Analiza exploatării unui zăcământ de gaze cu condensat în [621098]

ANEXA 8

MINISTERUL EDUCAȚIEI ȘI CERCETĂRII ȘTIINȚIFICE
UNIVERSITATEA PETROL – GAZE DIN PLOIEȘTI
FACULTATEA DE INGINERIA PETROLULUI ȘI GAZELOR
DEPARTAMENTUL GEOLOGIE PETROLIERĂ ȘI INGINERIE DE
ZĂCĂMÂNT
SPECIALIZAREA INGINERIE DE ZĂCĂMÂNT
CURSURI DE ZI

Vizat Aprobat,
Facultatea IPG Director de departament,
Conf univ. dr. ing. Maria Stoicescu

LUCRARE DE DISERTAȚIE

TEMA: Analiza exploatării unui zăcământ de gaze cu condensat în
curgere eterogenă

Conducător științific:
Prof . univ. dr. ing. Iulian Nistor
Masterand: [anonimizat]
2017

F 271.13/Ed.2 Fișier SMQ/Formulare

2
ANEXA 9

UNIVERSITATEA PETROL – GAZE DIN PLOIEȘTI
FACULTATEA: INGINERIA PETROLULUI ȘI GAZELOR
DEPARTAMENTUL: GEOLOGIE PETROLIERĂ ȘI INGINERIE DE ZĂCĂMÂNT
PROGRAMUL DE STUDII: INGINERIE DE ZĂCĂMÂNT
FORMA DE ÎNVĂȚĂMÂNT (IF/FR/ID): IF

Aprobat, Declar pe propria răspundere că voi elabora personal
Director de
departament, lucrarea de disertație și nu
……………….. voi folosi alte mat eriale documentare în afara celor
prezentate la capitolul „Bibliografie”.

Semnătură student(ă):
DATELE INIȚALE PENTRU LUCRAREA DE DISERTAȚIE
Proiectul a fost dat student: [anonimizat]/student: [anonimizat]: MANU ANDRA IOANA

1) Tema lucrării: Analiza exploatării unui ză cământ de gaze cu condensat în curgere eterogenă

2) Data eliberării temei: 24.10.2016
3) Tema a fost primită pentru îndeplinire la data: 24.10.2016
4) Termenul pentru predarea proiectului/ lucrării:
5) Elementele inițiale pentru proiect / lucrare: Date de șant ier preluate de la OMV Petrom, materiale
bibliografice, indicațiile conducătorului de proiect

6) Enumerarea problemelor care vor fi dezvoltate:
I. Geologia structurii
II. Estimarea resurselor și rezervelor de gaze și condensat ale zăcământului Matca – Țepu
III. Exploa tarea zăcămintelor de gaze cu condensat
IV. Prevederea comportării în exploatare a zăcământului Matca – Țepu
Concluzii și propuneri
7) Enumerarea materialului grafic (acolo unde este cazul):
Prezentare Power Point

8) Consultații pentru proiect / lucrare, cu indica rea părților din proiect care necesită consultarea:

Conducător științific: Student(ă)
Prof. univ. dr. ing. Iulian Nistor Manu Andra Ioana
Semnătura: Semnătura:

F 272.13/Ed.2 Fișier SMQ/Formulare

3
ANEXA 10

UNIVERSITATEA PETROL – GAZE DIN PLOIEȘTI
FACULTATEA: INGINERIA PETROLULUI ȘI GAZELOR
DOMENIUL: GEOLOGIE PETROLIERĂ ȘI INGINERIE DE ZĂCĂMÂNT
PROGRAMUL DE STUDII: INGINERIE D E ZĂCĂMÂNT
FORMA DE ÎNVĂȚĂMÂNT: (IF/FR/ID): IF

APRECIERE
privind activitatea absolvent: [anonimizat]:

MANU ANDRA IOANA
în elaborarea lucrării de disertație cu tema:

Analiza exploatării unui zăcământ de gaze cu condensat în curgere eterogen ă

Nr. CRITERIUL DE APRECIERE
CALIFICATIV crt.
1. Documentare, prelucrarea informațiilor din bibliografie
2. Colaborarea ritmică și eficientă cu conducătorul temei
lucrării de disertație
3. Corectitudinea calculelor, programelor, schemelor , desenelor, diagramelor
și
graficelor
4. Cercetare teoretică, experimentală și realizare practică
5. Elemente de originalitate (dezvoltări teoretice sau aplicații noi ale unor
teorii
existente, produse informatice noi sau adaptate, utile în aplicațiile
inginerești)
6. Capacitate de sinteză și abilități de studiu individual
CALIFICATIV FINAL
Calificativele pot fi: nesatisfăcător / satisfăcător / bine / foarte bine / excelent .

Comentarii privind calitatea proiectului / lucrării:
____________________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________________
____________________________

Data:
Conducător științific
Prof. univ. dr. ing. Iulian Nistor

F 273.13/Ed.2 Fișier SMQ/Formulare

4
CUPRINS

Introducere ………………………………………………………… ……………. 5
1. Capitolul I – Geologia structu rii………………………………………………… 6
1.1.Cadrul geologic regional ……………………………………………………… 6
1.2.Stratigrafia ……………………………………………………………………. 7
1.3.Tectonica zăcămintelor ……………………………………………………….. 9
1.4.Dificultăți în decursul forajului și a exp loatării ………………………………. 9
1.5.Modelul geologo – fizic al zăcământului …………………………………….. 10
1.5.1. Presiunea inițială și temperatura de zăcământ………………………… 10
1.5.2. Roca colectoare și fluidele cantonate în pori …………………………. 11
1.6.Evoluția în timp a exploatării zăcămintelor Matca – Țepu…………… 15
2. Capitolul II – Estimarea resurselor și rezervelor de gaze și condensat ale
zăcământului Matca – Țepu …………………………………………………….. 18
3. Capitolul III – Exploatarea zăcămintelor de gaze cu condensat ……………… 23
3.1.Principii teoretice ………………………… …………………………………… 23
3.2.Modelul de prevedere a exploatării zăcămintelor de gaze cu condensat în
curgere eterogenă …………………………………………………………………………………. 29
3.3.Exploatarea zăcămintelor false de condensat ……………………………………………. 43
4. Capitolul IV – Prevederea comportării în exploatare a zăcământului Matca
– Țepu ……………………………………………………………………………………………………… 47
Concluzii și propuneri ………………………………………………………………………………. 55
Bibliografie ………………………………………………………………………………………………. 56

5
INTRO DUCERE

Prin prezenta lucrare s -au analizat acumulările de gaze și condensat de pe structura
Matca – Țepu, evidențiind regimul de exploatare, existența comportării retrograde a
zăcământului, cu o avansare substanțială a acviferului adiacent aflat în ulti ma fază a
exploatării.
Modelul matematic utilizat pentru prevederea exploatării zăcământului cuprinde 3
etape:
1. Determinarea legii de variație în timp a razei suprafeței de separare dintre zone;
2. Determinarea legii de variație a rației gaze – condensat în c ele două zone;
3. Determinarea legii de variație a presiunii la limita dintre cele două zone, considerând:

– Zona I: curgere eterogenă gaze + condensat;
– Zona II: curgere omogenă (gaze), dar având rezistențe h idraulice mai mari , datorită
reducerii regiunii de d eplasare a gazelor.
Problematica exploatării zăcămintelor de gaze constă de fapt în variațiile însemnate ale
parametrilor exploatării (presiunea, temperatura, volumul), precum și a alcătuirii structurale a
mediului poros – permeabil în care sunt cantonate fluidele de zăcământ. Reacțiile produse în
decursul exploatării duc într -un final la reducerea porozității și a permeabilității stratului și
implicit la reducerea debitului sondelor, respectiv la scăderea factorului de recuperare.
Prin efectuarea calculului de pr evedere a exploatării a m evidențiat variația presiunii de
zăcământ , prezentând în finalul lucrării o serie de propuneri pentru o cunoaștere cât mai exactă a
evoluției în timp a exploatării zăcământului de gaze cu condensat de pe structura Matca – Țepu.

