‘’CREȘTEREA FACTORULUI DE RECUPERARE PE UN ZĂCĂMÂNT DE ȚIȚEI DE PE STRUCTURA ȚICLENI NORD’’ Conducător, Prof. univ. Dr.ing. IULIAN NISTOR Absolvent,… [308719]

UNIVERSITATEA “PETROL – GAZE” PLOIEȘTI

FACULTATEA INGINERIA PETROLULUI SI GAZELOR

PROIECT DE DIPLOMĂ

‘’CREȘTEREA FACTORULUI DE RECUPERARE PE UN ZĂCĂMÂNT

DE ȚIȚEI DE PE STRUCTURA ȚICLENI NORD’’

Conducător,

Prof. univ. Dr.ing. IULIAN NISTOR

Absolvent: [anonimizat]

2019

INTRODUCERE

Avînd în vedere continua creștere a [anonimizat]. [anonimizat], cât și prin mărirea factorului de recuperare.

[anonimizat].

Perfecționarea metodelor de extracție a [anonimizat], [anonimizat].

Liniile directoare ale dezvoltării economiei naționale au arătat că rezervele de țiței și gaze fiind limitate (atât cele cunoscute cât și cele în perspectivă), [anonimizat]-shore, precum și mărirea factorului de recuperare a țițeiului din zăcăminte.

[anonimizat], în vederea alegerii sistemului optim. Sunt tratate asfel probleme legate de extracția petrolului:

in regim de gaze dizolvate;

injectie de apa;

în vederea alegerii sistemului optim de extracție, s-a luat drept criteriu de comparație energia minimă consumată pentru extracția aceluiași debit de lichid.

S-[anonimizat], precum

și metodele de calcul și alegere a echipamentelor de extracție.

[anonimizat], geochimice si petroliere apartin Companiei OMV

Petrom S.A., [anonimizat] , cat si celor din divizia Explorare a Petrom S.A pentru ajutorul accordat in realizarea acestei lucrari.

LUCRĂRI DE CERCETARE ȘI EXPLOATARE EFECTUATE PENTRU DESCOPERIREA PETROLULUI ȘI DEZVOLTAREA PRODUCȚIEI

Zona Țicleni a făcut obiectul unor cercetări geologice încă înainte de anul 1910. Informații despre geologia regiunii au fost efectuate de Gr. Ștefănescu (1895), L. Mrazec (1903), Gr. M. Murgoci (1907), urmate de cele ale lui I.P. Ionescu Argentoaia (1918), I. Popescu Voitești (1924, 1935), A. Strecheisen (1930), G.N. Filipescu (1942).

În perioada 1935-1938 [anonimizat].

Între anii 1943-1945, Ion Gavăț și R. Cioată geologii societății "Creditul minier" [anonimizat] – Socu.

[anonimizat], magnetometrice și seismice a demonstrat prezența unor anomalii pozitive și negative plasate astfel: [anonimizat] – Bâlteni – Peșteana, [anonimizat] (Bâlteni -Țicleni – Socu – Licurici – Bustuchini).

Primele sonde au fost forate în anul 1953 când au fost obținute și primele producții industriale de țiței din Sarmațian. În anul următor (1954) au fost obținute rezultate pozitive și în depozitele helvețiene (sondele 76 și 77). O intensă campanie de prospecțiuni seismice de semidetaliu (1977  1979) a inclus și zona Țicleni, rețeaua de profile seismice fiind completată cu noi înregistrări în anii 1985-1991. În paralel, au fost intensificate și cercetările prin foraje și pentru analiza exploatării obiectivelor structurii s-a dezvoltat forajul de explorare și exploatare. Până în prezent pe structură s-au săpat 476 de sonde din care 434 s- au dovedit productive.

Informațiile obținute au constituit puncte de referință pentru un număr mare de studii de zăcământ efectuate de I.C.P.T. Câmpina studii geologice de detaliu efectuate de

C.C.P.E.G. București și unul efectuat de către AMOCO Romania Petroleum Company, în colaborare cu PETROM R.A. , studii care au condus la îmbunătățirea continuă a modelului geologo-fizic al zăcămintelor.

Capitolul I: GEOLOGIA STRUCTURII

CADRUL GEOLOGIC REGIONAL

Structura Țicleni Nord face parte din aliniamentul major de structuri Balteni-Ticleni- Socu-Licurici-Bustuchin, in zona mijlocie a Depresiunii Getice. Ticleni nord constituie, de fapt continuarea spre nord a structurii Ticleni. Geografic, zona productiva Ticleni Nord este situată la cca 35 km sud de orașul Târgu Jiu (figura1), iar delimitarea zăcământului comercial este prezentată în figura 2.

Fig. 1 Amplasarea structurii Ticleni

Structura se încadrează în condițiile generale de dezvoltare a Depresiunii Getice. Aceasta este situată în fața Carpaților Meridionali și s-a format ca urmare a mișcărilor tectonice din faza laramică, ceea ce a determinat ridicarea zonei cristaline-mezozoice a Carpaților Meridionali și apariția unei zone depresionare, care a preluat funcția de bazin de sedimentare. A evoluat astfel din Paleogen până la sfârșitul Pliocenului, timp în care s-au acumulat depozitele de molasă.

Depresiunea astfel formată se întinde din vest, de la Dunăre, până la vestul Dâmboviței, la est, sprijinindu-se în nord pe Orogenul Carpatic. Sedimentarul depresiunii coboară spre sud formând o serie de cute de tip anticlinal orientate în general est-vest, dispuse

de-a lungul unor linii structurale majore și vine în contact cu Platforma Valahă prin intermediul Faliei Pericarpatice de pe direcția Drobeta Turnu Severin – Bibești – Gura Șuții.

Fig. 2 Delimitarea zacamantului comercial Ticleni

Depresiunea astfel formată se întinde din vest, de la Dunăre, până la vestul Dâmboviței, la est, sprijinindu-se în nord pe Orogenul Carpatic. Sedimentarul depresiunii coboară spre sud formând o serie de cute de tip anticlinal orientate în general est-vest, dispuse de-a lungul unor linii structurale majore și vine în contact cu Platforma Valahă prin intermediul Faliei Pericarpatice de pe direcția Drobeta Turnu Severin – Bibești – Gura Șuții.

Fundamentul depresiunii este o parte de origine carpatică și aflorează în zona muntoasă, iar cealaltă parte aparține Platformei Valahe și este cunoscut la sud de Falia Pericarpatică.

Formațiunile sedimentare ale Depresiunii Getice corespund intervalului Paleogen – cuaternar, fiind grupate în trei cicluri sedimentare (ciclul Paleogen, ciclul Burdigalian superior – Sarmațian inferior și ciclul Sarmațian mediu – Pliocen.

STRATIGRAFIA SI LITOLOGIA STRUCTURII

Datele seismice si geologice sugereaza ca fazele multiple ale miscarilor tectonice au afectat structura Ticleni. Structura Ticleni este un anticlinal asimetric asociat cu un sariaj cu limita la sud de varsta miocena, probabil de mijloc sau tarzie. O structura Burdigalian superioara (helvetiana) mai veche se afla sub sarmatianul VIII sinctectonic si sedimentele mai tinere care se efileaza in partea de nord a structurii. Sarmatianul VII se muleaza pe inaltimea Burdigalian superioara(helvetiana). Este evident ca o discordanta separa Burdigalianul superior (Helvetianul) de sedimentele de deasupra, dar natura acestei discordante, fie datorita eroziunii, fie datorita depunerii, este neclara.

Sondele săpate pe structura Țicleni Nord au interceptat o coloană stratigrafică cu formațiunile ultimelor cicluri de sedimentare, respectiv depozite aparținând Burdigalianului superior(Helvetianului), Badenianului. Pliocenului și Cuaternarului.

Burdigalian-Sarmatian inferior include depozite intr-un facies litoral, predominant psamitopelic. Inceputul acestui ciclu releva o importanta transgresiune – Burdigalianul in sens larg( ingluzand si Helvetianul), este reprezentat printr-o alternanta de conglomerate si gresii care, pe verticala, trec la nisipuri, marne si argile rosietice.

Sarmațianul se dezvolta in facies grezo-nisipos si marno grezos fiind mai subtire pe zona axiala a structurii, datorita efilarilor intraformationale, dezvoltandu-se in grosime pe flancuri.

Sarmatianul mediu-Pliocen se dispune transgresiv si discordant peste formatiunile mai vechi. Chiar daca local nu sunt distincte raporturile de discordanta, pozitia discordanta este foarte evidenta la scara regionala. Aceasta suita este constituita din depozite marnoase nisipoase si grezoase, a caror grosime variaza in limite foarte largi.

Pliocenul este prezent prin toti termenii sai, ocupa suprafete intinse si este reprezentat prin nisipuri, marne si argile, dupa cum urmeaza:

Meoțianul este întâlnit în zonele centrale ale depresiunii, sub forma unui litofacies argilos-nisipos;

Ponțianul este predominant marnos în jumătatea inferioară și nisipos argilos în partea superioară;

Dacianul este dezvoltat într-un facies argilos nisipos, aflorează pe suprafețele întinse, dar nu peste tot cu dezvoltare completă.

Levantinul încheie suita pliocenă și este reprezentat prin nisipuri grosiere, argile gălbui

și roșcate, nisipuri și pietrișuri.

TECTONICA

Formată ca o compensare a ridicării zonei cristalino-mezozoice a Carpaților Meridionali în urma diastrofismului laramic, Depresiunea Getică a fost supusă mișcărilor tectonice din fazele de orogeneză savică, stirică și attică.

Depozitele care s-au acumulat în Paleogen au caracter de formațiune postorogenă, indicând o perioadă de calm tectonic.

În cuprinsul secvenței paleogene-neogene se diferențiază două etaje structurale dizarmonice:

etajul structural inferior, alcătuit din depozitele paleogene și miocene inferioare, trunchiate parțial de eroziune;

etajul structural superior constituit din depozite badeniene, sarmațiene și pliocene, formând o cuvertură mai puțin deranjată tectonic.

Activitatea tectonică s-a soldat în final cu formarea unor serii de cute anticlinale dispuse de-a lungul unor linii structurale majore, orientate, în general, est-vest, cu coborâri și ridicări axiale sau decroșări și decalaje tectonice.

Structura Țicleni este un anticlinal asociat cu un șariaj cu limită la sud de vârstă miocenă.

Zona structurală Țicleni Nord se prezintă ca prelungirea nordică a periclinului structurii Țicleni, separarea de restul structurii Țicleni realizându-se convențional având în vedere schimbările litofaciale și proprietățile de înmagazinare și curgere.

Zăcămintele de țiței cu gaze dizolvate cantonate în complexele sarmațiene sunt stratiforme cu înclinări mici (2-5) în capcane stratigrafice și litologice.

OBIECTIVE DE INTERES PETROLIER

Pe structura Țicleni Nord s-au dovedit productive următoarele obiective: Sarmațian VII, Sarmațian VIb’, Sarmațian VIb, Sarmațian Vc și Sarmațian Vb.

Sarmațianul productiv are în bază depozite sedimentare inundate ale Sarmațianului VIII, iar în capac seria pelitică a depozitelor pliocene care au constituit un ecran deosebit de favorabil acumulărilor de hidrocarburi din formațiunea sarmațiană.

Complexele saturate cu hidrocarburi (țiței cu gaze dizolvate) sunt: Sa VII, Sa VIb’, Sa VIb, Sa Vc și Sa Vb.(anexele 1a-d, 4e)

În cadrul complexului Sarmațian VII se întâlnesc două zone distincte saturate cu hidrocarburi denumite Zona Nordică (Z.N.) și Zona Centrală (Z.C.).

Aceste complexe sunt situate în limita următoarelor intervale de adâncime:

– Sa VII – Z. C. 1127-1245 m.s.n.m.;

– Sa VII – Z.N. 1221-1285 m.s.n.m.;

– Sa VIb’ 1189-1245 m.s.n.m.;

– Sa VIb 1092-1196 m.s.n.m.;

– Sa Vc 1068-1105 m.s.n.m.;

– Sa Vb 1057-1064 m.s.n.m.

Capitolul II: GEOLOGIA ZACAMINTELOR

STRATIGRAFIA SI LITOLOGIA

Formațiunile geologice traversate de sondele săpate în zona structurală Țicleni Nord în care sunt cantonate zăcămintele de hidrocarburi, aparțin următoarelor coloane stratigrafice:

Sarmațian VII (Sa VII) depus deasupra complexului Sa VIII (inundat în sectorul nordic al structurii Țicleni) este constituit predominant dintr-o alternanță de strate subțiri (0,5-3,0 m) de nisipuri marnoase, marne nisipoase și gresii marnoase. Uneori, zonal, se remarcă o tendință de trecere spre un facies mai nisipos, în special în baza complexului.

Grosimea acestui complex variază în limite de la 60 m la 100 m.

