Index of /rozprawy2/11479

Pełen tekst

(1)A KADEMIA G ÓRNICZO -H UTNICZA IM .. S TANISŁAWA S TASZICA W K RAKOWIE. W YDZIAŁ W IERTNICTWA , NAFTY I G AZU ˙ K ATEDRA I N ZYNIERII NAFTOWEJ. P RACA DOKTORSKA. ROBERT C ZARNOTA. Z JAWISKA KAPILARNE I POWIERZCHNIOWE W SKAŁACH ´ ´ ZBIORNIKOWYCH W SWIETLE BADA N LABORATORYJNYCH NA RDZENIACH SKALNYCH. P ROMOTOR : dr hab. inz˙ Paweł Wojnarowski, prof. AGH. Kraków 2019.

(2) Podzi˛ekowania. Serdecznie dzi˛ekuj˛e mojemu promotorowi, dr hab. inz˙ . Pawłowi Wojnarowskiemu prof. AGH, za nieoceniona˛ pomoc merytoryczna,˛ cenne uwagi oraz zaangaz˙ owanie, niezb˛edne do napisanie niniejszej pracy.. Prof. dr hab. inz˙ . Jerzemu Stopie, Dr inz˙ . Piotrowi Kosowskiemu, dr inz˙ . Damianowi Janidze, mgr inz˙ . Ewie Knapik dzi˛ekuj˛e za wielogodzinne dyskusje, sugestie oraz dzielenie si˛e wiedza˛ w trakcie przeprowadzania badań naukowych.. Pragn˛e równiez˙ wyrazić moja˛ wdzi˛eczno´sc´ wszystkim pracownikom Wydziału Wiertnictwa, Nafty i Gazu, którzy słuz˙ yli wsparciem na kaz˙ dym etapie realizacji doktoratu..

(3) Streszczenie Kluczowa˛ rol˛e w trakcie doboru metod EOR odgrywaja˛ zjawiska powierzchniowe i kapilarne zachodzace ˛ w skale zbiornikowej. Na przestrzeni lat przeprowadzono szereg eksperymentów dotyczacych ˛ ci´snienia kapilarnego, przy czym ich celem było opisanie zjawiska w sposób ilosćiowy lub okre´slenie wpływu wybranych parametrów, np. zasolenia wody złoz˙ owej. Zjawiska kapilarne i powierzchniowe wcia˛z˙ nie sa˛ wystarczajaco ˛ opisane w literaturze, zwłaszcza pod katem ˛ eksploatacji złóz˙ w˛eglowodorów, w szczególno´sci doboru metod CO2 -EOR. Dotychczas nie przeprowadzono eksperymentów, których rezultatem byłby opis wpływu dwutlenku w˛egla rozpuszczonego w ropie naftowej na wielko´sc´ ci´snienia kapilarnego. Celem przedstawionej pracy doktorskiej jest rozszerzenie wiedzy na temat wpływu zjawisk kapilarnych i powierzchniowych na zaawansowane procesy eksploatacji złóz˙ ropy naftowej wykorzystujace ˛ CO2 , szczególnie dla skał zbiornikowych wyst˛epujacych ˛ na terenie Polski, w oparciu o badania laboratoryjne na rdzeniach skalnych. W pierwszym rozdziale pracy scharakteryzowano zaawansowane metody wydobycia ropy naftowej ze szczególnym zwróceniem uwagi na metody wykorzystujace ˛ CO2 , jak równiez˙ przeanalizowano zjawiska kapilarne i powierzchniowe oraz stosowane do ich pomiaru metody laboratoryjne. W drugim rozdziale 2 przedstawiono charakterystyk˛e materiałów wykorzystanych w badaniach laboratoryjnych, w tym rdzeni skalnych i rop naftowych z wybranych polskich złóz˙ . W rozdziale trzecim zaprezentowano dwie nowe metody okre´slania minimalnego ci´snienia mieszania (MMP) dla układu CO2 - ropa naftowa. Zaprezentowano wyniki badania wpływu temperatury i składu ropy naftowej na MMP z wykorzystaniem proponowanych metod. Przedstawiono równiez˙ wyniki badań zjawiska rozpuszczalno´sci CO2 w ropie naftowej z wykorzystaniem nowej metody pomiarowej. Rozdział czwarty zawiera opis metodyki pomiarów zwilz˙ alno´sci i ci´snień kapilarnych w o´srodku porowatym oraz wyniki badań z uwzgl˛ednieniem dwutlenku w˛egla. W rozdziale piatym ˛ przedstawiono procesy wypierania, przepuszczalno´sci fazowych, zmiany składu chemicznego ropy wraz z komputerowym odwzorowaniem eksperymentu wypierania na syntetycznym modelu rdzenia. Ostatni rozdział pracy obejmuje weryfikacj˛e celowo´sci pracy, wnioski oraz elementy nowo´sci..

(4) Abstract A key role in the selection of EOR methods is given by surface and capillary phenomena occurring in the reservoir rock. Over the years, a number of experiments regarding capillary pressure were carried out, the purpose of which was to describe the phenomenon in a quantitative manner or to determine the impact of selected parameters, e.g. salinity of reservoir water. Capillary and surface phenomena are still not sufficiently described in the literature, especially in terms of hydrocarbon production, in particular the selection of CO2 - EOR methods. So far, no experiments have been carried out, which describe the impact of carbon dioxide dissolved in crude oil on the capillary pressure. The aim of this dissertation is to extend the knowledge on the influence of capillary and surface phenomena on advanced processes of oil production using CO2 , especially for reservoir rocks present in Poland, based on laboratory tests. In the first chapter of the work, advanced methods of oil extraction were characterized with particular attention to methods using CO2 , as well as capillary and surface phenomena and laboratory methods used to measure them. The second chapter presents the characteristics of materials used in laboratory tests, including rock cores and crude oil from selected Polish reservoirs. The third chapter presents two new methods for determining the minimum miscibility pressure (MMP) for the system CO2 - crude oil. Furthermore, the influence of temperature and crude oil composition on MMP using the proposed methods are presented. The results of the CO2 solubility phenomenon in crude oil using the new measurement method were also presented. The fourth chapter contains a description of the methodology for measuring wettability and capillary pressures in a porous medium as well as test results including carbon dioxide. The fifth chapter presents the processes of displacement, relative permeability investigation, changes in the chemical composition of crude oil along with a computer simulation of the experiment on a synthetic core model. The last chapter of the work includes verification of the purposefulness of work, conclusions and elements of novelty..

(5) Spis tre´sci Spis rysunków . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. iii. Spis tablic . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. ix. 1 Wprowadzenie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 1. 1.1. Interakcja dwutlenku w˛egla z ropa˛ naftowa˛ i jego wpływ na zjawiska powierzchniowe i kapilarne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.1.1. Definicja minimalnego ci´snienia mieszania (MMP) i laboratoryjne metody pomiaru . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 1.2. Metody pomiaru zwilz˙ alno´sci . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19. Ci´snienie kapilarne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 1.3.1. 1.4. 7. Zwilz˙ alno´sc´ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 1.2.1. 1.3. 6. Metody laboratoryjne pomiaru ci´snienia kapilarnego . . . . . . . . . . 25. Cel pracy doktorskiej i problem badawczy . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30. 2 Charakterystyka materiałów wykorzystanych w badaniach laboratoryjnych . . 33 2.1. 2.2. Własno´sci fizykochemiczne ropy naftowej . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33 2.1.1. G˛esto´sc´ ropy naftowej . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33. 2.1.2. Lepko´sc´ ropy naftowej . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35. 2.1.3. Skład ropy naftowej . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37. Charakterystyka skał zbiornikowych wykorzystanych w badaniach laboratoryjnych . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42. 2.3. Charakterystyka własno´sci fizycznych CO2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51. 3 Badanie procesów mieszania dwutlenku w˛egla z ropa˛ naftowa˛ . . . . . . . . . . 52 3.1. Metoda akustyczna (SRM) pomiaru MMP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53. 3.2. Metoda szybkiego przyrostu ci´snienia (RPI), (Czarnota et al., 2017b) . . . . . 56. 3.3. Walidacja metod SRM i RPI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59. i.

(6) 3.3.1 3.4. Wpływ masy molowej na wielko´sc´ minimalnego ci´snienia mieszania . 62. Okre´slenie warto´sci MMP w funkcji własno´sci fizycznych i warunków termodynamicznych w dla wybranych rop naftowych . . . . . . . . . . . . . . . . . 64. 3.5. Rozpuszczalno´sc´ CO2 w ropie naftowej . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73. 4 Badania laboratoryjne zwil˙zalno´sci i zjawisk kapilarnych w skałach zbiornikowych . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82 4.1. Badanie zwilz˙ alno´sci powierzchni skał zbiornikowych . . . . . . . . . . . . . 83. 4.2. Badania zjawisk kapilarnych w skałach zbiornikowych . . . . . . . . . . . . . 87 4.2.1. Aparatura i przebieg eksperymentu . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87. 4.2.2. Zestawienie wyników pomiaru ci´snienia kapilarnego dla próbek piaskowca ci˛ez˙ kowickiego i dolomitu w układzie ropa - woda . . . . . . . 89. 4.2.3. Zestawienie wyników pomiaru ci´snienia kapilarnego dla próbki dolomitu w układzie ropa naftowa nasycona CO2 - woda . . . . . . . . . . 91. 4.2.4. Analiza zmian zjawisk kapilarnych dla badanych próbek skał zbiornikowych . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93. 5 Modelowanie oddziaływania CO2 z ropa˛ naftowa˛ w skale zbiornikowej podczas procesu wypierania . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 96 5.1. Badania laboratoryjne procesu wypierania ropy naftowej za pomoca˛ CO2 . . . 96 5.1.1. Okre´slenie przepuszczalno´sci fazowych . . . . . . . . . . . . . . . . . 97. 5.1.2. Zmiana składu ropy naftowej . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 99. 5.1.3. Komputerowa symulacja procesu wypierania ropy naftowej za pomac ˛ a˛ CO2 z rdzenia skalnego . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103. ´ 6 Uwagi koncowe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 106 6.1. Osiagni˛ ˛ ecia pracy . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 106. 6.2. Weryfikacja przyj˛etej tezy . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107. 6.3. Wnioski . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107. Bibliografia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 110 Dodatek A Artykuły naukowe i materiały konferencyjne . . . . . . . . . . . . . . . 125. ii.