6
CAPITOLUL I
GEOLOGIA STRUCTURII

1.1. Cadrul geologic regional
Structura Matca – Țepu face parte din Promontoriul Nord Dobrogean, care corespunde
prelungirii nord – vestice a Do brogei de Nord (între cursurile inferioare ale Prutului si Siretului,
pe sub depozitele neogene și/sau mai vechi), reprezentând Orogenul Nord – Dobrogean. Acesta
este acoperit de Pliocen, local interpunându -se și Sarmațianul.

Fig. 1.1. Structuri petro -gazeifere și gazeifere din Depresiunea Bârladului, Promontoriul Nord –
Dobrogean și Platforma Moldovenească (D. Neagu, 2014)

7
Prin intermediul a diverse activități de cercetare geologică a formațiunii (prospecțiuni
geologice, geofizice și geochimice), s -au evidențiat condiții de acumulare a hidrocarburilor
favorabile.

1.2. Stratigrafia
Principalele formațiuni productive sunt reprezentate de paleozoic, tortonian și sarmațian
bazal (Matca) și tortonian, sarmațian bazal și meoțian (Țepu).

Fig. 1.2. Secțiune geologică prin structura Țepu (D. Neagu, 2014)

Rocile – mamă sunt formate din calcare negre triasice, argile din dogger și intercalații
pelitice din tortonian, sarmațian și meoțian.
Rocile rezervor sunt reprezentate de calcare triasice, gresii și nisipuri (tortonian,
sarmațian și meoțian).

8
Până în prezent, structurile sunt caracterizate de boltiri slabe (Matca) sau pinteni
structurali (Țepu).
În tabelul următor este prezentat profilul lito – stratigrafic al structurilor Matca – Țepu:
Tabelul 1.1.
Pliocen Meoțian  Gresii și nisipuri depuse;
 Înclinări cuprinse între 2 – 10 ș;
Miocen Sarmațian  Facies calcaros în partea inferioară
(sarmațian bazal), cu grosimi cuprinse între
20 – 30 m (gresii calcaroase și calcare
microcrist aline, asociate cu marnocalcare;
 Facies pelitic – aremitic (sarmațian mediu),
cu grosimi mult mai mari (320 – 420 m);
Tortonian  Facies predominant calcaros (calcare
detritice, calcare organogene, calcare
microcristaline, calcare grezoase, asociate
în par tea inferioară cu gresii calcaroase sau
silicioase);
 Pe baza probelor de producție și a
diagrafiilor, depozitele au fost împărțite în
două pachete productive, separate de o
intercalație impermeabilă cu dezvoltare
continuă la scara întregii zone de
acumular e;
Paleozoic  Gresii silicioase cu bob fin, dure, slab
fisurate;
 Conglomerate cu elemente mici;
 Microconglomerate cu cuarțite;
 Șisturi verzi, argilite sericito – cloritoase
slab grezoase;
 Înclinări cuprinse între 15 – 43ș;
 Peste depozitele paleozoice se as ează
discordant depozite neogene, reprezentate
prin miocenul superior și plocen.

9
Inițial, depozitele paleozoice, tortoniene și sarmațiene bazale constituiau principalele
acumulări de hidrocarburi au fost considerate isolate hidrodinamic. Ulterior a fost demonstrat un
grad de intercomunicare pe verticală a depozitelor, prin diverse caracteristici:
 existența intercalațiilor cu aspect impermeabil;
 deschiderea separațiilor impermeabile de către sonde (care au produs);
 existența unui sistem fisural care afecte ază toate aceste formațiuni, atestată de:
o pierderi frecvente de fluid de foraj sau de cimentare;
o diferențe între valorile medii ale permeabilității absolute și efective.
În concluzie, hidrocarburile care saturează matricea și fisurile acestui sistem de roc i
intercomunicante alcătuiesc cate un singur zăcământ.

1.3. Tectonica zăcămintelor
Cele două structuri se prezintă sub forma unor boltiri cu orientare generală NNV – SSE
afectate de o serie de accidente tectonice, longitudinale și transversal ce compartimentea ză
structurile în blocuri tectonice. Aceste accidente au un character etanș și facilitează comunicația
hidrodinamică pe orizontală între toate blocurile tectonice saturate.
La Matca există deci un zăcământ de hidrocarburi unic, cantonat într -un edificiu
structural alcătuit din depozite paleozoice, tortoniene și sarmațiene bazale, iar la Țepu există un
zăcământ de hidrocarburi cantonat în depozitele tortonianului și sarmațianului bazal și o serie de
zăcăminte cantonate în pachetele sarmațiene medii și meoție ne.
Zăcămintele din sarmațianul mediu și meoțian se diferențiază de principalul zăcământ
prin natura fluidelor cantonate, dar și a gradului de cunoaștere.

1.4. Dificultăți în decursul forajului și a exploatării
În tortonian, fluidul de foraj este contaminat d e anhidrit, iar în tortonianul grezos au loc
pierderi de circulație la densități ale fluidelor de foraj care depășesc 1,2 kg/dm3.

10
În sarmațian se produc strângeri de gaură, iar în pliocen, dărâmări ale pereților găurilor de
sondă.
În decursul exploatării a avut loc blocarea stratelor cu fluide de foraj în timpul deschiderii
acestora.

1.5. Modelul geologo – fizic al zăcământului
1.5.1. Presiunea inițială și temperatura de zăcământ
Presiunea inițială corespunde unui gradient de presiune de 0,102 bar/m, iar temperatura
de zăcământ corespunde unei trepte geotermice de 26șC.

Fig. 1.3. Variația presiunii și a temperaturii de zăcământ funcție de adâncime (OMV Petrom)

11
În tabelul următor sunt prezentate valorile presiunii inițiale și ale temperaturii la
adâncimea medie a zăcământului din complexele productive paleozoic, tortonian și sarmațian
bazal :
Tabelul 1.2.
Structura Adâncimea medie Presiunea de zăcământ Temperatura de zăcământ
m at șC
Matca 2200 22 – 240 85
Țepu 2300 23 – 250 90

1.5.2. Roca colectoa re și fluidele cantonate în pori
Complexele productive sunt constituite din roci cu facies grezos – silicios (paleozoic),
facies calcaros (tortonian și sarmațian bazal) și faciez grezos – nisipos (sarmațian mediu și
meoțian). Roca colectoare a formațiunii productive este afectată de un puternic sistem fisural.
Parametrii fizici ai rocii colectoare de pe structura Matca – Țepu au valori reduse în ceea
ce privește capacitatea de înmagazinare și de curgere.
Analizele de gaze efectuate asupra probelor colectat e de pe structura Matca – Țepu au
pus în evidență un conținut bogat al acestora în produși lichefiabili.
Din diagramele de stare, precum și prin modelarea exploatării, s -a dovedit existența unor
zăcăminte tipice de gaz – condensate, caracterizate de fenome nul de condensare retrogradă.

