Download - Universit a Tea

UNIVERSITATEA “PETROL – GAZE” PLOIEŞTI

PROIECTAREA ZĂCĂMINTELOR DE

HIDROCARBURI FLUIDE

Student: Ionescu Gabriel Ionut Grupa: 5 Anul: IV

- 2015 -

Ploieşti

Cuprins

INTRODUCERE: Tema proiectului.

CAP.1.: 1.1.Întocmirea hărţii structurale a zăcământului;

1.2.Fixarea limitei iniţiale a contactului apă-ţiţei;

1.3.Realizarea secţiunilor geologice;

1.4.Determinarea grosimii de strat efectiv saturată cu fluide

1.5.Calculul volumului brut al colectorului.

CAP.2.: 2.1.Calculul mărimilor medii ale parametrilor fizici ai

colectorului;

2.2.Calculul volumului de pori al rezervorului;

2.3.Proprietăţile mediului fluid;

2.4.Proprietăţile apelor de zăcământ;

2.5.Proprietăţile gazelor în condiţii de zăcământ;

2.6.Permeabilitatăţile relative şi variaţia lor cu saturaţia.

CAP.3.:Amplasarea sondelor

Anexe: Anexa nr.1 – Harta cu forma şi dimensiunile zăcământului,

Scara 1:5000;

Anexele nr.2, 3 – Diagrafiile geofizice ale sondelor studiate;

Anexea nr.4- Diagrama pVT.

Tema de proiect

Se consideră un zăcământ de ţiţei de forma şi dimensiunile indicate în figura1. În

perioada exploatării de probă au fost săpate sondele menţionate în figura 1. Se

anexează diagrafiile electrice ale sondelor săpate pe acest zăcământ (fig.1 şi 2).

Pe baza acestor materiale se cere:

întocmirea hărţii structurale a zăcământului;

realizarea de secţiuni geologice;

fixarea poziţiei iniţiale a contactului ţiţei-apă;

calcularea volumului brut al rezervorului.

Studiul fizic asupra carotelor extrase din roca colectoare indică parametrii

menţionaţi în tabelul 1.

Se cere:

să se calculeze mărimile medii ale parametrilor fizici caracteristici colectorului;

să se calculeze volumul de pori al rezervorului;

să se calculeze rezerva de ţiţei şi gaze a zăcământului.

Studiul mediului fluid indică parametrii următori:

A – proprietăţile sistemului de hidrocarburi fluide în condiţii de zăcământ care

sunt redate în diagrama din figura 4;

B – proprietăţile fizico-chimice ale apei de zăcământ sunt redate în tabelul 2.

Pe baza datelor de mai sus se cere:

determinarea capacităţii energetice a zăcământului la momentul iniţial al

exploatării;

stabilirea reţelei sondelor de exploatare;

executarea calcului de comportare în exploatare a rezervorului sub energia

naturală a zăcământului;

proiectarea procesului de injecţie a apei sau gazelor în zăcământ pentru

mărirea factorului final de recuperare a ţiţeiului.

INTRODUCERE

Petrolul,in pofida unor previziuni,a ramas principala sursa de energie si cea mai importanta sursa de materii prime pentru industria petrochimica si va ramane,probabil,o perioada insemnata de timp si de acum incolo.Or,se stie,resursele de petrol ale Terrei nu sunt inepuizabile.Descoperirea de noi zacaminte petrolifere nu va putea compensa multa vreme ritmul epuizarii resurselor cunoscute in prezent.De altfel,in Romania,Productia de hidrocarburi fluide este de cativa ani buni in declin.

Pe de alta parte,factorii de extractie realizati astazi in Romania si chiar pe plan mondial,au valori destul de modeste in special in cazul zacamintelor exploatate pe baza energiei proprii,dar si in cazul zacamintelor la care se aplica diverse tehnologii de completare a energiei de zacamant.Cauzele sunt atat de natura obiectiva,legate de conditiile de zacamant,cat mai ales de natura subiectiva asociata de variantele de exploatare si tehnologiile de lucru adoptate.

Se poate spera,totusi,intr-un reviriment al productiei de hidrocarburi in Romania,dar numai in cazul implicarii mai active a ingineriei de zacamant.Aceasta inseamna intocmirea unor proiecte de exploatare care sa indice varianta optima de exploatare pentru fiecare zacamant in parte.

In cazul zacamintelor noi nu trebuie inceputa exploatarea industriala pana ce nu se determina fixarea regimului de exploatare.Daca conditiile de zacamant o impun,este preferabil sa se faca completarea energiei de zacamant inca din faza primara a exploatarii si sa se evite,pe cat posibil,intrarea in domeniul eterogen al curgerii hidrocarburilor in mediul poros.

In ce priveste zacamintele aflate in fazele secundara sau tertiara a exploatarii,zacaminte epuizate din punct de vedere energetic,dar care mai contin un procent insemnat de hidrocarburi,se ridica problema alegerii celor mai potrivite metode,conventionale sau neconventionale,in vederea maririi factorului final de recuperare.

Eficienta exploatarii zacamintelor de hidrocarburi fluide este influentata,nu in mica masura,de modul de traversare a stratului productiv,de modul de constructie si amplasare a sondelor de extractie si a celor de injectie.De aceea este necesar ca orice inginer de foraj-extractie sa priveasca activitatea proprie prin prisma corelatiei acestia cu celelalte activitati complementare pe care le desfasoara colegii sai.Prezenta lucrare este elaborata in conformitate cu programa analitica de la Facultatea de Ingineria Petrolului si a Gazelor din cadrul universitatii PETROL-GAZE din Ploiesti.

CAP.1. MODELUL GEOMETRIC AL ZACAMNTULUI

Zacamantul de hidrocarburi fluide este un sistem fizico-chimic alcatuit dintr-un mediu solid pros-permeabil si un mediu fluid format din sistemele de hidrocarburi si apele de zacamant.

