Wpływ właściwości zwilżalnych kolektora na efektywność wypierania ropy różnymi mediami

Wpływ właściwości zwilżalnych kolektora na efektywność wypierania ropy różnymi mediami
Fot. Adobe Stock. Data dodania: 20 września 2022

Celem zwiększenia stopnia sczerpania zasobów geologicznych złóż ropy naftowej niezbędnym jest zastosowanie odpowiednich metod wspomagających. Ich właściwy dobór względniający między innymi właściwości petrofizyczne kolektora pozwala w efekcie na uzyskanie zwykle podwojenia ilości wydobytej ropy w odniesieniu do metod wykorzystujących jedynie energię naturalną złoża.

W ostatnich latach na zlecenie organów państwa jak i przemysłu naftowego w Instytucie Nafty i Gazu wykonano szereg zaawansowanych badań modelowych, zarówno fizycznych jak i numerycznych, określających efektywność różnych metod wspomagających. Szczególną uwagę zwracano na dobór danej metody dla istniejących warunków złożowych.

W artykule przedstawiono wyniki badań laboratoryjnych wypierania ropy naftowej wodą i dwutlenkiem węgla z długich rdzeni wiertniczych w warunkach złożowych. Badano efektywność zastosowania wymienionych mediów w metodach wtórnych i trzecich na przykładzie kolektora węglanowego o mieszanym charakterze zwilżalności jak również wodozwilżalnego kolektora piaskowcowego. Artykuł weryfikuje doniesienia literaturowe, według których - zatłaczanie CO2 jako metody trzeciej po nawadnianiu jest przedsięwzięciem nieefektywnym.

Wprowadzenie

Eksploatacja złóż ropy naftowej jest racjonalna i efektywna szczególnie wówczas, gdy wdrożone zostaną odpowiednie dla istniejących warunków złożowych metody wspomagania jej wydobycia. Zastosowanie jedynie tzw. pierwszych metod eksploatacji wykorzystujących tylko energię złoża pozwala uzyskać niewielki stopień sczerpania pierwotnych zasobów geologicznych ropy naftowej. Średnio w warunkach polskich jest to poziom 20 %. Dopiero wdrożenie metod wspomagających tzw. wtórnych i trzecich wykorzystujących wypieranie ropy energią i mediami zewnętrznymi może pozwolić na efektywne i zgodne z zasadami sztuki górniczej sczerpanie odkrytych zasobów. Istnieją przykłady wdrożenia metod wtórnych i trzecich dających w efekcie uzyskanie końcowego stopnia sczerpania zasobów geologicznych na poziomie 50-60%.

Podział na metody wtórne i trzecie nie jest do końca wyraźny, w technice światowej uważa się jednak, że metody trzecie obejmują: wypieranie mieszające (miscible), metody cieplne, środki chemiczne oraz metody mikrobiologiczne.

W warunkach polskiego górnictwa naftowego metodę nawadniania traktujemy więc jako metodę wtórną, z kolei zatłaczanie CO2 w warunkach powodujących zmieszanie faz i następujące bezpośrednio po nawadnianiu jako metodę trzecią.

Do chwili obecnej w warunkach polskich wdrożono kilka projektów metody nawadniania złóż ropy naftowej. Spośród ważniejszych należy wymienić przedsięwzięcia zrealizowane na takich złożach ropy naftowej jak: Osobnica, Kamień Pomorski, B-3. W najbliższych planach przewiduje się jej zastosowanie również na złożu B-8.

Nawadnianie złoża może zwiększyć stopień sczerpania zasobów geologicznych o kolejne 10-20 %. Dalszy przyrost można już osiągnąć stosując metody trzecie np. z zastosowaniem CO2. Metoda ta jest szczególnie preferowana w związku z problemem emisji do atmosfery CO2 pochodzącego ze spalania kopalnych surowców energetycznych. Z inicjatywy Ministerstwa Środowiska w INiG wykonano szereg prac badawczych, których celem było określenie możliwości zwiększenia zasobów wydobywanych ropy naftowej w wyniku zastosowania metody CO2-EOR. Analizie poddano 6 złóż ropy naftowej. Ocenę efektów wspomaganego wydobycia przeprowadzono wykorzystując modele ww. złóż dwojakiego rodzaju: pełnowymiarowe kompozycyjne modele symulacyjne oraz rozszerzone modele bilansowe uwzględniające mechanizm wypierania mieszającego ropy. Wykonane symulacje zastosowania metody EOR - CO2 wykazały przyrost w przedziale 22.3% do 64.8% początkowych zasobów geologicznych [1].