12

Fig. 1.4. Diagrame de stare ale fluid elor din zăcământul Matca – Țepu (OMV Petrom)

Probele de rocă analizate în laborator nu au adus modificări ale valorilor medii stabilite.
Din măsurarile pe carote a fost evidențiată o valoare medie a permeabilității absolute de
1,7 mD, în timp ce permeabilitatea efectivă medie este de aproximativ 20 mD.
În tabelul următor sunt prezentate principalele caracteristici geologo – fizice ale
zăcămintelor și ale fluidelor:

13
Tabelul 1.3.
Specificație U.M. Matca – Țepu
Porozitate efectivă Matrice
% 10
Fisuri 0,2
Saturație în apă
interstițială Matrice
% 40
Fisuri 20
Densitate Țiței
kg/dm3 0,81
Condensat 0,73 – 0,78
Amestec țiței și condensat 0,78 – 0,81
Conținu t în benzine Țiței
% 4,1 – 23,6
Condensat 33,2 – 69,2
Amestec țiței și condensat 8,4 – 40,1
Conținut în uleiuri Țiței
% 23,5 – 70,8
Condensat 1,5 – 34,3
Amestec țiței și condensat 4,8 – 34,7
Punctul de congelare Țiței
șC (-18) – (+24)
Conde nsat sub -18
Amestec țiței și condensat (-18) – (-8)
Conținut în parafină Țiței
% 0,1 – 1,25
Condensat 0,01 – 1,3
Amestec țiței și condensat 0,01 – 2,5
Factor de volum Țiței
– 1,38
Gaze 0,0048
Vâscozitate
dinamică Țiței
– 0,80
Gaze 0,31
Rația de soluție 125
Conținut în produși
lichefiabili C2+ gr/St m3 96
C3+ gr/St m3 59
C3+, C4+, C5+ % 2,6

14
Parametrii fizici ai fluidului în condiții inițiale de zăcământ, precum și variația acestora
cu presiunea au fost estimate prin analize PVT.

Fig. 1.3 . Parametrii fizici ai țițeiului și gazelor în condiții de zăcământ (OMV Petrom)

Parametri fizici ai rocii colectoare corespunzători principalelor obiective productive au
valori reduse ale capacității de înmagazinare și de curgere: porozitate efectivă 10%,
permeabilitate efectivă 20 mD, respectiv absolută 1,7 mD, ceea ce indică un puternic sistem
fisural al rocii.
Presiunea inițială de zăcământ a fost considerată 240 at (Matca), respectiv 237 at (Tepu).

15
Valoarea presiunii de saturație corespun de valorii presiunii inițiale de zăcământ.
Rația inițială gaze – hidrocarburi lichide este egală cu 9500 Stm3/m3.
Valoarea densității condensatului este 0,77 kg/dm3, iar densitatea relativă a gazelor este
egală cu 0,620.
Presiunea punctului de rouă are val oarea de 260 at.
Apa de zăcământ are valori ale salinității cuprinse între 45 – 75 g/l și face parte din grupa
cloruri, subgrupa sodiu.
Din informațiile date de analizele fizico – chimice efectuate asupra hidrocarburilor
lichide, din masurătorile de presiu ne pe an, precum și din probele de producție sau exploatarea
sondelor, au fost evidențiate zăcăminte de gaze cu condensat la nivelul Paleozoic, To 2, To 1 și
Sarmațial bazal, având în unele zone o bandă subțire de țiței de importanță redusă din punct de
vede re industrial.
De asemenea, la Țepu există zăcăminte de gaze libere, sărace, cantonate în sarmațianul
mediu și meoțian.
S-a evidențiat și existența unei comunicații hidrodinamice pe verticală, între diversele
complexe productive, dar și pe orizontală, înt re blocurile tectonice (în zona de gaze).
Mecanismul natural de recuperare s -a considerat a fi mixt și anume destinderea elastică a
gazelor combinată cu o împingere substanțială a apei de zăcământ.

1.6. Evoluția în timp a exploatării zăcămintelor Matca – Țepu
Sondele deschise în banda de țiței produc simultan un amestec de hidrocarburi lichide
(țiței și condensat) și gaze, ceea ce a îngreunat raportarea separată a producției de țiței, respectiv
de condensat.
În tabelul următor sunt prezentate date de producție ale sondelor de la Matca în decursul
unui an:

16
Tabelul 1.4
Bloc Nr. sonde în
producție Debit
brut Debit de
hidrocarburi lichide Impuritati Debit de gaze Rația gaze -hidrocarburi
lichide
– – m3/zi
sondă t/zi sondă % 103 Stm3/zi
sondă Stm3/ m3
A 1 3,7 0,4 85 0,5 910
B 1 3,8 0,7 78 25 29260
D 12 3,0-11,3 0,3-4,8 7-96 36-112 11210 -52770
D1 6 4,4-6,3 0,1-4,5 6-98 17-103 5050 -18500
E 2 5,7-8,1 0,01-0,2 26-99 0,2-10 990-24000

Datele medii de comportare ale zăcământului Matca sunt prezentate mai jos:
Tabel ul 1.5.
Parametru u.m. Rezultat
Numar de sonde în producție – 16
Debit de hidrocarburi lichide pe zăcământ t/zi 53,5
Debit mediu de hidrocarburi lichide pe
zăcământ t/zi 1,8
Debit brut pe sondă m3/zi sondă 270,8
Debit de gaze pe zăcământ 103 m3/zi so ndă 1192,2
Impurități % 74
Rația de gaze Stm3/ m3 17160
Cumulativ de hidrocarburi lichide t 173466
Cumulativ de gaze produs 106 Stm3 3068,5
Factor actual de recuperare pentru
hidrocarburi lichide – 9,8
Factor actual de recuperare pentru gaze – 36,7
Debitul de gaze pe zăcământul Matca a înregistrat o valoare maximă de 1733·103 Stm3,
din 16 sonde aflate în producție. În prezent, debitul de gaze al sondelor existente variază între
(200 – 112000) Stm3/zi. Presiunea de zăcământ a scăzut până la 212 at.

17
Debitul de hidrocarburi lichide a înregistrat o valoare maximă de 142 t/zi, iar în prezent,
este cuprins între (0,01 – 4,8) t/zi.
Rația gaze – hidrocarburi lichide pe zăcământ a înregistrat o creștere de la valoarea
inițială de 9500, la aproximativ 14950 Stm3/ m3. Valoarea minimă a impurităților a fost de 38%,
iar apoi a crescut continuu până la 79%.
Ținând cont de variația redusă a presiunii de zăcământ, creșterea continuă a impurităților
și inundarea unui număr mare de sonde, se poate evidenția procesul de împingere substanțială a
apei de zăcământ.

