RU2312329C1 - Способ определения степени сухости пара - Google Patents
Способ определения степени сухости пара Download PDFInfo
- Publication number
- RU2312329C1 RU2312329C1 RU2006109273/28A RU2006109273A RU2312329C1 RU 2312329 C1 RU2312329 C1 RU 2312329C1 RU 2006109273/28 A RU2006109273/28 A RU 2006109273/28A RU 2006109273 A RU2006109273 A RU 2006109273A RU 2312329 C1 RU2312329 C1 RU 2312329C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- steam
- well
- dryness
- degree
- vapor
- Prior art date
Links
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N25/00—Investigating or analyzing materials by the use of thermal means
- G01N25/56—Investigating or analyzing materials by the use of thermal means by investigating moisture content
- G01N25/66—Investigating or analyzing materials by the use of thermal means by investigating moisture content by investigating dew-point
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials Using Thermal Means (AREA)
Abstract
Изобретение относится к измерительной технике. В способе в закачиваемый в скважину насыщенный водяной пар добавляют неконденсируемый в скважине в условиях процесса закачки газ. Присутствие неконденсируемого газа в смеси изменяет парциальное давление пара. Тем самым изменяется и температура конденсации пара. Результаты измерения температуры или давления в стволе скважины используют для расчета степени сухости пара. Технический результат - возможность непосредственного определения степени сухости пара в процессе осуществления теплового воздействия на пласты с высоковязкой нефтью и упрощение способа в полевых условиях. 2 з.п. ф-лы.
Description
Изобретение относится к способам определения степени сухости пара при осуществлении теплового воздействия на пласты с высоковязкой нефтью.
Паротепловая обработка призабойных зон скважин широко применяется в нефтяной промышленности для интенсификации добычи тяжелых вязких нефтей. Применяемый традиционный способ паротеплового воздействия заключается в закачке расчетного объема теплоносителя через нагнетательные скважины. Чаще всего в качестве теплоносителя используют насыщенный водяной пар со степенью сухости 0,7-0,8. Сухость пара является одним из критических параметров тепловых способов разработки тяжелых нефтей, основанных на закачке пара в пласт. В процессе доставки пара с поверхности до глубин интервала перфорации часть пара конденсируется в воду вследствие теплообмена с окружающими породами. В случае глубокого залегания пластов-коллекторов, недостаточной термоизоляции скважин, малых скоростей закачки и т.д. пар может полностью сконденсироваться в горячую воду. Это приведет к нарушению концепций тепловых способов разработки (вытеснение паром, паротепловая обработка скважин) и снижению их эффективности вследствие быстрого исчезновения внутренней энергии в результате конденсации пара.
Известные из уровня техники способы определения степени сухости пара в скважинных условиях основаны на отборе образцов пара из скважины, использовании сложных измерительных устройств или на использовании довольно дорогостоящих химических агентов в качестве трасеров.
Так, например, в патенте США №5470749, 1995 описан способ контроля степени сухости пара, предусматривающий отбор образца пара из скважины и смешивание его с небольшим количеством поверхностно-активного вещества. В патенте РФ 1046665, 1983 описан способ определения степени сухости пара, заключающийся в измерении статического давления и двух контрольных параметров, функционально связанных со степенью сухости пара.
Наиболее близким аналогом заявленного изобретения является способ определения степени сухости пара в скважине, включающий закачку пара в скважину и определение степени сухости пара в различных точках скважины (патент США 4581926, 15.04.1986). Известный способ предусматривает опускание в скважину специального устройства со вращающимся элементом, измерение скорости и плотности потока и последующий расчет расхода и степени сухости пара в любой точке по всей длине скважины. Недостатком данного способа является необходимость использования дополнительного устройства и сложность расчета.
Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в обеспечении простого, применимого в полевых условиях и не требующего использования дополнительного оборудования способа определения степени сухости пара непосредственно в процессе осуществления теплового воздействия на пласты с высоковязкой нефтью. Данный технический результат достигается за счет того, что в закачиваемый в скважину насыщенный водяной пар добавляют неконденсируемый в скважине в условиях процесса закачки газ, а расчет степени сухости пара в различных точках скважины осуществляют по формуле:
где Qs - степень сухости пара на устье скважины,
Ps - давление нагнетания на устье скважины,
Pm - полное давление системы в данной точке (m) в стволе скважины,
Psteam,s - парциальное давление пара при температуре конденсации Ts на устье скважины,
Psteam,m - парциальное давление пара при температуре конденсации Tm в данной точке (m) в стволе скважины,
z - сжимаемость пара (steam) и неконденсируемого газа (gas) на устье скважины (s) и в данной точке (m) в стволе скважины.