Un zacamant de hidrocarburi fluide ocupa un volum bine determinat in scoarta terestra. El este delimitat in acoperis si culcus de strate impermeabile, iar lateral de accidente tectonice si/sau litologice.

In general, zacamintele de hidrocarburi fluide sunt alcatuite din doua zone distincte: o zona saturata cu hidrocarburi, numita zona productiva si o zona saturata 100% cu apa–acviferul adiacent, care poate lipsi in anumite cazuri.

In vederea exploatarii, un zacamant trebuie delimitat atat in suprafata (in plan orizontal), cat si grosimea stratului. De asemenea, trebuie facuta o delimitare exacta a celor doua zone – zona productiva si acviferul adiacent.

Dupa forma zacamantului si tipul capcanei, zacamintele pot fi: zacaminte stratiforme, masive, delimitate litologic, combinate si subtile.

Indiferent de tipul capcanei, in proiectarea exploatarii se opereaza cu doua forme geometrice de baza:

zacaminte in forma de banda liniara, care admit o simetrie liniara

zacaminte de forma circulara , care admit o simetrie radialaIn natura, nu intotdeauna zacamintele se incadreaza perfect in una din cele doua forme

geometrice de baza mentionate. In aceasta situatie se va aproxima forma reala a zacamantului la una din cele doua forme geometrice de baza specificate mai sus, obtinandu-se astfel modelul de zacamant.

1.1.HARTA STRUCTURALA (CU IZOBATE) A ZACAMANTULUI

Harta structurala(cu izobate), reprezinta proiectia in plan orizontal a punctelor de

intersectie intre diverse plane izobatice si un plan reper. Ca plan reper se va lua intrarea in stratul

productiv.

Harta structurala poate fi construita pe baza sectiunilor geologice sau prin metoda

triadelor. In acest caz s-a adoptat metoda triadelor. Aceasta presupune alegerea stratului reper,

intrarea in stratul productiv, intrari ce se determina pe baza diagrafiilor geofizice ale sondelor.

Adancimile reperului, citite pe diagrafii, sunt in cote absolute care vor fi raportate la un reper

unic, adica nivelul marii. Astfel,din aceste cote absolute se va scadea elevatia sondelor si se obtin

cotele izobatice.

Cotele determinate pe diagrafii nu coincid intotdeauna perfect cu cele reale din sonde,

abaterea fiind in functie de tipul dispozitivului utilizat, de grosimea stratului poros, de marimea

rezistivitatii. Pentru fiecare situatie in parte se utilizeaza relatii analitice care permit efectuarea

corectiilor necesare. In acest caz se vor ignora aceste decalaje.

Metoda de lucru:

se alege ca reper, intrarea in stratul productiv;

se trec pe harta cotele izobatice ale reperului, citite din diagrafii(anexele nr.2,3) pentru

fiecare sonda in parte;

se unesc punctele cate trei;

se cauta punctele cu valori egale pentru aceste drepte (interpolare).

Datele obtinute se trec in tabelul 1.

SONDANr.

COTE REALE(m) ELEVAȚIA(m)

COTE IZOBATE(m)Ha Hc Ht/a h Ha

* Hc* Ht/a

*

605 1541 1601 - 60 332 1209 1269 -641 1546 1657 1606 111 300 1246 1357 1306656 1508 1545 - 37 307 1201 1238 -676 1488 1588 1543 100 232 1256 1356 1312

Sonda 605

H a¿=H a−E=1541−332=1209 m

H c¿=H c−E=1601−332=1269 m

Sonda 641

H a¿=H a−E=1546−300=1246 m

H c¿=H c−E=1657−300=1357 m

H t /a¿ =H t /a−E=1606−300=1306 m

Sonda 656

H a¿=H a−E=1508−307=1201 m

H c¿=H c−E=1545−307=1238 m

Sonda 676

H a¿=H a−E=1488−232=1256 m

H c¿=H c−E=1589−232=1356 m

H t /a¿ =H t /a−E=1543−232=1311m

Unde:

Ha - cotele in acoperis absolute masurate pe diagrafii;

Ha* - cotele in acoperis izobatice;

Hc - cotele in culcus absolute masurate pe diagrafii;

Hc* - cotele in culcus izobatice;

Ht/a - cotele limita titei/apa absolute masurate pe diagrafii;

Ht/a* - cotele limita titei/apa izobatice;

E- elevatiile sondelor respective;

Dupa determinarea acestor valori s-au facut interpolarile din care a rezultat harta cu izobate a zacamantului(anexa nr.5).

1.2 Fixarea limitei a contactului ţiţei/apă

Limita hidrocarburi/apă se determină tot din diagrafii , pe baza curbelor de rezistivitate. În realitate nu există un plan orizontal de separaţie între fluidele respective ci mai degrabă o zonă de tranziţie hidrocarburi/apă, a cărei grosime este în funcţie de structura spaţiului poros şi diferenţa de masă specifică dintre cele două fluide din zăcământ. Totuşi, pentru simplificare se admite existenţa planurilor orizontale de separare a fluidelor existente în zăcământ.

Această limită hidrocarburi/apă prezintă două contacte cu stratul productiv: un contact pe acoperiş şi un contact pe culcuş. Proiecţia acestor două contacte pe harta cu izobate prezintă, la randul ei două contururi: un contur interior (pe culcuş) şi unul exterior (pe acoperiş). Între cele două contururi se găseşte aşa numita zonă de contact. În problemele de evaluare a resurselor şi rezervelor de hidrocarburi, de urmărire a deplasării limitei în timpul exploatării, se operează cu un contur mediu, numit contur de calcul sau contur de lucru (anexa nr.5) .

Se trasează limita ţiţei/apă la adâncimea H t /a= 1309 m

1.3 Întocmirea secţiunilor geologice

Secţiunile geologice sunt reprezentări în plan vertical a stratelor geologice. Cele mai adecvate sunt secţiunile transversale, deoarece oferă o imagine mult mai realistă asupra înclinării stratului decât secţiunile longitudinale. În plus aceasta evidenţiază limitele hidrocarburi/apă şi/sau ţiţei/gaze. În cazul de faţă sectiunile s-au întocmit pe baza hărţii structurale (anexele nr. 6,7) .

