Documente online.
Username / Parola inexistente
  Zona de administrare documente. Fisierele tale  
Am uitat parola x Creaza cont nou
  Home Exploreaza
Upload





















































PROIECT DE DIPLOMA - INGINERIA PETROLULUI SI GAZELOR

Geologie





INTRODUCERE

           

Prezenta lucrare face parte din domeniul ingineriei de zacamant, are ca data de referinta 01.01.1999 si urmatoarele obiective :

            - precizarea modelului de zacamant ;

            - reevaluarea resurselor de petrol pe baza ultimelor date geologice tehnice obtinute ;

            - analiza exploatarii si studierea oportunitatii dezvoltarii acesteia prin noi investitii,

            - evaluarea si clasificarea rezervelor de titei si gaze in conformitate cu noile normative elaborate de A.N.R.M. in vederea confirmarii acestora (ultimele conformari de resurse si rezerve au fost facute in 1982 pentru Dacian si in  1980 pentru Meotian) ;

            - obtinerea de catre S.N.P. Petrom S.A. a licentei de exploatare a zacamintelor de petrol din partea A.N.R.M.

Ultimele studii de zacamant care au ca obiective  Meotianul si Dacianul  de la Baicoi Nord, au fost elaborate in anul 1969 pentru tot aliniamentul structural Tintea- Baicoi- Floresti- Calinesti, in anul 1989 pentru meotianul de la Baicoi Nord si 1981 pentru Dacian.

Zacamintele au fost puse in evidenta din anul 1901 la Dacian si Breccie, si din 1914 la Meotian, insa dezvoltarea exploatarii acestora s-a facut incepand din anii 1930 pentru Dacian si 1940 pentru Meotian si se afla in faza avansata de exploatare. Sunt cantonate in capcane structurale ecranate tectonic.

Energia de zacamant a fost data de expansiunea gazelor iesite din solutie in faza initiala de exploatare, iar pe masura depletarii formatiilor productive a devenit preponderent gravitationala (inclinare de la importanta la mare a stratelor). Metodele de crestere a recuperarii s-au dovedit eficiente in cazul injectiei de gaze sus pe structura, atat la Dacian cat si la Meotian si insuiciente in cazul injectiei de apa si de solutii alcaline.

             

           

CAPITOLUL 1.

     DATE GENERALE PRIVIND LUCRARILE  EFECTUATE PE STRUCTURA BAICOI NORD

 

 

Structura Baicoi Nord face parte din ridicarea structurala majora Tintea – Baicoi - Floresti – Calinesti, aliniamentul cutelor  diapire subcarpatice(figura 1.1) caracterizate prin diapirism exagerat si chiar revarsat, ce a constituit obiectul a numeroase studii geologice (prospectiuni geologice in  anul 1921), geofizice (gravimetrice in anul 1933 si seismice in anul 1949) si de exploatare.

Documentatiile geologice complexe ce au studiat si prezentat in detaliu lucrarile de cercetare geologica si exploatare, completate ulterior  cu datele furnizate de sondele de mare adancime (6009 si 7000 M.P. Baicoi), rezultatele acestora, tectonica si stratigrafia intregului aliniament structural au precizat caracterul productiv al Dacianului in cadrul structurilor Baicoi si Tintea, al Meotianului la Floresti- Calinesti, Baicoi si Tintea si al Sarmatianului la Liliesti.

Acumularile de petrol au fost semnalate inainte de anul 1864 la Baicoi si Tintea  prin saparea de puturi pe flancul ridicat al aliniamentului. Dupa 1990 s-a inceput  exploatarea propriu-zisa prin saparea de sonde in sistem canadian (adanciri succesive) la peste 300 m apoi, prin introducerea sistemului de foraj rotativ si la adancimi de peste 2000 m.

                       

CAPITOLUL 2

ASPECTE GEOLOGICE

2.1 CADRUL GEOLOGIC REGIONAL

 

Aliniamentul structural din care face parte structura Baicoi Nord se afla pe raza localitatii Baicoi, la cca. 20 km nord de Ploiesti si 13  km sud de Campina si este situat in cadrul geografic al subcarpatilor  Munteniei.

Zacamintele structurii Baicoi Nord se intind pe cca. 3,5 km lungime si 1,5 km latime la Meotian, suprafata peste care, se suprapun si cele de la Dacian pe cca. 3,2 km lungime si 0,8 km latime, cu 500-800 m mai sus . Sunt situate in zona colinelor subcarpatice cu altitudini de cca. 300-330 m si apartin administrativ judetului Prahova.

Geologic, zona se situeaza in sud – estul Depresiunii Precarpatice, in zona de molasa a Carpatilor Orientali, pe aliniamentul cutelor diapire, caracterizate printr-un diapirism de la atenuat pana la revarsat.

Figura 2.1. prezinta schita de ansamblu a localizarii aliniamentului structural TINTEA-BAICOI-FLORESTI-CALINESTI, cu evidentierea fiecarui pentru care s-a executat studiu de zacamant. 

Figura 2.1. Schita cu amplasarea aliniamentului structural

TINTEA – BAICOI – FLORESTI - CALINETTI

2.2 GEOLOGIA STRUCTURII

2.2.1. Stratigrafia si litologia

Sondele sapate pana in prezent in cadrul acestui aliniament structural au dovedit prezenta  depozitelor paleogene, reprezentate prin Eocen si Oligocen; neogene, reprezentate prin Miocen (Acvitanian, Burdigalian, Helvetian, Tortonian, Sarmatian) si Pliocen (Meotian, Pontian, Dacian, Romanian) si Cuaternare.

Fundamentul aliniamentului structural este alcatuit din depozite eocene si oligocene care apar la adancimi mari dar prezente la nord (Campina, Runcu, Bustenari) sau la vest (Varfuri, Ursei) la adancimi mici, aparand chiar la suprafata.

Eocenul este reprezentat printr-un facies marnos-grezos cu intercalatii de gresii silicioase dure, iar Oligocenul apare in facies de Kliwa, intilnit in sonda 7000 Baicoi, prezent in partea nordica a zonei neogene, se scufunda treptat spre sud , astfel  ca nici o sonda de mare adancime nu-l mai intalneste la sud de linia structurala Razvad – Moreni – Calinesti - Floresti- Baicoi- Tintea.

Peste aceste depozite urmeaza cele mio- pliocene, in serie normala, in care se remarca prezenta:

Acvitanianului, reprezentat prin depozite lagunare si marine, mare parte din depozitele  de sare din depresiune fiind de aceasta varsta.  Sarea ajunge pana la suprafata sub forma unei lame groase (Tintea, Baicoi, Floresti);

Burdigalianului, constituit din depozite conglomeratice de 700 –800 m grosime;

Helvetianului, prezent pe flancurile structurii si constituit dintr-o serie  marnos-nisipos-grezoasa de pana la 2000 m, cu cele doua orizonturi caracteristice- inferior, predominant nisipos- grezos cu intercalatii de marne rosii, denumit orizontul rosu si cel superior, predominant marnos, cu intercalatii subtiri de gipsuri, nisipuri si gresii, supranumit orizontul cenusiu;

Tortonianului, cu depozite marine de tip molasic, constituit din orizontul tufurilor dactice cu globicerine, in baza, orizontul brecciei  sarii cu depozite  de sare, orizontul  sisturilor cu radiolari si orizontul marnelor cu spiralis, la partea superioara.

Sarmatianului, depus pe flancurile structurii in depozitele salmastre  constituite din argile si marne cu intercalatii de nisipuri si gresii calcaroase, marno- calcare, argile disodiliforme.

Seria pliocena este alcatuita din depozite apartinand:

            Meotianului, depus transgresiv si discordant peste depozitele miocene, in grosime variabila de la E la V, de la cca. 750 m la Berca, la cca. 350 m la Baicoi, cca. la 150 m la Razvad, reducandu-se inspre V sau chiar lipsind total pe zonele ridicate. Este format dintr-o succesiune de nisipuri separate prin marne, marne nisipoase si gresii calcaroase care formeaza trei complexe nisipoase – Meotian II (M II), Meotian Intermediar (M Int.) si Meotian I (M I), numerotate de jos in sus, distincte si corelabile pe toata zona structurala. 

            Pontianul in grosime totala de 600- 1000 m este format in general din marne, marne fin nisipoase.

            Dacianul este reprezentat de roci psamitice,  in general neconsolidate, cu un complex nisipos in baza apoi nisipuri in alternanta cu marne  nisipoase  sau carbunoase si chiar carbuni, intr-o accentuata variatie de facies, cu grosimi ce variaza intre 400-800 m.

            Romanianul(Levantinul) in grosime  ce variaza de la 500 la 1500 m, este alcatuit  din alternante de nisipuri si gresii grosiere ce trec in partea superioara la pietrisuri si conglomerate  cu intercalatii  de marne nisipoase, argile si marne carbunoase.

            Cuaternarul este constituit din pietrisuri si nisipuri  aluvionare acoperite de sol vegetal.

 

2.2.2. Tectonica structurii

           

Tectonica structurii este cea a aliniamentului structural, determinata de diapirismul  ce se manifesta sub toate variantele sale, de la atenuat la exagerat. Acesta a generat strapungerea sedimentelor de catre lama de sare, inclinarea stratelor in diferite grade pana  chiar la rasturnarea lor, impartirea cutei de-a lungul accidentului major astfel determinat (falia axiala Baicoi - Floresti) in flancul nordic, mai ridicat, divizat de o serie de accidente tectonice transversale, cu decalaje pe verticala, in unitati  hidrodinamice distincte la nivelul fiecarei subdiviziuni stratigrafice si flancul sudic mai coborat, usor incalecat de flancul nordic in special la nivelul formatiilor mio-pliocene mai adanci.

Astfel, in sectorul Tintea, flancul nordic incaleca mult (cca. 550 m) peste pliocenul flancului sudic, scufundat, la nivelul Dacianului mai ales. Spre vest, pana la Baicoi, sarea afloreaza pe o zona mare separand cele doua flancuri, in continuare masivul de sare care se scufunda sub depozitele pliocene fiind substituit de o puternica linie de dislocatie  si incalecare, accidentul major, pe care se mai gasesc sporadic lentile subtiri de sare.

Inclinarea stratelor este mare in apropierea diapirului sau faliei sarii (de la 50- 800  in nord, pana la rasturnarea lor, mai ales in Dacian), pentru ca pe  masura departarii de acesta inclinarea sa devina mai mica (10-200 in sud).

                                  

2.2.3. Obiectivele de interes petrolifer

           

Obiectivele de interes pe intregul aliniament structural s-au dovedit  a fi Dacianul si Meotianul si numai local, in zona Baicoi Sud (Liliesti), Sarmatianul. Depozitele acestor obiective cantoneaza zacaminte de titei cu gaze dizolvate, in majoritatea cazurilor.

In unele zone - Tintea Sud (Dacian superior), Baicoi Sud (Meotian -bloc I), Liliesti (Sarmatian) s-a dovedit si existenta gazelor sub forma capurilor primare de gaze.

 

2.3. GEOLOGIA CAMPULUI SI ZACAMINTELOR

           

Zacamintele de petrol din cadrul sectorului structural Baicoi Nord, situate pe flancul nordic al aliniamentului diapir, sunt cantonate in depozitele meotiene si daciene ale succesiunii stratigrafice.

                   Zacamintele se afla situate la adancimi cuprinse intre:

            -cca 2100-1500 m, pe directie E- V si cca 2100- 600 m, pe directie  N- S, pentru intreaga secventa a meotianului, functie de gradul de inclinare al complexelor constituente. Sunt dezvoltate pe o suprafata  de cca 3,5  km lungime si 1,5 km latime, partial suprapuse peste Dacian;

            -cca 900-300 m, pe directie E- V si cca 750 – 100 m pe directie N-S, pentru toata secventa Dacianului, cu observatia ca in extremitatea estica (bl A5, A7) se intalneste si Draderul  rasturnat, la adancimi medii de cca 700 m, respectiv 850 m. Se dezvolta pe o suprafata de cca 3,2 km lungime si 0,8 km latime.

Sunt orientate E- V, delimitate, atat la Meotian cat si la Dacian, spre sud de sare si falia majora (FM) ce le separa de zacamintele de la Baicoi Sud,  iar spre nord, este si vest au  inchideri periclinale de catre apa de sinclinal.

           

2.3.1. Stratigrafia si litologia

    

In cadrul flancului nordic al structurii Baicoi, Meotianul are o grosime de cca 250 m si este format dintr-o succesiune de nisipuri separate prin marne, marne nisipoase si gresii calcaroase ce formeaza complexele: Meotian II (M II), Meotian intermediar (M Int.) si Meotian I (M I), distincte, corelabile si productive pe toata structura.

Deasupra  complexului M I se dezvolta, in mod diferit, trei strate subtiri de nisipuri, care, in unele lucrari anterioare,  au fost denumite Gaz I, II, III (G I, G II, G III),  de sus in jos. Dezvoltarea lor este neuniforma, uneori  lipsind complet, in aceasta zona G II fiind prezent si saturat cu titei pe o suprafata mare.

Pentru o tratare consecventa in corelarea M II (reinterpretare  incepand de la Tintea Sud fata de studiile anterioare), au fost necesare si in aceasta zona  unele modificari la impartirea  in pachete a acestui complex.

Complexul inferior M II, are o grosime totala de cca 60 m si este format din pana la 5 pachete nisipoase, numerotate de sus in jos ( M II.1- M II.5), din care cele inferioare, mai ales in partea estica, au dezvoltare partiala, avand in vedere depunerea lui pe o suprafata discordanta.

Pachetul 5 – primul termen al complexului  - are caracter  transgresiv, cu zone unde lipseste complet, avand  grosimi  ce variaza intre 0 si 20 m. Este  alcatuit  din gresii, de la slab la bine cimentate, cu material calcaros si nisipuri silicioase, cu granulatie de la fina  la medie.

