本实用新型涉及石油行业稠油热力开采的装置，尤其是油田热采蒸汽管路高温高压蒸汽的止回与放空装置。
二、
背景技术：
稠油亦称重质原油或高粘度原油(英文名为heavy oil)，按粘度分类，把在油层温度下粘度高于100mps的脱气原油称为稠油。据估计世界常规石油的总资源量为3000亿吨，此外还有稠油、油砂及油页岩等非常规石油资源，它们的储量折合为石油估计有八九千亿吨之多，这些将成为21世纪石油的重要来源。据有关资料报道，我国稠油的储量在世界上居第七位，迄今已发现有9个大中型含油盆地和数量众多的稠油油藏区块。近年来，我国也加速了稠油的开发，目前稠油的产量已经占全国石油年产量的十分之一以上。在油田的石油开采中，稠油具有特殊的高粘度和高凝固点特性，在开发和应用的各个方面都遇到一些技术难题。就开采技术而言，胶质、沥青质和长链石蜡造成原油在储层和井筒中的流动性变差，要求实施高投入的三次采油工艺方法。高粘、高凝稠油的输送必须采用更大功率的泵送设备，并且为了达到合理的泵送排量，要求对输送系统进行加热处理或者对原油进行稀释处理。热力采油是稠油采出的主要方法。
热力采油之所以能居于EOR中的特殊地位，是由于它具有以下优点。
(1)使用的工作介质是到处都可以取得的水和空气。该类方法的应用范围不受制备大试剂技术条件的限制。
(2)在各种不同的油田地质埋藏条件下，热采方法通常都可得到较高的原油采收率。
(3)热采方其它EOR方法比较，经济效益最优。美国能源部的一份关于EOR可行性报告中指出，热采费用指数最低，净附加采收率最高。
(4)常规的热采方法(注蒸汽和火烧油层)是以消耗部分能源(燃料和电能)为代价，开采更多原由的能量密集型工艺技术。各种各样的节能技术，如热电联产，原煤的地下煤气化，劣质煤的流化床燃烧技术等相继运用于热采工艺，能降低热采成本，使之更具吸引力。
注蒸汽(包括蒸汽吞吐和整齐驱)和火烧油层组成热采的两大工艺。都是工业化的采油方法，(1)能量利用效率上，连续注蒸汽不仅有向上下盖层的导热损失，而且在进入油层之前，还有一定数量的能量损耗在地面和井筒的输汽过程中。
(2)经济分析技术费用和附加采收率的高低可以衡量哪一中可采工艺更可取。技术费用包括一般性开支和特殊性开支。一般性开支主要是钻井和完井、注采设备、地面装置、施工和维修费。特殊性开支是指与所用工艺法所用的费用，主要包括 蒸汽发生器、压缩机和泵等设备所耗的能源及投资。在大多数的情况下，注蒸汽占有绝对的优势地位。
蒸汽吞吐和蒸汽驱，蒸汽吞吐通常的过程是：在几周(2～4周)内每天向该井注入一定数量的蒸汽，停注后关井数天使蒸汽凝结，浸泡油层使热量扩散，然后开井生产。待产量减至一定限度时，再重复上述过程，因此它又被称为循环注蒸汽、蒸汽浸泡或蒸汽激励。蒸汽吞吐提高产量的可能因素有：(1)注入蒸汽的热量提高了油层温度，因降粘增加原油流动性。(2)油层流体热膨胀。(3)溶解气体压缩。(4)减少残余油饱和度。(5)井筒和近井地带清洗解堵效应。由原油增产的第一个因素(降粘)可知，该工艺特别适用于对温度很敏感的高粘原油。从其它因素可以预计，它对轻质原油业有增产效果。
蒸汽吞吐工艺的主要参数有：注入蒸汽的热力参数(压力或温度和干度)，注入速率(t/h)，总注气量(t/循环)和焖井时间(d)。
(1)蒸汽热力参数它们往往受蒸汽发生器和井深等条件限制。在上述条件许可下，尽可能注以高干度的饱和蒸汽，因为干度提高0.1相当于温度提高30～40℃的热量，在蒸汽发生器无法提高干度的场合下，可在地面采用汽水分离器。
(2)注汽速率它时常受限于蒸汽发生器容量和油层吸气能力，尽可能大的注汽速率不仅减少地面和井筒热量损失，而且缩短油井非生产时间，油层高度上热量分布也更均匀些。
(3)总注汽量对不太厚的油藏，它应当与油层厚度成正比，成功地蒸汽吞吐油井，每米油层的注汽量为40～100t/m。油层有效厚度大，取较低值，以使总注汽时间不超过一个月，以2～3周为宜。
(4)焖井时间焖井的作用是使注入蒸汽的热量在油层内充分扩散，焖井的时间较短，开井后油井可能有几天自喷，这部一定是好的生产方式，这意味着大量的蒸汽带走热量。但焖井的时间过长，不能利用蒸汽注入使压力提高驱动能量，特别对能量不足的油藏，焖井的时间应适当短些，以2～3d，最长不超过8d；蒸汽吞吐之所以被广泛应用是由于：