(7) Spis rysunków 1.1. Technologia cyklicznego zatłaczania - produkcji z wykorzystaniem CO2 (Ezekwe, 2010). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 3. 1.2. Technologia WAG (Lake, 1989). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 4. 1.3. Technologia VAPEX (Ezekwe, 2010). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 5. 1.4. Rozwiazanie ˛ technologiczne XVAPEX (Ezekwe, 2010). . . . . . . . . . . . . .. 6. 1.5. Schemat aparatury STT, (Zhang i Gu, 2015) . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 9. 1.6. Przykładowy wykres diagnostyczny wykorzystywany przy metodyce STT, (Zhang i Gu, 2015) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10. 1.7. Schemat aparatury OBS, (Wei et al., 2017) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11. 1.8. Post˛epujacy ˛ proces mieszalno´sci CO2 z ropa˛ naftowa˛ w komorze PVT, (Wei et al., 2017) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11. 1.9. Schemat aparatury RBA, Zhang i Gu (2016a) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13. 1.10 Przebieg eksperymentu umoz˙ liwiajacego ˛ wyznaczenie warto´sci MMP metoda˛ RBA, (Zhang i Gu, 2016a) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 1.11 Schemat aparatury VIT, (Zhang i Gu, 2016b) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 1.12 Przykładowy wykres diagnostyczny wykorzystywany przy technice VIT, (Zhang i Gu, 2016b) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 1.13 Schemat aparatury MRI, (Liu et al., 2016) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 1.14 Wizualizacja post˛epujacego ˛ procesu mieszalno´sciza pomoca˛ metody MRI, (Liu et al., 2016) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 1.15 Schemat aparatury X-ray, (Liu et al., 2015) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 1.16 Obrazowanie post˛epujacego ˛ procesu mieszalno´sci dla układu dwufazowego za pomoca˛ metody X-ray, (Liu et al., 2015) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 1.17 Charakterystka o´srodka porowatego w oparciu o kat ˛ zwilz˙ ania (Ahmed, 2006).. 19. 1.18 Charakterystka o´srodka porowatego w oparciu o kat ˛ zwilz˙ ania (Amirpour et al., 2015). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20. iii.

(8) 1.19 Wykresy diagnostyczne tworzone w celu okre´slenia zwilz˙ alno´sci metoda˛ USBM (McPhee et al., 2015). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 1.20 Aparat Amotta stosowany w trakcie etapu spontanicznego wypierania ropy naftowej i wody z rdzenia skalnego celem okre´slania zwilz˙ alno´sci (McPhee et al., 2015). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 1.21 Wznios poziomu wody w rurce kapilarnej o promieniu – r na wysoko´sc´ – h. . . 24 1.22 Rozkład ci´snienia kapilarnego w złoz˙ u ropy naftowej (Ahmed, 2006). . . . . . 25 1.23 Proces drenaz˙ u i chłonno´sci podczas pomiaru ci´snienia kapilarnego na rdzeniu skalnym w wirówce szybkoobrotowej. (Luo i Li, 2017) . . . . . . . . . . . . . 27 1.24 komora pomiarowa wykorzystywana do pomiaru ci´snienia kapilarnego z wykorzystaniem płytki porowej (McPhee et al., 2015). . . . . . . . . . . . . . . . 29 1.25 Krzywe ci´snienia kapilarnego w funkcji nasycenia, dla skał słabo przepuszczalnych – K1, s´rednio przepuszczalnych – K2 i skał o wysokich warto´sciach parametru przepuszczalno´sci – K3 (Ahmed, 2006). . . . . . . . . . . . . . . . 30 2.1. Graficzna prezentacja rozkładu cechy statystycznej dla kaz˙ dej z analizowanych rop naftowych. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35. 2.2. Lepko´sc´ dynamiczna rop naftowych w funkcji temperatury przy ci´snieniu atmosferycznym. Dolna i górna granica została wyznaczona poprzez uwzgl˛ednienie odchylenia standardowego. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37. 2.3. Chromatogram dla ropy naftowej Grobla . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38. 2.4. Chromatogram dla ropy naftowej Jaszczew . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39. 2.5. Chromatogram dla ropy naftowej Plawowice . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39. 2.6. Chromatogram dla ropy naftowej Potok . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39. 2.7. Chromatogram dla ropy naftowej Roztoki . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40. 2.8. Udział poszczególnych grup frakcyjnych w ropie naftowej Grobla . . . . . . . 41. 2.9. Udział poszczególnych grup frakcyjnych w ropie naftowej Jaszczew . . . . . . 41. 2.10 Udział poszczególnych grup frakcyjnych w ropie naftowej Pławowice . . . . . 42 2.11 Udział poszczególnych grup frakcyjnych w ropie naftowej Potok . . . . . . . . 42 2.12 Udział poszczególnych grup frakcyjnych w ropie naftowej Roztoki . . . . . . . 42 2.13 Zalez˙ no´sc´ parametru przepuszczalno´sci od porowato´sci z uwzgl˛ednieniem niepewno´sci pomiaru dla próbek piaskowca (rys. góra) oraz dolomitu (rys. dół). . . 47. iv.

(9) 2.14 Zdj˛ecie powierzchni próbki skalnej wykonanej pod mikroskopem piaskowca ci˛ez˙ kowickiego - C2. A - zastosowano jeden filtr polaryzacyjny i B - zastosowano podwójny filtr polaryzacyjny. Symbole: Qtz i Ms oznaczaja˛ odpowiednio minerał kwarcu i muskowitu. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 2.15 Zdj˛ecie powierzchni próbki skalnej wykonanej pod mikroskopem piaskowca ci˛ez˙ kowickiego - C10. A - zastosowano jeden filtr polaryzacyjny i B - zastosowano podwójny filtr polaryzacyjny. Symbole: Qtz i Fsp oznaczaja˛ odpowiednio minerał kwarcu i skaleń. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 2.16 Zdj˛ecie powierzchni próbki skalnej wykonanej pod mikroskopem piaskowca ci˛ez˙ kowickiego - C13. A - zastosowano jeden filtr polaryzacyjny i B - zastosowano podwójny filtr polaryzacyjny. Symbole: Qtz i Ms oznaczaja˛ odpowiednio minerał kwarcu i muskowitu. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 2.17 Zdj˛ecie powierzchni próbki skalnej wykonanej pod mikroskopem dolomitu D21. A - zastosowano jeden filtr polaryzacyjny i B - zastosowano podwójny filtr polaryzacyjny. Symbol Dol oznacza dolomit. . . . . . . . . . . . . . . . . 49 2.18 Dyfraktogram próbki skalnej piaskowca ci˛ez˙ kowickiego - C2. . . . . . . . . . 49 2.19 Obraz dyfrakcyjny dla próbki skalnej piaskowca ci˛ez˙ kowickiego - C10. . . . . 49 2.20 Dyfraktogram dla próbki skalnej piaskowca ci˛ez˙ kowickiego - C13. . . . . . . . 50 2.21 Wynik pomiaru intensywno´sci promieniowania w funkcji kata ˛ ugi˛ecia dla próbki dolomitu - D21. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50 2.22 Diagram fazowy dla dwutlenku w˛egla (Saeedi, 2012) . . . . . . . . . . . . . . 51 3.1. Schemat stanowiska laboratoryjnego do pomiaru MMP metoda˛ akustyczna˛ SRM. 53. 3.2. Przekrój poprzeczny przez separator akustyczny. Symbole T0 , T1 , T2 oznaczaja˛ kolejno: moment rozpocz˛ecia eksperymentu, moment w połowie czasu trwania eksperymentu oraz koniec eksperymentu, czyli moment zaniku napi˛ecia mi˛edzyfazowego - mieszanina staje si˛e homogeniczna. . . . . . . . . . . . . . . . 54. 3.3. Zmiana intensywno´sci sygnału akustycznego wynikajaca ˛ z post˛epujacego ˛ procesu mieszalno´sci. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55. 3.4. Przebieg pomiaru minimalnego ci´snienia mieszania metoda˛ RPI, (a) warunki poczatkowe, ˛ (b) redukcja obj˛eto´sci układu ze stałym wydatkiem, (c) osiagni˛ ˛ ecie mieszalno´sci, (d) dalsze spr˛ez˙ anie układu. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57. v.

(10) 3.5. Wykres diagnostyczny dla pomiarów MMP dwutlenku w˛egla z ropa˛ naftowa˛ ze złoz˙ a Grobla. Punkty pomiarowe przedstawiaja˛ warto´sc´ ci´snienia w funkcji zmiany obj˛eto´sci dla wybranych temperatur. Liniami przerywanymi oznaczono styczne do wykresów prowadzone z punktu 0. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58. 3.6. Zestawienie zmiany ci´snienia wzgl˛edem redukcji obj˛eto´sci w funkcji zmiany obj˛eto´sci. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58. 3.7. Zestawienie warto´sci MMP metoda˛ SRM i RPI w funkcji temperatury z uwzgl˛ednieniem niepewno´sci pomiaru. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60. 3.8. Relacja pomi˛edzy zmierzonymi warto´sciami minimalnego ci´snienia mieszania metoda˛ RPI i SRM. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61. 3.9. Zestawienie wyników MMP zmierzonych metoda˛ SRM i RPI oraz wybranych warto´sci dost˛epnych w literaturze. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62. 3.10 Relacja pomi˛edzy zmierzonymi warto´sciami minimalnego ci´snienia mieszania dla układów dwufazowych: C8 -CO2 , C10 -CO2 , C12 -CO2 i C14 -CO2 metoda˛ SRM. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63 3.11 Zestawienie warto´sci MMP w uporzadkowanej ˛ kolejno´sci, zmierzonych i przewidywanych w trakcie uczenia modelu. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72 3.12 Zestawienie warto´sci MMP w uporzadkowanej ˛ kolejno´sci zmierzonych i przewidywanych w trakcie testowania modelu. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72 3.13 Gen pierwszy wchodzacy ˛ w skład drzewa genetycznego dla opracowanego modelu matematycznego. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73 3.14 Gen drugi wchodzacy ˛ w skład drzewa genetycznego dla opracowanego modelu matematycznego. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73 3.15 Transfer masy CO2 do fazy ciekłej. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74 3.16 Schemat stanowiska laboratoryjnego pozwalajacego ˛ wyznaczyć rozpuszczalno´sc´ CO2 w ropie naftowej. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75 3.17 Przemieszczanie si˛e sygnału akustycznego w trakcie eksperymentu. . . . . . . 75 3.18 Bezpo´srednio zarejestrowany spadek ci´snienia w układzie w funkcji czasu. . . . 78 3.19 Zmierzona zmiana obj˛eto´sci ropy naftowej w wyniku rozpuszczalno´sci dwutlenku w˛egla w ropie naftowej. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78 3.20 Współczynnik p˛ecznienia ropy naftowej w funkcji ci´snienia. . . . . . . . . . . 79 3.21 Rozpuszczalno´sc´ dla róz˙ nych warto´sci ci´snienia w funkcji czasu. . . . . . . . . 79 3.22 Końcowa rozpuszczalno´sc´ ropy w funkcji ci´snienia. . . . . . . . . . . . . . . . 80. vi.

