Mechanical engineering | Higher education » Rezervoármechanika II

Rezervoármechanika II. (II rész) Előszó A Rezervoármechanika II. (II rész) jelen jegyzete abból a megfontolásból került összeállításra, hogy az olajmérnöki szak hallgatóinak kisebb erőfeszítést kelljen tenniük a szénhidrogéntelepek művelését megalapozó tudomány jelentős részének elsajátítására és elősegítse, hogy hallgatóink a rezervoármechanikai tárgyú szakirodalomban könnyebben eligazodjanak. A szerzők meg vannak győződve, hogy a közreadott jegyzet gyakori forgatása hallgatóink szakmai felkészültségét a mai kor elvárásainak megfelelően javítani fogja. A szerzők 13 -iTartalomjegyzék Előszó 1. Kettösporozitású olajtelepek művelése 1.1 Repedezett tárolók kombinált művelési módja 1.2 Karsztos tárolók művelése 1 4 10 2. Olaj- és gáztelepek kihozatali tényezői 2.1 Területi hatásfok 2.11 Területi kútrendszerek 2.12 A területi kútrendszerek kutjainak hozamegyenlete 2.13 Peremi kútrendszerek 2.2

Vertikális kiszorítási hatásfok 2.3 Kiszorítási hatásfok 13 14 15 29 30 31 43 3. Vízkiszorítás 3.1 A frontális vízkiszorítás folyamata 3.2 Frontális vízkiszorítás radiális rendszerben 3.3 A frakciós görbe (függvény) meghatározása 3.4 A vízkiszorításos művelés előrejelzése 3.41 Buckley-Leverett előrejelzési módszer 3.42 Dykstra parsons módszer 3.43 Stiles előrejelzési módszer 3.44 Vízkiszorítás előrejelzése Monte-Carlo szimulációval 3.5 A vízkiszorítás folyamata mozgóképes szabadgáztelitettségnél 3.6 A vízkiszorítás kihozatali tényezőinek statisztikai becslése 46 46 53 54 56 56 58 61 71 74 77 4. Kihozatal-növelő művelési eljárások 4.1 Nagynyomású gázkiszorítás 4.11 Nagynyomású szárazgáz kiszorítás 4.12 Nagynyomású nedves-gáz (dúsgáz) kiszorítás 4.2 Elegyedő dugós kiszorítás 4.3 CO2 –os olajkiszorítás 4.31 CO2 –os gázkiszorítás alacsony és közepes nyomáson 4.32 CO2 –os elegyedő

kiszorítás 4.4 Módosított vízkiszorítási módszerek 4.41 Felületaktív anyag-dugós olajkiszorítás 4.411 Hatékony tenzidek (felületaktív anyagok) 4.412 Határfelületi feszültség 4.413 Víz-olaj-felületaktív anyag rendszer fázisviselkedése 4.414 A felületaktív anyag hatékonyságát befolyásoló tényezők 4.415 A mobilizált olaj mozgása az olajpadban 4.416 Tenzid- (FAA)-dugós olajkiszorítás mechanizmusa 4.417 A kihozatali tényező becslése 4.42 Polimeres kiszorítás 4.421 Polimerek 4.422 Polimeroldatok tulajdonságai 4.423 Polimeres kiszorítás helyzete 78 80 82 87 94 101 106 115 133 133 136 138 141 145 148 152 158 163 164 166 175 14 - ii 4.424 Polimeres olajkiszorítás hatásfoka 4.43 Habelárasztás 4.431 A habok tulajdonságai 4.432 A habelárasztás hatásfoka 4.433 Mobilitásszabályzás habbal 4.44 Vegyszeres olajkiszorítás 4.441 A felhasznált vegyszerek tulajdonságai 4.442 A vegyszeres kiszorítás mechanizmusa 4.443 A kőolaj

tulajdonságai 4.444 Vegyszer veszteség 4.445 Vegyszeres kiszorítás kiszorítási hatásfoka 4.45 Mikrobiológiai művelési módszerek 4.5 Termikus módszerek 4.51 Forróvíz besajtolás 4.511 A kiszorítás mechanizmusa 4.512 Művelés előrejelzés 4.52 Gőzelárasztás 4.521 A kiszorítás mechanizmusa 4.522 A gőzfront stabilitása 4.523 A gőzkiszorítás előrejelzése 4.53 Föld alatti elégetéses művelés 4.531 A tüzelőanyag 4.532 Oxigén-tüzelőanyag reakciók 4.533 Az égéshez szükséges levegőmennyiség és az égésnél keletkezett hőmennyiség 4.534 Az égés kinetikája 4.535 Száraz előre égetés folyamata 4.536 Nedves elégetés folyamata 176 177 178 182 184 185 185 185 189 191 192 194 196 199 201 206 209 209 209 211 215 215 219 221 223 225 227 5. Földgáztelepek művelése 5.1 Víznyomásos gáztelepek közbetelepült víztartó rétegének hatása 5.2 Földgáztelepek kihozatali tényezője 231 231 237 6. Föld alatti gáztárolók 6.1 Kimerült

földgáztelepekben létesített föld alatti gáztároló 6.11 Zárt gáztelepben lévő föld alatti gáztároló 6.12 Víznyomású földgáztelepben létesített föld alatti gáztároló 6.2 A besajtoló-termelő kutak talpkörüli kőzetzónájának viselkedése 6.3 Föld alatti gáztárolók egyéb föld alatti tárolókban 247 247 248 252 263 265 Irodalom 266 15 1. Kettősporozitású olajtelepek művelése A kettősporozitású tárolókőzetek elnevezés alatt, mint ismeretes, olyan felépítésű tárolókőzeteket értjük, amelyek pórusos kőzetegységekből (mátrix blokkok) és a kőzetegységek közötti repedésrendszerből, máskor még karsztos kavernákból, üregekből épülnek fel. Lehetséges ezen kívül, hogy a repedések nagy hányada törmelékkel, vagy homokkal kitöltött, amely pórusos tulajdonságú. Előzőekben elmondottakból is nyilvánvaló, hogy a kettősporozitású tárolók rendkívül bonyolult rendszerek, melyek sokkal nagyobb

mértékben egyediek, mint a pórusos, homokkő típusú tárolókőzetek. Az egyediség miatt ilyen tárolókőzetekben lévő olajtelepek művelésének testre szabottnak kell lennie. A kőzetfelépítés formájára példaként bemutatjuk az 1.1 és 12 ábrán vázolt formákat, az 1.1 ábra egy un repedezett, az 12 ábra pedig egy karszt jellegű tárolót mutat. 1.1 ábra Kettősporozitású repedezett tárolókőzet metszete 1.2 ábra Kettősporozitású karsztos tároló metszete 16 A kettősporozitású tárolókőzetekben lévő olajtelepek művelése általában kimerüléses, víznyomású és mesterséges gázsapka létesítését követő vízkiszorításos művelési módokkal történik. Olyan olajtelepek, amelyeknek olaja könnyű, vagy közepes, azaz oldott gáztartalma elég nagy és a mátrix blokkok is tárolnak olajat a repedések mellett, a művelés alatt mutatott sajátságai eltérnek a homokkő típusú tárolók művelési jellegzetességeitől: - A

pillanatnyi termelési gáz-olaj viszony (GOR) az olaj-kihozatali (ER) tényező függvényében a teljes művelési idő alatt lényegesen alacsonyabb, mint a pórusos, homokkő típusú olajtelepek esetében (1.3 ábra) E jelenség annak köszönhető, hogy az olajból kiváló oldottgáz gyorsan szegregálódik a rétegtetőre a repedéseken át, ahelyett, hogy a kutakhoz áramolna (1.4 ábra) Repedezett tárolókban a kúthoz történő áramlás nagyon kis depresszió mellett megy végbe, amelynek megfelelő nyomásgradiens a gravitációs nyomásgradienssel összemérhető, gyakran annál kisebb, így végbemegy a gáz szegregációja. 1.3 ábra GOV változása homokkő és repedezett tárolókőzetű olajtelep termelése alatt 1.4 ábra A gáz szegregációja a kútkörzet repedésrendszerében 17 - A kitermelt olaj térfogategységére eső telepnyomás-esés (∆p/∆Np) normális körülmények között repedezett tárolóknál kisebb, mint a homokkő típusú

tárolóknál (1.5 ábra) Ez a tendencia annak a következménye, hogy az kitermelt gáz nagy részét visszasajtolják a repedezett tárolóba (a visszasajtolt mennyiség gyakran eléri a kitermelt gáz 90 %-át is), hogy a repedések gázzal való feltöltésével elősegítsék az olaj kilépését mátrix blokkokból a repedésekbe ( gravitáció és felszívás, lecsapolás, a fluidum expanzió, szegregáció, stb. hatások érvényre juttatásával) 1.5 ábra Azonos telepnyomás csökkenésre kitermelt olajmennyiség homokkő és repedezett típusú tárolóknál - A repedezett tárolók egyik fő jellegzetessége az átmeneti zónák hiánya. A víz-olaj és a gáz-olaj határ a repedezett tárolókban határozottan elkülönült felület, míg a homokkő típusú tárolókban mindig egy átmeneti zóna jellemzi (1.6 ábra) A repedezett tárolókban a két fázisú határ éles és horizontális mind statikus, mind dinamikus állapotban, hiszen a repedések nagy

áteresztőképessége (folyadékvezetőképessége) erre lehetőséget ad, homokkő típusú tárolókban viszont mindig fennáll az átmeneti zóna. 1.6 ábra Átmeneti zónák repedezett és homokkő típusú tárolókban 18 A repedezett tárolók termelő kutjaiban a depresszió nagyon kicsi, mert a repedések nagy áteresztőképességűek. Ennek következtében a mátrix blokkok és a repedések között is kicsi a nyomás különbség, ami a mátrixból történő fluidum kilépést határozza meg, így ezt a folyamatot más speciális mechanizmus ( kapillaritás és a gravitáció) szabályozza, nem a hidraulikus nyomásgradiens. - A repedezett tárolókban a vízmentes olajtermelési ütem (kúthozam) a termelési ütem nagyságának függvénye, míg a homokkő típusú tárolókban függ a kőzet és a folyadékok PVT tulajdonságaitól is. - Repedezett tárolókban gyakran a mélységtől nem függ a fluidumok PVT tulajdonsága , mert a termikus expanzió miatti

konvekció kiegyenlítő hatású. Mint ismert, a PVT tulajdonságok homokkő típusú tárolókban minden esetben a mélység függvényei, például a buborékponti nyomás. - A karszt jellegű tárolók pedig minden tekintetben eltérően viselkednek, mint a homokkő típusú tárolók, általában merev víznyomásúak, vagy legalább is nagy ütemű a természetes vízbeáramlás. Mindezek után nézzük a repedezett és a karsztos tárolók művelésének néhány sajátos módját. - 1.1 Repedezett tárolók kombinált művelési módja A repedezett-hasadékos rendszer hiányában az alacsony permeabilitású mátrix blokkos tárolót gyakorlatilag nem lehetne leművelni. A repedések biztosítják a lehetőségét annak, hogy a mátrixból az olaj és gáz kilépjen és ezeken keresztül a termelő kutakba áramoljon, ahonnan a felszínre hozható. A repedés rendszer több zónára osztható, melyekben lévő blokkok egy, kettő, vagy több fázissal telitettek. Egyes

zónák a termelés kezdete előtt (statikus állapot) léteznek, mások csak a termelés alatt (dinamikus állapot) alakulnak ki. A mátrix blokk és a repedés kölcsönhatása és közöttük végbemenő fluidum csere függ az adott blokknak a telepben elfoglalt helyzetétől és a VOH-tól és GOH –tol vett viszonylagos elhelyezkedésétől. Alapvetően a repedezett rendszer telitettségének megfelelően jelölhetők ki az egyes zónák, mégpedig három zónára: vizes, olajos és gázos zónára, melyeket a VOH és a GOH kapcsol össze. Alzónák is előállhatnak a telep termelése során a blokk és a repedés között végbemenő fluidum csere egyensúlyának kialakulásakor. A zónák és az alzónák kiterjedése a telep termelése alatt folyamatosan változik a blokk és a repedés között lejátszódó fluidum csere, szegregáció a repedésben, a gázkiválás okozta fáziscsere, fluidum kitermelés, stb. következtében Statikus állapotban a telepet olajos, vizes

és gázsapka zónákra oszthatjuk (1.7 ábra) a repedések telitettségének megfelelően Az olajos zónát a kezdeti GOHi és a kezdeti VOHi veszi közre, a határok élesek, horizontálisak (1.8a ábra) Kezdetben a mélység szerinti nyomáseloszlást az 1.8b ábrán láthatjuk, a buburékponti nyomás, pbp állandó és egyenlő a kezdeti GOHi – on a telepnyomással, pbp=psi. A mélységgel nő a telepnyomás a kezdeti VOHi-ig az olajsűrűséggel, így a telepnyomás és a buborékponti nyomás különbsége, psi-pbp fokozatosan nő a mélységgel (1.8b ábra) A repedés-mátrix fluidum telitettségét mutatja az 1.8c ábra, a gázsapka és az olaj-zóna mátrixa is tartalmaz tapadóvízet, a gázsapkában a repedések gázzal, az olajövben a repedések pedig csak olajjal vannak telítve. 19 1.7 ábra Repedezett tároló zónáinak elnevezése 1.8 ábra Repedezett tároló zónái, nyomás- és telitettségeloszlása Dinamikus állapotban, termelés alatt, amikor

ps<pbp, az olajövből termeljük ki az olajat, a gázsapka kiterjed és az aktuális gáz-olaj határ GOH sűlyed, a vízbeáramlás miatt az aktuális víz-olaj határ VOH emelkedik. Így kialakul egy vízzel elárasztott zóna VOHi-VOH között, egy gázzal elárasztott zóna a GOHi-GOH között, ill. VOHGOH között az olajöv (19 a ábra) Természetesen alzónák is kialakulnak az olajövben, mert lecsökken a telepnyomás a buborékponti nyomás alá (1.9 b ábra) az olajöv felső részén, lesz egy mélység, ahol ps=pbp egyenlőség fennáll, majd ez alatt a telepnyomás nagyobb lesz a buborékponti nyomásnál. Így az olajöv alapvetően két részre osztható: gázosodott alzónára GOH és ps=pbp mélység között, telítetlen alzónára ps=pbp és VOH mélység közre (1.9c ábra) E két alzónát célszerű részletesebben leírni. A gázosodott alzónában az olajból gáz vált ki, mivel a telepnyomás kisebb a buborékponti nyomásnál. A kiszorító mechanizmus

tehát a mátrixban és a repedésben az olajból felszabaduló gáz nyomásenergiája. A mátrix és a repedés közötti fluidum cseréjének folyamata komplex, amelyben a gravitáció, a kapillaritás, a konvekció és a túltelítettség, stb. játszik szerepet A folyamat ezért sokkal összetettebb, mint pórusos homokkő típusú tárolókban végbemenő gázkiválás és olajkiszorítás. 20 A telítetlen alzónában csak a mozgóképes olajjal van telítve a mátrix-blokk és a repedés. A mátrix és a repedés közötti fluidum kölcsönhatást a fluidum expanzió szabályozza, ami a telepnyomás csökkenés és a fluidum és a kőzet kompresszibilitás eredménye. A fluidum telitettség (1.9c ábra) eloszlás az egyes zónákban pedig a következő: - gázzal elárasztott zónában a gáztelitettség, Sg=1-Swi-Sorg , ahol Sorg - a gázzal történő olajkiszorítás frontmögötti maradék olajtelitettség, - gázosodott olajos zónában szabadgáz- és olajtelitettség

