CN114718533A - 油气井伴热方法及系统 - Google Patents

Abstract

本申请公开了一种油气井伴热方法及系统，属于采油技术领域。所述油气井伴热方法及系统，通过高含水量、高产液量的热源井为待伴热油气井提供伴热介质，通过伴热管线对热源井生产的伴热介质进行输送，大幅度减少了通过加热伴热管线的伴热方法所损失的热量，大大提高了对伴热介质的热量利用率。当将伴热管线和伴热油气井的生产侧都与产液管线连接，打开热源井和待伴热油气井的生产闸门时，待伴热介质和待伴热油气的混合物同时从产液管线流出，使得待伴热油气可以直接使用伴热介质的热量，大大提高了对待伴热油气的伴热效果。此外，该油气井伴热方法操作较为简单安全，降低了油气田开发的安全隐患。

Description

油气井伴热方法及系统

技术领域

本申请涉及采油技术领域，特别涉及一种油气井伴热方法及系统。

背景技术

随着油气田开发的不断深入，地层能量逐渐下降，单井原油产液量也逐渐下降，从而导致在冬季气温低时，产液量低的油井极易出现原油凝化和冻堵，此外，气井的管线也极易结霜而导致管线的口径缩小，使得管线回压上升，造成管线憋压胀裂。因此，为了防止冬季油井出现原油凝化和冻堵以及气井的管线胀裂，可以通过伴热方法及系统对油气井的产液进行加热。

相关技术中，一般采用电伴热或者热水伴热的方法及系统来对油气井的产液进行加热，当采用电伴热方法及系统时，具体过程如下：在待伴热油气井的产液管线的外围包裹上电伴热带，将该电伴热带接通电源，通过电伴热带将电能转化为热能，进而将电伴热带的热能转移到流经产液管线的产液中，实现对产液的加热；当采用热水伴热方法及系统时，具体过程如下：将待伴热油气井的产液管线放置于热水伴热筒中，将该热水伴热筒中热水的热能传递到产液管线中的产液中，实现对产液的加热。

然而，上述伴热方法及系统在对产液管线的外围加热时，由于需要先加热产液管线壁，才能对产液管线内的产液加热，损失了部分热量在产液管线壁上，导致对产液的加热速度较慢，且冬季气温低，为了克服外界的寒冷，也会损失大量的热量，伴热效果较差。此外，使用电伴热方法时，可能出现电火花，进而可能引起火灾，给油气田的开发带来了较大的安全隐患。

发明内容

鉴于此，本申请提供一种油气井伴热方法及系统，以解决对待伴热油气的加热速度较慢、损失大量热量、伴热效果较差以及存在较大安全隐患的问题，实现提高伴热效果、降低安全隐患的目的。具体而言，包括以下的技术方案：

一方面，本申请实施例公开了一种油气井伴热方法，所述方法包括：

确定热源井，所述热源井用于为待伴热油气井提供伴热介质，所述热源井为高含水量、高产液量的油气井；

将所述热源井的生产侧的出液口与伴热管线的一端连接，所述伴热管线用于输送所述伴热介质；

将所述伴热管线的另一端与产液管线的进液端连接，将所述待伴热油气井的生产侧的出液口与所述产液管线的进液端连接，所述产液管线用于输送所述伴热介质和所述待伴热油气井生产的待伴热油气的混合物；

打开所述热源井和所述待伴热油气井的生产闸门，使得所述伴热介质和所述待伴热油气同时从所述产液管线的出液端流出。

可选的，所述将所述热源井的生产侧的出液口与伴热管线的一端连接包括：

将所述热源井的生产侧的出液口与高压连接头的一端连接；

将所述高压连接头的另一端与单向止回阀的一端连接；

将所述单向止回阀的另一端与所述伴热管线的一端连接。

可选的，所述热源井为含水量大于或者等于70％，且，产液量大于或者等于50立方米/天的油气井。

可选的，所述将所述待伴热油气井的生产侧的出液口与所述产液管线的进液端连接包括：

将对应规格的油嘴安装在所述待伴热油气井的生产侧的出液口上，所述油嘴用于控制所述待伴热油气井的生产压差；

将所述油嘴与所述产液管线的进液端连接。

可选的，所述热源井与所述待伴热油气井相邻，或者，所述热源井与所述待伴热油气井之间的距离小于设定阈值。

另一方面，本申请实施例公开了一种油气井伴热系统，所述系统包括：

热源井、伴热管线、待伴热油气井和产液管线，其中，所述热源井的生产侧的出液口与所述伴热管线的一端连接，所述伴热管线的另一端与所述产液管线的进液端连接，所述待伴热油气井的生产侧的出液口与所述产液管线的进液端连接。