При этом значения полного и парциальных давлений Pm, Psteam,s и Psteam,m определяют по результатам измерений температуры Ts и Tm в этих точках (до и после закачки неконденсируемого газа).
Количество неконденсируемого газа составляет не более 30% от общей массы парогазовой смеси.
Добавление неконденсируемого газа в количествах до 30% позволяет получить заметный сигнал падения температуры (от 30° до 50°), который может использоваться при расчете. Добавление большего количества неконденсируемого газа нецелесообразно из экономических и технологических соображений (может быть значительное снижение температуры).
В качестве неконденсируемых газов могут быть использованы углеводородные газы (метан, этан, пропан, бутан и т.д.), которые являются неконденсируемыми в данных эксплуатационных условиях, а также азот, двуокись углерода и т.п.
Предложенный способ определения степени сухости пара основан на том, что присутствие неконденсируемого газа в смеси изменяет парциальное давление пара. Тем самым изменяется и температура конденсации пара. Следовательно, результаты измерения температуры или давления в стволе скважины могут быть использованы для оценки степени сухости пара. В соответствии с законом Дальтона парциальное давление компоненты pj равно произведению мольной доли этой компоненты в газе yj и полного давления системы р:
Следовательно, добавление неконденсируемого газа в нагнетаемый в скважину водяной пар приводит к уменьшению парциального давления пара (общее давление нагнетания в системе остается прежним). Благодаря постоянным потерям тепла от скважины в окружающие породы, пар будет конденсироваться в воду по всей длине скважины. Сухость пара будет уменьшаться и, следовательно, мольная доля пара в газовой фазе ysteam будет таким же образом сокращаться. Это в свою очередь приводит к изменению парциального давления пара (согласно (1)) и соответствующему уменьшению температуры конденсации пара.
Таким образом, знание степени сухости пара на устье скважины, величин его давления и температуры дает возможность определить степень сухости пара по всей длине скважины, основываясь на скважинных замерах давления или температуры. Согласно закону Дальтона (1) и уравнению состояния для реальных газов
где Ps - это давление нагнетания на устье скважины, Psteam,s - парциальное давление пара при температуре конденсации Ts на устье скважины, w, μ, z - это соответственно массовый расход, молекулярная масса и сжимаемость пара (steam) и неконденсируемого газа (gas).
Следовательно массовые скорости пара и воды будут:
где Qs - это известная сухость пара на устье скважины.
Приведенные выше соотношения справедливы и для любой точки в стволе скважины (m), где Pm - это полное давление системы в данной точке (на данной глубине), a Psteam,m - парциальное давление пара при температуре конденсации Tm в данной точке. Из уравнения материального баланса и того факта, что в качестве добавки используется неконденсируемый газ, можно вывести выражение для определения степени сухости пара в точке (m):
Способ осуществляется следующим образом.
При осуществлении теплового воздействия на пласт с высоковязкой нефтью с поверхности в скважину закачивается пар с сухостью Qs=95%.
Давление и температура на устье скважины соответственно Ps=70 атм и Ts=287,7°С, на забое - Pm=60 атм и Tm=277,5°С соответственно.
После добавки неконденсируемого газа (метана) в количестве 20% от общей массы парогазовой смеси измерения температуры на устье и забое скважины показали, что:
a) температура на устье Ts снизилась до 273°С,
b) на забое скважины - до 251°С.
Фазовые диаграммы воды (Р-Т) дали соответствующие значения парциальных давлений Psteam,s=56 атм и Psteam,m=39 атм.
Используем предположение, что газы идеальные (z=1).
Подставляя в формулу (5), получаем:
Следовательно, степень сухости пара на забое скважины составляет 44%.
Несомненным преимуществом предложенного способа является его простота и применимость в полевых условиях. Он не требует установки дополнительного измерительного оборудования в скважине. Температурные замеры могут быть получены как при использовании распределенных систем измерения температуры, так и по результатам традиционной термометрии.