(1)有较高的采油速度，产量响应快，注汽2～4周焖井几天后即可投入生产，采油时间几个月，甚至可高达一年。
(2)经济效益较高，作为成本标志之一的油汽比高达1以上。但它只是一种激励措施，很少增加油层驱动能量，最高采收率不超过30％，因此为了提高油藏的最终采收率，一般在蒸汽吞吐若干次后实施蒸汽驱。
蒸汽驱：蒸汽驱是一种类似于注水的提高采收率方法，需要选择适当的井网，影响蒸汽驱效果的主要参数是：蒸汽热力参数、注入速率、井网大小和几何形状。
(1)蒸汽热力参数蒸汽驱通常是在吞吐已采出相当数量的原油，油层压力降低后进行的，因此蒸汽压力比吞吐小，相应的饱和度也低，至于蒸汽干度，汽驱干度应高些，汽驱初期宜高些，注入蒸汽体积大，接触原油的体积也多，但气相粘度远比水相小，使水蒸汽混合粘度降低，不利的流度比会导致驱替效率和波及效率变差，因 此存在着一个最佳蒸汽干度。汽驱后期，被驱替的原油后面已形成蒸汽冷凝的热水带，宜注干度低的蒸汽甚至可考虑注热水或冷水，防止蒸汽在采油井的突破，减少产液带走过多热量，提高蒸汽驱的油汽比。
(2)注入速率与蒸汽吞吐不同，为了消除井网尺寸的影响，蒸汽驱以单位油层的体积为基准衡量注入速率，虽然数值模拟计算表明，注入速率对原油采收率几乎没有影响，不存在最佳注入速率问题，但从减少地面和井筒热损失着眼，以较大的注入速率为宜。
(3)井网尺寸和几何形状布井方式与油藏特性有关，对于稠油油藏蒸汽驱而言，应该遵守下列规则：
井距不宜太大，以减少上下盖层热损失，并能有利于防止蒸汽超覆，当油藏较深时，采用小井距在经济上不可取。
高生产井/注水井比的井网将有较高的采收率，故常用反五点，反七点的布井方式。
井网的注入井和采油井，汽驱前都应当进行吞吐，或者在注入井汽驱初期采油井同时进行吞，减小驱油通道阻力。稠油油藏开发一般可划分为如下五个阶段，即冷采、蒸汽吞吐、蒸汽吞吐加蒸汽驱、蒸汽驱、热水驱。
(1)冷采阶段
一般仅适合于原油粘度较低，有一定渗流能力的稠油油藏，该阶段产量所占比重不大。而国内辽河高升油田则占有相当大的比例，如生产16年采收率达到23.2％，其中冷采采收率达13.9％，占一半以上。
(2)蒸汽吞吐阶段
一般而言，蒸汽吞吐可划分为3个小阶段：
l)吞吐生产初期(l一3周期)，此时产液量增加，地下亏空增加，地层压力降低，综合含水低于30％；
2)吞吐生产中期(4一5周期)，此时产液量达最大，地下亏空最大，综合含水30％～60％，地层压力最低，处于吞吐到汽驱转换方式的最佳时机；
3)吞吐生产末期(6一8周期)，此时产液量减少，地下存水增加，地层亏空减少，甚至不亏空，地层压力由最低开始回升，此时单井日产很低，综合含水大幅度上升，最高可达80％以上，部分井由于汽窜甚至可能100％含水。一般而言，由于蒸汽吞吐阶段加热的油藏体积有限，波及系数不高，其采收率不会高于30％。
(3)蒸汽吞吐加蒸汽驱
此阶段延续时间一般在半年到一年，此时蒸汽驱井组陆续投入蒸汽驱，而采油井还在进行蒸汽吞吐。此时注汽井连续注汽，使油层得到了连续的热量供应，而吞吐井继续生产，则使吞吐所加热的油藏采出液量增加，达到降低采油井地层压力的目的，由此建立起的注采井间地层压力驱动系统为下一步连续蒸汽驱创造了良好的条件。
(4)蒸汽驱
蒸汽驱使稠油油藏提高采收率的主要手段，根据新疆油田分公司蒸汽驱的情况分析，蒸汽驱可以划分为4个小的阶段：
l)蒸汽驱初期升压阶段。此阶段由于吞吐期间地层亏空，油层压力低，注入蒸汽一方面为油层连续提供热量，更主要的是向地层补充能量，提高地层压力，生产井因油层部分压力上升，驱动压差增大，使井筒附近液体向井渗流。因此该阶段表现为压力上升很快，含水大幅度上升，最高可达95％以上，液量上升不大，产油量低，是热采生产的低谷期，延续时间半年到一年左右，生产方式主要以热水驱加部分蒸汽驱为主。
2)蒸汽驱中期稳压阶段。此阶段由于注入大量高温高压蒸汽，注汽井周围油层温度大幅度上升，地层压力也上升到接近注入压力，并由此形成注汽并与采油井间的驱替压力梯度，加上吞吐期间的预热油藏作用，使得吞吐期间波及不够或未波及到的井间区域开始受到蒸汽驱的作用，采油井产油量开始上升并达到峰值，地层压力上升到一定值后保持稳定。此阶段延续时间为半年到两年左右，生产方式以蒸汽驱为主。