Pachetul 4, de cca 15-20 m, este format din mai multe strate nisipoase, variabile in suprafata din cauza variatiilor mari de facies, marnele luand  locul nisipurilor silicioase cu bob fin si slab consolidate. Este separat de pachetul 5 de marne de pana la 4-5 m.

Pachetul 3, de la 10-18 m grosime, este despartit  de precedentul de o separatie marnoasa de 3 – 4 m si este format din  2-3 strate nisipoase fine, subtiri, slab consolidate, separate prin marne fin nisipoase, cu dezvoltare lenticulara.

Pachetul 2 este separat de pachetul precedent de o intercalatie marnoasa de 3- 4 m si este format, in general, din doua strate nisipoase subtiri, separate prin marne nisipoase sau nisipuri marnoase discontinue, in grosime totala de cca 10 m.

Pachetul 1 este gros de cca 20- 25 m si separat de pachetul 2 prin 4 –5 m de marna. Este  format dintr-un numar variabil de strate nisipoase subtiri, slab consolidate, cat si de  intercalatii grezoase, ambele tipuri de roca fiind constituite din granule silicioase cu bob fin.

Deasupra complexului M II se afla un orizont marnos de cca 20 –25 m, ce constituie separatia  hidrodinamica de complexul intermediar.

Complexul intermediar ( M Int.) are o grosime  totala de 30 –50 m, este constituit la partea inferioara din nisipuri marnoase , marne si marne nisipoase, iar la partea superioara din 2-3 strate  de nisipuri silicioase, cu bobul fin, cel din cap fiind de regula  grosier si bine cimentat. Prezinta mari varietati de facies.

In continuarea acestui complex se dezvolta un orizont marnos de cca 20 m, care reprezinta separatia hidrodinamica de complexul  M I.

Complexul superior, M I, are o grosime totala medie de cca 100 m si este format din trei pachete  de strate, numerotate de sus in jos cu a, b, c. Pachetele a si b sunt predominant nisipoase, formate dintr-o succesiune de strate de nisipuri silicioase cu bobul fin, variabile ca numar, separate de marne si marne nisipoase  si o grosime de cca 30 – 35 m fiecare. Se remarca insa o variatie facies, mai ales in partea vestica a structurii 8zona blocului C).  Pachetul c este predominant marnos si, numai in zone restranse, intercalatiile nisipoase sunt mai frecvente.

Peste  M I, pana la limita P/M, sunt depuse marne cenusii dure, cu intercalatii subtiri de nisipuri marnoase 8pana la 3) si dezvoltare in general lenticulara, in grosime totala de cca 50 –60 m. Dintre aceste nisipuri, denumite Gaz I, II, III, G II are o grosime de cca  10 m si o dezvoltare  mai mare in suprafata decat celelalte.

Dacianul flancului nordic al structurii Baicoi a fost si el supus reinterpretarii, in vederea corelarii Dacianului superior,  fost nedivizat, in aceeasi  maniera inceputa la Tintea Sud si continuata pe tot aliniamentul.

Are, in aceasta zona structurala, grosimi cuprinse intre 200 – 450 m si este constituit, in general, din strate nisipoase silicioase, marne, marne nisipoase sau carbunoase si carbuni, predominante fiind marnele si nisipurile, intr-o accentuata variatie de facies.

Partea inferioara a Dacianului, in grosime medie de cca 80m, se remarca prin prezenta unor pachete nisipoase  continue, predominante, usor corelabile pe diagrafie, formand complexul nisipos productiv Drader. Acesta este divizat, pe baza unor intercalatii marnoase de cca 6- 10 m grosime, in trei pachete, notate de jos in sus cu Dr 3, Dr 2, Dr 1.

Draderul 3, cu  grosime de 40 – 50 m, este alcatuit, in partea inferioara, dintr-un pachet nisipos care prezinta variatii laterale de facies, de la nisip la marna nisipoasa. Urmeaza un pachet de 10 –15 m, predominant marnos, si apoi un pachet  nisipos de 20 –30 m, bine individualizat, ce constituie obiectivul principal al exploatarii.

Draderul 2, cu o dezvoltare mai redusa ca grosime (15-20 m), este de asemenea bine individualizat, prezentand  insa intercalatii subtiri de marne.

Draderul 1 a’re o grosime de cca 20 m si este format din bancuri de nisipuri, cu intercalatii de marne si marne nisipoase.

Din punct de vedere litologic, Draderul este constituit din nisipuri silicioase  cu granulatie de la fina la medie, uneori cu aspect grezos si cu un grad redus de consolidare.

Deasupra Draderului se afla Dacianul superior (fost nedivizat), impartit  prin corelare cu cel de pe restul aliniamentului in cel mult doua complexe in aceasta zona, dupa care, limita Dacian/Romanian (Levantin) este dificil de apreciat. Aceste doua complexe au fost subdivizate in cate 3 pachete, notate de jos in sus cu c, b, a, saturate cu titei dovedindu-se doar pachetele c si b ale complexului D1.

Din punct de vedere litologic, Dacianul superior este constituit dintr-o succesiune de nisipuri fine, friabile, uneori marnoase, cu intercalatii de marne, marne nisipoase sau carbunoase si chiar carbuni, intr-o mare variatie de facies si o mare neomogenitate pe verticala si in suprafata, fapt ce are implicatii in delimitarea suprafetelor productive la aceste obiective.

In lucrarile anterioare, in partea estica a zonei blocului E3, in prezent blocul E, s-a apreciat lipsa complexului Drader prin nedepunere in apropierea  sarii. Desi informatiile sunt reduse in aceasta zona (lipsa de carotaje electrice- sonde sapate la inceputul secolului, prin tehnici simple si cercetare sumara- la un numar mare de sonde) corelarea descrierilor coloanelor litologice la un numar relativ mare de sonde cu diagrafia electrica efectuata ulterior si in zone  mai adanci, in care se recunoaste existenta acestui complex, a condus la reconsiderarea acestei aprecieri de lipsa a Draderului, explicatia absentei petrolului fiind de alta natura decat cea de lipsa a obiectivului.

Din descrierile coloanelor litologice se constata o prezenta  mare a carbunilor si marnelor carbunoase, precum si existenta fenomenului de degradare a titeiului (asfaltizare) in conditii de situare la mica adancime a obiectivului saturat, neprotejat in unele zone. Astfel, la:

- sonda 2 PBK, in D sup., la 299 – 301 m       -nisip cu pacura;

                                              325 – 326 m     -marna nisipoasa cu pacura;

-sonda 95 RA, in D 1b, la      590 - 594 m      -nisip cu urme tari de titei;

-sonda 230 Ra, in Dr1, la      560 – 573 m       -marna nisipoasa cenusie si nisip

cenusiu necimentat, cu urme tari de titei;

-sonda 236 RA, in Dr3, la     452 – 458 m       -nisip cenusiu cu urme tari de

titei;

-sonda 237 RA , in Dr 1+2, la 460 – 485 m       -nisip cenusiu cu urme tari de titei;

-sonda 241 RA, in Dr1+2    la 421 – 445 m      -nisip albicios cu urme tari de titei;

-sonda 262 RA, in Dr3,       la 646 – 648 m      -nisip petrolifer (titei foarte gros).

Delimitata conventional, aceasta zona a fost scoasa in afara zonei productive la aceste obiective in lucrarea actuala.

Desi in zona au existat sonde care au produs, productia lor a fost atribuita in lucrarile anterioare Dacianului nedivizat, in prezent Dacianului superior. Si aceasta apreciere este eronata, reprezentarea izobatica a probelor indicand o adancime imposibil de acceptat pentru acest obiectiv in zona respectiva, dar acceptabila pentru  prezenta brecciei sarii, perfect explicabila pe bordura sarii si practic in continuarea spre vest a zonei recunoscute cu productie din breccie din blocul A.

2.3.2. Tectonica zacamintelor

Avand in vedere ca obiectivele productive ale zonei structurale din flancul nordic de la Baicoi- Meotianul si Dacianul - au fost  tratate anterior prin lucrari separate si in etape diferite, tectonica lor a fost in mare parte diferita si necorelata, desi evolutia  lor tectonica a fost determinata de aceleasi forte. Tinand cont  de acest fapt, in lucrarea de fata, care trateaza aceste doua obiective productive mari in acelasi context, se presupune o imagine unitara, corelata in ansamblu si in raport cu celelalte zone structurale deja analizate.   Aceasta presupune 545h73f reconsiderari, in special in traseul unor falii, si deci, punerea de acord a denumirilor lor la ambele obiective.

Au fost  intocmite 15 sectiuni geologice transversale (6 la Meotian si 9 la Dacian), care acopera, de la V la E, toata  suprafata  structurii. Dintre acestea, unele reprezinta continuarea spre nord a celor deja efectuate pe flancul sudic al zonei Baicoi.

Hartile structurale au fost intocmite pentru:

-Dacian, la baza Dr3 (limita D/P);

                         cap Dr1, D1b

Din analizarea acestor materiale, se constata ca tectonica flancului nordic al sectorului structural Baicoi este determinata, in principal, de gradul de manifestare al diapirismului sarii, ca  de altfel si pe celelalte structurii ale zonei.

Astfel, incepand din partea vestica spre centrala a structurii, acolo unde diapirismul este prezent in faza profunda sau cel mult atenuata, se constata prezenta unui accident major, FM (falia Baicoi – Floresti), generat de impingerea sarii din adancime. De-a lungul acestei falii, flancul nordic al structurii incaleca peste flancul sudic, cazut, pe o suprafata de cca 400 m., cu sarituri pe verticala de aproximativ 1500 m la nivelul Meotianului si de doar  400 m la nivelul Dacianului, unde nu se mai produce incalecarea. Stratele, atat meotiene, cat si daciene, sunt doar boltite.

O serie de alte falii aproximativ paralele accidentului major compartimenteaza structura la nivelul ambelor obiective intr-o serie de blocuri ce au corespondenta pe verticala (figura 2.1.).

In zona centrala si estica, unde pe flancul nordic diapirismul se manifesta in forma sa exagerata, iar in cel sudic revarsata 8zona blocurilor H de la Baicoi Sud, Dacian),  sunt afectate mai intens  zacamintele daciene decat cele meotiene din adancime, faliile se sprijina pe peretele sarii, stratele sunt strapunse de sare, au inclinari tot mai accentuate spre diapir si spre E, pentru ca in extremitatea estica, acolo unde diapirismul devine revarsat, acestea sa ajunga in pozitie rasturnata (blocurile A5, A6, A7).

Se constata, de asemenea, ca Dacianul este mai intens accidentat in partea estica si ca nu toate faliile au corespondenta la Meotian, de aici numarul mai mare de blocuri la Dacian.

Fata de aceste considerente generale, se arata ca:

-la Dacian, structura este compartimentata in 17 blocuri tectonice,

numite de la vest spre est cu E1, E’1, E2, E’,  E,  D, C,  de catre faliile F1, F2, F3, F’4, F4, F6 – F12 si   f, f1, f2, f3 si care au corespondenta cu cele de la Meotian. In plus, apare falia faliile  F2,, care la dacian determina aparitia blocului D, si altele in partea estica, ce afecteaza doar Dacianul  si determina aparitia mai multor blocuri tectonice decat la Meotian.

In lucrarile anterioare unele falii erau numit, altele nu, numerotarea lor era facuta invers decat la Meotian, blocurile  din partea vestica mai ales nu aveau deloc

I

Figura 2.1. Sectiune geologica transversala

corespondenta cu cele de la Meotian s.a., astfel ca punerea de acord intre tectonica celor doua obiective era absolut necesara. Astfel:

- plecand de la F M, s-au numerotat cu F1- 12 faliile generate de accidentul major si diapir, in acelasi sens cu cele de la Meotian;

- au aparut falii noi,  in vest, care compartimenteaza in E1 si E’1 fostul bloc  E1, F’4 si F10 impuse de reinterpretari in constructia geometrica;

- s-au redenumit blocurile in asa fel incat sa fie conforme cu tectonica ilustrata de sectiunile numeroase efectuate pe structura –blocul E3 devine blocul E; cel nenumit de langa el devine E’; A vest, A centru, A, A1, A2; A 1,, A2 devin  A3, A4; A 3 devine A5  si A 6; A4 devine A7.

Aspectul structural al Dacianului este conform cu cel al Meotianului cu precizarea ca fiind mai intens afectat de diapirismul exagerat si revarsat din partea central –estica prezinta si aspectele particulare de ridicare accentuata a stratelor, respectiv rasturnare a lor.

Inclinarea stratelor variaza in raport cu apropierea de lama de sare unde inclinarile sunt mari – de la 600, la verticale sau rasturnate, decrescand spre sinclinal pana la 15-200.

In zona de maxima ridicare (blocurile E, C), conforma cu cea de la Meotian, obiectivele productive ajung la adancimi foarte mici, existand chiar zone neprotejate in capac, cu fenomene de degradare a zacamantului (asfaltizari).

In ascensiunea sa, sarea a antrenat si depuneri sedimentare generand in apropierea bordurii sarii o formatiune numita breccia sarii, saturata cu titei pe zone inguste, constituind o unitate hidrodinamica diferita de Meotian sau Dacian.

Fata de lucrarea anterioara la Dacian unde s-a tratat aceasta formatiune, se precizeaza  ca pe langa suprafata corespondenta blocurilor A, s-a mai identificat o alta suprafata, in zona blocurilor E, C ti B, din care sondele nu puteau produce decat din breccie de la adancimile respective.

2.3.3. DISTRIBUTIA INITIALA A FLUIDELOR

Zacamintele de petrol din Pliocenul de la Baicoi Nord sunt de tip stratiform in capcane structurale ecranate tectonic de bordura sarii si accidentul major Baicoi- Floresti si numai subordonat ecranate litologic.