Sarmațian VI (Sa VI), depus peste Sarmațianul VII, are în componență, în special după constituția litologică, a proprietăților de înmagazinare și curgere, două pachete notate de jos în sus VIb’ și VIb.

pachetul Sarmațian VIb’ (Sa VIb’) se dezvoltă lenticular, în zona nord-vestică a sectorului structural, constituind principalul obiectiv al structurii. Pachetul Sarmațianului (Sa VIb’) prezintă caracteristicile litostratigrafice cele mai favorabile acumulării hidrocarburilor. Grosimea lui variază de la 20 m până la 40 m, fiind constituit din gresii și nisipuri consolidate cu intercalații subțiri marnoase.

pachetul Sarmațian VIb (Sa VIb), se dezvoltă pe întreaga zonă structurală având în bază fie complexul Sa VII, fie pachetul SaVIb’. Grosimea lui variază în limite de circa 40-50 m fiind constituit în principal dintr-o alternanță de nisipuri și gresii nisipoase, cu filme marnoase cu grosimi variabile de circa 0,5-1,0 m.

Sarmațian V (Sa V), este format din trei pachete notate de jos în sus:

pachetul Sarmațian Vc (Sa Vc) are grosimi ce variază în limite largi de 30-110 m ca urmare a faptului că în zonele coborâte structural în seria de sedimentare apar termeni noi. Litologic se caracterizează printr-un facies predominant nisipos-grezos, cu rare și subțiri intercalații marnoase, cu aspect masiv și uniform dezvoltat în zona nordică, cu tendințe evidente de trecere spre un facies marno-nisipos în zona sudică;

pachetul Sarmațian Vb (Sa Vb) cu o grosime constantă pe întreaga zonă, circa 10-15 m, este predominant nisipos cu slabe intercalații marno-argiloase;

pachetul Sarmațian Va (Sa Va) este situat la partea superioară a depozitelor sarmațiene fiind predominant nisipos cu zone de marnizare locală. Grosimea variază în limite de circa 10-15 m.

TECTONICA

Structura Țicleni este un anticlinal asociat cu un șariaj cu limită la sud de vârstă Miocenă.

Zona structurală Țicleni Nord se prezintă ca prelungirea nordică a periclinului structurii Țicleni, separarea de restul structurii Țicleni realizându-se convențional având în vedere schimbările litofaciale și proprietățile de înmagazinare și curgere.

Zăcămintele de țiței cu gaze dizolvate cantonate în complexele sarmațiene sunt stratiforme cu înclinări mici (2-50) în capcane stratigrafice și litologice (anexele 3a-e).

Contactele țiței/apă sunt marginale.

Hărțile structurale întocmite la nivelul fiecărui obiectiv evidențiază dezvoltarea acestora, cu mențiunea că Sa VIb’ are aria de dezvoltare numai în zona nord-vestică a structurii, având practic caracteristicile unei acumulări lenticulare (anexa 1 a-d).

DISTRIBUTIA INITIALA A FLUIDELOR

Interpretarea stratigrafică secvențială, descrierea carotelor și analiza petrofizică, cât și probele de producție efectuate ne conduc la concluzia unui colector heterogen din punct de vedere litologic. Astfel, în cazul în care nu s-au putut preciza contacte ferme între fluide datorită intercalațiilor cu apă liberă existente în start s-au delimitat convențional, pe baza rezultatelor probelor de producție, zone saturate cu țiței și delimitate de contururi productive.

În cadrul complexului Sarmațian VII s-au evidențiat două zone saturate cu țiței pentru care s-au estimat pe baza probelor de producție următoarele contacte țiței-apă:

zona nordică: 1285 m.s.n.m. pe baza probelor din sondele 68;

zona centrală: 1245 m.s.n.m. pe baza rezultatelor probelor în sondele 53, 54, 860, 838, 879, 903.

În cadrul complexului Sarmațian VI, zăcământul cantonat în pachetul SaVIb’, localizat în zona nord-vestică a structurii, contactul țiței/apă a fost estimat la adâncimea de 1245 m.s.n.m. după sondele 62, 63, 64, 67, 824, 827, 900, 6022, 6026.

Zăcămantul cantonat în pachetul Sa VIb, cu cea mai mare întindere în suprafață, este delimitat de un contur productiv din care s-au exclus sondele care au dat apă la probele de producție, sau au indicații negative pe diagrafiile electrice.

Probele de producție pozitive, cele mai coborâte din acest pachet s-au situat la adâncimea de 1196 m.s.n.m. în sondele 800, 841, 818, 881.

Acumulările de hidrocarburi la nivelul complexului V sunt în cadrul pachetului Sa Vc

și, local, în Sa Vb.

Pentru zăcământul Sa Vc, pe baza probelor de producție efectuate în sondele 84, 435, 440, 441, 390, 809, s-a estimat un contact țiței-apă la circa 1105 m.s.n.m.

La zăcământul Sa Vb, epuizat, produs doar prin sondele 645 și 550 a fost estimat un contact țiței-apă la 1064 m.s.n.m. (anexa 4e).

De asemenea în stabilirea contactului țiței-apă, s-au folosit rezultatele probelor care au deschis exclusiv obiectivul respectiv.

Aceste valori au rămas nemodificate față de studiul anterior.

În tabelul 1 sunt prezentate sintetic valorile contactelor între fluide pe obiective.

Distribuția contactelor dintre fluide

Tabelul 1

Capitolul III: PRINCIPALELE CARACTERISTICI ALE

MODELULUI DE ZACAMANT

Prin model de zăcământ se înțelege reprezentarea schematică și incompletă a zăcământului real, încorporând un grad mai mare sau mai mic de incertitudine, datorită calității, numărului

șireprezentativității datelor de bază supuse interpretării, precum și datorită cunoștințelor și experiențeiinterpretatorului care elaborează modelul.

Un astfel de model înglobează totalitatea informațiilorgeologice, fizice și hidrodinamice existente la data de referință a studiului: tipul și geometriaacumulării, condițiile inițiale de temperatură și presiune, caracteristicile fizico-chimice ale fluidelorde zăcământ și ale rocii colectoare, evoluția cu timpul și producția a presiunii de zăcământ, respectivmecanismul natural de dezlocuire, etc.

Deoarece în diferite etape ale cunoașterii zăcământului volumul acestor informații nu este același, modelul de zăcământ are un caracter dinamic.

3.1. MODELUL FIZIC AL ZACAMANTULUI

3.1.1. PRESIUNEA INIȚIALĂ ȘI TEMPERATURA DE ZĂCĂMÂNT

Cunoasterea presiunii de zacamant este necesara pentru alegerea densitatii fluidelor de traversare a

stratelorproductive, determinarea capacitatii energetice a zacamantului, prevederea comportarii in exploatare, etc

Presiunea litostatica reprezinta greutatea sedimentelor de vdeasupra punctului considerat pe unitatea de

Suprafata, fiind dat de relatia:

pl = ρr g H,

unde ρr reprezinta densitatea aparenta a rocilor de deasupra punctului de adancime H. Datele initiale cu privire la presiune sunt:

pi= │grad.p│. H

Aceasta relatie arata ca presiunea variaza cu adancimea unde:

pi – presiunea initiala (at);

│grad.p│- gradient de presiune (at/m) Temperatura de zacamant se calculeaza cu relatia:

T = T0 │grad.T│. H

Unde:

T – temperatura medie a zacamantului,(0C/);

│grad.T│- gradient geotermic (0C/m);

T0 – temperatura medie anuala de la suprafata T0 = 10…..150C

Pentru determinarea presiunii initiale si a temperaturii de zacamant s-au luat in considerare masuratorile si a fost stabilită pe baza gradientului mediu calculat pentru zona Țicleni (0,110 at/m), din măsurătorile de presiune (Anexa 7)

Măsurătorile de temperatură conduc la un gradient mediu de 3,15°C/100 m sau, o treaptă geotermică de 31,7 m/°C .

Pe baza valorilor gradientilor de presiune si temperatura au fost determinate presiunea initiala si temperatura de zacamant la adancimea medie a fiecarei unitati hidrodinamice, conform tabelului;

Valorile presiunilor inițiale și temperaturilor de zăcământ

Tabelul 2

*) S-a considerat o elevație medie de 245 m.

S-au apreciat valori inițiale de 100347 at pentru presiunea inițială și de 4088 oC pentru temperatura de zăcământ.

ROCA MAGAZIN SI SISTEMUL ROCA-FLUID

Caracterul sedimentologic si petrografic

Pentru stabilirea caracterului sedimentologic și petrografic al rocii magazin din zăcămintele structurii Țicleni s-au analizat datele oferite de analizele petrografice ale carotelor și investigațiile geofizice.

Zăcămintele din complexele Sarmatianului sunt cantonate în depozite constituite din nisipuri și gresii cu un grad mai mare sau mai mic de consolidare, de granulație de la fină la mijlocie, rareori grosieră, între care se intercalează frecvent marne, marne nisipoase și gresii calcaroase.

Fluidele conținute în zăcământ au fost studiate, pentru toate complexele productive, pe baza analizei PVT a unei singure probe extrasă în condiții de zăcământ din sonda 41, din complexul Sa VII (Anexa 8). Aceasta a introdus unele mici inexactități întrucât valorile de temperatură din complexele superioare precum și compoziția chimică și densitatea țițeiului sunt diferite față de cele din complexul Sa VII.

Țițeiul acumulat se încadrează în grupa țițeiurilor ușoare având temperaturi de congelare negative și densități de 833 – 888 kg/mc (Anexa 9).

Gazele ieșite din soluție au un conținut în metan de 86 – 92% vol (Anexa 10).

Apele din zăcământ (Anexa 11) sunt de tip clorură de calciu, grupa cloruri, subgrupa sodiu, cu o mineralizare totală de 56-132 g/l și duritate mare, prezentând tendința de depunere de carbonați în condiții de schimbare a presiunii și temperaturii.

Roca magazin, studiată în detaliu sub aspect petrofizic și mineralogic, este descrisă ca o alternanță de gresii și nisipuri de diferite granulații și cu grade diferite de sortare cu intercalații marnoase și marno-grezoase cu grosimi variabile.Parametrii fizici ai colectorului au fost studiați din analize de laborator pe 91 de eșantioane din Sarmațianul productiv (Anexa 12), dar și din interpretarea cantitativă a diagrafiilor geofizice complexe (Anexele 13 a – b) înregistrate în cinci sonde (486, 442, 444, 748 și 880).

Valorile parametrilor obținuți din analizele de carote, în special privind porozitatea și saturația în apă interstițială, au condus la unele inadvertențe în valorile medii rezultate din calcul, motiv pentru care s-au adoptat valori rezultate din interpretarea cantitativă a diagrafiilor geofizice complexe.

Parametrii rocii magazin si ai sistemului roca-fluid

Pentru aprecierea valorilor medii ale parametrilor rocii magazin si sistemului roca- fluide, pe formatiuni, s-a dispus atat de rezultate ale analizelor de carote, cat si de informatiile obtinute din interpretarea geofizica.

Porozitatea

Porozitatea reprezinta proprietatea rocii de a prezenta spatii goale(pori). Se masoara prin coeficientul de porozitate (m) definit ca fiind raportul dintre volumul spatiilor goale din roca (Vp) si volumul brut al rocii(Vb):

m = =

Porozitatea absoluta (ma) reprezinta volumul spatiilor goale din roca, atat al porilor comunicanti (Vpc) cat si al porilor necomunicanti (Vpn):

m = =

Porozitatea efectiva (mef) reprezinta numai volumul porilor comunicanti(Vpc):

mef =

Cunoasterea porozitatii efective este necesara in calculul resurselor geologice, la stabilirea capacitatii energetice a zacamantului, la alegerea metodei de intensificare sau imbunatatire a recuperarii etc.

Porozitatea dinamica(md) reprezinta numai volumul porilor prin care are loc curgerea apei in zona saturata cu titei:

md = m.δ

unde: δ – este factorul de utilizare a volumului de pori, prin care se ia in considerare incompleta dezlocuire a titeiului in zona de amestec titei-apa.

Porozitatea este functie de timp si natura rocilor.

ma > mef > md

La adancimi mari, rocile colectoare au porozitati mai reduse decat a rocilor situate la adancimi mici.

Din punct de vedere geologic, porozitatea poate fi clasificata in doua categorii:

Porozitate primara(intergranulara) – alcatuita din pori formati odata cu roca in in timpul depunerii sedimentului;

Porozitatea secundara – alcatuita din spatiile goale formate ulterior, prin procese mecanice, fizice sau chimice( de compactizare si de fisurare). Dupa dimensiunile lor pot fi microfisuri sau macrofisuri.

Valoarea medie a porozitatii a fost determinata pe baza analizelor de carote si se calculeaza ca medie ponderata cu grosimea pachetelor.

m =

unde:

h1……hn – grosimea diferitelor strate din diagrafia geofizica de sonda, din care s-au extras carotele,(m);

m1…..mn – porozitatea medie efectiva a intervalului din care s-a extras carota,(%) ;

Porozitatea determina capacitatea de curgere in roca colectoare.