可选的，所述系统还包括高压连接头和单向止回阀，其中，所述热源井的生产侧的出液口与所述高压连接头的一端连接，所述高压连接头的另一端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伴热管线的一端连接。

可选的，所述热源井为含水量大于或者等于70％，且，产液量大于或者等于50立方米/天的油气井。

可选的，所述系统还包括对应规格的油嘴，其中，所述对应规格的油嘴安装在所述待伴热油气井的生产侧的出液口上，所述对应规格的油嘴与所述产液管线的进液端连接。

可选的，所述热源井与所述待伴热油气井相邻，或者，所述热源井与所述待伴热油气井之间的距离小于设定阈值。

本申请实施例提供的技术方案的有益效果至少包括：

本申请实施例提供的油气井伴热方法及系统，通过高含水量、高产液量的热源井为待伴热油气井提供伴热介质，通过伴热管线对热源井生产的伴热介质进行输送，大幅度减少了通过加热伴热管线的伴热方法所损失的热量，大大提高了对伴热介质的热量利用率。当伴热管线和伴热油气井的生产侧都与产液管线连接，打开热源井和待伴热油气井的生产闸门时，待伴热介质和待伴热油气的混合物同时从产液管线流出，使得待伴热油气可以直接使用伴热介质的热量，大大提高了对待伴热油气的伴热效果。此外，该油气井伴热方法操作较为简单安全，降低了油气田开发的安全隐患。

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为本申请实施例提供的一种油气井伴热系统的结构示意图；

图2为本申请实施例提供的一种油气井伴热方法的流程图；

图3为本申请实施例提供的另一种油气井伴热方法的流程图。

通过上述附图，已示出本申请明确的实施例，后文中将有更详细的描述。这些附图和文字描述并不是为了通过任何方式限制本申请构思的范围，而是通过参考特定实施例为本领域技术人员说明本申请的概念。

具体实施方式

下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。

在对本申请实施方式作进一步地详细描述之前，本申请实施例中所涉及的方位名词，仅仅用来清楚地描述本申请实施例中所涉及的油气井伴热方法及系统，并不具有限定本申请保护范围的意义。除非另有定义，本申请实施例所用的所有技术术语均具有与本领域技术人员通常理解的相同的含义。

为使本申请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。

随着油气田开发的不断深入，地层能量逐渐下降，单井原油产液量也逐渐下降，从而导致在冬季气温低时，产液量低的油井极易出现原油凝化和冻堵，此外，气井的管线也极易结霜而导致管线的口径缩小，使得管线回压上升，造成管线憋压胀裂。因此，为了防止冬季油井出现原油凝化和冻堵以及气井的管线胀裂，可以通过伴热方法及系统对油气井的产液进行加热。

相关技术中，一般采用电伴热或者热水伴热的方法及系统来对油气井的产液进行加热，当采用电伴热方法及系统时，具体过程如下：在待伴热油气井的产液管线的外围包裹上电伴热带，将该电伴热带接通电源，通过电伴热带将电能转化为热能，进而将电伴热带的热能转移到流经产液管线的产液中，实现对产液的加热；当采用热水伴热方法及系统时，具体过程如下：将待伴热油气井的产液管线放置于热水伴热筒中，将该热水伴热筒中热水的热能传递到产液管线中的产液中，实现对产液的加热。

然而，上述伴热方法及系统在对产液管线的外围加热时，由于需要先加热产液管线壁，才能对产液管线内的产液加热，损失了部分热量在产液管线壁上，导致对产液的加热速度较慢，且冬季气温低，为了克服外界的寒冷，也会损失大量的热量，伴热效果较差。此外，使用电伴热方法时，可能出现电火花，进而可能引起火灾，给油气田的开发带来了较大的安全隐患。