Pentru Dacian zacamintele sunt reprezentate de pachetele Dr3, Dr2 , Dr1 ale complexului Drader si de pachetele 1c si 1b ale complexului Dacian superior, D1, descrise in subcapitolele 3.3.1.

Spre deosebire de Meotian, aici se intalneste aceeasi situatie ca la Baicoi Sud- lipsa de diagrafie in special in blocurile E, unde lipsesc carotaje electrice la 28% din sonde, alte 28% avand doar coloane litologice si in blocul C, unde 44% din sonde nu au carotaje electrice. Lipsa acestora provine din neinregistrare dar si din cauza de disparitii in timp avand in vedere vechimea lor, conditiile precare de depozitare. Desi le lipsesc CE la momentul acesta, unele sonde au valori izobastice pe hartile din editiile vechi, ceea ce inseamna ca ele au fost furnizate de diagrafie totusi, si au fost preluate ca atare in lucrarea actuala, in exclusivitate pentru Drader.

In aceasta situatie, in blocurile E si C ordonarea izobastica s-a facut in functie de pozitia de pe harta structurala presupunand ca sunt sapate vertical, in aceeasi maniera ca pentru blocurile G+G’ de la Baicoi Sud.

De asemenea, s-au utilizat sondele cu obiectiv Meotian chiar daca nu au avut probe la Dacian pentru a vizualiza in cat mai multe sonde impartirea in complexe si pachete a Dacianului si a ajuta la incadrarea sondelor din jur fara informatii sau cu informatii insuficiente.

In cazul sondelor la care s-au executat coloane litologice  s-au gasit  elemente de corelare si recunoastere cel putin a Draderului ca grosime totala.

Tinand cont de aceste elemente s-a putut efectua reprezentarea izobatica la toate sondele din bloc care au produs sau au avut probe, remarcandu-se o aliniere si ordonare destul de continua si sub aspect structural si al grosimilor totale, neexistand abateri flagrante. S-a remarcat  totusi, la sondele cele mai sus pe structura din blocul E si C, ca sunt grupate in suprafata si ca au fost deschise  si au produs  de la adancimi  in limita a cca 200 m (de la –100 la +100 m), mult sub adancimea Draderului din zona respectiva. Si pentru ca nu este nici adancimea de situare a Meotianului din zona, s-a admis ca aceste sonde au interceptat o alta zona de breccie in continuarea celei din blocurile A deja recunoscuta ca existenta, in nici un caz ca fiind productie di Dacianul superior cum era apreciat anterior.

Pe blocuri, din reprezentarea izobatica a probelor de productie s-au stabilit urmatoarele valori ale contractelor intre fluide:

-in blocul C,

                       D1b  -T/A –125,           ½ dintre titei in 139 SRP;

                       D1c  -T/A – 65,             baza strat cu titei din Db+Dc+Dr in 19 AR

                                   Dr1  -T/A – 300,           in perf. cu titei  din 193 SRP, a.s.+ u.t. in

                                                                    192 SRP,194 SRP

                                   Dr2  -T/A – 325,           baza perf. cu titei din 194 SRP

                       Dr3  -T/A –285,           baza perf. cu u.t. din 474 MP, titei in 473                            
                                                         MP, 8 Col

                        -in blocul D,

                                   Dr1  -T/A – 165,           titei in 17 RA

                        -in blocul E,

                                   D1b  -T/A – 200,         baza perf. cu titei din 352 PM

                                   D1c  -L.ST – 300,       in perf. cu titei din 352 Pm

                                   Dr1+2+3  -T/A – 325,    baza perf.cu titei in Dr1, a.s. +u.t. in 610 MP,

           baza perf. cu u.t. in 125 RA    

                        -in blocul E’,

                                   Dr1+2+3  -T/A – 300,    baza strat cu titei din 254 RA

                                   Dr2  -L.S.T. – 305,      baza strat cu titei din 254 RA

                                   Dr3  -L.S.T.– 315,       baza perf. cu titei din 254 RA

                        -in blocul E2,

                                   Dr1  -T/A – 300,          baza perf. cu titei din 178 SRP, cap perf. cu

             a.s. din 290 MP

                                   Dr2  -T/A – 320,          cap strat cu u.t. din 290 MP

                                   Dr3  -T/A – 350,          in perf. cu u.t. din 290 MP

 

CAPITOLUL 3

MODELUL FIZIC AL ZACAMANTULUI

3.1 PRESIUNEA INITIALA SI TEMPERATURA DE ZACAMANT

 

Pentru stabilirea conditiilor initiale de presiune si temperatura, in lipsa unor masuratori specifice suficiente, s-a intocmit, pe baza tuturor masuratorilor efectuate pe intregul aliniament structural Tintea – Baicoi – Floresti - Calinesti, curbele medii de variatie a celor doi parametri cu adancimea (fig. 3.1.) S-au determinat astfel pe baza gradientilor de presiune si temperatura, fata de adancimea medie se situarea zacamintelor, valorile medii de temperatura si presiune initiala prezentate in tabelul 3. 1.

                                                                                     Tabelul 3.1.

Zacamant

Bloc

Adancimea medie,

M

Presiunea medie –bar

Temperatura medie,0C (K)

Dacian 1

C

350

40

18 (291)

E, E’

390

45

19 (292)

Drader

C, E, E’

500

58

22 (295)

3.2. PROPRIETATILE ROCII MAGAZIN

 SI FLUIDELE CONTINUTE IN ZACAMANT


                  Roca magazin este constituita din nisipuri neconsolidate la Dacian

si nisipuri si gresii calcaroase la Meotian si se caracterizeaza prin conditii foarte bune de acumulare si curgere. Valorile acestor proprietati fizice nu sunt modificate fata de cele utilizate anterior, prelucrarea statistica a valorilor din analizele de carote de care

Figura 3.1. Variatia presiunii  si temperaturii de zacamant cu adancimea

se dispune in prezent pentru intregul aliniament structural confirmand valorile stabilite si utilizate pana in prezent. Sondele 50 MMPG, 473, 474 MP, 603 MMPG si 605 MP, sapate cu obiectiv Dacian la care a existat investigatii geofizica complexa au fost interpretate cantitativ pe baza programului Wings. Rezultate lor sau inscris in ordinul de marime al parametrilor utilizati pentru acest obiectiv.

Valorile parametrilor fizici ai titeiului si gazelor au stabilite pe baza analizelor PVT efectuate la sonda  113 Liliesti, pentru Dacian (Drader) si la sonda 26 Col pentru Meotian.

Titeiul este parafinos, cu punct de congelare de  250 C si o vascozitate de 3-4 cP la Meotian si neparafinos, mai bogat in fractii volatile, cu o vascozitate dinamica 2 –3 la Dacian.

Gazele asociate sun gaze bogate cu un continut de fractii grele (C3+) de peste 300 g/Sm3 la Meotian  si de peste 470  g/Sm3 la Dacian.

Apele de zacamant sunt de tip clorocalcic, puternic mineralizate cu un continut de saruri dizolvate  de peste 2200 kg/vag, la Meotian si cu mineralizare moderata, cuprinsa intre 255 si 1300 kg/vag, la Dacian.

In tabelul 3.2. sunt prezentate centralizat caracteristicile fizice ce definesc modelul geologo-fizic al zacamintelor de titei cu gaze dizolvate de la Baicoi Nord.

                                              Tabelul 3.2 Caracteristici fizice principale

Specificatie

U.M.

Dacian

Observatii

1

2

3

4

Inclinare strat

Grade

30-90

La Drader chiar rasturnate in unele  zone.

Elevatia medie 320 m.

Adancimea

M

100-500

Presiunea initiala

Bar

35-100

Temperatura

0C

17-30

         TITEI

Presiune de saturatie

Bar

75

Din analize PVT

Ratia initiala de solutie

Sm3/m3

35-60

Factorul de volum

1.06-1,175

Din analize PVT

Vascozitatea (conditii standard)

mPa*s

2-3

Din analize

Vascozitatea (la presiunea de saturatie)

mPa*s

1

Din analize PVT

Densitatea

kg/m3

835

Masa moleculara

U.A.M.

164-285

Din analize

Tip titei

A(neparafinos)

GAZE

Densitatea relativa

1,3 – 1,5

Din analize

Continut C3+

g/Sm3

473-750

Din analize

Continut C2+

g/Sm3

478-755

Din analize

Continut metan

%vol

20-44

Din analize

APA DE ZACAMANT

Tip apa

Clorocalcic

Din analize

Salinalitatea

kg/vag

255-1300

Din analize

ROCA MAGAZIN

Porozitatea

%

34

Permeabilitatea absoluta

mD

520

Valori si de 2-3000

Saturatia in apa interstitiala

%

20

Grosime strat

M

35

Pentru obiectivul de exploatare Breccie, dat fiind caracterul specific de formare al acestuia (tectonic), precum si lipsa unor informatii directe asupra caracteristicilor fizice ale rocii si fluidelor continute, acestea au fost asimilate cu cele ale Dacianului.

                                  

CAPITOLUL 4

 EVALUAREA RESURSELOR GEOLOGICE DE PETROL

 CALCULUL VOLUMETRIC AL REZERVEI

Estimarea rezervelor geologice de hidrocarburi se poate prin metoda volumetrica sau cu ajutorul modelelor zerodimensionale asociate cu date certe de productie si presiune, relative la o perioada de exploatare suficient de mare.

Metoda volumetrica implica determinarea de informatii geologice, geofizice si de foraj a volumului brut al zacamantului, estimarea din diagrafiile de carotaj sau din analize de carote a porozitatii si saturatiei in apa interstitiala, si stabilirea pe analize PVT sau din nomograme adecvate a coeficientilor de volum ai petrolului si gazelor si a ratiei initiale de solutie.

Determinarea rezervelor geologice de hidrocarburi prin metoda volumetrica formeaza obiectul acestui capitol, in timp ce estimarea acestor rezerve pe baza modelelor zerodimensionale  este abordata , din punct de vedere aplicativ alaturi de alte aspecte, in capitolul urmator.       

Resursa geologica de petrol se calculeaza prin metoda volumetrica si are expresia:

            N=                                                                                            ( 4.1.) 

m= porozitatea zacamantului= 34%

sai =saturatia in apa interstitiala=20%

bp=factorul de volum al petrolului=1,16

Vb=volumul brut al zacamantului

Volumul brut al zacamantului se determina cu ajutorul metodei trapezelor pe baza hartii cu izobate (figura 4.1.)

In tabelul 4.1.sunt prezentate ariile marginite de izobate, obtinute prin planimetrare si convertire cu coeficientul de scara cs = 9·108.

Astfel spre exemplu:

Tabelul 4.1.

I

izobata

Ahi, cm2

Ai, ha

1

3330

18,74

168,66

2

3315

10,52

94,68

3

3300

6,89

62,01

4

3285

2,45

22,05

5

3270

0

0

Volumul brut al zacamantului poate fi exprimat astfel:

                                                                                     (4.2.)

unde:

Ai = Aci – Abi , ΔH este pasul adancimii, iar Abi si Aci sunt ariile suprafetelor marginite de izobata i de la baza, respectiv capul stratului.

N==8580838,3 m3 titei

N=8.580.838,3 · 0,835=7.165.000. tone titei

Rezerva geologica de gaze dizolvate se obtine din relatia:

Gd=N·Rsi= 8580838,3·45=386137723,5 m3N.

Figura 4.1. Harta cu izobate

CAPITOLUL  5

ISTORICUL PRODUCTIEI

5.1. DATE DE FORAJ        

Pe structura Baicoi Nord au fost sapate pana in prezent 522 de sonde dintre care 161 la Meotian.

Tehnologia privind constructia sondelor cuprinde o gama larga de realizare a acestora, de la forajul alternativ cu exploatarea incepand de sus in jos (sistem canadian), pana la forajul modern.

Zacamintele de titei de la Baicoi Nord au fost exploatate de la inceputul secolului si au fost analizate numeroase lucrari geologice si de inginerie de zacamant. Fiind bine cunoscute, nu vom insista asupra aspectelor legate de istoricul indepartat al lucrarilor de forare, completare si punere in productie a sondelor. De la ultimele studii omologate – 1981 pentru Dacian au fost sapate 29 de sonde.

Pentru atingerea obiectivelor stabilite si exploatarea hidrocarburilor din formatiile productive ale Dacianului si Meotianului au trebuit avute in vedere urmatoarele dificultati inregistrate in timpul saparii sondelor:

-pierderi de fluide foraj in formatiunile de suprafata

-tineri pe gaura, tendinta de prindere a garniturii de foraj la traversarea marnelor pontiene.

-tendinte puternice de strangere si daramari ale peretilor gaurii de sonda in Pontian.

La Dacian constructia sondelor a constat din:

                        -coloana de ancoraj 10 3/4 sau 9 5/8 in la 150-180 m care izoleaza formatiunile de suprafata slab consolidate si cu permeabilitate mare;

                        -coloana de exploatare de 7, 6 5/8 sau 5 1/2 in la 600-700 m in scopul izolarii formatiunilor traversate de sonda si expploatarea in bune conditii a hidrocarburilor fluide.

Testarea si producerea obiectivelor productive s-a facut in mod normal la Meotian, incepand cu cele inferioare, spre deosebire de Dacian unde in perioada de inceput a exploatarii s-a utilizate sistemul de productie alternativ cu forajul de sus in jos, pe masura interceptarii prin foraj a formatiilor productive, in gaura tubata necimentata. Utilizand aceasta maniera, nu s-a permis o determinare specifica a productivitatii fiecarui nisip in parte. Aspectul pozitiv al acestei tehnologii a fost dat de faptul ca exploatarea s-a desfasurat mai uniform pe toata sectiunea productiva, spre deosebire de exploatarea de jos in sus unde, atat la Dacian cat mai ales la Meotian, obiectivele superioare D1 si respectiv MI si Gaz II au suferit din punct de vedere al recuperarii. Acest lucru s-a petrecut din cauza ca sondele au ramas de regula in productie la aceste obiective si in unele cazuri au iesit din productie pe motive tehnice, fara a putea exploata orizonturile superioare.