(11) 4.1. Zjawisko drenaz˙ u (A) i chłonno´sci (B) w trakcie pomiaru zwilz˙ alno´sci za pomoca˛ aparatu Amotta. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84. 4.2. Aparatura laboratoryjna umoz˙ liwiajaca ˛ przeprowadzenie eksperymentów zwiazanych ˛ z wypieraniem wymuszonym płynów z o´srodka porowatego. . . . 85. 4.3. Schemat aparatury umoz˙ liwiajacej ˛ wykonanie eksperymentów wypierania płynów z o´srodka porowatego. Zbiorniki A i B moga˛ być wypełnione ropa,˛ woda˛ lub dwutlenkiem w˛egla w zalez˙ no´sci od celu eksperymentu. . . . . . . . . . . 85. 4.4. Zestawienie wyznaczonych indeksów zwilz˙ alno´sci dla poszczególnych próbek skalnych w odniesieniu do warto´sci s´rednich, tj AHs´r =0.4 w przypadku piaskowca ci˛ez˙ kowickiego i AHs´r =-0.42 dolomitu. . . . . . . . . . . . . . . . . . 86. 4.5. Aparatura laboratoryjna umoz˙ liwiajaca ˛ pomiar ci´snienia kapilarnego w o´srodku porowatym. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88. 4.6. Schemat aparatury umoz˙ liwiajacej ˛ pomiar ci´snienia kapilarnego w o´srodku porowatym. W przypadku eksperymentu wpływu dwutlenku w˛egla na wielko´sc´ ci´snienia kapilarnego, dodawany był on do zbiornika z ropa.˛ . . . . . . . . . . 88. 4.7. Płytki porowe z ci´snieniem przebicia 1500 kPa wykorzystane do pomiaru cisńienia kapilarnego. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89. 4.8. Wyznaczone krzywe ci´snienia kapilarnego dla próbek piaskowca ci˛ez˙ kowickiego. 90. 4.9. Krzywe ci´snienia kapilarnego dla próbek dolomitu. . . . . . . . . . . . . . . . 91. 4.10 Krzywe ci´snienia kapilarnego w funkcji nasycenia dla kolejnych st˛ez˙ eń rozpuszczonego CO2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92 4.11 Zwiazek ˛ mi˛edzy nasyceniem wody zwiazanej, ˛ a przepuszczalno´scia˛ absolutna.˛. 93. 4.12 Zalez˙ no´sc´ mi˛edzy praca˛ potrzebna˛ na wyparcie 1 ml ropy naftowej, a nasyceniem CO2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 95 5.1. Zarejestrowane punkty pomiarowe dla róz˙ nicy ci´snienia i skumulowanego wypływu ropy naftowej z próbki skalnej. Charakterystyczne przegi˛ecie krzywej niebieskiej, jak równiez˙ odchyłka 2 punktów od krzywej czerwonej po upływie 2 godzin s´wiadczy o przebiciu si˛e fazy wypierajacej. ˛ . . . . . . . . . . . . 99. 5.2. Krzywe przepuszczalno´sci fazowej dla układu gaz-ropa. . . . . . . . . . . . . 99. 5.3. Chromatogram dla ropy naftowej przed zatłoczeniem CO2 . . . . . . . . . . . . 100. 5.4. Chromatogram dla ropy naftowej tuz˙ po przebiciu si˛e CO2 . . . . . . . . . . . . 100. 5.5. Chromatogram dla ropy naftowej na koniec eksperymentu CO2 -EOR. . . . . . 101. vii.

(12) 5.6. Zbiorcze zestawienie chromatogramów, linia czerwona reprezentuje rop˛e bazowa,˛ linia zielona przyporzadkowana ˛ jest dla ropy z poczatku ˛ iniekcji CO2 oraz linia niebieska dla końca eksperymentu. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101. 5.7. Rozkład udziału poszczególnych grup w˛eglowodorów w składzie ropy naftowej dla zabiegu CO2 -EOR. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102. 5.8. Numeryczny model rdzenia skalnego. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103. 5.9. Wizualizacja 3D przemieszczajacego ˛ si˛e frontu nasycenia w rdzeniu skalnym w wyniku iniekcji CO2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 104. 5.10 Zmiana nasycenia w numerycznym modelu próbki skalnej po 30 min. . . . . . 104 5.11 Zmiana nasycenia w numerycznym modelu próbki skalnej po 90 min. . . . . . 105 5.12 Zmiana nasycenia w numerycznym modelu próbki skalnej po 120 min - moment przebicia. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 105 5.13 Zestawienie dopasowania wyników pomiarowych z wynikami uzyskanymi z komputerowej symulacji dla obj˛eto´sci wypartych płynów oraz zmian ci´snienia róz˙ nicowego. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 105. viii.

(13) Spis tablic 2.1. G˛esto´sc´ rop naftowych wyznaczonych areometrem. . . . . . . . . . . . . . . . 34. 2.2. Zestawienie lepko´sci rop naftowych w funkcji temperatury przy ci´snieniu 1 atm. 36. 2.3. Zawarto´sc´ indywidualnych frakcji w składzie rop naftowych. . . . . . . . . . . 40. 2.4. Zestawienie podstawowych własno´sci zbiornikowych dla rdzeni skalnych piaskowca ciez˙ kowickiego (ID - nazwa próbki, L - długo´sc´ próbki, φ - porowato´sc´ , k - przepuszczalno´sc´ absolutna, ρ - g˛esto´sc´ próbki skalnej.) . . . . . . . . . . . 44. 2.5. Zestawienie podstawowych własno´sci zbiornikowych dla rdzeni skalnych dolomitu (ID - nazwa próbki, L - długo´sc´ próbki, φ - porowato´sc´ , k - przepuszczalno´sc´ absolutna, ρ - g˛esto´sc´ próbki skalnej.) . . . . . . . . . . . . . . . . . 45. 2.6. Skład mineralny dla próbek piaskowca ci˛ez˙ kowickiego. . . . . . . . . . . . . . 50. 3.1. Zmierzone warto´sci MMP za pomoca˛ metody SRM i RPI w funkcji temperatury. 59. 3.2. Zestawienie warto´sci MMP dla wybranych rop naftowych metoda˛ SRM i RPI. . 64. 3.3. Zestawienie obliczonych warto´sci MMP [MPa] za pomoca˛ korelacji Cronquist1977 oraz okre´slenie s´redniego absolutnego procentowego bł˛edu - MAPE . . . 67. 3.4. Zestawienie obliczonych warto´sci MMP [MPa] za pomoca˛ korelacji Lee-1979 oraz okre´slenie s´redniego absolutnego procentowego bł˛edu - MAPE . . . . . . 67. 3.5. Zestawienie obliczonych warto´sci MMP [MPa] za pomoca˛ korelacji Yelling1980 oraz okre´slenie s´redniego absolutnego procentowego bł˛edu - MAPE . . . 68. 3.6. Zestawienie obliczonych warto´sci MMP [MPa] za pomoca˛ korelacji Orr-1984 oraz okre´slenie s´redniego absolutnego procentowego bł˛edu - MAPE . . . . . . 68. 3.7. Zestawienie obliczonych warto´sci MMP [MPa] za pomoca˛ korelacji Glass1985 oraz okre´slenie s´redniego absolutnego procentowego bł˛edu - MAPE . . . 68. 3.8. Zestawienie obliczonych warto´sci MMP [MPa] za pomoca˛ korelacji Emera2004 oraz okre´slenie s´redniego absolutnego procentowego bł˛edu - MAPE . . . 68. 3.9. Zestawienie obliczonych warto´sci MMP [MPa] za pomoca˛ korelacji Yuan2005 oraz okre´slenie s´redniego absolutnego procentowego bł˛edu - MAPE . . . 69. ix.

(14) 3.10 Zestawienie obliczonych warto´sci MMP [MPa] za pomoca˛ korelacji Shokir2007 oraz okre´slenie s´redniego absolutnego procentowego bł˛edu - MAPE . . . 69 3.11 Zestawienie obliczonych warto´sci MMP [MPa] za pomoca˛ korelacji Li-2012 oraz okre´slenie s´redniego absolutnego procentowego bł˛edu - MAPE . . . . . . 69 3.12 Zestawienie parametrów wykorzystanych celem wygenerowania korelacji dla MMP za pomoca˛ programowania genetycznego. . . . . . . . . . . . . . . . . . 71 3.13 Zestawienie warto´sci parametrów opisujacych ˛ efektywno´sc´ metryki opracowanego modelu matematycznego. Oznaczenia: R2 - współczynnik determinacji, RMSE - pierwiastek z s´redniego bł˛edu kwadratowego, MAE - s´redni bład ˛ absolutny, SSE - suma s´redniego bł˛edu, MAE - maksymalny bład ˛ absolutny, MSE - s´redni bład ˛ kwadratowy. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71 3.14 Eksperymentalnie zmierzone ci´snienie, zmiana obj˛eto´sci i obliczone warto´sci rozpuszczalno´sci. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77 4.1. Zestawienie wybranych własno´sci rop naftowych w odniesieniu do kryteriów stosowania metody CO2 -EOR. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83. 4.2. Zestawienie warto´sci indeksu Amotta-Harveya dla próbek skalnych piaskowca ci˛ez˙ kowickiego i dolomitu. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86. 4.3. Zmierzone warto´sci ci´snienia kapilarnego w funkcji nasycenia woda˛ dla piaskowca ci˛ez˙ kowickiego. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89. 4.4. Zmierzone warto´sci ci´snienia kapilarnego w funkcji nasycenia woda˛ dla dolomitu. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90. 4.5. Zmierzone warto´sci ci´snienia kapilarnego w funkcji nasycenia woda˛ dla układu ropa nasycona CO2 - woda. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92. 4.6. Warto´sc´ MMP w funkcji nasycenia CO2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92. x.

