‘’CREȘTEREA FACTORULUI DE RECUPERARE PE UN ZĂCĂMÂNT DE ȚIȚEI DE PE STRUCTURA ȚICLENI NORD’’ Conducător, Prof. univ. Dr.ing. IULIAN NISTOR Absolvent,… [626621]

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

Radu Beznea
3

INTRODUCERE

Avînd în vedere continua creștere a necesității de surse de energie, industria extractivă
de petrol reprezintă unul din cele mai importante sectoare de activitate. în acest context se
vizează creșterea producției de țiței, atât prin descoperirea de noi rezerve, cât și prin mărirea
factorului de recuperare.
Stimularea productivității sondelor, conjugată cu extragerea unor cumulative cât mai
mari în momentul inundării sondelor de reacție contribuie la mărirea factorului de recuperare.
Perfecționarea metodelor de extracție a țițeiului prin sonde, pe baza unei exploatări
absolut științifice care să ducă atât la mărirea producț iei de țiței, cât și la reducerea
consumului de energie, constituie un domeniu de activitate deosebit de important.
Liniile directoare ale dezvoltării economiei naționale au arătat că rezervele de țiței și
gaze fiind limitate (atât cele cunoscute cât și cele în perspectivă), atenția trebui îndreptată
către exploatarea zăcămintelor cantonate la mari adâncimi, exploatarea off -shore, precum și
mărirea factorului de recuperare a țițeiului din zăcăminte.
In acest sens, în lucrarea de față sunt analizate ma i multe sisteme de extracție, 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-au mai prezentat avantajele, limitările fiecărui sistem de extracție în parte, precum
și metodele de calcul și alegere a echipamentelor de extracție.

Toate datele geologice, geofizice, geochimice si petroliere apartin Companiei OMV

Petrom S.A., drept pantru care aduc multumiri conducerii, totodata vreau sa multumesc
colegilor din cadrul diviziei Zacaminte , cat si celor din diviz ia Explorare a Petrom S.A
pentru ajutorul accordat in realizarea acestei lucrari.

Radu Beznea
4

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 Institutul Geologic al României și Societățile petrolifere Astra
Româno -Americană au efectuat prospecțiuni gravimetrice și seismice cu scop de
recunoaștere.
Între anii 1943 -1945, Ion Gavăț și R. Cioată geologii societății "Creditul minier" au
efectuat studii de detaliu asupra stratigrafiei Pliocenului din zona Târgu Jiu – Bâlteni – Socu.
Analiza rezultatelor obținute prin metode gravimetrice, electrometrice, magnetomet rice
și seismice a demonstrat prezența unor anomalii pozitive și negative plasate astfel: maxim
gravitațional spre centrul depresiunii, minim electric în zonele Vlăduleni – Bâlteni – Peșteana,
anticlinal major orientat aproximativ est-vest (Bâlteni -Țiclen i – 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 referin ță 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.

Radu Beznea
5 Capitolul I: GEOLOGIA STRUCTURII

1.1. 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 Depresiu nii 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, car e 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

Radu Beznea
6 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 Plat forma 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.

Radu Beznea
7 1.2. 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. Sarmat ianul 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, es te 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 d e 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.

Radu Beznea
8

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

Radu Beznea
9 1.4. 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 car e 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 complexu lui 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.

Radu Beznea
10

Capitolul II: GEOLOGIA ZACAMINTELOR

2.1. 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 struct urii 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 av ând 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 car acterizează 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;

Radu Beznea
11
– 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.

2.2. 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 pr oprietățile 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).

2.3. 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 cad rul 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.

Radu Beznea
12
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
producți e, 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 d e studiul anterior.

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

Radu Beznea
13
Distribuția contactelor dintre fluide

Tabelul 1

Obiectiv
productiv Valoarea
contactului (T
Tabelul 1/A),
m.s.n.m.
Considerentele stabilirii contactului
(sonda)

Sa VII Z.
N. 1285 68
Z.
C. 1245 53, 54, 860, 879, 903, 839
Sa VIb’ 1245 62, 63, 66, 67,824, 827, 900, 6022, 6026
Sa VIb Contur productiv 800, 818, 841, 888
Sa Vc 1105 550, 435, 440, 441, 84, 809
Sa Vb 1064 550, 645

Radu Beznea
14
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 hidrodina mice
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 exploa tare, 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:

Radu Beznea
15
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 = T 0 │grad.T│. H
Unde:
T – temperatura medie a zacamantului,(0C/);
│grad.T│ – gradient geotermic (0C/m);
T0 – temperatura medie anuala de la suprafata T 0 = 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 temper aturilor de zăcământ

Tabelul 2

Complex Zona Adâncimea
izobatică,
m.s.n.m. Adâncimea
reală*),
m Presiunea
inițială,
at Temperatura
de zăcământ,
oC
1 2 3 4 5 6
Sa VII ZN A5 1187 1432 143 53

Radu Beznea
16

Sa VII ZC A6 1210 1455 146 54
Sa Vib’ A+B+B2 1155 1400 140 52
Sa VI b A1 1130 1375 138 51
Sa VIc A2 1135 1380 138 51
Sa VIb A3 1135 1380 138 51
*) 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.