18
CAPITOLUL II
ESTIMAREA RESURSELOR ȘI REZERVELOR DE GAZE ȘI
CONDENSAT ALE ZĂCĂMÂNTULUI MATCA – ȚEPU

În vederea evaluării resursei geologice de gaze se va utiliza metoda volumetrică.
Astfel, resursa g eologică inițială de gaze va fi:
̅
(2.1.)

Unde:
– = aria zonei productive;
– = grosimea medie efectivă a stratului;
– = porozitatea efectivă medie;
– ̅ = saturația medie în gaze;
– = factorul de volum al gazelor la presiunea inițială de zăcământ.
Factorul de volum al gazelor (corespunzător presiunii inițiale de zăcământ) este:

(2.2.)
Unde:
– = volumul gazelor în condiții inițiale de zăcământ;
– = volumul gazelor în condiții standard, respectiv: și .
Ținând cont de ecuația de stare a gazelor reale pentru un mol de gaz, atât în condiții inițiale, cât și
pentru condițiile standard, ecuația factorului de volum al gazelor devine:

(2.3.)

19
Considerând următoarele notații:
{

̅
resursa geologică ini țială de gaze va fi:
̅ ̅ (2.4.)

Unde:
– = corecția de temperatură.
Pentru calculul factorului de abatere de la comportarea gazelor perfecte se vor calcula parametrii
pseudo -critici, respectiv pseudo -reduși , astfel:
{

Compoziția chimică a condensatului este exprimată în tabelul următor:
Tabelul 2.1.
ciclopentan 0,2
2-metil -pentan 2,3
3-metil -pentan 1,5
n-hexan 4,0
metil -ciclopentan 3,2
ciclohexan 3,1
i-heptani 8,3
metil -ciclohexan 7,5
benzen 1,8
toluen 5,7
hidrocarburi C 8+ 39,3

20
iC7 4,7
nC 8 4,3
nC 9 3,0
nC 10 2,4
nC 11 3,0
nC 12 1,4
nC 13 1,0
Total
∑ 96,7

Astfel:
{
( )
{

Factorul de abatere, preluat din diagrama … este deci: .
Se calculează parametrii:
{

̅

( )
Pentru estimarea rezervei de condensat, este necesară cunoașterea parametrului El (echivalentul în
gaze al unei tone de condensat:

(2.5.)

21

Unde:
– = greutatea moleculară a lichidului

Rezerva de gaze cu conden sat va fi:

(2.6.)

Unde:
– = rația gaze – condensat.

22

Figura 2.1. Estimarea factorului de abatere Z (I. Nistor, 2015)

23
CAPITOLUL III
EXPLOATAREA ZĂCĂMINTELOR DE GAZE CU CONDENSAT

3.1. Principii teoretice
Condensatul este, conform instrucțiunii tehnice privind evaluarea, clasificarea,
confirmarea resurselor geologice și rezervelor de petrol și conținutul -cadru al studiilor de
evaluare a resurselor geologice și rezervelor e petrol (ANRM), fracția lichidă de hidrocarburi
ușoare la care componenta C 7+ nu depășește 12,5%, rezultat prin procese de separare a gazelor
provenite din zăcăminte de gaz condensat, gaze libere bogate sau din capul de gaze al
zăcămintelor de țiței.

Fig. 3.1. Acumul ări de con densat în vecinătatea unei sonde (L.Fan ș.a., 2005)

24
Rezervele de condensat din zăcămintele de gaz – condensat se evaluează prin intermediul
rațiilor de gaz – condensat corespunzătoare fracțiilor lichide obținute în condiții de separare
proiectate.
Reze rvele se calculează în tone, iar evidența lor se face în mii tone.
În diagrama de stare a sistemelor de hidrocarburi fluide, zăcămintele de gaze cu
condensate sunt reprezentate de domeniul hasurat. Prin proprietățile sale structurale, starea
acestora face tranziția dintre zăcămintele de gaze (corespunzătoare zonei din dreapta domeniului
hașurat) și zăcămintele de țiței (zona din stânga izotermei punctului critic).

Fig. 3. 2. Domeniul de existență în diagrama de stare sistemelor de hidrocarburi fluide a
zăcămintelor de gaze cu condensat (A. Soare ș.a., 1981)
La momentul initial al exploatării zăcământului (punctual A 0), temperatura de zăcământ
este superioară temperaturii corespunzătoare punctului critic și presiunea sistemului o depășește

25
pe cea definit e de curba de condensare; fluidul se află deci, în rezervor, în stare gazoasă, în
domeniul A 0 – A1 deplasându -se o singura fază.
Pe măsură ce se atinge curba de condensare, în punctual A 1 vor apărea primele particule
de fază lichidă. În urma exploatării, presiunea de zăcământ scade, iar astfel, procentul de fază
lichidă crește, ajungând la un maxim corespunzător punctului A 2. Acest fenomen de condensare
parțială (ca urmare a alcătuirii structurale a sistemelor de hidrocarburi fluide), evidențiază de fapt
comportarea retrogradă a amestecului de hidrocarburi. Acest fenomen este delimitat pe diagrama
de stare între curba de condensare și locul geometric al intersecției izotermelor cu curbele de
procentaj de fază lichidă.
Sub acest domeniu, presiunea de zăcă mânt scade în continuare, însă are loc un proces
normal de vaporizare izotermă, astfel, cantitatea de fază lichidă din amestec se reduce, până în
punctual A 3.
Particularitățile fenomenului de comportare retrogradă a sistemelor de hidrocarburi fluide
îl reprezintă modul de exploatare a sondelor, precum și sistemul de separare a fazelor lichidă și
gazoasă.
Exploatarea sistemului (zăcământ – sonde – separatoare – stație de prelucrare a gazelor)
poate fi realizată astfel încât separarea fazelor să se obțină î n primul separator de gaze –
condensate, o fracție lichidă cât mai totală, evitându -se astfel cheltuieli suplimentare cu
dezbenzinarea gazelor care pot antrena fracția lichefiată, precum și transportul gazelor pe
distanțe mari până la stația de prelucrare a gazelor bogate (în general, faza gazoasă detașată în
separator este reinjectată în zăcământ, în scopul reducerii căderii de presiune din rezervor, cu o
comprimare determinată de condițiile fizico – chimice din zăcământ). În acest scop, se impune ca
separ atorul gaze – lichid să se afle la nivelele de presiune și de temperatură ale punctului A 2
(corespunzător presiunii de condensare maxime).
Din punct de vedere a exploatării zăcământului, aceasta trebuie desfășurată astfel încât în
orice punct al lui, pres iunea să nu scadă sub presiunea punctului A 1, deoarece în caz contrar,
apare o fază lichidă în mediul poros – permeabil, iar curgerea devine eterogenă (amestec de
lichid și gaze), iar energia zăcământului este consumată mai rapid în comparatie cu o curgere
omogenă.