(15) Rozdział 1. Wprowadzenie Mechanizm przepływu jednofazowego w o´srodku porowatym moz˙ e być opisany równaniem Darcy’ego. W przypadku złóz˙ w˛eglowodorów powszechnie obserwowane jest przemieszczanie si˛e co najmniej dwóch niemieszajacych ˛ si˛e ze soba˛ faz. Znaczna cz˛esć´ energii złoz˙ owej zuz˙ ywana jest na pokonanie oporów przepływu w skale zbiornikowej. Ze wzgl˛edu na budow˛e i charakter przestrzeni porowej w skałach złoz˙ owych istotny wpływ na opory przepływu płynów maja˛ zjawiska powierzchniowe i kapilarne. Dlatego tez˙ znaczacy ˛ jest równiez˙ ich wpływ na stopień sczerpania złoz˙ a, a redukcja niekorzystnego oddziaływania tych zjawisk moz˙ e mieć istotny wpływ na efektywno´sc´ eksploatacji. Okre´slenie i zrozumienie zjawisk powierzchniowych i kapilarnych w skale zbiornikowej umoz˙ liwia wła´sciwy dobór metod eksploatacji. Zwi˛ekszenie stopnia sczerpania złóz˙ ropy naftowej moz˙ e być przeprowadzone w oparciu o metody wtórne lub trzecie (EOR - Enhanced Oil Recovery) (Rahman et al., 2017). Do wtórnych metod zalicza si˛e zatłaczanie wody, solanki, gazów do złóz˙ w˛eglowodorów, przy czym nie jest obserwowane zjawisko mieszalno´sci pomi˛edzy płynem wypierajacym, ˛ a wypieranym (Wang et al., 2017). W polskim górnictwie nafty i gazu, metoda nawadniania została wdroz˙ ona na złoz˙ ach ropy naftowej: Osobnica, Kamień Pomorski i B-3 Petrobaltic (Luba´s et al., 2012). W przypadku, gdy nie jest obserwowany dalszy przyrost wydobycia, wówczas wprowadzane sa˛ metody EOR i na tym etapie eksploatacji ropy naftowej moz˙ liwo´sc´ wpływu na skal˛e zjawisk powierzchniowych i kapilarnych bardzo cz˛esto jest kluczowa, gdyz˙ oddziaływanie tych procesów jest przyczyna˛ spadku mobilno´sci w˛eglowodorów. Metody trzecie oparte sa˛ o zatłaczanie do złoz˙ a czynników roboczych, które oprócz dostarczania dodatkowej energii do złoz˙ a, powoduja˛ zmian˛e parametrów fizyko-chemicznych ropy naftowej, np. lepko´sci, napi˛ecia powierzchniowego, g˛esto´sci czy składu płynu złoz˙ owego (Wojnarowski, 2012). Metody EOR dzieli si˛e na chemiczne, termiczne, biologiczne oraz iniekcj˛e gazów (Safdel et al., 2017). Me-. 1.

(16) tody chemiczne oparte sa˛ o zatłaczanie roztworów chemicznych na bazie polimerów, surfaktantów, alkaliów lub w formie ich mieszaniny np. ASP - roztwór alkalo-surfaktanto-polimerowy (Raffa et al., 2016). Zadaniem zatłaczanych zwiazków ˛ chemicznych jest wpływ na zjawiska powierzchniowe i kapilarne w układzie skała - płyny złoz˙ owe w celu uaktywnienia pozostałej w przestrzeni porowej ropy. Stosowanie tej metody wia˛z˙ e si˛e z dodatkowymi kosztami i ograniczeniami s´rodowiskowymi, wynikajacymi ˛ z procesów generowania roztworów roboczych oraz ich utylizacji (Olajire, 2014). W przypadku metod termicznych do złoz˙ a dostarczana jest energia cieplna (np. za pomoca˛ zatłaczania pary wodnej), co powoduje przede wszystkim obniz˙ enie lepko´sci ropy naftowej oraz zwi˛ekszenie mobilno´sci płynu złoz˙ owego (Siavashi i Doranehgard, 2017). Metody te stosowane sa˛ głównie w przypadku złóz˙ rop ci˛ez˙ kich. Sa˛ one kosztowne ze wzgl˛edu na wysokie zapotrzebowanie na energi˛e cieplna˛ oraz duz˙ e straty ciepła (Karmaker i Maini, 2003). Ponadto skutkiem ubocznym jest emisja znacznych ilo´sci gazów cieplarnianych do atmosfery (Luhning et al., 2003). Jednym z nich jest dwutlenek w˛egla (CO2 ), który przyczynia si˛e do globalnego zjawiska ocieplenia klimatu (Jahangiri i Zhang, 2012). W celu minimalizacji tego niekorzystnego wpływu na atmosfer˛e moz˙ liwe jest wdroz˙ enie procesów sekwestracji geologicznej, która w połaczeniu ˛ z eksploatacja˛ wykorzystanych do tego procesu złóz˙ ropy naftowej, oprócz efektu ekologicznego pozwala uzyskać wyz˙ sze współczynniki sczerpania ropy naftowej oraz uzyskiwać dodatkowe profity z handlu uprawnieniami do emisji CO2 (Luba´s, 2018). Technologi˛e t˛e zalicza si˛e do metod EOR, a sam sposób prowadzenia procesu zatłaczania zalez˙ y od warunków geologicznych i złoz˙ owych. Ze wzgl˛edu na zaobserwowany silny, korzystny wpływ dwutlenku w˛egla na własno´sci fizyko-chemiczne ropy naftowej oraz zjawiska powierzchniowe i kapilarne w złoz˙ u, umoz˙ liwiajac ˛ tym samym podniesienie efektywno´sci eksploatacji, metody EOR wykorzystujace ˛ CO2 sa˛ szczególnie popularne. Proces ten realizowany jest poprzez zatłoczenie do przestrzeni porowej wypełnionej płynami złoz˙ owymi gazu w warunkach umoz˙ liwiajacych ˛ jego zmieszanie si˛e z ropa˛ naftowa,˛ który oprócz bezpo´sredniego dostarczenia energii do złoz˙ a objawiajacego ˛ si˛e wzrostem ci´snienia, wpływa równiez˙ na własno´sci fizyczne ropy naftowej, a co za tym idzie oddziałuje na skal˛e zjawisk powierzchniowych i kapilarnych, przyczyniajac ˛ si˛e do zwi˛ekszenia mobilno´sci ropy naftowej oraz współczynnika sczerpania. Jednocze´snie aby doszło do korzystnych z punktu widzenia eksploatacji złoz˙ a zmian tych zjawisk, konieczne jest przekroczenie minimalnego ci´snienia mieszania (MMP) zatłaczanego gazu z ropa.˛ Oprócz wzrostu wydobycia w˛eglowodorów, metody iniekcji gazu maja˛ równiez˙ ta˛ zalet˛e, z˙ e umoz˙ liwia utylizacj˛e duz˙ ych ilo´sci gazów wytwarzanych przez inne gał˛ezie przemysłu (Li et al., 2015). Nalez˙ y, równiez˙ zaznaczyć, z˙ e wydobyciu w˛eglowodorów. 2.

(17) cz˛esto towarzyszy emisja innych gazów wymagajacych ˛ utylizacji np. siarkowodór, który moz˙ e zostać poddany procesowi utleniania w instalacji Clausa (Papavinasam, 2013) lub zatłoczony do górotworu (Van Vark et al., 2004). Znaczna róz˙ norodno´sc´ metod bazujacych ˛ na zatłaczaniu gazów, w tym dwutlenku w˛egla do złoz˙ a powodowana jest konieczno´scia˛ dostosowania procesu do konkretnych warunków geologicznych w celu maksymalizacji sczerpania złóz˙ . Wykorzystanie istniejacej ˛ infrastruktury, zarówno wgł˛ebnej, jak i napowierzchniowej pozwala na znaczne zmniejszenie nakładów inwestycyjnych zwiazanych ˛ z wdroz˙ eniem metod wspomagajacych ˛ wydobycie ropy naftowej. Najprostszym rozwiazaniem ˛ technologicznym jest wykorzystanie tego samego odwiertu w celach iniekcyjnych, jak i produkcyjnych (Janiga et al., 2018). Proces ten nazywany jest cyklicznym zatłaczaniem - produkcja˛ (CICP) CO2 lub tez˙ „Huff and Puff"(rys. 1.1). W trakcie procesu wyróz˙ niane sa˛ 3 etapy operacyjne: zatłaczania gazu, stójki w trakcie której dochodzi do reakcji gazu z ropa˛ naftowa˛ i wydobycia (Shen i Sheng, 2018).. Rysunek 1.1: Technologia cyklicznego zatłaczania - produkcji z wykorzystaniem CO2 (Ezekwe, 2010).. Bardziej zaawansowanym technologicznie rozwiazaniem ˛ jest zatłoczenie CO2 pionowym/poziomym odwiertem iniekcyjnym oraz wydobycie płynów pionowym lub poziomym odwiertem eksploatacyjnym (CO2 -flooding) (Bender i Akin, 2017). Metoda ta bazuje na rozwia˛ zaniach technicznych znanych z nawadniania (np. konfiguracja odwiertów na złoz˙ u) a dzi˛eki własno´sciom fizycznym dwutlenku w˛egla umoz˙ liwia aktywacj˛e tej cz˛esći ropy naftowej w złoz˙ u, która nie moz˙ e zostać zmobilizowana przez wod˛e w trakcie nawadniania na skutek działania sił powierzchniowych i kapilarnych. W celu podwyz˙ szenia efektywno´sci tego procesu wydobycia, stosuje si˛e technik˛e naprzemiennego zatłaczania wody i dwutlenku w˛egla (WAG) (Sheng, 2013), co przedstawia rys. 1.2 (Lake, 1989). Alternatywnym rozwiazaniem ˛ jest nasycenie wody za pomoca˛ CO2 (carbonated water injection)(Sohrabi et al., 2011). Moz˙ liwe jest równiez˙ podwyz˙ szenie efektywno´sci wypierania wzgl˛edem metody WAG poprzez zasto-. 3.

(18) sowanie polimerów. Wówczas metoda ta nazywana jest naprzemienna˛ iniekcja˛ polimerów i dwutlenku w˛egla (polymer alternating gas) (Li i Schechter, 2014).. Rysunek 1.2: Technologia WAG (Lake, 1989).. Kolejna˛ metoda˛ wykorzystujac ˛ a˛ oddziaływanie dwutlenku w˛egla na własno´sci ropy, majac ˛ a˛ na celu podwyz˙ szenie efektywno´sci procesu wydobycia jest metoda ciagłej ˛ iniekcji rozpuszczalnika (np. CO2 ) z cykliczna˛ produkcja˛ ropy (cyclic production with continuous solvent injection) (Jiang et al., 2013). W metodzie tej spadek ci´snienia w złoz˙ u utrzymywany jest na takim poziomie aby zapewnić jak najmniejsze wydzielanie si˛e dwutlenku w˛egla z ropy, co pozwala na uzyskanie wi˛ekszych warto´sci współczynnika sczerpania w˛eglowodorów w porównaniu z klasyczna˛ metoda˛ cyklicznej iniekcji - produkcji. Dodatkowo moz˙ liwe jest znaczne obniz˙ enie lepko´sci ropy naftowej, jak i ci˛ez˙ aru wła´sciwego (Jiang et al., 2014). Stosowana jest równiez˙ technologia oparta o proces okresowego zatłaczania dwutlenku w˛egla i okresowej produkcji w˛eglowodorów (CO2 soaking-alternating-gas). W pierwszym etapie stosowania tej metody, odwiertem iniekcyjnym zatłaczany jest gaz, nast˛epnie proces zatłaczania - wydobycia zostaje zatrzymany. W efekcie tego nast˛epuje p˛ecznienie ropy naftowej, wzrost nasycenia w˛eglowodorami w przestrzeni porowej oraz spadek lepko´sci płynu. Nast˛epnie uruchomiane jest wydobycie, przy równoczesnym zatłaczaniu CO2 odwiertem iniekcyjnym, który wypiera rop˛e naftowa˛ o zmienionych wcze´sniej własno´sciach fizyko-chemicznych (Li i Gu, 2014). Rozwój technologii wierceń odwiertów kierunkowych i horyzontalnych umoz˙ liwił wprowadzenie kolejnej modyfikacji metod opartych o zatłaczanie CO2 do złoz˙ a. Skutkiem tego jest technologia VAPEX (Vapour Extraction) znana od lat 90 XX wieku (Butler i Mokrys, 1991). Metoda ta posiada szereg analogii z metoda˛ termiczna˛ SAGD (Steam Assisted Gravity. 4.