3.2. ROCA MAGAZIN SI SISTEMUL ROCA -FLUID

3.2.1. 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 g rosieră, 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 son da 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).

Radu Beznea
17

Apele din zăcământ (Anexa 1 1) 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 paramet rilor 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.

3.2.2. 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 caro te, 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 (V pc) cat si al porilor necomunicanti (V pn):

Radu Beznea
18

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(m d) 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.

Radu Beznea
19
ma > m ef > m d

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 d epunerii 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……h n – grosimea diferitelor strate din diagrafia geofizica de sonda, din care s -au extras
carotele,(m);
m1…..m n – 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 cimentar e, presiunea litostatica
Legatura dintre porozitate si presiunea hidrostatica este redata in graficul de mai jos:

Radu Beznea
20

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 vol umenecesare calculului
coeficientului de porozitate.
In tabelul 3 sunt date valorile porozitatii medii determinate pe baza analizelor de
carote

Radu Beznea
21

Tabelul 3

Orizont productiv Porozitate medie efectiva % Observatii
Sarmatian VII 18 Rezultate analize 9 carote din 11
sonde
Sarmatian VI 30 Rezultate analize 5 carote din 6
sonde
Sarmatian V 42 Interpretari DRR

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 miscar e, 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.

Radu Beznea
22
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 c um
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

Radu Beznea
23
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.

Complex productiv Porozitatea efectivă, % Saturația în apă interstițială, % Permeabilitatea absolută,
mD
1 2 3 4
Sa VII ZN 30,0 21 1400
Sa VII ZC 30 20 40
Sa Vib” 22,0 350 50
Sa VIb 25,0 30,0 120
SaVc
SaVb 18,0 28 20

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,

Radu Beznea
24
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 =K II /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 = V a/Vp; St = V t/Vp; Sg = S g/Sp,

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

Sa + S t + S g = 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 = V f/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.

Radu Beznea
25
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 sist em 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.

Radu Beznea
26

3.3. PROPRIETATILE FIZICE ALE SISTEMULUI FLUID

3.3.1. 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 universal a 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 num ărul 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 d e 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 gazel or 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).

Radu Beznea
27
Rația de soluție se referă la ca ntitatea 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= V Gs0/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 descr ește 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

Radu Beznea
28

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 c reșterea 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= V l/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.

Radu Beznea
29
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

Radu Beznea
30
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 = V l+V g/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 curger e 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:

Radu Beznea
31

Fig.7 Relatia dintre vascozitatea titeiului si presiunea de zacamant

3.3.2. 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 C 3+ fiind de 75  199 g/Nm3, ceea ce le conferă caracterul unei foarte bune
materii prime pentru degazolinare.

Radu Beznea
32
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.

3.3.3. 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

Radu Beznea
33
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= V g/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 vâsco zității. 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 varia ză între 0,21 -0,31%mol.Se remarcă un conținut relativ
mare de C3+ ( 240 -449 gr/Sm3 ).

Radu Beznea
34

3.3.4. 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, ion ul 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) = a iki;

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. Prez ența 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

Radu Beznea
35
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

Radu Beznea
36
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.

3.3.5. 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 p rintr-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

Radu Beznea
37
Tabelul 5

Nr.
crt. Specificație,
U.M. Sarmațian
VII (Z.C. și
Z.N.) Sarmația
n VIb’ Sarmația
n VIb Sarmațian
Vc
Sarmațian
Vb
1 2 3 4 5 6 7
1 Înclinare strat, grade 2-5
2 Adâncimea medie, m.s.n.m. 1186 -1253 1217 1144 1087 1061
3 Elevația medie, m 283
4 Presiunea inițială, bar 159-166 162 154 148 145
5 Temperatura de zăcământ,
°C 56-58 57 54 53 52
FLUIDE
ȚIȚEI
6 Presiunea de saturație, bar 101
7 Rația de soluție, Smc/mc 50
8 Factorul de volum
presiunea de saturație la 1,126
9 Factorul de volum
presiunea inițială la 1,114 -1,113 1,113 1,115 1,116 1,117
10 Punct de congelare, °C -10
11 Vâscozitatea la presiunea
inițială, cP 2,1 2,1 2,1 2,2 2,2
12 Vâscozitatea în condiții
standard, cP 22 16-23 6-12 5-11 4-10
13 Densitatea în condiții
standard, kg/mc 861 861 851 851 851
14 Tip țiței tip C parafinos
GAZE
15 Factorul de volum
presiunea de saturație la 0,010

