Badania laboratoryjne zwil˙zalno´sci i zjawisk kapilarnych w skałach
4.2 Badania zjawisk kapilarnych w skałach zbiornikowych
4.2.1 Aparatura i przebieg eksperymentu
Na rysunku 4.5 przedstawiono aparatur˛e wykorzystan ˛a w celu pomiaru ci´snienia kapilar-nego, natomiast rysunek 4.6 przedstawiono schemat stanowiska laboratoryjnego. W skład ze-stawu wchodzi: komora na rdze´n, pompy laboratoryjne typu ISCO, zbiorniki magazynuj ˛ace płyny wykorzystywane w eksperymentach oraz manometr ró˙znicy ci´snie´n. Główne elementy instalacji (bez pomp) umieszczone zostały w piecu przemysłowym, co umo˙zliwiło wykona-nie pomiarów w temperaturze zbli˙zonej do temperatury w zło˙zu ropy naftowej. W pierwszym kroku procedury pomiarowej nas ˛aczony solank ˛a (6%) rdze´n skalny został umieszczony wraz z płytk ˛a porow ˛a odznaczaj ˛ac ˛a si˛e ci´snieniem przebicia równym 1500 kPa (rys. 4.7) w komo-rze na rdze´n. Nast˛epnie zbudowano ci´snienie uszczelniaj ˛ace (20 MPa) oraz porowe (16 MPa). Ci´snienie budowano stopniowo, w taki sposób, aby w ci ˛agu całej procedury zapewni´c 4 MPa ró˙znicy ci´snienia pomi˛edzy układem zewn˛etrznym a wewn˛etrznym. Nast˛epnie zaprogramo-wano sekwencj˛e progowych warto´sci ró˙znicy ci´snienia mi˛edzy wej´sciem i wyj´sciem komory pomiarowej na poziomie: 6.9, 21, 41, 69, 138, 207, 276, 345, 414, 483 kPa. Przyj˛eta ró˙znica ci´snienia okre´slana była od warto´sci pocz ˛atkowej ci´snienia porowego wynosz ˛acego 16 MPa, a jej przyrost spowodowany był powolnym wtłaczaniem ropy naftowej do rdzenia. Tym samym, w ostatnim kroku pomiarowym, warto´s´c ci´snienia porowego wynosiła 16.483 MPa. W trakcie pomiaru rejestrowana była wielko´s´c ró˙znicy ci´snienia oraz zmiany wypartej obj˛eto´sci płynu z rdzenia skalnego. Zmiany obj˛eto´sci płynu w rdzeniu pozwoliły na okre´slenie zmian nasycenia płynami i w rezultacie wykre´slenie krzywych ci´snienia kapilarnego w funkcji nasycenia wod ˛a. T ˛a sam ˛a procedur˛e pomiarow ˛a przeprowadzono dla wszystkich próbek skalnych, zarówno dla układu ropa - woda, jak i ropa nasycona dwutlenkiem w˛egla - woda. Przeprowadzony ekspery-ment miał na celu okre´slenie warto´sci ci´snienia kapilarnego dla procesu drena˙zu, czyli obni˙za-nia si˛e nasyceobni˙za-nia przestrzeni porowej faz ˛a zwil˙zaj ˛ac ˛a (w tym przypadku wod ˛a) oraz zbadania
wpływu dwutlenku w˛egla na efekty kapilarne w przestrzeni porowej. Uzyskane w ten sposób krzywe przedstawiaj ˛a skal˛e zjawisk kapilarnych dla układu ropa - woda oraz ropa nasycona CO2- woda.
Rysunek 4.5: Aparatura laboratoryjna umo˙zliwiaj ˛aca pomiar ci´snienia kapilarnego w o´srodku porowatym.
Rysunek 4.6: Schemat aparatury umo˙zliwiaj ˛acej pomiar ci´snienia kapilarnego w o´srodku porowatym. W przypadku eksperymentu wpływu dwutlenku w˛egla na wielko´s´c ci´snienia kapilarnego, dodawany był on do zbiornika z rop ˛a.
Rysunek 4.7: Płytki porowe z ci´snieniem przebicia 1500 kPa wykorzystane do pomiaru ci´snienia kapilarnego.
4.2.2 Zestawienie wyników pomiaru ci´snienia kapilarnego dla próbek pia-skowca ci˛e˙zkowickiego i dolomitu w układzie ropa - woda
W tabeli 4.3 uj˛eto warto´sci ci´snienia kapilarnego dla próbek skalnych piaskowca ci˛e˙zko-wickiego, natomiast w tabeli 4.4 uj˛eto uzyskane warto´sci ci´snienia kapilarnego dla dolomitu.