Punerea in productie a sondelor s-a realizat, la ultimele sonde sapate, prin perforare cu echipamente tip I 43 sau I 54 avand la put apa sarata sau fluid de foraj, urmata de denivelarea prin pistonare.

Blocajul din jurul gaurii de sonda format ca urmare a depletarii formatiei productive, pe de o parte, a utilizarii de fluid de traversare necorespunzator, pe de alta parte , a fost evaluat ca important, pe baza factorului skin datorat imperfectiunii deschiderii sondelor si a celui datorat blocajului cu filtrat, cu detritus, cu pasta de ciment si cu fluid de perforare. Acest lucru explica valorile modeste ale debitului sondelor  si necesitatea tratamentelor de deblocare.

Din valorile foarte mici ale suprafetelor de comunicare strat- sonda analizate impreuna cu valorile debitului sondelor se pot gasi valorile vitezelor de deplasare a fluidelor in vecinatatea gaurii de sonda. Marimea valorilor vitezelor fluidelor explica aparitia nisipului in sonde precum si a apei, ca urmare a formarii conurilor de apa.

5.2. GABARITE DE EXPLOATARE, DEBITE DE FLUIDE,

 PRESIUNI DIFERENTIALE DE FUND

           

Obiectivele productive au fost puse in evidenta in anul 1901 prin sonda 2 Concordia, la Dacian in blocul A si in anul 1914 prin sonda 6 RA, la Meotian in blocul E.

Exploatarea propriu-zisa s-a dezvoltat incepand cu anul 1930 la Dacian si cu anul 1942 la Meotian.

Suprafetele productive partial suprapuse pe de o parte ca si adancimile de situare net diferite  a necesitat formarea de gabarite de exploatare separate pentru cele doua obiective principale.

In ceea ce priveste zacamantul dovedit in orizontul Brecciei sarii din Pontian, acesta nu a facut obiectivul unei exploatarii speciale ci a fost descoperit si exploatat prin retragerea sondelor de la Meotian.

Conturarea suprafetelor productive s-a facut dinspre vest catre est pe masura delimitarii spre nord a extinderii samburelui de sare si a determinarii limitei apa-titei.

Din cele 522 de sonde sapate pe structura 161 au avut ca obiectiv Meotianul si 361 Dacianul. Dintre acetea, 131 au fost cu rezultat si au exploatat Meotianul, 240 au fost cu rezultat si au exploatat Dacianul si 13 au fost cu rezultat si au exploatat Breccia.

Sondele au produs in faza initiala a exploatarii in sistem eruptiv cu debite cuprinse, in general intre 5-150 tone /zi la Dacian, iar pe masura depletarii formatiilor productive au fost exploatate in eruptie artificiala ( gaz-lift) si ulterior in pompaj de adancime.

Impuritatile (apa) cu care au produs sondele au fost practic inexistente in prima faza a exploatarii, cresterea lor in timp a fost in majoritatea cazurilor brusca, la valori de 50-60 %, semnaland existenta unor defectiuni tehnice ale coloanelor de exploatare (spargeri) sau punerea in legatura a sectiunilor saturate cu titei cu altele saturate cu apa, prin spatele coloanelor de exploatare a caror cimentare ineficienta a permis acest lucru.

Ratiile initiale gaze-titei nu s-au putut determina la obiectivul Dacian din cauza nemasurarii si neinregistrarii productiilor de gaze la sondele ce au produs in prima faza a exploatarii. De altfel, la aceste sonde au fost inregistrate numai cantitatile cumulative de titei produs fara a cunoaste evolutia debitelor in timp. In schimb, la Meotian se dispune la datele necesare cu privire la productiile de gaze pe baza carora au fost semnalate ratii initiale cuprinse intre 100 si 300 Sm3/m3.

In ceea ce priveste masuratorile de presiune, acestea au fost inexistente, atat la Dacian cat si la Meotian ,in faza initiala a exploatarii celor doua obiective.

La Dacian, in perioada de dupa 1980 au fost executate masuratori de presiune in 8 sonde in blocul C indicand presiuni statice cuprinse intre 12 si 21 bar la sondele de exploatare si de 45-46 bar la sondele de injectie.

La Meotian s-au efectuat 14 masuratori de presiune in perioada de dupa anul 1967, dintre care 7 in  blocul  A +A1 indicand o presiune cuprinsa intre 20-120 bar, 2 in blocul C indicand presiuni de 56 si 77 de bar si 3 blocurile E+E’ indicand presiuni intre 50-110 bar.

Masuratorile de presiune efectuate sunt disparate si numeric insuficiente pentru a stabili o evolutie in timp a presiunii de zacamant.

O informatia asupra presiunii actuale de zacamant este cea data prin masuratorile facute la Dacian (Drader) in 1999 la sonda 323 MP in blocul C care indica o presiune statica de zacamant de circa 15  bar. Aceasta valoarea demonstreaza faptul ca, la Dacian, productivitatea actuala a sondelor 0,5-0,6 tone pe zi este concordanta cu energia de zacamant.

De regula, exploatarea orizonturilor productive atat la Dacian cat si la Meotian nu s-a facut selectiv, impartirea productiei realizata la sonde pe complexele productive componente s-a facut in lucrarile anterioare prin stabilirea de procenti, acest lucru nefiind in masura sa caracterizeze performantele in exploatare ale fiecarui complex productiv. In sprijinul acestei concluzii vine si faptul ca , in prima faza a exploatarii orizonturilor productive ale Dacianului, producerea acestora s-a facut de sus in jos pe masura dovedirii acestora prin foraj (sistem canadian), coloanele de exploatare nefiind cimentate. Acest lucru demonstreaza ca, pe masura avansarii spre partea de jos a sectiunii productive, erau puse in comunicatie si exploatate toate complexele in mod simultan si separat. 

Un alt argument, de data aceasta de natura geologica, in sprijinul existentei la nivelul celor doua obiective principale – Dacian si Meotian – a unei intercomunicatii intre blocuri ale complexelor componente este faptul ca sectiunile saturate cu titei raman in comunicare la nivelul faliilor avand in vedere sariturile acestora care devin neimportante in pozitii structurale ridicate. Amplitudinea descrescatoare a sariturii faliilor pe masura ce ne apropiem de falia sarii ( peretele de sare) sugereaza in mod evident existenta unei comunicari intre blocurile tectonice.

In concluzie, se poate sustine ca atat la Dacian cat si la Meotian sistemul d exploatare, pe de o parte si sistemul structural tectonic, pe de alta parte, permite si favorizeaza existenta unui sistem intercomunicant atat pe verticala cat si pe orizontala.

                       

5.3. STIMULAREA DEBITELOR DE FLUIDE EXTRASE

           

In prima faza a exploatarii nu au fost necesare operatii de stimulare a fluxului in sonde energia de zacamant fiind suficient de mare pentru a permite exploatarea in conditii potentiale, in sistem eruptiv ( natural sau in gaz-lift).

O caracteristica importanta a zacamintelor celor doua obiective este mobilitatea naturala de exceptie datorata unei permeabilitati foarte bune si unei vascozitati dinamice mici. Aceasta mobilitate a fost reflectata in debitele foarte bune obtinute de sonde.

Pe de alta parte, pe masura scaderii presiunii de zacamant, a aparut necesitatea efectuarii de operatii de stimulare, in principal acidizari, pentru inlaturarea blocajului cu factori artificiali (fluide foraj sau  perforare). Aceste operatii au fost efectuate de regula la punerea in productie a sondelor si la aditionarea sau retragerea la intervale superioare. 

5.4. INDICATORI AI EXPLOATARII

           

La data de referinta a lucrarii, 01.01.1999, principalele date reprezentative ce definesc situatia actuala a exploatarii celor doua obiective principale – Dacian si Meotian – precum si a Brecciei, de pe structura Baicoi Nord, sunt prezentate sistematizat in tabelul 5.1.

                                                                                 Tabelul 5.1. Indicatori ai exploatarii

Specificatie U.M.

Obiectivul

Camp petrolifer

Dacian

Meotian

Breccie

Numar sonde in functiune

de extractie

18

29

1

48

de injectie

2

1

-

3

Debit de titei extras, t/zi

pe zacamant

11,4

46,9

1

59,3

pe sonda medie

0,6

1,6

1

1,2

Debit de gaze extrase, Sm3/m3

pe zacamant

0

3200

140

3340

pe sonda medie

0

110

140

70

Impuritati medii, %

52

70

70

68

Ratia medie gaze - titei, Sm3/m3

0

60

117

50

Productii cumulative

titei, mii tone

2563

4568

138

7269

Gaze, mil. Sm3

107

1535

39

1681

Data inceperii /data incheierii

extractiei

1901/-

1914/-

1901/-

1901/-

Factor de recuperare actual, %

38,5

29,8

29,7

32,4

Presiunea, bar

15

-

-

-

Fondul total de sonde, din care:

-in foraj

-oprite (suspendate)

-abandonate

345

161

16

522

-

-

-

-

7

1

1

9

318

130

14

462

5.4.1. SISTEMUL DE COLECATRE, SEPARARE, TRANSPORT

SI DEPOZITARE A FLUIDELOR EXTRASE

           

Fluidele extrase din zacamintele de pe structura Baicoi Nord sunt colectate in 5 parcuri de separatoare (P11, P30, P4 AR, P8 si P 901) si transportate prin conducte  4-5 in ingropate, catre depozitul Plai, unde sunt separate, tratate si masurate.  Titeiul este predat in acest depozit catre Conpet Ploiesti.

Apa de zacamant rezultata din procesul de separare este injectata ca apa reziduala prin sondele 293 RA, 903 si 904 SRP.

Injectia reziduala poate fi realizata si prin sondele 605, 606 si 607 MP care nu au mai fost folosite dupa injectia de solutii alcaline.

Gazele bogate din parcul P4 si P 901 sunt aspirate de statia de compresoare 6 si transportata printr-o conducta de 10 in la statia de compresoare 30, iar de aici printr-o conducta de   6 in spre degazolinarea Liliesti.

Referitor la starea tehnica a instalatiilor si echipamentelor de suprafata se pot evidentia urmatoarele aspecte:

-parcurile de separatoare sunt foarte vechi ( au fost puse in functiune din anii 1930 ), utilajele si echipamentele au un inaintat grad de uzura necesitand o modernizare urgenta;

-conductele de amestec de la sonde la parcuri sunt foarte vechi negodevilabile  (tronsonate) si cu un avansat grad de uzura conducand la spargeri dese.

5.5. DIFCULTATI IVITE IN DECURSUL EXPLOATARII

           

Principalele  dificultati ivite in procesul de exploatare a zacamintelor de pe structura Baicoi Nord sunt similare cu cele intampinate pe celelalte structuri ale aliniamentului structural Tintea – Baicoi- Floresti- Calinesti si pot fi rezumate in urmatoarele:

-viituri puternice de nisip care au condus la dificultati in exploatarea sondelor, deteriorarea coloanelor de exploatare si inundari tehnice la Dacian;

-deteriorarea coloanelor de exploatare, prinderea tevilor de extractie, inundari tehnice si depunerea parafinei pe tevile de extractie la Meotian; 

-deteriorarea conditiilor naturale de curgere (blocaj) din zona de filtru a sondelor sapate si puse in productie in ultima  perioada a exploatarii zacamintelor (conditii de depletare) , ca urmare a traversarii formatiei productive cu fluide de foraj necorespunzatoare. Aceste dificultati au avut  drept consecinte un timp indelungat de lucru si implicit cheltuieli mari la punerea in productie a sondelor si scaderea drastica a productivitatii acestora.

Numarul mare de sonde abandonate din productie (228 la Dacian, 87 la Meotian si 10 la Breccie) demonstreaza dimensiunile consecintelor dificultatilor intampinate  pe parcursul procesului de exploatare.

5.6. MECANISMELE RECUPERARII PRIMARE  A PETROLULUI

Avand in vedere modelul geologo-fizic de zacamant stabilit, ce defineste conditiile de acumulare si curgere, mobilitatea zacamintelor precum si dispunerea lor in cadrul structurii, mecanismele naturale de dezlocuire a titeiului ce conduc in mod decisiv la performantele specifice in exploatare, sunt date de:

            -expansiunea gazelor iesite din solutie ( gaze dizolvate);

            -curgerea gravitationala   datorata inclinarilor mari si foarte mari ale stratelor ajutata de mobilitatea remarcabila a zacamintelor, curgere ce se manifesta preponderent in etapa actuala de exploatare.

Ca rezultat al manifestarii acestor doua mecanisme, starea de saturatie in titei a colectoarelor a evoluat, pe masura exploatarii si depletarii lor, spre formarea de zone cu saturatie din ce in ce mai mica in titei ( ajungandu-se practic la saturatia remanenta) localizate in partea ridicata a structurii si zone a caror saturatie in titei este practic initiala, situate in partea de jos a structurii.

In decursul timpului sau incercat mai multe metode de crestere a recuperarii titeiului, dupa cum urmeaza: injectie de gaze, injectie de apa, injectie de solutii alcaline, injectie de abur si injectie de microorganisme (bacterii).

 CAPITOLUL 6

ESTIMAREA RECUPERARII PRIMARE A PETROLULUI

6.1. UTILIZAREA MODELELOR ZERODIMENSIONALE PENTRU REGIMUL DE GAZE DIZOLVATE

Modelele zerodimensionale, numite si modele cu parametrii ponderati volumic exclud prin definitie prezenta gradientilor de presiune si deci a vitezelor fluidelor in zacamant.Ca urmare, ecuatiile miscarii se reduc la ecuatia macroscopica a continuitatii (numita si ecuatia de bilant material) si la ecuatiile de stare. Din acest  motiv, metoda modelului zerodimensional este cunoscuta si sub numele de metoda ecuatiei de bilant material.