3)蒸汽驱后期突破窜进阶段。此阶段主要表现为压力达到一定值后发生蒸汽突破，此时产液量迅速上升，产油量迅速降低，综合含水高达98％。此阶段的出现，标志着蒸汽驱已接近晚期，当然也有因蒸汽推进不均匀而发生窜进，致使采油井水淹的现象，就需要进行调整，此阶段延续时间极短，一般1～2个月，表现为热水窜进。
4)蒸汽驱调整增产阶段。此阶段是在出现大量水窜的情况下进行的，此时可采取注汽井间注、采油井连续生产或降低注汽强度、控关高含水井、封堵汽窜层、投球选注、分层注汽等调整措施，可使汽驱产量维持在蒸汽驱中期的水平。本阶段持续时间一般1一2年，其驱替方式以蒸汽驱为主体。
(5)热水驱根据有关计算，在饱和流体的储层中，注入蒸汽热量的64％是用于加热岩石的，仅有36％是用来加热流体的，因此通过蒸汽吞吐和蒸汽驱生产后，仍有高达2/3的热量是储存在岩石骨架中的，地层采收率一般为30％～45％，地层尚有剩余油存在。因此，可改蒸汽驱为热水驱方式，充分利用这部分热量。美国克恩河油田所进行的热水驱可提高采收率5％以上。
稠油热采的新工艺包括：1、注蒸汽加溶剂或聚合物，在注蒸汽之前先注入高浓度的聚合物溶液或溶剂，聚合物在很长一段时间内，作用于高渗透性层带，而低渗透性层带不受影响，因此该法能提高波及系数。2、注热碱水，注热碱水是采用热化学的方法之一，其主要的原理是：采用层内干蒸汽形成加热带，使热作用和化学作用结合起来，为空隙介质中驱替原油创造优越的条件。3、蒸汽—气体循环法，可保证处于开采后期的稠油藏具有良好的工艺效果，可持续11——33个月提高油井开采的技术指标。4、水平井与注热水结合进行，试验表明，水平井与注热水综合利用可提高油井采收率。5、注热水和空气，通过注热水和空气而在地层中生成蒸汽，采用该法可克服单一方法的缺点。依靠地层内低温液相氧化反应使热水转化为蒸汽，在地层内直接建立蒸汽段赛与燃烧源，形成层内燃烧，这是一种有前途的方法。
三、
技术实现要素：
本实用新型目的是，提出一种控制蒸汽方向回流和放空的装置，可同时应用于蒸汽吞吐和汽驱阶段，适用于高压蒸汽与中低压蒸汽的要求。本实用新型目的还在于，解决锅炉停注瞬间井内的蒸汽与原油混合物反串至注汽管道，腐蚀注汽管道，缩短注汽管道的寿命，带来安全隐患。本实用新型还设有放空功能，使整套注汽流程的维修变得简易。本实用新型调适用压力范围大，适用于各种的稠油的热采工况条件。
本实用新型技术方案是：高温高压蒸汽止回放空装置，包括第一连接卡箍1、第二连接卡箍2、蒸汽放空阀3、蒸汽止回阀4、主管体5、副管体6；蒸汽止回阀4与主管体5串联，副管体并联在主管体上，副管体串联蒸汽放空阀3。主管体5的端部设有第一连接卡箍与第二连接卡箍。副管体6为放空管。
进一步的，装置中的蒸汽止回阀的阀体与阀盖之间采用自紧式密封结构(即伍德密封结构)，设有排放功能：若注汽管线中有需修理的情况，锅炉停止注汽后，开启本装置的放空阀即可。使整套注汽流程的维修变得简易。本装置采用活动连接方式，安装或拆卸方便。
本实用新型的有益效果：
1、本实用新型具有止回功能：解决锅炉停注瞬间井内的蒸汽与原油混合物反串至注汽管道，腐蚀注汽管道，缩短注汽管道的寿命，带来安全隐患。
2、本实用新型具有放空功能，使整套注汽流程的维修变得简易。
3、安装、拆卸使用方便，受到试用油田的极好评价。
四、附图说明
图1高温高压蒸汽止回放空装置结构图。
五、具体实施方式
如图所示，图1高温高压蒸汽止回放空装置结构图中，包括第一连接卡箍1、第二连接卡箍2、蒸汽放空阀3、蒸汽止回阀4、主管体5、副管体6(放空管)；蒸汽止回阀4与主管体5串联，副管体并联在主管体(蒸汽止回阀的进口管)上，副管体串联蒸汽放空阀3。主管体5的端部设有连接卡箍2。将第一连接卡箍1与进汽管道连接、第二连接卡箍2与下游管道连接即可。在整套注汽官网需要维护或修理时，打开蒸汽放空阀3即可。
本装置的阀门组件、管体等材料均经过防腐蚀，能有效防止高矿化度含量原油与蒸汽混合物的腐蚀。
本装置的密封性能极佳，压力越高密封性能越好；阀瓣与阀座密封面材料采用耐腐蚀、耐高温、耐撞击、耐擦伤的硬质合金。