van a tapadóvíz - mellett, a kimerülés fokának megfelelő arányokban, - a telítetlen olajos zónában a tapadóvíz mellett csak olaj van, - a vízzel elárasztott zóna a tapadóvizet és a beáramlott vizet tartalmazza az Sorw maradék olajtelitettség mellett. 1.9 ábra A termelés dinamikus állapotának jellege A gázzal és vízzel elárasztott zóna nyomáseloszlását mutatja az 1.10 ábra, amely egyértelmű magyarázattal szolgál a mátrix blokk és a repedés közötti folyadékcsere folyamatra (felszívás és lecsapolás irányú telitettség változás). 1.10 ábra Nyomáseloszlás a gázzal és vízzel elárasztott zónában 21 Az egyes zónákban végbemenő termelési mechanizmus vizsgálatát az 1.11 ábra alapján tekintsük át egy-egy mátrix blokkon: a. Gázzal elárasztott zóna: gravitációs lecsapolási mechanizmus Ez a zóna a kezdeti GOHi és az aktuális GOH közötti térrészben a telepnyomás csökkenésével egyre nő és a repedésekben

mintegy másodlagos gázsapka alakul ki. A mátrix blokkok részben, vagy egészben gázzal vannak körülvéve (1. és 2 blokk az 111 ábrán), ennek megfelelően eltérően viselkednek b. Gázosodott olajos zóna: a kivált gáz kiterjedés+gravitációs szegregáció+felszívás+konvekció összetett mechanizmus. Az aktuális GOH és a buborékponti nyomás mélysége közötti térben ez a zóna két alzónára bontható, a felsőben már a szabadgáz telitettsége nagyobb a kritikus gáztelitettségnél (Sg>Sgc ) blokkokban, míg az alsóban a szabadgáz telitettség kisebb a kritikus gáztelitettségnél (Sg<Sgc) a blokkokban (3., 4, blokk az 1.11 ábrán) Ha a kiváló gáz expanziója domináns a folyamatokban, akkor ez a helyzet hosszú időn át fenn fog állni. c. Telítetlen olajos zóna: expanziós mechanizmus A buborékponti nyomás mélysége és az aktuális VOH közötti térben a blokkokban nagyobb a nyomás, mint a repedésekben, ezért a gáztalan olaj a

repedésekbe áramlik. Az expanziós mechanizmus erőteljesebb, ha a rendszer kompresszibilitása és a nyomáskülönbség nagyobb és a blokk méretek kisebbek (5. blokk az 1.11 ábrán) d. Vízzel elárasztott zóna: gravitációs szegregáció+kapilláris felszívás mechanizmus. A mátrix blokkok a vízzel telitett repedésekkel határoltak és a blokkokból az olaj termelés gravitációs szegregációval és kapilláris felszívással történik. Az 1.11 ábra 6, 7, 8, 9, blokkjai mutatják a repedés víz-olaj határfelület különböző helyzeteinél a mátrixban kialakult front helyzeteket. Fentebb részletezett jelenségeket, ill. folyamatokat az 11 táblázatba foglaltuk a jobb áttekinthetőség céljából. Amennyiben a telep merev víznyomású, akkor a telepnyomás a termelés alatt állandó, ennek következtében nem játszik szerepet a gázkiválás, ill. a gázexpanzió, csak a kapilláris felszívás és a gravitációs szegregáció. Korlátozott vízbeáramlás

mellett a telepnyomás fokozatosan csökken, ekkor a gázzal elárasztott blokkokból lecsapolással kapott olaj a repedésekben lefelé csorog és lejjebb lévő blokkok visszatelítődhetnek olajjal, vagy a termelő kutakhoz áramlik, attól függően mekkora a nyomásgradiens. Az egyes zónákban leirt folyamatok matematikai leírása már ismert alapösszefüggések felhasználásával történhet, itt nem részletezzük, a megfelelő szakkönyvben megtalálható. 22 1.11 ábra Repedezett tároló blokkjainak termelési mechanizmusai 23 1.1 táblázat Telitettség Zóna Termelési Mátrix 1.11ábra blokkja Repedés mechanizmus gázzal elárasztott -„- olaj gáz olaj olaj+gáz gázosodott olajos olaj+gáz olaj Sg<Sgc olaj+gáz olaj Sg>Sgc olaj+gáz olaj telítetlen olajos olaj vízzel víz+olaj elárasztott gravitációs szegregáció 1. p<pbp gravitációs szegregáció 2. p<pbp kivált gáz 3.és 4 expanzió p<pbp konvekció 3.

immobil gáz 4. mobil gáz olaj egyfázisú expanzió 5. víz+olaj kapilláris felszívás repedés víz-olaj határa 8. alatta 6. kritikus gravitáció szegregáció +felszívás 7. és 9 repedésben az víz-olaj határ kritikus felett p>pbp 24 1.2 Karsztos tárolók művelése A karsztos tárolók kőzetblokkjai rendszerint nem tárolják az olajat, az olaj csak a repedésekben, üregekben, kavernákban tárolódik. A tároló egy jellegzetes keresztmetszeti sémáját mutatja az 1.12 ábra, egy - egy kinagyított rész mutatja a felülről zárt repedésben (a), a felülről zárt üregben (b) és a felülről zárt kavernában (c) az olaj elhelyezkedését. Az ilyen jellegű tárolókat rendszerint korlátlan vízutánpótlású víztest, karsztvíz rendszer határolja, ezért merev víznyomású művelési móddal történik elsődlegesen a telep leművelése: a kitermelt olaj helyét azonnal elfoglalja a beáramlott víz, ezért adott mélységben a

telepnyomás állandó a művelés alatt. Ha a művelés kezdetétől az átlagos VOH változását, emelkedését mérik, akkor felrajzolható a rétegvastagság függvényében ismert kőzettérfogatra vonatkoztatott un. dinamikus fajlagos tárolótérfogat-mélység (rétegvastagság) függvény. Ennek lefutása a bizonyíték a karsztos tórolóra. Az 1.12 a, b, c ábrái alapján szerkesztettük meg rendre az 113, 114 és az 1.15 ábrákat, amelyek bemutatják, hogy az egyes tárolótérfogat típusban a vízkiszorítás után milyen alakban és arányaiban mennyi olaj marad vissza a felvett víz be-, ill. kilépési irányok esetében Ilyen formában visszamaradt olajat padlásolajnak nevezik. A visszamaradt padlásolaj mennyisége jelentős lehet és a kitermelésére alkalmazzák a szénhidrogén-, vagy széndioxid- földgáz, esetleg nitrogén, vagy levegő besajtolást. A gázbesajtoló kutak perforációi elhelyezkedhetnek a rétegtetőn, de a kezdeti VOH felett bárhol. A

besajtolt gázzal a VOH-t rendszerint leszorítják a kezdeti VOH-ig, majd a gáz visszatermeléssel ismételten a beáramlott víz kiszorítja, valószínűleg a korábbi útvonalon haladva, az oda leszorított olajat is. A gázbesajtolás ideje alatt a gravitációs szegregáció következtében az 1.13, 114, és az 1.15 ábrákon vázolt térfogatokban az olaj helyét a bejutott gáz foglalja el egészen, vagy részben, az olaj a víz mozgásának irányát követve vagy egy termelő kútba lép be, vagy tovább áramlik az aktuális VOH felett lefelé. A gáz visszatermelése alatt a belépő víz ezt az olajat maga előtt „tolja” a termelő kutakhoz. A besajtolt gáz egy része a gravitációs szegregáció során elfoglalja az olaj helyét, másik része a vele érintkező olajban és vízben oldódik, a harmadik része olyan terekbe kerülhet, ahol már víz volt és azzal cserél helyet és negyedik része pedig veszteségként kiáramolhat a telepből. Erre vonatkozólag

gázmérleg írható fel ismert összefüggések felhasználásával. 25 1.12 ábra Karsztos tároló keresztszelvénye 26 1.13 ábra Karsztos tároló felülről zárt hasadéka 1.14 ábra Karsztos tároló felülről zárt ürege 1.15 ábra Karsztos tároló felülről zárt barlangja 27 2. Olaj- és gáztelepek kihozatali tényezői Az adott szénhidrogén telep (olaj vagy gáz) kihozatali tényezője (ER) alatt értjük azt az arányszámot, amely megmutatja, hogy a telep kezdeti (geológiai) szénhidrogén készletének hányad részét termeltük ki, vagy fogjuk kitermelni. Adott telepnél ez az arányszám függ a kitermelés módjától, a művelési módtól. A természetes energia hasznosítására épülő művelési módoknál átlagban a következő kihozatali tényezőket érhetjük el: kimerüléses művelési módnál 0.05-025, víznyomásos művelési módok-ál 0.15-035, a kombinált művelési módoknál pedig 0.20-040 Ezeknél a művelési

módoknál, olajtelepek esetében az olajból kiváló oldottgáz, a környező rétegből beáramló víz és a gázsüveg gázának kiszorító hatása révén termeljük ki az olajat, míg gáztelepeknél a gáz nyomásenergiáját és a kapcsolódó rétegből beáramló víz kiszorító hatását használjuk fel a gáz kitermelésére, illetve a telepek leművelésére. Gáztelepeknél általában a természetes energiákon kívül más energiát nem használunk fel a művelés során, ezért továbbiakban csak az olaj-telepek kihozatali tényezőivel foglalkozunk. Az olajtelepek kihozatali tényezőjét végeredményben gázzal és vízzel történő olajkiszorítás hatásfoka adja, viszont a kiszorítás hatásfoka számos kőzet- és olaj-, gáz paramétertől, a telep geometriájától, a kifejlődés homogenitásának mértékétől, összefoglalóan a telepek paramétereitől és az általunk telepített kutak elhelyezésétől és azokból történő termeléstől függ. A

kihozatal-növelő eljárásoknál, művelési módoknál az olajtelepekbe a besajtoló kutakon át különböző fluidumokat (gáznemű, vagy folyadék állapotú) sajtolunk a telepbe azzal a céllal, hogy az olajat kiszorítsuk a pórustérből. Ez a kiszorítás történhet az olajtelep feltárását követően azonnal, vagy a fent már említett természetes energiát hasznosító művelési móddal már leművelt olajtelepeknél. A mai kor követelménye, hogy minden olajtelepnél kihozatal-növelő eljárással kezdjük meg a művelést, ha ennek gazdasági korlátja nincs. Mindazon egységnyi pórustérfogatból, ahova eljut a besajtolt kiszorító fluidum, kitermelt olajtérfogat arányát az eredetileg ott lévő olajtérfogathoz nevezzük kiszorítási hatásfoknak (ED). A besajtoló kutak elhelyezkedése adott olajtelepnél a művelés alatt egy meghatározott áramlási rendszert eredményez, aminek egyik fő következménye, hogy nem jut el, nem juthat el a telep teljes

térfogatába a kiszorító fluidum. A kiszorító fluidummal elért térfogat aránya a teljes telep térfogathoz a térfogati hatásfok (EV). Könnyen belátható, hogy a térfogati hatásfok megadható a területi (EA) és vertikális hatásfok (EI) szorzataként, azaz EV=EA*EI. Az elmondottakat figyelembe véve a kihozatali tényező is megadható, mint a kiszorítási és a térfogati hatásfok szorzata: ER=ED*EV =EDEAEI. Végeredményben tehát adott olajtelep kihozatali tényezőjét három hatásfok szorzataként kapjuk, amiből egyértelműen következik, hogy jó kihozatali tényezőt csak olyan olajtelepeknél kapunk, ahol mindhárom hatásfok elégendően nagy, ha bármelyik kis értékű, akkor a kihozatali tényező is kicsi lesz. Például, legyen ED=EA=EI=07, mindhárom hatásfok azonos értékű, akkor ER=0.343, de ha ezek közül bármelyik értéke csak 05, akkor ER=0245, ami kereken 10 %-al kisebb az előző kihozatali tényezőnél és ez már 10*106 m3-es kezdeti

készletnél 100 *103 m3 olajveszteséget jelent. E kis példa is alátámasztja, hogy a kihozatal-növelő eljárások sikeressége megköveteli mindhárom hatásfok egyidejű növelését, vagy csak egy-kettő növelése mellett a harmadik állandóságát. Maradjon ED=0.7, de EA=08 és EI=08 , azaz a területi és vertikális hatásfokot növeljük 0.8-ra, akkor a kihozatali tényező ER=0448 lesz, ami mintegy 10 %-os 28 növekményt jelent ami 100 *103 m3 többletolaj termelést eredményez az előbb említett olaj készletnél. Az 2.1 ábra a kihozatali tényező (ER) változását mutatja a kiszorítási hatásfok (ED) függvényében különböző állandó térfogati hatásfok (EV) mellett. Az ábráról leolvashatók az előbb említett a kihozatali tényező variációk. 2.1 ábra Olajtelepek kihozatali tényezőinek változása A továbbiakban részletesen megvizsgáljuk, hogy az egyes telep-paraméterek hogyan és milyen mértékben vannak hatással a területi és

vertikális hatásfokok nagyságára. A kiszorítási hatásfokokkal az egyes kihozatal-növelő eljárások tárgyalásánál fogunk foglalkozni. 2.1 Területi hatásfok Mint azt az előzőkben már említettük a területi hatásfok nagyságát az adott olajtelep paraméterei mellett a besajtoló és termelő kutak megszabta áramlási rendszer határozza meg, ezért elsőként vizsgáljuk meg milyen lehet az áramlási rendszer geometriája. Az áramlási rendszer geometriáját a besajtoló és termelő kutak egymáshoz viszonyított helyzetének és számarányának megadásával jellemezhetjük, így beszélhetünk területi elhelyezésű kútrendszerekről, amelyeknél a besajtoló és termelő kútszám aránya 1:1 (például a normál ötpontos kútrendszer),1:2 (például a hétpontos kútrendszer), 1:3 (kilencpontos kútrendszer), és peremi kútrendszerről, ahol a besajtoló és termelő kútszám aránya rendszerint 1:1. 29 2.11 Területi kútrendszerek Az

olajtelepekbe történő fluidumbesajtolás céljára lefut kutak kiképzésének módját a besajtoló fluidum minősége és mennyisége szabja meg, továbbiakban a kút kiképzését mindig jó minőségűnek tekintjük. Az olajtelepek felépítésétől, elhelyezkedésétől (közel horizontális, vagy meredek dőlésű), a kőzetkifejlődés egyöntetűségétől (rétegzett telep, vagy homogén), területi kifejlődéstől (közel azonos felépítésű, azonos rétegvastagságú vagy területileg heterogén kifejlődésű, vastagságú, inhomogén közbetelepülésekkel tagolt) függ, hogy a 2.2 ábrán bemutatott területi kútrendszerek közül melyiket kell, ill. célszerű alkalmazni A mind vertikálisan, mind horizontálisan változékony (heterogén) felépítésű (kifejlődésű) olajtelepben azonos besajtoló-termelő kútszámú kútrendszert kell alkalmazni, mert így van lehetőség a besajtoló és termelő kutak fluidum térfogatáramai közötti arányokat és