为了解决相关技术中存在的问题，本申请实施例提供了一种油气井伴热系统，参见图1，该油气井伴热系统包括：热源井1、伴热管线2、待伴热油气井3和产液管线4。

其中，热源井1用于为待伴热油气井3提供伴热介质，热源井1为高含水量、高产液量的油气井，伴热管线2用于输送伴热介质，产液管线4用于输送伴热介质和待伴热油气井3生产的待伴热油气的混合物；

在一些实施例中，热源井1的生产侧的出液口与伴热管线2的一端连接，伴热管线2的另一端与产液管线4的进液端连接，待伴热油气井3的生产侧的出液口与产液管线4的进液端连接。

可选的，该油气井伴热系统还可以包括高压连接头5和单向止回阀6，热源井1的生产侧的出液口与高压连接头5具有外螺纹的一端连接，高压连接头5具有内螺纹的另一端与单向止回阀6具有外螺纹的一端连接，单向止回阀6具有卡瓦的另一端与伴热管线2的一端连接。

可选的，该油气井伴热系统还可以包括对应规格的油嘴7、油嘴保温套8和三口高压连接头9，对应规格的油嘴7安装在待伴热油气井3的生产侧的出液口上，对应规格的油嘴7的外围可以安装有油嘴保温套8，将油嘴保温套8具有外螺纹出液端与三口高压连接头9具有内螺纹的一端连接，将三口高压连接头9具有卡瓦的一端与伴热管线2连接，将三口高压连接头9具有卡瓦的另一端与产液管线4的进液端连接。其中，对应规格的油嘴7用于控制待伴热油气井3的生产压差。

可选的，伴热管线2可以由两个或者两个以上子伴热管线21组成，每两个子伴热管线21之间可以通过高压弯头10相连，产液管线4可以由两个或者两个以上子产液管线41组成，每两个子产液管线41之间可以通过高压弯头10相连。

本申请实施例提供的油气井伴热系统，通过高含水量、高产液量的热源井1为待伴热油气井3提供伴热介质，通过伴热管线2对热源井1生产的伴热介质进行输送，大幅度减少了通过加热伴热管线2的伴热方法所损失的热量，大大提高了对伴热介质的热量利用率。当将伴热管线2和伴热油气井3的生产侧都与产液管线4连接，打开热源井1和待伴热油气井4的生产闸门时，待伴热介质和待伴热油气的混合物同时从产液管线4流出，使得待伴热油气可以直接使用伴热介质的热量，大大提高了对待伴热油气的伴热效果。此外，该油气井伴热系统较为简单安全，降低了油气田开发的安全隐患。

为了解决相关技术中存在的问题，本申请实施例提供了一种油气井伴热方法。参见图2，该方法包括：

步骤201，确定热源井1，热源井1用于为待伴热油气井3提供伴热介质，热源井1为高含水量、高产液量的油气井。

步骤202，将热源井1的生产侧的出液口与伴热管线2的一端连接，伴热管线2用于输送伴热介质。

步骤203，将伴热管线2的另一端与产液管线4的进液端连接，将待伴热油气井3的生产侧的出液口与产液管线4的进液端连接，产液管线4用于输送伴热介质和待伴热油气井3生产的待伴热油气的混合物。

步骤204，打开热源井1和待伴热油气井3的生产闸门，使得伴热介质和待伴热油气同时从产液管线4的出液端流出。

其中，将热源井1的生产侧的出液口与伴热管线2的一端连接包括：

将热源井1的生产侧的出液口与高压连接头5的一端连接；

将高压连接头5的另一端与单向止回阀6的一端连接；

将单向止回阀6的另一端与伴热管线2的一端连接。

其中，热源井1为含水量大于或者等于70％，且，产液量大于或者等于50立方米/天的油气井。

其中，将待伴热油气井3的生产侧的出液口与产液管线4的进液端连接包括：

将对应规格的油嘴7安装在待伴热油气井3的生产侧的出液口上，油嘴7用于控制待伴热油气井3的生产压差；

将对应规格的油嘴7与产液管线4的进液端连接。

其中，热源井1与待伴热油气井3相邻，或者，热源井1与待伴热油气井3之间的距离小于设定阈值。

上述所有可选技术方案，可以采用任意结合形成本申请的可选实施例，在此不再一一赘述。

本申请实施例提供的油气井伴热方法，通过高含水量、高产液量的热源井1为待伴热油气井3提供伴热介质，通过伴热管线2对热源井1生产的伴热介质进行输送，大幅度减少了通过加热伴热管线2的伴热方法所损失的热量，大大提高了对伴热介质的热量利用率。当将伴热管线2和伴热油气井3的生产侧都与产液管线4连接，打开热源井1和待伴热油气井4的生产闸门时，待伴热介质和待伴热油气的混合物同时从产液管线4流出，使得待伴热油气可以直接使用伴热介质的热量，大大提高了对待伴热油气的伴热效果。此外，该油气井伴热方法较为简单安全，降低了油气田开发的安全隐患。

