PARAMETRII FIZICI AI ZACAMINTELOR DE HIDROCARBURI

PARAMETRII FIZICI AI ZACAMINTELOR DE HIDROCARBURI

Orice zacamant care permite exploatarea de hidrocarburi este individulaizat de existenta diferntiala a unor parametrii fizici care vor fi prezentati in cele ce urmeaza. Acesti parametrii de zacamant impreuna cu altii, contribuie la stabilirea in final, a rezervei recuperabile a hidrocarburilor cantonate in porii rocilor poros permerabile.

1. Porozitatea

Hidrocarburile se gasesc sub o anumita presiune ai temperatura in porii rocilor colectoare.

Porii sunt niste canale care comunica sau nu intre ele, avand un diametru sub 1 mm.

Porozitatea reprezinta raportul dintre volumul porilor unei roci si volumul brut al rocii, deci este direct proportionala cu volumul porilor si invers proportionala cu volumul brut al rocii:

V_p

m = --- , in care (

V_b

m - porozitatea %

Vp - volumul porilor

Vb - volumul brut al rocii

Analizand aceasta relatie se concluzioneaza urmatoarele :

porozitatea este intotdeauna mai mica decat 1, deoarece intotdeauna volumul brut al rocii este mult mai mare decat volumul porilor ;

porozitatea este exprimata in procente ( m = 1,4 - 50 %) ;

cand porozitatea are valori deosebit de mici (1,4 - 5 ) inseamna ca volumul porilor este foarte mic in compartie cu volumul brut al rocii. Roca este compacta iar curgerea hidrocarburilor este imposibila.

fig. 62 a. Aranjament romboedric fig. 62 b. Aranjament cubic

Pentru ilustrarea si modelarea teoretica a existentei porilor se prezinta doua modele de aranjament a granulelor componente ale unei roci poroase conform figurilor 62 a. si 62 b.

Analizand cele doua figuri se constata ca in cazul arajamentului romboedric volumul porilor este aproximativ jumatate din volumul din configuratia cubica.

Valorile precise ale porozitatii se determina in laboratoare specializate, folosind diferite metode. Desi multe roci au pori, curgerea nu este posibila in fiecare caz. Aceasta se datoreste existentei sau nu a altui parametru fizic al rocii, numit permeabilitate.

Rocile poroase care permit curgerea hidrocarburilor, fiind deci roci colectoare sunt : nisipurile, gresiile, calcarele fisurate etc.

Pe masura ce adancimea creste, gradul de compactizare al rocii se mareste, ceea ce conduce la micsorarea spatiului poros ; prin forajele efectuate la mare adancime s-a ajuns la concluzia ca aceasta presupunenere nu este intotdeauna valabila. Exista sonde care exploateaza hidrocarburi de la adancimi mari, avand valori minime acceptabile pentru porozitate, in timp ce la adancimi mai mici s-au inregistrat valori ale porozitatii incompatibile pentru exploatare.

2. Permeabilitatea

Aceasta proprietate este legata de curgerea fluidelor (lichidelor si gazelor) prin medii poroase.

Permeabilitatea nu este o consecinta a porozitatii si nu exista o relatie de proportionalitate intre aceste doua marimi. S-au pus in evidenta medii poroase (porozitati in jur de 50%) cum ar fi spuma de mare, care desi are porozitatea ridicata, permeabilitatea este aproape zero. ; ea nu se imbiba cu apa de mare. De asemenea se cunosc roci protectoare de zacamant a caror porozitate este in jur de 30 - 40 %, dar de permeabilitate nula si din acest motiv alcatuiesc functia de etansare a zacamantului.

S-a afirmat in subcapitolul anterior ca porii rocii colectoare au diametre sub 1 mm si printr-o simpla analogie pot fi asimilati cu niste canale capilare. In acest context problema curgerii diferitelor fluide (lichide sau gaze) se complica datorita existentei fortelor capilare. Ele apar intotdeuna cand in interiorul capilarelor se afla fluide si se manifesta la suprafata de separatie intre fluid si solid (in cazul de fata peretii porilor rocii colectoare). In acest caz aceste forte se numesc forte sau tensiuni interfaciale.