Factorii care afecteaza porozitatea sunt: forma dispunerea si dimensiunile particolelor, materialele de cimentare, presiunea litostatica

Legatura dintre porozitate si presiunea hidrostatica este redata in graficul de mai jos:

Fig.3 Relatia dintre porozitate si presiune hidrostatica

Presiune litostatica, psi

Porozitatea poate fi determinata prin mai multe metode:

Geofizice – toate metodele de investigare geofizica dau indicatii calitative, uneori semicantitative, utile pentru delimitarea formatiilor productive, dar mai putin folosite pentru evaluarea resursei;

Hidrodinamice, mai putin exacte in ceea ce priveste porozitatea mult mai exacte in ceea ce priveste capacitatea de curgere(permeabilitatea0;

De laborator pe carote, cele mai exacte, efectuate pe esantioane extrase din carote si care constau in determinarea a doua din cele trei volumenecesare calculului coeficientului de porozitate.

In tabelul 3 sunt date valorile porozitatii medii determinate pe baza analizelor de carote

Tabelul 3

Permeabilitatea

Permeabilitatea reprezinta proprietatea unui mediu poros de a lasa sa treaca prin e;l unul sau mai multe fluide. Permeabilitatea este functie directa a porozitatii dinamice a rocilor.

Permeabilitatea absoluta (k) se refera la curgerea unei singure faze fluide care satureaza singura si in totalitate mediul poros(single-phase flow). Curgerea este o curgere omogena. Roca este saturata integral cu fluidul care curge.

Permeabilitatea efectiva se refera la mobilitatea simultana a mai multor faze fluide si este o functie a caracterelor fizice ale mediului poros, natura fluidelor (gaz-apa,apa-titei,gaz- titei, etc.) si caracterul curgerii(lamionare sau turbulente). In cazul existentei mai multot faze ( in zacamintele de hidrocarburi doua maxim trei), nu toate in miscare, curgerea este eterogena. Cand este vorba de permeabilitatea efectiva trebuie sa se mentioneze fluidul la care se refera(Kt,Ka,Kg).

Permeabilitatea relativa (Kr) reprezinta raportul dintre permeabilitatea efectiva si permeabilitatea absoluta.

Permeabilitatea relativa este o marime adimensionala si ia valori intre 1 si 0. Cand mai multe fluide curg simultan prin acelasi colector, suma permeabilitatilor relative fata de acesta este mereu mai mica decat 1.

Permeabilitatea efectiva si cea relativa variaza functie de saturatia in fluide.

In conditii de zacamant permeabilitatea variaza atat pe directie paralela cat si perpendiculara pe liniile de curgere.

In functie de valorile permeabilitatilor, zacaminrele pot fi clasificate dupa cum urmeaza:

k<1Md – zacaminte cu permeabilitate foarte slaba;

1<k<10mD – zacaminte cu permeabilitate slaba;

10<k<50mD – zacaminte cu permeabilitate medie;

50<k<250Md – zacaminte cu permeabiliotate buna;

250<k – zacaminte cu permeabilitate foarte buna.

Relatia dintre permeabilitate si porozitate este redata mai jos:

Fig.4 Relatia dintre permeabilitate si porozitate

Valorile de permeabilitate s-au calculat, cu unele excepții, pe baza prelucrării statistice a rezultatelor analizelor de carote.

Pentru complexele la care nu s-a dispus de un suficient număr de analize, valorile de permeabilitate absolută s-au estimat prin corelații .

În tabelul următor se prezintă valorile de permeabilitate absolută pentru fiecare complex în parte.

Din acest tabel se observă că valorile de permeabilitate absolută acoperă o gamă largă de la 20 mD la 1.400 mD, conferind un indiciu despre productivitățile diferite ale complexelor.

Neuniformitate, anizotropie

Pe structura Ticleni , după domeniile de variație ale valorilor de porozitate și permeabilitate redate mai sus, rezultă un anumit grad de neuniformitate ale rocii rezervor.

Neuniformitatea se manifestă în principal litologic, manifestându-se variații litologice atât peorizontală cât și pe verticală. Această neuniformitate litologică se reflectă în final asupra proprietăților poros-permeabile ale orizonturilor productive, detrminând pentru fiecare o capacitate proprie de curgere și îmagazinare.

Anizotropia mediului poros la curgere este cauzat de faptul că peste calitățile permeabile primare ale rocii ( dobândite în procesul de sedimentare) se suprapune, secundar,

efectul activității tectonice( apariția unui sistem de microfisuri) care face ca, în toate zonele de dezvoltare a acestuia să existe o capacitate de curgere îmbunătățită.

O rocă alcătuită din strate omogene și izotrope, fiecare în parte, este întotdeauna anizotropă, iar coeficientul de anizotropie (Ca) este întotdeauna, uneori considerabil, supraunitară:

Ca =KII /K┴

Saturatia

Saturatia se exprima numeric ca raport intre volumul de fluid din pori si volumul total al porilor(%). In porii colectoarelor pot fi prezente urmatoarele fluide: apa(saturatia in apa), titei(saturatia in titei) si gaze(saturatia in gaze)

Sa = Va/Vp; St = Vt/Vp; Sg = Sg/Sp,

In volumul de pori pot coeexista toate cele trei fluide, dar suma lor va fi intodeauna 1 sau 100%.

Sa + St + Sg = 1

Saturatia medie a unui fluid reprezinta raportul dintre volumul efectiv ocupat de acest fluid dintr-un anunit volum de roca si volumul de pori comunicanti ai rocii:

Smed = Vf/Vp

Saturatia in apa interstitiala reprezinta saturatia in apa ce se stabileste in zona cu hidrocarburi cand intre gradientii hidrostatici, gravitationali hidrodinamici si capilari se realizeaza un echilibru.

Umectabilitatea reprezinta tendinta unui lichid de a adera la o suprafata solida in prezenta altui lichid. Umectabiliotatea se refera la interactiunea dintre fazele fluida si solida.

In general in zacamintele de hidrocarburi faza umectanta este apa.

Umectabiliotatea afecteaza forma curbelor de permeabiliotate relativa, Titeiul se misca mai usor in rocile umectate de apa decat in rocile umectate de titei.

Recuperarea primara este afectata de umectabilitate. Un sistem umectat de apa va avea o recuperare primara mai mare.

Recuperarea secundara este afectata de umectabiliotate. Un sistem umectat de apa va avea o recuperare mai mare prin aplicarea unui proces de injectie de apa.

Inhibarea este procesul de curgere a fluidului in care saturatia in faza umectanta creste si cea in faza neumectanta scade.

Drenajul este procesul de curgere a fluidului in care saturatia in faza neumectanta creste. Mobilitatea fazei neumectante creste pe masura ce saturatia acesteia creste.

Determinarea saturatiei medii a profilului productiv se face cu urmatoarea relatie:

n

∑(Sai)Aj j=1

S(ai)med = –––––

n

∑ Aj j=1

Aceasta relatie se utilizeaza in cazul colectoarelor cu grad ridicat de neuniformitate dupa saturatie, caz in care trebuie sa se construiasca harta cu izosaturatii. Deci S(ai) este saturatia medie dintre doua izolinii vecine, iar Aj este aria suprafetei dintre cele doua linii.

Cunoasterea saturatiilor in fluide este importanta in evaluarea resurselor si rezervelor de hidrocarburi si la prevederea comportarii zacamintelor in exploatare.

PROPRIETATILE FIZICE ALE SISTEMULUI FLUID

Proprietatile titeiului in conditii de zacamant

Proprietatile sistemelor de hidrocarburi si variatia acestora in timpul exploatarii zacamintului se studiaza prin masuratori directe in conditii de zacamant sau prin estimare pe baza unor relatii analitice sau diagrame de corelare.

Pentru intelegerea comportarii fluidelor(gaze, titei si apa) in conditii de zacamant este important sa cunoastemmodificarile ce au loc ca urmare a schimbarilor de Presiune,Volum, Temperatura.

Pentru analizarea acestor parametrii este necesara efectuarea unor analize de laborator pe probe de fluid obtinute din zacamint si pe legea universala a gazelor perfecte:

pVM = RT

Toate marile unități de cercetare în domeniul petrolului posedă instalații PVT de diferite tipuri și complexitate diferită (RUSKA, SHEEL, PRI, ICPT Câmpina, etc.).

Expansiunea în autoclavă se conduce la început în contact, cu păstrarea constantă a masei sistemului și apoi diferențial, cu eliminarea din celula autoclavei a gazelor ieșite din soluție la fiecare treaptă de presiune realizată, după stabilirea echilibrului dintre faze.

În funcție de complexitatea instalației numărul parametrilor determinați direct, prin cercetare este diferit. În principal se determină: volumul total al sistemului, volumul fazei lichide, presiunea inițială de vaporizare (presiunea de saturație), tensiunea interfacială, viscozitatea fazei lichide, factorul de neidealitate Z. Prin prelucrarea datelor obținute se determină: factorii (coeficienții) de

volum (monofazic și bifazic) rația de soluție, coeficientul de solubilitate densitățile și viscozitățile țițeiului și a gazelor asociate, coeficientul de compresibilitate al țițeiului.

În Anexele nr.1,2 și 3 sunt prezentate rezultatele a trei analize pVT pentru un țiței, efectuate cu autoclava RUSKA din dotarea Laboratorului „Fizica zăcămintelor” din ICPT Câmpina.

Rația de soluție reprezintă volumul gazelor în condiții standard (Stm3 )dizolvate intr- un volum de țiței în condiții de zăcământ (p,T) din care prin expansiune în contact, rezultă la rezervor un metru cub de țiței mort (fără gaze), deci la (p0, T0).

Rația de soluție se referă la cantitatea de componenți volatili dintr-un țiței , prin care prin expansiunea lui de la anumite condiții (p, T) la condiții de rezervor.

Relația de definiție pentru rația de soluție este data de relația:

rs= VGs0/VL0

unde:

VGs0= volumul de gaze dizolvate in conditii standard; VL0= volumul de titei mort (in conditii de suprafata);

Rația de gaze în soluție depinde de compoziția sistemului, de presiune și de temperatură.

Când presiunea de zăcământ este mai mare decât presiunea de saturație, rația de gaze

în soluție rămâne constantă. În acest caz sistemul este integral în fază lichidă și se numește nesaturat nu a început procesul de ieșire a gazelor din soluție.

Când presiunea de zăcământ este mai mică decât presiunea de saturație, rația de gaze însoluție descrește continuu. În acest caz țițeiul este saturat.

Reprezentarea grafică a rației de soluție în funcție de presiunea de zăcământ este redată mai jos:

Fig. 5 Reprezentarea grafica a ratiei de solutie in functie de presiunea de zacamant

Coeficientul de solubilitate – volumul normal de gaze eliberat din soluție la scăderea presiunii cu o unitatea .

Solubilitatea gazului în țiței este influențată de presiune, temperatură și natura țițeiului

solvent și gazului . Solubilitatea crește cu creșterea presiunii și scade cu creșterea temperaturii.

Solubilitatea este cu atât mai bună cu cât natura țițeiului și a gazelor sunt mai apropiate.

Valoarea

rației de soluție , la o anumită presiune, depinde de tipul de expansiune ( în contact sau diferențială ).

Variația rației de soluție are o mare influență determinând celelalte proprietăți ale

țițeiului.

Din punct de vedere al naturii țițeiului solvent, cercetările au arătat că solubilitatea crește pe măsură ce densitatea țițeiului descrește. O densitate scăzută a țițeiului indică prezența unei concentrații apreciabile a hidrocarburilor lichide de masă molară mică.

Cu cât masa moleculară este mai apropiată solubilitatea reciprocă este mai mare.

Un alt parametru care influențează solubilitatea este temperatura. Solubilitatea este mai mare la temperaturi mai mici.

Factorul de volum al țițeiului reprezintă raportul dintre volumul țițeiului la presiunea

și temperatura de zăcământ și același volum de țiței în condiții de suprafață.

bt= Vl/Vm

Pe măsură ce fluidul de zăcământ avansează spre suprafață, ca urmare a modificărilor de presiune și temperatură, gazele ies din soluție și țițeiul pierde din masă.

Factorul de volum al titeiului depinde de presiunea si temperatura la care se afla, si compozitia lui.

Când presiunea de zăcământ este mai mare decât presiunea de saturație, sistemul este integral lichid iar factorul de volum nu variază semnificativ.

Când presiunea de zăcământ este mai mică decât presiunea de saturație, factorul de volum nu scade continuu cu scăderea presiunii.