W części badanych złóż metodę EOR-CO2 zastosowano jako metodę następującą bezpośrednio po wydobyciu ropy z wykorzystaniem energii złoża, inna część to metody EOR-CO2 stosowane jako trzecie następujące bezpośrednio po nawadnianiu złoża.

Według niektórych doniesień literaturowych [2] zatłaczanie CO2 po nawadnianiu okazuje się nieskuteczne w przypadku wodozwilżalnej matrycy skalnej. ,,Woda znajdująca się w hydrofilnej matrycy faktycznie całkowicie przeciwdziała przenikaniu niezwilżanego CO2 do matrycy w postaci pojedynczej fazy. W konsekwencji wprowadzany gaz nie ma bezpośredniego kontaktu z ropą uwięzioną w przestrzeni porowej. Jedynie rozpuszczanie dwutlenku węgla w wodzie, a następnie jego dyfuzja przez ośrodek porowaty w matrycy może zapewnić kontakt gazu z ropą. Proces ten jednak wymaga bardzo dużo czasu".

W prezentowanej publikacji przedstawiono wyniki badań laboratoryjnych wykonanych w Instytucie Nafty i Gazu - Państwowym Instytucie Badawczym, mające na celu weryfikację opisanych zjawisk, dla dwóch głównych typów kolektora występującego w polskich złożach. Były to próbki skał dolomitu głównego reprezentujące typ skały złożowej z obecnie najzasobniejszych w Polsce złóż ropy naftowej: Barnówko-Mostno- Buszewo (BMB) oraz piaskowców węglowieckich stanowiących typowy kolektor dla złóż karpackich. W obu tych regionach rozważane są możliwości zastosowania zarówno metody nawadniania jak i metody EOR-CO2.

Pierwszą częścią badań było określenie typu zwilżalności nasyconych ropą naftową próbek skał w środowisku solanki, następną częścią były pomiary efektywności wypierania ropy wodą i CO2 w obu ośrodkach skalnych.

Badania laboratoryjne zwilżalności próbek kolektora

Zwilżalność jest tendencją do rozprzestrzeniania się na, lub przylegania do powierzchni ciała stałego jednego płynu w obecności drugiego płynu. Jeśli dwie niemieszające się fazy są rozmieszczone i kontaktują się z powierzchnią ciała stałego, jedna spośród nich zwykle jest przyciągana do ciała stałego z większą siłą od drugiej. Ta faza, która jest mocniej przyciągana, nazywana jest fazą zwilżalną [3]. Zwilżalność jest miarą tendencji, pod wpływem której jedna ciecz wypiera drugą. Stopień zwilżania określany jest często w oparciu o pomiar wielkości kąta zwilżania pomiędzy prostą styczną do cieczy w punkcie styku z materiałem skalnym, a jego powierzchnią. Wartość kąta zwilżania jest mocno uzależniona od energii powierzchniowej i napięcia powierzchniowego kontaktujących się cieczy, a ponadto od własności indywidualnych fazy stałej. Duży wpływ na jego wielkość ma więc rodzaj skały i skład chemiczny cieczy.

Większa wartość kąta zwilżania ropy naftowej w środowisku solanki wskazuje na niską wodozwilżalność materiału, tj. jego hydrofobowość, natomiast niższa wartość kąta na hydrofilność.

Kąt zwilżania ropy naftowej w środowisku solanki może być zawarty w przedziale od 0o dla materiałów mocno hydrofilnych, do 180o - materiały całkowicie hydrofobowe.

Badania wielkości kąta zwilżania próbek piaskowca i dolomitu ropą naftową w środowisku solanki przeprowadzono wykorzystując jako urządzenie pomiarowe Goniometr OCA 15EC DataPhysics [4]. Stosowaną metodą pomiarową była procedura "pęcherzyka na uwięzi" przeprowadzona na płytkach wyciętych ze skały złożowej w postaci dolomitu i piaskowca. W tym celu kuwetę szklaną wypełniono odpowiednią objętością kolejno solanki złożowej ze złóż Węglówka i Barnówko. Kropla ropy naftowej formowana była pod cieczą, za pomocą strzykawki zakończonej igłą. Po ustaleniu się równowagi adsorpcyjnej wykonywano fotografię pęcherzyka na powierzchni płytki, z której odczytywano kąt zwilżania za pomocą analizy komputerowej.

Badania wykonano w temperaturze i ciśnieniu otoczenia.

Średnia wartość kąta zwilżania ropy naftowej otrzymana dla 14 pomiarów w warunkach występujących w środowisku dolomitu głównego na złożu Barnówko wynosiła 76o.