Claims (3)
1. Способ определения степени сухости насыщенного водяного пара в скважине, включающий закачку пара в скважину и определение степени сухости пара в различных точках скважины, отличающийся тем, что в закачиваемый в скважину пар добавляют неконденсируемый в скважине в условиях процесса закачки газ, а расчет степени сухости пара в различных точках скважины определяют по формуле
где Qs - степень сухости пара на устье скважины;
Ps - давление нагнетания на устье скважины;
Рm - полное давление системы в данной точке (m) в стволе скважины;
Psteam,s - парциальное давление пара при температуре конденсации Ts на устье скважины;
Psteam,m - парциальное давление пара при температуре конденсации Тm в данной точке (m) в стволе скважины;
z - сжимаемость пара (steam) и неконденсируемого газа (gas) на устье скважины (s) и в данной точке (m) в стволе скважины.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что значения полного и парциальных давлений Pm, Psteam,s и Psteam,m определяют по результатам измерений температуры Ts и Тm в этих точках (до и после закачки неконденсируемого газа).
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что количество неконденсируемого газа составляет не более 30 мас.% от общей массы парогазовой смеси.
Priority Applications (5)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006109273/28A RU2312329C1 (ru) | 2006-03-24 | 2006-03-24 | Способ определения степени сухости пара |
PCT/RU2007/000125 WO2007111533A1 (fr) | 2006-03-24 | 2007-03-15 | Procédé permettant de déterminer le degré de sécheresse d'une vapeur |
US12/295,315 US8645069B2 (en) | 2006-03-24 | 2007-03-15 | Method for determining a steam dryness factor |
MX2008011318A MX2008011318A (es) | 2006-03-24 | 2007-03-15 | Metodo para determinar un factor de sequedad de vapor. |
CA2644596A CA2644596C (en) | 2006-03-24 | 2007-03-15 | Method for determining a steam dryness factor |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006109273/28A RU2312329C1 (ru) | 2006-03-24 | 2006-03-24 | Способ определения степени сухости пара |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2312329C1 true RU2312329C1 (ru) | 2007-12-10 |
Family
ID=38541385
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2006109273/28A RU2312329C1 (ru) | 2006-03-24 | 2006-03-24 | Способ определения степени сухости пара |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8645069B2 (ru) |
CA (1) | CA2644596C (ru) |
MX (1) | MX2008011318A (ru) |
RU (1) | RU2312329C1 (ru) |
WO (1) | WO2007111533A1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2623686C1 (ru) * | 2016-06-02 | 2017-06-28 | Общество с ограниченной ответственностью "ТатАСУ" | Информационная система оценки качества пара |
Families Citing this family (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102134988B (zh) * | 2010-11-18 | 2013-09-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 热采水平井井下蒸汽干度测量方法 |
JP5539176B2 (ja) * | 2010-12-10 | 2014-07-02 | アズビル株式会社 | 乾き度測定装置及び乾き度測定方法 |
JP5785468B2 (ja) * | 2011-09-29 | 2015-09-30 | アズビル株式会社 | 気液二相流体状態制御装置および気液二相流体状態制御方法 |
CN103939083A (zh) * | 2014-03-26 | 2014-07-23 | 辽宁瑞达石油技术有限公司 | 高温六参数组合测试仪、测试系统及测试方法 |
CN105003238B (zh) * | 2015-07-24 | 2017-06-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 利用井筒压力温度剖面分析井下蒸汽干度方法 |
CN111535798B (zh) * | 2020-06-19 | 2020-11-10 | 四川奥达测控装置有限公司 | 一种蒸汽计量系统的计量方法 |
Family Cites Families (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3782470A (en) * | 1972-08-23 | 1974-01-01 | Exxon Production Research Co | Thermal oil recovery technique |
US3908762A (en) * | 1973-09-27 | 1975-09-30 | Texaco Exploration Ca Ltd | Method for establishing communication path in viscous petroleum-containing formations including tar sand deposits for use in oil recovery operations |
CA1028943A (en) * | 1974-02-15 | 1978-04-04 | Texaco Development Corporation | Method for recovering viscous petroleum |
US4409825A (en) * | 1981-07-06 | 1983-10-18 | Conoco Inc. | Down hole steam quality measurement |
US4542993A (en) * | 1983-09-09 | 1985-09-24 | Texaco Inc. | Method of measuring quality of steam in a flow fine |
US4547078A (en) * | 1984-03-09 | 1985-10-15 | Texaco Inc. | Method and device for measuring steam quality |
US4581926A (en) * | 1984-11-15 | 1986-04-15 | Shell Oil Company | Determination of steam quality in thermal injection wells |
US4658208A (en) * | 1985-06-19 | 1987-04-14 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Downhole steam quality measurement |