Reprezentarea grafică a factorului de volum al țițeiului este redată în graficul de mai

jos:

Fig.5 Reprezentarea grafica a factorului de volum al titeiul

Factorul de volum bifazic reprezintă raportul dintre volumul ocupat de țiței în condiții de zăcământ (cu gaze dizolvate în el) însumat cu volumul de gaze libere ieșite din țiței și volumul ocupat de aceiași cantitate de țiței în condiții de suprafață:

bt = Vl+Vg/Vl0

Coeficientul de compresibilitate al țițeiului reprezintă variația factorului de volum cu presiunea , la presinea de saturație și la presiunea inițială de zăcământ:

bts +bt0

β=───────

bts(p0 – ps)

Vâscozitatea țițeiului reprezintă rezistența la curgere exercitată de un fluid. Se măsoară în centipoise (cp).

Vâscozitatea depinde de compoziție, presiune și temperatură. Când vâscozitatea are valori mari rata de curgere este scăzută.

În graficul de mai jos este reprezentată relația dintre vâscozitatea țițeiului și presiunea de zăcământ:

Fig.7 Relatia dintre vascozitatea titeiului si presiunea de zacamant

Caracteristici în condiții de suprafață

Țițeiurile produse de zăcămintele structurii Țicleni Nord fac parte din grupa titeiurilor usoare avand temperaturi de congelare negative si densitati de 833-888kg/mc.

Punctele de congelare prezintă valori negative ale punctelor de congelare (-18 -19oC).

Viscozitatea cinematică prezintă valori medii la 20oC (18,95,9 cSt), ceea ce indică o bună fluiditate la temperaturi superioare celei de congelare.

Caracteristicile gazelor produse, determinate cromatografic, sunt ale unor gaze în care componentul major este metanul (cu valori cuprinse între 86% și 92% vol.), conținutul de hidrocarburi C3+ fiind de 75  199 g/Nm3, ceea ce le conferă caracterul unei foarte bune materii prime pentru degazolinare.

Apele de zăcământ sunt de tip clorură de calciu cu mineralizații cuprinse între 56g/l și 132,1 g/l.

pH-ul ușor acid 5,8  6,6, dă o indicație asupra corosivității apei de zăcământ asupra echipamentelor de extracție.

Proprietățile gazelor în condiții de zăcământ

Parametrul determinat din cercetare este variația factorului de abatere, Z, cu presiunea la temperatura de zăcământ. Forma tipică a factorului z este redată în figura de mai jos:

Fig.8 Forma tipica a factorului z

Legea generală a gazelor perfecte, corectată cu factorul de abatere z, poate fi aplicată gazelor reale. Factorul de abatere variază cu compoziția sistemului, presiunea și temperatura. Factorul z mai este cunoscut și ca factor de compresibilitate.

Cu ajutorul factorul Z se calculează:

Variația volumului cu presiunea – gazele fiind substanțe cu compresibilitate mare, la scăderea presiunii volumul lor crește considerabil.

Factorul de volum al gazelor reprezintă volumul de gaz în condiții de zăcământ ( p,T) necesar pentru a produce un volum standard de gaz la suprafață.

bg= Vg/Vg0

bg= z. ρ0/ρ + T/T0

unde: z – factorul de abatere de la legea gazelor

Coeficientul de compresibilitate al gazelor – scăderea volumului unei unități de volum la creșterea presiunii cu o unitate la temperatură constantă:

Vâscozitatea gazului – rezistența la curgere exercitată de un fluid.

Vâscozitatea hidrocarburilor gazoase este mai redusă decât cea a hidrocarburilor lichide.

Vâscozitatea gazelor depinde de compoziția acestora, prezența unor componenți mai grei sau a unor impurități conduc la creșterea vâscozității. Ambele densități se măsoară la aceiași temperatură și presiune , de obicei 60F și la presiunea atmosferică.

Pe masură ce presiunea de zăcământ scade vâscozitatea gazului crește.

Greutatea specifică a gazului este raportul dintre densitatea gazului și densitatea aerului.

ϒg= ρg/ρa

Pentru structura Ticleni nord gazele dizolvate în țiței au în principal metan ( 84,39 – 76,32%mol), nu prezintă compuși cu sulf, conținutul în azot este de aproximativ 0,2- 0,23%mol, iar conținutul în CO2 variază între 0,21-0,31%mol.Se remarcă un conținut relativ mare de C3+ ( 240-449 gr/Sm3 ).

Proprietățile apelor în condiții de zăcământ

Acumulările de hidrocarburi sunt însoțite de o cantitate de apă cu care se află în echilibru.

Apa există atât în zona productivă, în contact intim cu hidrocarburile ca apă ireductibilă, cât și în zona adiacentă (acviferul). Ele conțin în diferite cantități și proporții, minerale dizolvate ori sub formă coloidală.

Mineralizația apelor de zăcământ – conținutul în corpi străini exprimat ponderal în mg/l pentru fiecare anion și cation. Este rezultatul acțiunii de dizolvare pe care apa o realizează în

circuitul său prin natură. Exprimarea conținutului în corpi străini se face printr-o unitate comună, ionul echivalent de hidrogen reactiv, ri = masa hidrogenului care s-ar substitui masei elementului găsit prin analiză, ai, de masă atomică pi și valență ni:

ri=ai(ni/pi) = aiki;

unde ki este coeficient de reacție.

Într-o apă neutră , cum sunt în general apele de zăcământ, suma echivalenților cationilor este egală cu suma echivalenților anionilor.

Compoziția apelor mineralizate dintr-o regiune petroliferă poate da informații proveniența lor și ajută la identificarea apelor de zăcământ. Prezența ionilor de Brom și Iod indică existența și intensitatea vieții îm mediul de formare a hidrocarburilor.

Proprietățile apelor de zăcământ: coeficientul de volum, densitatea, compresibilitatea,

vâscozitatea,. La variația presiunii, efectul compresibilității asupra volumului apei depășește efectul ieșirii gazelor din soluție, ca urmare volumul crește cu scăderea presiunii.

Densitatea apelor de zăcământ variază în limite largi (1030 – 1180 kg/m3) fiind determinată de mineralizație, temperatură și presiune. Prezența gazelor în soluție determină o scădere destul de importantă a densității apei, indiferent de gradul de mineralizare

Viscozitatea apelor de zăcământ este influențată puțin de presiunea, în schimb creșterea

temperaturii reduce semnificativ viscozitatea acesteia prin micșorarea frecării intermoleculare. La aceeași temperatură viscozitatea apei crește cu creșterea mineralizației.

Greutatea specifică a apei de zăcământ este raportul între densitatea apei de zăcământ

și densitatea apei pure.

Factorul de volum al apelor de zăcământ reprezintă raportul dintre volumul unei mase de apă aflată în zăcământ și volumul aceleiași mase de apă aflate în condiții standard.

Prin scăderea presiunii sub valoarea presiunii de saturație gazele ies din soluție, însă datorită solubilității lor reduse în apele mineralizate, contracția fazei lichide este relative mică și nu poate contrabalansa efectul compresibilității, astfel că factorul de volum al apei crește.

Fig.9 Relatia dintre factorul de volum al apei si presiunea de zacamant

Pentru analiza apei de zăcământ au fost prelevate mai multe probe de la mai multe sonde de

pe structura Ticleni Nord , rezultând că aceasta este de tip clorură de calciu, grupa cloruri, subgrupa

sodiu, cu densitatea cuprinsă între 1041-1091 kg/m3 , iar mineralizația între 55,65 și 140,66gram/ litru.

Sistemul hidrocarburi – apă.

Apa este prezentă invariabil în zăcăminte, fiind asociată sistemului de hidrocarburi. În

condițiile de presiune și temperatură întâlnite frecvent cele două sisteme apa și hidrocarburile sunt practic nemiscibile solubilitatea reciprocă fiind foarte mică.

Umiditatea gazelor este dată de conținutul în vapori de apă al acestora. Este în funcție de compoziția gazelor, presiune, temperatură și mineralizația apei. În anumite condiții de presiune și temperatură, sistemele apă-gaze conduc la apariția criohidraților, care sunt compuși chimici, relativi labili, de forma CnH2n+2 mH2O, unde n = 1…4, iar m = 6, 7.

Emulsiile apă-țiței – sisteme disperse formate din două lichide nemiscibile din care unul se află într-o stare înaintată de dispersie. Tipuri de emulsie: apă în ulei, ulei în apă, multiplă.

Distrugerea emulsiilor (dezemulsionarea) constă în separarea printr-un procedeu fizic, chimic sau fizico-chimic a apei din țiței.

În tabelul nr. 4 sunt prezentate principalele valori ai parametrilor rocii magazine și sistemului rocă-fluid utilizate în calcul

Cu aceste valori s-au calculat presiunile inițiale și temperaturile de zăcământ pentru fiecare zăcământ în parte. Aceste valori sunt prezentate în tabelul 5.

Caracteristici geologice și fizice principale ale zăcămintelor

Tabelul 5

Capitolul IV: CALCULUL RESURSELOR

4.1. Calculul resurselor si rezervelor de titei si gaze

Prin zacamant de petrol se intelege o acumulare naturala de petrol dintr-o capcan, acumulare care poate fi exploatata in conditii de eficienta economica, folosind tehnologia si legislatia in vigoare.

Zacamantul este constituit din una sau mai multe unitati hidrodinamice, care la randul lor sunt formate din zone saturate cu hidrocarburi – zonele productive- si din zonele saturate in totalitate cu apa – acviferele- acestea din urma fiind in comunicatie hidrodinamica cu primele.

Ounitate hidrodinamica se afla sub un singur sistem de presiune, orice perturbatie a acestuia transmitandu-se in timp in intreg sistemul.

Resursa geologica de petrol reprezinta totalitatea cantitatilor sau volumelor de petrol din acumularile naturale descoperite si nedescoperite, prognozate pe structuri neevidentiate, presupuse pe baza unor considerente geostatice, ce ar putea fi descoperite in cadrul unitatilor structurale majore.

Resursa geologica initiala reprezinta totalitatea hidrocarburilor(volume, cantitati) fluide estimate fi existente intr-un rezervor inaintr de inceperea exploatarii acestuia.

Rezervele de petrol reprezinta acea parte din din resursa geologica ce poate fi extrasa din zacamant pana la sfarsitul vietii zacamantului, printr-o varianta de exploatare sau prntr-o succesiune de variante de exploatare, in conditiile tehnico-economice corespunzatoare, folosindu-setehnologii curente.

Evaluarea resurselor geologice initiale se va face pentru fiecare din zacamintele apartinand zacamintelor comerciale, iar rezervele vor fiestimate pentru obiective de exploatare ( unul sau mai multe zacaminte puse in comunicare hidrodinamica pe parcursul exploatarii).

Rezervele se revizuiesc pe masura obtinerii de noi date geologice si/sau de exploatare sau a modificarii conditiilor tehnice si economice.

Clasificarea rezervelor dupa gradul de cunoastere si dupa /in functie de mecanismul de dezlocuire si de statutul categoriilor de rezerve.

Gradul de cunoastere a rezervelor reprezinta o masura a certitudinii, care poate fi atribuita cantitatii si calitatii rezervelor evaluate.

Dupa gradul de cunoastere realizat, rezervele se clasifica in categoriile: dovedite, probabile si posibile.

Se clasifica in categoria dovedite rezervele zacamintelorin curs de exploatare, cat si celeal caror stadiu de investigarepermite proiectarea exploatarii, Se admite o probabilitate90%(+/-10%) fata de rezervele evalute.

Se clasifica in categoria probabile rezervele al caror grad de cunoastere nu intruneste conditiile de clasificare vdovedite, dar care se apreciaza ca se vor recupera in viitor din resursele geologice, in conditiile tehnice cunoscute si economice estimate.

Se clasifica in categoria posibile rezervele considerate ca se vor putea extrage din resurse geologice evaluate pe structuri cunoscute pe baza datelor geologice si ingineresti, obtinute prin lucrari de cercetare geologica in zona sau pe zacaminte adiacente.

In ce prveste incertitudinea datelor de baza , pe structura Ticleni Nord, se poate afirma urmatoarele:

curba gradienta a carotajului electric nu reflecta intodeauna continutul in fluide al stratulor;

parametrii fizici ai ricii magazin au fost determinati pe baza unui numar redus de carote, nu s-a dispus de diagrafii geofizice complexe;

parametrii fizico-chimice ai fluidelor in conditii de zacamant au fost stabiliti pe baza unor corelatii existente in literatura de specialitate;

perforarea neselectiva a sondelor ce a condus la imposibilitatea unei separari corecte a cumulativelor de titei si gaze pe orzonturi productive.

Resursele geologice initiale de hidrocarburi u fost calculate prin metoda volumetrica pe baza imaginii geologice prezentate in anexa nr.4.

Metoda volumetrica implica determinarea din 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 initiala de titei este data de expresia:

N=

Unde:

Ap – aria suprafetei productive, m2; h – grosimea efectiva medie;

m – porozitatea zacamantului,%; Sai – saturatia in apa interstitiala,%; bt – factorul de volum al petrolului;

ϒ- greutatea specifica in conditii de suprafata.

In tabelul 6 sunt prezentate ariile marginite de izobate, obtinute prin planimetrare si convertire cu coeficientul de scara.