26
Există zăcăminte în care în momentul inițial al exploatării, sistemele de hidrocarburi se
găsesc în punctul caracteristic stării B 0, respectiv un rezervor cu două faze distincte, ambele fiind
aflate în stare de saturație. De -a lungul timpului ge ologic, cele două faze s -au separat, sub
acțiunea forței gravitaționale, astfel: faza lichidă la partea inferioară a zăcământului, însoțită de o
cupolă de gaze saturate la partea superioară a acestuia. Compozițiile chimico – structurale ale
celor două sist eme diferă, astfel că acestea pot fi reprezentate prin diagrame individualizate de
stare, cu mențiunea că acestea admit o valoare medie a presiunii și temperaturii de zăcământ.

Fig. 3. 3. Schema unui zăcământ fals de condensat

Explo atarea zonei saturate cu petrol (aflată la punctul ei de saturație) va fi tratată precum
un zăcământ clasic de petrol saturat cu gaze, modificat de prezența cupolei respective de gaze.
La rândul ei, cupola de gaze se va afla la punctul ei de condensare, re zultând astfel fie o
comportare retrogradă, fie neretrogradă.

27

Fig. 3 .4. Diagramele de fază ale unei cupole de gaze și a zonei petrolifere:
A – Cupolă de gaze în comportare retrogradă
B – Cupolă de gaze în comportare neretrogradă (Al. Soare ș.a., 1981)

Acest fenomen a condus la clasificarea zăcămintelor de gaze cu condensat în două
categorii:
– zăcăminte de gaze cu condensat propriu – zise, modelate de starea A 0;
– zăcăminte false de condensat, modelate de starea B 0.
Comparativ cu amestecurile gaze – petro l, cunoașterea compoziției chimice a gazelor din
care rezultă condensatul facilitează o mai bună cunoaștere a particularităților sale. De exemplu,
condensatul are o compoziție mai slabă în heptani și hidrocarburi grele, față de petrol. Un alt
aspect import ant este că într -un amestec gaze – petrol, raportul molar gaze – lichid este de
aproximativ 1,27, față de 25 în cazul condensatului.
În natură, zăcămintele de gaze cu condensat sunt cuprine într -un interval larg a
parametrilor de zăcământ, din cauza con dițiilor de formare a acestor tip de zăcăminte.
Se definește astfel o rație gaze – condensat, ca raport între cantitatea de gaze, G
(exprimată în Nm3) și 1 m3 condensat, C:

(3.1.)

28
unde:
– Cs = cantitatea de condensat obținută în separator;
– Cad,ab = cantitatea de condensat obținută în stația de prelucrare a gazelor bogate, prin
procese de adsorbție sau absorție.

În urma exploatării zăcămintelor, au rezultat valori ale rației gaze – condensat cuprinse
între 2000 Nm3/m3 în cazul gazelor bogate și 250000 Nm3/m3 în cazul gazelor sărace în
condensat, iar din punct de vedere a cantității de condensat, aceasta variază între 2,5 cm3/Nm3
(gaze sărace în condensat) și 450 cm3/Nm3 (gaze bogate în condensat).
Cercetarea condensatu lui în laborator se face analizând cele două situații: condensare în
contact și condensare diferențială. În primul caz, proba din celulă este adusă la presiunea
corespunzătoare punctului de rouă, temperatura fiind cea de zăcământ. Presiunea scade pe
măsura creșterii volumului celulei. O parte din faza gazoasă este împinsă din celulă până când
volumul acesteia devine egal cu volumul corespunzător punctului de rouă. Procesul se repetă
pentru diferite valori ale presiunii, măsurându -se cantitatea de condensat. Metoda este
reprezentativă dacă faza condensat este imobilă în totalitate.

Figura 3.5. Schema procesului de condensare în contact (C. Shi, 2009)

29
În cazul condensării diferențiale, proba din celulă este adusă din nou la presiunea
corespunzătoare punctului de rouă, temperatura fiind cea de zăcământ. Faza lichidă este împinsă
din celulă, în timp ce presiunea este menținută constantă, prin reducerea vo lumului celulei.
Procesul se repetă până la atingerea presiunii atmosferice. Pe parcursul acestui proces,
condensatul este imobil, ceea ce poate duce la o subestimare a factorului de recuperare a
componenților grei, datorită faptului că în realitate, o par te din condensat este de fapt mobil.

Fig. 3.6. Schema procesului de condensare diferențială (C. Shi, 2009)

3.2. Modelul de prevedere a exploatării zăcămintelor de gaze cu
condensat în curgere eterogenă
Pentru analiză, se consideră curgerea plan – radia lă nestaționară a unui amestec de gaze
cu condensat, în regim de exploatare fără recircularea gazelor sărace în zăcământ (pe baza
energiei naturale a sistemului).

30

Fig. 3. 7. Schema unui zăcământ de gaze cu condensat în curgere multifazică
(Al. Soare ș.a ., 1981)
Zăcămîntul cuprinde astfel două zone, în funcție de mărimea saturației în condensat, s:
– Prima zonă, externă – condensatul se separă de masa gazoasă și se adună în structura
spațiului poros – permeabil, până la atingerea saturației lui reziduale n edeplasabile;
– A doua zonă – în vecinătatea sondelor de extracție în care condensatul este deplasabil.
Astfel, pentru cele două cazuri, se pot scrie relațiile:
(3.2.)
respectiv:

(3.3.)
Unde:
– Rp = raza suprafeței de separare dintre zone
Ecuația rației gaze – condensat se poate scrie prin intermediul metodei succesiunii stărilor
staționare, considerând Qg = constant, unitar . Astfel:

( )
( ) ( )
( )
( ) (3.4.)

31
unde:
– = debitul volumetric de gaze;
– = debitul volumetric de condensat;
– ( ) = fracția de condensat în curentul de filtrație funcție de saturația în condensat
(depinde de perm eabilitatea relativă pentru faza lichidă);
– ( ) = fracția de gaze în curentul de filtrație funcție de saturația în condensat
(depinde de permeabilitatea relativă pentru faza gazoasă);
– ( ) = vâscozitatea condensatului funcție de presiune;
– = presiunea absolută în condiții de strat, cuprinsă între presiunea de început de
condensare și presiunea de condensare maximă;
– = temperatura absolută în condiții de strat;
– ( ) = dependența funcțională a variației vâscozității, factorului de abatere de la
legea gazelor perfecte și respectiv factorului de volum pentru gaze cu funcție de
solubilizarea în gaze a condensatului.
Această dependență se poate exprima astfel:
( ) ( ) ( ) ( ) (3.5.)
relație care a condus la reprezentarea ei grafică din figura următoare:

Figura 3. 8. Dependența parametrului F(P) cu pătratul presiunii (Al. Soare ș.a., 1981)

32
Se observă astfel ca în coordonatele ( ) , punctele se află pe dreapta
( )
Unde:
–
– .
Raportul dintre volumul maxim al condensatului – în raport cu condițiile standard – și
căderea de presiune din domeniul condensării retrograde este:

[
( )⁄

]
(3.6.)
Unde:
– = presiunea de început de condensare;
– = presiunea de condensare maximă.
La limita de separație a celor două zone ( Rp), sunt îndeplinite relațiile:
{
( )
De asemenea, rația g aze – condensat la limita Rp va fi:

( ) (3.7.)

Dacă Qg = const ., variația presiunii pe conturul de alimentare Rc poate fi dedusă prin
intermediul unei ecuații de tip bilanț material și anume:
( ) ( )
( )
( ) (3.8.)