(19) Drainage) (Al-Hadhrami et al., 2014). Idea działania oparta jest o zatłaczanie rozpuszczalnika (CO2 ) odwiertem horyzontalnym, natomiast odbiór w˛eglowodorów odbywa si˛e równiez˙ horyzontalnym odwiertem eksploatacyjnym, połoz˙ onym poniz˙ ej (Das, 1998). Alternatywnym rozwiazaniem ˛ moz˙ e być system XVAPEX, który zakłada wykorzystanie 3 istniejacych ˛ odwiertów pionowych, jako iniekcyjnych, natomiast eksploatacja w˛eglowodorów odbywa si˛e poziomym. Schematy rozmieszczenia odwiertów w metodach VAPEX i XVAPEX przedstawiaja˛ kolejno rysunki 1.3 i 1.4. W trakcie tego procesu gaz dyfunduje grawitacyjnie w warstw˛e ropna,˛ powodujac ˛ p˛ecznienie płynów (Cuthiell et al., 2006; Sabeti et al., 2015). Korzystny wpływ CO2 mi˛edzy innymi na zjawiska powierzchniowe i kapilarne umoz˙ liwia dopływ ropy do cz˛esći horyzontalnej odwiertu produkcyjnego. Technologia VAPEX znalazła zastosowanie na złoz˙ ach ropy ci˛ez˙ kiej (Azin et al., 2008; Ma et al., 2017; Moghadam et al., 2009; Wang et al., 2016) jak równiez˙ dla złóz˙ ropy tybu "black oil", które odznaczaja˛ si˛e stosunkowo nieduz˙ a˛ mia˛z˙ szo´scia,˛ niska˛ przepuszczalno´scia,˛ niewielka˛ gł˛eboko´scia˛ oraz dla tych z woda˛ pod´scielajac ˛ a˛ (Rahnema et al., 2008). Głównym atutem tych metod w porównaniu z metodami termicznymi stosowanymi na złoz˙ ach ropy ci˛ez˙ kiej jest wyeliminowanie duz˙ ych strat ciepła (James et al., 2008), co ma przełoz˙ enie na efektywno´sc´ procesu wydobycia w˛eglowodorów (Frauenfeld et al., 2006; Singhal et al., 1996).. Rysunek 1.3: Technologia VAPEX (Ezekwe, 2010).. 5.

(20) Rysunek 1.4: Rozwiazanie ˛ technologiczne XVAPEX (Ezekwe, 2010).. 1.1. Interakcja dwutlenku w˛egla z ropa˛ naftowa˛ i jego wpływ na zjawiska powierzchniowe i kapilarne. Dwutlenek w˛egla do złoz˙ a ropy naftowej moz˙ e być zatłoczony w warunkach umoz˙ liwiajacych ˛ jego mieszanie si˛e z ropa˛ naftowa˛ lub przy braku mieszalno´sci, a parametrem rozgraniczajacym ˛ te dwa przypadki jest warto´sc´ minimalnego ci´snienia mieszania (MMP). Warto´sc´ tego parametru jest bardzo istotna z punktu widzenia efektywno´sci wydobycia, gdyz˙ interakcje mi˛edzy dwutlenkiem w˛egla a ropa˛ maja˛ odmienny charakter w obu tych przypadkach. W pierwszym przypadku, gdy ci´snienie w złoz˙ u jest niz˙ sze od MMP, proces zatłaczania okre´slany jest jako niemieszalny (immiscible), a miara˛ jego efektywno´sci moz˙ e być parametr okre´slajacy ˛ ”p˛ecznienie” ropy naftowej (swelling factor) (Seyyedsar i Sohrabi, 2017). Jez˙ eli w złoz˙ u ropy naftowej nie zostana˛ zapewnione odpowiednio wysokie ci´snienie i temperatura, wówczas nastapi ˛ fragmentaryczne oddziaływanie dwutlenku w˛egla na w˛eglowodory, tzn. niewielka jego ilo´sc´ ulegnie rozpuszczeniu w ropie naftowej doprowadzajac ˛ do jej p˛ecznienia, spadku lepkosći i napi˛ecia powierzchniowego. Pozostały gaz, który nie uległ rozpuszczeniu, b˛edzie czynnikiem wypierajacym ˛ w˛eglowodory wraz z rozpuszczonym dwutlenkiem w˛egla z przestrzeni porowej (Fath i Pouranfard, 2014). Ze wzgl˛edu na duz˙ a˛ róz˙ nic˛e pomi˛edzy lepko´sciami płynu. 6.

(21) wypierajacego ˛ i wypieranego, doj´sc´ moz˙ e w takim przypadku do powstania tzw. j˛ezyków lepko´sciowych. Przejawiać si˛e to b˛edzie niestabilnym frontem wypierania i skutkować szybkim przebiciem si˛e gazu do odwiertu produkcyjnego, a co za tym idzie niskim przyrostem wydobycia ropy naftowej (Liu et al., 2011). W celu uzyskania znacznie wi˛ekszego stopnia sczerpania złóz˙ w˛eglowodorów, gazy zatłacza si˛e w warunkach zapewniajacych ˛ przekroczenie warto´sci MMP. Wówczas proces taki nazywany jest mieszalnym (miscible). W efekcie uzyskuje si˛e szereg korzy´sci zwiazanych ˛ ze zjawiskami powierzchniowymi i kapilarnymi a takz˙ e spadek ci˛ez˙ aru wła´sciwego i lepko´sci płynu złoz˙ owego. Nastapi´ ˛ c moz˙ e równiez˙ zmiana składu chemicznego ropy naftowej wywołana ekstrakcja˛ w˛eglowodorów C5-C12 (Cao i Gu, 2013b). W przypadku kontaktu CO2 z ropa˛ naftowa˛ o wysokim ci˛ez˙ arze wła´sciwym, obserwowane moz˙ e być zjawisko wytracania ˛ i opadania asfaltenów (Cao i Gu, 2013a). Efekt ten jest niekorzystny, poniewaz˙ powoduje redukcj˛e przepuszczalno´sci o´srodka skalnego. Proces mieszalno´sci (powyz˙ ej warto´sci MMP) dzieli si˛e na pierwszego kontaktu (first contact miscibility-FCM) oraz wielokrotnego kontaktu (multi contact miscibility-MCM). W pierwszym przypadku udział poszczególnych w˛eglowodorów tzn. C1, C2-C7, C7+ znajduje si˛e w takiej proporcji, z˙ e w danej temperaturze, przy odpowiednio wysokiej warto´sci ci´snienia dojdzie do natychmiastowego wymieszania si˛e CO2 w dowolnych proporcjach z ropa˛ naftowa.˛ Dla procesu MCM, zjawisko mieszalno´sci zachodzi poprzez wielokontaktowa˛ wymian˛e masy, pomi˛edzy czynnikiem roboczym, a ropa˛ naftowa˛ (Srivastava i Huang, 1998; Stalkup Jr, 1983).. 1.1.1. Definicja minimalnego ci´snienia mieszania (MMP) i laboratoryjne metody pomiaru. Minimalne ci´snienie mieszania (MMP) jest definiowane jako najniz˙ sze ci´snienie, przy którym układ dwufazowy ciecz-gaz ulega całkowitemu zmieszaniu w danej temperaturze. Tym samym, nast˛epuje zanik napi˛ecia mi˛edzyfazowego (Liu et al., 2015). W praktyce, aby okre´slić parametr MMP dla układu ropa naftowa – gaz, moz˙ na posłuz˙ yć si˛e metodami analitycznymi, numerycznymi oraz technikami laboratoryjnymi (Teklu et al., 2013). Badania laboratoryjne umoz˙ liwiaja˛ odzwierciedlenie procesów zachodzacych ˛ w złoz˙ u ropy naftowej w warunkach okre´slonej temperatury i ci´snienia. W efekcie moz˙ liwe jest okre´slenie warto´sci minimalnego cisńienia mieszania dla układu dwufazowego. Zarejestrowane parametry podczas pomiaru moga˛ być wykorzystane do opisu matematycznego zjawisk fizycznych majacych ˛ miejsce w trakcie procesu mieszania (Zhang et al., 2017a). Do znanych z literatury i stosowanych w praktyce laboratoryjnej metod pomiaru MMP zaliczyć moz˙ na (Saini, 2018):. 7.

(22) – Test cienkiej rurki (STT), – Metoda obserwacyjna (OBS), – Test wznoszacego ˛ p˛echerzyka (RBA), – Test zanikajacego ˛ napi˛ecia powierzchniowego (VIT), – Metoda promieni rentgenowskich (X-ray), – Metoda rezonansu magnetycznego (MRI), W ramach niniejszej pracy doktorskiej zostały opracowane dwie metody pomiaru MMP, którymi sa˛ metoda akustyczna (SRM) oraz nagłego przyrostu ci´snienia (RPI). Niniejsze metody zostały szerzej omówione w dalszej cz˛esći pracy.. Test Cienkiej Rurki (Slim Tube Test – STT) Test cienkiej rurki - STT został zaproponowany przez Yelling i Metcalfe w 1980 r. (Yellig i Metcalfe, 1980). Obecnie jest uwaz˙ ana za klasyczna˛ i popularna˛ metod˛e laboratoryjna˛ wykorzystywana˛ do wyznaczenia warto´sci minimalnego ci´snienia mieszania (Elsharkawy et al., 1992; Novosad i Costain, 1988). Idea˛ eksperymentu jest wypieranie ropy naftowej gazem przy załoz˙ eniu przepływu jednowymiarowego - 1D. Aparatura laboratoryjna wykorzystywana do wyznaczania minimalnego ci´snienia mieszania za pomoca˛ metody STT składa si˛e z pomp iniekcyjnych, cienkiej rurki o długo´sci od 2 do 40 m i s´rednicy 0.1 – 1 cm zwini˛etej w spiral˛e oraz wypełnionej piaskiem typu Ottawa lub kulkami szklanymi i nasyconej w˛eglowodorami, zaworów regulujacych ˛ ci´snienie, szklanej komory, pozwalajacej ˛ na bezpo´srednia˛ obserwacj˛e płynu wypieranego i wypierajacego ˛ oraz separatora (Randall i Bennion, 1989). Przykładowy schemat aparatury przedstawiono na rysunku 1.5 (Zhang i Gu, 2015). Procedura pomiarowa zakłada iniekcj˛e gazu (np. CO2 ) w warunkach izotermicznych do cienkiej rurki przy wzrastajacym ˛ stopniowo ci´snieniu tłoczenia, co w załoz˙ eniu autorów metody powinno pozwolić na wyeliminowanie zjawiska j˛ezyków lepko´sciowych. Wraz z kolejnymi krokami pomiarowymi, zwiazanymi ˛ ze wzrostem ci´snienia, rejestrowana jest ilo´sc´ wytłoczonej ropy naftowej w funkcji czasu i ci´snienia. Eksperyment prowadzi si˛e do momentu uzyskania przebicia si˛e gazu przez ”cienka˛ rurk˛e”, a moment ten wiazany ˛ jest z graniczna˛ warto´scia˛ stopnia wytłoczenia w˛eglowodorów. Zazwyczaj przyjmuje si˛e, z˙ e warto´sc´ ta wynosi 80% lub 94% na końcu testu. Jednakz˙ e w literaturze spotyka si˛e równiez˙ warto´sci 90% oraz 95% uzysku w˛eglowodorów przy zatłoczeniu 1.2 obj˛eto´sci porowej gazu (Thomas et al., 1994). Przykładowy przebieg. 8.