图3是本申请实施例提供的一种油气井伴热方法的流程图。该方法包括步骤301～步骤308。下面具体介绍该方法的各个步骤：

步骤301，确定热源井1。

在本申请实施例中，热源井1用于为待伴热油气井3提供伴热介质，即热源井1是本申请实施例提供的一种油气井伴热方法的热量来源，热源井1可以为高含水量、高产液量的油气井。

可选的，热源井1可以为含水量大于或者等于70％，且，产液量大于或者等于50立方米/天的油气井。

当然，在其他实施例中，热源井1的含水量和产液量还可以为其他数值，本申请实施例在此对热源井1的含水量和产液量不作具体限定。

可选的，热源井1与待伴热油气井3相邻，或者，热源井1与待伴热油气井3之间的距离小于设定阈值。

其中，待伴热油气井3可以为低产液井，或，间开间关井，或，气井。伴热介质可以为从热源井1中产出的热水或者高含水油等液体，伴热介质的温度可以达到60-80℃。当然，在其他实施例中，伴热介质还可以为其他液体，伴热介质的温度还可以为其他数值，本申请实施例在此对伴热介质的具体组分和温度不作具体限定。

具体的，可以获取各个油气井的含水量和产液量，例如，对于每个油气井，可以每隔设定时间，对每个油气井进行设定次数的样本抽取，测量每个油气井的多个样本含水量，可以将多个样本含水量的平均数值作为每个油气井的含水量，可以获取每个油气井作业当天之前设定天数内每天的产液量，将各个的产液量的平均数值作为每个油气井的产液量，当然，在其他实施例中，还可以通过其他方法来获取各个油气井的含水量和产液量，本申请实施例在此不做具体限定。

进而，可以根据各个油气井的含水量和产液量，确定含水量大于或者等于第一设定数值，且，产液量大于或者等于第二设定数值的油气井，例如，该第一设定数值可以为70％，该第二数值可以为50立方米/天。

进而，可以将上述含水量大于或者等于第一设定数值，且产液量大于或者等于第二设定数值的油气井中，与待伴热油气井3的距离最小的油气井作为热源井1。

可选的，可以将与待伴热油气井3的距离小于设定阈值的油气井作为热源井1，本申请实施例在此对热源井1与待伴热油气井3之间的距离不作具体限定。

进而，当一个热源井1输出的伴热介质的温度小于或者等于设定温度时，可以通过上述方法，确定下一个热源井1，直到结束对待伴热油气井3的伴热过程。其中，设定温度可以为60℃，本申请实施例在此对设定温度不作具体限定。

上述为确定热源井1的过程，通过该过程可以实现就地取井提供热源的目的，从而，大大降低了油气井伴热方法的施工难度，减少了使用电伴热方法的电费成本，此外，可以充分利用热源井1在开采过程中产生的热能，减少对天然能源的浪费。

此外，除了通过热源井1为油气井伴热方法提供热源，还可以通过锅炉烧热水的方法为油气井伴热方法提供热源，即可以采用高压锅炉车，通过燃烧柴油等燃料，对高压锅炉车中的储蓄的水进行加热，当高压锅炉车中的水被加热到设定温度时，将高压锅炉车中的热水输出，为油气井伴热方法提供热源。

步骤302，将热源井1的生产侧的出液口与高压连接头5的一端连接。

在本申请实施例中，高压连接头5用于辅助热源井1的产液的输出。

可选的，高压连接头5的一端可以具有外螺纹。

可选的，高压连接头5的耐压力可以为42Mpa。

当然，在其他实施例中，高压连接头5还可以具有其他结构，高压连接头5的耐压力还可以为其他数值，本申请实施例在此对高压连接头5的结构和耐压力不作具体限定。

参见图1，可以将热源井1的生产侧的出液口的法兰，与高压连接头5具有外螺纹的一端旋紧在一起。在其他实施例中，还可以通过其他方式，将热源井1的生产侧的出液口与高压连接头5的一端连接，本申请实施例在此对上述连接方式不作具体限定。