33
Unde:
– = volumul spațiului de pori ocupat de gaze.
Presiunea la limita de separație a zonelor, Pp, este:
√ ( ̅ )
(
)
(3.9.)
Unde:
̅ ( )
( ) (3.10.)

( ) (3.11.)

(3.12.)

Legea de variație a rației gaze – condensat în domeniul [ ] va fi astfel:

[
√ ( ̅ )
(
)

]
(3.13.)

Metoda înlocuirii succesive a stărilor staționare duce la posibilitatea considerării rației
gaze – condensat constant ă, în orice moment, în zona în care există condensat deplasabil.
Pentru a putea determina influența infiltrației condensatului asupra distribuției de
presiune, este necesar a se cunoaste variațiile permeabilităților de fază funcție de saturație:

34
{ ( )
( )
Astfel, ecuația rației gaze – condensat devine:

( )
( )
( ) (3.14.)
Rezolvând ecuația în raport cu satur ația s, rezultă:

(3.15.)
Unde:
( ) (3.16.)
( ) (3.17.)
[
] ( ) (3.18.)
[
] ( ) (3.19.)
(3.20.)
(3.21.)

(3.22.)

(3.23.)

35
Se admite legea:
∫ ( )
( ) ∫( )
( )

(3.24.)

care indică mărimea cotei de presiune care produce doar deplasarea fazei gazoase.
Se introduce mărimea saturației în ecuația de mai sus, obținând astfel, pentru situația de
la limita Rp:

{
√ √
√

√
√
}
(3.25.)
unde:
( )( ) ( )
( ) (3.26.)

(3.27.)

(3.28.)

(3.29.)

36
Ecuația debitului de gaze, dependent de funcțiile H, este:
( )

(3.30.)
Parametrul se determină astfel:

(3.31.)

Determinarea variației în procesul de exploatare a limitei de separare dintre cele două
zone apare ca indicată.
Debitul gravimetric de gaze în domeniul este :
( )

(3.32.)

iar pentru :
( )

(3.33.)

Din egalitatea celor două ecuații rezultă:
(
)
( )
( )
(3.34)

37
Raza suprafeței de separație dintre zone depinde atât de variați a presiunii la talpa sondei,
precum și de alcătuirea structurală a sistemului gaze cu condensat, astfel:

Tabelul 3.1.
pf R’ Rp
bar Nm3/m3 m
356 7500 0.1
10000 –
30000 –
260 7500 99.73
10000 0.4
30000 –
140 7500 192.5
10000 2.91
30000 0.11
75 7500 222.84
10000 4.25
30000 0.217
Condensatul situat în zona cu influențează distribuția de presiune, în sensul
scăderii accentuate a acesteia.
Zona cu condensat deplasabil crește de -a lungul exploatării. Se accentuează astfel
consumul de energie, deoarece presiunea necesară deplasării unei cantități mai mari de condensat
în mediul poros – permeabil trebuie să crească.
Variația presiunii medii de zăcământ de -a lungul exploatării depinde de o serie de factori,
precum:
– Volumul spațiului por os permeabil;
– Intensitatea exploatării gazelor și condensatului;
– Presiunea sistemului la inițierea exploatării;
– Proprietățile structurale ale sistemului de hidrocarburi;
– Proprietățile fizico – chimice ale mediului poros – permeabil;
– Modul în care se produc e condensarea etc.

38
Astfel, relația care înglobează toți acești factori este de forma:
[ ( ∑ ∑ )

( ) ]
( ) (3.35)

Unde:
– ( )
;
– = presiunea de început de condensare a sistemului;
– = presiunea de condensare maximă a sistemului;
– = presiunea de zăcământ la momentul i;
– = factorul de abatere de la legea gazelor perfecte, la momentul i;
– = factorul de abatere de la legea gazelor perfecte, la momentul începutului
condensării;
– = saturația cu condensat a spațiului poros;
– = greutatea amestecului gaze – condensat la momentul inițial;
– ∑ = suma greutății condensatului saturat ieșit din sistem;
– ∑ = suma greutății gazelor și condensatului extrase, atunci cand presiunea s -a
redus de la la .
Dependența saturație în condensat – modul de condensare este dată de relațiile:
∑ ( ) ∑ [ ( )]
[ ( )] (3.36)

∑
(3.37)
pentru condensarea în contact, respecti v diferențială.

39

Fig. 3. 9. Dependența conținutului de fază lichidă în volumul inițial al amestecului în funcție
de presiune și temperatură, dupa modalitatea de condensare (Al. Soare ș.a., 1981)
Modul în care se produce condensarea duce la următoarele a firmații:
– În cazul sistemelor cu rație gaze – condensat mici, diferențele între modalitățile de
condensare sunt mai accentuate;
În zona condensării maxime, diferențele sunt mai însemnate.

40
În domeniul presiunilor reduse, izotermele de condensare sunt mai a propiate, din
următoarele cauze:
– Faza lichidă are o densitate mai mare și o greutate moleculară mai ridicată.
Îngreunarea condensatului duce la reducerea cantității de gaze dizolvate în condensat
(la celelalte mărimi constante).
– Mărimea factorului de volu m pentru condensatul care se depune în condensare
diferențială se reduce. Astfel, atunci când presiunea scade sub presiunea condensării
maxime, izoterma condensării în contact prezintă o scădere mai accentuată decât
izoterma condensării diferențiale, dator ită variației însemnate a factorului de volum.
Comparând consumul de energie din exploatare al unui zăcământ dat, se observă că la
aceeași intensitate de exploatare, căderea de presiune este mai accentuată la zăcămintele de gaze
cu condensat, datorită apar iției în spațiului poros a condensatului și implicit, datorită influenței
permeabilității de fază.

Fig. 3 .10. Variația presiunii de zăcământ funcție de factorul de recuperare:
1 – zăcământ de gaze
2 – zăcământ de gaze cu condensat (condensare diferenți ală)
3 – zăcământ de gaze cu condensat (condensare în contact) (Al. Soare ș.a., 1981)

41
Această cădere de presiune este mai accentuată în cazul condensării în contact, datorită
necesității unui aport de presiune pentru extracția fazei lichide (extracția gaz elor și a fazei lichide
s-a realizat astfel încât rația gaze – condensat rămâne invariabilă).

Fig. 3. 11. Variația cantității de condensat funcție de presiune:
1 – condensare în contact
2 – condensare diferențială (Al. Soare ș.a., 1981)
Curba condensări i diferențiale de la o anumită valoare a presiunii prezintă o pantă
asemănătoare ca cea a curbei zăcămintelor de gaze naturale, din cauza trecerii sistemului de gaze
cu condensat în domeniul vaporizării normale (sub curba condensării retrograde maxime). În
cazul condensării în contact, această variație nu se mai produce, datorită extracției continue a
fazei lichide din sistem.
Se evidențiază astfel diferența între comportarea presiunii de zăcământ în cazul
zăcămintelor de gaze cu condensat, față de zăcămint ele de gaze. Cele două tipuri de procese de
condensare se produc astfel:
– Condensare diferențială la deplasarea amestecului gaze – condensat în zona
acumulării condensatului deplasabil;
– Condensare în contact, în zona condensatului deplasabil.
Astfel, este necesar ca distribuția presiunii pentru sistemele de gaze cu condensat să fie
determinată pentru fiecare zonă în parte.