US4712006A (en) * | 1985-08-27 | 1987-12-08 | Shell Oil Company | Steam quality measurement apparatus and method |
US4788848A (en) * | 1986-04-10 | 1988-12-06 | Chevron Research Company | Chemical tracer determination of steam quality |
US4982786A (en) * | 1989-07-14 | 1991-01-08 | Mobil Oil Corporation | Use of CO2 /steam to enhance floods in horizontal wellbores |
US5214956A (en) * | 1990-10-15 | 1993-06-01 | Chien Sze Foo | Method and apparatus for determining steam quality by measuring the condensate rate of a steam sample flowing through a critical flow nozzle |
US5182939A (en) * | 1991-04-01 | 1993-02-02 | Texaco Inc. | Method for determination of average downhole steam quality by measuring the slip ratio between the vapor and liquid phases of steam |
RU2046328C1 (ru) * | 1992-01-10 | 1995-10-20 | Александр Васильевич Коваленко | Устройство для определения степени сухости потока влажного пара |
US5470749A (en) * | 1993-08-27 | 1995-11-28 | Mobil Oil Corporation | Method for determining steam quality using a foaming surfactant |
-
2006
- 2006-03-24 RU RU2006109273/28A patent/RU2312329C1/ru not_active IP Right Cessation
-
2007
- 2007-03-15 US US12/295,315 patent/US8645069B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-03-15 CA CA2644596A patent/CA2644596C/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-03-15 WO PCT/RU2007/000125 patent/WO2007111533A1/ru active Application Filing
- 2007-03-15 MX MX2008011318A patent/MX2008011318A/es active IP Right Grant
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2623686C1 (ru) * | 2016-06-02 | 2017-06-28 | Общество с ограниченной ответственностью "ТатАСУ" | Информационная система оценки качества пара |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US20090248306A1 (en) | 2009-10-01 |
US8645069B2 (en) | 2014-02-04 |
CA2644596C (en) | 2014-09-23 |
WO2007111533A1 (fr) | 2007-10-04 |
MX2008011318A (es) | 2008-09-12 |
CA2644596A1 (en) | 2007-10-04 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2312329C1 (ru) | Способ определения степени сухости пара | |
Naik et al. | Rate enhancement in unconventional gas reservoirs by wettability alteration | |
Yuan et al. | A new method to model relative permeability in compositional simulators to avoid discontinuous changes caused by phase-identification problems | |
James | Factors controlling borehole performance | |
RU2530930C1 (ru) | Способ предварительного прогрева нефтенасыщенного пласта | |
US8813846B2 (en) | Hydrocarbon recovery process for fractured reservoirs | |
US20120241150A1 (en) | Methods for producing oil and/or gas | |
Hatzignatiou et al. | Polymer flow through water-and oil-wet porous media | |
RU2353767C2 (ru) | Способ определения профиля проницаемости нефтяного пласта | |
Hofmann et al. | Calculation method for determining the gas flow rate needed for liquid removal from the bottom of the wellbore | |
Arab et al. | A crucial role of the applied capillary pressure in drainage displacement | |
US20140288836A1 (en) | Method for determining the inflow profile of fluids of multilayer deposits | |
US20150198023A1 (en) | Systems and methods for producing viscous hydrocarbons | |
US20130269949A1 (en) | Cold Heavy Oil Production System and Methods | |
RU2474686C1 (ru) | Способ определения дебита газовой скважины, обеспечивающего вынос конденсационной жидкости с забоя | |
US10934823B2 (en) | Method for enhancing hydrocarbon production from unconventional shale reservoirs | |
RU2151856C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
CA3037410C (en) | Integrated surveillance system for cyclic solvent dominated processes | |
Choi et al. | Simulation-based optimization of gas condensate wells to mitigate the heavy hydrocarbon condensation through supercritical CO 2 injection | |
Bagci et al. | Recovery Performance of Steam-Alternating-Solvent (SAS) Process in Fractured Reservoirs | |
ARMAS et al. | Thermal analysis of completions for Cyclic Steam Injection used in San Tomé District. Orinoco Oil Belt. | |
Almeida et al. | Hybrid steam/solvent wellbore design for an optimal operation | |
RU2515641C1 (ru) | Способ исследования горизонтальной скважины | |
RU2067171C1 (ru) | Способ изучения продуктивных пластов при бескомпрессорной эксплуатации | |
Domínguez et al. | FLOW RATE EFFECT ON RELATIVE PERMEABILITY UNSTEADY STATE MEASUREMENTS |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190325 |