WO2007111533A1 - Procédé permettant de déterminer le degré de sécheresse d'une vapeur - Google Patents

Procédé permettant de déterminer le degré de sécheresse d'une vapeur Download PDF

Info

Publication number
WO2007111533A1
WO2007111533A1 PCT/RU2007/000125 RU2007000125W WO2007111533A1 WO 2007111533 A1 WO2007111533 A1 WO 2007111533A1 RU 2007000125 W RU2007000125 W RU 2007000125W WO 2007111533 A1 WO2007111533 A1 WO 2007111533A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
steam
well
dryness
degree
gas
Prior art date
Application number
PCT/RU2007/000125
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Marat Tokhtarovich Nukhaev
Vladimir Vasilievich Tertychnyi
Original Assignee
Schlumberger Holdings Limited
Schlumberger Technology B.V.
Schlumberger Canada Limited
Services Petroliers Schlumberger
Prad Research And Development N.V.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Schlumberger Holdings Limited, Schlumberger Technology B.V., Schlumberger Canada Limited, Services Petroliers Schlumberger, Prad Research And Development N.V. filed Critical Schlumberger Holdings Limited
Priority to CA2644596A priority Critical patent/CA2644596C/en
Priority to US12/295,315 priority patent/US8645069B2/en
Priority to MX2008011318A priority patent/MX2008011318A/es
Publication of WO2007111533A1 publication Critical patent/WO2007111533A1/ru

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

Definitions

  • the invention relates to methods for determining the degree of dryness of steam in the implementation of thermal effects on reservoirs with high viscosity oil.
  • Heat treatment of bottom-hole zones of wells is widely used in the oil industry to intensify the production of heavy viscous oils.
  • the applied traditional method of heat and steam exposure consists in pumping the calculated volume of coolant through injection wells. Most often, saturated water vapor with a degree of dryness of 0.7 - 0.8 is used as a heat carrier.
  • Steam dryness is one of the critical parameters of thermal methods for the development of heavy oils, based on the injection of steam into the reservoir. In the process of delivering steam from the surface to the depths of the perforation interval, part of the steam condenses into water due to heat exchange with the surrounding rocks. In the case of deep occurrence of reservoir layers, insufficient thermal insulation of wells, low injection rates, etc., steam can completely condense into hot water. This will lead to a violation of the concepts of thermal development methods (steam displacement, steam and thermal treatment of wells) and a decrease in their efficiency due to the rapid disappearance of internal energy as a result of steam condensation.
  • Patent RF patent 1046665, 1983 describes a method for determining the degree of dryness of steam, which consists in measuring static pressure and two control parameters that are functionally related to the degree of dryness of steam.
  • the closest analogue of the claimed invention is a method for determining the degree of dryness of steam in a well, comprising injecting steam into the well and determining the degree of dryness of steam at various points in the well (US patent 4581926, 04/15/1986).
  • the known method involves lowering into the well a special device with a rotating element, measuring the speed and density of the stream and then calculating the flow rate and degree of dryness of the vapor at any point along the entire length of the well.
  • the disadvantage of this method is the need to use an additional device and the complexity of the calculation.
  • the technical result achieved by the implementation of the invention is to provide a simple field-applicable method that does not require the use of additional equipment to determine the degree of dryness of steam directly in the process of thermal exposure of formations with high-viscosity oil.
  • This technical result is achieved due to the fact that non-condensable gas is added to the saturated water vapor injected into the well under the conditions of the injection process, and the degree of dryness of steam at different points of the well is calculated by the formula:
  • P steam, s is the partial pressure of steam at the condensation temperature T s at the wellhead
  • P s t eam , m is the partial vapor pressure at the condensation temperature T m at a given point (m) in the wellbore
  • z is the compressibility of steam (steam) and non-condensable gas (gas) at the wellhead (s) and at this point (m ) in the wellbore.
  • the values of the total and partial pressures P m , P s t eam, s and P steam, m are determined from the temperature measurements T s and T m at these points (before and after injection of non-condensable gas).
  • the amount of non-condensable gas is not more than 30% of the total mass of the vapor-gas mixture.
  • Adding non-condensable gas in amounts up to 30% allows you to get a noticeable signal of temperature drop (from 30 ° to 50 °), which can be used in the calculation. Adding more non-condensable gas is impractical for economic and technological reasons (there may be a significant decrease in temperature).
  • hydrocarbon gases methane, ethane, propane, butane, etc.
  • nitrogen, carbon dioxide, etc. can be used.
  • the proposed method for determining the degree of dryness of steam is based on the fact that the presence of non-condensable gas in the mixture changes the partial pressure of the vapor. Thus, the temperature also changes. steam condensation. Therefore, the results of measuring the temperature or pressure in the wellbore can be used to assess the degree of dryness of the steam.
  • the partial pressure of the component p j is equal to the product of the molar fraction of this component in the gas V j and the total pressure of the system p:
  • Mstat ⁇ gas r ⁇ steat P s is the injection pressure at the wellhead
  • P steam s is the partial vapor pressure at the condensation temperature T s at the wellhead
  • w, ⁇ , z is the mass flow rate, molecular weight, and vapor compressibility, respectively ( steam) and non-condensable gas (gas).
  • g is the known dryness of the vapor at the wellhead.
  • the method is as follows.
  • the degree of dryness of steam at the bottom of the well is 44%.
  • the undoubted advantage of the proposed method is its simplicity and applicability in the field. It does not require the installation of additional measuring equipment in the well. Temperature measurements can be obtained using distributed temperature measurement systems, as well as the results of traditional thermometry.