步骤303，将高压连接头5的另一端与单向止回阀6的一端连接。

在本申请实施例中，高压连接头5的另一端可以具有内螺纹，单向止回阀6用于避免热源井1的产液及气体液体回流到热源井1中，防止对热源井1造成污染。

可选的，单向止回阀6的一端可以具有外螺纹，单向止回阀6的耐压力可以为42Mpa，当然，单向止回阀6还可以具有其他结构，单向止回阀6的耐压力还可以为其他数值，本申请实施例在此对单向止回阀6的结构和耐压力不作具体限定。

参见图1，可以将高压连接头5具有内螺纹的另一端，与单向止回阀6具有外螺纹的一端旋紧在一起。在其他实施例中，还可以通过其他方式，将高压连接头5的另一端与单向止回阀6的一端连接，本申请实施例在此对上述连接方式不作具体限定。

步骤304，将单向止回阀6的另一端与伴热管线2的一端连接。

在本申请实施例中，单向止回阀6的另一端可以具有卡瓦，卡瓦用于卡住伴热管线2，伴热管线2用于输送伴热介质。

可选的，伴热管线2可以为耐高压的软管，伴热管线2的耐压力可以为42Mpa。

可选的，伴热管线2的外围可以具有保温套。例如，可以在伴热管线2的外围包裹毛毡。

当然，在其他实施例中，伴热管线2还可以为其他材质，伴热管线2的耐压力还可以为其他数值，伴热管线2的外围的保温套还可以为其他材质，本申请实施例在此对伴热管线2的材质、耐压力以及外围的保温套的材质不作具体限定。

参见图1，可以将单向止回阀6的卡瓦与伴热管线2的一端卡紧。可选的，伴热管线2之间可以通过高压弯头10相连，也即是，伴热管线2可以由两个或两个以上的子伴热管线21相连得到，参见图1，每两个子伴热管线21之间可以通过高压弯头10连接在一起，其中，高压弯头10的耐压力可以为42Mpa。当然，每两个子伴热管线21之间还可以通过其他方式连接在一起，高压弯头10的耐压力还可以为其他数值，本申请实施例在此对每两个子伴热管线21之间的连接方式以及高压弯头10的耐压力不作具体限定。

上述步骤302至步骤304为将热源井1的生产侧的出液口与伴热管线2的一端连接的过程，通过该过程，可以将热源井1的伴热介质通过伴热管线2的管内输出，该输出伴热介质的过程，对伴热介质的保温效果较好，且可以高效率的将伴热介质的热能传递下去，大大提高了对伴热介质的热能利用率，避免了对伴热管线2外围加热而损失掉大量热能。此外，伴热管线2外围的保温套，可以进一步的提高对伴热介质的保温效果，从而大大提高了对后续待伴热油气井3的伴热效果。

步骤305，将伴热管线2的另一端与产液管线4的进液端连接。

在本申请实施例中，产液管线4用于输送伴热介质和待伴热油气井3生产的待伴热油气的混合物。

可选的，伴热管线2的另一端可以通过三口高压连接头9，与产液管线4的进液端连接，其中，三口高压连接头9即为具有三个出口端的高压连接头。

可选的，三口高压连接头9的一端可以具有内螺纹，三口高压连接头9的另两端可以具有卡瓦。

可选的，三口高压连接头9的耐压力可以为42Mpa。

当然，在其他实施例中，三口高压连接头9还可以具有其他结构，三口高压连接头9的耐压力还可以为其他数值，本申请实施例在此对三口高压连接头9的结构和耐压力不作体限定。

具体的，如图1，可以将伴热管线2的另一端与三口高压连接头9具有卡瓦的一端连接，进而将三口高压连接头9具有卡瓦的另一端与产液管线4的进液端连接。当然，在其他实施例中，还可以通过其他方式，将伴热管线2的另一端与产液管线4的进液端连接，本申请实施例在此对上述连接方式不作具体限定。

可选的，产液管线4之间可以通过高压弯头10相连，也即是，产液管线4可以由两个或两个以上的子产液管线41相连得到。

参见图1，每两个子产液管线41之间可以通过高压弯头10连接在一起，其中，高压弯头10的耐压力可以为42Mpa，当然，每两个子产液管线41之间还可以通过其他方式连接在一起，高压弯头10的耐压力还可以为其他数值，本申请实施例在此对每两个子产液管线41之间的连接方式以及高压弯头10的耐压力不作具体限定。