egyúttal a kútgyűjtőterület átlagnyomását a mindenkori követelményekhez igazítani, ill. a rugalmas szabályozást végrehajtani Ha horizontális irányokban közel azonos a kőzet különböző fázis áteresztőképessége, akkor a nagyobb besajtoló-termelő kútszám arányú területi kútrendszer használata ajánlott, hiszen ekkor a besajtoló kúttól a besajtolt fluidum közel azonos arányokban oszlik meg a termelő kutak között. Természetesen ismerhetünk olyan olajtelepet, amelynek egyes részein 1:1, más részein 1:2, vagy 1:3 besajtoló-termelő kútszám arányú területi kútrendszert célszerű alkalmazni. Végeredményben a kútrendszer kiválasztásánál következő fő szempontokat kell szem elött tartani: - a kívánt olajtermelési ütem, - adott olajtermelési ütemet biztosító minimális fluidum besajtolási ütem, - a maximális olajkihozatalhoz szükséges minimálisan besajtolt összes fluidum térfogat, - a már meglévő kutakon túl

minimális számú új kutat keljen telepíteni, - a kútrendszer kiválasztásánál figyelembe kell venni a telep ismert heterogenitását, azaz az iránytól függő permeabilitásokat, a regionális permeabilitás különbségeket, réteg repedezettségét, illetve a réteg dőlését, stb. Az 2.2 ábrán összefoglalt területi kútrendszerekre a kutatók különböző módszerekkel (elektrolit-modell, potenciómetrikus-modell, numerikus-modell, gélmodell, kétdimenziós kőzetmodell, elektromos ellenállás-modell, nyomjelző anyagosmodell) határozták meg a területi hatásfokot egyrészt a kiszorító fluidum áttörésénél, másrészt az azt követő a további kiszorítási folyamatra egészen a művelés befejezéséig. A különböző szerzők a területi hatásfokokat a kiszorító fluidum/kiszorított olaj mobilitás arányának, (M=(kd/µd)/(ko/µo)=λd/λo), vagy mobilitás arány reciproknak függvényében (1/M) adják meg. Ezeknél a vizsgálatoknál a modellek

mindig homogének voltak, azaz minden irányban azonos volt a akár a kiszorító fluidumra, akár az olajra vonatkozó áteresztőképesség, azaz a fázisos áteresztőképesség. A kútrendszerekre meghatározott területi hatásfokok (EA) a kútrendszerek teljes területének %-ban rendre az 2.3-219 ábrákon láthatók 30 2.2 ábra Területi kútrendszerek (Egy-egy szimmetrikus egység: folytonos vonal, egy-egy szimmetrikus elem: szaggatott vonal, o - besajtoló kút, o - termelő kút) 31 2.3 ábra A mobilitás arány hatása a területi hatásfokra lineáris kútrendszernél (fw-kiszorító fluidum hányada a termelvényben) 2.4 ábra A mobilitás arány hatása a területi hatásfokra lineáris kútrendszernél (Vd-besajtolt kumulatív fluidum térfogat a pórustérfogat hányadában) 32 2.5 ábra A mobilitás arány hatása a területi hatásfokra eltolt lineáris kútrendszernél (fw-kiszorító fluidum hányada a termelvényben) 2.6 ábra A mobilitás arány

hatása a területi hatásfokra eltolt lineáris kútrendszernél (Vd-besajtolt kumulatív fluidum térfogat a pórustérfogat hányadában) 33 2.7 ábra A mobilitás arány hatása a területi hatásfokra ötpontos kútrendszernél (fw-kiszorító fluidum hányada a termelvényben) 2.8 ábra A mobilitás arány hatása a területi hatásfokra ötpontos kútrendszernél (Vd-besajtolt kumulatív fluidum térfogat a pórustérfogat hányadában) 34 2.9 ábra A mobilitás arány hatása az áttörési területi hatásfokra normál hatpontos kútrendszernél 2.10 ábra A mobilitás arány hatása az áttörési területi hatásfokra fordított hatpontos kútrendszernél 35 2.11 ábra A mobilitás arány hatása a területi hatásfokra kilencpontos kútrendszernél (Vd-besajtolt kumulatív fluidum térfogat a pórustérfogat hányadában) 2.12 ábra A mobilitás arány hatása a területi hatásfokra kilencpontos kútrendszernél különböző oldalközépkút fisw

hányadoknál 36 R=0,5 és a sarokkút lezárásra kerül fiwc=0,95-nél 2.13 ábra A mobilitás arány hatása a területi hatásfokra kilencpontos kútrendszernél különböző sarokkút fiwc hányadoknál 2.14 ábra A mobilitás arány hatása a területi hatásfokra kilencpontos kútrendszernél (Vd-besajtolt kumulatív fluidum térfogat a pórustérfogat hányadában) 37 2.15 ábra A mobilitás arány hatása a területi hatásfokra kilencpontos kútrendszernél különböző oldalközépkút fisw hányadoknál 2.16 ábra A mobilitás arány hatása a területi hatásfokra kilencpontos kútrendszernél különböző sarokkút fiwc hányadoknál 38 2.17 ábra A mobilitás arány hatása a területi hatásfokra kilencpontos kútrendszernél (Vd-besajtolt kumulatív fluidum térfogat a pórustérfogat hányadában) 2.18 ábra A mobilitás arány hatása a területi hatásfokra kilencpontos kútrendszernél különböző oldalközép kút fisw hányadoknál 39

2.19 ábra A mobilitás arány hatása a területi hatásfokra kilencpontos kútrendszernél különböző sarokkút fiwc hányadoknál Az ábrákból világosan kitűnik, hogy nagy mobilitás arányoknál (M>2), ill. kis mobilitás reciprok értékeknél (1/M<0.5) minden esetben, áttörésnél és az áttörést követően a területi hatásfokok alacsonyak, míg kisebb mobilitás arányoknál (M<2), ill. nagyobb mobilitás reciprokoknál (1/M>0.5) határozottan nagyobbak Ez azt jelenti, hogy a kiszorítandó olaj mozgékonyságánál (λo) nagyobb mozgékonyságú kiszorító fluidummal (λd) alacsony területi hatásfok érhető el, ellenkező esetben pedig, amikor a kiszorító fluidum mozgékonysága kisebb az olajénál, nagy területi hatásfokokat lehet elérni. A mozgékonyság az adott kőzet adott kiszorító fluidumra vonatkozó fázisáteresztőképessége és a fluidum dinamikai viszkozitásának aránya (λd=kd/µd) és mivel a fázisáteresztőképességet

nem, vagy csak kis mértékben lehet megváltoztatni, ezért ha csökkenteni akarjuk a mozgékonysági arányt akkor csak az adott fluidum viszkozitásának módosítására, növelésre szorítkozhatunk. E megfontolás alapján kerülnek felhasználásra például különböző polimerek a kiszorításra besajtolt víz viszkozitásának növelésére. Az olajipari gyakorlatban legelterjedtebben alkalmazott területi kútrendszer a normál ötpontos kútrendszer, amelynél mint láttuk a besajtoló/termelő kutak aránya 1:1, a geometriai jellemzőként a fél átlót vesszük, d, amely a besajtoló és a termelő kút közötti távolság. Áttörés pillanatában a területi hatásfokra közelítőleg feliható ( E Aa = 4.924 exp - 1933 M00925 ) (2.1) összefüggés, ahol EAa-tört, míg a mozgékonysági arány M= ( ) k rd S d µ o k ro (S di )µ d , (2.2) 40 ahol krd( Sd ) - a kiszorító front mögötti fluidum átlag telitettségénél a kiszorító fluidum

relativpermeabilitása, kro(Sdi) - a kiszorított olaj relativpermeabilitása a kezdeti kiszorító fluidum telitettségnél, µo - az olaj viszkozitása, µd - a kiszorító fluidum viszkozitása. Az áttörést követően a kiszorítás bármely pillanatában a területi hatásfok (EA2) a következő összefüggésből számítható E A2 = E Aa + 0.2749 ln(Wi2 Wia ) , (2.3) ahol Wi2 - adott pillanatig összesen besajtolt kiszorító fluidum térfogat, Wia - az áttörésig besajtolt kiszorító fluidum térfogata. Az (2.1) és (23) összefüggésekkel számított területi hatásfokokat az M és W i2/W ia függvényében 2.20 ábra mutatja Az ábrából egyértelműen látszik, hogy kis mozgékonysági arányoknál az áttörést követően gyorsan elérhető az egységnyi területi hatásfok, míg nagy mozgékonysági arányoknál csak 3-7 - szeres áttörésnyi besajtolt kiszorító fluidum mennyiségnél érjük el az egységnyi területi hatásfokot. 2.20 ábra A területi

hatásfok függése a mozgékonysági aránytól és a besajtolt kumulatív kiszorító fluidum térfogattól ötpontos kútrendszernél Előzőekben tárgyalt területi hatásfokok meghatározásánál a telep kőzetét homogénnek és izotrópnak tekintettük, a gyakorlatban azonban ez a feltétel gyak-ran nem áll fenn, elsőként is nem izotróp, azaz a rétegződéssel párhuzamos irányban 41 (legyen horizontális irány) nagyobb a permeabilitás, mint a rétegződésre merőleges irányban (legyen vertikális irány), továbbá nem homogén, azaz rosszabb áteresztőképességű rétegszakaszok, kőzet betelepülések találhatók a telepekben. Máskor repedések vannak a besajtoló és termelő kutak közötti áramlási irányokban. E tényezők okozta hatásokat mutatja ötpontos kútrendszernél a 2.21 és 222 ábra, ill. a szintén ötpontos és lineáris kútrendszernél a 21 és 22 táblázat 2.21 ábra A besajtoló-termelő kút irányában 16-szor kisebb a

horizontális permeabilitás, mint erre az irányra merőlegesen A területi hatásfoknagyságát mindezeken kívül még a réteg dőlése, a keresztáramlás mértéke, a normál kútrendszertől való eltérés, a kútrendszerből kieső kút is befolyásolja. Mindezek után egyértelmű, hogy az adott olajtelepre tervezett kútrendszer, vagy kútrendszerek területi hatásfokait nagyon körültekintően kell meghatározni. A meghatározáshoz elegendő mértékben ismerni kell a telep felépítését, kifejlődését leíró paramétereket, hiszen e nélkül csak durva becslés végezhető. 42 2.22 ábra A besajtoló-termelő kút irányában 16-szor nagyobb a horizontális permeabilitás, mint erre az irányra merőlegesen 2.1 táblázat kx/ky területi hatásfok (%) M=1-nél és áttörésnél különböző irányban eltérő permeabilitások mellett kx– besajtoló-termelőkutat összekötő irány ötpontos kútrendszer lineáris kútrendszer 0,01 1 100 0,10

12 95 0,33 43 80 1,00 72 56 3,00 43 - 10,00 15 10 2.2 táblázat 43 kx/ky területi hatásfok (%) M=1-nél és áttörésnél különböző irányban eltérő permeabilitások mellett kx– besajtoló-termelőkutat összekötő iránytól 45o-ban eltérő irány ötpontos kútrendszer lineáris kútrendszer 0,01 100 - 0,10 90 59 0,33 77 59 1,00 72 56 3,00 77 - 10,00 90 60 2.12 A területi kútrendszerek kutjainak hozamegyenletei A területi kútrendszerek besajtoló kutjainak alábbi hozamegyenletei feltételezik, hogy a besajtolt fluidum és az olaj mozgékonysága azonos, azaz a mobilitás arány egységnyi, M=1, a hasznos rétegvastagság h, a besajtoló kút sugara rw, a besajtoló és termelő kutak kúttalp nyomása közötti különbség ∆p, fluidum mobilitása λ. A soros lineáris és eltolt soros lineáris kútrendszernél: i= πλh∆p , d a ln + 1.569 − 1835 a rw ha d ≥ 1, a (2.4) ötpontos kútrendszernél: i= πλh∆p

, d ln − 0.619 rw (2.5) hétpontos kútrendszernél: 44 i= πλh∆p 4 , 3 ln d − 0.569 rw (2.6) kilencpontos kútrendszernél: a sarok kutak felé i= ahol (2.7) ∆pc - a besajtolókút és a sarkon lévő kút közötti nyomáskülönbség, oldalközépen lévő kút felé i= ahol πλh∆pc ,  1+ R  d ln − 0.272 2 + R  rw  2πλh∆p s  0.692 3+R  d ln − 0.272 −  2 + R  rw  2+R , (2.8) ∆ps - a besajtoló kút és az oldalközépen lévő kút közötti nyomáskülönbség, R= qc qs (2.9) ahol qc - a sarok kút termelési üteme, qs - az oldalközép kút termelése. A réteghatárokhoz legközelebbi kútelemek esetén a besajtoló kutaknál használandó hozamegyenletek alakja, további megfontolást igényel. 2.13 Peremi kútrendszerek Peremi kútrendszert abban az esetben alkalmazunk, amikor a telep kőzete viszonylag homogén és az olajtest a telepben un. övben helyezkedik el Ilyen eset áll elő nagy

gázsapkával bíró kis olajöv vastagságú olajtelepnél, gyakran az olajöv alatt aktív vizes réteg helyezkedik el. A külső olaj-vízhatárral párhuzamos vonalon helyezik el a besajtoló kutakat és velük szintén párhuzamos vonalon a termelő kutakat. Lehet, hogy elsősorban gazdaságossági megfontolásból a belső gáz-olaj határon is elhelyeznek besajtoló kutakat, hogy így a két besajtoló kútsor között lévő termelő kutakhoz létoldalról történjen az olaj kiszorítása (sajtolása). További variáció is lehetséges, például több termelő kútsor telepítése, vagy a termelő kútsorok közé még egy besajtoló kútsor telepítése a két szélső kútsoron kívül, mint ahogy az 2.23 ábrán is látható. 45 2.23 ábra Peremi kútrendszer (o-besajtoló kutak, o- termelő kutak) A peremi kútrendszerek területi kiszorítási hatásfokának becslésére, számítására a területi kútrendszereknél leirt lineáris és eltolt lineáris

kútrendszerre vonatkozó ábrákat és táblázatot használhatjuk (2.3-26ábra, 22táblázat), figyelembevéve, hogy a kútrendszer egyes elemeinek geometriája lényegesen megváltozik, vagy megváltozhat. 2.2 Vertikális kiszorítási hatásfok Vertikális kiszorítási hatásfok alatt értjük a kiszorító fluidum által átjárt vertikális keresztszelvény területének arányát a teljes vertikális keresztszelvény területéhez (EI). Ha feltételezzük, hogy a besajtoló és termelő kút közötti, h vastagságú réteg vertikális keresztszelvényének területe A és a kiszorító fluidummal adott időpontig elfoglalt terület AI, így a vertikális hatásfok EI=AI /A. Még ha a tárolókőzet közel horizontális irányban homogén és izotróp, akkor is a fő áramlási horizontális irányú hidraulikus erő és a rendszerint az olajtól eltérő sűrűségű kiszorító fluidum következtében ezekre ható gravitációs erő adta eredő erő az áramlás mentén

szétválásra, szegregációra kényszeríti az olajat a kiszorító fluidumtól, ezért a besajtoló kúttól távolabb a kiszorító fluidum megkerül és elhagy területeket (valójában térfogatokat), ahol ott marad az olaj. Craig és társai vizsgálati eredményeiket láthatjuk a 2.24a és 224b ábrán, amely szerint a vertikális hatásfok a mozgékonysági arány (M) és a fő áramlási irányú hidraulikus erő, ∆Ph, valamint a vertikális irányú gravitációs erő, ∆Pv hányadosának függvényében adott. E két erő aránya felírható  ∆Ph  iµ o ,  =  ∆Pv  4kx g∆ρh 2 .(210) egyenlettel, ahol i - a besajtolás üteme, kx - a kőzet abszolút áteresztőképessége (ha a vertikális irányú áteresztőképesség (kz) különbözik a horizontálistól (kx), akkor 46 kx= kx ky helyettesítést kell tenni), g - nehézségi gyorsulás, ∆ρ - sűrűség különbség a kiszorító fluidum és az olaj között, h - a réteg vastagság.

