MX2008011318A

MX2008011318A - Metodo para determinar un factor de sequedad de vapor.

Info

Publication number: MX2008011318A
Application number: MX2008011318A
Authority: MX
Inventors: Vladimir Vasilievich Tertychnyi; Marat Tokhtarovich Nukhaev
Original assignee: Schlumberger Technology Bv
Priority date: 2006-03-24
Filing date: 2007-03-15
Publication date: 2008-09-12
Also published as: CA2644596C; US20090248306A1; CA2644596A1; RU2312329C1; WO2007111533A1; US8645069B2

Abstract

La presente invención proporciona un método sencillo, aplicable en el campo y sin equipo extra para determinar la sequedad de vapor directamente bajo estímulo térmico de petróleo alta viscosidad. El efecto técnico se logra añadiendo el gas no condensado en un pozo bajo inundación al vapor saturado bomba abajo. La ocurrencia de gas no condensado de la mezcla variará la presión de vapor parcial. Al hacer esto, la temperatura de condensación de vapor variará también. Las mediciones de temperatura o presión de pozo de sondeo se pueden usar para evaluar la sequedad del vapor.

Description

MÉTODO PARA DETERMINAR UN FACTOR DE SEQUEDAD DE VAPOR La presente invención se relaciona con métodos para determinar sequedad de vapor bajo estimulo de depósito de petróleo de alta viscosidad. El tratamiento de vapor de zona de fondo de pozo encuentra una amplia aplicación en la industria del petróleo para estimular producción de petróleo viscoso pesado. El método de rutina de estimulo de vapor aplicado es inyectar el refrigerante diseñado hacia los agujeros de inyección. Más frecuentemente que no para un refrigerante, el vapor saturado de 0.7 - 0.8 de seco se usa. La sequedad de vapor es una de las particularidades criticas de los métodos térmicos a base de inyección de vapor del desarrollo de petróleo pesado. Mientras que se entrega desde la superficie a la profundidad de perforación, una porción del vapor se debe condensar a agua debido al intercambio de calor de roca circundante. En caso de lechos de depósito profundos, la falta de aislamiento de pozo térmico, la inundación de baja velocidad, y asi sucesivamente, el vapor se puede condensar más completamente a agua caliente. Esto romperá los conceptos de métodos de desarrollo térmico (impulsión de vapor, tratamiento de pozo con vapor) y reducir la eficiencia del mismo debido a la pérdida de energía interna rápida cuando se condensa el vapor Los métodos conocidos en el ramo para determinar la sequedad de vapor en el medios ambiente en el fondo de pozo se basan en muestreo de vapor de pozo, el uso de dispositivos de medición complicados u otros agentes químicos costosos como indicadores. Así, por ejemplo, la Patente de EUA # 5470749, 1995, describe un método para controlar la sequedad del vapor en donde el vapor del pozo se muestrea y se mezcla con cantidad baja del agente tensioactivo: RF Patente # 1046665, 1983, describe un método para determinar la sequedad del vapor que involucra medir la presión estática y dos parámetros de regencia relacionados funcionalmente con la sequedad del vapor. El análogo más cercado a la invención reivindicada es un método para determinar la sequedad del vapor del pozo que incluye inundar de vapor y determinar la sequedad del vapor en diversos puntos del pozo (Patente de EUA #4581926 fechado el 15 de abril de 1986) . De conformidad con el método conocido, un dispositivo de elemento de rotación especial se debe mover abajo a un pozo, las mediciones se deben hacer del régimen de refrigerante y densidad después del consumo de flujo de vapor y el cálculo de sequedad en cualquier punto a lo largo de la longitud del pozo. Las desventajas del método son un dispositivo extra y complejidad computacional. El efecto técnico de la invención implementada es una método sencillo, aplicable en el campo y libre de equipo extra para determinar la sequedad del vapor directamente bajo estimulo de depósito de petróleo de viscosidad pesada térmica. El efecto técnico se logra añadiendo un gas no condensado en un pozo cuando se inunda, al vapor saturado bomba abajo, y la sequedad del vapor en los diversos puntos de pozo se puede calcular mediante la siguiente fórmula: 2 I> I' - p z P P -P en donde, Qs es la sequedad de vapor de boca de perforación, Ps es la presión de inyección de boca de perforación Pm es la presión de sistema total en un punto determinado (m) de la boca de perforación, Pva or,s es la presión de vapor parcial a la temperatura Ts de condensación, en la boca de perforación, PvaPor,m es la presión de vapor parcial a la temperatura de condensación Tm en el punto dado (m) dee la boca de perforación, z es el vapor y compresibilidad de gas no condensado en la boca de perforación (s) en un punto dado (m) en la boca de perforación. Con esto, las presiones total y parcial Pm, Pvapor,s y PvaPor,m se determinan mediante las temperaturas Ts y Tm medidas en estos puntos (inyección de gas no condensados pre- y post) . El gas no condensado no es más del 30% de la mezcla total de vapor-gas. Añadiendo hasta 30% del gas no condensado se permitirá que se use una alarma de caída de temperatura bien marcada 830° hasta 50°) cuando se calcula. Desde el punto de vista económico y técnico, esto no es aconsejable de añadir más gas no condensado (debido a la disminución substancial en la temperatura) . Para gases no condensados, los gases de hidrocarburo se pueden usar tales como metano, etano, propano, butano, etc., siendo unos no condensados bajo las presentes condiciones de operación, y nitrógeno, dióxido de carbono, etc., también. El método sugerido para determinar la sequedad del vapor se base en el hecho de que la ocurrencia de gas no condensado de la mezcla variará la presión de vapor parcial.