步骤306，将对应规格的油嘴7安装在待伴热油气井3的生产侧的出液口上。

在本申请实施例中，油嘴7用于控制待伴热油气井3的生产压差。例如，当待伴热油气井3的生产压差较大时，可以将油嘴7的出口调小，当待伴热油气井3的生产压差较小时，可以将油嘴7的出口调大。

可选的，油嘴7可以具有外螺纹，待伴热油气井3的生产侧的出液口可以具有内螺纹，可选的，油嘴7的耐压力可以为42Mpa，本申请实施例在此对油嘴7和待伴热油气井3的生产侧的出液口的结构，以及油嘴7的耐压力不作具体限定。

在本申请实施例中，可以根据待伴热油气井3的生产侧的出液口的尺寸，以及待伴热油气井3的生产压差，选择对应规格的油嘴7，进而可以将对应规格的油嘴7具有外螺纹的一端，与待伴热油气井3的生产侧的出液口具有内螺纹的一端旋紧在一起。在其他实施例中，还可以通过其他方式，将对应规格的油嘴7与待伴热油气井3的生产侧的出液口连接，本申请实施例在此对上述连接方式不作具体限定。

步骤307，将对应规格的油嘴7与产液管线4的进液端连接。

参见图1，可以在对应规格的油嘴7上安装油嘴保温套8，然后将油嘴保温套8具有外螺纹的出液端与上述三口高压连接头9具有内螺纹的一端旋紧在一起，将三口高压连接头9具有卡瓦的另一端与产液管线4的进液端连接。

其中，油嘴保温套8用于对待伴热油气井3生产的油气进行保温。

可选的，油嘴保温套8的出液端可以具有外螺纹，当然，油嘴保温套8还可以具有其他结构，本申请实施例在此对油嘴保温套8的结构不作具体限定。

上述步骤305至步骤307为将伴热管线2的另一端以及待伴热油气井3的生产侧的出液口与产液管线4的进液端连接的过程。通过该过程，实现了将伴热管线2以及待伴热油气井3同时与产液管线4连通的目的，为后续对待伴热油气井3的伴热做了充分准备。

步骤308，打开热源井1和待伴热油气井3的生产闸门，使得伴热介质和待伴热油气同时从产液管线4的出液端流出。

在本申请实施例中，生产闸门用于分别控制热源井1和待伴热油气井3的生产和关停，待伴热油气即为在低温环境下待伴热油气井的产出液，产液管线4的出液端可以与储液罐连接，储液罐用于储存伴热介质和待伴热油气的混合物。

可选的，在打开热源井1和待伴热油气井3的生产闸门之前，可以检查热源井1和待伴热油气井3的各个仪表是否合理安装，检查上述各个结构的连接部位是否连接牢固且没有渗漏。当确定热源井1和待伴热油气井3的各个仪表合理安装，且，上述各个结构的连接部位连接牢固且没有渗漏后，缓慢打开热源井1和待伴热油气井3的生产闸门。

可选的，在打开热源井1和待伴热油气井3的生产闸门之后，可以实时监测待伴热油气井3的回压压力表和油压压力表，当待伴热油气井3的回压压力表和油压压力表的示数稳定后，可以每隔预设时间段，记录好热源井1和待伴热油气井3的各项生产数据，并每隔预设时间段，对热源井1和待伴热油气井3进行检查。其中，各项生产数据可以包括热源井1和待伴热油气井3的压力和温度等，本申请实施例在此对各项生产数据不作具体限定。

通过步骤308，可以将伴热介质和待伴热油气混合产出，从而，实现了对待伴热油气的伴热，避免了在低温环境下，出现原油凝化和冻堵以及气井管线胀裂的问题，从而可以延长待伴热油气井3的开井时率，提高了原油的采收率和和原油产量。