Az ábrából világosan kitűnik, hogy a vertikális hatásfok jobb, ha a mobilitás arány kisebb ( mint a területi hatásfoknál is láttuk ) és a gravitációs erő alárendelt szerepet játszik (nagyobb a hidraulikus és a gravitációs erők aránya). 2.24a ábra A vertikális hatásfok függése a ható erők arányától és a mobilitás aránytól A 2.24b ábra M=áll görbéire közelítő egyenleteket felírva, a következő összefüggéseket kapjuk:  ∆P  EI=0.32+007 ln  h  ,  ∆Pv  ha M >=1.85, .(211)  ∆P  EI=0.37+009 ln  h  , ha M=134,  ∆Pv  .(212)  ∆P  EI=0.45+011 ln  h  ,  ∆Pv  .(213) ha M=0.745, 47  ∆P  EI=0.53+011 ln  h  ,  ∆Pv  ha M=0.445,  ∆P  EI=0.63+011 ln  h  ,  ∆Pv  ha M<=0.178 .(214) .(215) 2.24b ábra A vertikális hatásfok függése a ható erők arányától és a mobilitás aránytól Az egyenletek felhasználásával

szerkesztettük meg a 2.25 ábrát az áttörés pillanatában érvényes vertikális hatásfok gyors becslésére. A 2.26 ábra bemutatja, hogy a heterogenitás milyen mértékben befolyásolja áttörés pillanatában a vertikális hatásfokot, a 2.27 ábra pedig egy kétrétegű telepben a keresztáramlás hatását mutatja be. Az ipari gyakorlatban elterjedten használják Dykstra és Parsons szerzők által javasolt permeabilitás variancia tényezőt (VDp) a heterogén tárolókőzet leírására, ill. e tényező használatát a heterogén kőzetben végrehajtott olajkiszorítás vertikális hatásfokának számítására. A módszer lényege: a heterogén tárolókőzetből vett kőzetmintákon mért permeabilitásokat nagyságrendben ábrázoljuk a hozzátartozó mérési darabszám függvényében, a kapott trend log-normál eloszlású, ezért a valószínűségi skálán ábrázolva a permeabilitásokat logaritmikus skálán (lásd 2.28 ábra), egyenest kapunk Az

egyenesről leolvasva az 50 % ( k ) és 841 % (kσ) valószínűséghez tartozó permeabilitásokat, a következő összefüggéssel számítható a permeabilitás variancia tényező VDp= k − kσ . k .(216) 48 2.25 ábra A vertikális hatásfok változása a ható erők arányától és a mobilitás aránytól 2.26 ábra A heterogén kőzetfelépítés hatása az áttörési vertikális hatásfokra 49 2.27 ábra A vertikális hatásfok és a kétrétegű telepben a keresztáramlás közötti kapcsolat változása 2.28 ábra Heterogén tárolókőzet log-normál permeabilitás eloszlása A permeabilitás variancia tényező és a M mobilitási arány függvényében különböző állandó kiszorító fluidum-olaj-arány (WOR)-ra egy-egy diagramot 50 szerkesztettek vertikális hatásfokra, lásd például a 2.29 ábrát Hangsúlyozni kell, hogy az eredményeket un. rétegzett lineáris modell-kísérletekből kapták, ahol kizárták a keresztáramlás hatását.

2.29 ábra A vertikális hatásfok függése a permeabilitás varianciától és a mobilitás aránytól El-Khatib módszert dolgozott ki a rétegezett telepben vízkiszorítás vertikális hatásfokának számítására, ha a rétegek permeabilitása log-normál eloszlású. A módszer használatának lépései: 1. Táblázatosan megadjuk k - permeabilitás növekvő sorrendjében a kumulatív rétegvastagság arányt, P(k) - ( a tényleges helyzettől függetlenül az egyes hi vastagságú rétegszakaszok vastagságait összegezzük egészen a ki - nak i i −1 1 1 megfelelően, ∑ hi , majd a ∑ hi osztjuk a teljes rétegvastagsággal, kapjuk P(k)-t kisebb mint %-ban). Ábrázoljuk log-valószinüségi skálán a k=f[P(k)] adatokat és megrajzoljuk a pontokra fektetett egyenest. 2. A kapott egyenesről leolvassuk a k841 és k50 - 841 % és 50 % valószínűséghez tartozó értékeket, majd ezekből kiszámítjuk a Vk permeabilitás variancia tényezőt Vk = k 84 .1 k −

k50 , 84 .1 és az állandó eltérést σk - t: σk =ln 1 . 1− Vk .(217) 51 3. A mobilitás arány krw µ o , kro µ w 0 M= . 0 (2.18) ahol krw0 - a víz relativpermeabilitásaa maradék olajtelitettségnél, kro0 - az olaj relativpermeabilitása a tapadóviztelitettségnél, és a felvett, növekvő WOR=Fwo - termelési viz-olaj-arányoknál számijuk x=Fwo/M hányadosokat. 4. Az így kiszámított x, M, Fwo , σk paraméterek birtokában meghatározzuk a dimenziónélküli időt τ-t, vagy Ψ-t : τ= (1 + F ) wo M .(219) 2 Ψ, .(220) ahol Ψ=  1  1− x   2 2σ k erf −1   , 2 exp  −0 .5σ k −  1 + x   (1 + x )  .(221) 5. A τ ismeretében EI = R vertikális hatásfok meghatározható  τ  1− x  σ k  EI = 0.5-05 erf erf −1  + +   1+ x  2  1 + Fwo  .(222) egyenletből. Az 2.30 és 231 ábrák a Ψ = f(Vk , σk, és 2.33 ábrák pedig Fwo ) függvényeit mutatják, a 2.32

M τ azonosságnak megfelelő (1+ Fwo ) F Φ=f(σk , wo ) függvényeket mutatják. M EI =R=Φ+ Warren és társai példáján bemutatjuk a fenti módszer használatát (2.3 táblázat, 2.34 ábra) 52 2.30 ábra El-Khatib Ψ−függvénye 2.30 ábra El-Khatib Ψ- függvénye 2.31 ábra El-Khatib Ψ-függvénye 2.31 ábra El-Khatib Ψ- függvénye 53 2.32 ábra El-Khatib Φ-függvénye 2.33 ábra El-Khatib Φ-függvénye 54 2.34 ábra Vertikális hatásfok a termelési VOV függvényében A vertikális hatásfok értékelésénél lényegileg két szélső esetet kell szem előtt tartani: homogén a tárolókőzet és domináns a gravitációs erő, ill. heterogén a kőzet és nincs keresztáramlás. E két szélső eset közé kell hogy essen a valóságos tárolónk, hiszen gravitációs erő mindig hat és keresztáramlás is létezik bizonyos mértékben. Elméletileg is aligha lehet a pontos helyzetet, esetet leírni, megadni, talán un. numerikus

szimulációval analizálhatjuk, esetleg közelíthetjük a valóságos helyzetet. A keresztáramlás hatásának becsléséhez nyújt segítséget a 2.35, 236 és 2.37 ábra, amelyekről CI= Npcf − Npncf Npu − Npncf .(223) (ahol Np - kitermelt kumulatív olajtérfogat, u - index a homogén tárolóra vonatkozik, cf - index a rétegezett tároló, keresztáramlás mellett, ncf - index a rétegzett tároló keresztáramlás nincs) a keresztáramlási index meghatározható a kapilláris-viszkózus erők arányának, a kapilláris-számnak (2.35 ábra), vagy a mobilitás aránynak (236 ábra), vagy a rétegek permeabilitás arányának (2.37 ábra) függvényében áttörés pillanatában és azt követően a kiszorítással elárasztott pórustérfogat hányadában megadott besajtolt kiszorító fluidum térfogata ismeretében. A keresztáramlási indexel (CI), mint szorzó tényezővel javítani kell a homogén rétegre kapott vertikális hatásfokokat. 55 2.35 ábra

Keresztáramlás hatásának becslése 2.36 ábra Keresztáramlás hatásának becslése 56 2.37ábra Keresztáramlás hatásának becslése 57 2.3 Kiszorítási hatásfok A kiszorítási hatásfok azt mutatja, hogy kezdetben a pórustérfogat egységében található olajtérfogatnak hányad része szorítható ki adott fluidummal áttörésig, ill. a kiszorítás szekunder fázisának bármely pillanatáig: Soi So − Boi Bo , ED = Soi Boi (2.24) ahol Soi/Boi - az egységnyi pórustérfogat kezdeti olaj térfogata normál állapoton, So / Bo - az egységnyi pórustérfogatban a kiszorítás adott pillanatában még bent lévő olajtérfogat normál állapoton. A pórustérfogat egységében lévő kezdeti olajtelitettséget ismerjük, ill. a hozzátartozó olaj teleptérfogattényezőt is, vagy a feltárás adataiból, vagy a korábbi művelés befejezésének eredményeként. A kiszorítás adott időpontjában a térfogategység átlagos olajtelitettségét, ill. a

hozzátartozó teleptérfogattényezőt már sokkal bonyolultabb, összetettebb feladat megadni, meghatározni. Nem elegyedő olajkiszorításnál általánosan használatos módszer a BuckleyLeverett frontális kiszorítási elméletének felhasználása a pórustérfogat adott pillanatban átlagos telitettsége, olajtelitettsége meghatározására. Ismerve a kiszorításra vonatkozó f- frakciós áramlás görbéjét (2.38 ábra) bármely So2 kilépő szelvényben olajtelitettséghez meghatározható a rendszer átlag olajtelitettsége 2.38 ábra Vízkiszorítás frakciós görbéje 58 So =So2 -W ifo2/Vp , .(225) ahol W i - a besajtolt kiszorító fluidum kumulatív térfogata, Vp - pórustérfogat, fo2 - az So2 olajtelitettséghez tartozó olajfrakció (hányad). A (2.24) és (225) egyenletek felhasználásával, valamint a 238 ábra alapján szerkesztettük meg a 2.39 ábrát a kiszorítási hatásfoknak (ED) a besajtolt kiszorító fluidum kumulatív térfogattal való

függvénykapcsolatára. 2.39 ábra Vízkiszorítás kiszorítási hatásfokának változása a besajtolt össztérfogattal Az elegyedő fluidummal való olajkiszorítás kiszorítási hatásfokának számítására Koval-módszerét használhatjuk, amely szerint az oldószer fs - frakciós függvényéből kiindulva megadható az áttörés utáni kiszorítási folyamatra a kiszorítási hatásfok 2( E ED= Wi / W ) − 1− i Vp Vp E −1 1 2 .(226) összefüggéssel, ahol E - az elegy effektív viszkozitási aránya 59  µ   E=  0.78 + 022 o    µ s    1/ 4 4 .(227) egyenlettel adott, ahol µo - a kiszorított olaj, µs - a kiszorító oldószer viszkozitása a 22 %-os az oldószer és a 78 %-os az olaj tartalmú az elegynél. Az áttörés pillanatában a kiszorítási hatásfok EDa=(Wi/Vp)a , míg a kiszorítási hatásfok határértéke (elvileg végtelen ideig történő kiszorítással) ED∞ =1. A (226) és (227)

egyenletekkel számolt kiszorítási hatásfokokat mutatja a 2.40 ábra Wi/Vp függvényeként µo/µs=10 és =100 -os aránynál. A tárgyalt két fő olajkiszoritási mód, eljárás csak példaként szolgált a kiszorítási hatásfok meghatározására. További kiszorítási módok esetén a kiszorítási hatásfok meghatározási módját a módszerek részletes tárgyalásánál fogjuk megadni. 2.40 ábra Kiszorítási hatásfok változása a pórustérfogat hányadában adott kiszorító fluidum térfogatának függvényében elegyedő kiszorításnál ( 1 - µo/µs=10, 2 - µo/µs=100 ) 60 3. Vízkiszorítás Olajtelepek művelésének azt a módját, amelynél vízzel (általában a rétegvíz minőségével megegyező minőségű vízzel) szorítjuk az olajat a termelő kutakhoz nevezzük vízzel való olajkiszorításnak, röviden vízkiszorításnak. A vízbesajtoló kutak elhelyezésével kapcsolatos általános tudnivalókat az előző fejezetben már tárgyaltuk.

