podczas procesu wypierania
5.1 Badania laboratoryjne procesu wypierania ropy naftowej za pomoc ˛a CO 2pomoc ˛a CO2
W trakcie procesu wypierania ropy naftowej za pomoc ˛a dwutlenku w˛egla w skale zbior-nikowej dochodzi do interakcji mi˛edzy płynami i powierzchni ˛a skały, która ma bezpo´sredni wpływa na własno´sci filtracyjne o´srodka. W rezultacie, oddziaływania zjawisk powierzchnio-wych i kapilarnych przekładaj ˛a si˛e na efektywn ˛a przepuszczalno´s´c dla w˛eglowodorów, a co za tym idzie wpływaj ˛a na stopie´n sczerpania zło˙za. Eksperyment umo˙zliwiaj ˛acy ocen˛e efek-tywno´sci procesów wypierania ropy naftowej za pomoc ˛a dwutlenku w˛egla z uwzgl˛ednieniem analizy wpływu składu chemicznego ropy naftowej oraz zjawisk powierzchniowych i kapilar-nych, został przeprowadzony według nast˛epuj ˛acej procedury:
– napełnienie zbiorników magazynuj ˛acych odpowiednimi płynami tzn. rop ˛a naftow ˛a, wod ˛a zło˙zow ˛a oraz dwutlenkiem w˛egla,
– umieszczenie nas ˛aczonego wod ˛a rdzenia skalnego dolomitu (D12) w komorze pomiaro-wej i wytworzenie ci´snienia uszczelniaj ˛acego,
– odtworzenie warunków zło˙zowych poprzez ustalenie podwy˙zszonej temperatury (60 °C) oraz ci´snienia zło˙zowego (16 MPa),
– wyparcie wody zło˙zowej z próbki skalnej rop ˛a naftow ˛a ze zło˙za Grobla z wydajno´sci ˛a 0.5 ml/min w celu okre´slenia nasycenia wod ˛a zwi ˛azan ˛a.
– zatłoczenie wody z wydatkiem 0.5 ml/min celem odtworzenia wtórnej eksploatacji (na-wadnianie zło˙za), co pozwoliło na okre´slenie nasycenia rop ˛a resztkow ˛a,
– zatłoczenie dwutlenku w˛egla w stanie nadkrytycznym (w warunkach powy˙zej ci´snienia mieszania) z wydatkiem tłoczenia na poziomie 0.5 ml/min do próbki skalnej - modelo-wanie metody CO2-EOR,
– rejestracja skumulowanego wydobycia ropy naftowej w funkcji czasu oraz zmian ci´snie-nia porowego,
– zako´nczenie eksperymentu w momencie osi ˛agni˛ecia braku przyrostu wydobycia w˛eglo-wodorów.
W momencie przebicia si˛e dwutlenku w˛egla, jak i na ko´ncu eksperymentu wypierania ropy z rdzenia skalnego, płyn zło˙zowy został poddany analizie chromatograficznej celem okre´sle-nia zmian składu chemicznego. Dodatkowo zmierzono spadek przepuszczalno´sci absolutnej dla rdzenia skalnego wzgl˛edem warto´sci pocz ˛atkowej. W wyniku przeprowadzonego ekspe-rymentu uzyskano zawarto´s´c wody zwi ˛azanej na poziomie 14.9%. Całkowity współczynnik sczerpania ropy naftowej po zatłoczeniu wody i dwutlenku w˛egla dla próbki dolomitu D12 wyniósł 59.5%, w tym 26.3% dla wody i 33.2% dla CO2.
