向止回阀120的作用是只允许介质向一个方向流动，而且阻止反方向流动，单向止回阀120可用于阻止回流。单向止回阀120可以水平安装，也可以垂直安装，其可以根据实际安装场景确定。单向止回阀120能有效降低压损(压损又可以称之为压力损失或压力降)。单向止回阀120通常是自动工作的，在一个方向流动的流体压力作用下，阀瓣打开；流体反方向流动时，由流体压力和阀瓣的自重合作用于阀座，从而切断流动。

在示意性实施例中，被举升井160可以是长停井。

气源井110的生产阀门与单向止回阀120的一端连接；单向止回阀120的另一端与举升汇管130的一端连接。在本申请实施例中，气源井110的生产阀门是指控制流动的介质从气源井110内向外输送的阀门。

在示意性实施例中，气源井110的生产阀门的连接法兰与第一连接头(图中未示出)的外扣端连接；第一连接头的内扣端与单向止回阀120的外扣端连接。在可能的实现方式中，气源井110的生产阀门上设置有连接法兰，连接法兰和单向止回阀120之间通过第一连接头连接。第一连接头的外扣端旋紧至气源井110的生产阀门的连接法兰上，第一连接头的内扣端连接在一端为外扣端一端为卡瓦端的单向止回阀120上。

在示意性实施例中，单向止回阀120的卡瓦端与举升汇管130的一端连接。

举升汇管130的另一端与第一举升管线140的一端连接。在可能的实现方式中，举升汇管130的另一端与第一举升管线140的一端通过弯头连接，该弯头可以为高压弯头，高压弯头承受的压力较大，保证气源井110输入到被举升井160的压力足够大，以及保证气井举升装置的稳定运行。

第一举升管线140的另一端与第二举升管线150的一端连接。在示意性实施例中，第一举升管线140的另一端通过高压弯头与第二举升管线150的一端连接。

第二举升管线150的另一端与被举升井160连接。在示意性实施例中，第二举升管线150的另一端与第二连接头的卡瓦端连接；第二连接头的内扣端与被举升井160的套管阀门的连接法兰连接。在可能的实现方式中，被举升井160的套管阀门上设置有连接法兰，连接法兰和第二举升管线150之间通过第二连接头连接。第二连接头的内扣端旋与被举升井160的套管阀门的连接法兰相连，第二连接头的卡瓦端与第二举升管线相连。

在本申请实施例中，单向止回阀120、举升汇管130、第一举升管线140、第二举升管线150构成了举升通道，单向止回阀120、举升汇管130、第一举升管线140、第二举升管线150能用于传输气源井110向外输送的天然气。在示意性实施例中，举升汇管130、第一举升管线140、第二举升管线150均采用金属材料制成，例如，举升汇管130、第一举升管线140和第二举升管线150均采用钢铁制成。

在可能的实现方式中，单向止回阀120、举升汇管130、第一举升管线140、第二举升管线150的耐压等级大于等于42Mpa(兆帕)。

示例性地，技术人员可以选择一口具有稳定气源的高压气井，然后和被举升井之间建立举升通道(举升通道是指单向止回阀、举升汇管、第一举升管线和第二举升管线组成的通道)，然后，将高压气井生产的天然气通过举升通道不断的注入被举升井的套管。当天然气通过被举升井的套管进入井筒后，被注入的天然气由于气体膨胀会和井筒的液体在井筒里面形成低密度的气水混合液(该气水混合液为段塞流，段塞流是指管道中一段气柱、一段液柱交替出现的气液两相流动状态)。举升时，由于被举升井中的压力低于油层内部的压力，在井筒与油层之间就形成了一个指向井筒方向的压力降，不但可以将原油驱入井底，还能将原油从井底举升到地面。在原始条件下，油层岩石与孔隙空间内的流体处于压力平衡状态，一旦注入高压气体，这种平衡就被破坏。这时，由于压力降低引起岩石和流体的弹性膨胀，其相应体积的原油就会形成气液混合态，气液混合态的密度较小，会形成一个向上的压降，气液混合态被高压气体驱向井筒。如果举升压力足够大的时候，就可将原油举升到井口以上，形成自喷采油。在开始喷出前，被举升井内压力总是大于地层压力的；当喷出后由于环形空间(环形空间是指油管套设在套管内时，油管外壁与套管内壁之间形成的空间)仍被继续注入天然气，油管内液体会继续喷出，使气水混合液的密度越来越低，油管压力急剧降低，此时井底压力及天然气注入压力亦随之下降。当井底压力低于地层压力时，液体则从地层流到井底。由于地层出油使油管内气水混合液密度稍有增加，因而使注入天然气的压力又复而上升，经过一段时间后趋于稳定，此时注入天然气的压力就是生产压力，只有当注入天然气的压力大于生产压力时才能实现原油自由自喷生产。