 Aplicatiile din acest capitol sunt axate pe modelele zerodimensionale definite in cadrul exploatarii primare a zacamintelor de gaze, gaze cu condensat sau cu petrol. Aceste aplicatii se refera, in principal, la estimarea, din date de productie si presiune, a rezervelor geologice, productiilor cumulative finale (rezervelor primare), caderilor de presiune din zacamant, influxului de apa si relatiilor permeabilitate- saturatie.

Aplicarea modelelor zerodimensionale la exploatarea secundara a zacamintelor de petrol este rezervata lucrarilor care abordeaza acest tip de exploatare.

Se estimeaza performanta zacamantului cu ajutorul metodei Turner. Pentru aceasta este nevoie de indicatorii PVT ai zacamantului presupusi a avea valorile in tabelul 6.1.1.

                                                                                              Tabelul 6.1.1.

Presiunea de zacamant,

Bar

Factor de volum al petrolului,

 bp

Ratia de solutie,

Rs

[m3N/m3]

Factor de volum al gazelor,

bg

Functia

Fn

Functia Fg

Raportul

p/g

1

2

3

4

5

6

7

70,00

1,160

108,40

0,00469

    

     

52,74

66,00

1,175

108,40

0,00482

43,50

0,3213

57,18

61,50

1,159

104,92

0,00514

32,32

0,26259

60,39

57,50

1,150

97,45

0,00540

20,09

0,2047

66,42

54,00

1,145

93,80

0,00586

12,63

0,1457

75,13

48,00

1,140

88,64

0,00657

7,145

0,0958

82,00

42,00

1,137

82,75

0,00765

4,906

0,0519

92,57

36,00

1,133

76,60

0,00932

2,097

0,0338

103,61

30,00

1,130

69,93

0,01089

1,243

0,0311

115,20

25,00

1,125

62,00

0,01463

0,3754

0,0271

128,83

18,00

1,120

54,16

0,02740

0,04321

0,0222

147,75

14,00

1,110

40,13

0,03460

-0,1012

0,0169

170,83

9,50

1,092

33,18

0,05640

-0,1689

0,0137

195,24

4,50

1,071

16,96

0,17154

-0,1124

0,0109

219,99

0,00

1,060

7,85

0,35132

-0,0523

0,0100

236,74

Metoda Turner, in varianta propusa de Tracy, se bazeaza pe relatia urmatoare:

Np*  Fn+ Gp*  Fg=1                                                                                        (6.1.1.)

Fn= ,         Fg=                              (6.1.2.)

Np*=,   Gp*=,    Gp=Rc Np                                                                    (6.1.3.)

            Ratia gaze - petrol medie intre doua trepte de presiune pj  si ph este:

R’m=(Rj +R’k)                                                                                                     (6.1.4.)

si ca urmare ecuatia  (6.1.1.) pentru presiunea pk  devine

(N*pj+ N*p)Fnk+(Gpj* +R’mN*p)Fgk=1                                                                (6.1.5.)

N*p=[1-(N*pj* Fnk+G*pj * Fgk)] / (Fnk+ R’mFgk)                                                      (6.1.6)

N*pk=N*pj+ N*p                                                                                                  (6.1.7.)

            Se poate calcula saturatia in petrol la presiune Pk

            spk=(1-Np*)(1-sai)                                                                                (6.1.8.)

Rezultatele calculelor de prevedere a performantei zacamantului prin aceasta metoda sunt prezentate in tabelul 6.1.2. 

Exemplu de calcul:

            Pentru treptele de presiune de 35 bar si 32,70 bar calculele sunt:

            R’m=(Rj+R’k)= (108,4+108,4)=108,40 m3N/m3

Folosind valorile lui Fn si Fg calculate si prezentate in tabelul 6.1.1. rezulta:

N*p= =0,01276 m3N/m3

N*pk=0+0,01276=0,01276 m3/m3

spk=(1-0,01276)(1-0,20)=0,80

Rk=Rsk+()=108,40+(053,91)=108,40

G*p=G*pj+0,5(Rj+Rk)N*p=0+0,5(108,40+108,40) 0,01276=1,384 m3N/m3                           

Relatia (6.1.1) este verificata:

1,3840,3213+0,0127643,50=0,99971

                      Pentru treptele de presiune de 32,70 bar si 29,28 bar calculele vor fi urmatoarele:

R’m=0,5(108,40+104,92)=106,66 m3N/m3

N*p==0,00372

N*pk=0,00372+0,01276=0,01648 m3/m3                        

Spk=(1-0,01648)(1-0,20)=0,7785

Rk=Rsk=104,92 m3/m3   pentru ca kg/kp=0

G*p=G*pj+1/2(Rj+Rk)N*p=1,384+1/2(108,40+104,92)0,00372=1,781 m3N/m3  

Tabelul 6.1.2.

Presiune de zacamant

Bar

Ratia gaze –petrol estimata R’k , m3N/m3

Ratia gaze –petrol medie

Rn,  m3N/m3

N*p,

m3/m3

N*p, m3/m3

Saturatia in petrol

Raportul  kg/kp

Ratia gaze- petrol R k m3N/m3

Ratia gaze –petrol medie

Rn,  m3N/m3

Productia cumulativa de gaze  G*p, m3N/m3

Bilantul verificarii ecuatiei( 5.1.1)

70,00

108,40

   

0,0000

0,0000

0,8000

0,0000

108,40

-

0,000

-

66,00

108,40

108,40

0,01276

0,0127

0,8000

0,0000

108,40

108,40

1,384

0,9997

61,50

104,92

106,66

0,00372

0,0164

0,7785

0,0000

104,92

106,66

1,781

1,0003

57,50

97,45

101,19

0,00746

0,0239

0,7719

0,0000

97,45

101,19

2,536

1,0004

54,00

93,80

95,63

0,01235

0,3629

0,7676

0,0000

93,80

95,63

3,717

0,9999

48,00

88,64

119,77

0,02066

0,5695

0,7511

0,0000

88,74

119,77

6,191

1,0004

42,00

160,16

124,45

0,03514

0,0920

0,7243

0,0116

158,46

123,60

11,240

0,9997

36,00

340,32

250,24

0,04315

0,1352

0,6893

0,2801

339,88

249,17

21,191

1,0002

30,00

530,64

435,48

0,01001

0,1452

0,6820

0,4423

531,23

435,55

26,352

0,9999

25,00

682,00

606,32

0,01339

0,1586

0,6701

0,0685

681,76

606,50

34,474

0,9950

18,00

890,00

786,00

0,01313

0,1717

0,6597

0,0746

888,54

785,15

44,723

1,0005

14,00

1100,00

995,40

0,01569

0,1874

0,6442

0,2012

1102,4

995,51

60,740

0,9998

9,50

1160,95

1130,8

0,01282

0,2002

0,6294

0,2950

1157,1

1129,8

75,110

0,9997

4,50

840,00

1000,4

0,01908

0,2193

0,6125

0,6132

841,46

999,29

94,140

0,9999

0,00

600,00

720,00

0,00924

0,2285

0,6108

0,8365

599,12

720,29

100,51

1,0000

                                                                                                                    

Relatia (6.1.1.) este verificata:

1,7810,2626+0,0164832,32=1,00031

In figurile (6.1.1) si (6.1.2) este prezentata performanta zacamantului cu metoda Turner :



               

Figura 6.1.1.   Diagrama presiunii de zacamant in functie de

factorul de recuperare al petrolului

                                                                    

               

               

Figura 6.1.2. Diagrama ratiei gaze-petrol in functie de factorul

 de recuperare al petrolului

6.2. ESTIMAREA RECUPERARII PRIMARE DE PETROL CU AJUTORUL                                          DECLINULUI DE PRODUCTIE

Metoda declinului de productie a aparut din dorinta de a se estima rezerva recuperabila primara de petrol prin extrapolarea datelor de productie obtinute in cadrul exploatarii unui zacamant pe un interval de timp suficient de mare pentru a permite punerea in evidenta a tendintei de evolutie a productiei. Avandu-se in vedere ca in acest proces de exploatare trebuie sa se determine in principal rezerva de petrol ramasa in zacamint si timpul de exploatare ramas pana la abandonarea zacamantului , drept variabila independenta se utilizeaza fie productia cumulativa ,fie timpul. Ca variabila dependenta se poate folosi o caracteristica a exploatarii zacamantului care poate fi usor inregistrata ,care indeplineste conditiile de a fi functie continua de timp si care prezinta o valoare finala cunoscuta. Debitul de petrol al zacamantului indeplineste aceste conditii daca mecanismul csre a determinat evolutia in trecut va continua sa determine si viitor variatia acestuia ,si daca debitele sondelor nu vor prezenta scaderi graduale datorate fie diminuarii eficientei echipamentului de extractie ,fie amplificarii efectului skin prin depunerea de parafina ,saruri ,asfaltene sau mal,fie schimbarii presiunii dinamice a sondei ,a ratiei gaze petrol ,a procentajului de apa produsa sau a altor conditii de zacamant .

In scopul folosirii curbei declinului de productie la estimarea rezervei primare de petrol trebuie facuta distinctie intre declinul de productie determinat de conditiile de zacamant si cel cauzat de conditiile de sonda sau de echipamentul de extractie uzat. Detectarea si remedierea defenctiunilor la pompele de extractie ,precum si efectuarea unor tratamente chimice la sondele care din curbele de restabilire a presiunii rezulta ca prezinta o blocare partiala a porilor sunt masurile ce se impun a fi luate pentru a dezafecta curba declinului de productie de aceste influente. Daca echipamentul de extractie functioneaza normal ,iar conditiile de sonda sunt satisfacatoare ,curba declinului de productie poate fi extrapolata pana la valoarea finala numita debitul limita economic ,careia ii corespunde productia cumulativa finala egala cu rezerva primara.

Graficul debitului zacamantului in functie de timp sau de productia cumulata ,cunoscut sub numele de curba declinului productiei ,poate fi trasat pe diagrama normala (Q, t) ,pe diagrama semilogaritmica (lnQ, t) sau pe diagrama dublulogaritmica (lnQ, lnt).                              

Estimarea recuperarii primare a petrolului cu ajutorul declinului de productie s-a calculat pe o sonda reprezentativa (medie) care are un debit limita economic Qec=0,523 m3/zi.

Conform graficului din figura 6.2.1. sonda are un declin constant incepand din iunie 1994. Sa se determine :

a)      debitul sondei dupa urmatorii cinci ani de exploatare

Conform graficului, debitul scade in 85 de luni ( din decembrie 1991 pana

in decembrie 1998) de la 16,21 m3/zi pana la 5,23 m3/zi. Declinul debitului este constant si are valoarea :

            D= ln=ln=0,0133 (luna) -1                                                  (6.2.1.)

Tinand seama ca in iunie 1997 debitul sondei a fost 6,54 m3/zi, debitul dupa urmatorii cinci ani va fi :

Q=Qie-Dt=6,54e-0,013360=2,943 m3/zi.                                                (6.2.2.)

b)      timpul de exploatare al sondei incepand din iunie 1997;

ta= ln=ln=190 luni                                                            (6.2.3.)

c)      cantitatea de petrol mobil primar Npmp, existenta  in zona de drenaj a

sondei este egala cu productia cumulativa obtinuta incepand de la acea data pana in momentul cand debitul sondei va atinge valoare zero.

Npmp===14958,41 m3                                                    (6.2.4)

d)      rezerva primara de petrol a zacamantului stiind ca productia cumulativa a

acestuia in iunie 1997 a fost Npo=847210 m3, iar exploatarea se va continua cu 15 sonde ca vor avea aceeasi comportare medie.

Np15==13762,19 m3                                               (6.2.5)

Npf=Npo+15Np15=847210+1513762,19=1053642,85 m3              (6.2.6.)

Figura 6.2.1.Graficul debitului sondei cu comportare medie in functie

de timp, la scara semilogaritmica

CAPITOLUL 7

ESTIMAREA PERFORMANTEI RECUPERARII PETROLULUI PRIN APLICAREA METODELOR DE RECUPRARE SECUNDARE SAU TERTIARE

7.1. RECUPERAREA PETROLULUI PRIN INJECTIE DE APA

Spalarea cu apa a unui zacamant de petrol domina, atat ca frecventa de aplicare, cat si ca efect asupra cresterii productiei mondiale de petrol, intreaga gama a proceselor de injectie a unui fluid de zacamant. Acest fapt se datoreaza:

a)disponibilitatii apei in general;

b)usurintei relative cu care apa poate fi injectata in zacamant, ca urmare a existentei unei presiuni hidrostatice proprii a apei in sonda de injectie;

c)usurintei de raspandire a apei in formatiunea purtatoarei de hidrocarburi si

d)eficientei dezlocuirii petrolului de catre apa.

Practica spalarii cu apa a formatiunii saturate cu petrol a inceput in mod accidental, avand la baza patrunderea apei din orizonturile de suprafata in intervalul productiv al unor sonde abandonate, carora fie li s-au extras coloanele de burlane, fie coroziunea a deteriorat zonal aceste coloane. Injectia de apa a inceput sa fie aplicata, probabil, in anul 1890, cand s-a constatat ca apa intrata accidental  in zacamant a dus la stimularea productiei unor sonde. In anul 1907, injectia de apa a avut ca efect cresterea substantiala a productiei de petrol a zacamantului Bradford din Pennsylvania.

Prima metoda de spalare cu apa, denumita spalare circulara, a constat din injectarea apei intr-o sonda, pana la inundarea sondelor vecine, care au fost transformate, la randul lor, in sonde de injectie.

Dupa anul 1921, aplicarea proceselor de spalare cu apa s-a raspandit rapid, iar spalarea circulara a fost inlocuita cu spalarea in linie. Acest tip de spalare se caracterizeaza prin distribuirea sondelor de extractie in doua siruri paralele, care incadreaza echidistant  un sir de sonde de injectie. In anul 1928 a fost preconizata spalarea in cinci puncte, ca un caz particular al amplasarii sondelor in linii alternante.