5.1.1 Okre´slenie przepuszczalno´sci fazowych
Eksperyment wypierania w˛eglowodorów z rdzenia skalnego uzupełniony został o ana-liz˛e przepuszczalno´sci fazowych i wzgl˛ednych dla płynów wykorzystanych w eksperymencie. Przepuszczalno´s´c fazowa dla układu dwutlenek w˛egla-ropa naftowa została okre´slona zgodnie z procedur ˛a JBN (Mamudu et al., 2016). W tym celu zarejestrowano zmian˛e przyrostu wydoby-cia w˛eglowodorów oraz ci´snienie ró˙znicowe w trakcie przetłaczania płynów przez rdze´n skalny (rys. 5.1). Po upływie 2 godzin zarejestrowano moment przebicia si˛e fazy wypieraj ˛acej. Na-st˛epnie wykonano obliczenia umo˙zliwiaj ˛ace okre´slenie warto´sci przepuszczalno´sci fazowych w funkcji nasycenia gazem, które naniesiono na wykres (rys. 5.2). Procedura obliczeniowa wymagała okre´slenia kolejno:
a) ułamka iniekcji
Qi = Wi
gdzie: Wi - obj˛eto´s´c zatłoczonego płynu, Vp- obj˛eto´s´c porowa.
b) ´sredniego nasycenia na froncie wypierania
¯
Sw = Sw+Np Vp
(5.2)
gdzie: Sw- nasycenie dla płynu zatłaczanego
c) ułamka przepływu
fo2 = d ¯Sw dQi
(5.3)
d) nasycenia gazem na czole rdzenia
Sw2= ¯Sw− fo2· Qi (5.4)
e) wzgl˛ednego współczynnika iniekcji
Ir = (q/∆P )
(q/∆P )i (5.5)
gdzie: q - wydatek tłoczenia, ∆P - ró˙znica ci´snienia
f) przepuszczalno´sci wzgl˛ednej dla płynu wypieranego
kro= fo2· d(1/Qi)
d(1/QiIr) (5.6)
g) przepuszczalno´sci wzgl˛ednej dla płynu zatłaczanego
krw = (1 − fo2) · µw· kro
fo2· µo (5.7)
0 1 2 3 4 7.5 · 10−2 8 · 10−2 8.5 · 10−2 9 · 10−2 9.5 · 10−2 0.1
Czas eksperymentu [godziny]
Ró ˙znica ci ´snienia [bar] 1 2 3 4 5 Skumulo w ane wydobycie [ml] Ci´snienie ró˙znicowe Skumulowany przyrost ropy
Rysunek 5.1: Zarejestrowane punkty pomiarowe dla ró˙znicy ci´snienia i skumulowanego wypływu ropy naftowej z próbki skalnej. Charakterystyczne przegi˛ecie krzywej niebieskiej, jak równie˙z odchyłka 2 punktów od krzywej czerwonej po upływie 2 godzin ´swiadczy o przebiciu si˛e fazy wypieraj ˛acej.
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 Nasycenie gazem [Sg] Przepuszczalno ´s´c wzgl ˛edna [-] krg kro
Rysunek 5.2: Krzywe przepuszczalno´sci fazowej dla układu gaz-ropa.
5.1.2 Zmiana składu ropy naftowej
Pobór próbek ropy do analizy w sposób ci ˛agły w warunkach zło˙zowych jest trudny do prze-prowadzenia z uwagi na wysokie ci´snienie panuj ˛ace w układzie i niedu˙ze obj˛eto´sci dost˛epnych płynów. Dlatego te˙z, zmian˛e składu ropy naftowej wzgl˛edem składu bazowego (przed rozpo-cz˛eciem eksperymentu) wyznaczono dla próbek ropy pobranych w momencie przebicia si˛e CO2oraz w ostatnim etapie eksperymentu, tzn. w przypadku braku dalszego wynoszenia w˛e-glowodorów. Na rysunkach 5.3-5.5 przedstawiono chromatogramy dla ropy naftowej Grobla
przed iniekcj ˛a CO2 do rdzenia skalnego, na pocz ˛atku przebicia si˛e gazu, na ko´ncu ekspery-mentu oraz zbiorczy. Na rysunku 5.6 zestawiono zbiorcze zestawienie chromatogramów dla celów porównawczych.
Rysunek 5.3: Chromatogram dla ropy naftowej przed zatłoczeniem CO2.
Rysunek 5.5: Chromatogram dla ropy naftowej na koniec eksperymentu CO2-EOR.