(23) zalez˙ no´sci współczynnika sczerpania w funkcji ci´snienia przedstawiono na rysunku 1.6 (Ekundayo i Ghedan, 2013). W przypadku gdy nie został wyra´znie zarejestrowany punkt przegi˛ecia krzywej opisujacej ˛ zalez˙ no´sc´ przyrostu wydobycia w funkcji ci´snienia, wówczas wyznacza si˛e przyrost współczynnika sczerpania przypadajacy ˛ na jednostkowa˛ zmian˛e ci´snienia – kryterium przerwania ci´snienia (BOP-break over pressure). W tym celu tworzy si˛e wykres diagnostyczny oraz wykorzystuje si˛e regresj˛e wielomianowa.˛ Zhang w swojej pracy przeprowadził analiz˛e porównawcza˛ pomiarów ci´snienia mieszania za pomoca˛ c´ ienkiej rurki"biorac ˛ pod uwag˛e róz˙ ne kryteria, tzn. kryterium przyrostu wydobycia oraz BOP (Zhang i Gu, 2015). Słabym punktem tej metody jest brak jednoznacznego kryterium determinujacego ˛ warto´sc´ ci´snienia mieszania. Ponadto pomiar jest długotrwały i wymaga kosztownej aparatury. Dodatkowo na wynik pomiaru ma wpływ specyfikacja techniczna aparatury (długo´sc´ i s´rednica rurki, materiał wypełniajacy) ˛ oraz wydatek tłoczenia (Hawthorne et al., 2016). Wyznaczona za pomoca˛ tej metody warto´sc´ MMP nie ma podstaw fizykochemicznych oraz moz˙ e nie reprezentować rzeczywistej warto´sci MMP, lecz optymalne wydobycie ropy w danych warunkach laboratoryjnych (Wang i Knight, 1982).. Rysunek 1.5: Schemat aparatury STT, (Zhang i Gu, 2015). 9.

(24) Rysunek 1.6: Przykładowy wykres diagnostyczny wykorzystywany przy metodyce STT, (Zhang i Gu, 2015). Metoda obserwacyjna (Visual Method - VM) Metoda VM pomiaru MMP jest technika˛ laboratoryjna˛ oparta˛ na bezpo´sredniej obserwacji zjawiska mieszalno´sci zachodzacego ˛ pomi˛edzy dwoma płynami (Yang et al., 2016). Metoda ta została zaproponowana przez Wang’a i Knight’a w 1982 r. (Wang i Knight, 1982). Aparatura pomiarowa składa si˛e z nast˛epujacych ˛ elementów: pompy iniekcyjnej, zbiorników magazynujacych ˛ płyny, termostatu, manometru oraz komory wysokoci´snieniowej typu PVT z moz˙ liwo´scia˛ prowadzenia bezpo´sredniej obserwacji zmian zachodzacych ˛ pomi˛edzy umieszczonymi płynami w układzie termodynamicznym. Przykładowe stanowisko laboratoryjne pozwalajace ˛ na obserwacj˛e interakcji pomi˛edzy płynami zostało przedstawione na rysunku 1.7. Procedura pomiarowa przebiega w nast˛epujacej ˛ kolejno´sci: w pierwszym kroku nalez˙ y przetłoczyć rop˛e naftowa˛ w danej ilo´sci (np. 50% wypełnienia) do komory PVT, a nast˛epnie nast˛epuje zatłoczenie dwutlenku w˛egla celem jego bezpo´sredniego kontaktu z w˛eglowodorami. W kolejnym etapie nast˛epuje stopniowe zwi˛ekszanie ci´snienia w układzie poprzez spr˛ez˙ anie tłokiem. W momencie, w którym zaobserwuje si˛e w komorze PVT zanik granicy rozdziału faz (tym samym płyny ulegna˛ wymieszaniu) nalez˙ y okre´slić warto´sc´ MMP. Na rysunku 1.8 przedstawiono proces mieszania si˛e układu dwufazowego ropa naftowa - dwutlenek w˛egla przy wzrastajacym ˛ ci´snieniu w warunkach izotermicznych (Wei et al., 2017). Do wad metody pomiarowej nalez˙ y konieczno´sc´ prowadzenia bezpo´sredniej obserwacji zjawiska mieszania, która moz˙ e być utrud-. 10.

(25) niona w zalez˙ no´sci od barwy ropy naftowej. Zaleta˛ natomiast jest prostota przeprowadzenia pomiaru, łatwo´sc´ interpretacji wyników oraz moz˙ liwo´sc´ doboru proporcji płynów.. Rysunek 1.7: Schemat aparatury OBS, (Wei et al., 2017). Rysunek 1.8: Post˛epujacy ˛ proces mieszalno´sci CO2 z ropa˛ naftowa˛ w komorze PVT, (Wei et al., 2017). Test wznoszacego ˛ p˛echerzyka (Rising Bubble Apparatus – RBA) W roku 1986 Christiansen i Kim zaproponowali metod˛e pomiaru MMP w oparciu o bezpo´srednia˛ obserwacj˛e przemieszczajacego ˛ si˛e p˛echerzyka gazu w szklanej rurce wypełnionej ropa˛ (Christiansen i Kim, 1986; Mihcakan, 1994). Pomiar moz˙ na przeprowadzić w podwyz˙ szonej temperaturze, np. zbliz˙ onej do temperatury w złoz˙ u na danej gł˛eboko´sci. Klasyczny. 11.

(26) schemat aparatury RBA przedstawiono na rysunku 1.9. Do najwaz˙ niejszych elementów instalacji pomioarowej nalez˙ a: ˛ pompy iniekcyjne, cela wysokoci´snieniowa, szklana rurka, manometry, igła (Sibbald et al., 1991). Na rysunku 1.10 przedstawiono przebieg eksperymentu pomiaru MMP z wykorzystaniem metody RBA. Pomiar opiera si˛e o obserwacj˛e p˛echerzyka gazu w rurce umieszczonej w komorze PVT. W pierwotnym załoz˙ eniu eksperymentu jako kryterium główne okre´slajace ˛ MMP przyj˛eto moment zmiany kształtu p˛echerzyka gazu (Rao i Lee, 2003). W przypadku gdy warto´sc´ ci´snienia w układzie termodynamicznym jest niz˙ sza od MMP, wówczas p˛echerzyk gazu ma kształt sfery. W momencie wzrostu ci´snienia w układzie do warto´sci bliskiej MMP, nast˛epuje zmiana kształtu p˛echerzyka gazu, tzn. w górnej cz˛esći zachowuje kształt kulisty lub przyjmuje eliptyczny, natomiast w dolnej cz˛esći, pojawiaja˛ si˛e dwa wydłuz˙ enia na krańcach (Dong et al., 2001). W przypadku, gdy ci´snienie w układzie jest duz˙ o wyz˙ sze od MMP, wówczas nast˛epuje redukcja obj˛eto´sci p˛echerzyk gazu i moz˙ e znikna´ ˛c całkowicie. Na uwag˛e zasługuje fakt, z˙ e proces ten jest głównie nast˛epstwem zjawiska dyfuzji i dyspersji gazu w ropie, a nie procesu mieszania (Novosad i Costain, 1989). W przypadku gdy, warto´sc´ ci´snienia jest powyz˙ ej MMP oraz zostaje osiagni˛ ˛ eta dynamiczna wielokontaktowa mieszalno´sc´ , to p˛echerzyk gazu zachowuje swój rozmiar lub nawet zwi˛eksza, z powodu ekstrakcji w˛eglowodorów, az˙ do momentu gdy ulegnie deformacji i całkowicie zniknie (Christiansen i Haines, 1987). Dla warto´sci ci´snienia niz˙ szych od MMP górna cz˛esć´ p˛echerzyk gazu zachowuje prze´zroczysto´sc´ , natomiast dolna przechodzi ze stanu prze´zroczystego w rozmyty, po czym wraca do prze´zroczystego. Wraz ze wzniosem p˛echerzyka gazu w rurce, nast˛epuje przesuni˛ecie granicy prze´zroczysto-rozmytej w dół. W przypadku gdy w układzie odnotowane jest wyz˙ sze ci´snienie niz˙ MMP, wówczas duz˙ o trudniej jest zaobserwować granic˛e pomi˛edzy stanem prze´zroczystym, a rozmytym. Moz˙ liwe jest równiez˙ zarejestrowanie zmiany wysokosći połoz˙ enia p˛echerzyka gazu w funkcji przyrostu ci´snienia. Na wykresie diagnostycznym, wyróz˙ nia si˛e charakterystyczny punkt przegi˛ecia (Gu et al., 2013). Zhang zaproponował jakosćiowe kryterium p˛ekni˛ecia p˛echerzyka gazu (Bubble break-up) na dwie cz˛esći, jako moment, w którym nalez˙ y okre´slić MMP oraz dwa kryteria ilo´sciowe. Jako pierwsze kryterium ilosćiowe zaproponował wysoko´sc´ połoz˙ enia p˛echerzyka gazu, natomiast jako drugie pr˛edko´sc´ p˛echerzyka gazu. Na wynik pomiaru wpływ moz˙ e mieć kamera/aparat, intensywno´sc´ s´wiatła, rozmiar igły oraz rozmiar celi/szklanej rurki (Zhang i Gu, 2016a). Do zalet metodyki RBA zalicza si˛e: czas trwania eksperymentu, koszty, niewielka ilo´sc´ płynów, moz˙ liwo´sc´ bezpo´sredniej obserwacji oraz brak interakcji ze skała˛ złoz˙ owa,˛ jednakz˙ e nie udało si˛e wyeliminować procesu wytracania ˛ si˛e asfaltenów z ropy naftowej (Elsharkawy et al., 1996). Wada˛ metodyki RBA jest. 12.