Tabelul 6

Vb=Azac. ∆H=43.8×386.22/2=6565.74ha=6565.74×104=65657400m3

(4.2.)

N=0.23833+x65657400x0.70/1.126=10204302.84 m3 titei N=10204302.84×0.851=8683861.71 tone titei

Rezerva geologica de gaze dizolvate se obtine din relatia: Gd=N·rsi=8683861.71×50 =434193085.92m3N.

Figura 4. Harta structurala

Capitolul V: ISTORICUL EXPLOATARII

5.1 REFERITOR LA SONDE

Constructia si amplasarea sondelor.

Construcția sondelor se referă la modul în care se realizează comunicarea strat productive-sondăde extracție.

Dacă sonda este netubată comunicarea are loc pe întreaga grosime a stratuluiproductiv, se spune că sonda este perfectă din punct de vedere hidrodinamic. Acest caz este destul derar în practica exploatării. În mod curent , după traversarea stratului productiv, sonda se tubează, se cimentează în spatele coloanei, iar comunicarea strat – sondă are loc prin intermediul perforaturilor.

În acest caz , se spune că sonda este imperfectă după modul de deschidere.

Amplasarea rațională a sondelor este acea amplasare care asigură producția maximă de țițeicu cheltuieli minime. Amplasarea sondelor de țiței se face în funcție de modul de manifestare aenergiei de zăcământ , de regimul tehnologic de exploatare adoptat, de configurația geometrică azăcământului.

Zăcămintele de țiței de pe structura Ticleni Nord au fost puse în evidență în anul 1972 prin sonda42.

În funcție de caracterul sondelor și de perioada în care au fost săpate, pe structura Ticleni Nord sauutilizat următoarele programe de construcție:

construcția cu două coloane :

coloană de ancoraj de 12 3/4, 10 3/4 sau 8 5/8 in , fixată la cca. 500-900m;

coloană de exploatare de 5 3/4 sau 5 1/2 in, tubată la adâncimea finală.

construcția cu trei coloane :

coloană de ancoraj de 16 5/8, 13 3/8 sau 12 ¾ in, fixată la cca. 140-850m;

coloană tehnică de 9 5/8 sau 8 5/8;

coloană de exploatare de 5 3/4 sau 51/2 in, tubată la adâncimea finală.

La unele sonde care au interceptat formațiunea productivă în zonă inundată cu apă sau carenu au întâlnit obiectivul geologic de interes s-a renunțat la tubarea coloanei de exploatare.

Fluidele de foraj utilizate în timpul forajului au fost:

de tip dispersat, cu densități cuprinse între 1150 și 1400 kg/m3,utilizat de la suprafață până la

de tip dispersat, cu densități cuprinse între 1060 și 1350 kg/m3,utilizat pentru traversareaformațiunii productive.

Din punct de vedere al metodei de foraj folosite, sondele săpate pe structură pot fi grupate, îndouă categorii:

sonde verticale , săpate cu tehnologia clasică ( foraj rotativ vertical cu masa);

sonde deviate, la care unghiul de înclinare a fost inițiat și crescut cu turbina sau cu motoare submersibile de fund.

Principalele dificultăți în exploatarea sondelor și zăcămintelor de la Țicleni Nord sunt legate atât de natura zăcămintelor cât și de calitatea construcției sondelor.

Principala dificultate o constituie instabilitatea stratelor saturate cu țiței alcătuite din nisipuri slab consolidate în alternanțe cu marne și argile de grosimi mici. Aceasta atrage după sine curgerea nisipului în gaura de sondă odată cu punerea acesteia în producție ceea ce obligă la curățiri și spălări repetate prilejuind în foarte multe cazuri deteriorări ale filtrului sondelor și ale coloanelor de exploatare. Acesta este principalul motiv pentru care, în prezent, numai 28% din numărul sondelor devenite mijloace fixe se mai află în producție.

Operațiile efectuate de unitatea operativă pentru controlul nisipului (echipări de filtre și injecție de nisip cu rășină ALOREX) au dat totuși cele mai bune rezultate deși sunt cele mai costisitoare.

Cimentarea nereușită a multor coloane de exploatare a condus la apariția și creșterea procentului de apă în producția sondelor, apa provenind din strate acvifere intercalate sau suprapuse stratelor saturate cu petrol (ex. Sa Vc). Combaterea viiturilor de apă prin cimentări secundare sub presiune nu a reușit totdeauna să închidă sursa de apă.

Gabaritul sondelor, debite de fluide, presiuni diferentiale de fund.

Exploatarea zăcămintelor din structura Țicleni Nord a început în anul 1971 din complexul Sa Vb, iar complexele inferioare au fost puse în exploatare în anul 1977 și după aceea.

Debitele inițiale de țiței au fost în medie de 10-15 t/zi din complexul Sa Vib’ și ceva mai mici, din celelalte complexe.

Producția maximă de țiței s-a obținut în anul 1988 (423 t/zi prin 60 de sonde), după care aceasta a scăzut chiar dacă numărul de sonde a continuat să crească la 94 de sonde până în anul 1996.

Sondele au produs cu presiuni diferențiale, în medie, în jur de 35 at.

Rația medie gaze-țiței a avut valori de 150-450 Smc/mc, scăzând la 100 Smc/mc pe măsura creșterii numărul de sonde în producție.

Încă de la începutul exploatării sondele au produs cu procent de apă de 25%, crescând după anul 1992 până la valori de 60 – 70%.

Până la 01.01.2009 s-au produs din zăcământ 1687 mii tone țiței, 209,4 mil. Smc gaze

și 1211 mii mc apă.

Factorii de recuperare realizați la aceeași dată sunt de 17,5% pentru țiței și 37,2% pentru gaze.

Debitul mediu de țiței pe sondă, după ce numărul de sonde în producție a crescut semnificativ, a avut valori maxime de 7,5 – 8 tone/zi, în perioada 1987 – 1988, după care a înregistrat o scădere continuă chiar dacă numărul de sonde în producție a continuat să crească. În prezent, debitul mediu de țiței pe sondă este sub o tonă pe zi dacă se au în vedere toate sondele încadrate în categoria „productive” și are valoarea de 1,6 tone/zi luând în considerare numai sondele care produc efectiv.

La 01.01.2009, în fondul sondelor, erau înscrise 47 de sonde în producție dintre care 11 sonde funcționau în gaz-lift și restul de 36 sonde, în pompaj. În figura 3, se prezintă evoluția principalilor parametrii ai exploatării iar în anexa 14, evoluția producției sondelor active în prezent . Se remarcă, din graficele prezentate, că începând din anul 2008 debitul de țiței pe sondă medie a avut o creștere de la 1,4 t/zi la 1,65 t/zi fără ca numărul de sonde în producție să aibă variații importante. Explicația acestui fapt rezidă în îmbunătățirea tehnologiei de extracție, respectiv, în aplicarea programului Roll-Aut.

De asemenea variația, în limite foarte strânse, a rației gaze-țiței, în jur de 100 Smc/mc, poate indica prezența unui factor energetic cu influență pozitivă asupra presiunii de zăcământ.

Apa produsă odată cu țițeiul, fiind de natură tehnică, nu spune, practic, nimic cu privire la regimul de zăcământ.

Măsurătorile de presiune efectuate de la începutul exploatării arată o scădere a presiunii de zăcământ în toate complexele productive, ceea ce indică lipsa unei avansări importante a acviferului. Deși numărul de măsurători, începând din anul 2001 până în prezent, este foarte redus, evoluția presiunii de zăcământ, folosind și măsurătorile de nivel static, a putut fi totuși extrapolată, aceasta fiind în jur de 80 at la data prezentei lucrări. În anexele 7 a-b se prezintă numeric și grafic valorile presiunilor de zăcământ înregistrate, precum și o încercare de a media presiunile măsurate în sondele care au produs dintr-un singur complex. Se observă că această mediere poate fi făcută, aproximativ, în complexele Sa VII și Sa Vib, în celelalte complexe informațiile nefiind corelabile.

Întrucât exploatarea complexelor productive nu s-a făcut selectiv, contorizarea producției de țiței și gaze pe complexe nu poate fi făcută cu un grad de încredere suficient pentru a putea caracteriza productivitatea fiecărui complex. De aceea, indicatorii tehnici ai exploatării (tabelul5) au cea mai credibilă valoare dacă sunt calculați pe întreg zăcământul comercial. Totuși, se pot remarca două zone în care producțiile cumulative de la răzbire până în prezent sunt mai mari decât în restul zăcământului. În anexa 15 (harta cu situația actuală a exploatării) se prezintă variația producțiilor cumulative pe întregul zăcământ comercial. Se observă că cele două zone cu maxim de producții cumulative se plasează, una în flancul nordic al structurii, iar cealaltă, de dimensiuni și importanță mai reduse, în vecinătatea liniei de demarcație dintre structurile Țicleni Nord și Țicleni. Este adevărat că prima zonă cu productivități mai mari include suprafața productivă a complexului Sa Vib’ și aceasta poate fi una din cauzele comportării mai favorabile a sondelor în producție. Totodată, în aceeași zonă s-au desfășurat experimentele de injecție menționate anterior.

În zona sudică se remarcă destul de frecvent prezența complexului Sa VII deschis în sonde, precum și faptul că pe acest aliniament s-au injectat cantități mari de apă (peste 28 milioane mc) în complexul Sa VIII pentru zăcământul Țicleni. Patru dintre cele opt sonde de injecție (642 bis, 646, 647, 648) au continuat să injecteze volume importante de apă, chiar până în anul 1987. Nu este exclus ca injecția din sondele menționate să fi contribuit la menținerea presiunii de zăcământ în complexele Sa VII și Sa Vib, ca urmare a izolării precare a coloanelor acestor sonde. De altfel, presiunile de zăcământ măsurate în sondele 761, 772, 797, 818, 819, 844, 848, 873 și 907, situate pe flancul nordic, precum și cele măsurate în

sondele 438, 439, 754, 807, 821, 834 și 898, amplasate în sud, sunt cele mai mari indicând, totuși, o influență a proceselor de injecție menționate anterior.

Regimul de exploatare aplicat

Zăcămintele de țiței de la Țicleni Nord au început să fie produse în regim primar de dezlocuire a fluidelor conținute, prin destinderea elastică a sistemului rocă – fluide și detenta gazelor ieșite din soluție. Dezlocuire a fluidelor conținute, prin destinderea elastică a sistemului rocă – fluide și detenta gazelor ieșite din soluție.

Pentru creșterea recuperării țițeiului și menținerea unui ritm ridicat de exploatare s-au inițiat experimente de injecție de apă, pe flancul nordic al structurii, la complexul Sa Vib’, care se dovedise a fi cel mai productiv dintre toate complexele sarmațiene saturate cu țiței.

Experimentele au început în anul 1987 și s-au extins până în 1995 prin sonde plasate la contactul țiței-apă din zona nordică a zăcământului.

Debitele de apă injectată au fost crescute cu până la 15.000-20.000 mc/lună, iar presiunile de injecție au atins 80-120 at.

Până în anul 1995, s-au injectat circa 800.000 mc apă, fără să se poată decela un efect pozitiv notabil al acestui proces, motiv pentru care injecția de apă a fost considerată ca fiind neaplicabilă în condiții economice.

După anul 1995 procesul de injecție a continuat ca proces de evacuare a apei reziduale. Până la transferarea, realtiv recentă (2006 – 2007), a injecției de apă reziduală în formațiuni care nu dispun de saturații în hidrocarburi (Meoțian), s-au injectat aproximativ 2 milioane mc apă.

Motivele insuccesului injecției de apă ar putea fi următoarele:

saturația mare în apă interstițială (46%) a rocii magazin;

lipsa de continuitate a stratelor poros-permeabile saturate cu țiței, ceea ce a împiedicat transmisibilitatea între sondele de injecție și cele de reacție;

o cimentare precară a coloanei de 5 ½ la sondele de injecție, ceea ce face să nu se cunoască, de fapt, obiectivul care a receptat cea mai mare parte a apei injectate, cu atât mai mult cu cât calitatea apei nu a fost cea necesară pentru injecție;

Nu se poate preciza care este principala cauză pentru care acest proces nu s-a făcut simțit decât printr-o creștere relativă a procentului de apă până la 50% în sondele de producție, în timp ce factorul de înlocuire al fluidelor extrase s-a ridicat peste 80% în timpul procesului. Oricum, cea de-a treia cauză enumerată este sigură.

Stimularea debitelor de fluide extrase si injectate

Din cauza capacităților reduse de curgere la majoritatea sondelor au fost necesare tratamente de stimulare, atât la punerea în producție cât și în timpul exploatării.

Din analiza efectuată s-a constatat că, la traversarea formațiunilor productive, în timpul

forajului s-au folosit fluide cu densități necorelante cu gradul de depletare ceea ce a condus la blocări ale formațiunilor productive. Acest lucru este dovedit prin : presiuni diferențiale de fund mari, valori variabile ale efectului factorului skin determinate la cercetarea hidrodinamică a sondelor și nepunerea în producție a sondelor prin simplu pistonaj, ci după operații de stimulare. Tratamente de stimulare necesare au constat în băi acide și acidizări.