Al hacer esto, la temperatura de condensación de vapor también variará. Por lo tanto, las mediciones de temperatura y presión de perforación se pueden usar para evaluar la sequedad del vapor. De conformidad con la ley de Dalton la presión parcial del componente pj será igual al producto de la fracción molar de este componente en gas y~¡ y la presión total del sistema p: Por lo tanto, añadir el gas no condensado al vapor inundado resultará en reducir la presión de vapor parcial (la presión de inyección total se mantendrá la misma) . Debido a las pérdidas de calor de pozo constante a las rocas circundantes, el vapor condensará el agua a lo largo de la longitud completa del pozo. A medida que disminuye la sequedad del vapor, la fracción molar del vapor en una fase de gas yvapor se reducirá también. Esto, a su vez, resultará en variación en la presión de vapor parcial (en cuando a (1)) y reducción correspondiente en la temperatura de condensación de vapor . De esta manera, conociendo la sequedad del vapor en la boca de la perforación, sus valores de presión y temperatura son la posibilidad de determinar la sequedad del vapor a lo largo del pozo completo, usando las mediciones de presión y temperatura de fondo de pozo. De conformidad con la ley de Dalton (1) y la ecuación de condición para gases reales en donde, Ps es la presión de inyección de boca de perforación, PVaPor,s es la presión · de vapor parcial a la temperatura de condensación Ts en la boca de perforación, ?,µ,? son el flujo de masa, la masa molar, y capacidad de condensación de vapor y gas no condensado, respectivamente. Por lo tanto, el vapor de masa y los regímenes de agua serán como sigue: en donde, Q es la sequedad de vapor de boca de perforación conocida. Las relaciones anteriores también son válidas para cualquier punto en la boca de perforación (m) , en donde Pm es la presión de sistema total en el punto determinado (a la profundidad determinada) , y PvaPor,m es la presión de vapor parcial a la temperatura Tm condensada en el punto determinado. Basado en una ecuación de balance de material y el hecho de que para un aditivo el gas no condensado se usa, una ecuación para determinar la sequedad de vapor en el punto (m) se puede obtener: y z P P -P ym ~ p p _P El método se debe i plementar como sigue: Con estimulo térmico de depósito de petróleo de viscosidad pesada, el Qs = 95%-vapor seco debe ser inundado pozo abajo. La presión y temperatura de boca de perforación será Ps = 70 atm y Ts = 287.7°C, respectivamente, los agujeros serán Pm = 60 atm y Tm = 277.5°C, respectivamente. Al añadir el gas no condensado (metano) en cantidad de 20% de masa de mezcla de vapor-gas total las mediciones de temperatura de boca de perforación y el fondo de agujero mostradas como sigue: a) la temperatura Ts de boca de perforación disminuye a 273°C, b) la temperatura T2 de fondo de agujero disminuye a 251°C.

Los diagramas de agua-fase (P-T) han proporcionado presiones parciales correspondientes tales como, PVaPor,s = 56 atm y PvaPor,m = 39 atm. Supóngase que los gases son ideales (z = 1) . Substituyendo la fórmula (5) obtenemos como sigue.

Por lo tanto, la sequedad de vapor de fondo de pozo constituye el 44%. Una cierta ventaja del método sugerido debe ser la facilidad y capacidad de aplicación en campo. No hay necesidad de montar equipo de medición de fondo de pozo extra. Las mediciones de temperatura se podrían obtener tanto usando los sistemas de medición de temperatura distribuidos como mediante registro de temperatura convencional.

Claims

REIVINDICACIONES 1.- El método para determinar la sequedad de vapor saturado que incluye inundación de vapor y determinar la sequedad del vapor en diversos puntos de pozo, caracterizado en que el gas no condensado en un pozo cuando se inunda se añadirá al vapor saturado bomba abajo, y la sequedad del vapor en los diversos puntos de pozo se puede calcular mediante la siguiente fórmula: z z P P - P U„-y,- _ ¦ ¦- en donde, es la sequedad de vapor de boca de perforación, Ps es la presión de inyección de boca de perforación, Pm es la presión de sistema total en el punto dado (m) de la boca de perforación, Pvapor,s es la presión de vapor parcial a la temperatura Tm de condensación en la boca de perforación, Pvapor,m es la presión parcial de vapor a la temperatura Tm de condensación en el punto dado (m) de la boca de la perforación. z es el la capacidad de compresión de vapor y gas no condensado en la boca de la perforación (s) y en el punto dado (m) de la boca de perforación.
2. - El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado en que, las presiones totales y parciales Pmf PvaPor,s y PvaPor,m se determinan mediante las temperaturas Ts y Tm medidas en estos puntos (pre- y post-inyección del gas no condensado) .
3. - El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado en que el gas no condensado no debe ser más del 30% de la mezcla total de vapor-gas.