Sunt binecunoscute experientele in care o picatura de apa se intinde pe suprafata lamelei, pe cand cea de mercur ia forma unei sfere. Se spune ca picatura de apa are tendinta de a uda suprafata de sticla sau tubul in care se afla (este o solutie hidrofila ; hidro - apa, filos - prieten), pe cand cea de mercur nu are aceasta tendinta (substanta hidrofoba ; hidro - apa, fobos - repulsie, fobie).

Aceste doua aspecte se datoresc unor forte de natura molerculara, forte care au valori semnificative si sunt de marimi variabile, functie de natura substantelor aflate in contact. In cazul picaturii de apa, actioneaza atat forte din paretea suprafetei de sticla cat si a apei, pe cand in cazul mercurului fortele care apar la suprafata separatiei dintre mercur si sticla sunt de natura mentinerii mercurului la forma sferica. Daca printr-un procedeu oarecare se incearca scindarea formei sferice, sfera initiala se transforma intr-altele mai mici, ceea ce semnifica faptul ca fortele interfaciale nu depind de marimea la un moment dat a unei substante aflate in contact cu alta.

Daca aceste doua lichide se afla fiecare in cate un tub de sticla, (in conditii obisnuite de temperatura si presiune), nu neaparat de dimensiuni capilare, se constata cu usurinta ca apa are o tendinta ascensionala pe peretii cilindrului (formarea unui menisc), tendinta pe care mercurul nu o are.

Intr-un zacamant care exploateaza hidrocarburile lichide, gazoase sau ambele, curgerea hidrocarburilor este mult influentata de conditile de temperatura, presiune de zacamant precum si de interactiunea fluidelor si solidelor aflate in contact. Aceasta pereche (solid- fluid) prin fortele capilare sau tensiunile interfaciale pe care le genereaza este hotaratoare in permiterea exploatarii pana la un anumit nivel a zacamantului.

Intr-un fel se deruleaza curgerea unui fluid gazos prin porii rocii colectoare si cu totul altfel in situatia in care producerea se face cu aport de apa si gaz. In acest caz interactiunea moleculara fluid (apa+gaz) si solid (peretii porilor rocii colectoare) este in general mult mai mare, fapt ce conduce la creerea unor forte interfaciale mari care diminueaza substantial curgerea acestui amestec bifazic din strat in sonda. Apa de suprafata se deosebeste substantial de apa de zacamant prin faptul ca are in constitutia ei o serie de solide dizolvate care impreuna cu ea actioneaza asupra porilor rocii in sensul modificarii in general a dimensiunii porilor (de obicei micsorarea diametrului lor, fapt ce actioneaza la marirea fortelor capilare). Actiunea solidelor dizolvate in apa de zacamant (Ca, Mg, Li, Fe, SO₂, NO₃ etc.) impreuna cu componentii rocii colectoare creaza forte electrodinamice oponente curgerii fluidelor.

Drenarea fluidelor dintr-un zacamant de hidrocarburi nu este tributara numai existentei unor valori de porozitate si permeabilitate. Pe langa aceasta conditie este necesara indeplinirea uneia de natura fenomenologica si care vizeaza existenta unui  control  asupra fortelor interfaciale. De aceea, dintr-un zacamant de hidrocarburi gazoase sau lichide, exploatarea lor nu se poate efectua 100%. Daca factorul de recuperare la zacamintele de gaze este cuprins intre 70 si 80%, la titei acesta este mult mai mic, 35-50% din motive usor de dedus.