A besajtoló kutak rétegkiképzésének módjaival itt nem foglalkozunk, csak a támasztott követelményeket emeljük ki, ezek: - a réteg eredeti vizpermeabilitásával számítható elnyelőképességet állítjuk vissza megfelelő rétegkezeléssel, - vízbesajtolás alatt kerüljük a kúttalpon a nyomásingadozást, csak centrifugálszivattyut alkalmazzunk, kerüljük a hirtelen hozamváltozásokat, kútleállásokat, indításokat, - csak olyan ütemű legyen a vízbesajtolás, hogy annak megfelelő vízsebességek a kőzetszerkezetet ne bontsák meg, - a besajtolt víz ne tartalmazzon mechanikai szennyeződéseket (felszíni vízszűrés ), - az eredeti rétegvízben lévő sókkal azonos legyen a besajtolt víz sótartalma mind a minőséget, mind a mennyiséget tekintve, - ne legyen a besajtolt víznek mikroorganizmus tartalma, - célszerű un. kompatibilitás vizsgálat sorozatot végezni a telep kőzetére a besajtolni tervezett vízminőséggel. A vízbesajtolás e

néhány gyakorlati szempontjának megismerése után vizsgáljuk meg a minden szempontból megfelelő minőségű vízzel való olajkiszorítás folyamatát, a kiszorítási hatásfok meghatározásának módját, a vízkiszorítást, mint művelési módot ( vízkiszorításos művelés ). 3.1 A frontális vízkiszorítás folyamata Az egyik legnagyobb tömegben és talán legolcsóbban rendelkezésre álló fluidum a víz, amelynek összetétele és viszkozitása, valamint a telepekben mozgékonysága és talán az olajjal nem-elegyedő volta alkalmassá teszi az olaj viszonylag hatékony kiszorítására. A szakemberek már korán felismerték a vízkiszorítás jelentőségét és az 1940-es években Leverett (1941), majd Buckley és Leverett (1942), továbbá Welge (1952) elméletileg is megalapozta a vízkiszorítás alkalmazását. A frontális vízkiszorítás elméletét egy A állandó keresztmetszeti területű, L hosszú lineáris pórusos kőzetmodellben, amelyben a

kiszorítás iránya a horizontális iránnyal α szöget zár be (3.1 ábra), végbemenő folyamatokkal írták le A modell kőzete víznedves, a kiszorítás kezdetén az olajon kívül csak tapadóvizet tartalmaz, melynek telitettsége Swi. A kiszorítási folyamat időben és térben két fő részre, fázisra bontható: elsődleges (primer) és másodlagos (szekunder) fázisra. A primer fázisban az L hosszú modellben mindig található olyan térrész - az un. vízfront és a kilépő szelvény között -, amelyben csak olaj áramlik, míg a belépő szelvény, ahol a kiszorító vizet sajtoljuk be, és a vízfront közötti térrészben már kétfázisú az áramlás. Ez a folyamat akkor ér véget, azaz a primer fázis vége akkor következik be, amikor a vízfront eléri a kilépő szelvényt, ez a pillanat az áttörés időpontja (ta). A további 61 3.1 ábra Kiszorítás lineáris modellje kiszorítás a folyamat szekunder fázisa, amelyben már a teljes L hosszú

kőzetben kétfázisú az áramlás, a kilépő szelvényben már az olaj mellett a kiszorító vizet is termeljük egyre nagyobb hányadban. Vizsgáljuk e kétfázisú szekunder kiszorítási fázist. Ha időben állandó a kétfázisú áramlás térfogatáram-összege qt=qo + qw, .(31) vagy mivel A=állandó, a szivárgási sebességek összege ut=uo + uw. . (32) A Darcy- törvény mindkét fluidumra felírható: uo= - ko  ∂po  + gρ o sin α  ,   µ o  ∂L .(33) uw= - kw  ∂pw  + gρ w sin α  .   µ w  ∂L .(34) A kapillárisnyomás értelmezése szerint Pc=po - pw .(35) egyenlettel irható fel a két fázisban nyomás különbsége. Vezessük be ∆ρ= ρw - ρo . (36) jelölést, akkor felírható a (3.3)-(36) egyenletekből, hogy 62 uw µw µ ∂P − u o o = c − ∆ρg sin α , ∂L kw ko .(37) ill. felhasználva a (32) egyenletet uo - az olaj szivárgási sebességének kifejezésére, irható uw µw µ ∂P

− ( u t − u w ) o = c − ∆ρg sin α , ∂L kw ko .(38) vagy további átrendezéssel és ut - vel osztva az egyenletet, kapjuk µ o 1  ∂Pc  +  − ∆ρg sin α   uw k u t  ∂L = fw = o µw µo ut + kw ko .(39) egyenletet, ahol fw=uw/ut - hányadost vizhányadnak nevezzük, az egyenletet pedig Leverett-frakciós egyenletnek, amit gyakran 1+ fw= ko  ∂Pc  − ∆ρg sin α    u t µ o  ∂L k µ 1+ o w kw µ o .(310) alakban használjuk. Ismert, hogy a kapillárisnyomás a nedvesitő fázis, jelen esetben a viztelitettség függvénye, ezért a kapillárisnyomás gradienst ∂Pc ∂Pc ∂Sw = ∂L ∂Sw ∂L .(311) kifejezéssel adjuk meg, a víz-olaj kapillárisnyomás-függvény (3.2 ábra) és az áramlás adott helyén, adott időpontjában a telitettség eloszlás ismeretében. Ha a telitettség gradiens elhanyagolhatóan kicsi, akkor a (3.10) egyenlet 1− fw= ko ( ∆ρg sin α ) ut µ o k µ 1+ o w kw µ o .

.(312) alakú lesz és ha a kiszorítási rendszer még horizontális is, úgy 63 fw= 1 k µ 1+ o w kw µ o = 1 1+ 1 = M M +1 .(313) M egyszerűbb alakot kapunk, ahol M=λw/λo - a kiszorító víz és a kiszorított olaj mozgékonyságának aránya, mozgékonysági arány. 3.2 ábra Víz-olaj kapillárisnyomás görbe Könnyen belátható, hogy minden pillanatban érvényes fw + fo =1 .(314) egyenlet. Mivel a kapillárisnyomás függvény és a relativpermeabilitás függvény a kiszorító víz telitettségének függvényében ismert, ezért a víz frakciós hányada, ill. a víz frakciós egyenlete is a víztelitettség függvénye (3.3 ábra) Ha az olajat és a kiszorító vizet összenyomhatatlannak tekintjük, kémiailag egymásra nem hatnak és a vizsgált térfogatban nyelő, vagy forrás nincs, akkor a folytonossági egyenlet a kiszorító vízre ∂q w ∂S = −φA w , ∂L ∂t .(315) 64 másrészt a (3.9) egyenlet értelében felírható, hogy

∂q w ∂f ∂Sw ∂S = qt w = fw? qt w , ∂L ∂Sw ∂L ∂L . (316) majd a (3.15) és (316) egyenletet egyenlővé téve és átrendezve q t , ∂Sw ∂Sw fw + =0 Aφ ∂L ∂t .(317) lineáris differenciálegyenletet kapunk, melynek egyik "karakterisztikus" egyenlete q t ∂fw  ∂L  )t ,   =(  ∂t  Sw Aφ ∂Sw .(318) amelynek megoldása t=áll. mellett egy-egy görbe az L-Sw síkon (34 ábra) t=0 kezdeti feltétel ismeretében. A (318) egyenlet a klasszikus Buckley-Leverett egyenlet. 3.3 ábra Víz frakciós görbéje 65 3.4 ábra A víztelitettség eloszlása a hossz mentén t időben A 3.4ábrán látható a (318) egyenlet matematikailag helyes megoldása, amely görbékbe fizikai okok miatt szakadást kell beiktatni, hiszen egy adott helyen egyazon időben csak egy telitettsége lehet a kiszorító víznek, így a szakadást területi kiegyenlítéssel helyezzük el, lásd az ábrát. A szakadással ellátott t=áll görbék a

szakadás helyén mindaddig azonos telitettséget adnak a kiszorító vize, amíg az áttörés időpontját (ta) el nem érjük, ezt a telitettséget nevezzük fronttelitettségnek és Swf -el jelöljük, a hozzátartozó vízhányadot pedig fwf -el jelöljük. Az elmondottaknak megfelelően az fw - függvényt (görbét) is módosítani kell, így az Swi Swf telitettség tartományban az fw - függvény deriválja állandó, azaz e tartományban a görbe egyenes szakasszal rendelkezik (3.3 ábra) A valóságban a front telitettség, Swf csak egy véges, ∆L un. frontövben nő a kezdeti Swi telitettségről az Swf front telitettségre a gravitációs erő és a kapilláris nyomásgradiens, valamint a diszperzió következtében. Az elmondottaknak megfelelően kapott, mostmár fizikailag is helyes víztelitettség eloszlás profiljának alakjáról nevezték el a kiszorítást frontálisnak, vagy dugattyú-szerűnek. Az áttörés pillanatában az L-helyen a fentieknek megfelelően a

víztelitettség Swf és anyagmérleggel bizonyítható, hogy ekkor a teljes pórusos rendszer átlag víztelitettsége  Swf . Felírható a dfwf/dSwf= fwf Swf − Swi .(319) 66 egyenlet a front telitettséghez tartozó vízhányad - deriváltjára, amely egyúttal felhasználható az átlagtelitettségre is a következő módon: dfwf/dSwf= (S wf 1 − Swi ) , .(320) így geometriailag az f-görbe első lineáris szakaszának metszéspontja az fw=1 abcisszával, kimetszi az Swf átlagviztelitettséget (3.3 ábra) Az áttörést követően bármely időpillanatban L-helyen ismerjük a kiszorító víz telitettségét, Sw2-vel jelöljük, akkor Welge-egyenlete szerint pórusos rendszer átlag víztelitettsége Sw = Sw + 2 W qt t 1 − fw ) = Sw + i fo . ( Vp AφL 2 2 .(321) 2 Tehát a kiszorító vize ismerve az f-frakciós függvényt és a pórusos rendszer adatait, valamint a besajtolási ütemet, bármely időhöz, vagy besajtolt mennyiséghez meghatározható

a rendszer átlagos víztelitettsége, így az átlagos olajtelitettség és a kezdeti olajtelitettség ismeretében mindenkor megadható a kiszorítási hatásfok, ED. Példaként vegyük a következőket: A kőzet kezdeti tapadóviz telitettsége, Swi=0.25, így a kezdeti olajtelitettsége, Soi=075, a maximális víztelitettség, Swmax=0.856 A vízkiszorítást a 33 ábrán látható fw-függvény jellemzi, adatait a 31 táblázatba foglaltuk, az eredményeket a 3.5 ábrán mutatjuk be 3.1 táblázat a=0.4 és b=165 W i/Vp 0 0.3636(áttörés) 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 1.0 1.5 2.0 3.0 4.0 5.0 10 15 Sw 0.25 0.468 0.485 0.525 0.557 0.584 0.607 0.643 0.699 0.732 0.769 0.789 0.801 0.828 0.837 fw 0 0.600 0.644 0.733 0.793 0.835 0.865 0.905 0.952 0.971 0.986 0.992 0.995 0.999 0.999 ED 0 0.485 0.503 0.544 0.576 0.600 0.620 0.650 0.696 0.721 0.748 0.762 0.771 0.789 0.795 0 67 3.5 ábra A vízkiszorítás kiszorítási hatásfokának változása 3.2 Frontális vízkiszorítás radiális

rendszerben A vízbesajtoló kúttól r távolságra, ahol az áramlási keresztmetszet, A=2πrh felírva a folytonossági egyenletet ∂ ∂ fw q i ) = − ( A( r )φSw ) , ( ∂r ∂t (3.22/a) amelynek megoldását vegyük az Sw telitettség haladási sebességének lineáris kiszorításnál tárgyalt egyenletének felhasználásával q i  dfw   dr    ,   =  dt  Sw A( r )φ  dSw  S w (3.23/a) kapjuk  dfw  ,  dSw  πφ[ r (Sw , t ) − r (Sw ,0)] = C(t ) 2 2 (3.24/a) ahol C(t)=qit/h. A fenti egyenletekkel végezhető el a vízkiszorítás tervezése radiális áramlási rendszerben. 68 3.3 A frakciós görbe (függvény) meghatározása A vízkiszorítás a gyakorlatban közel állandó átlag nyomáson és telephőmérsékleten történik, ezért a kiszorító víz és a kiszorított olaj viszkozitását állandónak vesszük a teljes folyamat alatt. Mint láttuk a (310), vagy (312), vagy (3.13) egyenletekben a

két fázisra (víz és olaj) vonatkozó fázispermeabilitás (relativpermeabilitás), a teljes kiszorítási sebesség, a ürüség különbség és végül a kapillárisnyomás görbe (függvény) ismerete szükséges még az fw- görbe meghatározásához, ill. a (313) egyenlet használatakor csak a relativpermeabilitásgörbe Mint tudjuk, a relativpermeabilitás-görbék meghatározásának alapvetően két módszere van: a megállapodott áramlási rendszerű (Penn-state) és a kiszorításos, változó áramlási állapotú (unsteady-state) módszer. Mivel a felszívás irányú kiszorítás módszere éppen a tárgyalt folyamatot modellezi, ezért kézenfekvő, hogy ezt a módszert célszerű használni az fw-görbe meghatározására. Az adott telep kőzetmintáin modell telepolajjal és a kiszorító vizel a modellezési törvények betartásával kell kiszorítási vizsgálatot végezni akár állandó vízbesajtolási ütemnél, akár állandó depresszió mellett. Az olaj

mellett csak tapadóvizet (telitettsége Swi) tartalmazó, közel homogén kőzetmagon a vízkiszorítás legalább olyan nagy sebességgel kell történjen, hogy az elkerülhetetlenül ható kapillárisnyomás-gradiens a hidraulikus nyomásgradiens mellett alárendelt szerepet játszón. Ha az adott, általában hengeres alakú kőzetmagba (pórustérfogata Vp) kezdettől besajtolt összes víztérfogatot W i - vel, kezdettől összesen kitermelt (kiszorított) olajtérfogatot Np - vel jelöljük, akkor a kiszorítás mindkét esetében (állandó vízbesajtolási ütem, állandó depresszió) Wi W = a+b i Np Vp .(322) alakú lineáris függvény irható fel az áttörést követő szekunder kiszorítási fázisra (3.6 ábra) Ahol a - az áttörés pillanatában az olajhányad (a=fof), vagy ebből következő vízhányad az áttörésnél fwf=1-fof = 1-a, a b - pedig a maximális víztelitettség-növekményre jellemző, Swmax - Swi = 1 . (323) b egyenlet szerint. Az áttörés

pillanatában a (322) egyenlet baloldala 1 - el egyenlő, hiszen eddig az időpontig a kitermelt össz olajtérfogat egyenlő kell legyen eddig besajtolt össz víztérfogattal, W ia = Npa, amiből az is következik, hogy Wia = 1− a b = fwf (Sw max − Swi )Vp , .(324) 69 3.6 ábra A kiszorítás függvénye összefüggés irható fel az áttörésig besajtolt összes víztérfogatra. Könnyen belátható, hogy a víz frakciós egyenlete a (3.22) egyenlet alapján fw = 1- a  W a + b i  Vp   .(325) 2 alakban irható fel. Az fw -hez tartozó víztelitettségre pedig Welge-egyenletéből kiindulva  Wi  V p Sw2 =Swi + b   a + b Wi  Vp        2 .(326) összefüggés adható meg. A kísérleti vizsgálat mért adataiból meghatározzuk a (3.22) egyenlet a, b legvalószínűbb értékeit, amelyek segítségével mostmár az áttörés utáni bármely Wi/Vp értékhez a (3.25) és (326) egyenletekkel számítjuk az

összetartozó Sw - fw paramétereket és ezekből megrajzoljuk az fw =f(Sw) függvényt (3.1 táblázat és 33 ábra) Mivel az adott olajtelep kőzete rendszerint nem homogén, ezért a telep közel homogénnek vett magjain a fenti módszerrel meghatározzuk az fw =f(Sw) 70 függvényeket, görbéket és ezekből a legvalószínűbb fw - függvény meghatározható, vagy, mint látni fogjuk, e függvények egyenesen felhasználhatók a vízkiszorítás előrejelzésére Monte-Carlo módszerrel. 3.4 A vízkiszorításos művelés előrejelzése A vízkiszorításos művelés előrejelzése, jóslása az idő függvényében tervezett vízbesajtolás és a kitermelt olaj ütemének meghatározását jelenti az adott olajtelepre vonatkozóan. Az olajtelep geometriai és rétegtani felépítésének megfelelő kútrendszert választunk ki, majd általában a telep átlagos geometriájának (rétegvastagság, a kútrendszer egy elemének) és átlagos tárlóparamétereinek

