置是利用内燃发动机燃烧原理，将其间歇燃烧改为连续燃烧，配以自动控制系统及其他辅助设备，产生并直接向油井中注入高温的氮气、二氧化碳及水蒸汽的混合气体，可替代目前的注锅炉水蒸汽热采、注二氧化碳和注氮气等石油增产措施；洗井装置可替代目前的热载体洗井设备。
装置工作原理：
利用内燃式发动机的燃烧理论与工程技术研制的供石油热采使用的“高温气体注气装置”,其原理是：用空气中的氧作为氧化剂，空气中的氮作为氮气源，用燃油作燃烧剂，在高压下进行燃烧，产生高温燃气（约2500℃）,再通入水与之掺混进行热交换，使水吸热汽化，使燃气放热降温，最后形成适合热采或洗井要求的高温混合气体。
高温气体成分：
热采注气装置：（气体温度300—360 ℃ ）水蒸汽(干度大)40％，氮气（N2）45％，二氧化碳（CO2）15％。
洗井清蜡装置：（气体温度120—300 ℃ ）蒸汽50％，氮气（N2）40％，二氧化碳（CO2）10％。
装置结构：
该装置由中央控制器和以下各子系统组成：
1、空气压缩子系统、
2、燃油喷射子系统
3、燃气发生器子系统
4、点火子系统
5、汽化水喷射子系统
6、冷却子系统
7、安全子系统
内燃式热采注气装置
内燃式洗井清蜡装置
装置结构
高温混合气体装置的特点:
1.能耗小，每产生一吨气体的能耗只有蒸汽锅炉的43%；
2.混合气体全部注入地层，不污染环境；
3.出口温度及干度高,温度可达350℃以上;
4.由于是不凝气体，CO2、N2具有混相、降粘的作用，可大幅提高采收率；
5.运行费用仅是常规锅炉的30%，设备成本仅为9T/h可移动锅炉的四分之一；
6.注入油层的不凝气体，体积约是蒸气的三倍以上；
7.混合气体既可使原油降粘，又有大量N2气在注入井周围形成气体环带，因而提供气驱动力，能迅速提高地层能量（压力、温度）；
8.设备体积小、重量轻，灵活方便，特别适用于海上平台使用。
装置主要指标参数
热采注气装置主要参数如下：
高温混合气体产生量：G ＝ 900kg/h
燃油消耗量：Gr ＝ 40 kg/h
汽化水消耗量：GH2O ＝ 260 kg/h
最大电力消耗：180 kW（平均80 kW ）
高温混合气体干度： 1
高温混合气体压力（随井压自动调节）： 1～35MPa
高温混合气体温度（按采油工艺需要设定）200～360 ℃
与注水蒸汽热采相比二者的优缺点
目前我国各油田根据油藏情况，稠油开采方式主要是蒸汽吞吐及蒸汽驱。但存在许多缺点，主要是：
1.蒸汽锅炉综合热效率低，热损失大，热利用率只有70％左右。
2.蒸汽干度只有80％，大大降低了带入井下的热量，从而降低采收率，由于沿途散热，到达井下油层时蒸汽干度将低于0.5，即已有一半变为水。
3.锅炉生产蒸汽成本较高，导致石油开采成本高。
4.污染环境。每一吨燃油燃烧后都要产生大量的氮气及二氧化碳等。它们都被排入大气中并引起温室效应。
5.有效气体成分被浪费。锅炉排出的烟气中，主要成分是N2、CO2，而它们对提高原油采收率却十分有用。
6.固定资产投资大，运行费用高。建一个23 T/h锅炉的供气站需投资3000万元，一台9 T/h锅炉售价约900万元，一台车载可移动式9 T/h锅炉售价约定1000多万元。
7.多轮次注水蒸汽吞吐作业之后,油层集水过多,导致回采时含水率大增,达80%以上.使产油量下降,不经济.
8.与注锅炉水蒸汽相比，其代入地下的热量较少，对于超稠油的热采可能会降低效果。
洗井清蜡装置特点
•不影响油井正常生产和其他作业。
•对敏感油层影响很小，对油层无伤害，有利于提高采收率。
•全部气体直接注入井下，不污染大气环境。
•节能、运行费用低。可车载或撬装，机动灵活、方便实用。
•可以与化学清防蜡技术相结合使用。
•可以燃烧伴生天然气、燃料来源方便。在油井清蜡洗垢方面有很好的应用前景。
国外的模拟与实验
北海英国辖区内的MAUREEN油田经过长期注水开采，其采油量已达到石油地质储量的53%。经过对注气的模拟和可行性试验评价，人为其较理想的气体成分为：34%水蒸气，16% CO2，50% N2。
国内外的理论与实验研究情况
国内外对注混合气体热采的理论研究表明，高温混合气体在原油油藏中具有下列复杂的作用：
1.物理化学作用
• CO2有利于原油降粘，一般可使原油粘度降低到原来的1/10。
2.气体动力作用
• 气体N2有助于提高油层压力，在生产井周围形成相当大的气体区域而提高了气－液驱动力，使得热量和气体在油层内重新分布，由于N2气的压力驱动作用而提高了采收率。
3.热量作用
• 热载体与油藏之间的热交换作用,提高了油藏温度,降低了粘度,增大了原油的流动性.。
4. 很多实验研究证明, CO2 是提高原油采收率的一种有效的工作剤。在一定的压力下CO2 溶解在原油中之后，其作用为：
(1)增加原油的体积和流动能力
(2)能从岩石颗粒表面上洗下油膜
(3)降低油水界面张力,增强水对多孔介质的润湿性
(4)改善毛细管渗析作用,使油水移动均匀增加波及效率
⑸ 因原油粘度降低，流动性增强，因此减少了热载体的消耗量。
• 目前国内外的有关部门已从理论上建立了高温混合气体在井筒中流动的数学模型以及注高温混合气体采油的产能预测数学模型。
• 据胜利油田采油工艺研究院的室内试验研究证实，注入蒸汽加N2、CO2混合气体可以比单注蒸汽提高原油采收率达20～30％.
推广应用与经济效益
1.可用于吞吐采油
注入混合气体，可提高地层压力，在地层存有大量气体，反排时能量加大，尤其在中后期油井，见效显著，因此，可用于吞吐井的注气服务。
2.可用于气驱采油
注入混合气体，可增加波及系数，提高干度，提高地层压力及温度，为油田全面转入气驱提供了有效的装备。
3.可用于洗井、清蜡和油管中降粘、除腊。
4.可用于注水采油末期的油田注气增产。
5可用于中低渗透油藏注气热采。
6. 可配合化学开采一同使用，增加化工原料的驱动性。
7.
高温混合气体注气装置具有应用和推广价值：
1.投资少
⑴ 蒸汽锅炉购置费比较高，建一个蒸汽锅炉注汽站需投资1000—3000万元,而一套混合气体注气装置价格280—400万元。
⑵ 蒸汽锅炉是落地安装，到各个分散井口之间要铺设隔热输气管路，管路铺设费约100万元／km。而高温混合气体注气装置直接对井口注气，可车装移动，不需要铺设输气管路，节约了大笔费用。
2.运行费用低.
• 做一次吞吐作业一台混合气体注气装置的运行费用仅是注锅炉水蒸汽费用的1/4~1/3.
3.采收率高
• 注高温混合气可比注锅炉水蒸汽进一步提高采收率。