Pe măsura scăderii debitelor de țiței s-au efectuat fisurări , cu rezultate favorabile.

La sondele de injecție , datorită scăderii receptivității în timp, s-au efectuat operații de creștere a receptivității prin acidizări

Lucrari pentru mentinerea sondelor in productie

Din analiza fondului sondelor la data de 01.01.2009, rezultă că 25 de sonde așteaptă reparații capitale, iar alte 30 de sonde sunt casabile.

Față de fondul sondelor de la data de 01.01.2008, numărul sondelor aflate în producție a scăzut de la 58 la 47 sonde. Aceasta se datorește faptului că 8 sonde (439, 875, 877, 898, 850,

851, 776 și 6033) au trecut de la “producție” în categoria A.R.K. și alte 3 sonde (747, 832 și 809) au trecut în categoria “așteaptă intervenție”. Dintre aceste sonde, singurele care produceau debite de țiței de o tonă pe zi și mai mult, erau: 877, 775, 747 și 832 iar celelalte sonde înregistrau producții de 0,1 – 0,2 t/zi. De altfel, producția din luna decembrie 2008 a fost mai mare cu peste 200 tone țiței decât cea din decembrie 2007.

Situația prezentată impune aplicarea cu mai multă insistență a programelor de lucrări pentru menținerea debitelor sondelor la nivele ridicate și realizarea de recuperări cât mai mari.

În anexa 18, se propun lucrări la sondele încadrate în ARK pentru reactivarea acestora, precum și la sondele în producție vizând adiționarea sau retragerea acestora la obiective productive superioare. De asemenea, se propun lucrări de închidere a surselor de apă prin cimentări sub presiune și de introducere de filtre în gaura de sondă sau consolidare cu nisip și rășină ALOREX, după experiența șantierului.

La sondele în producție s-au propus 30 de operații de adiționare sau retragere la obiective superioare, însoțite sau nu de dezechipări, cimentări sub presiune sau cu oglindă, echipări cu filtre. Din prevederile de producție a rezultat că perforările adiționale sau în retragere urmează să se deruleze până în anul 2019. Este de înțeles că, anul executării operației, debitul de repunere în producție a sondei și celelalte operații care urmează să însoțească perforarea unei sonde la strate superioare vor putea fi stabilite, cel mai bine, la data executării operației și în funcție de producția și starea tehnică a sondei.

Pentru sondele în ARK s-au propus operații pentru a se încerca reactivarea acestora. S-a admis că executarea lucrărilor de reactivare la aceste sonde va avea loc până în anul 2011. De asemenea, s-a considerat că succesul operațiilor de reactivare reprezintă 40.

Capitolul VI: PROIECTAREA EXPLOATARII

ZACAMINTELOR DE TITEI IN REGIM DE

GAZE DIZOLVATE

In cazul zacamintelor de titei lipsite de cupola de gaze si cu acvifer active, destinderea gazelor iesite din solutie ramane singura forta care provoaca deplasarea titeiului prin mediul poros, catre talpile sondelor de extractive.

Metodele de prevedere a comportarii in exploatare au la baza unele ipoteze simplificatoare, fata de care modelele ar devein neutilizabile.Astfel: se considera colectorul ca fiind uniform si omogen; presiunea are acceasi valoare in oricare punct al zacamantului si orice variatie a presiunii se transmite instantaneu in intreg zacamantul; saturatia in titei este acceasi in orice punct al zacamantului; gazelle iesite din solutie difuzeaza uniform in zona productive si nu se strecoara catre partea superioara a zacamantului.

Parametrii care intereseaza in cazul proiectarii exploatarii in regim de gaze dizolvate sunt: ratia gaze-titei, cumulativul de gaze, debitul de titei pe fiecare etapa,saturatia in titei,factorul de recuperare. Metoda folosita in acest caz este cea integral grafica.

Zacamantul este plin de fluid( titei, gaze,apa) orice moment.

Ecuatia de bilant material: volumul de fluide ramase in zacamant+volumul de influx de apa patruns in acvifer+volumul corespunzator destinderii capului initial de gaze.

Se pleaca de la ecuatia de bilant material pentru faza gaze:

Nr0= ∆M+(N+∆N)r+∆Nbt0/bg+(N-∆N)(bt0-bt)/bg

Rezulta urmatorul cumulatiov de gaze:

∆M = N[(bt/bg-r)-(bt0/bg-r)]- ∆N(bt/bg-r)

Cumulativul de titei extras este dat de urmatoarea relatie:

∆N = V(ST0/bt0-St/bt)

Vom scrie relatiile pentru cumulativul de gaze si cel de titei pentru un metru cub volum de pori:

∆M` = Sto(r0/bto-1/bg)-St(r/bt-1/bg)

∆N= St0/bto-St/bt0-St/bt

Impunand treapyta de presiune, eliminam presiunea ca necunoscuta. Deci, cantitatea de gaze extrasae dintr-un metru cub de pori, corespunzatoare unei trepte de presiune, este:

∆(∆N`)n = S (r /b -1/b )-S (r/b )-M`

Aceasta este ecuatia dreptei. Ecuatia curbei va fi:

∆(∆M`)nn-1= ½((r-φψ)n-1+(r-φψ)n)(St0/bt0-St/btn-*∆N`n-1)

Algoritmul de lucru este urmatorul:

Plecand de la momentul tn-1, pentru care se cunosc toti parametrii exploatarii, se impume treapata de presiune pn-1-pn. Se allege ∆p= 10bar.

Se citesc din diagram Pvt, parametrii: r, bt, bg, µt, µg.

Se trece la rezolvarea grafica a sistemului de ecuatii.

Se determina permeabilitatile relative functie de S, pe baza unor relatii empirice(relatiile lui Corey):

– Se aleg trei valori de saturatie in titei mai mici decat saturatia initial in titei:

st`=0.62 st”=0.61 st”’=0.60

Se calculeaza saturatia normalizata(Sn`):

Sn`= st`/1-Sai=0.62/1-0.35= 0.954

Sn”= st”/1-Sai=0.61/1-0.35= 0.938

Sn`”= st’”/1-Sai=0.60/1-0.35= 0.923

– Se calculeaza permeabilitatile relative(krt`) in functie de Sn pe baza unor relatii empirice fata de apa si titei:

krt`= (Sn`)4 = (0.954)2= 0.828

krg`=(1-Sn`)2-(1-Sn`2)=(1-0.954)2-(1-0.9542)=8.805.10-5

krt”= (Sn”)4 = (0.938)2= 0.776

krg”=(1-Sn”)2-(1-Sn”2)=(1-0.938)2-(1-0.9382)=1.155.10-5

krt`= (Sn’”)4 = (0.954)2= 0.828

krg`=(1-Sn’”)2-(1-Sn’”2)=(1-0.923)2-(1-0.9232)=1.142.10-5

– Se calculeaza functia de saturatie(ψ(St) pentru cele trei saturatii:

Ψ(Sn `) = krg`/krt`=8.805.10-5/0.828=1.06.10-5

Ψ(Sn “) = krg”/krt”=1.155.10-5/0.776=1.489.10-5

Ψ(Sn ’”) = krg’”/krt’”=8.805.10-5/0.828=1.06.10-5

– Se presupune ca ∆M0’ este 0 pentru etapa1 si atunci ecuatia dreptei va fi:

(∆M0’)10=St0(r0/bt0-1/1gn)-St’(r1n/b1tn-1/b1gn)-M’n-1=0.63(51.08/1.138-1/0.032)- 0.62(48.86/1.032-1/0.032)- 0=0.990

(∆M0’)10=St0(r0/bt0-1/1gn)-St’’(r1n/b1tn-1/b1gn)-M’n-1=0.63(51.08/1.138-1/0.032)- 0.61(48.86/1.032-1/0.032)- 0=1.112

(∆M0’)10=St0(r0/bt0-1/1gn)-St’’’(r1n/b1tn-1/b1gn)-M’n-1=0.63(51.08/1.138-1/0.032)- 0.60(48.86/1.032-1/0.032)- 0=1.235

Se rezolva ecuatia curbei pentru cele trei valori ale saturatiei, considerandu-se pentru etapa1, ∆N’=0:

(∆M’)1 =1/2((r-φψ) +(r- φψ(S’ ) (S /b -S /b –

∆N’0)=1/2((51.08+3968)+(48.863852.1.06.10-5))(0.63/1.138-0.62/1.123-0)=0.338

(∆M’)1 =1/2((r-φψ) +(r- φψ(S’ ) (S /b -S /b –

∆N’0)=1/2((51.08+3968)+(48.863852.1.06.10-5))(0.63/1.138-0.61/1.123-0)=1.231

(∆M’)1 =1/2((r-φψ) +(r- φψ(S’ ) (S /b -S /b –

∆N’0)=1/2((51.08+3968)+(48.863852.1.06.10-5))(0.63/1.138-0.60/1.123-0)=1.825

Din reprezentarea grafica a solutiilor celor doua ecuatii si din intersectia lor rezulta

∆(∆M’)10=0.8613 si St=0.6192. Se va recalcula permeabilitatea relative fata de titei si fata de gaze:

S=st/1-Sai= 0.6192/1-0.35=0.883

Kt=S4=0.8834=0.608

kg=(1-S2)-(1-S)2=(1-0.8832)-(1-0.883)2=0.779689-0.220311=6.866.10-5

ψ(S10)=kg/kt=6.866.10-5/0.608=2.71.10-4

Se determina cumulativul de titei extras pentru un metru cub de volum de pori:

∆N’= S1t0/bt10-S/bt1=0.65/1.138-0.883/1.123=0.021

Se calculeaza cumulativul de titei extras pentru Vpm3de volum de pori:

∆N= ∆N’.Vp=0.021.1232500=25883.

Se calculeaza cumulativul de gaze extras pentru un metru cub de volum de pori:

∆M’=∆(∆M’)10=0.8329

Se calculeaza cumulativul de gaze extras pentru Vpm3 de volum de pori:

∆M= ∆M’.Vp=0.8329.1232500

Debitul de titei corespunzator presiunii de saturatie:

Qto=85m3/zi

se calculeaza calculeaza debitul de titei la un moment dat corespunzator presiunii p1:

Qtn=Qtn-1(krt/µtbt)n/(krt/ µtbt)n-1=0.608.(0.608/1.123.11)/(0.986/1.138.10)=58,4m3/zi

debitul de titei mediu pe sonda este:

– qs-da=Qtn/nr.s-de= 58.4/2=29.7m3/zi

Factorul de recuperare pentru aceasta etapa este:

ɛ= (∆N1/N)100= 25883/915.103=2.83%

Ratia instantanee de gaze su titei:

RGT= r1+ψ01. ψ2=51.08.58.4.2.71.10-4.3852=52.124Nm3/m3

Debitul de gaze pentru aceasta etapa este:

Qgn= (RGT.Qtn)/γt=52.124.58.4/0.872=3490,9 Nm3/m3

Timpul in care presiunea scade de la presiunea de saturatie la treapta de presiune impusa este:

∆T=M/4 . Qtn . (r1+ r2+φψ1+ψ01. ψ2)=702548/4.58.4(51.8+48.86+0.3968+2.71.10-

4.3852=57zilCu aceste date se completeaza tabelul de mai jos:

Tabelul nr.7

Debitul unei sonde depinde de conditiile de zacamant(proprietatile rocii si fluidelor, mecanismul de dezlocuire, marimea zacamantului) si conditiile de suprafata( duze, separatoare, presiuni conducte).Productivitatea sondei depinde de proprietatile rocii si ale fluidelor, mecanismul de dezlocuire, regimul de curgere, gradul de blocare al formatiunii.

Indicile de productivitate pentru sondele de titei permite cunoasterea capacitatii de curgere(productivitatea) unei sonde. Este afectat de calitatea zacamantului(permeabilitate), factorul skin(reprezinta caderea de presiune din jurul gaurii de sonda ca urmare a unui process de alterare) si de perforaturile blocate sau slabe. Din calculele de mai sus se desprind urmatoarele concluzii: Presiunea de zacamant si indicile de productivitate pentru sondele de titeisunt in continuua scadere;

Ratia de gaze-titei a crescut pana la atingerea unui nivel maxim dupa care a inceput sa scada.

Capitolul VII: CRESTEREA FACTORULUI DE RECUPERARE PRIN INJECTIA DE APA

Injectia intraconturala a apei in exploatarea secundara

Petrolul absorbit in granulele rocii sau retinut de fortele capilare in interstitiile subcapilare nu este recuperabilin conditiile curgerii naturale(exploatare primara); pentru marirea recuperarii titeiului din zacamant se injecteaza in el apa prin care se realizeaza recuperarea secundara.