Radu Beznea
38

16 Compoziția gazelor, % vol
a. Metan 86,291,8
b. Etan 1,75,8
c. Propan 1,44,1
17 Conținut in C 3+,g/Nm 141,95304,26
18 Densitatea relativă (aer=1) 0,6600,818
APA DE ZĂCĂMÂNT
19 Mineralizație, g/l 55,65140,66
20 Depuneri de CaCO 3, g/l 0,0490,235
21 Densitate, kg/mc 10411091
22 Tip CaCl 2, grupa ”cloruri”, subgrupa “sodiu”, clasa S 1
ROCA MAGAZIN
23 Porozitate, % 18 21 20 18 11
24 Permeabilitate absolută, mD 15 30 18 22 45
25 Saturația în apă interstițială,
% 46 43 46 42 35
26 Permeabilitate efectivă, mD 3,9 9,9 2,4 3,2 31,0

Radu Beznea
39

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 h idrodinamica
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 totalit atea 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 zaca mintele
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.

Radu Beznea
40
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 da telor 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 imposib ilitatea 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 impli ca 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.

Radu Beznea
41
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.

Radu Beznea
42

Tabelul 6

I izobata Ahi, cm2 Ai, ha
1 1200 18,74 168,66
2 1190 10,52 94,68
3 1180 6,89 62,01
4 1170 2,45 22,05
5 1160 0 0

Vb=A zac. ∆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·r si=8683861.71×50 =434193085.92m3N.

Radu Beznea
43

Figura 4. Harta structurala

Radu Beznea
44

Capitolul V: ISTORICUL EXPLOATARII

5.1 REFERITOR LA SONDE

5.1.1. 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. Î n 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 următoa rele programe de construcție:
a) 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.

Radu Beznea
45
b) 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 inu ndată 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 zăcăminte lor 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 argil e 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.

Radu Beznea
46
5.1.2. Gabaritul sondelor, debite de fluide, presiuni dife rentiale 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/z i 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 num ărul 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 sondel e 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 variaț ii importante. Explicația acestui fapt rezidă în îmbunătățirea tehnologiei de
extracție, respectiv, în aplicarea programului Roll-Aut.

Radu Beznea
47
De asemenea variația, în limite foarte strânse, a rației gaze -țiței, în jur de 100 Smc/mc,
poate indica pre zența 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 ză cământ, 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 comple xelor 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 (t abelul5) 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 situ ația 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 impor tanță 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 complexulu i
Sa Vib’ și ace asta 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 injectez e 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.

Radu Beznea
48
5.1.3. 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 sistem ului 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 injecta t 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 evacu are 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 ap ă 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 c are 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.

Radu Beznea
49
5.1.4. 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, c i 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

5.1.5. 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.

Radu Beznea
50
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 urme ază 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 b ine, 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.

Radu Beznea
51
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 trans mite 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 pe ntru faza gaze:

Nr0= ∆M+(N+∆N)r+∆Nb t0/bg+(N-∆N)(b t0-bt)/bg

Rezulta urmatorul cumulatiov de gaze:

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

Radu Beznea
52
n-1 t0 0 t0 gn t gn n-1 Cumulativul de titei extras este dat de urmatoarea relatie:

∆N = V(S T0/bt0-St/bt)

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

∆M` = S to(r0/bto-1/b g)-St(r/b t-1/b g)

∆N= S t0/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)(S t0/bt0-St/btn-*∆N` n-1)

Algoritmul de lucru este urmatorul:

1. Plecand de la momentul t n-1, pentru care se cunosc toti parametrii exploatarii, se impume
treapata de presiune p n-1-pn. Se allege ∆p= 10bar.
2. Se citesc din diagram Pvt, parametrii: r, b t, bg, µt, µg.