Dla warunków występujących na złożu Węglówka średnia wartość kąta zwilżania ropy wynosiła 41.6o. Wyniki z uzyskanych pomiarów wskazują, że skała z odwiertu Barnówko jest bardziej zwilżalna przez ropę, niż skała z odwiertu Węglówka, Przyjmując klasyfikację wg [5], dolomit główny cechuje się mieszaną zwilżalnością, dla której przedział wartości kąta wynosi od 75-105o, natomiast piaskowiec węglowiecki jest wodozwilżalny, dla którego przedział wartości kąta mieści się w zakresie od 0-75o.

Przeprowadzone badania potwierdzają mieszany charakter zwilżalności skał dolomitu głównego, który został w ten sposób określony również w innych badaniach wykonanych w INiG[6] z wykorzystaniem testów Amott’a.

Badania laboratoryjne efektywności wypierania ropy wodą i CO2

Zastosowana metodyka badawcza została szczegółowo przedstawiona w publikacji [7].

W pierwszej serii badań wykonanych na rdzeniach z piaskowca węglowieckiego jako medium wypierające użyto dwutlenku węgla, jednak w dwóch stanach skupienia (gazowym i ciekłym). Rozpoczęto od ciśnienia wypierania na poziomie 22 bar. W kolejnej fazie (zachowując temperaturę badań 29oC równą rzeczywistej temperaturze złożowej) podwyższono ciśnienie w układzie do poziomu 150 bar, zapewniającego uzyskanie fazy ciekłej.

Poszczególne fazy wypieranie gazowym i ciekłym CO2 przebiegu procesu wypierania przedstawia rysunek 3. Uzyskany współczynnik odropienia całkowitego, uwzględniający metody pierwsze (naturalny spadek ciśnienia)- 38.0%, fazę I (wypieranie gazowym CO2) - 12.8% oraz fazę II (wypieranie ciekłym CO2) - 43.2%, wyniósł 94.0%. Rezultaty pierwszego eksperymentu potwierdziły znany fakt, że wypieranie ropy ciekłym ditlenkiem węgla jest o wiele bardziej skuteczne niż użycie CO2 w fazie gazowej.

W drugim eksperymencie wypierania ponownie wykorzystano poprzednią baterię rdzeni odpowiednio zregenerowaną i ponownie nasyconą wodą i ropą do warunków złożowych.

Symulując metody pierwsze eksploatacji dokonano obniżenia ciśnienia z 96 bar do 18 bar.

W wyniku przeprowadzonego zabiegu uzyskano współczynnik odropienia na poziomie 37,7%, a więc podobny jak w analogicznym etapie poprzedniego eksperymentu.

Jako pierwsze medium wypierające ropę zastosowano wodę złożową z Węglówki uzyskując wzrost odropienia o 21%. Następnie podniesiono ciśnienie w układzie do 150 bar i przystąpiono do wypierania ropy ciekłym CO2. Takie poprowadzenie eksperymentu miało sprawdzić słuszność tezy, według której stosowanie wypierania ropy dwutlenkiem węgla po nawadnianiu daje o wiele gorsze efekty niż zatłaczanie CO2 bez wcześniejszej iniekcji wody złożowej, a więc bezpośrednio po metodach pierwszych eksploatacji [2].

Poszczególne fazy przebiegu procesu wypierania przy pomocy wody złożowej oraz ciekłego dwutlenku węgla przedstawiono na rysunku 4.

Uzyskany współczynnik odropienia całkowitego, uwzględniający metody pierwsze - 37.7%, fazę I (wypieranie wodą złożową) - 21.0% oraz fazę II (wypieranie ciekłym CO2) - 28.2%, wyniósł 86.9%. Jest to wynik niższy o 7.1% od uzyskanego w poprzednim badaniu.

W trzecim eksperymencie wypierania wykorzystano model złoża nasycony wodą z odwiertu Buszewo-12, a następnie nasyconego ropą z tego samego złoża w warunkach PT złożowych.

Jako medium wypierające użyto tylko dwutlenku węgla (faza ciekła). Przebieg procesu wypierania przedstawia rysunek 5. Uzyskany współczynnik odropienia całkowitego uwzględniający wypieranie ciekłym CO2 wyniósł 93.74%. Otrzymana wartość współczynnika odropienia jest porównywalna z odropieniem skały piaskowcowej w badaniu 1.

W czwartym eksperymencie wypierania, jako pierwsze medium wypierające ropę zastosowano wodę złożową z odwiertu Buszewo-12.

Zatłaczanie wody dało efekt odropienia na poziomie 57.6%, przebieg procesu wypierania przedstawiono na rysunku 6.

Uzyskany współczynnik odropienia całkowitego uwzględniający wypieranie solanką a następnie CO2 (faza ciekła) wyniósł 98.1%.