42
Apariția condensatului în mediul poros – permeabil se produce la scăderea presiunii de
zăcământ sub presiunea de început de condensare, iar pe măsură ce scăderea se accentuează, în
strat va rămâne un procent mai ridicat de fracții grele.
În componența condensatului există substanțe polare (structuri ciclice nesaturate, care pot
prezenta și radicali). Aceste structuri interacționează, avân d dre pt rezultat umflarea argilelor.

Fig. 3.1 2. Variația porozității și a permeabilității datorită variațiilor presiunii de zăcământ
(L. Fan ș.a., 2005)
În decursul exploatării zăcămintelor de gaze cu condensat, presiunea, volumul,
temperatura, porecu m și alcătuirea structurală a mediilor prezintă diverse variații pe diagrama de
stare. Starile noi fac ca fazele producă reacții pentru stabilirea unui nou echilibru al sistemului.
Aceasta nouă stare (temperatura constantă, presiunea și volumul fiind mai r eduse), pune în
acțiune parametrii alcătuirii structurale a mediului și anume producerea unui fenomen de umflare
a rețelelor cristaline polare, dar și variația compoziției chimice a condensatului. Acest fenomen

43
are ca rezultat reducerea porozității și perm eabilității stratului și în final, reducera debitului
sondelor.
Pentru prevenirea acestui fenomen, singura modalitate este împiedicarea apariției fazei
condensat – polare în zăcământ. În caz contrar, producția de gaze cu condensat se va diminua.
Chiar dacă în primă fază, blocajul datorat prezenței condensatului este asociat cu un
declin de producție, acesta poate fi determinat prin intermediul testelor de cercetare
hidrodinamică, care pot evidenția distribuția fluidelor înainte de închiderea sondei. Comport area
parametrilor în perioada tranzitorie reflectă condițiile din vecinătatea găurii de sondă. Blocajul
este indicat de un gradient ridicat de presiune în această zonă. Dacă sonda poate fi menținută
închisă un ti mp mai indelungat, parametrii curgerii din z ona mai îndepărtată vor fi determinați cu
precizie.
În general, zăcămintele de gaze cu condensat se situează la adâncimi mari, în care gradul
de tasare a rocilor este ridicat, iar porozitățile și permeabilitățile sunt reduse.
Din punct de vedere fizico – chimic, rocile colectoare conțin pe lângă minerale stabile
(cuarț, carbonați) și minerale labile (minerale argiloase).
Din această categorie a mineralelor argiloase, sunt importante structurile cristaline ale
montmorillonitelor, care având intercalați anu miți ioni în structură, își pot mări volumul,
conducând astfel la reducere a porozității rocii colectoare.

3.3. Exploatarea zăcămintelor false de condensat
Există diverși factori de care trebuie să se țină cont în cazul exploatării acestui tip de
zăcăminte:
– Caracteristicile fizico – chimice ale sistemelor de hidrocarburi;
– Prezența sau absența unui acvifer adiacent activ;
– Capacitatea energetică a acviferului, dacă acesta există;
– Caracterul eterogen al mișcării în cupola de gaze;
– Caracterul eterogen al filtrației în zona de petrol.

44
Se pot exemplifica astfel următoarele variante de exploatare:
– Cupola de gaze se exploatează pe baza energiei proprii, iar zona saturată cu petrol
rămâne în conservare;
– Cuplola de gaze și zona de petrol sunt exploatate împreună pe baza e nergiei proprii;
– Se exploatează inițial zona de petrol, iar după extragerea rezervei principale de petrol,
se exploatează cupola de gaze;
– Se menține la o valoare constantă presiunea în cupola de gaze (prin recircularea
gazelor sărace), apoi se exploatează zona de petrol;
– Se exploatează zona de petrol, concomitent cu recircularea gazelor sărace în cupolă;
– Se exploatează zona cu petrol și cupola de gaze bogate, prin injectarea apei în
zăcământ.
Din punct de vedere al factorului de recuperare, cea mai eficient ă metodă de exploatare
este cea a extragerii limitate a petrolului din zona productivă, menținând presiunea în cupola de
gaze, prin injecția de gaze sărace.
Amplasarea sondelor de injecție în acest caz se va realiza astfel încât acestea să
contribuie la îm pingerea gazelor bogate în zona saturată cu petrol.
Se va produce astfel un lanț de fenomene:
– căderea de presiune în zona saturată cu petrol va fi mai accentuată , ceea ce duce la
apariția condensatului;
– condensatul se amestecă în petrol, reducându -i vâsco zitatea;
– pe baza creșterii vâscozității petrolului, va crește factorul de recuperare.
Dacă s -ar limita extracția petrolului prin închiderea sondelor pe măsură ce frontul de gaze
s-ar apropia de acestea (întreaga exploatare a zonei de petrol să fie realizat ă în acest mod), s -ar
obține o valoare mai ridicată a factorului final de recuperare.
Exploatarea zonei saturate cu petrol, concomitent cu recircularea gazelor sărace duce la o
creștere a factorului de recuperare, dacă în zăcământ se va menține un gradient de presiune de la
cupola de gaze la zona saturată cu petrol. În caz contrar, ca urmare a pătrunderii petrolului în
cupola de gaze, pierderile de hidrocarburi lichide vor fi mai mari.

45
Dacă zăcământul este însoțit de acvifer activ, atunci trebuie ca în cupo la de gaze să se
mențină o presiune suficient de mare încât să creeze gradienți de presiune în zăcământ. Aceștia
duc la pătrunderea gazelor bogate în zona de petrol și nu invers, eliminându -se astfel pierderile.
Exploatarea zonei saturate cu petrol, neînso țită de menținerea presiunii în cupola de gaze
duce la apariția condensatului în cupolă, deoarece presiunea de zăcământ va continua să scadă.
Exploatarea zăcământului de condensat prin injectția de gaze sărace după exploatarea
zonei saturate cu petrol poat e duce la creșterea factorului de recuperare al condensatului, datorită
antrenării condensatului, dar și a evaporării secundare a fazei lichide. Există însă și situația în
care extracția petrolului poate fi mai redusă decât în cazul exploatării simultane a celor două
zone (zona petroliferă și cupola de gaze prin menținerea presiunii de zăcământ), deoarece
eficiența acestei metode de exploatare a petrolului, fără a se menține presiunea de zăcămînt este
mai scăzută.
O altă modalitate de a asigura un factor de recuperare ridicat al condensatului este
conservarea zonei petrolifere, până la finalul exploatării cupolei de gaze pentru condensat prin
recircularea gazelor sărace.
Continuarea exploatării zonei saturate cu petrol, fără injecția continuă a gazelor săra ce în
cupola de gaze, duce la aceeași valoare a factorului de recuperare al petrolului ca și în cazul
exploatării zonei petrolifere până la procesul de recirculare a gazelor în zăcământ.
Aceste metode de exploatare a zăcămintelor false de condensat au doar un caracter
orientativ. Proiectul de exploatare va fi alcătuit în funcție de caracteristicile fiecărui zăcământ în
parte, iar metoda de exploatare va fi determinată exact pe baza unor considerente practice și
economice.
Apariția condensatului are deci ca rezultat creșterea rezistențelor hidraulice. Inițial,
condensatul este imobil. Ținând cont de valorile limită are saturației în condensat, precum și de
distribuția presiunilor în jurul unei sonde, modelul matematic pentru prevederea exploatării unui
zăcămâ nt de gaze cu condensat va presupune:
4. Determinarea legii de variație în timp a razei Rp;
5. Determinarea legii de variație a rației gaze – condensat în cele două zone;

46
6. Determinarea legii de variație a presiunii la limita dintre cele două zone.
Se consideră ce le două zone:
– Zona I: curgere eterogenă gaze + condensat;
– Zona II: curgere omogenă (gaze), dar având rezistențe h idraulice mai mari , datorită
reducerii regiunii de deplasare a gazelor.