Sa se prevada performanta unui zacamant de petrol de tip ingust ce urmeaza a fi supus unui proces de spalare cu apa prin sistemul de sonde prezentat mai jos.

                                   L                                                                                                                                              

                                      

                               sonde de injectie

                               sonde de extractie

Distanta dintre sirul de sonde de injectie si cel de extractie are lungimea

L=150 m, latimea b=72,5 m si grosimea h=8 m. Roca si fluidele de zacamant au proprietatile:

-m=0,34, porozitatea rocii;

-k=0,520 D, permeabilitatea rocii

-spi=0,800, saturatia initiala in petrol

-spr=0,275, saturatia in petrol rezidual

-p=2,5 mPa·s, vascozitatea petrolului

-a=1,5 mPa·s, vascozitatea apei

Valorile ipotetice ale permeabilitatilor relative pentru anumite saturatii in apa sunt prezentate in coloanele 3 si 4 ale tabelului 7.1.1.Sa se estimeze performanta spalarii unidimensionale a acestui zacamant la un debit de injectie pentru fiecare sonda Qsinj=3 m3/zi·m grosime de strat.

Tabelul 7.1.1. Valorile permeabilitatilor relative si cele ale fractiei debitului de

                                                   apa in functie de saturatie

Saturatia in apa

Sa

Permeabilitatea relativa a apei

               kra             

Permeabilitatea relativa a petrolului, krp

Fractia debitului de apa,

fa

   1

2

3

4

0,200

0,000

1,000

0,000

0,250

0,000

0,905

0,000

0,282

0,007

0,824

0,015

0,325

0,026

0,759

0,055

0,345

0,051

0,684

0,110

0,364

0,088

0,571

0,205

0,379

0,116

0,443

0,303

0,400

0,150

0,391

0,390

0,413

0,167

0,312

0,472

0,430

0,185

0,237

0,565

0,445

0,199

0,179

0,649

1

2

3

4

0,461

0,212

0,121

0,728

0,484

0,238

0,078

0,836

0,505

0,329

0,031

0,925

0,531

0,430

0,026

0,965

0,573

0,547

0,012

0,987

0,600

0,755

0,008

0,995

0,625

0,879

0,000

1,000

a)sa se traseze curba miscarii fractionale fa (sa) si sa se calculeze saturatia la

inundare a sondelor de extractie.

Pentru a calcula fractia debitului de apa la diferite saturatii se aplica relatia:

fa=                                                                                              (7.1.1.)

Pe baza datelor din coloanelor 1 si 4 s-a trasat in figura 7.1.1., graficul fa (sa). Tangenta dusa la acest grafic prin punctul de saturatie sai=1-spi=0,200 a condus la valorile saf=0,490 si faf=0,900. Rezulta astfel ca zona stabilizata include valorile saturatiei cuprinse intre sai=0,200 si saf=0,490. 

b) sa se traseze graficul saturatiei in apa in functie de distanta, in momentul in care frontul de dezlocuire s-a deplasat pe distanta x=L/2=75 m.

Pentru trasarea graficului sa (x) se calculeaza pe baza ecuatiei

X=                                                                                        (7.1.2.)         

valorile lui x corespunzatoare intervalului saturatiilor saf<sa<0,625.

In prealabil se determina timpul t necesar frontului de dezlocuire sa ajunga la distanta L/2. In acest scop se poate scrie relatia:

t=                                                                                            (7.1.3)

unde  f’af===3,1034                                                    (7.1.4.)

timpul t va fi : t==198,6 zile

Distanta x se va calcula cu urmatoarea formula:

X=                                                                                    (7.1.5.)

pe baza careia s-au calculat valorile din coloana 4 a tabelului 7.1.2. Valorile derivatei au fost determinate pe cale numerica, folosindu-se diferente finite centrale. Distributia saturatiei astfel stabilita este prezentata grafic  in figura 7.1.2. 

                                                                                                   

                                                                                                                   Tabelul 7.1.2. 

Saturatia in apa,

sa

Fractia debitului de apa ,fa

Derivata, f’a

Distanta x,

m

x/L

1

2

3

4

5

0,490

0,900

3,1034

75,00

0,50

0,510

0,935

1,5000

36,25

0,24

0,530

0,960

1,0000

24,16

0,16

1

2

3

4

5

0,550

0,975

0,6250

15,10

0,10

0,570

0,985

0,5000

12,08

0,08

0,590

0,995

0,3250

7,85

0,05

0,610

0,998

0,1429

3,45

0,02

0,625

1,000

0,0000

0,00

0,00

Figura 7.1.1. Curba fractiei debitului de apa functie de

saturatia in apa       


Figura 7.1.2. Distributia saturatiei in apa la timpul de injectie

 

c)sa se reprezinte grafic debitul de extractie si productia cumulativa de petrol in functie de volumul de apa  injectat pana in momentul atingerii ratiei apa petrol Rap=100;

 Pentru trasarea acestor grafice este necesar sa se calculeze performanta procesului de dezlocuire. Rezultatele acestor calcule sunt listate in tabelul 7.1.3.

         Tabelul 7.1.3.Rezultatele calculului performantei dezlocuirii unidimensionale

Saturatia

sae

Saturatia medie

Sam

Fractia

fae

Volumul adimensional Vt

Timpul t, zile

Productia de petrol Np, m3

Debitul de petrol Qp

Ratia apa petrol Rap

1

2

3

4

5

6

7

8

0,200

-

0,000

0,162

100,00

4800,00

48,00

0,00

0,490

0,525

0,900

0,325

200,28

9613,50

4,80

9,00

0,500




0,531

0,920

0,388

239,11

9790,98

3,84

11,50

0,510

0,545

0,935

0,538

331,54

10205,10

3,12

14,38

0,520

0,557

0,950

0,740

456,03

10560,06

2,40

19,00

0,530

0,563

0,965

0,943

581,12

10737,54

1,68

27,57

0,540

0,577

0,970

1,233

759,84

11151,66

1,44

32,33

0,550

0,585

0,980

1,750

1078,44

11388,30

0,96

49,00

0,560

0,595

0,985

2,333

1437,71

11684,10

0,72

65,66

0,570

0,600

0,990

3,000

1848,75

11832,00

0,48

99,00

0,580

0,610

0,995

6,000

3697,50

12127,80

0,24

199,00

Saturatia medie este determinata prin intersectia tangentelor duse la curba fa (sa) cu orizontala de ordonata unitara si prezentate in coloana 3 a tabelului 7.1.3.

Saturatia medie dupa inundare poate fi exprimata analitic astfel:

sam=sae+(1-fae)  Vt                                                                                      (7.1.6.)

unde fae=fa(sae)  cu sae =sasaf, iar

Vt= este volumul adimensional injectat.

Productia cumulativa de petrol este:

Np=(sam-sai)Vp                                                                                             (7.1.7.)

 unde Vp=mAL este volumul porilor

Tinandu-se seama ca, din figura 7.1.1 rezulta sam=0,525, conform expresiei productiei cumulative se obtine, pentru momentul inundarii, relatia:

Vti==sam-sai                                                                                           (7.1.8.)

Vti=0,525-0,200=0,325.

Dupa inundare valorile lui Vt se calculeaza cu relatia saturatiei medii particularizata pentru fae citit din figura  7.1.1. si listat in coloana 4. Aceste valori sunt prezentate in coloana 5 a tabelului 7.1.3.

Timpul de injectie dupa inundare determinat de relatia volumului injectat este listat in coloana 6.

Debitul de petrol si ratia apa petrol se determina cu relatia:

Qp=(1-fae)Qt                                                                                                                                                  (7.1.9.)

Rap=fae/(1-fae)                                                                                                (7.1.10)

Volumul porilor, debitul de injectie si timpul de inundare au valorile:

Vp=mAL=0,3415072,58=29580 m3                                                      (7.1.11.)

Qt=2Qtsh=238=48 m3/zi                                                                   (7.1.12.)

ti===260,28 zile                                                       (7.1.13.)

Productia cumulativa inainte de inundare este data de relatia: Np=Qtt      (7.1.14.)

Astfel pentru t=100 zile au rezultat: Np=Qtt=48100=4800 m3

                                                   Vt=Np/Vp=4800/29580=0,162

Graficele functiilor Qp (Vt), Np( Vt) si Rap (Np) sunt prezentate in figurile 7.1.3, 7.1.4. si 7.1.5.  

 

Figura 7.1.3. Graficul debitului de petrol functie de volumul de apa injectat

(exprimat in volume de pori)

Figura 7.1.4. Graficul productiei  cumulative de petrol functie de volumul de

apa injectat (exprimat in volume de pori)

Figura 7.1.5. Graficul ratiei apa petrol functie de productia de petrol

7.2. RECUPERAREA PETROLULUI PRIN INJECTIA

DE GAZE NEMISCIBILE

Injectia de gaze este un proces destinat fie mentinerii presiunii de zacamant la o anumita valoare , fie suplimentarii energiei naturale a zacamantului , prin reinjectarea unei parti din gazele produse de sonde odata cu petrolul. Procesele de mentinere totala sau partiala a presiunii prin injectie de gaze pot avea ca rezultat cresterea factorului de recuperare si imbunatatirea caracteristicilor productive ale zacamantului.

Cantitatea suplimentara de petrol care poate fi recuperata din zacamant depinde de diferite caracteristici ale zacamantului, cum ar fi: proprietatile rocii colectoare, temperatura si presiunea de zacamant, proprietatile fizice si compozitionale ale fluidelor de zacamant, mecanismul de expulzare a petrolului din zacamant, geometria zacamantului, continuitatea stratului, relieful structural, debitele de productie, distributia saturatiilor in fluide.

Cresterea factorului final de recuperare a petrolului se poate datora procesului de dezlocuire asociat uneori cu actiunea de vaporizare a unor componenti ai petrolului. Mentinerea totala a presiunii prin injectie de gaze este, deseori, destinata prevenirii migrarii petrolului in capul de gaze, atunci cand zacamantul prezinta un influx natural de apa.

Prima incercare deliberata si inregistrata privind cresterea factorului final de recuperare, a avut loc in anul 1903, la zacamantul Macksburg din districtul Washington, Ohio.

Operatiile de injectie a gazelor pentru mentinerea presiunii de zacamant pot fi intraconturale sau extraconturale, in functie de specificul zacamantului.

Din punct de vedere al factorului final de recuperare se apreciaza ca injectia de gaze beneficiaza de conditii favorabile daca initierea ei are loc la o presiune putin mai mica decat presiunea initiala de vaporizare.Injectia extraconturala de gaze se aplica la zacamintele care au un cap de gaze primar sau secundar, un relief structural semnificativ si o permeabilitate relativ ridicata.

Injectia se efectueaza in capul de gaze, folosindu-se sonde situate in partea superioara a structurii. Numarul sondelor de injectie extraconturala depinde de injectivitatea fiecarei sonde si de specificul fiecarui zacamant, relativ la densitatea de sonde necesara asigurarii unei distributii areale adecvate a gazelor. Injectia extraconturala beneficiaza din plin de avantajele efectului gravitational, furnizand eficiente areale si de comformanta mai mari decat cele obtinute in cadrul injectiei intraconturale, in conditii similare.

In mod frecvent initierea injectiei de gaze are loc dupa ce presiunea de zacamant a scazut sub presiunea initiala de vaporizare, fapt ce corespunde existentei in zacamant a unei saturatii in gaze libere. Experimentele d elaborator au aratat ca, daca saturatia in gaze libere sgo, existenta la initierea injectiei, depaseste saturatia in gaze calculata pentru frontul de dezlocuire, in fata frontului de dezlocuire nu se va mai forma un banc de petrol si, ca urmare, productia d petrol va fi asociata cu cresterea continua a productiei de gaze libere.

Fortele capilare tind sa se opuna fortelor gravitationale fapt ce determina micsorarea eficientei procesului de dezlocuire a petrolului de catre gazele injectate. Totusi, la debitele de injectie folosite in practica, efectele capilare pot fi neglijate.

In general, estimarea performantei unui proces de mentinere partiala a presiunii prin injectie de gaze se poate efectua folosindu-se modelul zerodimensional asociat cu determinarea prealabila a eficientei recuperarii petrolului (caracterizata prin eficienta areala, de conformanta si dezlocuire). Pe de alta parte performanta unui proces de injectie de gaze pentru mentinerea totala a presiunii poate fi exprimata cu ajutorul ecuatiilor de dezlocuire, reprezentate de ecuatia Buckley – Leverett si de ecuatia fractiei debitului de apa.

In cadrul recuperarii petrolului prin injectie de gaze, un rol important il poate avea segregarea gravitationala a gazelor, reflectata prin miscarea in contracurent.

 

7.2.1. CAZUL MENTINERII PARTIALE A PRESIUNII PRIN INJECTIA INTRACONTURALA DE GAZE

Zacamantul urmeaza sa fie supus unui proces de mentinere partiala a presiunii prin injectia intraconturala de gaze si este caracterizat prin:

-N=8580838, 3 m3, rezerva geologica de petrol

-k=520 mD, permeabilitatea medie a zacamantului

-m=0,34, porozitatea medie a rocii

-pi=70 bar, presiunea initiala de zacamant

-sai=0,20 saturatia in apa interstitiala.

Variatia proprietatilor fluidelor de zacamant cu presiune este prezentata in tabelul 7.2.1.  , iar relatiile permeabilitate relativa –saturatie sunt descrise de curbele din figura 7.2.1.