1.4 Determinarea grosimii de strat efectiv saturat cu fluide

Complexul productiv include şi intercalaţii de strate impermeabile, care trebuie puse în evidenţă şi înlăturate de la grosimea totală a stratului.

Pentru acest lucru se ia fiecare diagrafie în parte şi se analizează. Se identifică şi se notează stratele care compun obiectivul. Grosimea se măsoară atât după curba de potenţial standard (PS) cât şi după cea de rezistivitate (ρ), apoi se face media.

Pentru sonda 605:

Strat hef hef

(m)P.S.

a 11 3 7

b 5 4 4.5

c 5 4 4.5

16

Pentru sonda 641:

Strat hef hef

(m)P.S.

a 12 - 12

b 18 - 18

c 14.5 - 14.5

45

Pentru sonda 656:

Strat hef hef

(m)P.S.

a 3 4 3.5

b 5 - 5

c 5 4 4.5

13

Pentru sonda 586:

Strat hef hef

(m)P.S.

a 24 18 21

b 2025 - 25

46

După determinarea grosimilor efective, acestea se vor reprezinta pe secţiunile geologice.

1.5. Calculul ariei zonei productive

Aria zonei productive se determina masurand pe harta cu izobate aria trapezului cuprins intre faliile F1, F2, F3 si limita titei/apa de calcul.

Pentru determinarea ariilor s-au impartit zonele respective in triunghiuri, iar ariile s-au calculat cu urmatoarea formula:

A = b∗h

2

Unde:b - baza triunghiurilor;h - inaltimea triunghiurilor,citite pe harta.

Tinand cont de scara hartii cu izobate rezulta aria zonei productive.

Sonda 605A605= AI605+AII605 = 264 100 m2

AI766 = 152∗88

2∗25=167 200 m2

AII766=152∗51

2∗25=96 900 m2

Sonda 641A641 = AI641 + AII641 = 168 150 m2

AI641 = 118∗44

2∗25=64 900 m2

AII641 = 118∗70

2∗25=103 250 m2

Sonda 656A656 = AI656 + AII656 = 142 800 m2

AI656 = 119∗53

2∗25=78 837.5 m2

AII656 = 119∗43

2∗25=63 962.5 m2

Sonda 676A676 = AI676+AII676 = 260 400 m2

AI676 =168∗56

2∗25= 117 600 m2

AII676 =168∗68

2∗25= 142 800 m2

Aria zonei productive :Ap=A605+A641+A656+A676

Ap=264100 + 168150 + 142800 + 260400 = 835 450 m2 = 83.545 ha

CAP.2. PROPRIETĂȚILE MEDIULUI POROS

2.1. CALCULUL MARIMILOR MEDII ALE PARAMETRILOR FIZICI

CARACTERISTICI COLECTORULUI

Pentru determinarea mărimilor medii a parametrilor fizici ai colectorului (porozitate, permeabilitate, saturaţie în apă ireductibilă, coeficient de compresibilitate al rocii), se vor folosi datele din carote din Tabelul1. Pe baza diagrafiilor geofizice (anexele nr.2,3) se pozitioneaza carotele pe sectiunile geologice.Se calculeaza o marime medie ponderata cu grosimea pachetului.Daca intr-un pachet avem mai multe carote,se face media aritmetica a valorilor parametrului fizic respectiv.

Valoarea medie pe zacamant se calculeaza ca medie aritmetica.Modelul de lucru este valabil atat pentru determinarea porozitatii cat si a permeabilitatii si

a saturaţiei în apă ireductibilă.

Sonda 605

Strat Porozitate

m

Permeabilitate

k

Saturatie

Sai

paralela perpendiculara

A 22.45 725 533.5 23

B 25.1 980 675 20

C 25.1 980 675 20

Sonda 641

Strat Porozitate

m

Permeabilitate

k

Saturatie

Sai


A 23 843 511 19.95

B 13.1 87.1 58.9 25.2

C 13.1 87.1 28.9 25.2

Sonda 656

Strat Porozitate

m

Permeabilitate

k

Saturatie

Sai


A 22.3 688 578 23.2

B 22.3 688 578 23.2

C 21 726 450 20.8

Sonda 676

Strat Porozitate

m

Permeabilitate

k

Saturatie

Sai


A 22.2 872.5 736.5 20.15

B 22.2 872.5 736.5 20.15

2.1.1. POROZITATEA - m

Porozitatea este proprietatea rocii de a prezenta spatii libere numite pori sau fisuri. Acest parametru masoara capacitatea rocii de a inmagazina fluide. In problemele de proiectare se opereaza cu doua tipuri de porozitati:

porozitate efectiva(m), definita ca raportul dintre volumul de pori (Vp) si volumul brut al sistemului roca-pori (Vb);

o porozitate dinamica(md), utilizata in problemele de dislocuire a titeiului de catre alt fluid. Aceasta se poate defini ca produsul dintre porozitatea efectiva si un coeficient al utilizarii spatiului de pori, care ia in considerare faptul ca in conditii reale de zacamant, agentul de dislocuire nu “spala” complet titeiul din spatiul poros.