由于本申请实施例不需要在井筒里下电泵，因此本申请实施例中的修井作业不易造成地层污染，相较于相关技术提高了采油原油效果。

由于本申请实施例不需要在井筒里下电泵，因此本申请实施例解决了相关技术中成本支出和作业费用高的问题，本申请实施例减少了地层污染和电费成本。本申请实施例提高了人工岛和人工井场的管理水平。

由于本申请实施例不需要在井筒里下电泵，因此本申请实施例不会存在相关技术中由于电泵井易故障，反复作业，而导致影响原油产量和作业成本的问题，本申请实施例延长了自喷井的采油周期，降低了低效电泵井的作业成本。本申请实施例在油气增产、提质增效和控投降本方面效果显著。本申请实施例延长了采油周期。

本申请实施例发挥井口槽集中开发、井距短、高气油比井多的优势，通过生产流程改造，利用高压气井的能量实现停产井的连续生产。本申请实施例结构简单，方便实施。

综上所述，本申请实施例提供的技术方案中，通过在气源井和被举升井之间建立举升通道，举升通道由单向止回阀、举升汇管和举升管线构成，由于本申请实施例不需要在井筒里下电泵，而是通过将气源井生产的天然气通过举升通道不断的注入被举升井的套管内。当天然气通过被举升井的套管进入井筒后，被注入的天然气由于气体膨胀会和井筒的液体在井筒里面形成低密度的气水混合液。举升时，由于被举升井中的压力低于油层内部的压力，在井筒与油层之间就形成了一个指向井筒方向的压力降，能够将原油从井底举升到地面，实现了对被举升井采油，因此本申请实施例提高了采油效率。

请参考图2，其示出了本申请另一个实施例提供的气井举升装置的示意图。该装置包括：气源井110、单向止回阀120、举升汇管130、第一举升管线140、第二举升管线150、被举升井160。

在本申请实施例中，气源井110是指为被举升井160提供天然气的井，气源井110可以具有稳定气源。在示意性实施例中，气源井110包括高压气井，该高压气井可以具有稳定气源。

气源井110的生产阀门与单向止回阀120的一端连接；单向止回阀120的另一端与举升汇管130的一端连接。

在示意性实施例中，气源井110的生产阀门的连接法兰与第一连接头的外扣端连接；第一连接头的内扣端与单向止回阀120的外扣端连接。在可能的实现方式中，气源井110的生产阀门上设置有连接法兰，连接法兰和单向止回阀120之间通过第一连接头连接。第一连接头的外扣端旋紧至气源井110的生产阀门的连接法兰上，第一连接头的内扣端连接在一端为外扣端一端为卡瓦端的单向止回阀120上。

在示意性实施例中，单向止回阀120的卡瓦端与举升汇管130的一端连接。

举升汇管130的另一端与第一举升管线140的一端连接。在可能的实现方式中，举升汇管130的另一端与第一举升管线140的一端通过弯头连接，该弯头可以为高压弯头，高压弯头承受的压力较大，保证气源井110输入到被举升井160的压力足够大，以及保证气井举升装置的稳定运行。

第一举升管线140的另一端与第二举升管线150的一端连接。在示意性实施例中，第一举升管线140的另一端通过高压弯头与第二举升管线150的一端连接。

第二举升管线150的另一端与被举升井160连接。在示意性实施例中，第二举升管线150的另一端与第二连接头的卡瓦端连接；第二连接头的内扣端与被举升井160的套管阀门的连接法兰连接。在可能的实现方式中，被举升井160的套管阀门上设置有连接法兰，连接法兰和第二举升管线150之间通过第二连接头连接。第二连接头的内扣端旋与被举升井160的套管阀门的连接法兰相连，第二连接头的卡瓦端与第二举升管线相连。

在示意性实施例中，如图2所示，被举升井160的数量为n，且n为大于1的整数。

在可能的实现方式中，一个气源井110可以为多个被举升井160提供天然气。

在可能的实现方式中，上述n个被举升井160的类型可以一致，例如，上述n个被举升井160都为长停井；当然，在其它可能的实现方式中，上述n个被举升井160的类型也可以不一致，本申请实施例对此不作限定。

在示意性实施例中，n个被举升井160逐个依次排列。在可能的实现方式中，上述n个被举升井160可以共用同一个举升汇管130。

在示意性实施例中，如图2所示，第一举升管线140、第二举升管线150的数量均为n。当被举升井160有多个时，每个被举升井160有各自的第一举升管线140和第二举升管线150。

在本申请实施例中，单向止回阀120、举升汇管130、第一举升管线140、第二举升管线150构成了举升通道，单向止回阀120、举升汇管130、第一举升管线140、第二举升管线150能用于传输气源井110向外输送的天然气。在示意性实施例中，举升汇管130、第一举升管线140、第二举升管线150均采用金属材料制成，例如，举升汇管130、第一举升管线140和第二举升管线150均采用钢铁制成。