(27) liczba kryteriów determinujacych ˛ MMP, do których nalez˙ y kształt, rozmiar i kolor p˛echerzyka gazu oraz wysoko´sc´ wzniosu.. Rysunek 1.9: Schemat aparatury RBA, Zhang i Gu (2016a). Rysunek 1.10: Przebieg eksperymentu umoz˙ liwiajacego ˛ wyznaczenie warto´sci MMP metoda˛ RBA, (Zhang i Gu, 2016a). Test zanikajacego ˛ napi˛ecia powierzchniowego (Vanishing Interfacial Tension – VIT) Test zanikajacego ˛ napi˛ecia powierzchniowego VIT został zaproponowany przez Rao w 1997 (Rao, 1997), i jest szeroko stosowany w celu okre´slenia MMP (Ayirala et al., 2004; Haw-. 13.

(28) thorne et al., 2017; Rao i Lee, 2000). Aparatura pomiarowa składa si˛e z: pomp iniekcyjnych, komory wysokoci´snieniowej, manometru, kamery, mikroskopu i panelu grzewczego (Saini i Rao, 2010). Schemat aparatury pomiarowej przedstawiono na rysunku 1.11. Idea pomiaru polega rejestracji warto´sci napi˛ecia powierzchniowego dla układu dwuskładnikowego: ropa naftowa – gaz w funkcji przyrostu ci´snienia przy danej temperaturze. Nast˛epnie, przeprowadza si˛e linearyzacj˛e i ekstrapolacj˛e przez punkty pomiarowe na wykresie diagnostycznym. Warto´sc´ ci´snienia przy napi˛eciu mi˛edzyfazowym równym zero uwaz˙ ana jest jako minimalne ci´snienie mieszania (Jessen i Orr, 2007).. Rysunek 1.11: Schemat aparatury VIT, (Zhang i Gu, 2016b). Charakterystyczny wykres diagnostyczny dla metodyki VIT przedstawiono na rysunku 1.12. Zhang zaproponował dwa szczegółowe kryteria, którymi nalez˙ y si˛e kierować w celu wyznaczenia MMP ta metoda.˛ Pierwszym kryterium jest liniowy współczynnik korelacji (linear correlation coefficient - LCC) – R2. Zhang sugeruje, z˙ e nalez˙ y dobrać taka˛ liczb˛e punktów pomiarowych dla, których warto´sc´ współczynnika R2 jest najwyz˙ sza. W przypadku, gdy kolejny punkt pomiarowy powoduje spadek warto´sci R2, wówczas nalez˙ y go odrzucić. Nast˛epnym kryterium jest krytyczna grubo´sc´ warstwy powierzchniowej (critical interfacial thickness - CIT), która w termodynamice, definiowana jest jako ujemna pochodna ilorazu zmierzonej warto´sci napi˛ecia powierzchniowego oraz ci´snienia w warunkach izotermicznych. Przykładowo, gdy napi˛ecie powierzchniowe uległo zmianie z warto´sci 19.31 mN/m do 17.37 mN/m, przy wzro-. 14.

(29) sćie ci´snienia z 3.5 MPa do 4.5 MPa, to grubo´sc´ warstwy powierzchniowej wynosi 1.94 nm. W przypadku gdy warto´sc´ spadnie poniz˙ ej 1.0 nm, wówczas nalez˙ y dla tej warto´sci ci´snienia przyja´ ˛c moment zaniku napi˛ecia mi˛edzyfazowego, a tym samym zaistnienie warunków mieszalno´sci układu dwufazowego. Zhang wykazał, z˙ e warto´sc´ R2=0.99 oraz grubo´sc´ warstwy powierzchniowej wynoszaca ˛ 1.0 nm sa˛ kryteriami, które moz˙ na stosować do wyznaczenia MMP (Zhang i Gu, 2016b). Do zalet metodyki nalez˙ y czas trwania eksperymentu, prostota wykonania i interpretacji wyników, moz˙ liwo´sc´ pomiaru napi˛ecia powierzchniowego i okre´slenie jego zaniku. Wada˛ eksperymentu jest duz˙ a liczba kryteriów stosowanych w celu wyznaczenia MMP, co prowadzić moz˙ e do niejednoznaczno´sci wyników.. Rysunek 1.12: Przykładowy wykres diagnostyczny wykorzystywany przy technice VIT, (Zhang i Gu, 2016b). Metoda rezonansu magnetycznego (MRI) Metoda okre´slania MMP za pomoca˛ rezonansu magnetycznego została zaproponowana w 2011 przez Yong-Chen (Yong-Chen et al., 2011). W skład aparatury pomiarowej wchodza: ˛ aparat MRI, komora ci´snieniowa, manometr, pompy tłoczace ˛ płyny, termostat. Schemat aparatury przedstawiono na rysunku 1.13. Zewn˛etrzne oddziaływanie pola magnetycznego na płyny zawierajace ˛ w swojej strukturze atom wodoru pozwala na rejestracj˛e promieniowania elektromagnetycznego powstajacego ˛ na skutek zjawisk relaksacji (przez relaksacj˛e rozumiemy powrót układu spinów jadrowych ˛ do stanu równowagi termodynamicznej) (Macomber, 1998). W efekcie moz˙ liwa jest obserwacja róz˙ nicy w intensywno´sci obrazów i kolorów dla układów dwufazowych. Płyny zawierajace ˛ atom wodoru przyjmuja˛ kolor inny od czarnego, natomiast dwutlenek w˛egla jest niewidoczny dla techniki MRI, co obrazowane jest kolorem czarnym.. 15.

(30) Idea˛ pomiaru MMP jest okre´slenie momentu, w którym intensywno´sc´ zarejestrowanego obrazu dla fazy ciekłej przy wzrastajacym ˛ ci´snieniu dla układu dwufazowego osiagnie ˛ warto´sc´ zero. W roku 2016 Liu wprowadził poprawk˛e w interpretacji wyników pomiaru MMP, polegajac ˛ a˛ na, tym, z˙ e gdy intensywno´sc´ obrazu dla fazy gazowej i ciekłej sa˛ równe, wówczas panujace ˛ w układzie ci´snienie odpowiada warto´sci MMP (Liu et al., 2016). Przykładowe zmiany w intensywno´sci obrazowania mieszaniny dwufazowej przy wzrastajacym ˛ ci´snieniu w warunkach izotermicznych przedstawiono na rysunku 1.14. Główna˛ zaleta˛ tej metody jest moz˙ liwo´sc´ zobrazowania zjawiska mieszalno´sci bez ingerencji zewn˛etrznej w układ termodynamiczny oraz brak ekspozycji na czynniki szkodliwe dla zdrowia ludzkiego. Do wad metody pomiarowej zalicza si˛e: koszt zwiazany ˛ z aparatura˛ pomiarowa˛ oraz stosunkowo wysoki poziom trudno´sci obsługi sprz˛etu.. Rysunek 1.13: Schemat aparatury MRI, (Liu et al., 2016). Rysunek 1.14: Wizualizacja post˛epujacego ˛ procesu mieszalno´sciza pomoca˛ metody MRI, (Liu et al., 2016). 16.

(31) Metoda promieni rentgenowskich (X-ray). W roku 2015 Liu zaproponował metod˛e pomiaru MMP z wykorzystaniem promieni rentgenowskich (Liu et al., 2015). Aparatura pomiarowa składa si˛e z nast˛epujacych ˛ elementów: pompy iniekcyjnye, zbiorniki na płyny, komora wysokoci´snieniowa, termostat, manometr, z´ ródło promieniowania oraz detektor. Schemat aparatury laboratoryjnej przedstawiono na rysunku 1.15. Idea pomiaru oparta została na zjawisku tłumienia i pochłaniania promieni rentgenowskich przechodzacych ˛ przez układ dwu fazowy. Procedura pomiarowa polega na zatłoczeniu do celi pomiarowej fazy ciekłej oraz gazowej, a nast˛epnie stopniowym zwi˛ekszaniu ci´snienia w układzie, az˙ do momentu całkowitego wymieszania płynów. Wraz ze wzrostem ci´snienia nast˛epuje równoczesny wzrost g˛esto´sci gazu, co przekłada si˛e na zmian˛e koloru obrazu dla obu faz. W przypadku gdy, intensywno´sci obu kolorów sa˛ sobie równe, wówczas dochodzi do mieszania si˛e płynów, a zarejestrowana warto´sc´ ci´snienia, utoz˙ samiana jest z okre´slana˛ wartosćia˛ MMP. Przykładowy przebieg zmian intensywno´sci obrazu przy wzrastajacym ˛ ci´snieniu w układzie dwufazowym za pomoca˛ metody promieni rentgenowskich przedstawiono na rysunku 1.16. Podstawowa˛ wada˛ tej metody jest konieczno´sc´ pracy ze szkodliwym dla ludzkiego zdrowia promieniowaniem rentgenowskim oraz koszty zwiazane ˛ z aparatura.˛ Zaleta˛ pomiaru jest moz˙ liwo´sc´ obrazowania zjawiska mieszalno´sci bez ingerencji z zewnatrz ˛ w układ wielofazowy.. Rysunek 1.15: Schemat aparatury X-ray, (Liu et al., 2015). 17.