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)

Description

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СТЕПЕНИ СУХОСТИ ПАРА
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 вследствии 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 агентах в качестве трасеров.
Так, например, в патенте США N° 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 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:
Figure imgf000004_0001
где
Q s - 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 (stеаm) и неконденсируемого газа (gаs) 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 неконденсируемоего 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 рj равно произведению мольной доли этой компоненты в газе Уj и полного давления системы р:
Figure imgf000006_0001
Следовательно, добавление неконденсируемоего 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 (I)) 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
x P s P steam,s w steam,s , _ w gаs w steam,s ( v2) 7 steam,s " gas,s steam,s
Мstеат ^ gаs r^stеат где Ps- это давление нагнетания на устье скважины, Psteam s - парциальное давление пара при температуре конденсации Ts на устье скважины, w,μ,z- это соответвенно массовый расход, молекулярная масса и сжимаемость пара (stеаm) и неконденсируемоего газа (gаs).
Следовательно массовые скорости пара и воды будут: ' steam,s
Figure imgf000007_0001
где g, - это известная сухость пара на устье скважины.
Приведенные выше соотношения справедливы и для любой точки в стволе скважины (m), где P111 - это полное давление системы в данной точке (на данной глубине), а Psteamm - 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):
/-\ s-\ z gas,m 2 steam,s P steam,m P s - P steam,s gas,s ^ steam,m steam,s т steam,m
Способ осуществляется следующим образом.
При осуществлении теплового воздействия на пласт с высоковязкой нефтью с поверхности в скважину закачивается пар с сухостью Q5= 95%.
Давление и температура на устье скважины соответственно P5= 70 атм. и T5= 287,7°C, на забое - P111= 60 атм и Tm= 277,5°C соответственно.
После добавки неконденсируемоего 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 2730C, b) на забое скважины - до 251°C.
Фазовые диаграммы воды (P-T) дали соответствующие значения парциальных давлений Psteams = 56 атм. и Psteam m = 39 атм.
Используем предположение, что газы идеальные (z = 1). Подставляя в формулу (5), получаем:
Qm = 0-44
Следовательно, степень сухости пара на забое скважины составляет 44 %.
Несомненным преимуществом предложенного способа является его простота и применимость в полевых условяих. 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 традиционой термометрии.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
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:
Figure imgf000009_0001
где
Q s - степень сухости пара на устье скважины,
P3 - 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 (stеаm) и неконденсируемого газа (gаs) на устье скважины (s) и в данной точке (m) в стволе скважины.
2. Способ по п.l, отличающийся тем, что 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).
3. Способ по п.l, отличающийся тем, что количество неконденсируемого газа составляет не более 30% масс, от общей массы парогазовой смеси.
PCT/RU2007/000125 2006-03-24 2007-03-15 Procédé permettant de déterminer le degré de sécheresse d'une vapeur WO2007111533A1 (fr)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CA2644596A CA2644596C (en) 2006-03-24 2007-03-15 Method for determining a steam dryness factor
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.