Permeabilitatea a reprezentat obiect de studiu pentru inginerul francez Henry Darcy, care a fost printre primii cercetatori ai curgelor fluidelor prin medii poros permeabile. El si-a confectionat un model de laborator care avea ca piesa principala un nisip de o anumita granulatie prin porii caruia se puteau deplasa diferite fluide sub actiunea unei game de diferente de presiuni. Dupa o serie de experiente Darcy a ajuns la concluzia ca debitul de lichid (el a efectuat experiente cu diferite lichide), este proportional cu suprafata de curgere, cu diferenta de presiune aplicata esantionului de curgere, precum si

Fig.63. Schematizarea modelului de simulare a curgerii fluidelor prin medii poros permeabile

cu un factor de permeabilitate specific fiecarui mediu poros ; debitul de lichid este in schimb invers proportional cu lungimea segmentului poros si vascozitatea fluidului ( fig. 63).

Transpunand fraza de mai sus intr-o formulare fizica, rezulta :

K A (p₁ - p₂)

q = ----- ----- ------- (2)

m l

in care : q  : debit de lichid, (cm³/s) 

A  : aria suprafetei de curgere a fluidului, cm²  

p2 : presiunea de iesire din mediul poros permeabil (kgf/cm² ) 

p1 : presiunea de intrare in mediul poros permeabil (kgf/cm² ) 

m : vascozitatea fluidului, cP (centi-Poise)

l : lungimea esantionului, (cm)

K  : permeabilitatea mediului

Din formula de mai sus rezulta valoarea permeabilitatii :

m l

K= q ----- ----- ---- (3)

A(p₁ - p₂)

Analizand (3) se poate constata faptul ca, daca un fluid de vascozitate de 1 cP curge printr-un mediu de dimensiune de 1 cm si A= 1cm², fluid ce realizeaza un debit de 1 cmc/s sub o diferenta de presiune, p₁- p₂ = 1 kgf/cm², acel mediu are permeabilitatea de 1 Darcy.

In realitate permeabilitatea majoritatii rocilor colectoare este mult mai mica decat 1D ; de aceea, frecvent se foloseste un submultiplu al acestuia si anume milidarcyul (1D = 1.000 mD).

Ca ordin de marime, permeabilitatea variaza in limite foarte largi. Spre exemplu unele gresii (gresia de Kliwa) au permeabilitatea cuprinsa intre 30 - 50 mD, diferite categorii de nisipuri au valori cuprinse intre 100 - 2.000 mD etc.

Daca intr-o roca colectoare curge un singur fluid, atunci curgerea este omogena sau monofazica.

In situatia zacamintelor de gaze naturale cand sonda produce numai gaz, permeabilitatea se calculeaza conform relatiei (4)

m l

K= q_g ----- ----- -------- (4)

A( p₁² - p₂ ² )

Semnificatia notatilor din (4) este aceeasi ca la (3) cu specificatia ca :

q_g  : debitul de gaz (cm³/s)

u  : vascozitatea gazelor (cP)

Determinarea valorii exacte a permeabilitatii se efectueaza in laboratoare specializate folosind o aparatura specifica acestui scop (aparatul se numeste permeametru).

3. Saturatia in fluide

Existenta in roca colectoare a unei retele de pori comunicanti si permeabili reprezinta conditia de curgere a fluidelor cantonate in acestia. Daca spatiul poros este ocupat in totalitate de fluide se spune ca roca este saturata de fluid. Saturatia reprezinta raportul intre volumul porilor ocupati de fluid si volumul total de pori ai rocii.

V_g

S_g = ------- . 100 (5)

V_t

V_a

S_a = ------- . 100 (6)

V_t

Semnificatia notatiilor este urmatoarea :

S_g : saturatia in gaze; %

S_a : saturatia in apa; %

V_g : volumul porilor oacupati cu gaz; cm³; m³

V_a : volumul porilor ocupati cu apa; cm³; m³

Este cunoscut faptul ca datorita unor conditii geologice deosebite hidrocarburile au migrat spre zone de acumulare stabila. In drumul lor ele au dislocuit intr-o mare masura apa de zacamant. Dislocuirea nu s-a putut efectua in totalitate datorita existentei fortelor capilare. Apa ramasa s-a stabilit in porii cu cele mai mici dimensiuni si care nu sunt intercomunicanti; ea nu curge in timpul exploatarii gazelor. Deoarece este legata de configuratia acestor pori, apa se numette interstitiala sau remanenta si poate fi situata intre limite de 10% - 30%.