Radu Beznea
53

p r bt µt bg µg φ
75 51.08 1.138 10 0.012 0.0102 3968
70 48.86 1.123 11 0.032 0.0112 3852
60 45.08 1.118 13 0.038 0.0127 3328
50 38.96 1.114 15 0.046 0.0152 3058
40 34.26 1.098 17 1.059 0.018 2872
30 28.1 1.085 18 1.076 0.034 1682
20 20.03 1.076 20 1.13 0.053 1236
10 15.2 1.06 22 1.218 0.068 963

3. Se trece la rezolvarea grafica a sistemului de ecuatii.

4. 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(S n`):

Sn`= s t`/1-Sai=0.62/1 -0.35= 0.954
Sn”= s t”/1-Sai=0.61/1 -0.35= 0.938
Sn`”= s t’”/1-Sai=0.60/1 -0.35= 0.923

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

Radu Beznea
54

krt`= (S n`)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”= (S n”)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`= (S n’”)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 `) = k rg`/krt`=8.805.10-5/0.828=1.06.10-5

Ψ(Sn “) = k rg”/k rt”=1.155.10-5/0.776=1.489.10-5

Ψ(Sn ’”) = k rg’”/k rt’”=8.805.10-5/0.828=1.06.10-5

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

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

Radu Beznea
55
0 0 t 1 t0 t0 t t1
0 0 t 1 t0 t0 t t1
0 0 t 1 t0 t0 t t1 (∆M 0’)10=St0(r0/bt0-1/1gn)-St’’(r 1n/b1tn-1/b 1gn)-M’ n-1=0.63(51.08/1.138 -1/0.032) –
0.61(48.86/1.032 -1/0.032) – 0=1.112

(∆M 0’)10=St0(r0/bt0-1/1gn)-St’’’(r 1n/b1tn-1/b 1gn)-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 S t=0.6192. Se va recalcula per meabilitatea relative fata de titei si fata de
gaze:

S=s t/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)=k g/kt=6.866.10-5/0.608=2.71.10-4

Radu Beznea
56

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

∆N’= S 1t0/bt10-S/b t1=0.65/1.138 -0.883/1.123=0.021
– Se calculeaza cumulativul de titei extras pentru V pm3de volum de pori:

∆N= ∆N’.V p=0.021.1232500=25883.

5. 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 V pm3 de volum de pori:

∆M= ∆M’.V p=0.8329.1232500

6. Debitul de titei corespunzator presiunii de saturatie:

Qto=85m3/zi
– se calculeaza calculeaza debitul de titei la un moment dat corespunzator presiunii p 1:

Qtn=Q tn-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=Q tn/nr.s-de= 58.4/2=29.7m3/zi

Radu Beznea
57
7. Factorul de recuperare pentru aceasta etapa este:

ɛ= (∆N 1/N)100= 25883/915.103=2.83%
– Ratia instantanee de gaze su titei:

RGT= r 1+ψ01. ψ2=51.08.58.4.2.71.10-4.3852=52.124Nm3/m3

– Debitul de gaze pentru aceasta etapa este:

Qgn= (RGT.Q tn)/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 . Q tn . (r1+ r 2+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

t Np Qt ∆M Qg RGT FR t FR g
ani m3 m3/zi mii m3 mii m3/zi Nm3/m3 % %
0.156164 0 17.1784 0 1.0244 52 0 0
0.246575 25883 175.3592 1810.623 12.2671 61 1 0.6
0.38399 269884 305.3744 1836.888 26.265 75 5.1 6.8
0.521648 289416.8 314.9664 1900.82 63.9324 177 7 9.2
0.659306 303543.2 110.8312 1962.209 61.3893 483 11 25.6
0.879156 314007.2 75.428 2035.734 73.525 850 13 40.3
1.126404 326476.8 65.71392 2090.898 55.16352 732 14.2 47.1

Radu Beznea
58

1.401048 333714.4 59.8192 2136.037 45.1388 658 18.5 52.6
1.675693 337638.4 49.1808 2163.56 27.5232 488 18.8 57.5
1.950338 344440 51.2736 2185.198 21.6384 368 19.1 61.7
2.224982 347230.4 43.0768 2201.402 16.2032 328 19.3 64.5
2.499627 352026.4 40.3736 2216.032 14.6308 316 19.6 67.7
2.774272 360659.2 40.0248 2229.114 13.0815 285 20 68.8
3.048916 370164 32.1768 2238.671 9.5571 259 20.6 69.1
3.323561 381412.8 27.9912 2244.417 5.7459 179 21.2 69.3
3.598206 391528 30.6072 2249.261 4.8438 138 21.8 69.5
3.87285 401556 31.828 2253.677 4.4165 121 22.3 69.8
4.147495 408532 30.52 2261.132 7.455 213 22.7 70.4
4.42214 412194.4 20.928 2266.82 5.688 237 22.9 70.7
4.696784 416641.6 17.44 2271.02 4.2 210 23.1 71.1
4.971429 420740 18.1376 2276.054 5.0336 242 23.4 72
5.246074 423530.4 19.4456 2280.536 4.4823 201 23.5 72.9
5.520718 426059.2 14.0392 2283.321 2.7853 173 23.7 74.2
5.795363 428413.6 11.6848 2284.661 1.34 100 23.8 75
6.070008 730768 10.7256 2286.654 1.9926 162 23.9 76.1
6.344652 433035.2 10.2896 2287.846 1.1918 101 24.1 76.7
6.619297 435476.8 10.2024 2289.425 1.5795 135 24.2 77.5
6.893942 437744 9.5048 2290.624 1.199 98 24.3 77.8
7.168586 440011.2 9.3304 2291.641 1.0165 87 24.4 78.2

Radu Beznea
59

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, r egimul 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.