(porozitás, tapadóviz-telitettség, permeabilitás, olaj-viz-relativpermeabilitás függvény, rétegnyomás, réteghőmérséklet, stb.) megfelelő elemet kiválasztunk és erre az egy elemre végezzük el az előrejelzést, a kapott eredményeket az elemszámmal szorozva, megkapjuk az egész telep tervezett termelési adatait. A vízkiszorítás előrejelzésére - lényegileg egy-egy elemre - számos módszert dolgoztak ki, ezek közül a Buckley-Leverett, a Dykstra-Parsons, a Stiles módszert, ill. a Monte-Carlo szimulációs módszert tárgyaljuk 3.41 Buckley-Leverett előrejelzési módszer A módszer alkalmazása a következő lépésekben történik: 1. Ismerjük a kiválasztott átlagos elemben vízkiszorításra vonatkozó fw = f(Sw) frakciós függvényt, görbét. 2. Az fw függvényből meghatározzuk a kiszorító front telitettségét (Swf), a hozzátartozó vízhányadot, fwf, a front mögötti tér átlag víztelitettségét Swf . ( ) 3. Kiválsztott Sw>Swf

víztelitettségekhez meghatározzuk fw értékeket és az elárasztott tér átlagos víztelitettségeit, Sw . 4. A víztelitettségekhez kiszámítjuk a kiszorítási hatásfokokat, ED ( lásd például a 3.1 táblázatot) 5. A kiválasztott kútrendszer eleme geometriájának megfelelő diagramról, vagy egyenletből meghatározzuk az áttöréshez tartozó területi hatásfokot (EAa), majd a további vízbesajtolási össztérfogatokhoz tartozóan a további területi hatásfokokat (EA). 6. Hasonlóan a vertikális hatásfokot az áttörésnél (EIa), ill az áttörést követő további besajtolási víztérfogatoknál (EI). 7. Mostmár Np = AhφER = AhφEDEAEI .(327) egyenletből az áttörésnél, ill. további kiszorításnál a kitermelt olajtérfogatot 8. A 2 és 3 pontokbani fwf és fw értékekhez 71 WOR = Bo 1 fw .(328) −1 összefüggéssel megadjuk a termelési viz-olaj-arányt (szükséges az olaj teleptérfogattényezőjével, Bo - val szorozni a

számlálót, mert az olajból gáz válik ki a kútban és a gyűjtőrendszerben). 9. A besajtoló kúton keresztül a kitermelt olajnak megfelelő térfogatú vizet kell besajtolni, az elem geometriájának megfelelő egyenlettel pedig az ütem (i) ismeretében, a besajtolási időtartam is számítható: t = W i/i. .(329) 10. Az eredmények táblázatba foglalhatók (32 táblázat) és grafikusan ábrázolhatók (3.7 ábra Egy ötpontos kútrendszer egy elemének termelési görbéi). 3.2 táblázat W I/vP ED EA EI ER Np WOR 0,3636 0,4 0,5 0,7 1 1,5 2 3 m3 0,485 0,6776 0,4542 0,149266 334,646 1,6095 0,503 0,703828 0,4542 0,160798 7901,302 1,941045 0,544 0,76517 0,4542 0,189062 9290,115 2,945727 0,6 0,857667 0,4542 0,233731 11485,07 5,43003 0,65 0,955717 0,4542 0,282156 13864,57 10,22174 0,696 1 0,4542 0,316123 15533,64 21,28117 0,721 1 0,4542 0,327478 16091,6 35,927 0,748 1 0,4542 0,339742 16694,2 75,56986 t d 153,7662 165,6458 194,7613 240,7772 290,6619 325,6528 337,3501

349,9832 Ötpontos kútelem további paraméterei: M=1,32, µo=0,5 cP, qwi=47,7 m3/d, h=29 m, k(átlag)=175 mD, ∆ρ=10 kg/m3, Ah=370000 m3, φ=0,19, Soi=0,75, Boi=1,073. 72 3.7 ábra Ötpontos kútrendszer termelési görbéje 3.42 Dykstra-Parsons módszer E módszernél nem követelmény, hogy az olajtelep egy jellemző kútrendszer elemet vegyünk paramétereivel együtt az előrejelzéshez, mert a módszer épen a heterogén kőzetfelépitésű vízkiszorítás számítására került kidolgozásra. Az előrejelzéshez a 3.8, 39, 310, 311 ábrákat használjuk, amelyek rendre WOR=1, WOR=5, WOR=25, WOR=100 termelési viz-olaj-arányra vonatkoznak és a mozgékonysági arány (M), valamint a Vk permeabilitás variancia függvényében a EV(1-Sw WOR-0.2) - paraméter-csoport leolvasható az egyes görbékről 3.8 ábra Dykstra-Parsons függvény WOR=1 esetben 73 A módszer alkalmazásának feltétele, hogy a rétegzettség izolált legyen, nincs keresztáramlás, az egyes

rétegen belül a kőzet homogén, a vízkiszorítás frontális jellegű, az áramlás állandósult állapotú, a depresszió minden rétegben azonos. 3.9 ábra Dykstra-Parsons függvény WOR=5 esetben 3.10 ábra Dykstra-Parsons függvény WOR=25 esetben 74 3.11 ábra Dykstra-Parsons függvény WOR=100 esetben A módszer alkalmazásának feltétele, hogy a rétegzettség izolált legyen, nincs keresztáramlás, az egyes rétegen belül a kőzet homogén, a vízkiszorítás frontális jellegű, az áramlás állandósult állapotú, a depresszió minden rétegben azonos. Az előrejelzés a következő lépésekben történik: 1. Összeállítjuk a telep kőzete permeabilitásának eloszlásfüggvényét, amelyből megrajzoljuk a kumulatív eloszlást. 2. Valószínűségi -log koordinátarendszerben ábrázoljuk a kumulatív eloszlás függvényt, amely minden valószínűség szerint lineáris egyenest ad ( log-normál eloszlású a kőzet permeabilitása). Meghatározzuk a

permeabilitás-varianciát Vk = k −k k 50 84 .1 , .(330) 50 ahol k50 - az 50 %-os valószínűséghez tartozó permeabilitás, k84.1 - 841 %-os valószínűséghez tartozó permeabilitás 3. Meghatározzuk a mozgékonysági arányt (M) a kiszorító víz és a kiszorított olaj mozgékonyságából. 4. A 38 - 311 ábrákból a négy WOR -hez tartozóan, M és Vk ismeretében leolvassuk a négy 75 EV(1-Sw WOR-0.2) értéket, ahol Sw - a vízkiszorítás kezdetén a teleprész viztelitettsége, így négy térfogati hatásfokot kapunk: WOR EV(1-Sw WOR-0.2) EV 1 A EV1 5 B EV2 25 C EV3 100 D EV4 5. A WOR=100 megfelel fw=099-nek és ehhez tartozóan megadható a teleprész átlagos víztelitettsége, Sw , így az átlagos maradék olajtelitettség is Som =1- S w, , a kiszorítási hatásfok így ED= 1 − Sw − som . 1 − Sw . (331) 6. Mostmár az egyes WOR -hez megadható a kitermelt olajtérfogat: Np =Ahφ EDEV/Bo . (332) összefüggéssel. 7. Felrajzolható az Np

=f(WOR) görbe (312 ábra), amelynek integrálja a kitermelt vízmennyiséget adja (Wp). 8. Az összes besajtolandó víztérfogat pedig W i =NpBo+W p. 9. A vízkiszorítás időtartamát t=Wi/i .(333) .(334) egyenletből számijuk, ahol i- a kútgeometriától függő egyenletből számított besajtolási ütem. 3.43 Stiles előrejelzési módszer Az előrejelzési módszer rétegezettnek tekinti a telepet az egyes rétegek porozitásai és geometriai méretei a rétegvastagság kivételével megegyeznek, ugyanakkor mindenegyes réteg más-más áteresztőképességű. A produktív rétegre és a kiszorításra vonatkozó feltételek: állandósult állapotú áramlás, a rétegszakaszok között nincs keresztáramlás. A mobilitási arány egy, M=1, azaz a kiszorító fázis és a kiszorított fázis mobilitása megegyezik. A Stiles módszerének alkalmazásához el kell különíteni a különböző permeabilitású rétegszakaszokat, azután függetlenül tényleges függőleges

helyzetüktől pemeabilitásuk alapján nagyság szerint csökkenő sorrendbe kell őket rendezni, mint azt a 3.13ábrán láthatjuk A rétegszakaszok permeabilitás szerinti 76 3.12 ábra Vízkiszorítás előrejelzése Dykstra-Parsons módszerrel elkülönítése kétféleképpen történhet. A tároló rétegzettségének ismeretében a tényleges rétegeket a mért vagy számított átlag permeabilitásuk alapján vesszük figyelembe, vagy felrajzoljuk a premeabilitáseloszlás görbét a rétegvastagság függvényében, majd a tetszőlegesen kiválasztott rétegastagságokhoz a görbéről leolvassuk a permeabilitésértékeket és a továbbiakban ezen rétegvastagságokat illetve permeabilitás értékeket használjuk fel. 3.13 ábra Rétegzett lineáris kőzetmodell Az 3.13 ábrán látható kőzetmodell teljes kitermelhető olajtartalma normálállapoton 77 N p max = whLφ(1 − Swi − Sor ) Bo (3.35) ahol w a tároló szélessége, m; L a tároló hossza, m; h

a tároló teljes rétegvastagsága,m; φ az átlagos porozitás, tört; Swi a kezdeti víztelítettség, tört; Sor a maradék olajtelitettség tört; Bo az olaj teleptérfogati tényezője. Az ábrán látható, hogy amikor a kj permeabilitású rétegben az áttörés bekövetkezik, akkor a mindazon rétegek (1-j-ig) melyek permeabilitása nagyobb mint kj már teljesen el vannak árasztva vízzel. Azon rétegek, amelyek permeabilitása kisebb mint kj, csak részben vannak elárasztva. A vízfront helyzete ezekben a rétegekben Stiles szerint a következőképpen számítható l fi = L ki kj (3.36) a kiszorító front távolsága az i-edik még el nem árasztott rétegben, m; az i-edik még el nem árasztott réteg permeabilitása, m2; annak a rétegnek (j-edik) a permeabilitása, m2, ahol az áttörés éppen bekövetkezik. Az elmondottak alapján a k-val jelölt rétegben - melyre igaz, hogy (kk<kj) - a kiszorító front távolsága a besajtolás, illetve beáramlás

helyétől ahol lfi ki kj l fk = L kk kj , (3.37) így a k-adik rétegből kitermelt olaj térfogatát a következő összefüggéssel határozhatjuk meg wh k L N pk = kk φ (1 − Swi − Sor ) kj Bo (3.38) A 3.13 ábrán látható esetben tehát, az összes elárasztott térrészből kiszorított, kitermelt olaj a következő összefüggéssel számítható. n  j k  wφL (1 − Swi − Sor )∑ h i + ∑ h i i  k j  j+1  1 Np = Bo (3.39) A (3.39) kifejezés összegzi a már elárasztott rétegekből, és a még csak részben elárasztott rétegekből kitermelt olajat. A kihozatali tényezőt Stiles szerint a következőképpen határozhatjuk meg. 78 E Rj = Np N p max n  j k  wφL (1 − Swi − Sor )∑ h i + ∑ h i i  k j  j+1  1  Bo 1 j 1 n = ∑ h i + ∑ h i k i  (3.40) = whφL (1 − Swi − Sor ) h  1 k j j+1  Bo ahol a vízfront áttörése éppen a j-edik rétegben következik be.

Vezessük be a következő jelöléseket n Ct = ∑ h iki 1 j C j = ∑ hiki 1 Alkalmazva a bevezetett jelöléseket, a 3.13 ábrán látható modell esetén a viztermelést a következő összefüggéssel határozhatjuk meg. qw = ∆p w k rw ∆p j w k rw hiki = Cj ∑ Bw µ w L 1 Bw µ w L (3.41) ahol az i-dik vízet termelő réteg effektív permeabilitása kwi=krw ki, keresztmetszete pedig Ai=whi. A kifejezésben szereplő µw az áramló víz viszkozitása telepállapoton Pas, a ∆p pedig az alkalmazott, illetve kialakuló nyomáskülönbség Pa. A ( 3.41) összefüggésből a víztermelést normálállapoton m3/s egységekben kapjuk Az olajtermelés számításánál a következőképpen járhatunk el: qo = w k ro ∆p n w k ro (C t − C j ) ∆p hiki = ∑ Bo µ o L j+1 Bo µ o L (3.42) ahol az i-dik olajat termelő réteg effektív permeabilitása koi=kro ki, keresztmetszete pedig Ai=whi. A kifejezésben szereplő µo a termelt olaj viszkozitása telepállapoton

Pas. Az úgynevezett frakciós görbe meghatározására a következő összefüggést használhatjuk k rw q w Bw Cj MC j uw uw µw wh fw = = = = = u u w + u o q w B w + q o Bo k rw C + k ro (C − C ) MC j + (C t − C j ) j t j wh wh µw µo (3.43) A (3.41) és (342) összefüggések segítségével a termelt víz-olaj arány (Water Oil Ratio) a következőképpen számítható 79 1 k rw Cj Bo MC j qw Bw µ w WOR == = = 1 k ro qo (C t − C j ) Bw (C t − C j ) Bo µ o A termelvény vizshányadának kifelyezéssel történhet (Water (3.44) Cut) megatározása az alábbi 1 k rw Cj Bo MC j Bw µ w qw . (345) WC = = = 1 k rw 1 k ro qo + q w ( C j B w (C t − C j ) + Bo MC j Ct − C j )+ Bw µ w Bo µ o Stiles módszerének alkalmazását a következő mintapéldán mutatjuk be. Adott egy a 3.13 ábrán látható alakú olajtelep és a számításokhoz szükséges adatok a következők: a tároló szélessége w=100 m; a tároló hossza L=750 m; a tároló teljes

rétegvastagsága h=29 m; az átlagos porozitás φ =0.22 ; a kezdeti víztelítettség Swi=0.23; a maradék olajtelitettség Sor=0.30; az olaj teleptérfogati tényezője Bo.=123 a víz teleptérfogati tényezője Bw.=10 a mozgékonysági arány M =1.32; a besajtolási ütem qwi = 500 m3/d. A tárolót 29 darab 1 m vastag rétegre osztották fel, az egyes rétegek permeabilitása nagyság szerint csökkenő sorrendben a 3.3 táblázat második oszlopában található Stiles módszerének levezetésekor feltételezte, hogy a kiszorító és kiszorított fázis mobiltás aránya M=1, a gyakorlat alkalmazások azonban azt mutatják hogy nem okoz nagy hibát, ha ettől némileg eltérő mobilitásarányokra alkalmazzuk Stiles módszerét. A számítás eredményeit a 33 táblázatban találhatók A számítás menete a következő: 1. A (335) összefüggésből meghatározzuk a vízsgált tárolóból, illetve tárolórész-ből maximálisan kitermelhető olamennyiséget, feltételezve,