Recuperarea secundara reprezinta cantitatea de hidrocarburi care poate fi produsa prin adaugarea de energie suplimentara sistemului de fluide din zacmant.

Procesul de injectie de apa creste cantitatea de titei recuperatprin:

mentinerea presiunii in zacamant;

dezlocuire(spalarea) titeiului cu apa.

Retelele de sonde de injectie/productie au un efect mai pronuntat asupra dezlocuirii titeiului decat asupramentinerii presiunii de zacamant.

Reducerea presiunii de zacamant poate cauza aparitia unor fenomene. Cum ar fi:

expansiunea capului de gaze;

creerea unui cap secundar de gaze;

creerea unei saturatii in gaze in spatiul poros.

Injectia de apa poate impiedica aparitia acestor efecte. Factorii care influenteaza alegerea tipului de retea sunt:

amplasamentul actual al sondelor;

azimutul fracturilor;

anizotropia permeabilitatii;

geometria zacamantului;

injectivitatea;

planul de foraj de indesire;

etanseitatea coloanelor sondelor candidat la convertirea in injectie de apa.

Orientarea retelei de injectie este un element critic in proiectarea procesului de injectie de apa daca exista o directie preferntiala apermeabilitatii sau a fisurilor naturale. Orientarea gresita a retelei ar putea determina aparitia unor fisuri pe oanumita directie la injectia cu presiuni mai mari decat presiunea de fisurare.

Avand in vedere nivelul energetic scazut din zacamant si faptul ca in zona productiva exista un numar mare de sonde, injectarea de apa se va face intracontural. Pentru aceasta se va utiliza fondul de sonde existent sau, eventual, se sapa un anumit numar de sonde noi de injectie.

Curgerea apei in mediu poros este nestationara, aceasta capatand caracter stationar dupa ce frontul de dezlocuire patrunde in sondele de injectie.

Teoria avansarii frontale – zacamantul se afla sub presiunea de saturatie; sub presiunea de satuaratie, in spatiul poros exista si o saturatie in gaze. Pe masura ce presiunea de zacamant creste pana deasupra presiunii de saturatie, gazele vor intra inapoi in solutie. Efectul injectiei de apa nu se va simti decat dupa aparitia fenomenului cunoscut ca „ resaturatie”. Cu cat un zacamant este mai depletat, cu atat timpul necesar resturarii este mai mare si prin urmare efectul injectiei se va resimti mai tarziu.

Eficienta recuperarii(ER) reprezinta raportul dintre volumul de hidrocarburi produse si volumul de hidrocarburi existente initial in zacamant.

ER = EPEIED

= EVED

=EAEIED

Unde:

EP- eficienta spalarii retelei

EI- eficienta avansarii frontului de apa( eficienta spalarii verticale) ED- eficienta dezlocuirii

EV- eficienta volumetrica

EA- eficienta areala(eficienta spalarii orizontale)

Calculul eficientei recuperarii este foarte complicat deoarecefiecare factor implicat este foarte complex. Totusi, cunoasterea fenomrenelor care afecteaza fiecare factor este important pentru intelegerea procesului de injectie.

Factorii care sunt implicati in ecuatia eficientei dezlocuirii se determina din curba curgerii fractionare.

Eficienta spalarii orizontale este influentata de: ratia mobilitatii, distanta dintre sonde, geometria retelei, heterogenitatii areale.

Eficienta spalarii verticale este influentata semnificativ de ratia mobilitatii si de variatia pe verticala a permeabilitatilor orizontale.

Mobilitatea reprezinta raportul dintre permeabilitatii rocii pentru un fluid si vascozitatea fluidului. Este functie de saturatie.

Mobilitatea apei;

Ma= ka/µa = k*kra/µa

Mobilitatea titeiului:

M = kt/µt = k*krt/µt

Unde:

k – permeabilitatea;

kt – permeabilitatea efectiva pentru titei; krt – permeabilitatea relativa pentru titei; ka – permeabilitatea efectiva pentru apa; kra – permeabilitatea relativa pentru apa µt – vascozitatea titeiului

µa – vascozitatea apei.

Ratia mobilitatii ste definita ca raportul dintre mobilitatea fluiduluicare dezlocuieste(apa) si mobilitatea fluidului dezlocuit(titei). Este elementul cheie in proiectarea unui proces de injectie si principalul indicator in determinarea eficientei de spalare.

Efectele ratiei mobilitatilor sunt:

M=1 – neutra, apa si titeiul se misca relativ bine;

M˂1 – favorabila, titeiul se misca mai usor decat apa;

M>1 – nefavorabila, apa se misca mai usor decat titeiul.

Factorul de inundare defineste zona invadata de fluid de dezlocuire in zona total supusa drenarii pana la un moment dat, reprezinta raportul dintre volumul de apa injectat si volumul poros.

Factorul de spalare este cu atat mai mare cu cat mobilitatea agentului de dezlocuire este mai mica decat mobilitatea titeiului. Eterogenitatea zacamantului atat din punct de vedere litologic cat si din punct de vedere al capacitatii de curgere influenteaza in mod direct eficienta dezlocuirii cu apa(factorul de inundare).

Eficienta dezlocuirii arata cat de mare este volumul de pori contactat de faza dezlocuitoare din intregul volum de pori al zonei productive. Este caracterizata prin factorul de inundare volumetrica care este compus din eficienta inundarii in suprafata( fractia din suprafata unuizacamant invadat de fluidul dezlocuitor) si eficienta inundarii pe verticala(fractia din sectiunea verticala a unui zacamant invadat de fluidul dezlocuitor).

Factorul de inundare volumetrica depinde de raportul mobilitatii, de neuniformitatea zacamantului, de modul de amplasare al sondelor pe structura, de cumulativul de faza dezlocuitoare patruns in zona productiva,etc.

Factorul de spalare ce caracterizeaza dezlocuirea este cu atat mai mare cu cat mobilitatea apai este mai mica. De obicei mobilitaea apei este mai mare decat a titeiului, in special datorita viscozitatii acesteia in raport cu cea a titeiului. Aceasta conduce la ospalare mai redusa a zacamintului.

Indicele de receptivitate reprezinta raportul dintre debitul de apa care se injecteaza (Qa) si presiunea diferentiala(∆P):

IR = Qa/∆P

Unde:

∆P= Pinj-Pzac

Factorii care afecteaza injectia:

densitatea – in cazul zacamintelor subtiri, omogene, apa de injectie se poate deplasa pa sub bancul de titei;

barierele in curgerea verticala – pot fi depozitionale(intercalatii de argile, schimbari de facies, intercalatii de evaporite) si diagenetice(cimentare, dolomitizare);

discontinuitatile laterale din stratul productiv – zacamintele neomogene, schmbarile de facies „ prind” titeiul ca intr-o capcana impieicand dezlocuirea lui prin injectia de apa. Reducerea distantelor dintre sonde prin foraje de indesire reduce acest efect si imunatateste eficienta spalarii orizontale si cele verticale.

Perforarea incompleta a stratelor poros permeabile si lipsa de corelare intre nivelele stratigrafice la care sunt perforate sondele.

O apa ideala de injectie trebuie sa aiba urmatoarele caracteristici:

sa nu contina particole solide in suspensie(acestea pot forma cruste);

sa nu contina titei sau ulei in suspensie;

sa nu contina produsi in solutie care sa poata poata provoca depuneri de crusta sau coroziune;

sa nu contina gaze in solutie;

sa nu contina bacterii acestea pot sa determine reactii adverse asupara formatiunii in care se injecteaza);

sa nu interactioneze cu apa formatiunii din care sa rezulte precipitati;

sa nu fie conductiva pentru a nu produce coroziune galavanica.

Pentru un zacamant de titei fara cap initial de gaze si cu acvifer inactiv, al carui mecanism de dezlocuire este iesirea gazelor din solutie, seva calcula saturatia actuala de titei si gaze. Calculele se vor efectua adoptand ef=urmatoarea ipoteza:

stabilirea unui gradient de saturatie astfel ca in zona inundata continuua sa curga atat titei cat si apa;

apa injectata nu contine impuritati mecanice;

apa injectata este compatibila cu apa de zacamant si roca;

permeabilitatea si porozitatea colectorului sunt uniforme in toate directiile;

frontul se dezvolta radial;

permeabilitatea efectiva si vascozitatea titeiuluise vor considera invariabile.

Atunci cand se proiecteaza injctia de apa pentru un zacamant al carui mecanism de dezlocuire este iesirea gazelor din solutie trebuie avut in vedere ca la inceputul procesului in zacamant va exista o saturatie initiala in gaz. Este necesar sa se injecteze un volum de apa care este egal cu volumul de pori ocupati actual de gaz, inainte casonda de reactie sa inceapa sa produca titei.

In concluzie la startul procesului de zacamant avem o saturatie in gaz Sgi, saturatia in apa interstitiala Sai, si saturatia in titeiSti.

Craig a dezvoltat o metodologie in care performantele injectiei de apa sunt impartite in 4 etape:

inceputul procesului – interfata

interfata – umplere

umplere – timp de patrundere

timp de patrundere – sfarsitul proiectului Parametrii dintre sondele de injectie:

distanta dintre ondele de injectie:L = 100m; 328.083ft

distanta dintre sondele de injectie si cele de productie; L= 125 m; 410.1125ft;

aria panoului de injectie: A= 12.500m; 134548,069ft2;

presiune de zacamant la inceperea inundarii: Pin= 50bar; 50*105Pa;

grosimea efectiva a stratului productiv; h= 32m; 104,9865ft;

porozitate medie; m=12%;

permeabilitate medie: k = 2.5Md;

factor de volum al titeiului la inceputul inundarii: bint=1.283;

viscozitatea titeiului; µt=3CP;

viscozitate apa: µa=0.8Cp;

saturatia in apa interstitiala: Sai=35%;

satuaratia in titei residual: Str=255;

saturatia initiala in gaze: Sgi=10%;

raza sondei: rs=0.07m; 0.22966ft;

debitul de injectie: qij=100m3/zi; 314.465bbl/zi

Calculul saturatiei in titei si gaze:

Stin= (1- Sai) (1-N/Np)btin/b0= (1-0.35)150.000/15.000*1.064/1.283=0.5312 Sgin= 1-Sai-Stin=1-0.35-0.5312=0.1188

Se calculeaza permeabilitatile relative pentru titei(krt) si apa(kra) functie de saturatia in apa (Sa) folosind una din metodele cunoscute:

krt=[(1-Sa-Str )/(1-Sai-Str)]No=[(1-0.45-0.25)]/(1-0.35-0.25)]5=0.2373

kra=krw end-point[(Sa-Sai)/(1-Sai-Str)]Nw=0.7*[(0.45-0.35)/(1-0.35-0.25)]2.5=0.0266 Unde:

NO si Nw – exponent Corey; N0-5;

Nw – 2.5;

Krw end-point – 0.7.

Ecuatia curgerii fractionare – aceasta ecuatie este tribuita lui Leverett(1941). Pentru doua fluide nemiscibile,titeiul si apa, fractia de apa din curentul de lichid( fw) din debitul total de fluid este definita ca debitul de apa impartit la debitul total de lichid:

fw= qa/qT=qa/(qa+qt) Unde:

fw= fractia de apa din curentul de lichid; qT= debitul total de lichid;

qa= debitul de apa; qt= debitul de titei.

se calculeaza fw functie de permeabilitatile relative

fw= 1/[1+( krt/kra)(µa/µt)] = 1/[1+(0.2373/0.0266)(0.8/15)]= 0.295652174

se calculeaza volumul de pori si resursa de titei la inceputul procesului de injectie: Vp= Ap*he *m=725.000*17*0.1 = 1232500m3

Nt=Vp(1-Sa)/bt= 1232500*0.65/1.238 = 624*103t

se calculeaza ratia de mobilitate M:

M=Ma/Mt = (ka/µa)*(µt/kt)=0.0266/0.8*3/0.2373=0.0332*12.6422=0.420

se calculeaza eficienta de dezlocuire pe suprafata la timpul de patrundere BT,EABT: EABT=0.54602036+0.03170817/M+0.30222997/eM-0.00509693*M=0.818

Unde: e=2.71(constanta).

Etapa inceputul procesului-interfata

La inceputul procesului de injectie pentru un zacamant exploatat primar in regim de gaze dizolvate o saturatie mare de gaz exista in aria dintre cele doua sonde(injectie si reactie). Dupa ce o anumita cantitate de apa a fost injectata, in jurul sondei de injectie se formeaza o zona de saturatie mare in apa numita banc de apa. Acest stagiu se caracterizeaza printr-o curgere radial plana. Apa injectata reuseste sa formeze un banc de titei si aceasta curgere radiala continuua pana ce cele doua bancuri formate de sondele de injectie se unesc.