Cunoasterea porozitatii efective este necesara in calculele de evaluare a resurselor de hidrocarburi, la stabilirea capacitatii energetice a zacamantului, la alegerea metodei de intensificare sau imbunatatire a recuperarii. Porozitatea se poate determina prin metode fizice(masuratori pe carote) si prin metode geofizice(din curbele de rezistivitate).

o Porozitatea medie pe sonda:

mmeds=∑

i

n

mi ∙ hi

∑i

n

hi

m

unde:

mi – porozitatea medie măsurată din carote;

hi – grosimea pachetului de rocă.

mmed605=0.2245∗7+0.251∗4.5+0.251∗4.5

7+4.5+4.5=¿0.2394

mmed641=0.23∗12+0.131∗18+0.131∗14.5

12+18+14.5=0.1576

mmed656=0.223∗4.5+0.223∗2.5+0.21∗6

4.5+2.5+6=0.217

mmed676=0.222∗21+0.222∗25

21+25=0.222

o Porozitatea medie pe zăcământ:

mmedz=∑

i

n

mi ∙ A i

∑i

n

Ai

unde:

mi – porozitatea medie pe sonda;

Ai – aria suprafeței din jurul sondei.

mmedz=0.2394 ∙264100+0.1576 ∙168150+0.217 ∙142800+0.222 ∙ 260400

264100+168150+142800+260400=0.2136

2.1.2 PERMEABILITATEA – K –

Permeabilitatea poate fi definită, în general, ca proprietatea unui mediu de a permite

curgerea fluidelor prin el. În proiectarea exploatării se operează cu toate cele trei categorii de

permeabilitate cunoscute: absolută, efectivă şi relativă.

Permeabilitatea absoluta a unui colector reprezinta permeabilitatea masurata fața de o

fază, cand porii rocii sunt saturați numai cu fluidul respectiv.

Permeabilitatea efectiva este permeabilitatea măsurată față de o fază, când în porii rocii

sunt prezente două sau mai multe faze.

Permeabilitatea relativa se exprima ca raport intre permeabilitatea efectiva si cea

absoluta, pentru acelasi zacamant.Se poate vorbi,deasemenea,de o permeabilitate relativa fata de

apa si o permeabilitate relativa fata de gaze.

Ca şi în cazul porozităţii determinarea se va face în cazul de faţă pe baza determinărilor

din carote.

o Permeabilitatea medie paralela pe sonda

k IImedS=∑

1

n

k iII ∙ hi

∑1

n

h i

unde:kII

s-permeabilitatea medie paralela pe sonda;

hi-grosimea pachetului de roca.

k IImed 605=725∗7+980∗4.5+980∗4.5

7+4.5+4.5=868.4 mD

k IImed 641=843∗12+87.1∗18+87.1∗14.5

12+18+14.5 = 290.9 mD

k IImed 656=688∗4.5+688∗25+726∗6

4.5+2.5+6=705.5 mD

k IImed 676=872.5∗21+872.5∗25

21+25=872.5 mD

o Permeabilitatea medie pe sondă

k IImedS=kIImed 605 ∙ h605+k IImed641 ∙ h641+k IImed 656 ∙ h656+kIImed 676 ∙ h676

hmed

k medSII =868.4 ∙ 16+290.9 ∙45+705.5 ∙13+872.5 ∙46

16+45+13+46

k IImedS=580,37≅ 580,4 mD

o Permeabilitatea perpendiculară medie pe sondă

k medS=∑i=1

n

hi

∑i

n hi

k❑

kmed605=7+4.5+4.5

7533.5

+4.5675

+4.5675

=604.8 mD

kmed641=12+18+14.5

12511

+18

58.9+

14.528.9

=38.87 mD

kmed656= 4.5+2.5+6

4.5578

+2.5578

+6

450

=510 mD

kmed676=21+25

21736.5

+25

736.5

=736.5 mD

o Permeabilitatea medie pe sondă

k medS=ks+kIIs

2

kmed 605 = 868.4+604.81

2=736.6 mD

kmed 641 = 290.9+38.87

2=164.88 mD

kmed 656 = 705.5+510

2=607.75 mD

kmed 676 = 872.5+736.5

2=804.5 mD

o Permeabilitatea medie pe zăcământ

k med zăc=∑i=1

n

kmedS ∙ A i

∑i=1

n

A i

kmed zăc = 736.6∗264100+164.88∗168150+607.75∗142800+804.5∗260400

264100+142800+168150+260400=620.6 mD

2.1.3. SATURAŢIA ÎN APĂ IREDUCTIBILĂ – sai –

În porii rocii colectoare pot fi prezente următoarele fluide: apă, ţiţei şi gaze. Prin urmare,

se poate vorbi de o saturaţie în apă, o saturaţie în ţiţei şi saturaţie în gaze. Numeric, saturaţia se

exprimă ca raport între volumul de fluid din pori şi volumul respectiv de pori şi poate lua valori

între 0 şi 1, respectiv între 0% şi 100%. Într-un anumit volum de pori pot coexista toate cele trei

faze. Saturaţia în apă ireductibilă, pentru un anumit zăcământ, rămâne invariabilă în procesul de

exploatare.

Cunoașterea saturațiilor în fluide este foarte importantă la evaluarea resurselor și a

rezervelor de hidrocarburi și la prevederea comportării zăcămintelor în exploatare. Determinarea

se poate face cu ajutorul metodelor fizice, geofizice sau prin calcule.

Saturația în apă ireductibilă ia valori cuprinse într-un domeniu foarte larg în funcție de

compoziția chimico-mineralogică a rocilor colectoare, de structura porilor, de capacitatea de

udare a rocilor. Pentru calculul acestei saturații se apelează la niște relații similare cu cele

folosite la determinarea porozitații.

o Saturaţia medie în apă ireductibilă pe sondă este:

Sai medS=∑i=1

n

(S¿¿ai) ∙ hi

∑i=1

n

hi

¿

unde (sai) – saturaţia medie în apă ireductibilă, pe pachetul cu grosimea medie hi.

