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:

где

Q _s - степень сухости пара на устье скважины,

P _s - давление нагнетания на устье скважины,

P _m - полное давление системы в данной точке (m) в стволе скважины,

P _steam,s - парциальное давление пара при температуре конденсации T _s на устье скважины,

P _s t _eam ,m - парциальное давление пара при температуре конденсации T _m 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 P _m , P _s t _eam,s и P _steam,m определяют по результатам измерений температуры T _s и T _m 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 р _j равно произведению мольной доли этой компоненты в газе у _j и полного давления системы р:

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 y _steam 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 ( ^v 2) ⁷ steam,s " gas,s steam,s

мstеат ^ gаs r^stеат где P _s - это давление нагнетания на устье скважины, P _{steam s} - парциальное давление пара при температуре конденсации T _s 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

где g, - это известная сухость пара на устье скважины.

приведенные выше соотношения справедливы и для любой точки в стволе скважины (m), где P ₁₁₁ - это полное давление системы в данной точке (на данной глубине), а P _steamm - парциальное давление пара при температуре конденсации T _m 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 Q ₅ = 95%.

давление и температура на устье скважины соответственно P ₅ = 70 атм. и T ₅ = 287,7°C, на забое - P ₁₁₁ = 60 атм и T _m = 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 T _s снизилась до 273 ⁰ C, b) на забое скважины - до 251°C.

фазовые диаграммы воды (P-T) дали соответствующие значения парциальных давлений P _steams = 56 атм. и P _{steam m} = 39 атм.

используем предположение, что газы идеальные (z = 1).

подставляя в формулу (5), получаем:

Q _m = 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.