Se calculeaza cumulativul de apa injectata la interferenta cu formula (Winj i): winj i= π*h*Sgi*9(roi/2)2/5.615

Unde:

roi= jumatatea distantei dintr 2 sonde de injectie alaturate.

winj i=3.14*104.98656*0.12*0.11*(328.083/2)2/5.645= 31597.37851bbl sau 5024m2

Se calculeaza raza exterioara a bancului de titei(r0): r0=(5.615*winj/πhmSgi)0.5=0.922843814ft sau 0.281283643m

Se calculeaza raza interioara a bancului de titei(r): r0=rr(Sgi/(S*Abt-Sai))0.5=0.5976143ft sau 0.182153389m

Unde:

S*Abt- saturatie medie in apa in zona spalata la timpu;l de patrundere-0.4626 Se calculeaza debitul de injectie (qinj):

Qinj= 0.00707kh∆p/[(µa/kra)ln(r/ri)+(µt/krt)ln(r0/r)] Unde;

Kra=0.172

Krt=1

Cu aceste date se completeaza tabelul urmator:

Tabel nr.8

Aceste calcule arata ca timpul de interferenta va dura 35 zile dela inceputul procesului de injectie la interferenta, va fi 487m3/zi. In aceasta perioada zacamantul nu va raspunde procesului de injectie.

Etapa de interfereta si incheierea dezlocuirii gazelor(umplere)

Se calculeaza cumulativul de apa injectata pentru perioada de umplere (winj f): winj f=(PV)Sgi= 60379bbl sau 9600.29m3

Se calculeaza eficienta de dezlocuire pe suprafata (EA) cu ecuatia: EA= winj/(PV(S*aBT-Sai= 0.263158

Se calculeaza debitul initial de injectie (qbase):

qbase=0.003541khkrt∆Pbase/[µt(ln(A/rs)-0.619]= 300.8241621bbl/zi sau 47.831m3/zi

Se calculeaza debitul de injectie la umplere(qaf):

qaf= ϒqbase= 288.7911bbl/zi sau 45.917m3/zi

Etapa intre incheierea dezlocuirii gazelor(umplerea) si timp si timp de patrundere a apei in sondele de reactie.

Se calculeaza cumulativul de apa de injectat in timpul de patrundere(wiBT): WiBT= (PV)(S*Abt-Sai)EABT=116538BBL SAU18529.6523m3

Se calculeaza eficienta de dezlocuire pe suprafata (EA) cu ecuatia: EA= winj/(PV(S*aBT-Sai))= 0.5079245

Se calculeaza debitul de apa injectata pentru fiecare valoare a cumulativului de de injectie(qaf):

qaf=ϒqbase= 2887912bbl sau 45.917 m3/zi

Se calculeaza debitul de titei produs pentru aceasta faza( Qt): Qt= qa/bt

Se calculeaza debitul de titei produs (Np) folosind relatia:

Np= (winj-winj f)/bt= 61775.443bbl sau 9822.29547 m3 Cu aceste date calculate se completeaza tabelul urmator:

Tabelul nr.9

Aceste calcule arata ca timpul de patrundere se va petrece peste 317 zile in care perioada vom produce cantitatea de 8117.64m3titei.

Dupa patrunderea apei in sondele de reactie

Se asuma debite de injectie mai mari decat la etapa anterioara. Se calculeaza ratia winj/wIbt pentru fiecare valoare selectata winj;

Se calculeaza eficienta de dezlocuire pe suprafata EA pentru fiecare valoare selectata

winj:

EA= EABT+ 0.633*ln(winj/wIbt)

Se calculeaza ratia Qi/QIbt care ii corespunde fiecarei valori winj/wiBT( ratia Qi/QiBT este functie de EABTsi winj/wiBT)

Qi/QIbt= 0.773*(wai/wIbt)+0.2901

Se determina volumul total de apa injectata in volumul de pori(Qi) Qi=(Qi/QiBT)*QiBT

Se calculeaza impuritatea zacamantului la sonda de productie fw2 cu ecuatia: Fw2= 1/[1+(krt/kra)(µa/µt)]

Se determina saturatia medie in apa in aria spalata S*a2 S*a2= Sa2+[(1-fa2)/(dfa/dSa)Sa2

Se calculeaza eficienta dezlocuirii ED pentru fiecare volumSa2 ED= (S*a2-Sai)/(1-Sai)

Eficienta dezlocuirii este procesul din titeiul mobilcare a fost recuperat de frontul de injectie la un moment dat.

Se calculeaza cumulativul de titei produs(Np) Np= NT*ED*ED*EV-(PV)(1-EA)SGI/bt

Unde:

Nt- resursa la inceputul procesului de injectie ED- eficienta dezlocuirii

EA- eficienta spalarii pe suprafata EV- eficienta spalarii pe verticala

Se calculeaza cumulativul de apa produsa (wp) Wp= (winj-Np*bt)/ba

Craig a aratat ca si dupa timpul de patrundere, fluidul injectat continua sa deplaseze titeiul spre sondele de reactie. Acest titei provine pe de oparte din zona deja spalata si pe de alta parte din zone neatinse pana acum de frontul de injectie.

Ratia de apa – titei la suprafata WOR inregistrata la sonda de productie se estimeaza prin separarea ariilor dezlocuite in doua arii:

aria dezlocuita anterior de frontul de injectie – este zona in care saturatia in apa (Sai) este mai decat saturatia in apa imediat imediat in spatele frontului de dezlocuire( SaBT) ;

aria nou dezlocuita ce nu afost atinsa pana in acest moment de frontul de injectie- este o zona noua din care se va produce numai titei.

Craig a propus o metoda de determinare a ratiei apa-titei la suprafata care se bazeaza pe estimarea productiei incrementate(Np)n pentru un baril de productie totala.

WORS= ((fw2*(1(Np)n))/(1-fw2*(1(Np)n)))*(bt/ba)

Se calculeaza debitul de titei dupa patrundertea frontului de apa(Qt): Qt= qinj/( bt+ba*WORS)

Se calculeaza debitul de apa (Qa): Qa= QT*WORs

Se calculeaza factorul de recuperare(FR): FR= (Np/Nt)*100

Cu aceste date se completeaza tabelul de mai jos:

Capitolul VIII: STUDIU DE FEZABILITATE

Procesul de exploatare a zacamintelor de hidrocarburi fluide este un process complex deoarece presupune descoperirea de noi reserve cat si exploatrea rationala si cat mai economica a acestora.

Complexitatea si specificul procesului de exploatare a zacamintelor de petrol reclama un volum mare de investitii si un grad mare de incertitudine din punct de vedere al eficientei economice.

Principala sarcina in industria extractive este orientarea investitiilor astfel incat sa se obtina un maxim de eficienta economica, respective un pret de cost al tonei de titei extras cat mai mic si un timp de recuperare cat mai redus.

Trebuie sa se indeplineasca doua cerinte:

explotarea rationala, adica realizarea unor factori de recuperare si un grad de asigurare cu rezerve cat mai mari;

cresterea eficientei economice a investitiilor;

Investitia consta intr-o suma de bani alocata in vederea creerii fondurilor fixe, a capacitatii ridicate de productie si pentru realizarea tuturor lucrarilor privind modernizarea si automatizarea proceselor de productie.

Eficienta economica a unui process de productie se traduce prin raportul dintre effort si efectul obtinut.

O metoda moderna de evaluare economica este cea numita D,C.F.- DISCOUNTED CASH FLOW sau metoda FLUXULUIDE TREZORERIE.

Investitia este data de relatia: I=(Ics+Ies)*Sr (RON)

Unde:

Ics= investitia pentru constructia sondei(RON)

Ies= investitia pentru echiparea sondei(RON) Venitul brut se calculeaza cu relatia:

Vb= Qt+pvt+Qg+pvg( mii RON/an)

Unde:

Qt – cumulative titei(to); pvt – pret vanzare tona titei;

Qg – cumulative gaze(Stm3)

pvg – pret vanzare mia metri cubi de gaze

Cheltuielile de operare sunt cheltulelile de productie incluzand: materiale, reparatii, investitii etc. si se exprima in RON.

Redeventa (R) reprezinta o cota procentuala din productia bruta realizata si datorata statului pentru compensarea scaderii rezervelor de petrol.

VNit= Vb- (R+Te-Chop)(miiRON/an) Unde:

Te- taxa de exploatare(mii RON/an)

Chop- cheltuieli operationale(mii RON/an) Venitul net taxabil este dat de relatia: VNt= VNit – DDA ( mii RON/an)

Unde:

DDA – deprecierea, depletarea, amortizarea referitor la investitia realizata Impozitul pe profit:

Imp= 0.38*VNt(miiRON/an)

Venit net dupa taxare:

VNdt= VNit – Imp (miiRON/an) Factorul de actualizare:

fa= 1/(1+i)n Unde:

l – rata de actualizare i – 30%

n – an current Net cash flow:

NCF = VNdt- I (mii RON/an) Net cash flow actualizat:

NCFA = NCF*fa ( mii RON/an)

Calculele s-au efectuat in doua variante de exploatare: in regim de gaze dizolvate si prin aplicarea injectiei de apa. Rezultatele pentru cele doua variante sunt centralizate in tabele urmatoare:

Capitolul IX: CONCLUZII

Injecția de apă este una din cele mai frecvent folosite metode de creștere a recuperării țițeiului. Ea este utilizată la menținerea presiunii de zăcământ și la dezlocuirea țițeiului către sondele de producție.

Injecția de apă este un proces complex care trebuie să țină cont de mai mulți factori care pot sa facă din procesul de injecție un proces realizabil sau pot conduce la un insucces.

Cheia succesului unui proces de injecție de apă constă într-o bună caracterizare a zăcământului și o proiectare optima a injecției de apă.

Spălarea cu apă va rămane și pe viitor principala metodă de recuperare a țițeiului.

Problema principală care se pune la exploatarea zăcămintelor prin injecție de apă, este de a se conduce procesul de injecție așa încât factorul de inundare, cât și cel de spălare, să aibă valori cât mai apropiate de unu.

Eficacitatea spălării depinde de proprietățile țițeiului și apei, mediului poros, de geometria retelei de exploatare și de modul cum este condus procesul de injecție.

Structura Țicleni este un anticlinal asociat cu un șariaj cu limită la sud de vârstă miocenă.

Zona structurală Țicleni Nord se prezintă ca prelungirea nordică a periclinului structurii Țicleni, separarea de restul structurii Țicleni realizându-se convențional având în vedere schimbările litofaciale și proprietățile de înmagazinare și curgere.

Datorita declinului de presiune accentuat, ca urmare a ritmului de extractie deosebit de intens, la scurt timp dupa inceperea exploatarii a fost initiat un proces de injectie de apa in Sarmatian Vib care se dovedise a fi cel mai productiv dintre toate complexele sarmațiene saturate cu țiței. S-a ajuns la concluzia ca procesul de apa de injectiede apa, a avut un effect favorabil, obtinandu-se o productie suplimentara.

Analiza exploatarii a pus in evidenta eficienta recuperarii titeiului in actualul stadiu de depletare a zacamintelor, prin injectia intraconturala de apa.

Principalele dificultati in exploatrea zacamintelor de petrol de pe structura au fost legate de aparitia rapida a apei in unele sonde de rteactie, la nivelul Sarmatului din cauza debitului mare de apa injectat in prima perioada a procesului si a fost redusa treptat pe parcursul exploatarii. Au existat cimentari nereusite ale coloanelor cauzate de deviatiile acestora.

Injectia tehnologica de apa se realizeaza prin 2 sonde la un debit zilnic de 194m, in medie 90m3/zi sonda.

Factorii de recuperare actuali realizati pe structura Ticleni Nord sunt de 20.4% pentru titei si 44.3% pentru gaze asociate.

Completarea gabaritului actual cu 4 locatii de reactie si 2 de injectie permite prelungirea procesului de exploatare in conditii economice rentabile pana in 2032, cu un aport de 59 mii tone titei si 3.2 milioane Stm3 gaze asociate.

BIBLIOGRAFIE

Beca C., Prodan D.- „ Geologia zacamintelor de hidrocarburi” – Editura Didactica si Pedagocica Bucuresti;

Manolescu G. – „ Fizica zacamintelor de hidrocarburi” – Editura Didactica si Pedagocica Bucuresti;

Nistor I. – „ Proiectarea exploatarii zacamintelor de hidrocarburi fluide” – Editura Tehnica;

Soare Al. – „ Hidraulica generala si subterana” – Editura Didactica si Pedagocica Bucuresti;

Cretu I. – „ Hidraulica zacamintelor de hidrocarburi” – Editura Didactica si Pedagocica Bucuresti;

Coroian C., Stoicescu I. – „ Economia exploatarilor de petrol si gaze” – Editura Tehnica;

Minescu F. – „Fizica zacamintelor de hidrocarburi” – Editura Universitatii;

Asset II Oltenia – date referitoare la geologia structurii, harti, diagrafii geofizice;

Parcalabescu I. – „Proiectarea exploatarii de hidrocarburi fluide” – Editura Didactica si Pedagocica Bucuresti 1983;

CUPRINS