Radu Beznea
60

Capitolul VII: CRESTEREA FACTORULUI
DE RECUPERARE PRIN INJECTIA DE APA

7.1. 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 injectea za 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.
Facto rii care influenteaza alegerea tipului de retea sunt:
– amplasamentul actual al sondelor;
– azimutul fracturilor;
– anizotropia permeabilitatii;
– geometria zacamantului;
– injectivitatea;
– planul de foraj de indesire;

Radu Beznea
61
– 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 carac ter 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 re sturarii este mai mare si prin urmare efectul injectiei se va resimti
mai tarziu.

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

ER = EPEIED

= E VED

=E AEIED

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)

Radu Beznea
62
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 eficie ntei 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 semnifica tiv 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= k a/µa = k*k ra/µa

Mobilitatea titeiului:

M = k t/µt = k*k rt/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:

Radu Beznea
63
– 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 c u 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 m are 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 = Q a/∆P

Unde:

∆P= P inj-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);

Radu Beznea
64
– discontinuitatile laterale din stratul prod uctiv – 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 oriz ontale 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 pr oduca titei.

In concluzie la startul procesului de zacamant avem o saturatie in gaz S gi, saturatia
in apa interstitiala S ai, si saturatia in titeiS ti.

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

– inceputul procesului – interfata
– interfata – umplere

Radu Beznea
65
– 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: P in= 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=3C P;
– viscozitate apa: µa=0.8C p;
– saturatia in apa interstitiala: Sai=35%;
– satuaratia in titei residual: Str=255;
– saturatia initiala in gaze: Sgi=10%;
– raza sondei: r s=0.07m; 0.22966ft;
– debitul de injectie: q ij=100m3/zi; 314.465bbl/zi

Calculul saturatiei in titei si gaze:

Stin= (1- Sai) (1-N/N p)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(k rt) si apa(k ra) functie de saturatia
in apa (S a) 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[(S a-Sai)/(1-Sai-Str)]Nw=0.7*[(0.45 -0.35)/(1 -0.35-0.25)]2.5=0.0266
Unde:
NO si N w – exponent Corey;
N0-5;
Nw – 2.5;

Krw end -point – 0.7.

Radu Beznea
66
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= q a/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)(µ a/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= A p*he *m=725.000*17*0.1 = 1232500m3
Nt=V p(1-Sa)/bt= 1232500*0.65/1.238 = 624*103t

– se calculeaza ratia de mobilitate M:

M=M a/Mt = (ka/µa)*(µ t/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,E ABT:
EABT=0.54602036+0.03170817/M+0.30222997/eM-0.00509693*M=0.818
Unde: e=2.71(constanta).

Radu Beznea
67
7.1.1 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 i njectie
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 (W inj i):
winj i= π*h*S gi*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(r 0):
r0=(5.615*w inj/πhmS gi)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 (q inj):
Qinj= 0.00707kh∆p/[(µ a/kra)ln(r/r i)+(µ t/krt)ln(r 0/r)]
Unde;
Kra=0.172

Krt=1

Cu aceste date se completeaza tabelul urmator:

Radu Beznea
68
Tabel nr.8

winj r0 r qinj (qinj)mediu ∆t T=∑∆t
m3 m m m3/h m3/h 3 zile zile
79.5 8.23 4.92 784.33 0.81 0.81
795 26.02 15.56 585.89 685.11 4.07 4.88
1590 36.80 22.01 544.42 565.15 5.29 10.17
3180 52.04 31.12 508.44 526.43 11.22 21.39
4770 63.74 38.11 489.51 498.97 11.75 33.14
5024 65.41 39.12 487.19 488.35 1.91 35.05

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.