Sai med 605 = 0.23∗7+0.2∗4.5+0.2∗4.5

7+4.5+4.5=0.213

Sai med 641 = 0.1995∗12+0.252∗14.5+0.252∗18

12+14.5+18=0.234

Sai med 656 = 0.232∗4.5+0.232∗2.5+0.28∗6

4.5+2.5+6=0.221

Sai med 676 = 0.2015∗21+0.2015∗25

21+25=0.2015

o Saturația medie pe zăcământ este:

Sai med zăc=∑i=1

n

( Sai )i medS ∙ A i

∑i=1

n

A i

Sai med zăc=0.213∗264100+0.234∗168150+0.221∗142800+0.2015∗260400

264100+168150+142800+260400=0.215

2.1.4 COEFICIENTUL DE COMPRESIBILITATE AL ROCII - r –

Coeficientul de compresibilitatea este parametrul prin intermediul căruia se exprimă

elasticitatea rocilor colectoare, elasticitate ce are o pondere importantă în cadrul forţelor care

determină deplasarea fluidelor prin mediul poros. Coeficientul de compresibiltate este definit ca

raport al variaţiei volumului cu presiunea şi volumul însuţi, şi anume:

,

Se operează, în mod uzual, cu un coeficient de compresibilitate al rocii şi cu un coeficient

de compresibilitate al porilor. Între cei doi există o legătură:

.

Pentru cazul de faţă, când avem numai roci plastice coeficientul de compresibilitate va fi:

βr=m⋅β p=21 .36100

⋅5,1⋅10−10=1. 08⋅10−10 Pa−1

, unde:

β p=5,1 ∙10−10 Pa−1 se citește din diagramă

2.1.5 CALCULUL VOLUMULUI BRUT AL REZERVORULUI

Volumul brut reprezinta volumul total al zacamantului de hidocarburi, delimitat in culcus si in acoperis de stratele impremeabile, iar lateral de faliile F1 F3(anexa1). Pentru determinarea acestui volum se foloseste relatia:

Vb= Ap∙hmed

unde:Vb - volulul brut al zacamantului;Ap - aria productiva;hmed - grosimea medie efectiva a stratului in zona productiva, ce se poate calcula cu relatia:

hmed=∑ hi ∙ Ai

∑ Ai=

(h1∙ A 1 )+ (h 2∙ A 2 )+(h 3 ∙ A 3 )+…+(hi ∙ Ai)A 1+ A 2+ A 3+… Ai

hmed=16∗264100+45∗168150+13∗142800+46∗260400

264100+168150+142800+260400 =30.67 =31 m

Vb=835450∗31 = 25 898 950 m3

2.1.6 CALCULUL VOLUMULUI DE PORI AL REZERVORULUI

Roca colectoare are proprietatea de a prezenta pori și fisuri. Determinarea volumului de

pori al rocii rezervorului este absolut necesară pentru evaluarea, în continuare a resursei

geologice de gaze. Pentru determinarea acestui volum:

V p=V b ∙ mmed zăc

unde

Vp – volumul brut al zonei productivă

mmed zăc – porozitatea medie in zona productivă

V p=25898950∙ 0.2136=5532010 m3

2.1.7 CALCULUL REZERVEI DE TITEI

N=Ap∙hz∙mmedz∙(1-Sai) ∙1

bt 0 unde: Ap – aria productiva

hz – grosimea medie a zacamantului

mmedz – porozitatea medie pe zacamant

Sai – saturatia in apa ireductibila pe zacamant

bt0 – factorul de volum al titeiului la presiune initiala

(se citeste din diagrama)

N=835450∙31∙0.2136∙(1-0.34) ∙1

1.186

N=3 656 143.58 m3

2.1.7 CALCULUL REZERVEI DE GAZE

M=N∙r0 r0=86 Nm3/m3

M=314 428 347.9 Nm3

CAP.3. PROPRIEȚĂȚILE MEDIULUI FLUID

3.1 PROPRIETĂȚILE ȚIȚEIURILOR

3.1.1 SOLUBILITATEA GAZELOR ÎN ȚIȚEI – RAȚIA DE SOLUȚIE rs

Rația de soluție se definește ca fiind cantitatea de gaze in m3 N/m3, dizolvată întru-un m3

de țiței, în condiții de zăcământ.

Se citește din diagrama din anexa 4.

3.1.2 FACTORUL DE VOLUM AL ȚIȚEIULUI bt

Factorul de volum monofazic al țițeiului bt se definește ca fiind raportul dintre volumul

ocupat de o anumită cantitate de țiței în condiții de zăcământ și volumul ocupat de aceeași

cantitate de țiței în condiții standard.

Factorul de volum al țițeiului este adimensional, supraunitar, valoarea lui depinzând de

mărimea rației de soluție, în sensul că un țiței cu rația de soluție mare va avea și un factor de

volum mare.

Din diagrama din anexa 4 se citesc:

bts- factorul de volum al țițeiului la presiunea de saturație ps

bto- factorul de volum la presiune inițială, p0

3.1.3 VÂSCOZITATEA DINAMICĂ A ȚIȚEIULUI μt

Vâscozitatea dinamica scade cu creșterea temperaturii. Între p0 și ps vascozitatea țițeiului

se reduce cu scăderea presiunii ca pentru orice lichid. Sub presiunea de saturație, vâscozitatea

crește cu reducerea presiuni, fenomen datorat ieșirii gazelor din soluție.

Se citește din diagrama din anexa 4.

Acești parametrii se citesc din diagrama din anexa 4 in funcție de temperatura de

zăcământ.

TEMPERATURA DE ZĂCĂMÂNT

Tz=(Ht/a+Emed)× gradT + Tma

unde

Emed- elevatia medie

gradT=0,03℃/m

Tma= 10℃ temperatura mediului ambiant

Emed .=E s 605+E s 641+E s 656+E s 676

4=332+300+307+232

4=292.75

Tz=(1309+292.75)∙ 0,03 + 10 = 58.05 ℃

Tz=58.05 ℃

p bt rs μt

bar - - cP

p0=254.19 1.196 84 26.6

psat=218.7 1,208 83.3 25.33

pab=20 1,057 10.66 44

3.1.4 COEFICIENTUL DE COMPRESIBILITATE AL TITEIULUI-βt

Elasticitatea se exprima numeric prin intermediul coeficientului de compresibilitate al titeiului, βt..Coeficientul de compresibilitate al titeiului se calculeaza cu realatia:

β t=b ts−bt 0

b ts ( p0−ps )