Rysunek 5.6: Zbiorcze zestawienie chromatogramów, linia czerwona reprezentuje rop˛e bazow ˛a, linia zielona przyporz ˛adkowana jest dla ropy z pocz ˛atku iniekcji CO2oraz linia niebieska dla ko´nca eksperymentu.
Ropa naftowa Grobla jest typow ˛a lekk ˛a rop ˛a parafinow ˛a z przewag ˛a frakcji paliwowych i jednocze´snie jest pozbawiona najl˙zejszych komponentów C1-C4 (Czarnota et al., 2017c). Iniekcja CO2 do rdzenia skalnego nasyconego rop ˛a naftow ˛a doprowadziła do zmiany składu chemicznego, a tym samym jej wła´sciwo´sci fizyko-chemicznych, co widac na rysunku 5.6. W bezpo´srednim kontakcie z rop ˛a naftow ˛a, CO2w stanie nadkrytycznym zachowuje si˛e jak roz-puszczalnik. W trakcie iniekcji CO2 do próbki skalnej, nast˛epuje przemieszanie si˛e frontu w czasie. Na granicy faz dochodzi do intensywnej wymiany składników pomi˛edzy rop ˛a i CO2. Pocz ˛atkowo CO2 rozpuszcza si˛e (kondensuje) w ropie co prowadzi do spadku napi˛ecia po-wierzchniowego, lepko´sci i wzrostu współczynnika p˛ecznienia ropy naftowej. W efekcie faza
ropna staje si˛e bardziej mobilna. W nast˛epstwie lekkie w˛eglowodory ulegaj ˛a ekstrakcji tworz ˛ac drug ˛a faz˛e ciekł ˛a bogat ˛a w gazolin˛e, która jest wymywana z rdzenia skalnego. Wang opisał to zjawisko jako proces ekstrakcji-kondensacji (Wang, 1986). W zwi ˛azku z usuni˛eciem l˙zejszych w˛eglowodorów z ropy naftowej, nast˛epuje proces wytr ˛acenia si˛e ci˛e˙zszych w˛eglowodorów w postaci osadu, co doprowadziło do spadku przepuszczalno´sci absolutnej rdzenia skalnego z warto´sci pocz ˛atkowej równej 12.03 mD do warto´sci 9.26 mD . Skład chemiczny ropy nafto-wej na pocz ˛atku i ko´ncu procesu wypierania za pomoc ˛a CO2znacz ˛aco si˛e ró˙zni ˛a. Na rysunku 5.7 przedstawiono zbiorczo zmiany zawarto´sci poszczególnych grup w˛eglowodorów w trak-cie eksperymentu na badanym rdzeniu skalnym. Płyn uzyskany na pocz ˛atku eksperymentu jest bardzo lekki, tzn. odznacza si˛e du˙z ˛a zawarto´sci ˛a frakcji C6-C15. Przyrost zawarto´sci tej frak-cji w stosunku do ropy bazowej wynosi ponad 40%. Równocze´snie nast ˛apił spadek udziału komponentów ´srednich C20-C30 i ci˛e˙zkich C30+, co jest bezpo´srednim nast˛epstwem ekstrak-cji składników lekkich. Płyn otrzymany na ostatnim etapie wypierania wykazuje podwy˙zszon ˛a zawarto´s´c frakcji C16-C30. Nale˙zy zauwa˙zy´c stosunkowo niedu˙zy udział najci˛e˙zszej frakcji w składzie, która pozostała w rdzeniu skalnym. Profil składu chemicznego ropy Grobla potwier-dza proces wytr ˛acania si˛e i odkładania w˛eglowodorów ci˛e˙zkich w rdzeniu skalnym. Podobne obserwacje zostały odnotowane przez Feng et al. dla ropy naftowej ze zło˙za Jilin w Chinach (Feng et al., 2016).
Rysunek 5.7: Rozkład udziału poszczególnych grup w˛eglowodorów w składzie ropy naftowej dla zabiegu CO2-EOR.