Tabela 4.3: Zmierzone warto´sci ci´snienia kapilarnego w funkcji nasycenia wod ˛a dla piaskowca ci˛e˙zkowickiego.
Ci´snienie kapilarne [kPa] Nasycenie [-] C2 C10 C13 Warunki pocz ˛atkowe 1.0000 1.0000 1.0000
7 0.8029 0.7696 0.7474 21 0.6195 0.5832 0.5673 41 0.4394 0.4174 0.4056 69 0.3481 0.3253 0.3161 138 0.2846 0.2667 0.2589 207 0.2578 0.2438 0.2368 276 0.2469 0.2314 0.2249 345 0.2388 0.2261 0.2197 414 0.2337 0.2236 0.2172 483 0.2311 0.2221 0.2159
Tabela 4.4: Zmierzone warto´sci ci´snienia kapilarnego w funkcji nasycenia wod ˛a dla dolomitu.
Ci´snienie kapilarne [kPa] Nasycenie [-] D1 D21 D22 Warunki pocz ˛atkowe 1.0000 1.0000 1.0000
7 0.6887 0.6583 0.7104 21 0.4938 0.4724 0.5139 41 0.3678 0.3612 0.4012 69 0.3392 0.3251 0.3696 138 0.3326 0.3015 0.3645 207 0.3283 0.2846 0.3630 276 0.3249 0.2748 0.3623 345 0.3217 0.2707 0.3616 414 0.3193 0.2681 0.3612 483 0.3177 0.2665 0.3609
Rysunki 4.8 i 4.9 przedstawia krzywe ci´snienia kapilarnego dla próbek piaskowca ci˛e˙zko-wickiego i dolomitu. 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 Nasycenie [-] Ci ´snienie kapilarne [kP a] C2 C10 C13
0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 Nasycenie [-] Ci ´snienie kapilarne [kP a] D1 D21 D22
Rysunek 4.9: Krzywe ci´snienia kapilarnego dla próbek dolomitu.
4.2.3 Zestawienie wyników pomiaru ci´snienia kapilarnego dla próbki dolomitu w układzie ropa naftowa nasycona CO2- woda
W celu realizacji eksperymentów zwi ˛azanych z analiz ˛a wpływu dwutlenku w˛egla na wiel-ko´s´c ci´snienia kapilarnego wybrano próbk˛e skaln ˛a dolomitu D21, ze wzgl˛edu na wyniki po-miaru zwil˙zalno´sci, które wskazały na ropo-zwil˙zalny charakter powierzchni tej skały. W zwi ˛azku z tym u˙zycie CO2 daje mo˙zliwo´sci podniesienia współczynnika sczerpania w tego typu o´srodku skalnym. W tabeli 4.5 uj˛eto warto´sci ci´snienia kapilarnego dla badanej próbki skalnej w funkcji nasycenia wod ˛a, dla wariantów gdy ropa naftowa jest nasycona odpowiednio w 14%, 20% i 26% CO2. Udział procentowy odzwierciedla proporcj˛e obj˛eto´sciow ˛a, tzn., na ka˙zde 500 ml ropy naftowej przypada odpowiednio 70 ml, 100 ml i 130 ml CO2, przy ci´snie-niu pocz ˛atkowym 4 MPa i temperaturze 60 °C. Nast˛epnie ka˙zdy układ spr˛e˙zono do 16 MPa tzn. powy˙zej wcze´sniej okre´slonej warto´sci ci´snienia mieszania, która wynosiła odpowiednio 12.3, 13.2 i 14.1 MPa, dla ka˙zdej z przyj˛etych proporcji udziału CO2 w ropie naftowej. Przy-j˛eta warto´s´c ci´snienia pocz ˛atkowego w pełni gwarantowała wyst ˛apienie zjawiska mieszalno´sci dwutlenku w˛egla z rop ˛a naftow ˛a we wszystkich przedstawionych wariantach. Pomiar ci´snienia kapilarnego dla układu ropa nasycona CO2 - woda przeprowadzono w sposób identyczny jak dla pomiaru ropy nienasyconej dwutlenkiem w˛egla w kontakcie z wod ˛a. Tabela 4.6 przedstawia warto´sci MMP dla CO2 w funkcji nasycenia ropy tym gazem. Warto´sci MMP okre´slono me-tod ˛a RPI opisan ˛a w poprzednim rozdziale pracy. Na rys. 4.10 przedstawiono krzywe ci´snienia kapilarnego dla próbki dolomitu D21 przy ró˙znych warto´sciach nasycenia ropy CO2.
Tabela 4.5: Zmierzone warto´sci ci´snienia kapilarnego w funkcji nasycenia wod ˛a dla układu ropa nasycona CO2 -woda.