hogy a vízáttörés pillanatában a tárolóban visszamaradt olaj átlagos telítettsége Sor, Npmax=174309 m3 2. A permeabilitás csökkenés szerint sorrendbe állított rétegek adataiból meghatározzuk a kihozatali tényező ERj meghatározásához szükséges tényezőket (3.3 táblázat 3, 4, 5 oszlop) majd a (340) összefüggésből kihozatali tényező értékeket (7 oszlop), amelyek az egyes rétegekben bekövetkező vízáttöréshez tartoznak. A számitás közben egyuttal meghatároztuk a Cj, és Ct segédértékeket is (4 oszlop), a Ct = 5075 érték definició szerint a 4 oszlop utolsó sorában található. 3. A maximálisan kitermelhető olajmennyiség és a kihozatali tényező értékének összeszorzásával N p = E Rj N p max 80 meghatározzuk az egyes rétegekben bekövetkező vizáttörésekhez tartozó kitermelt kummulativ olajmennyiségeket (7 oszlop). 4. A (342) összefüggés felhasználásával meghatározzuk a víz frakciós görbe fw értékét (8

oszlop) figyelembe véve, hogy az fw értéke minaddig nulla, amig az első (legnagyobb permeabilitású) rétegben az áttörés be nem következik. 5. A víz frakciós értékének meghatározása után az alap definiciót felhasználva, figyelembe véve, hogy ismerjük a besajtolt vízmennyiséget a következő összefüggés segitégével kiszámítjuk a napi az olajtermelés qo értékét m3/d-ban (9 oszlop). (1 − f ) q whB wi , j qo = wj w wh Bo = (1 − f )q wj Bo wi , j Bw (3.46) ahol a j-index arra a rétegre utal ahol az áttörés éppen bekövetkezett. 6. A kummulatív kitermelt olajmennyiség, és a napi olajhozam és ismeretében meghatározhatjuk mennyi ideig tart az adott olajmennyiíség mennyiség kitermelése, illetve az adott j-edik rétegben mikor történik meg az áttörés. Az így meghatározott termelési időket összegezve t = t j = t j−1 + ∆N pj q oj j = ∑ ∆t i (3.47) 1 megkapjuk a termelés, illetve besajtolás kezdetétől

eltelt t időt (10 oszlop). A jindex itt is arra a rétegre utal ahol az áttörés éppen bekövetkezik 81 Vízkiszoritás paramétereinek meghatározása Stile módszerével rétegzett permeabilitású tárolóból 3.3 táblázat Wp WC - h m kI MD Σ hi - Σ hiki Cj 1/kj Σ hiki - ERj - Np m3 fw - qo m3/d t - Wj m3 WOR - qw m3/d 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 1 776 1 776 5.540 0.226 39309 0.000 406.5 97 48350 0.00 0.0 0 0 1 454 2 1230 8.469 0.361 62926 0.192 328.3 169 84321 0.29 96.2 6922 0.23 1 349 3 1579 10.017 0.449 78242 0.297 285.8 222 111113 0.52 148.4 14876 0.34 1 308 4 1887 10.351 0.495 86257 0.374 254.7 254 126849 0.73 186.8 20753 0.42 1 295 5 2182 9.807 0.511 88998 0.439 228.2 266 132856 0.96 219.3 23388 0.49 1 282 6 2464 9.259 0.526 91716 0.499 203.7 279 139526 1.22 249.4 26716 0.55 1 273 7 2737 8.564 0.537 93550 0.555 181.0 289 144594

1.53 277.4 29527 0.61 1 262 8 2999 7.924 0.549 95712 0.607 159.7 303 151360 1.90 303.6 33635 0.66 1 228 9 3227 8.105 0.590 102814 0.656 139.8 354 176753 2.35 328.0 50293 0.70 1 187 10 3414 8.882 0.651 113495 0.697 123.0 440 220175 2.84 348.7 80576 0.74 1 178 11 3592 8.331 0.667 116195 0.731 109.5 465 232504 3.34 365.3 89584 0.77 1 161 12 3753 8.211 0.697 121482 0.762 96.9 520 259802 3.93 380.9 110379 0.80 1 159 13 3912 7.314 0.700 122103 0.789 85.6 527 263427 4.61 394.7 113240 0.82 1 148 14 4060 6.858 0.719 125371 0.816 74.7 571 285292 5.46 408.1 131086 0.85 1 127 15 4187 6.992 0.758 132187 0.841 64.7 676 337943 6.49 420.4 175353 0.87 1 109 16 4296 7.147 0.798 139127 0.862 56.3 799 399610 7.66 430.8 228483 0.88 1 88 17 4384 7.852 0.857 149378 0.879 49.1 1008 504004 8.95 439.6 320269 0.90 h = Σh = 29, Ct = 5075 82 Vízkiszoritás

paramétereinek meghatározása Stile módszerével rétegzett permeabilitású tárolóból 3.3 táblázat (folytatás) qw Wp WC 3 m /d - h m kI MD Σ hi - Σ hiki Cj 1/kj Σ hiki - ERj - Np m3 fw - qo m3/d t - Wj m3 WOR - 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 1 87 18 4471 6.943 0.860 149921 0.893 43.4 1021 510260 10.30 446.7 325857 0.91 1 87 19 4558 5.943 0.860 149921 0.907 37.7 1021 510260 12.02 453.6 325857 0.92 1 77 20 4635 5.714 0.887 154560 0.921 32.2 1165 582365 14.31 460.4 392257 0.93 1 71 21 4706 5.197 0.903 157462 0.933 27.3 1271 635578 17.10 466.5 441899 0.94 1 62 22 4768 4.952 0.929 161997 0.944 22.8 1470 735051 20.71 472.0 535795 0.95 1 58 23 4826 4.293 0.941 164049 0.953 18.9 1579 789333 25.22 476.7 587553 0.96 1 54 24 4880 3.611 0.952 165961 0.962 15.3 1704 851833 31.47 481.2 647701 0.97 1 50 25 4930 2.900 0.962 167697 0.971 11.9

1849 924522 40.63 485.3 718254 0.98 1 47 26 4977 2.085 0.968 168810 0.978 8.9 1975 987309 55.20 489.1 779673 0.98 1 47 27 5024 1.085 0.968 168810 0.985 6.0 1975 987309 82.46 492.7 779673 0.99 1 35 28 5059 0.457 0.981 171046 0.992 3.1 2695 1347716 159.94 496.2 1137329 0.99 1 16 29 5075 0.000 1.000 174309 0.998 1.0 6054 3026791 513.36 498.8 2812391 1.00 h = Σh = 29, Ct = 5075 83 7. A termelelés kezdetétől eltelt idő és a napi besajtolt olaj mennyiség ismeretében, Wi , j = q wi t j meghatározzuk a kimmulatív vizbesajtolást WI (11 oszlop). 8. A (344) egyenletből kíszámítjuk a termelési víz-olal arányt WOR, (12 oszlop), a (3.45) egyenletből pedig a vízhányad értékét WC (15 oszlop) 9. A vizre vonatkozó frakciós görbe és a napi besajtolt vízmennyiség, vagy a víz-olaj arány és a napi olajtermelés ismeretében meghatározzuk a napi vízremelést qw m3/d-ban (13 oszlop) q w = f w q wi = WOR ⋅ q o

és a kummulativ víztermelést Wp m3-ben (14 oszlop) A számítás eredményei alapján felrajzoltuk a számított olaj és víztermelés, valamint a termelvény vízszázalékának időbeli alakulását 3.14 ábra A számítások során feltételeztük, hogy a napi vizbesajtolás mennyisége állandó. A 315 ábrán az összegzett ola-, víztermelés, vízbesajtolás, valamint a kihozatali tényező eredményei láthatók. A 315 ábrán látható kihozatali tényező ER nem a kezdeti földtani olajkészletre N, hanem a kitermelhető olajkészletre Npmax vonatkozó kihozatali tényező. A számítások során feltételeztük, hogy a vizzel elárasztott teleprészekben csak a maradék olajtelítettségnek megfelelő olajmennyiség marad vissza. 3.14 ábra Vízkiszorítás előrejelzése Stiles módszerrel 78 3.15 ábra Vízkiszorítás előrejelzése Stiles módszerrel 3.44 Vízkiszorítás előrejelzése Monte-Carlo szimulációval A vízkiszorítással kitermelhető

olajmennyiség függ, mint láttuk, az adott telep, vagy teleprész pórustérfogatától, Vp, a kihozatali tényezőtől, ER, valamint az olaj teleptérfogattényezőjétől, Bo, ill. ezeket meghatározó paraméterektől függ Mivel a telep pórustérfogatát adó paraméterek, a kihozatali tényezőt befolyásoló paraméterek csak meghatározott intervallumon belül változó, valamilyen eloszlással rendelkező paraméterként ismeretesek, ezért kézenfekvő a Monte-Carlo szimuláció felhasználása az előrejelzésre. A szimuláció lényege, hogy a végeredményt befolyásoló minden paramétert véletlen helyű mintavétellel választjuk ki (véletlen számgenerátorral) a maga eloszlású intervallumából és az így összeállított paraméterekkel kiszámítjuk a kitermelhető olajmennyiséget. Ha elegendően nagy számban, mintegy 2000-3000 -szer, végezzük el így a számítást, akkor az eredmények nagyságrendi elrendezésével a kitermelhető olajmennyiségre egy

eloszlást kapunk, amelyből a legvalószínűbb (50 %-os valószínűséghez tartozó), vagy egyéb nagyságú valószínűséghez tartozó kitermelhető olajmennyiség kivehető. Álljon itt példaként a következő ötpontos kútrendszer egy eleme: A=250000 m2, h=20 m, φ=0.2, a többi paraméter a 316 ábrán látható intervallumokban, egyszerűség kedvéért háromszög-eloszlásban változik. 79 3.16 ábra Ötpontos kútelem paraméterei változásainak jellege A számításhoz felhasznált olaj-víz relativpermeabilitás függvények nw  S − Swi  krw = krw  w  , 1 − − S S wi om   0 .(348) no  1 − Som − Sw  kro = kro   ,  1 − Swi − Som  0 .(349) amelyek esetünkben a 3.17 ábrán látható intervallumban helyezkednek el A fenti egyenletekből meghatározzuk az fw =f(Sw) függvényt. A kiszorítási hatásfok, területi hatásfok, vertikális hatásfok számítása ezt követően a 2.41 fejezetben leírtak szerint

történik fw =098 értékig figyelemmel az ötpontos rendszerre. A 2500 db számítás eredményeit nagyságrendbe rendezve és a valószínűségre az azonos eredményeket adó számítás-darabszámot, mint %-ot véve, felrajzoltuk a 3.18 ábrát Nem meglepő, hogy az eredményül kapott eloszlás is szimmetrikus, hiszen a paraméterek egyenkénti eloszlása is szimmetrikus volt. Könnyen belátható, hogy ha a paraméterek eloszlása külön-külön nem szimmetrikus, akkor az eredmény sem lesz szimmetrikus. 80 3.17 ábra A relatívpermeabilitás görbék lefutásának intervalluma 3.18 ábra A vízkiszorítás kihozatali tényezőinek valószínűségi eloszlása 81 3.5 A vízkiszorítás folyamata mozgóképes szabadgáztelitettségnél Áramlástanilag is alátámasztható az a gyakorlati tapasztalat, hogy a vízkiszorítás kihozatali tényezője az olajra vonatkozóan jobb abban az esetben, ha az elárasztandó térben az olaj mellett mozgóképes szabadgáz is van,

legfeljebb mintegy 0.2-03 nagyságrendben Más kutatók a kőzet és olaj, víz tulajdonságaihoz kötik az un. optimális szabadgáztelitettség nagyságát, amelyet még a természetes víznyomásos olajtelep művelésnél is célszerű megvalósítani az olaj buborékponti nyomása alá engedve a telepnyomást, hogy ez a szabadgáztelitettség kialakuljon: (Sg)opt. = 0.376k 0 634 Bo0 902  So     µo  0 . 352  Sw     µw  , 0 .166 φ .(350) 1.152 ahol k- abszolút áteresztőképesség, mD, µ - viszkozitás, cP, So , Sw - tört, φ - %. Kiterjedt vizsgálatok eredményei alapján készült a 3.19 ábra, amelyről a bejelölt úton meghatározható a szabadgáztelitettségből ( Sg ) kiindulva a kiszorító vízfront mögött visszamaradt gáztelitettség (Sgm) és az az olajtelitettség-különbség (∆Som), amellyel csökken az a maradék olajtelitettség (Som), amely szabadgáz nélkül maradna vissza a telepben. Természetesen mindez

csak az elárasztott pórustérfogatra vonatkozik, azaz a kiszorítási hatásfokot növeli, ezért minden olyan esetben javítani kell az előző fejezetekben tárgyalt kiszorítási hatásfokot e hatással, ha van szabadgáztelitettség a telepben a vízkiszorítás kezdetén. Ha megfigyeljük, akkor észrevehető, hogy a kőzetben vízkiszorítás után visszamaradó szénhidrogéntelitettség (olaj+gáz) közel állandó, így a visszamaradó olaj egy részét mintegy kiváltjuk gázzal, ami természetesen sokkal előnyösebb. Vízkiszorítás kiszorítási hatásfokát akkor is becsülhetjük (3.20 ábra), ha viszonylag kevés rétegparaméter ismert, de meg tudjuk határozni a kapillárisszámot, (Nc ): uw µ w , .(351) σ ahol uw - a kiszorítás sebessége, µw - a kiszorító víz viszkozitása, σ - a víz-olaj határfelületi feszültsége. A vízkiszorítás gyakorlatában a kapilláris-szám 10-7 és 10-5 nagyságrendi tartományba esik. Nc = 82 3.19 ábra A

szabadgáz-telitettség hatása az olajkihozatali tényezőre 83 3.20 ábra A kapilláris-szám hatása az olajkihozatali tényezőre 3.6 A vízkiszorítás kihozatali tényezőinek statisztikai becslése 84 Adott olajtelepre tervezett vízkiszorítás előzetes jóslása során célszerű megvizsgálni, hogy mekkora kihozatali tényezőkkel számolhatunk, ha vízkiszorításos művelést végeznénk. Ilyen előzetes jóslásra akkor kerül sor, ha az olajtelepünkre keressük műszakilag-gazdaságilag kedvezőbb művelési módot és e módok között a vízkiszorítás is számbajöhet. A becslésre szolgáló összefüggéseket vízkiszorítással már leművelt olajtelepek termelési adataira építve, alapozva határozták meg. Elsőként GuthrieGreenberger összefüggését nézzük: ER=0.2719*log k + 0.25569*Sw - 0.1355*log µo - 1.538*φ -0.001144*h + 0.52478, .(352) ahol k - a tárolókőzet átlagos abszolút áteresztőképessége, µm , Sw - átlagos

víztelitettség, tört, µo - a telepolaj viszkozitása, Pa s, φ - átlagos porozitás, tört, h rétegvastagság, m. 2 Az API által alkalmazásra javasolt összefüggés  φ (1 − Sw )  ER=93.54    Boi  0 . 0422  kµ wi     µ oi  0 . 077 (S ) w −0 .1903  pi     pf  −0 . 2159 ,.(353) ahol Boi - az olaj teleptérfogattényezője kezdeti pi-nyomáson és réteghőmérsékleten, µwi, µoi - a víz és az olaj kezdeti telepállapotú viszkozitása, Pa s, Sw - átlagos víztelitettség, tört, φ - átlagos porozitás, tört, k - átlagos abszolút permeabilitás, µm2, pi, pf - a kezdeti és a felhagyási nyomás, kPa. A fenti statisztikai összefüggést 312 telep termelési adataiból határozták meg, a korrelációsegyüttható 0.958, ami közel van az egységhez, így az egyenlet jól írja le a kapcsolatot a paraméterek és a kihozatali tényező között. Irodalom - Craig, F. F: The Reservoir Engineering