Se prevede performanta zacamantului, in variantele:

a)exploatare fara injectie de gaze (in regim de gaze dizolvate);

b)mentinerea partiala a presiunii prin injectarea unei jumatati din volumul gazelor extrase.

c)mentinerea partiala a presiunii prin injectarea intregii cantitati de gaze extrase.

a)In cazul reducerii declinului presiunii de zacamant prin injectie de gaze, ecuatia modelului zerodimensional poate fi scrisa sub forma:

Np=                                                        (7.2.1)

G*=volumul gazelor injectate (G) raportat la volumul gazelor extrase (Gp)

Rc=ratia gaze petrol definita ca raportul dintre cumulativul Gp (m3N) al gazelor extrase si cumulativul Np(m3) al petrolului extras.

                  Tabelul 7.2.1.Proprietatile fluidelor de zacamant in functie de presiune

Presiunea de zacamant

P, bar

Factorul de volum al petrolului  bp

Ratia de solutie Rs, m3N/m3

Factorul de volum al gazelor

bj

Vascozitatea petrolului p, mPas

Vascozitatea gazelor

g,  mPas

Densitatea petrolului p, kg/m3

Densitatea  gazelor

g, kg/m3

1

2

3

4

5

6

7

8

70,00

1,175

109,52

0,00469

0,510

0,0248

763

84

66,00

1,160

108,40

0,00482

0,526

0,0240

765

82

61,50

1,159

104,92

0,00514

0,542

0,0236

767

79

57,50

1,150

97,45

0,00540

0,572

0,0232

769

76

54,00

1,145

93,80

0,00586

0,589

0,0228

771

73

48,00

1,140

88,64

0,00657

0,606

0,0223

773

68

42,00

1,137

82,75

0,00765

0,632

0,0218

775

62

36,00

1,133

76,60

0,00932

0,676

0,0214

779

56

30,00

1,130

69,93

0,01089

0,708

0,0210

783

50

25,00

1,125

62,00

0,01463

0,746

0,0205

788

43

1

2

3

4

5

6

7

8

18,00

1,120

54,16

0,02740

0,792

0,0200

794

35

14,00

1,110

40,13

0,03460

0,827

0,0198

801

26

9,50

1,092

33,18

0,05640

0,888

0,0196

809

18

4,50

1,071

16,96

0,17154

0,914

0,0194

819

9

0,00

1,060

7,85

0,35132

0,940

0,0192

835

1

Prin derivarea ecuatiei (7.2.1) se obtine:

   =                                       (7.2.2)

Introducand variabila adimensionala N*p=Np/N (care este, de fapt, factorul de recuperare al petrolului) si apeland la diferente finite progresive, rezulta ecuatia:

N*p=                                              (7.2.3.)

N*p=productia cumulativa adimensionala de petrol

bps=factorul de volum al petrolului la presiune initiala de vaporizare

Ecuatiei (6.2.3) i se pot adauga ecuatia ratiei gaze petrol instantanee:

Rgp=Rs+                                                                            (7.2.4.)

si ecuatia saturatiei in lichid formulata astfel :

sl=sai+(1-sai)(1-N*p)                                                                              (7.2.5.).

Pentru calculul performantei zacamantului in regim de gaze dizolvate folosindu-se metoda Muskat ,se poate proceda astfel:

-se rezolva ecuatia (7.2.3) in asociere cu relatiile (7.2.4.) si (7.2.5.) admitandu-se o valoare pentru N*p si verificand-o prin calculul de incercare;

-se traseaza curbele de comportare p(N*p) si Rgp( N*p).

In tabelul 7.2.2. sunt prezentate valorile calculate din tabelul 7.2.1. pentru operanzii din ecuatiile (7.2.3.), (7.2.4.) si  (7.2.5.) care depind de presiune.

                                                                                     Tabelul 7.2.2.

p, bar

bp/bg-Rs

1/bg

(bp/bg-Rs)

(1/bg)

bp/bps

bg

1

2

3

4

5

6

7

8

70,00

141,01

213,22

-

-

5152,09

1,000

-

66,00

132,26

207,47

-8,75

-5,75

5274,55

0,987

0,00013

61,50

120,57

194,55

-11,69

-12,92

5178,54

0,986

0,00032

57,50

115,51

185,19

-5,06

-9,36

5250,64

0,979

0,00026

54,00

101,59

170,65

-13,92

-14,54

5047,64

0,974

0,00046

48,00

84,88

152,21

-16,71

-18,44

4049,59

0,970

0,00071

42,00

65,88

130,72

-19,00

-21,49

4308,83

0,967

0,00108

36,00

44,97

107,30

-20,91

-23,42

3840,14

0,964

0,00167

30,00

33,83

91,83

-11,14

-15,47

3498,36

0,962

0,00157

25,00

14,90

68,35

-18,93

-23,48

2798,30

0,957

0,00374

18,00

-13,28

36,50

-28,18

-31,85

1618,69

0,953

0,01277

9,50

-13,82

17,73

-5,77

-11,17

877,20

0,929

0,02180

4,50

-10,72

5,83

+3,10

-11,9

294,15

0,911

0,11514

0,00

-4,83

2,85

+5,89

-2,98

147,72

0,902

0,17978

 

                                                                                                         

Rezultatele calculului performantei regimului de gaze dizolvate sunt listate in tabelul 7.2.3. Aceste rezultate corespund iteratiei care ,in cadrul calculului iterativ ,a intrunit conditia de eroare admisa pentru N*p la fiecare treapta de presiune .

Valorile lui N*pa admise in coloana 2 pentru fiecare treapta de presiune difera de valorile lui N*pc , calculate cu relatia (7.2.3.) si listate in coloana 8 ,prin eroarea acceptata =310-3.

Tabelul 7.2.3.Rezultatele calculului performantei unui proces

 de exploatare in regim de gaze dizolvate

p,bar

N*pa

N*p

sl

kg /kp

Rgp,m3N/m3

Rm, m3N/m3

N*pc

1

2

3

4

5

6

7

8

70,00

0,0000

0,0000

1,0000

0,0000

109,52

-

0,0000

66,00

0,0160

0,0160

0,9769

0,0005

111,04

110,28

0,0187

61,50

0,0170

0,0330

0,9628

0,0158

186,71

148,90

0,0195

57,50

0,0155

0,0485

0,9452

0,0280

244,47

215,61

0,0172

54,00

0,0147

0,0632

0,9303

0,0406

298,73

271,61

0,0168

48,00

0,0142

0,0774

0,9161

0,0613

336,88

317,81

0,0166

42,00

0,0132

0,0906

0,9040

0,0870

457,62

397,25

0,0141

36,00

0,0114

0,1020

0,8927

0,1020

468,29

462,96

0,0125

30,00

0,0110

0,1130

0,8826

0,1340

538,71

503,50

0,0121

25,00

0,0097

0,1227

0,8717

0,1575

515,14

520,72

0,0107

18,00

0,0093

0,1320

0,8618

0,1810

502,73

424,94

0,0102

14,00

0,0098

0,1418

0,8488

0,3545

441,08

431,14

0,0127

1

2

3

4

5

6

7

8

9,50

0,0112

0,1530

0,8295

0,4560

399,31

478,11

0,0140

4,50

0,0165

0,1695

0,8053

0,8190

347,14

349,48

0,0192

0,00

0,0590

0,2285

0,7567

2,6500

257,87

328,60

0,0618

                                              

In coloana 3 sunt prezentate valorile lui N*p ,obtinute prin insumarea datelor din coloana 2. Coloana 5 contine valorile raportului  kg/kp citite din figura 7.2.1. pentru valorile saturatiei in lichid calculate cu formula (7.2.5.) si listate in coloana 4.

Valorile lui Rc, aproximate cu valorile medii aritmetice Rm ale ratiei gaze –petrol, obtinute din relatia (7.2.4.) si listate in cloana 6 sunt prezentate in coloana 7.

Valorile  N*pc, determinate din ecuatia (7.2.3.) pentru parametrii listati in tabelul 7.2.1. (coloana 2, 3 si 4), tabelul 7.2.2. (coloana 4si 5) si tabelul 7.2.3. (coloana 7), sunt prezentate in coloana 8. Pentru fiecare treapta  de presiune, calculul iterativ  se considera incheiat atunci cand este indeplinita conditia de eroare, scrisa astfel:

                                                                       (7.2.6)

In caz contrar, calculele pentru treapta de presiune respectiva se reiau cu 

Performanta procesului de exploatare a zacamantului de petrol in regim de gaze dizolvate, descrisa de datele din coloanele 1,3 si 6 ale tabelului 7.2.3, este prezentata grafic in figura 7.2.1. 

  

Figura.7.2.1. Curbele de comportare ale presiunii si ratiei gaze -

petrol  in functie de factorul de recuperare

            b)In acest caz se poate aplica procedeul de rezolvare a ecuatiei (7.2.3.) prin incercari, ca la punctul a), pentru G*=0,5.

Rezultatele calculului performantei dupa acest algoritm sunt prezentate in tabelul 7.2.4. si corespund acelei iteratii care satisface (pentru fiecare treapta de presiune) conditia 7.2.6., in care s-a admis eroarea =3-3.

Performanta astfel calculata este descrisa, pe baza valorilor din coloanele 1,3 si 6 ale tabelului 7.2.4., de figura 7.2.2.

Tabelul 7.2.4. Rezultatele calculului performantei procesului de mentinere partiala a presiunii prin injectia in zacamant, a jumatatea din volumul gazelor extrase

(G*=0,5)

p, bar

N*pa

N*p

sl

kg / kp

Rgp, m3N/m3

Rm, m3N/m3

N*pc

1

2

3

4

5

6

7

8

70,00

0,0000

0,0000

1,0000

0,0000

109,52

-

-

66,00

0,0210

0,0210

0,9730

0,0025

121,59

115,55

0,0240

61,50

0,0220

0,0430

0,9549

0,0196

206,42

164,00

0,0238

57,50

0,0245

0,0675

0,9303

0,0406

310,63

258,52

0,0270

54,00

0,0225

0,0900

0,9091

0,0835

515,28

412,95

0,0203

48,00

0,0215

0,1115

0,8895

0,1270

602,94

559,11

0,0197

42,00

0,0190

0,1305

0,8726

0,1530

742,00

672,47

0,0176

36,00

0,0185

0,1490

0,8563

0,2713

1118,43

930,21

0,0159

30,00

0,0170

0,1660

0,8418

0,3612

1333,54

1225,98

0,0148

25,00

0,0165

0,1825

0,8259

0,5732

1665,98

1499,76

0,0137

18,00

0,0155

0,1980

0,8114

0,6392

1088,83

1377,40

0,0126

14,00

0,0135

0,2115

0,7961

1,0032

993,27

1043,62

0,0110

9,50

0,0146

0,2261

0,7752

1,8758

897,44

960,31

0,0163

4,50

0,0181

0,2442

0,7508

2,8312

849,75

867,52

0,0194

0,00

0,0473

0,2915

0,7113

3,7139

556,47

702,69

0,0498

Figura 7.2.2. Curbele de comportare ale presiunii si ratiei gaze-petrol functie de factorul de recuperare

                      

c) Procedandu-se ca la punctul a, cu observatia ca G*, obtin rezultatele listate, in tabelul 7.2.5. Aceste rezultate corespund iteratiei in care, pentru fiecare treapta de presiune, este satisfacuta conditia de eroare (7.2.6.) cu

=310-3

Tabelul7.2.5. Rezultatele calculului performantei procesului de mentinere partiala a presiunii prin injectia in zacamant a intregului volum de gaze extrase(G*=1)

P,

Bar

N*pa

N*p

sl

kg / kp

Rgp, m3N/m3

Rm, m3N/m3

N*pc

1

2

3

4

5

6

7

8

70,00

0,0000

0,0000

1,0000

0,0000

109,52

-

0,0000

66,00

0,0723

0,0723

0,9325

0,0387

312,53

211,02

0,0748

61,50

0,1151

0,1874

0,8410

0,3672

2006,48

1159,50

0,1176

57,50

0,2245

0,4119

0,6606

0,

48567,16

25286,82

0,2275

De asemenea, se poate observa ca, la treapta  de presiune p=57,50 bar, ratia Rgp atinge o valoare atat de mare incat  continuarea procesului de injectie nu mai are sens.

Performanta procesului de mentinere a presiunii  astfel calculata este prezentata grafic, pe baza valorilor din coloanele 1,3 si 6 ale tabelului 7.2.5 in figura  7.2.3.  

 Figura 7.2.3. Curba de comportare a presiunii si ratiei gaze-petrol in functie de factorul de recuperare 

7.2.2. CAZUL MENTINERII TOTALE A PRESIUNII PRIN INJECTIE INTRACONTURALA DE GAZE

    

Zacamantul urmeaza  sa fie exploatat prin mentinerea totala a presiunii, injectandu-se gaze  intracontural, prin siruri paralele de solutie de injectie si de extractie, in conditiile in care miscarea fluidelor este aproximativ unidimensionala. Se cere sa  se estimeze  performanta zacamantului, stiind ca saturatia in gaze reziduala este sgr=0.

     Rezolvare: Administrandu-se ca dezlocuirea petrolului de catre gaze poate fi descrisa, in acest caz, de modelul Buckley – Leverett, productia cumulativa adimensionala de petrol are expresia:

      N*p=(sgm-sgr)                                                                               (7.2.7.)

Unde sgm este saturatia medie in gaze. Tinandu-se seama ca rezerva geologica de petrol are expresia:

      N=mAL(1-sai)                                                                                   (7.2.8.)

relatia (6.2.7.) in forma:

N*p=                                                                                  (7.2.9.)           

Pentru determinarea saturatiei medii  in gaze se poate folosi metoda grafica Welge. In acest scop, se procedeaza astfel:

-se construieste curba fg (sg), pe baza formulei:

fg=                                                                                (7.2.10.)

-se traseaza tangenta la acest grafic, prin punctele de coordonate sg= sgr si fg=0, si se determina, prin abscisa punctelor de tangenta saturatia sgf a frontului de dezlocuire. Punctele de ordonata fg=, apartinand acestei tangente, are abscisa egala cu saturatia medie in gaze sgm, corespunzator momentului inundarii  sondelor de extractie.