Ci´snienie kapilarne [kPa]
Nasycenie [-]
0% CO2 14% CO2 20% CO2 26% CO2
Warunki pocz ˛atkowe 1.0000 1.0000 1.0000 1.0000 7 0.6583 0.6066 0.5874 0.5685 21 0.4724 0.4362 0.4216 0.4072 41 0.3612 0.3331 0.3238 0.3146 69 0.3251 0.3019 0.2894 0.2771 138 0.3015 0.2793 0.2693 0.2594 207 0.2846 0.2631 0.2536 0.2442 276 0.2748 0.2554 0.2458 0.2363 345 0.2707 0.2494 0.2422 0.2335 414 0.2681 0.2482 0.2394 0.2307 483 0.2665 0.2472 0.2372 0.2273
Tabela 4.6: Warto´s´c MMP w funkcji nasycenia CO2.
Koncentracja CO2[%] 14 20 26 Minimalne ci´snienie mieszania [MPa] 12.3 13.2 14.1
4.2.4 Analiza zmian zjawisk kapilarnych dla badanych próbek skał zbiorniko-wych
Pomiar ci´snienia kapilarnego przeprowadzono na próbkach skalnych zarówno piaskowca ci˛e˙zkowickiego oraz dolomitu. Zestawienie wyników na rysunkach 4.8 i 4.9 pokazuje, i˙z próbki o mniejszej przepuszczalno´sci absolutnej charakteryzuj ˛a si˛e wy˙zszym ci´snieniem kapilarnym i zawarto´sci ˛a wody zwi ˛azanej. Jest to zwi ˛azane z wykształceniem przestrzeni porowej. Wraz ze spadkiem przepuszczalno´sci absolutnej skał zbiornikowych, zazwyczaj ro´snie w nich udział mikro i nano por, co sprzyja intensywno´sci wyst˛epowania zjawisk kapilarnych. Próbki skalne dolomitu charakteryzuj ˛a si˛e wy˙zszymi warto´sciami nasycenia wod ˛a zwi ˛azan ˛a w porównaniu z badanymi skałami piaskowcowymi. W przypadku piaskowca warto´s´c nasycenia wod ˛a zwi ˛ a-zan ˛a oscyluje w granicach 20%, w przypadku dolomitu warto´s´c tego parametru wynosi około 30%. Rys. 4.11 pokazuje zwi ˛azek mi˛edzy przepuszczalno´sci ˛a absolutn ˛a, a nasyceniem wody zwi ˛azanej w próbkach skalnych.
Rysunek 4.11: Zwi ˛azek mi˛edzy nasyceniem wody zwi ˛azanej, a przepuszczalno´sci ˛a absolutn ˛a.
Odmienny jest równie˙z kształt krzywych w zale˙zno´sci od rodzaju skały. W przypadku pró-bek piaskowca obserwuje si˛e łagodny przebieg krzywych, co oznacza stopniowy wzrost ci-´snienia kapilarnego w funkcji zmiany nasycenia wod ˛a w przestrzeni porowej, a wi˛ec nast˛epuje wypieranie wody z por o coraz mniejszej ´srednicy. W przypadku dolomitu obserwuje si˛e ostry wzrost warto´sci ci´snienia kapilarnego w pobli˙zu nasycenia woda zwi ˛azan ˛a. Krzywa ma w tym przypadku kształt zbli˙zony do litery ”L” i ´swiadczy to o znacznej niejednorodno´sci
wykształ-cenia przestrzeni porowej powodowanej na przykład wyst˛epowaniem mikroszczelin. Determi-nuj ˛a one przepływ płynów w szerokim zakresie zmiany nasycenia wod ˛a (obejmuj ˛ac znaczn ˛a cz˛e´s´c przestrzeni porowej w skale) przy stosunkowo niskim ci´snieniu kapilarnym. Pozostała cz˛e´s´c przestrzeni porowej skały zwi ˛azana jest z mikroporami i dlatego w tym przypadku ob-serwuje si˛e znacz ˛acy wzrost roli ci´snienia kapilarnego.