7.1.2 Etapa de interfereta si incheierea dezlocuirii gazelor(umplere)

Se calculeaza cumulativul de apa injectata pentru perioada de umplere (w inj f):
winj f=(P V)Sgi= 60379bbl sau 9600.29m3
Se calculeaza eficienta de dezlocuire pe suprafata (E A) cu ecuatia:
EA= w inj/(P V(S* aBT-Sai= 0.263158
Se calculeaza debitul initial de injectie (q base):

qbase=0.003541khkrt∆P base/[µ t(ln(A/r s)-0.619]= 300.8241621bbl/zi sau
47.831m3/zi

Se calculeaza debitul de injectie la umplere(q af):

qaf= ϒq base= 288.7911bbl/zi sau 45.917m3/zi

Radu Beznea
69
7.1.3. Etapa intre incheierea dezlocuirii gazelor(umplerea) si timp si timp
de patrundere a apei in sondele de reactie.

Se calculeaza cumulativul de apa d e injectat in timpul de patrundere(w iBT):
WiBT= (P V)(S* Abt-Sai)EABT=116538BBL SAU18529.6523m3
Se calculeaza eficienta de dezlocuire pe suprafata (E A) cu ecuatia:
EA= w inj/(P V(S* aBT-Sai))= 0.5079245
Se calculeaza debitul de apa injectata pentru fiecare valoare a cumulativului de de
injectie(q af):

qaf=ϒqbase= 2887912bbl sau 45.917 m3/zi

Se calculeaza debitul de titei produs pentru aceasta faza( Q t):
Qt= q a/bt
Se calculeaza debitul de titei produs (N p) folosind relatia:

Np= (w inj-winj f)/bt= 61775.443bbl sau 9822.29547 m3
Cu aceste date calculate se completeaza tabelul urmator:
Tabelul nr.9

winj EA ϒ qinj (qinj)
mediu ∆t=w inj/qinj
med T=
∑∆t Qt Np
m3 m3/zi m3/zi zile zile m3/zi m3
9600.29 0.05679 0.96 45.9178 116.60 116.60 41.7434546 0
11130 0.06583 0.95 45.43949 45.6786 33.49 150.08 41.308627 1390.64
12720 0.07524 0.94 44.96118 45.2003 35.18 185.26 40.8737993 2836.1
14310 0.08464 0.93 44.48287 44.722 35.55 220.81 40.4389717 4281.55
15900 0.09405 0.92 44.00456 44.2437 35.94 256.75 40.004144 5727.01
17490 0.10345 0.91 43.7654 43.7654 36.33 293.08 39.5693164 7172.46
18529.7 0.1096 0.9 43.2871 43.2871 24.02 317.10 39.1344887 8117.64

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

Radu Beznea
70

7.1.4. Dupa patrunderea apei in sondele de reactie

Se asuma debite de injectie mai mari decat la etapa anterioara.
Se calculeaza ratia w inj/wIbt pentru fiecare valoare selectata winj;
Se calculeaza eficienta de dezlocuire pe suprafata E A pentru fiecare valoare selectata
winj:

EA= E ABT+ 0.633*ln(w inj/wIbt)

Se calculeaza ratia Q i/QIbt care ii corespunde fiecarei valori w inj/wiBT( ratia Q i/QiBT este
functie de E ABTsi w inj/wiBT)

Qi/QIbt= 0.773*(w ai/wIbt)+0.2901

Se determina volumul total de apa injectata in volumul de pori(Q i)
Qi=(Q i/QiBT)*Q iBT
Se calculeaza impuritatea zacamantului la sonda de productie f w2 cu ecuatia:
Fw2= 1/[1+(k rt/kra)(µ a/µt)]
Se determina saturatia medie in apa in aria spalata S* a2
S*a2= S a2+[(1-fa2)/(df a/dS a)Sa2
Se calculeaza eficienta dezlocuirii E D pentru fiecare volumS a2
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(N p)
Np= N T*ED*ED*EV-(PV)(1-EA)SGI/bt
Unde:

Radu Beznea
71
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 (w p)
Wp= (w inj-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:

1. aria dezlocuita anterior de frontul de injectie – este zona in care saturatia in apa (S ai)
este mai decat saturatia in apa imediat imediat in spatele frontului de dezlocuire(
SaBT) ;
2. 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(N p)n pentru un baril de productie
totala.

WOR S= ((fw 2*(1(N p)n))/(1-fw2*(1(N p)n)))*(b t/ba)

Se calculeaza debitul de titei dupa patrundertea frontului de apa(Q t):
Qt= q inj/( b t+ba*WOR S)
Se calculeaza debitul de apa (Q a):
Qa= Q T*WOR s
Se calculeaza factorul de recuperare(FR):
FR= (N p/Nt)*100
Cu aceste date se completeaza tabelul de mai jos:

Radu Beznea
72

t winj Np wp qa Qt Qa FR
ani m3 m3 m3 m3/zi m3/zi m3/zi %
0.31944 9600.2928 0 0 45.9178001 41.743455 0 0
0.41119 11130 2390.64 0 45.4394897 41.308627 0 2.2762822
0.50775 12720 2836.1 0 44.9611793 40.873799 0 4.6422831
0.60497 14310 4281.55 0 44.4828688 40.438972 0 7.0082841
0.70343 15900 5727.01 0 44.0045584 40.004144 0 9.374285
0.80296 17490 7172.46 0 43.526248 39.569316 0 11.740286
0.86877 18529.701 8117.64 0 43.04779376 39.134489 0 13.287414
0.99923 20670 11114.8 0 47.83038 17.313971 28.785 18.193392
1.26194 25440 14018.3 419.626 51.6568104 15.521989 34.5826 22.945865
1.50921 30210 16640 2305.72 54.04832294 13.741627 38.9325 27.237261
1.73881 34980 19016.6 4461.42 59.787975 13.099196 45.3789 31.127482
1.93752 39750 21179.5 6852.26 71.74557 13.763985 56.6052 34.667792
2.11379 44520 23155.4 9448.82 76.528608 13.030881 62.1946 37.901981
2.27939 49290 24967.3 12225.7 81.311646 12.429296 67.6394 40.86784
2.43332 54060 26635.2 15161 88.486203 12.259558 75.0007 43.598009
2.57525 58830 27922.6 18514.8 95.66076 12.11057 82.3391 45.705334
2.71051 63600 28548.5 22596.4 97.5739752 11.366007 85.0714 46.729739
2.84314 68370 29110 26748.7 99.4871904 10.726998 87.6875 47.648879
2.97325 73140 29616 30962.1 101.400406 10.172804 90.2103 48.47707
3.10093 77910 30073.7 35228.6 103.313621 9.6876918 92.6572 49.226306
3.22626 82680 30489.3 39541.4 105.226836 9.2595393 95.0413 49.906668
3.34934 87450 30868.1 43894.8 107.140051 8.8788715 97.3733 50.526666
3.47023 92220 31214.4 48283.8 109.053266 8.5381836 99.6613 51.093514
3.58903 96990 31532 52704.5 110.966482 8.2314598 101.912 51.613359
3.70579 101760 31824.1 57153.2 112.879697 7.9538253 104.13 52.091461
3.82059 106530 32093.4 61626.9 114.792912 7.7012839 106.321 52.532342
3.93349 111300 32342.4 66123 116.706127 7.4705555 108.489 52.939908
4.11861 119250 32717.7 73660.2 118.619342 7.0513709 110.863 53.554154
4.30149 127200 33050.1 81244.6 119.57595 6.6322326 112.28 54.098222

Radu Beznea
73

Radu Beznea
74

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 s i 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=(I cs+Ies)*S r (RON)

Unde:

Ics= investitia pentru constructia sondei(RON)

Radu Beznea
75
Ies= investitia pentru echiparea sondei(RON)
Venitul brut se calculeaza cu relatia:
Vb= Q t+pvt+Q g+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.

VN it= V b- (R+T e-Ch op)(miiRO N/an)
Unde:
Te- taxa de exploatare(mii RON/an)

Ch op- cheltuieli operationale(mii RON/an)
Venitul net taxabil este dat de relatia:
VN t= VN it – DDA ( mii RON/an)
Unde:

DDA – deprecierea, depletarea, amortizarea referitor la investitia realizata
Impozitul pe profit:
Imp= 0.38*VN t(miiRON/an)

Radu Beznea
76
Venit net dupa taxare:

VN dt= VN it – 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*f a ( 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:

Ti
mp Vb Pt R Te Chop VN it VN t Imp VNdt NCF ∑NCF NCFA ∑NCFA Vb
1 8704 7986 320 261 2887 8660 3291 1250 2040 5170 5170 4395 4395 8704
2 14388 7542 521 432 2854 12404 4714 1791 2922 7492 12663 6368 10763 14388
3 13875 7321 504 416 2826 12035 4573 1738 2836 7264 19926 6174 16937 13875
4 13199 6972 472 396 2804 11571 4397 1671 2726 6976 26902 5929 22867 13199
5 12505 6510 453 375 2787 11087 4213 1601 2612 6676 33578 5674 28541 12505
6 11797 6023 437 354 2757 10578 4020 1527 2492 6360 39937 5406 33947 11797
7 11032 5823 407 331 2726 10043 3816 1450 2366 6028 45965 5124 39070 11032
8 10102 5230 375 303 2524 9220 3503 1331 2172 5518 51483 4690 43761 10102
9 9345 4846 347 280 2505 8699 3306 1256 2050 5195 56678 4416 48176 9345
10 7866 4456 317 236 2476 7666 2913 1107 1806 4555 61233 3871 52048 7866
Ti
mp Vb Pt R Te Chop VN it VN t Imp VNdt NCF ∑NCF NCFA ∑NCFA Vb
1 14507 13310 320 435 4811 18350 6973 2650 4323 8617 5170 7325 4395 320
2 23979 12570 521 710 4756 27178 10316 3920 6396 12787 17657 10614 15009 521

Radu Beznea
77

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
sonde le 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 cond uce 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 proc esul 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 pro ductie 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 a u 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 coloa nelor cauzate de deviatiile
acestora.