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2006109273 2006-03-24
RU2006109273/28A RU2312329C1 (ru) 2006-03-24 2006-03-24 Способ определения степени сухости пара

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2007111533A1 true WO2007111533A1 (fr) 2007-10-04

Family

ID=38541385

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2007/000125 WO2007111533A1 (fr) 2006-03-24 2007-03-15 Procédé permettant de déterminer le degré de sécheresse d'une vapeur

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)

Families Citing this family (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
RU2623686C1 (ru) * 2016-06-02 2017-06-28 Общество с ограниченной ответственностью "ТатАСУ" Информационная система оценки качества пара
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

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4581926A (en) * 1984-11-15 1986-04-15 Shell Oil Company Determination of steam quality in thermal injection wells
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
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

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
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
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

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4581926A (en) * 1984-11-15 1986-04-15 Shell Oil Company Determination of steam quality in thermal injection wells
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
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

Also Published As

Publication number Publication date
CA2644596C (en) 2014-09-23
US20090248306A1 (en) 2009-10-01
CA2644596A1 (en) 2007-10-04
MX2008011318A (es) 2008-09-12
RU2312329C1 (ru) 2007-12-10
US8645069B2 (en) 2014-02-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2312329C1 (ru) Способ определения степени сухости пара
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
US8602098B2 (en) Hydrate control in a cyclic solvent-dominated hydrocarbon recovery process
US8813846B2 (en) Hydrocarbon recovery process for fractured reservoirs
Shen SAGD for heavy oil recovery
Aherne et al. Fluid Movement in the SAGD Process A Review of the Dover Project
RU2353767C2 (ru) Способ определения профиля проницаемости нефтяного пласта
US8534358B2 (en) Method for heating a hydrocarbon reservoir
Hofmann et al. Calculation method for determining the gas flow rate needed for liquid removal from the bottom of the wellbore
US10781649B2 (en) Apparatus and methods for determining in real-time efficiency extracting gas from drilling fluid at surface
CA2854171A1 (en) Methods of recovering heavy oil from a subterranean reservoir
US20150198023A1 (en) Systems and methods for producing viscous hydrocarbons
CA2926346A1 (en) Method of development of a deposit of high-viscosity oil or bitumen
Marin Sr Hydrocarbon solvent injection study for heavy oil recovery in the Colombian oil sands
Choi et al. Simulation-based optimization of gas condensate wells to mitigate the heavy hydrocarbon condensation through supercritical CO 2 injection
US10934823B2 (en) Method for enhancing hydrocarbon production from unconventional shale reservoirs
RU2725415C1 (ru) Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин
CA3037410C (en) Integrated surveillance system for cyclic solvent dominated processes
ARMAS et al. Thermal analysis of completions for Cyclic Steam Injection used in San Tomé District. Orinoco Oil Belt.
Bagci et al. Recovery Performance of Steam-Alternating-Solvent (SAS) Process in Fractured Reservoirs
Du et al. Mechanisms of multi-thermal fluid huff and puff recovery for offshore heavy oil reservoirs and its influential law
Almeida et al. Hybrid steam/solvent wellbore design for an optimal operation
Altunina et al. Thermoreversible Polymer Gels Used to Increase Conformance of High-Viscosity Reservoirs by Heat Stimulation

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 07747856

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2644596

Country of ref document: CA

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: MX/a/2008/011318

Country of ref document: MX

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 12295315

Country of ref document: US

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 07747856

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1