5.1.3 Komputerowa symulacja procesu wypierania ropy naftowej za pom ˛ac ˛a CO2z rdzenia skalnego
Przeprowadzony w warunkach laboratoryjnych eksperyment procesu wypierania ropy za pomoc ˛a metod wtórnych i trzecich eksploatacji ropy naftowej odtworzony został za pomoc ˛a komputerowej symulacji numerycznej. W tym celu zbudowano syntetyczny model rdzenia skalnego D12, który składał si˛e z 68 455 komórek i został on przedstawiony na rys. 5.8. ´Sred-nica rdzenia (3.81 cm) podzielona została na 39 komórek, natomiast długo´s´c próbki skalnej (7.51 cm) została podzielona na 45 bloków, tym samym ka˙zda komórka ma kształt prosto-padło´scianu o wymiarach x=y=0.977 mm i z=1.668 mm. Nale˙zy zauwa˙zy´c, ˙ze w zwi ˛azku z brakiem mo˙zliwo´sci odtworzenia systemu kanalików i porów, numeryczny model jest homo-geniczny i izotropowy, tzn. ka˙zda komórka ma tak ˛a sam ˛a warto´s´c porowato´sci (19.07%) i prze-puszczalno´sci (12.03 mD). Tym samym, syntetyczny rdze´n skalny odznacza si˛e wymiarami i parametrami petrofizycznymi równymi warto´sciom uzyskanymi na drodze eksperymentalnej.
Rysunek 5.8: Numeryczny model rdzenia skalnego.
Pełny model symulacyjny uzupełniony został o model płynu zło˙zowego opracowany na podstawie wyników bada´n laboratoryjnych przedstawionych w rozdziałach 2 - 4 dla ropy ze zło˙za Grobla (rys. 2.8) oraz zale˙zno´s´c przepuszczalno´sci fazowych w funkcji nasycenia pły-nami (rys. 5.2). Warunki pocz ˛atkowe, w tym ci´snienie, temperatur˛e i nasycenia oraz wydatek tłoczenia zdefiniowano zgodnie z warto´sciami ustalonymi w trakcie eksperymentu. Nast˛epnie odtworzono przebieg wypierania z udziałem dwutlenku w˛egla, co pozwoliło okre´sli´c zmian˛e
nasycenia rop ˛a naftow ˛a w rdzeniu skalnym. Przemieszczanie si˛e profilu wypierania w˛eglo-wodorów za pomoc ˛a dwutlenku w˛egla w funkcji czasu przedstawiono na rys. 5.9-5.12. Ce-lem porównania eksperymentu numerycznego z laboratoryjnym, wyniki z pomiarów zostały zestawione na rys. 5.13. Zaprezentowane wyniki pokazuj ˛a dobre dopasowanie modelu symu-lacyjnego do wyników pomiarów laboratoryjnych. Oznacza to,i˙z opis zjawisk zachodz ˛acych w skale zbiornikowej uzyskany w drodze eksperymentów laboratoryjnych pozwala na wiary-godne modelowanie numeryczne procesów wypierania ropy naftowej za pomoc ˛a dwutlenku w˛egla i mo˙ze by´c przeniesiony do modelu zło˙za w pełnej skali.
Rysunek 5.9: Wizualizacja 3D przemieszczaj ˛acego si˛e frontu nasycenia w rdzeniu skalnym w wyniku iniekcji CO2.
Rysunek 5.11: Zmiana nasycenia w numerycznym modelu próbki skalnej po 90 min.
Rysunek 5.12: Zmiana nasycenia w numerycznym modelu próbki skalnej po 120 min - moment przebicia.
0 1 2 3 0 1 2 3 4 R2= 0.9998 Pomiar [ml] Symulacja [ml] Punkt pomiarowy y=x 0 1 2 3 4 7.5 8 8.5 9 ·10−2 Czas [godziny] Ci ´snienie ró ˙znico we [bar] Punkt pomiarowy Symulacja
Rysunek 5.13: Zestawienie dopasowania wyników pomiarowych z wynikami uzyskanymi z komputerowej symulacji dla obj˛eto´sci wypartych płynów oraz zmian ci´snienia ró˙znicowego.