Deci intr-un zacamant de gaze, roca colectoare a acestuia este saturata in cea mai mare parte cu gaze si se exprima astfel :

S_g + S _a = S_t = 100 % (7)

unde S_t: saturatia totala a zacamantului de gaze.

Valorile saturatiei la fel ca cele ale permeabilitatii si porozitatii se stabilesc in laborator prin analizarea atenta a carotelor de roca poros permeabila.

4. Presiunea de zacamant

Hidrocarburile lichide si gazoase din zacamant se afla cantonate in porii rocilor colectoare, sub o anumita presiune si temperatura initiala. In faza de inceput a exploatarii zacamantului, presiunea are valorea cea mai mare, iar pe parcursul exploatarii formatiunilor productive ea scade pana la anumite limite admisibile de extractie. Presiunea de zacamant difera de la un orizont productiv la altul, precum si in unele cazuri in cadrul aceluiasi orizont.

Presiunea de zacamant creste cu adancimea, ceea ce inseamna ca pe masura ce se patrunde in scoarta terestra, apasarea pachetelor de roca travesate si aflate deasupra unui punct imaginar mobil si penetrant creste. Aceasta apasare se numsste presiune litostatica ( gr. litos - piatra, roca). Ea nu depinde de suprafata pe care actioneaza ci doar de greutatea specifica a pachetelor de roca si de adancimea la care acestea sunt pozitionate.

Expresia relatiei care defineste presiunea litostatica este :

g r_r H_r

p_r = -------------    (8)

unde : p_r : presiunea litostatica, kgf/cm²

r_r : densitatea rocii, kg/dm³

H_r: adancimea la care se afla pachetul de roca, m.

In tabelul de mai jos se prezinta valori aproximative ale presiunii litostatice esalonata pe diferite adancimi tangibile prin foraje.

Presiuni litostatice aproximative functie de adancime

Valorile presiunii litostatice actioneaza si asupra fluidelor existente in porii rocilor colectoare, creeand asupra lor o presiune sensibil egala. In realitate, in marea majoritate a cazurilor, stratul protector si impermeabil al zacamantului s-a degradat foarte lent in timp, ceea ce a permis descarcarea presiunii pana la valori compatibile cu capacitatea de inmagazinare a rezervorului.

Datorita acestor considerente s-a incercat evaluarea mai realista a presiunii de zacamant (pentru faza initiala a exploatarii). Cu o buna aproximatie s-a ajuns la concluzia ca valoarea presiunii fluidelor din pori este asimilata cu inaltimea unei coloane de apa de zacamant de la suprafata pana la nivelul la care se afla fluidele in stratul poros permeabil.

g r_a H

p_iz = --------- (9)

unde: p_iz : presiunea initiala de zacamant

r_a : densitatea apei de zacamant (1,03 - 1,15) kg/dm³

g : acceleratia gravitationala (9,81 - 10) m/s²

H  : adancimea la care se afla fluidele in zacamant, m

O alta exprimare a relatiei (2.9) poate fi pusa sub forma :

p_iz = 1.02 H (10)

Relatia (10) reprezinta presiunea initiala a unui zacamant de hidrocarburi.

Exista situatii cand apar abateri de la relatia prezentata mai sus. Abaterile in cauza constituie asa-numitele anomalii de presiune, care pot fi pozitive sau negative si sunt exprimate prin relatiile :

p_iz = p_ag +_{_}p_s ; p_iz = p_ag -_{_}p_s     (11)

unde : p_ag : presiunea la limita gaz-apa, cauzata de inaltimea unei coloane de apa de zacamant, at

p_s  : presiunea suplimentara, at.