(32) Rysunek 1.16: Obrazowanie post˛epujacego ˛ procesu mieszalno´sci dla układu dwufazowego za pomoca˛ metody X-ray, (Liu et al., 2015). 1.2. Zwil˙zalno´sc´. Zwilz˙ alno´sc´ jest jednym z waz˙ niejszych z punktu widzenia efektywno´sci eksploatacji zjawisk wyst˛epujacych ˛ na kontakcie skały zbiornikowej z płynami wypełniajacymi ˛ przestrzeń porowa.˛ Dlatego znajomo´sc´ jej charakteru ma kluczowy wpływ na nasycenie płynami złoz˙ owymi, ich dystrybucj˛e, ci´snienie kapilarne czy tez˙ charakterystyk˛e przepuszczalno´sci fazowych. Tym samym, ma przełoz˙ enie na stopień sczerpania złoz˙ a, jak równiez˙ na dobór metod umoz˙ liwiaja˛ cych zwi˛ekszenie wydobycia w˛eglowodorów (Alotaibi et al., 2010). Przez zwilz˙ alno´sc´ rozumie si˛e naturalna˛ tendencj˛e jednego z płynów wypełniajacych ˛ przestrzeń porowa˛ do przylegania do powierzchni skały przy obecno´sci drugiego nie mieszajacego ˛ si˛e z nim, tym samym, termin zwilz˙ alno´sc´ odnosi si˛e do interakcji zachodzacej ˛ mi˛edzy płynem, a skała.˛ Skala tego zjawiska moz˙ e być wyraz˙ ona przez napi˛ecie adhezyjne (AT ) b˛edace ˛ róz˙ nica˛ mi˛edzy napi˛eciami mi˛edzyfazowymi dwóch płynów, a skała.˛ Matematycznie zalez˙ no´sc´ ta˛ wyraz˙ a poniz˙ szy wzór.. AT = σos − σws = −σow · cos(Θ). (1.1). gdzie: σos - napi˛ecie powierzchniowe na granicy ropa-skała, σws - napi˛ecie powierzchniowe na granicy woda-skała, σow - napi˛ecie powierzchniowe na granicy ropa-woda.. Ujemna warto´sc´ napi˛ecia adhezyjnego wskazuje, iz˙ płyn o wi˛ekszej g˛esto´sci preferencyjne zwilz˙ a powierzchni˛e skały. Warto´sc´ napi˛ecia adhezyjnego równa zeru s´wiadczy o równowaz˙ nym przyleganiu obu płynów do powierzchni skały. Skały zbiornikowe dzieli si˛e na wodozwilz˙ alne, ropo-zwilz˙ alne oraz neutralne. Najprostsza˛ miara˛ stopnia zwilz˙ alno´sci skały przez dany płyn jest kat ˛ zwilz˙ alno´sci. W przypadku gdy jego warto´sc´ mie´sci si˛e w zakresie od 0°. 18.

(33) do 90° na całej powierzchni o´srodka porowatego, wówczas mówi si˛e, z˙ e taki o´srodek jest wodo-zwilz˙ alny, w przypadku gdy kat ˛ równy jest 90°, to skała jest neutralna, a gdy kat ˛ przyjmuje warto´sci wi˛eksze od 90° to skała jest ropo-zwilz˙ alna. Gdy kat ˛ zwilz˙ alno´sci przyjmuje róz˙ ne warto´sci, poczawszy ˛ od warto´sci mniejszych od 90°, jak i wi˛ekszych, to skała taka charakteryzuje si˛e tzw. zmienna˛ zwilz˙ alno´scia˛ (Donaldson i Alam, 2008). Rys. 1.17 przedstawia schematycznie kontakt płynu ze skała˛ w zalez˙ no´sci od kata ˛ zwilz˙ alno´sci. W przypadku skał ropo-zwilz˙ alnych, gdzie ropa wykazuje naturalna˛ tendencj˛e do przywierania do powierzchni skały, metody oparte o zatłaczanie wody bez dodatków chemicznych jak na przykład metody wtórne eksploatacji, moga˛ być nie efektywne co wymusza konieczno´sc´ stosowania rozwiaza´ ˛ n bardziej zaawansowanych (Anderson, 1987).. Rysunek 1.17: Charakterystka o´srodka porowatego w oparciu o kat ˛ zwilz˙ ania (Ahmed, 2006).. 1.2.1. Metody pomiaru zwil˙zalno´sci. Metody pomiarowe umoz˙ liwiajace ˛ okre´slenie charakteru zwilz˙ alno´sci skały zbiornikowej, ze wzgl˛edu na sposób okre´slania parametrów opisujacych ˛ to zjawisko podzielić moz˙ na na dwie grupy. Sa˛ to metody jako´sciowe i ilo´sciowe (Anderson, 1986). Metody jako´sciowe okre´slaja˛ zwilz˙ alno´sc´ w sposób po´sredni, tzn. poprzez pomiar ci´snień kapilarnych czy przepuszczalno´sci fazowych. Metody ilo´sciowe sa˛ metodami bezpo´srednimi, gdzie zwilz˙ alno´sc´ mierzona jest na rzeczywistych próbkach skalnych. Do metod tych zalicza si˛e: test USBM, bezpo´sredni pomiar kata ˛ zwilz˙ ania oraz pomiar metodyka˛ Amotta (Dandekar, 2013). Bezpo´sredni pomiar kata ˛ zwil˙zania Bezpo´sredni pomiar kata ˛ zwilz˙ ania polega na zmierzeniu kata ˛ pomi˛edzy skała,˛ a kropla˛ cieczy w otoczeniu innego płynu. Na rys. 1.18 przedstawiono schemat ideowy okre´slania zwilz˙ alno´sci o´srodka porowatego dla róz˙ nych charakterów powierzchni. Zaleta˛ metody jest moz˙ liwo´sc´ bezpo´sredniej obserwacji kata ˛ mi˛edzy dwoma płynami róz˙ niacymi ˛ si˛e własno´sciami. 19.

(34) fizykochemicznymi. Pomiar taki uwaz˙ any moz˙ e być jako punktowy, w zwiazku ˛ z czym, wynik nie moz˙ e być traktowany jako wska´znik reprezentatywny dla analizowanego rodzaju skały, tym samym pomiar nalez˙ y wykonać na kilku przygotowanych płytkach skalnych. Ponadto ze wzgl˛edu na to, z˙ e pomiar nie odbywa si˛e bezpo´srednio w przestrzeni porowej, jego wyniki moga˛ znacznie odbiegać od rzeczywistego stanu majacego ˛ miejsce wewnatrz ˛ skompilowanego układu por w skale zbiornikowej.. Rysunek 1.18: Charakterystka o´srodka porowatego w oparciu o kat ˛ zwilz˙ ania (Amirpour et al., 2015).. Metoda USBM Metoda USBM jest technika˛ okre´slania zwilz˙ alno´sci o´srodka skalnego w oparciu o interpretacj˛e wykresów diagnostycznych ci´snienia kapilarnego w funkcji nasycenia płynem. Krzywe ci´snienia kapilarnego zarejestrować moz˙ na wykorzystujac ˛ wirówk˛e szybkoobrotowa˛ lub metod˛e płytki porowej (Dullien i Fleury, 1994). W celu okre´slenia zwilz˙ alno´sci wyznacza si˛e indeks USBM (IUSBM ), który jest równy logarytmowi dziesi˛etnemu z ilorazu pól powierzchni pod krzywa˛ drenaz˙ u i chłonno´sci (rów. 1.2). W przypadku gdy logarytm przyjmuje warto´sc´ dodatnia,˛ wówczas o´srodek taki jest wodo-zwilz˙ alny, natomiast dla warto´sci ujemnych jako ropo-zwilz˙ alny. Dla wariantu równego zero, skała okre´slana jest mianem neutralnej (Bakhshi i Torab, 2016). Na rys. 1.19 przedstawiono 3 wykresy diagnostyczne, w oparciu które moz˙ na wyznaczyć charakter zwilz˙ alno´sci o´srodka porowatego. Zaleta˛ tej metody jest pomiar zjawiska z wykorzystaniem rdzeni skalnych skały zbiornikowej. IU SBM = log. 20. A1 A2. (1.2).

(35) gdzie: A1 - pole powierzchni pod krzywa˛ drenaz˙ u, A2 - pole powierzchni pod krzywa˛ chłonno´sci.. Rysunek 1.19: Wykresy diagnostyczne tworzone w celu okre´slenia zwilz˙ alno´sci metoda˛ USBM (McPhee et al., 2015).. Test Amotta-Harveya. Test Amotta-Harveya jest najbardziej popularna˛ metoda˛ okre´slania s´redniej zwilz˙ alno´sci skał zbiornikowych. Pomiar przeprowadza si˛e na rdzeniach skalnych zwykle o s´rednicy 1” lub 1.5” i długo´sci około 3”. Metoda ta oparta jest o spontaniczny i wymuszony proces wypierania płynu z próbki skalnej (Kovalev et al., 2016). Pierwszym krokiem jest nasycenie rdzenika skalnego woda,˛ nast˛epnie nast˛epuje wyparcie ropy woda˛ celem okre´slenia warto´sci resztkowego nasycenia woda.˛ W kolejnym kroku próbk˛e skalna˛ umieszcza si˛e w aparacie Amotta (rys. 1.20) i rejestruje si˛e obj˛eto´sc´ spontanicznie wypartej ropy z zanurzonej w wodzie próbki skalnej. Nast˛epnie przeprowadza si˛e proces wymuszonego wypierania ropy z próbki skały za pomoca˛ wody w warunkach złoz˙ owych (komora pomiarowa pod ci´snieniem). W kolejnych krokach przeprowadza si˛e proces spontanicznego i wymuszonego wypierania wody ropa˛ naftowa˛ z rdzenia skalnego w aparacie Amotta i wysokoci´snieniowej komorze pomiarowej. Na podstawie zmierzonych obj˛eto´sci wypartych płynów okre´sla si˛e zwilz˙ alno´sc´ (Fleureau, 1992; Rabiei et al., 2013). W tym celu wprowadza si˛e współczynniki pomocnicze δw oraz δo , które definiowane sa˛ w nast˛epujacy ˛ sposób (Dandekar, 2013): δw =. 21. Vos Vot. (1.3).

(36) δo =. Vws Vwt. (1.4). gdzie: Vos – obj˛eto´sc´ spontanicznie wypartej ropy, Vot – obj˛eto´sc´ całkowita wypartej ropy, Vws – obj˛eto´sc´ spontanicznie wypartej wody, Vwt – obj˛eto´sc´ całkowita wypartej wody. Natomiast Indeks Amotta definiowany jest nast˛epujaco ˛ (Tiab i Donaldson, 2015): IA = δw − δo. (1.5). W przypadku gdy warto´sci mieszcza˛ si˛e z zakresu 0 do 1 to o´srodek uwaz˙ a si˛e za wodozwilz˙ alny, a dla warto´sci -1 do 0, jako ropo-zwilz˙ alny. Dla warto´sci 0, skał˛e uznaje si˛e jako neutralna˛ (Goda i Behrenbruch, 2011).. Rysunek 1.20: Aparat Amotta stosowany w trakcie etapu spontanicznego wypierania ropy naftowej i wody z rdzenia skalnego celem okre´slania zwilz˙ alno´sci (McPhee et al., 2015).. Zastosowanie metody Amotta-Harveya pozwala na chwil˛e obecna˛ odtworzyć procesy wymuszone i spontaniczne, w sposób najbardziej zbliz˙ ony do rzeczywistego, tzn. odzwierciedlić oddziaływania mi˛edzy woda˛ i ropa˛ w warunkach złoz˙ owych. Niewatpliw ˛ a˛ wada˛ pomiaru natomiast jest czas oczekiwania na wynik zwłaszcza w trakcie odwzorowywania procesów spon-. 22.