-se considera valori ale saturatiei sgc la iesirea din sistem, mai mari decat saturatia sgf, si se traseaza tangente la curba fg(sg), prin punctele de abcise egale cu aceste tangente care are ordonata fg=1 defineste, prin abcisa lui, saturatia sgm corespunzatoare saturatiei sgc respective;

- se calculeaza productia  cumulativa adimensionala N*p, folosindu-se in relatia (7.2.9) valorile lui sgm determinate grafic;

-se calculeaza ratia gaze – petrol la peretele sondei, cu ajutorul formulei:

Rgp===                                                              (7.2.11.)

Cantitatea de gaze care trebuie injectata pentru mentinerea totala a presiunii zacamantului se obtine din conditia de identitate a volumului porilor  ocupati de gazele produse si de petrolul extras cu volumul, in conditii de zacamant, al gazelor injectate, conditie exprimata astfel:

      Gbg= (Gp-NpRs)bg+ Npbp                                                         (7.2.12.)

Tinandu-se seama ca G* =G/Gp si Rgp=Gp/Np relatia (7.2.12.) poate fi scrisa sub forma:

G*=1+                                                                                  (7.2.13.)

care defineste valoarea volumului adimensional de gaze ce trebuie injectate pentru mentinerea totala a presiunii zacamantului.

Rezultatele calculului valorilor fractiei fg, definita de relatia (7.2.10.) , corespunzatoare datelor din tabelul 7.2.1. asociate cu graficul Kg/kp, sunt prezentate in tabelul 7.2.6. Valorile din coloanele 1 si 4 ale acestui tabel sunt reprezentate grafic in figura 7.2.4., sub forma curbei fg (sg).

     Intrucat presiunea de zacamant se mentine la valoarea initiala p=70 bar, rezultatele din coloana 4 a tabelului 7.2.6. corespund lui p=0.510 mPas si g=0,0248 mPas.

Tabelul 7.2.6. Rezultatele calculului fractiei debitului de gaze, in cazul unei miscari orizontale a fluidelor

sg

Kg/kp

fg

1

2

3

4

0,00

0,000

-

0,0000

0,02

0,004

12,15700

0,0760

0,05

0,025

1,94500

0,3396

0,10

0,088

0,55300

0,6439

0,15

0,265

0,18300

0,8453

0,20

0,770

0,06300

0,9407

0,25

2,300

0,02150

0,9789

0,30

7,350

0,00660

0,9934

0,35

25,150

0,00193

0,9980

0,40

117,00

0,00041

0,9996

0,45

755,000

0,00006

1,0000

Figura 7.2.4. Diagrama fg (sg)

Tangenta dusa la graficul din figura  7.2.4. prin punctele de coordonate sg=sgr=0 si fg=0, defineste prin coordonatele punctului de tangenta, saturatia sgf=0,05 si fractia fgf=0,340, corespunzatoare frontului de dezlocuire.

Pentru valorile sgesgf considerate in coloana 1 a tabelului 7.2.7., s-au trasat tangentele la graficul fg (sg)  din figura 7.2.4. si s-au citit, din acest grafic, valorile fractiei fge (la iesirea din sistem) si cele ale saturatiei medii sgm. Aceste valori sunt listate in coloanele 2 si 3 ale tabelului 7.2.7. Tinandu-se seama ca bp=bpi din relatia (7.2.9.) s-au calculat valorile productiei cumulative adimensionale, prezentate in coloana 4. Apoi din relatia (7.2.11.) s-a obtinut valorile ratiei de productie gaze – petrol grupate in coloana 5 a tabelului 7.2.7.

Conform relatiei (7.2.13.) aplicata pentru momentul anterior invadarii sondelor de extractie, cand Rgp=Rs, se obtine pentru G*  valoarea

G*=1+=2,29.

Performanta procesului de exploatare a zacamantului prin mentinere totala a presiunii, injectandu-se o cantitate de gaze egala cu de 2,29 ori volumul gazelor extrase, este prezentata grafic in figura 7.2.5. trasate cu valorile din coloanele 4 si 5 ale tabelului 7.2.7., respectiv cu p=70 bar oricare ar fi  N*p.

Tabelul 7.2.7 Performanta calculata a unui proces de exploatare a unui zacamant de petrol prin mentinere totala a presiunii injectand gaze

sge

fge

sgm

N*p

Rgp, m3N/m3

1

2

3

4

5

0,05

0,340

0,131

0,164

129,06

0,10

0,640

0,172

0,215

445,39

0,15

0,850

0,213

0,266

1419,68

0,20

0,940

0,267

0,334

3925,02

0,25

0,980

0,321

0,401

12276,12

Figura 7.2.5. Curba de comportare a ratiei gaze-petrol functie de factorul

de recuperare al petrolului

                7.3. Estimarea performantei unui proces de spalare cu polimer

           

Folosirea polimerilor cu masa moleculara mare, solubili in apa, la cresterea factorului final de recuperare a petrolului acopera un spectru larg de aplicatii. In mod frecvent, polimerii sunt adaugati apei de injectie, in concentratii de 250…2000 parti pe milion (ppm), in scopul controlului raportului mobilitatilor procesului de dezlocuire.

Zacamintele eterogene de petrol usor si acelea care contin petrol cu viscozitate moderata (mai mica de 100mPa·s) se preteaza la spalarea cu polimer, prezentand o imbunatatire a eficientei spalarii verticale, respectiv o ameliorare a ratiei mobilitatilor in directia realizarii unei dezlocuiri de tip piston.

In mod curent se folosesc doua tipuri de polimeri: un polimer sintetic(poliacrilamida partial hidrolizata) si un polimer produs pe cale biologica  (biopolimer sau polizaharida). Pe langa cresterea vascozitatii apei, polimeri pot duce, de asemenea, la descresterea permeabilitatii formatiunii pentru apa. Atunci cand are loc acest fenomen, concentratia polimerului necesara realizarii unui anumit raport al mobilitatilor este, in general, redusa. Imbunatatirea raportului  mobilitatilor cu ajutorul poliacrilamidelor se reduce substantial odata cu cresterea salinitatii apei si a concentratiei in ioni divalenti. Polizaharidele sunt mai putin sensibile la salinitatea apei si la concentratia acesteia in ioni divalenti, dar ele sunt mai putin folosite, deoarece necesita filtrarea solutiei de polimer prin microfiltre, precum si tratarea acesteia cu enzime, pentru indepartarea resturilor de bacterii, care pot bloca sonda de injectie.

Eficienta dezlocuirii unui proces de spalare cu apa vascoasa este afectata de raportul vascozitatii fluidului dezlocuit si, respectiv, fluidul dezlocuitor. Lucru este usor evidentiat prin modificarea viscozitatii in cadrul calculelor aferente procesului de dezlocuire.

Pentru acest exemplu, vascozitatea apei, atat a celei interstitiale, cat si a apei de injectie, este de 40 cP.

Injectia unui fluid vascos este o posibilitate atractiva pentru a imbunatati eficienta dezlocuirii titeiului intr-un proces de spalare cu apa a unui zacamant care contine titei vascos.

Pentru a putea estima performanta spalarii cu apa, cand fluidul injectat are vascozitate mare ai este miscibil cu apa interstitiala, se va aplica metoda avansului frontal.

Pentru a ridica vascozitatea apei se folosesc polimeri, dar acestia se pot degrada sau se consuma la suprafata rocii, fapt care nu este de dorit din punct de vedere economic, deoarece polimerii sunt scumpi.

Teoretic, se presupune  ca fluidul vascos nu este adsorbit pe suprafata rocii si ca nu apare un amestec intre acesta si apa rezidenta de vascozitate scazuta. Deci, intre apa vascoasa si cea dezlocuita va exista o frontiera la care exista o schimbare in treapta sau in salt de la vascozitatea : ma ® ma* ( 1 cP® 40 cP ).

Procesul este descris astfel : apa rezidenta este dezlocuita miscibil de catre fluidul injectat ai difera de apa vascoasa injectata, care formeaza un front de spalare conducator. Deoarece in acest sistem, exista o discontinuitate a vascozitatii, intre fluidele vascos si rezident, acesta va da nastere la un al doilea front de discontinuitate a saturatiei, numit front de soc, care se va forma ca o frontiera intre apa vascoasa ai apa rezidenta, care este nevascoasa.

           

            7.3.1. Ecuatia avansului frontal pentru spalarea cu apa vascoasa

Pentru determinarea vitezei de spalare si a saturatiilor frontului de viscozitate se considera figura 7.10.

Figura 7.3.1. Schema saturatiilor frontului de viscozitate

Se considera ca saturatia si fractia debitului de apa sunt constante in fiecare sectiune, astfel incat distanta dintre frontiere poate fi facuta arbitrar oricat de mica alegerea lui Δt.

Volumul de apa va fi:

                                   Vol|t = (xf(t) – x1)Am·Sa*3 + x2 – xf(t)Am·Sa3

La timpul t + Δt avem:

                                   Vol|t + Δt = (xf(t+Δt) – x1)Am·Sa*3 + x2 – xf(t+Δt)Am·Sa3

Din bilantul volumic al apei, in elementul de volum considerat se obtine:

La limita :

                                              

Aplicand ecuatia avansului frontal avem:

                                              

Vitezele fronturilor vor fi:

                                                             - viteza apei rezidente

                                                          - viteza apei vascoase

Viteza specifica adimensionala a apei trebuie sa fie egala cu viteza frontului de discontinuitate, vom avea:

                                  

            7.3.2. Spalarea cu polimer

Volumul de titei se poate calcula prin valoarea saturatiei medii in apa din sistemul considerat la diferite momente de timp , cand saturatia in titei initiala este (1 – sai); titeiul dezlocuit se exprima prin ecuatia de bilant material.

                                                           Np = mA*1(sam - sai)

                                                          

 se determina prin integrarea distributiei saturatiei la timpi discretizati.

Pentru sa1 > saf profilul saturatiei va avea forma din figura 7.3.2.. , atat timp cat frontul de spalare se afla in sistem( adica nu ajunge la sonda de extractie)

Figura 7.3.2. Distributia de saturatie

           

CAPITOLUL 8

ANALIZA COMPORTARII A INDICATORILOR TEHNICO-ECONOMICI

Pentru aplicarea metodei DCF se impune existenta unor date de exploatare care sa permita cunoasterea in timp, pe de o parte a volumului productiei in vederea evaluarii veniturilor si, pe de alta parte cunoasterea evolutiei in timp a cheltuielilor.

Cheltuielile sunt date de consumurile specifice si de timpul aferent realizarii capacitatilor de productie.     

In functie de timp, urmatorii factori sunt variabili :

Ø      evolutia factorului de recuperare DN;

Ø      evolutia in timp a numarului de sonde in exploatare (sonde active si sonde inactive)

Ø      evolutia in timp a debitului D(t/SLE)

Ø      evolutia in timp a cheltuielilor C(lei/SL)

Ø      ratia gaze-titei si procentul de impuritati.

Pentru simplificarea calculului se considera pretul constant. Trebuie sa cunoastem sistemul de taxare si de calculare a impozitelor ( redeventa, taxa pe valoare, taxa pe profit)

Eliminarea riscului inseamna ca dupa cativa ani NCF devine pozitiv, care este maximul negativ, care sunt factorii care au condus la aceasta evolutie.

Sistemul de indicatori aferent metodei DCF consta in existenta a doua

tehnici de evaluare economico-financiare a proiectelor de investitii, acesti factori fiind :

Ø      POT reprezinta timpul de refacere a investitiilor sau timpul de recuperare;

Ø     DCFROR (Discount Cash Flow Rate of Return) sau IRR (Internal Rate of Return) care reprezinta rata interna de rambursare a capitalului;

Ø      NCFA ( Net Cash Flow Actualizat sau profit ) sau NPV (Valoarea prezenta a NCF )

            Metode de calcul

Se cunosc urmatoarele date :

            - Numarul de ani pe care se desfasoara proiectul

            - Investitia

            - Pretul produselor obtinute

            - Cantitatea de produse obtinute

  a) Venitul brut se calculeaza cu relatia :

                                                                (8.1.)

in care :            Qt,Qgaze- cantitatea de titei si gaze

                        PVt,PVgaze - pretul de vanzare al titeiului si al gazelor

   b) Venitul net inainte de taxare se calculeaza astfel :

                                              (8.2.)

in care :            VB - venitul brut

                        R - redeventa

                        Tprod - taxa pe productie

                        Cop - cheltuieli pentru operatie

   c) Venitul net taxabil

                                                                 (8.3.)

in care :            VNit - venitul net inainte de taxare

                        A - amortizarea calculata prin metoda SYD

                        D - depletarea

                                                                              (8.4.)

unde :               I - investitia

                        SYD - timpul de amortizare al investitiei

                        T - num[rul de ani ]n care se face investitia

   d) Venitul net dupa taxare

                                                                  (8.5.)

in care :            VNit - venitul net inainte de taxare

                        Tprofit - taxa pe profit egala cu un procent din venitul net taxabil

   e) Calculul NCF (Net Cash Flow)

                                                                       (8.6.)

in care :            VNdt - venitul net dupa taxare

                        I - investitia

   f) Calculul sumei totale NCFA (profit)

                                                                      (8.7.)

in care :            fa - factorul de actualizare in functie de numarul de ani dupa care se face actualizarea si rata de actualizare

                                                                                   (8.8.)


Timp

Investitii

Productia

Venitul brut

Redeventa

Taxa

 de productie

Taxa

ad-valorem

Cheltuieli operatie

Ani

mil.lei.

t/an

mil.lei

mil.lei

mil.lei

mil.lei

mil.lei

0

200000

1

40000

152000

21714,2857

6840

2736

800

2

37000

140600

20085,7143

6327

2530,8

850