本申请实施例提供的油气井伴热方法，通过高含水量、高产液量的热源井1为待伴热油气井3提供伴热介质，通过伴热管线2对热源井1生产的伴热介质进行输送，大幅度减少了通过加热伴热管线2的伴热方法所损失的热量，大大提高了对伴热介质的热量利用率。当将伴热管线2和伴热油气井3的生产侧都与产液管线4连接，打开热源井1和待伴热油气井4的生产闸门时，待伴热介质和待伴热油气的混合物同时从产液管线4流出，使得待伴热油气可以直接使用伴热介质的热量，大大提高了对待伴热油气的伴热效果。此外，该油气井伴热方法较为简单安全，降低了油气田开发的安全隐患。

在本申请中，术语“第一”、“第二”等仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。

本领域技术人员在考虑说明书及实践这里公开的发明后，将容易想到本申请的其它实施方案。本申请旨在涵盖本申请的任何变型、用途或者适应性变化，这些变型、用途或者适应性变化遵循本申请的一般性原理并包括本申请未公开的本技术领域中的公知常识或惯用技术手段。说明书和实施例仅被视为示例性的。

应当理解的是，本申请并不局限于上面已经描述并在附图中示出的精确结构，并且可以在不脱离其范围进行各种修改和改变。本申请的范围仅由所附的权利要求来限制。

Claims (10)

1.一种油气井伴热方法，其特征在于，所述方法包括：

确定热源井，所述热源井用于为待伴热油气井提供伴热介质，所述热源井为高含水量、高产液量的油气井；

将所述热源井的生产侧的出液口与伴热管线的一端连接，所述伴热管线用于输送所述伴热介质；

将所述伴热管线的另一端与产液管线的进液端连接，将所述待伴热油气井的生产侧的出液口与所述产液管线的进液端连接，所述产液管线用于输送所述伴热介质和所述待伴热油气井生产的待伴热油气的混合物；

打开所述热源井和所述待伴热油气井的生产闸门，使得所述伴热介质和所述待伴热油气同时从所述产液管线的出液端流出。

2.根据权利要求1所述的油气井伴热方法，其特征在于，所述将所述热源井的生产侧的出液口与伴热管线的一端连接包括：

将所述热源井的生产侧的出液口与高压连接头的一端连接；

将所述高压连接头的另一端与单向止回阀的一端连接；

将所述单向止回阀的另一端与所述伴热管线的一端连接。

3.根据权利要求1所述的油气井伴热方法，其特征在于，所述热源井为含水量大于或者等于70％，且，产液量大于或者等于50立方米/天的油气井。

4.根据权利要求1所述的油气井伴热方法，其特征在于，所述将所述待伴热油气井的生产侧的出液口与所述产液管线的进液端连接包括：

将对应规格的油嘴安装在所述待伴热油气井的生产侧的出液口上，所述油嘴用于控制所述待伴热油气井的生产压差；

将所述油嘴与所述产液管线的进液端连接。

5.根据权利要求1所述的油气井伴热方法，其特征在于，所述热源井与所述待伴热油气井相邻，或者，所述热源井与所述待伴热油气井之间的距离小于设定阈值。

6.一种油气井伴热系统，其特征在于，所述系统包括：热源井(1)、伴热管线(2)、待伴热油气井(3)和产液管线(4)，其中，所述热源井(1)的生产侧的出液口与所述伴热管线(2)的一端连接，所述伴热管线(2)的另一端与所述产液管线(4)的进液端连接，所述待伴热油气井(3)的生产侧的出液口与所述产液管线(4)的进液端连接。

7.根据权利要求6所述的油气井伴热系统，其特征在于，所述系统还包括高压连接头(5)和单向止回阀(6)，其中，所述热源井(1)的生产侧的出液口与所述高压连接头(5)的一端连接，所述高压连接头(5)的另一端与所述单向止回阀(6)的一端连接，所述单向止回阀(6)的另一端与所述伴热管线(2)的一端连接。

8.根据权利要求6所述的油气井伴热系统，其特征在于，所述热源井(1)为含水量大于或者等于70％，且，产液量大于或者等于50立方米/天的油气井。

9.根据权利要求6所述的油气井伴热系统，其特征在于，所述系统还包括对应规格的油嘴(7)，其中，所述油嘴(7)安装在所述待伴热油气井(3)的生产侧的出液口上，所述油嘴(7)与所述产液管线(4)的进液端连接。

10.根据权利要求6所述的油气井伴热系统，其特征在于，所述热源井(1)与所述待伴热油气井(3)相邻，或者，所述热源井(1)与所述待伴热油气井(3)之间的距离小于设定阈值。

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