β t=1,208−1,196

1.208 (254.19−218.7 )=2.8 ∙10−4 ¿̄−1 ¿

In diagrama de variatie avem doua domenii in care factorul de volum al titeiului, ratia de solutie si vascozitatea variaza dupa legi diferite si anume:

a) intre presiunea initiala si cea de saturatieb) intre presiunea de saturatie si cea de abandonare

Pab=20 barp0=254.2 barpsat=218.7 bar

CAZUL 1 p=psat…p0 rs=constant.a) Pentru determinarea legii de variatie a factorului de volum brut:

bt.0=1.196

bt.sat=1.208

bt−b t 0

bt .sat−bt 0

=p0−p

p0−psat

=¿bt=( p0−p ) (b t , sat−b t ,0 )

p0−psat

+b t , 0

b t=(254.2−p )(1.208−1.196)

254.2−218.7+1.196

bt=1.281-3.38*10-4 p

b) Pentru determinarea legii de variatie a vâscozității:µt.0=26.6 cPµt.sat=25.3 cP

μt−μ t . sat

μ t .0−μt . sat

=p−psat

μ t .0−μ t . sat

=μ t=¿( p−psat ) ∙ ( μ t ,0−μt , sat )

p0−psat

+μ t , sat

μt=( p−218.7 ) ∙ (26.6−25.3 )

254.2−218.7+25.3

µt=17.4+3.6*10-2 p

CAZUL 2 p=pab…psat

a) Pentru determinarea legii de variatie a factorului de volum brut

bt.ab=1.057

bt.sat=1.208

bt−b t . ab

bt .sat−bt . ab

=p−pab

psat−pab

=( p−pab ) ∙(b t , sat−b t ,ab)

psat−pab

+bt , ab

b t=( p−20 ) ∙(1.208−1.057)

236−20+1.057

bt=1.0562+7.59*10-4 p

b) Pentru determinarea legii de variatie a vascozitatii:µt.ab=44 cPµt.sat=25.33 cP

μt−μ t . sat

μ t . ab−μt . sat

=psat−p

psat−pab . t

=( psat−p ) ∙(μt ,ab−μ t , sat)

psat−pabt

+μt , sat

μt=(218.7−p ) ∙ (44−25.33 )

218.7−22+25.33

µt=45.87-9.3*10-2 pc) Pentru determinarea legii de variatie a ratiei de solutie:

rsab= 10.66 m³N/m³

rssat=83.3 m³N/m³

r s−r sab

rs . sat−r s .ab

=p−pab

psat−pab

=( p−pab ) ∙(r s ,sat−rs , ab)

psat−pab

+10.66

rs=( p−22 ) ∙(83.3−10.66)

218.7−20 + 10.66

rs=3.34+0.36p m³N/m³

3.2. PROPRIETĂȚILE APELOR DE ZĂCĂMÂNT3.2.1 SOLUBILITATEA GAZELOR ÎN APA DE ZĂCĂMÂNT - G’

Solubilitatea gazelor in apa de zăcământ este mult mai redusa decat in țiței, dar nu este de neglijat. Solubilitatea gazelor in apă mineralizată de zăcământ se calculeaza cu relația:

G'=G(1− X ∙ Y10000 )

Unde:G- este solubilitatea gazelor (rația de soluție) in apă distilata, in m³n/m³, pentru a care

determinare se poate utiliza diagrama din figura 3.1;

X- mineralizația (salinitatea) apei , in meq/l, determinate prin analize de laborator;

Y- corecția salinității cu temperatura, pentru care se poate folosi diagrama din figura 3.2

G=2.91 m³N/m³

XS.641=1394.26+128.96+35.27+1539+9.49+10 = 3116.98 mg.ech/l

XS.676=2194.03+225.05+120.51+2537.25+0.64+1.7=5079.18 mg.ech/l

X=4098.08 mg.ech/l

Y=0.055

GS 641' =2.91 ∙(1−3116.98 ∙0.055

10000 )=2.86m ³ N /m ³

GS 676' =2.91 ∙(1−5079.18 ∙ 0.055

10000 )=2.828 m ³ N /¿

GSmed = G s' 641+Gs' 6762

= 2.84 m3N/m3

Fig. 3.1 Solubilitatea gazelor în funcție de temperatură și presiune

Figura 3.2.Corecția salinității cu temperatura.

3.2.2 VÂSCOZITATEA DINAMICA A APEI DE ZĂCĂMÂNT -µa

Vâscozitatea dinamica a apei de zăcământ este un parametru sensibil in special, la variația structurii. Ea scade cu creșterea temperaturii și crește cu creșterea concentrației in săruri.

Pentru determinarea vâscozității dinamice a apei de zăcământ vom determina:

SALINITATEA APEISonda 641Pentru Na++K+

1050*103 mg apa ......... 32067.98 mg sare 100 mg apa........... x1 mg sarex1 = 3.054 mg sare => µa1= 0.48 Pa*s

Pentru Ca2+


Pentru Mg2+


Pentru Cl-


Pentru SO42-


Pentru HCO3-

1050*103 mg apa ......... 610 mg sare 100 mg apa........... x6 mg sarex6 = 0.062 mg sare => µa6= 0.41 Pa*s

µa641= µa1+ µa2+ µa3+ µa4+ µa5+ µa6 = 2.63 Pa*s

Sonda 676Pentru Na++K+


Pentru Ca2+

1050*103 mg apa ......... 4510.12 mg sare 100 mg apa........... x2 mg sarex2 = 0.42 mg sare => µa2= 0.46*10-3 Pa*s

Pentru Mg2+


Pentru Cl-


Pentru SO42-


Pentru HCO3-


µa676= µa1+ µa2+ µa3+ µa4+ µa5+ µa6 = 2.81*10-3 Pa*s

µamed= µa 641+µa 676

2 = 2.72*10-3 Pa*s

Se determina dintr-o nomograma vascozitatea apei de zacamant in functie de temperatura de zacamant si procentul de saruri.