47
CAPITOLUL I V
PREVEDEREA COMPORTĂRII ÎN EXPLOATARE A
ZĂC ĂMÂNTULUI MATCA – ȚEPU

Din analiza diagramei pVT, precum și a diagramelor de stare a fluidelor din zăcământ,
rezultă că zăcământul de pe structura Matca – Țepu se situează în zona condensării retrograde și
este un zăcământ fals de condensat, deoarece pre siunea inițială are valoarea de 240 at, iar
presiunea de început de condensare este egală cu 240 at.
La presiunea inițială, banda de țiței este saturată, formând o fază, iar gazele ieșite din
soluție care formează cupola de gaze sunt saturate, formând cea de-a doua fază. Rezultă astfel un
zăcământ fals de condensat, cu o cupolă de gaze în condensare retrogradă.
În figura următoare este prezentată diagrama de stare a unui zăcământ fals de condensat
cu cupolă de gaze în comportare retrogradă:

Fig. 4.1. Diagrama de stare a unui zăcământ fals de condensat (Al. Soare ș.a., 1981)

48
Se consideră curgerea plan – radială nestaționară a amestecului gaze – condensat, în
regim de exploatare fără recircularea gazelor sărace în zăcământ, deci numai p e baza energiei
naturale a sistemului.

Fig. 4.2. . Schema unui zăcământ de gaze cu condensat în curgere multifazică
(Al. Soare ș.a., 1981)
Cunoscând compoziția chimică a condensatului, în capitolul anterior au fost determinați
parametrii pseudo – critici, respectiv pseudo – reduși, rezultând în final valoarea factorului de
abatere de la legea gazelor perfecte, ( ) și ( ) .

49
Dependența funcțională a variației vâscozității, factorului de abatere de la legea gazelor
perfecte și respectiv factorului de volum pentru gaze cu funcție de solubilizarea în gaze a
condensatului:
( )
De asemenea,
( )
Rezultă astfel:
{

Raportul dintre volumul maxim al condensatului – în raport cu condițiile standard – și
căderea de presiune din domeniul condensării retrograde:

( )⁄

Rația gaze – condensat la limita Rp:

( )

̅

√

50

( )

Presiunea la limita de separație a zonelor, Pp:
√ ( )
(
)

Variațiile permeabilităților de fază funcție de saturație fiind:
{ ( )
( )
Se consideră:

{

{

Rația gaze condensat este:

( )

51

( )
[
]
[
] ( )

[
]
[
] ( )
Pentru determinarea parametrului , se calculează următorii parametrii:
( )( ( ) )
( ( ) )
( ) ( )

( )
( ) ( )

52
( ) ( )

{

√( ) ( )
√( )
( )

√( )
( )

√
√
}

Se adoptă

unde:
– coeficientul de vâs cozitate dinamică a fost determinat pe baza diagramei variației
raportului
( ) ;
– raza sondei a fost determinată astfel:

53

( )

( )
Unde:
o l = lungimea de pătrundere a orificiilor în strat;
o n = numărul de orificii prin intermediul cărora se realizează comunicarea strat –
sondă (pe 1m lungime de filtru);
o d = diametrul orificiilor realizate prin operația de perforare.
(
)
( )
( )
Pentru a exprima variația presiunii medii de zăcământ de -a lungul exploatării, se
calculează următorii parametrii:

∑
∑
Astfel,
[ ( )

( )]
( )

Pentru o determinare mai variației presiunii în decursul exploatării, s -au realizat estimări
pentru o perioada de 3 ani, rezultatele fiind exprimate în tabelul următor:

54
Tabelul 4.1.
t P R’ Rp
ani bar Nm3/m3 m
0 240
2500 10
1 199 132.27
2 160 209.31
3 140 241.78

050100150200250300
050100150200250300
0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5Rp, m P, bar
t, ani Variația razei suprafeței de separare în funcție de
căderile de presiune

55

CONCLUZII ȘI PROPUNERI

În urma analizei zăcământului Matca – Țepu s -a evidențiat o diferență de nivel între
scăderea presiunii reale și căderea de presiune de zăcământ. Cea din urmă prezintă o cădere mai
accentuată, explicația fiind pierderea energiei de zăcământ datorită schimbului ionic.
Prin reducerea energiei de zăcământ, presiunea înregistrează o scădere mai accentuată. O
cauză importantă este variația parametrilor p,V,T, precum și a alcătuirii s tructurale a mediului
poros – permeabil de -a lungul exploatării zăcământului de gaze cu condensat. Stările nou
formate duc la producerea unor reacții chimice, pentru stabilirea echilibrului sistemului.
Variația parametrilor alcătuirii structurale în aces t caz este evidențiată prin producerea
fenomenului de umflare a rețelei cristaline polare, dar și printr -o variație a compoziției chimice a
condensatului.
În ceea ce privește aportul acviferului asupra mecanismului natural de exploatare a
zăcământului, ac esta poate fi determinat prin intermediul masurătorilor de presiune în cadrul
diferitelor blocuri și complexe productive.
Este ideal ca măsurătorile de presiune să fie efectuate în condiții nestaționare de curgere,
pentru a crea o imagine cât mai reală a comportării zăcământului.
De asemenea, dată fiind prezența hidrogenului sulfurat în gazele produse, este neces ar a
se acorda o atenție deosebită asupra echipamentului prin care se exploatează zăcământul.

56

BIBLIOGRAFIE

 Al. Soare, I. Pârcălăbescu, C. Gh. Popa, Ingineria zăcămintelor de hidrocarburi , vol. 2,
Editura Tehnică, București, 1981;
 I. Nistor, Proiectarea exploatării zăcămintelor de hidrocarburi fluide , Editura Tehnică,
București, 1999;
 OMV Petrom, Documente privind datele de șantier ;
 Note de curs, I. Nistor, Ingineria zăcămintelor de gaze , 2015;
 Note de curs, D. Neagu, Geologia zăcămintelor de hidrocarburi, 2014;
 ANRM, Instrucțiunea tehnică privind evaluarea, clasificarea, confirmarea resurselor
geologice și rezervelor de petrol și conținutul – cadru al studiilor de evaluare a
resurselor geologice și rezervelor de petrol , 1997;
 L. Fan, B.W. Harris, A. Jamaluddin, H. Kamath, R. Mott, G.A. Pope, A. Shandrygin,
C.H. Whitson, Understanding Gas – Condensate Reservoirs , 2005 ;
 C. Shi, Flow behavior of gas – condensate wells , 2009.

57