Niepewność wyznaczenia współczynnika odropienia, w przeprowadzonych badaniach, oszacowano na podstawie dokładności pomiaru objętości ropy martwej w cylindrze miarowym.

Oszacowana niepewność nie przekracza 2% dla wszystkich pomiarów.

Wnioski

Zarówno dla wodozwilżalnego piaskowca węglowieckiego jak i dla dolomitu głównego o mieszanej zwilżalności wypieranie ropy naftowej z wykorzystaniem CO2 bezpośrednio po metodach pierwszych osiąga bardzo wysokie wartości, w pierwszym przypadku 94%, w drugim 93.7%.

Wymierne różnice zanotowano natomiast w przypadku zastosowania CO2 jako metody trzeciej po nawadnianiu. W przypadku wodozwilżalnego piaskowca węglowieckiego całkowite odropienie wyniosło wówczas 86.9% natomiast dla dolomitu głównego o mieszanej zwilżalności 98.1%. Różnica w odropieniu wyniosła więc 11.2%.

Przeprowadzone badania dla warunków występujących w głównych prowincjach roponośnych Polski, potwierdziły tylko w części wcześniejsze doniesienia literaturowe[2] o negatywnym wpływie wodozwilżalności na efektywność metod trzecich EOR-CO2 zastosowanych bezpośrednio po nawadnianiu złoża. Pomiary wykazały wręcz, że zjawisko to należy traktować bardzo selektywnie. Może mieć ono pewne niewielkie znaczenie w wodozwilżalnych piaskowcach węglowieckich natomiast nie odgrywa praktycznej roli w skałach węglanowych dolomitu głównego o mieszanej zwilżalności.

Wykazano, że stosując w roponośnych skałach dolomitu głównego układ procesowy składający się z nawadniania a następnie zatłaczania CO2 można uzyskać jeszcze korzystniejsze wskaźniki sczerpania niż w przypadku tylko metod pierwszych i trzecich EOR- CO2.

Literatura wg kolejności cytowania

1. Szott W., Łętkowski P., Gołąbek A., Miłek K.: Ocena efektów wspomaganego wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego z wybranych złóż krajowych z zastosowaniem zatłaczania CO2. Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu Nr 184. Kraków 2012.

3. Green D.W., Willhite G.P.: Enhanced oil recovery. SPE Texbook Series, Vo.. 6. 1998.

4. Wilk K. Pomiary kąta zwilżania w układzie solanka, ropa naftowa, skała. Raport nr: 5/ KS/2014. INiG-PIB.

5. Treiber L. E., Owens W. W.: A Laboratory Evaluation of the Wettability of Fifty Oil- Producing Reservoirs SPE Journal, 01/1972

6. Such P. i zespół: Określenie zwilżalności zbiornikowej oraz analiza jej zmienności dla złoża BMB. Praca badawcza Sk-4100- 98/2006. INiG.

7. Szuflita S.: Fizyczne modelowanie procesów wypierania ropy dwutlenkiem węgla jako metody trzeciej po nawadnianiu złoża Nafta-Gaz 2014, nr 8
×

DALSZA CZĘŚĆ ARTYKUŁU JEST DOSTĘPNA DLA SUBSKRYBENTÓW STREFY PREMIUM PORTALU WNP.PL

lub poznaj nasze plany abonamentowe i wybierz odpowiedni dla siebie. Nie masz konta? Kliknij i załóż konto!

SŁOWA KLUCZOWE I ALERTY

Zamów newsletter z najciekawszymi i najlepszymi tekstami portalu

Podaj poprawny adres e-mail
W związku z bezpłatną subskrypcją zgadzam się na otrzymywanie na podany adres email informacji handlowych.
Informujemy, że dane przekazane w związku z zamówieniem newslettera będą przetwarzane zgodnie z Polityką Prywatności PTWP Online Sp. z o.o.

Usługa zostanie uruchomiania po kliknięciu w link aktywacyjny przesłany na podany adres email.

W każdej chwili możesz zrezygnować z otrzymywania newslettera i innych informacji.
Musisz zaznaczyć wymaganą zgodę

KOMENTARZE (0)

Do artykułu: Wpływ właściwości zwilżalnych kolektora na efektywność wypierania ropy różnymi mediami

NEWSLETTER

Zamów newsletter z najciekawszymi i najlepszymi tekstami portalu.

Polityka prywatności portali Grupy PTWP

Logowanie

Dla subskrybentów naszych usług (Strefa Premium, newslettery) oraz uczestników konferencji ogranizowanych przez Grupę PTWP

Nie pamiętasz hasła?

Nie masz jeszcze konta? Kliknij i zarejestruj się teraz!