Y=Σci (mg/l) – cantitatea de saruri

Y641=90719.99 mg/l=9.07 mg/ml=9.07%

Y676= 146544.7 mg/l=14.65 mg/ml=14.65%

Ymed=118632.34 mg/l

Procentul de saruri va fi: X= 11.86 %

Din nomograma va rezulta: µa = 0.5894 *10-3 Ns/m2

Fig 3.3. Variația vâscozității dinamice a apei cu temperatura și salinitatea

3.2.3 COEFICIENTUL DE COMPRESIBILITATE AL APEI MINERALIZATE- βa'

Compresibilitatea apei este influențată de presiune, de temperatură, de concentrația în electroliți (mineralizație) și de prezența gazelor in soluție.

Coeficientul de compresibilitate al apei mineralizate de zăcământ cu gaze în soluție se poate calcula cu relația:

βa' =βa (1+0,05 ∙G ' )

Unde:βa-coeficientul de compresibilitate al apei distilate fara gaze in solutie;βa- se citeste din diagrama din figura 3.4G’- este solubilitatea gazelor (ratia de solutie) in apa mineralizata de zacamant

βa=4.03 ∙10−10m2/ N

GS ,med' =2.903 mN

3 /m3

βa' =βa ∙ ( 1+0.05∙ G' )=4.03 ∙10−10 ∙ (1+0.05 ∙2.903 )=4.61 ∙10−10m2/ N

Figura 3.4.

CAPITOLUL IV

STABILIREA ŞI AMPLASAREA REŢELEI SONDELOR DE EXPLOATARE

Amplasarea raţională a sondelor este acea amplasare care asigură prducţia maximă de ţiţei , cu cheltuieli minime . În acest sens , în practica exploatării apar două situaţii :

se dă cumulativul pe zăcământ şi se cere să se amplaseze sondele de extracţie în aşa fel încât să avem cheltuieli minime

se dau resursele material şi se cere să se amplaseze sondele în aşa fel încât să se obţină valoarea maxima a producţiei de ţiţei cu aceste resurse

Amplasarea sondelor de ţiţei se face înfuncţie de modul de manifestare a energiei de zăcământ, de regimul tehnologic de exploatare adoptat, de configuraţia geometrică a zăcământului.

4.1 Amplasarea sondelor pe zăcăminte de ţiţei tip bandă liniară , cu acvifer activ

Amplasarea sondelor pe zăcăminte de ţiţei tip bandă liniară cu acvifer activ (fig 3.1) se face în şiruri (rânduri) paralele, în raport cu conturul interior (limita ţiţei/apă pe culcuş), aceasta deoarece sondele se inundă mai întâi pe culcuş. Numerotarea şirurilor începe dinspre conturul petrolifer (limita ţiţei/apă) către conturul de închidere (C.I.).

Amplasarea începe cu fixarea ultimului şir de sonde (şirul k) ; acesta se fixează paralel cu conturul de închidere al zăcământului la o distanţă de circa 80-100 m.

O apropiere prea mare a şirului k de C.I. conduce la accentuarea fenomenului de interferenţă a şirului cu falia respectivă. O îndepărtare prea mare a şirului k de respectivul contur ar face ca în volumul situat între şirul k şi C.I. să rămână o cantitate substanţială deţiţei nedrenat de sonde.

După fixarea ultimului şir se măsoară distanţa d , dintre ultimul şir şi conturul ţiţei/apă pe culcuş.

Fig. 4.1 Amplasarea sondelor de extracţie pe un zăcământ tip bandă liniară , cu acvifer activ

Se determină distanţa între şiruri a :

a=dk=440

3 = 146.6 m

Unde:

d = distanţa de la ( ţ/a ) culcuş pana la ultimul şir de sonde k= este numărul total de şiruri ( k = 3 )a1 = distanţa de la ( ţ/a ) culcuş până la primul şir de sondea2= distanţa de la primul şir la al doilea şir de sondeS= lungimea şirului

Se recomandă o distanţă optimă între şiruri de 150 – 200 m. Numărul de şiruri va fi în funcţie de lungimea zonei respective Lp. Distanţa dintre şirurile intermediare ( 2 , 3 k – 1 ) este aceiaşi – egală cu a – şi rezultă din relaţia de mai sus . Distanţa de la conturul ţiţei/apă pe culcuş

la primul şir ( a1 ) se alege mai mare decat a, având în vedere că primul şir este inundat mai repede decât celelalte. Rezultă că distanţa dintre penultimul şir ( k – 1 ) şi ultimul şir ( k ) va fi ak , mai mică decat a.

S-a constatat din practica exploatării, că exploatarea cu mai mult de două şiruri nu este eficientă din punct de vedere al consumului energetic şi deci se recomandă ca în exploatare să fie întotdeauna cel mult două şiruri, celelalte urmând să fie activate succesiv .

Se va proiecta în continuare numai modelul zăcământului pe care funcţionează două şiruri simultan, indiferent de numărul de şiruri proiectate în vederea exploatării acestuia.

Astfel, distanţa de la conturul ţiţei/apă pe culcuş la primul şir de sonde de extracţie este:

a1= 1.05 ∙ a= 1.05 ∙146.6 = 154 m

iar distanţa dintre penultimul şir şi ultimul şir va fi :

ak = 0.95 ∙ a = 0.95 ∙ 146.6 = 139.2 m

Numărul de sonde de pe şirurile intermediare se calculează cu relaţia :

nS=S

2 σ

unde : S este lăţimea zonei productive ( fig 4.1 ), respectiv lungimea şirului de sonde ;2σ i– distanţa dintre două sonde vecine de pe şirurile intermediare