Daca in (11) p_s = 0 atunci p_iz = p_ag, ceea ce implica existenta unei presiuni normale.

a)                 p_s < 0, p_iz = p_ag - p_s , anomalie de presiune negativa

b)                 p_s > 0, p_iz = p_ag+_{_}p_s , anomalie de presiune pozitiva

Anomaliile de presiune negativa se datoresc faptului ca in interiorul zonei de hidrocarburi presiunea este mai mica decat presiunea hidrostatica corespunzatoare adancimii la care se afla situate hidrocarburile. Daca aceste anomalii nu au o valoare semnificativa, problema travesarii stratelor cu potential productiv nu ridica dificultati deosebite in timpul forajului. Probleme delicate se ivesc atunci cand stratele productive aflate la adancimi relativ mari au valori de presiune mult sub cea a presiunii hidrostatice, deoarece exista sansa patrunderii fluidului de foraj in formatiunea productiva, ingreunand astfel punerea in productie a stratului.

In cazul anomaliilor pozitive, presiunea fluidelor din roca colectoare are valori mai mari decat presiunea hidrostatica raportata la acea adancime. S-a constatat ca aceste valori se atenueaza, in timp, destul de repede. Cateva dintre cauzele producatoare de anomalii ar fi :

cresteri anormale de temperaturi ;

eventuale reactii chimice datorate temperaturii destul de ridicate a zacamantului ;

cutremure de pamant cauzatoare de reasezari a masivelor blocuri din scoarta teresta.

5. Temperatura de zacamant

Este cunoscut faptul ca pe masura ce se inainteza spre centrul Pamantului, temperatura creste. Prin cercetari experimentale s-a ajuns la concluzia ca la fiecare suta de metri avansare, temperatura solului creste in medie cu 3,3⁰ C. Aceasta crestere a temperaturii pe directia adancimii se numeste gradient geotermic.

Treapta geotermica reprezinta numarul de metrii la care temperatura creste cu un grad (pentru 33m, temperatura, creste cu un grad Celsius).

Daca se doreste o evaluare precisa a temperaturii pachetului de roca situat la o anumita adancime, la temperatura mediului ambiant se aduga temperatura corespunzatoare adancimii in studiu :

t_rH = t_a + t_H (13)

unde : t_rH - temperatura reala la adancimea H, (⁰ C)

t_a - temperatura mediului ambiant, (⁰ C)

t_H - temperatura corespunzatoare adancimii H si este data de relatia:

t_H = 0,033 H (14)

Pentru o exprimare in grade Kelvin a temperaturii reale (t_rH) se poate folosi:

T_rh = 273,15 + t_rH    (15)

S-a constatat ca temperatura unui zacamant ramane relativ aceeasi pe parcursul exploatarii lui.

Prin intermediul forajelor efectuate s-a observat faptul ca gradientul geotermic nu este intotdeuna acelasi, obtinandu-se anomalii de temparatura atat pozitive (Campia Banatului si Crisurilor, + 60⁰C pentru adancimi cuprinse intre 1.000-2.000 m) cat si negative (bazinul inferior al Siretului si Dunarii, + 20⁰C la 1.000 m).

Temperatura de zacamant se masoara cu ajutorul unor aparate speciale (termometre) care sunt lansate in sonda. Deasemeni acest parametru poate fi stabilit cu o buna precizie si prin calcule.

In urma interpretarilor valorilor de temperatura obtinute in timpul diferitelor experimente se trebuie facute urmatoarele precizari:

a)      temperatura orizontului productiv este transmisa si gazelor cantonate in mediul poros permeabil;

b)      situatia relatata mai sus este specifica cazului in care viteza de filtratie a gazelor raportata la un timp sufucient de lung tinde catre valoarea zero.

c)      in cazul in care sonda este in productie, iar debitul de gaze este rezonabil, datorita vitezei mari de filtratie a gazelor are loc o destindere a gazelor.

d)      temperatura din zona adiacenta perforaturilor se abate de la valoarea temperaturii corespunzatoare adancimii la care se afla orizontul productiv, in sensul scaderii ei.