在可能的实现方式中，单向止回阀120、举升汇管130、第一举升管线140、第二举升管线150的耐压等级大于等于42Mpa(兆帕)。

在示意性实施例中，如图2所示，上述气井举升装置还包括：第三举升管线170、第四举升管线180、生产汇管190。

第三举升管线170的一端与被举升井160的生产阀门连接；

第三举升管线170的另一端与第四举升管线180的一端连接；

第四举升管线180的另一端与生产汇管190连接。

在示意性实施例中，被举升井160的生产阀门的连接法兰与第三举升管线170的一端固定连接。在本申请实施例中，被举升井160的生产阀门是指控制流动的介质从被举升井160内向外输送的阀门。

示例性地，被举升井160的生产阀门的连接法兰与第三举升管线170的一端采用焊接方式固定连接。

在示意性实施例中，第三举升管线170和第四举升管线180之间通过弯头进行连接。

在示意性实施例中，第四举升管线180和生产汇管190之间通过弯头连接。

在示意性实施例中，第四举升管线180和生产汇管190之间采用焊接方式固定。

在可能的实现方式中，当被举升井160的数量为n个时，第三举升管线170和第四举升管线180的数量均为n。当被举升井160有多个时，每个被举升井160有各自的第三举升管线170和第四举升管线180。

在可能的实现方式中，当被举升井160的数量为多个时，该多个被举升井160可以共用同一个生产汇管190，也可以每个被举升井160对应有各自的生产汇管190，还可以部分被举升井160共用一个生产汇管190，部分被举升井160对应有各自的生产汇管190，其可以根据实际的采油场景进行确定，本申请实施例对此不作限定。

在示意性实施例中，第三举升管线170和第四举升管线180均采用金属材料制成，例如，第三举升管线170和第四举升管线180均采用钢铁制成。

需要说明的是，上述举升汇管、第一举升管线之间所采用的连接器件可能会根据被举升井的数量的改变而改变。例如，当被举升井的数量为一个时，举升汇管和第一举升管线之间所采用的连接器件可以是两弯头器件；当被举升井的数量为多个时，举升汇管和第一举升管线之间采用的连接可以包括两弯头器件和三弯头器件。当然，第四举升管线和生产汇管之间所采用的连接器件也可能会根据被举升井的数量的改变而改变。

综上所述，本申请实施例提供的技术方案中，发挥了井口槽集中开发、井距短、高气油比井多的优势，利用高压气井的能量实现了多个停产井的连续生产。

应当理解的是，在本文中提及的“多个”是指两个或两个以上。

以上所述仅为本申请的示例性实施例，并不用以限制本申请，凡在本申请的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种气井举升装置，其特征在于，所述装置包括：气源井、单向止回阀、举升汇管、第一举升管线、第二举升管线、被举升井；

所述气源井的生产阀门与所述单向止回阀的一端连接；

所述单向止回阀的另一端与所述举升汇管的一端连接；

所述举升汇管的另一端与所述第一举升管线的一端连接；

所述第一举升管线的另一端与所述第二举升管线的一端连接；

所述第二举升管线的另一端与所述被举升井连接。

2.根据权利要求1所述的装置，其特征在于，所述气源井的生产阀门的连接法兰与第一连接头的外扣端连接；

所述第一连接头的内扣端与所述单向止回阀的外扣端连接。

3.根据权利要求2所述的装置，其特征在于，所述单向止回阀的卡瓦端与所述举升汇管的一端连接。

4.根据权利要求1所述的装置，其特征在于，所述第一举升管线的另一端通过高压弯头与所述第二举升管线的一端连接。

5.根据权利要求1所述的装置，其特征在于，所述第二举升管线的另一端与第二连接头的卡瓦端连接；

所述第二连接头的内扣端与所述被举升井的套管阀门的连接法兰连接。

6.根据权利要求1至5任一项所述的装置，其特征在于，所述气源井包括高压气井。

7.根据权利要求1至5任一项所述的装置，其特征在于，所述被举升井的数量为n，且所述n为大于1的整数；

所述n个被举升井逐个依次排列。

8.根据权利要求7所述的装置，其特征在于，所述第一举升管线、所述第二举升管线的数量均为n。

9.根据权利要求1至5任一项所述的装置，其特征在于，所述装置还包括：第三举升管线、第四举升管线、生产汇管；

所述第三举升管线的一端与所述被举升井的生产阀门连接；

所述第三举升管线的另一端与所述第四举升管线的一端连接；

所述第四举升管线的另一端与所述生产汇管连接。

10.根据权利要求9所述的装置，其特征在于，所述被举升井的生产阀门的连接法兰与所述第三举升管线的一端固定连接。

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