Radu Beznea
78
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.

Radu Beznea
79
BIBLIOGRAFIE

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

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

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

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

5. Cretu I. – „ Hidraulica zacamintelor de hidrocarburi” – Editura D idactica
si Pedagocica Bucuresti;

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

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

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

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

Radu Beznea
80
CUPRINS
INTRODUCERE ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………………………….. ……….. 3
Capitolul I: Geologia structurii ………………………….. ………………………….. ………………………….. …………………. 5
1.1. Cadrul geologic general ………………………….. ………………………….. ……………… 5
1.2. Stratigrafia si litologia structurii ………………………….. ………………………….. …………….. 7
1.3. Tectonica ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………………….. 8
1.4. Obiective de interes petrolier ………………………….. ………………………….. ………. 9
Capitolul II: Geologia zacamintelor ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………… 10
2.1. Stratigrafia si litologia ………………………….. ………………………….. ………………. 10
2.2. Tectonica ………………………….. ………………………….. ………………………….. …. 11
2.3. Distributia initiala a fluidelor ………………………….. ………………………….. ……… 11
Capitolul III: Principalele caracteristici ale modelului de zacamant ………………………….. …………………… 14
3.1. Modelul fizic al zacamantului ………………………….. ………………………….. ………………. 14
3.1.1. Presiunea initiala si temperatura de zacamant ………………………….. ……………. 14
3.2. Roca magazin si sistemul roca fluid ………………………….. ………………………….. ……… 16
3.2.1. Caracterul sedimentologic si petrografic ………………………….. ………………….. 16
3.2.2. Parametrii rocii magazin si ai sistemului roca-fluid………………………….. …….. 17
3.3. Proprietatile fizice ale sitemului fluid ………………………….. ………………………….. …….. 26
3.3.1. Proprietatile titeiului in conditii de zacamant ………………………….. ……………. 26
3.3.2. Caracteristici în condiții de suprafață ………………………….. ……………….. 31
3.3.3. Proprietățile gazelor în condiții de zăcământ ………………………….. ……… 32
3.3.4. Proprietățile apelor în condiții de zăcământ ………………………….. ……….. 34
3.3.5. Sistemul hidrocarburi – apă ………………………….. ………………………….. …….. 36
Capitolul IV: Calculul resurselor ………………………….. ………………………….. ………………………….. ……………… 39
4.1. Calculul resurselor si rezervelor de titei si gaze ………………………….. ………………………….. ……….. 39
Capitolul V: Istoricul exploatarii ………………………….. ………………………….. ………………………….. …………….. 44

Radu Beznea
81
5.1 Referitor la sonde ………………………….. ………………………….. ………………………….. ……………………… 44
5.1.1. Constructia si amplasarea sondelor ………………………….. ………………………….. ……………………… 44
5.1.2. Gabaritul sondelor, debite de fluide, presiuni diferentiale de fund ………………………….. ….46
5.1.3. Regimul de exploatare aplicat ………………………….. ………………………….. …………………. 48
5.1.4. Stimularea debitelor de fluide extrase si injectate ………………………….. ……………………… 49
5.1.5. Lucrari pentru mentinerea sondelor in productie ………………………….. ………………………. 49
Capitolul VI: Proiectarea exploatarii zacamintelor de titei in regim de gaze dizolvate ……………… 51
Capitolul VII: Cresterea factorului de recuperare prin injectia de apa ………………………….. …………. 60
7.1. Injectia intraconturala a apei in exploatarea secundara ………………………….. ………………… 60
7.1.1 Etapa inceputul procesului -interfata ………………………….. ………………………….. ………….. 67
7.1.2 Etapa de interfereta si incheierea dezlocuirii gazelor(umplere) ………………………….. ……… 68
7.1.3. Etapa intre incheierea dezlocuirii gazelor(umplerea) si timp si timp de patrundere a apei in
sondele de reactie ………………………….. ………………………….. ………………………….. ……………. 69
7.1.4. Dupa patrunderea apei in sondele de reactie ………………………….. ………………………….. .70
Capitolul VIII: Studiu de fezabilitate ………………………….. ………………………….. ………………………….. …………. 74
Capitolul IX: Concluzii ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………………………….. … 77