Pe şirurile intermediare ( 2 , 3 , ... , k – 1 ) numărul de sonde este acelaşi. Pe primul şir se va amplasa un număr mai mic de sonde decât pe celelalte, având în vedere că şirul 1 va fi inundat primul şi deci, sondele respective vor lucra o perioadă mai scurtă de timp. Notând cu nS 1 numărul de sonde de pe primul şir, avem :

nS 1 = 0.88 ∙ nS

Pe ultimul şir se va amplasa un număr mai mare de sonde decât pe celelalte şiruri, deoarece se va inunda ultimul şi în faza finală a exploatării va trebui să dreneze cât mai complet zona productivă. Se notează cu nSk numărul de sonde de pe ultimul şir şi avem:

nSk = 1.36 ∙ nS

Distanţa dintre două sonde vecine de pe şirurile intermediare se determină cu ajutorul diagramei din figura 4.2 . De menţionat că, în diagramă, r S are semnificaţia de rază redusă a sondei. Se calculează cu expresia : lg(a/rs) şi, din punctul corespunzător acestei valori de pe abscisă se duce o vertical până la intersecţia cu semidreapta nr. 2. De aici se duce o paralelă la

abscisă şi se citeşte pe ordonată valoarea raportului σ i

rS. Cunoscând raza redusă a sondei ,rrs

rezultă semidistanţa dintre două sonde . Sondele laterale se vor amplasa la o distanţă σ faţă de faliile F1 , respectiv F2 ( fig 4.1 ) si la 2 σ i între ele .

Fig. 4.2 Diagramă pentru determinarea distanţei dintre sonde

Cunoscând diametrul coloanei de exploatare (Dc), se poate determina raza sondei de extracţie.

Dc – diametrul sondei

Dc= 512 in = 13.97 cm

DS – diametrul sapeiDS= 7 in = 17.78 cm

Raza sondei :r S = DS

2 = 8.89 cm

Tabelul 4.1Valori pentru determinarea razei reduse a sondei

l 4.7 4.7 4.7 4.7 4.7d 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8n 46 42 38 32 26rrs 0.117 0.186 0.241 0.227 0.180

Calculul razei reduse a sondei se face pe baza datelor din tabelul de mai sus şi cu ajutorul relaţiei propuse de Sciurov.

Relaţia de calcul la razei reduse este:

ln rrs = ln r s−[ 425(l+1.5 ) n ∙d

+0,6]Unde :r s – raza sondei după sapă, în cm

rrs – raza redusă a sondeil – lungimea canalului perforaturii realizate în strat , în cmn – numărul de perforaturi pe metru liniar de coloanăd – diametrul perforaturii , în cm

ln rrs 1= ln (8,89)−[ 425(4,7+1.5 ) 46 ∙0,4

+0,6]= 2.18 –[425

114.08+0.6 ] = 2.18 – 4.32 = -2.14

rrs 1 = eln rrs1= e—2.14 =0.117 cm

ln r s= ln (8,89)−[ 425(4,7+1.5 ) 42∙0,5

+0,6 ]= 2.18−[ 425130.2

+0.6 ]=2.18−3.86=−1.68

rrs 2 = = eln rrs2= e-1.68 =0.186 cm

ln r s= ln (8,89)−[ 425(4,7+1.5 )38 ∙0,6

+0,6]=2.18−[ 425141.36

+0.6]=2.18−3.6=−1.42

rrs 3 = eln rrs3= e-1.42 =0.241 cm

ln r s= ln (8,89)−[ 425(4,7+1.5 )32 ∙0,7

+0,6]= 2.18−[ 425138.8

+0.6 ]=2.18−3.66=−1.48

rrs 4 = eln rrs4= e-1.48 =0.227 cm

ln r s= ln (8,89)−[ 425(4,7+1.5 )26 ∙0,8

+0,6 ]= 2.18−[ 425128.96

+0.6]=2.18−3.89=−1.71

rrs 5 = eln rrs5= e-1.71 =0.180 cm

Se alege valoarea cea mai mare pentru rrs , respectiv combinaţia optimă .

rrs= 0.241 cm

Pentru determinarea numărului de sonde pe fiecare şir se citeşte din aceeaşi diagramă(4.2) valoarea expresiei :

lga

rrs=lg

146660.241

= 4.78

Se citeşte din diagrama (4.2) valoarea raportului:

σ i

rrs

= 2.833 ∙104⇒σ i = 0.241 ∙2.833 ∙ 104⇒ σ i = 6827 cm = 68.27 m

Se calculează distanţa dintre sonde :

2σ i = 136.55 m ; la scara hărţii2σ i = 2,71 cm ( distanţa dintre sonde ) ;

Numărul de sonde de pe şirurile intermediare se calculează cu relaţia :

nS = S

2 σ =

1100136.55

= 8.12 sonde

s=222 mm

s=222*5=1110 mm

Numărul de sonde pe primul şir se calculează cu relaţia :

nS 1 = 0.88 ∙ nS = 0.88 ∙ 8 .12= 7.14⇒7 sonde pe şirul 1

Numărul de sonde pe penultimul şir se calculează cu relaţia :

nS 2 = 1.36 ∙ nS = 1.36 ∙ 8.12 =11.04⇒ 11 sonde pe şirul 2

Numărul de sonde pe ultimul şir se calculează cu relaţia :

nS 3 = 1.36 ∙ nS = 1.36 ∙ 8.12 =11.04⇒ 11 sonde pe şirul 3

Se recalculează semidistanţa între sonde pe şirul 1 :

σ 1 = S

2∙ n1 =

11102 ∙ 7

= 79.28 m

σ 1=15.85mm( peharta)


σ 2 = S

2∙ n2 =

11052 ∙11

= 50.22 m

σ 2=10.04mm( pe harta)


σ 3 = S

2∙ n3 =

11002 ∙11

= 50 m

σ 3=10 mm( peharta)

a a1 a2 a3 ns ns 1 2 σ1 σ 1 ns 2 2 σ2 σ 2 ns 3 2 σ3 σ 3

m m m m - - m m - m m - m m146.6 154 139.6 139.

68 7 158.56 79.28 11 100.44 50.22 11 100 50

( Se face amplasarea sondelor la scară pe hârtie milimetrică )

Download - Universit a Tea

Top Related