W zwi ˛azku z ropo-zwil˙zalnym charakterem powierzchni próbek skalnych dolomitu, dla okre´slenia wpływu CO2 uaktywnienie ropy resztkowej zwi ˛azanej siłami powierzchniowymi ze skał ˛a, do bada´n wybrano rdze´n reprezentuj ˛acy dolomit (D21). Wyniki eksperymentu z wy-korzystaniem zmieszanego z rop ˛a naftow ˛a dwutlenku w˛egla wykazały, i˙z zwi˛ekszenie ilo´sci rozpuszczonego gazu w ropie naftowej wpływa na redukcj˛e warto´sci ci´snienia kapilarnego. Uzyskany efekt powodowany jest zmniejszeniem napi˛ecia powierzchniowego na granicy ropa-woda, wpływa´c mo˙ze równie˙z na charakter zwil˙zalno´sci powierzchni skały. Nale˙zy równie˙z zaznaczy´c, ˙ze wielko´s´c napi˛ecia powierzchniowego zwi ˛azana jest z adsorpcj ˛a substancji roz-puszczonej (CO2) na granicy fazowej. Tym samym, wpływ substancji rozpuszczonej na napi˛e-cie powierzchniowe zale˙zy od tego, czy st˛e˙zenie w warstwie przypowierzchniowej jest wi˛ek-sze, czy te˙z mniejwi˛ek-sze, ni˙z ma to miejsce w gł˛ebi roztworu. To z kolei wpływa na oddziaływania cz ˛asteczek wody z cz ˛asteczkami substancji rozpuszczonej. Dwutlenek w˛egla wykazuje silniej-sze powinowactwo do wody ni˙z zwi ˛azków organicznych (hydrofobowych), w zwi ˛azku z tym gromadzi si˛e na granicy o´srodka ropa-woda i odpycha w˛eglowodory od wody. W efekcie ob-serwowane jest obni˙zenie napi˛ecia powierzchniowego, a tym samym ci´snienia kapilarnego. Proces ten zwi ˛azany jest z faktem, ˙ze dwutlenek w˛egla ulega jedynie fizycznemu wymieszaniu z rop ˛a naftow ˛a, natomiast w przypadku wody jest zdolny do reagowania i tworzenia słabego kwasu w˛eglowego. Dodatkowo, nale˙zy podkre´sli´c, ˙ze najwi˛eksze nasycenie mieszanin ˛a CO2 -ropa w próbce skalnej obserwowane jest przy najwi˛ekszym udziale molowym CO2. Skutkuje to p˛ecznieniem ropy naftowej, co prowadzi do reorganizacji uło˙zenia cz ˛asteczek wchodz ˛acych w skład ropy naftowej wzgl˛edem stanu pocz ˛atkowego. Nale˙zy równie˙z zaznaczy´c, ˙ze w trakcie przepływu płynu w o´srodku porowatym, przy wyst˛epowaniu ci´snienia kapilarnego, dochodzi do strat energii płynu w wyniku kontaktu ze skał ˛a zbiornikow ˛a, co ma przeło˙zenie na warto´s´c ci´snienia w strefie przyodwiertowej. Wielko´s´c tych strat mo˙zna policzy´c z poni˙zszej zale˙zno´sci (Dandekar, 2013): ∆W = φ · Vp· Z Sw2 Sw1 Pc· dSw (4.1) gdzie:
φ-porowato´s´c [-], Vp-obj˛eto´s´c próbki [m3], Pc-ci´snienie kapilarne [Pa], dSw-zmiana nasycenia wod ˛a [-].
Zgodnie z powy˙zsz ˛a zale˙zno´sci ˛a, straty energii reprezentowane s ˛a przez pole powierzchni pod krzyw ˛a zmian ci´snienia kapilarnego w funkcji nasycenia wod ˛a. W celu okre´slenia redukcji strat energii wynikaj ˛acych wyst˛epowania ci´snienia kapilarnego w przestrzeni porowej dzi˛eki modyfikacji własno´sci fizyko-chemicznych ropy naftowej za pomoc ˛a dwutlenku w˛egla, okre-´slono pole pod krzywymi ci´snienia kapilarnego przy ró˙znym nasyceniu CO2. W przypadku maksymalnego ci´snienia kapilarnego dla próbki skalnej D21, praca niezb˛edna do wyparcia 1 ml wody przez rop˛e wynosi 0.241 J. W przypadku nasycenia ropy naftowej dwutlenkiem w˛e-gla w ilo´sci 14%, 20% i 26%, praca konieczna do wyparcia tej samej obj˛eto´sci płynu (1 ml) jest zmniejszona odpowiednio do warto´sci 0.173 J, 0.142 J, 0.127 J. Graficznie zwi ˛azek mi˛e-dzy prac ˛a, a nasyceniem CO2 został przedstawiony na rys. 4.12. Tym samym praca ta mo˙ze zosta´c zmniejszona o 28%, 41% i 47%, co bezpo´srednio przekłada si˛e na lepsz ˛a efektywno´s´c wypierania ropy z przestrzeni porowej. Rezultaty przeprowadzonych eksperymentów w skali laboratoryjnej wskazuj ˛a na skuteczno´s´c metody CO2-EOR i potencjalne korzystne efekty z jej stosowania. Uwzgl˛ednienie wyników przeprowadzonych bada´n w analizie dla pełnej skali zło˙za ropy naftowej pozwoli precyzyjniej oceni´c mo˙zliwo´sci stosowania tych metod i zmniej-szy´c ryzyko niepowodzenia takich aplikacji.