Aspects of Waterflooding Monograph Series, SPE, Dallas (1971) - Buckley, S. E, and Leverett, M C: Mechanism of Fluid Displacement in Sands Trans., AIME (1942) 146 107-116 - Koval, E. J: A Method for Predicting the Performance of Unstable Miscible Displacement in Heterogeneous Media. Soc Pet Eng J (June 1963) 145-154 - Welge, H. J: A Simplified Method for Computing Oil Recovery by Gas or Water Drive. Trans, AIME (1952) 195 91-98 - Warren, J. E, Cosgrove, J J: Prediction of Waterflood Behavior in a Stratified System. Soc Pet Eng J (June 1964) 149-157 - Stiles, WM. E: Use of Permeability Distribution in Water Flood Calculations Trans, AIME (1949) 186 9-13 - Donaldson, E. C, Chilingarian, G V, Yen, TF: Enhanced Oil Recovery,I Fundamentals and Analyses. Elsevier, Amsterdam (1985) 85 4. Kihozatal-növelő művelési módok Az olajtelepeket elsődlegesen rendszerint vízkiszorítással - mint a leggazdaságosabb elsődleges művelési módszer - művelik le és ezután a kezdeti

készletnek mintegy 60 %-a még a telepben marad. E készletnek egy részét még kitermelhetjük az un. kihozatal-növelő (EOR) művelési módok egyikével Az, hogy melyik kihozatal-növelő eljárást alkalmazzuk az adott olajtelepben műszaki és gazdasági elemzés eredményeként kerül elhatározásra. Könnyen belátható, hogy adott olajtelepnél az olajtermelési, művelési módszerek a természetes energia (oldottgáz nyomásenergiája, a gázsüveg kiterjedésével előálló gázkiszorítás, a kapcsolódó vizes rétegből beáramló víz kiszorítása) alkalmazásától, a vízkiszorításos művelésen át, a kihozatal-növelő művelési módokig sorrendben egyre drágább módszerek. Ha e sorrendben alkalmazzuk a művelési módszereket, akkor a kezdeti készlet egyre kisebb hányadán alkalmazzuk, ami egyértelműen növeli az alkalmazás bonyolultságát, a hatásosság csökkenését, de ugyanakkor az előző művelés alatt szerzett, összességében termelési

adatoknak nevezett adatok, információk köre lényegesen bővül, ami az újabb alkalmazások eredményének megbízhatóságát növelik. A vízkiszorításos művelési módnál alapvetően a hidraulikus erő (hidraulikus nyomásgradiens), a gravitációs erő (sűrűségkülönbség x gravitációs gyorsulás) és a felületi erő együttesen hat az áramló olajra és vize, a vízkiszorítás befejezésekor megszűnik a hidraulikus erő, ezért az olaj és a víz csak a gravitációs és felületi erő eredőjének hatása alatt van. Mivel a gravitációs erő vertikális irányú, ezért az esetleges további mozgás is csak vertikális irányú lehet, amellyel ellentétes irányú lesz a vertikális irányú felületi erő, nevezetesen a vertikális lecsapolás irányú kapillárisnyomás-gradiens. Rendszerint e vertikális kapillárisnyomás-gradiens nagyobb a gravitációs erő-gradiensnél, ezért a vízkiszorítás után visszamaradt olaj a hidraulikus nyomásgradiens

megszűnte pillanatban elfoglalt helyén marad, lehet hogy olajfolt formában, vagy elszórtan kisebb, nagyobb olajcsepp formában, melyeket az aktuális pórusméret szab meg. Az így előállott olaj-víz fluidum eloszlás, olaj- és víztelitettség, olaj- és víztulajdonságok, telep paraméterek, mint kiinduló adottságok az ezt követő kihozatal-növelő eljárásokhoz. A kihozatal-növelő művelési módok széles skálája ismert, ill. kidolgozott, amelyek alapvetően az előbb említett kiindulási adottságokat változtatja meg olyan irányba, hogy az olaj egy jelentősebb hányada mozgóképesebb legyen és a termelő kutakhoz szoríthatóvá váljon. A legegyszerűbb eljárás lehet a helyben lévő olaj térfogatának és ezzel az olaj telitettségének növelése, ez történhet valamilyen összetételű földgáz besajtolásával, növelve egyúttal a telepnyomást is, amikor a földgáz nagyobb mértékben oldódik az olajban, mint a vízben, így jobban növekszik

annak térfogata, ill. az olaj telitettsége E műveletek összességét nevezzük nagynyomású gázkiszorításnak, a földgáz lehet un. száraz, vagy nedves szénhidrogéngáz, vagy széndioxidgáz, vagy nagy széndioxid tartalmú földgáz. Természetesen a fő hatás, az olaj térfogatának növekedése, az olaj duzzadása mellett más fizikai kémiai változások is bekövetkeznek, mint az olaj viszkozitásának a csökkenése (így az olaj mozgékonysága nagyobb lesz), az olaj-víz határfelületi feszültsége is csökken (kisebb lesz a kapillárisnyomás-gradiens), a víz tulajdonságai is megváltoznak, megváltozhatnak, amelyek szintén kedvezőek az olaj mozgása szempontjából (lásd részletesen a nagynyomású gázkiszorítás c. fejezetben) 86 Máskor a kiszorító víz viszkozitását növeljük, így annak mozgékonysága kisebb lesz, mint a vízkiszorításnál (gondoljunk csak az f-görbék eltolódására, ha csökken a kiszorító fluidum mozgékonysága),

ezen keresztül növelhető az olajkihozatal. E módszerek összességét nevezzük polimeres vízkiszorításnak. Az olaj-víz határfelületi feszültségét csökkentjük, ill. megszüntetjük a felületaktív anyagot tartalmazó víz besajtolással, ezzel gyakorlatilag megszüntetjük a kapillárisnyomásgradienst, a felületi erőt, így mozgóképessé válik a vízkiszorítás befejezésekor helyben maradt olaj és a termelő kutak felé szorítható, e módszert felületaktív anyagos vízkiszorításnak nevezzük. Ha olyan folyadék, vagy gáz halmazállapotú kémiai anyagot sajtolunk a telepbe, amely elegyedik azonnal, vagy több lépésben a telepben lévő olajjal (például adott telepnyomáson és hőmérsékleten CO2-tartalmú gáz, alkohol, stb.), akkor elegyedéses olajkiszorításról beszélünk Itt lényegileg új minőségű fluidum képződik az olajból, amelynek minden paramétere különbözik az olajétól, természetesen a jobb mozgékonyság, a kisebb

határfelületi feszültség felé tolódnak el. A kihozatal-növelő eljárások egy külön csoportját képezi a termikus módszerek ( fórróvíz besajtolás, gőzbesajtolás, föld alatti elégetés), amelyeknél egyrészt a telepben lévő olaj (és víz, kőzet) hőmérsékletének növelésével a fluidumok viszkozitása csökken, mozgékonyságuk jobb lesz, határfelületi tulajdonságaik kedvezőbbek lesznek, gyakran fázis átalakulás, elgőzölgés, majd kondenzáció, elegyedés, stb. folyamat játszódik le egyidejűleg Mindezen folyamatok leírása, a rétegben szivárgás mellett a hőáramlás folyamatát is le kell írni, ha a termikus módszereket alkalmazzuk a gyakorlatban. A kihozatal-növelő művelési módok egy lehetséges csoportosítását a 4.1 táblázatba foglaltuk, hangsúlyozva, hogy a változatok teljes skálája ennél gazdagabb. 4.1 táblázat GÁZ gáz-víz ciklikus elárasztás nyomáslüktetés előre égetés hátra égetés nedves elégetés

szakaszos gőzhajtás gőzhajtás forróviz kisz. HŐ VÍZ nagynyomású gázkiszorítás dúsgáz hajtás elegyedő dugós kiszorítás polimeres vízkiszorítás CO2-dugós kiszorítás alkohol-dugós kiszorítás CO2-os vízkiszorítás habelárasztás micellás kiszorítás emulziós kiszorítás tenzid-dugós kiszorítás kausztikus módszerek mikrobiológiai módszerek OLDÓSZER 87 A vízkiszorításos műveléssel már leművelt olajtelepnél még gazdaságosan alkalmazható kihozatal-növelő művelési mód kiválasztásának célszerű lépései: 1. A korábbi művelési módokkal történő művelés alatt a már említett, összességében termelési adatok gyűjtése és pontos megőrzése. Néhány fontos adat: olaj-, gáz-, víztermelés, rétegnyomás változás, kutak adatai (hozamegyenletek, vizesedési adatok, kútvizsgálatok, stb.), magfúrások, kőzetminták adatai, folyadék mintavételek, gáz-mintavételek, gázanalízis, PVT-vizsgálatok, VOH

elmozdulás, GOH elmozdulás, vízbeáramlás jellemzői, stb. 2. A vízkiszorításos művelés befejezésekor jó minőségű folyadék mintavételezés, kőzetmag-nyerés és telepállapot meghatározás, leírás. 3. Az un szűrő-táblázatok (42 táblázat), vagy diagramok (41 ábra) felhasználása, hogy az adott olajtelepre kiválasztható legyen műszaki szempontból legalább három (M1, M2, M3)kihozatal-növelő művelési mód a további vizsgálatok céljára. 4. A laboratóriumi technika maximális kihasználása a kiválasztott három, M1, M2, M3 művelési mód vizsgálatára, kiszorítási hatásfokának mérésére az adott telep 2. pontban leirt kőzetmintáján és folyadékainak felhasználásával Előnyös lehet a szakirodalomban publikált eredmények adaptálása is. 5. Matematikai szimulációs módszer alkalmazása mindhárom vizsgált művelési módra egy, a telep átlagos paramétereivel adott telep-elemre (például egy átlagos ötpontos kútrendszerre),

felhasználva minden korábbi vizsgálat eredményeit. 6. Most már a szimuláció eredményeit is értékelve kijelölhető az adott olajtelepben egy-egy teleprész (pl. egy ötpontos kútrendszer), amelyben mindhárom tanulmányozott művelési móddal kisüzemi kísérlet elvégezhető. E lépésben a kiválasztott módszerek végső ellenőrzése, a telep és a módszerek kompatibilitásának ellenőrzése végezhető el. 7. Feltételezve, hogy az 3-6 lépésben vizsgált M1, M2, M3 művelési mód műszakilag alkalmazható az adott olajtelepnél, gazdasági elemzéssel kell eldönteni, hogy a három mód közül melyiket fogják végül is a gyakorlatban megvalósítani. Az un gazdasági célfüggvény (legkisebb beruházási költség, vagy legnagyobb eredmény, stb.) megadásával most már egyértelműen kiválasztható a megvalósítani kívánt kihozatal-növelő művelési mód, amely nem biztos, hogy a legnagyobb többletolajat ígérő, vagy legrövidebb termelési időt

ígérő művelési mód lesz. Ezen általános elvek szem előtt tartásával a következő fejezetekben részletesen tárgyaljuk a kihozatal-növelő művelési módokat. 4.1 Nagynyomású gázkiszorítás A nagynyomású gázkiszorítás művelési módoknál vagy szénhidrogéngázt, vagy döntően CO2-ot tartalmazó földgázt, máskor N2 -t, vagy levegőt használunk kiszorító gázként. Ezek a művelési módok további fő jellemzője, hogy a kiszorító gázt folyamatosan sajtoljuk be, így az elárasztott térfogatot is feltöltjük a kiszorító gázzal, ebből következik, hogy nagy a fajlagos (egy m3 többletolaj 88 4.2 táblázat EOR módszerek alkalmazhatóságának kritériumai Olajtulajdonságok Sorszám EOR módszer Sûrûség kg/m 3 Viszkozitás Tárolójellemzõk Összetétel Olajtelítettség mPa s Kõzet típusa % Rétegvastagság m Átlagos áteresztõképesség, mD Mélység m Hõmérséklet o C Gázbesajtolási módszerek (elegyedés

is) 1. N2 és füstgáz < 850 788 < 0,4 0,2 C1-C7 tart. nagy > 40 75 Homokkõ, mészkõ Vékony, ferde nem NK > 1800 NK 2. CH-gáz < 916 820 < 3,0 0,3 C2-C7 tart. nagy > 30 80 Homokkõ, mészkõ Vékony, ferde nem NK > 1200 NK 3. CO2-gáz < 920 844 < 10 1,5 C5-C12 tart. nagy > 20 55 Homokkõ, mészkõ Széles tartomány NK > 760 NK 1.-3 Nem elegyedõ gázos < 986 < 600 NK > 35 70 NK NK vagy jó vert. permeab NK > 550 NK Javított vízkiszorítás 4. Micelláris, Polimeres, FAA és alkalikus < 930 850 < 5. Polimeres < 965 < 150 > 10 35 13 Könnyû, intermedier szerves sav az alkalikusnál > 35 53 Homokkõ NK > 10 450 > 2700 990 > 93 27 NK > 30 80 Nagy porozitású homokkõ NK > 10 600 < 2750 > 93 60 Termikus módszerek 6. Föld alatti elégetés < 1000 960 < 5000 1200 Néhány aszfalt komponens > 50 72 Nagy porozitású

homok, homokkõ >3 > 50 < 3500 1060 > 38 57 7. Gõzbesajt. < 1030 975 <20000 4700 NK > 40 66 Nagy porozitású homok, homokkõ >6 > 200 2540 < 1400 460 NK NK - nem kritikus Aláhúzott értékek az alkalmazások átlagát jelentik 79 4.1 ábra Szűrő diagram EOR módszerek kiválasztására 4.1 ábra Szűrő diagram EOR módszerek kiválasztására termelésre eső gázmennyiség) gázfelhasználás. Mivel alapkövetelmény, hogy az olajba minél több gáz kerüljön oldatba, ezért a művelés alatti telepnyomás nagyobb az előző művelés befejezésekor telepnyomásnál, az emelést természetesen a kiszorító gáz besajtolásával végezzük, az emelés nagyságát alapvetően a tervezett oldatba menő gázmennyiség szabja meg adott olaj és gázminőségnél és telephőmérsékleten. A kiszorító gáz minősége szabja meg az adott olajtelep olajminősége és telephőmérséklete, tervezett telepnyomása mellett a

létrejövő fizikai kémiai folyamatokat, elsősorban a fázisviszonyokat, ezért indokolt a különböző nagynyomású gázkiszorítási eljárások gázminőség szerinti tárgyalása. 4.11 Nagynyomású szárazgáz kiszorítás Mint ismeretes száraz földgáz alatt olyan összetételű, mintegy 95 %-ban szénhidrogén komponenseket (metán, etán, propán, bután, pentán, hexán, C1 - C6 ) tartalmazó szénhidrogén gáz, amelyben a C2 - C6 tartalom néhány %-nyi (max. 5 %). Rendszerint a földgáz tartalmaz N2, CO2, H2S komponenseket 1-5 %-ban Ilyen összetételű földgáz besajtolásakor az olaj minőségétől, a telepnyomástól és hőmérséklettől függő gázmennyiség fog oldódni, "kondenzálódni" a kiszorító gázfronton érintkező és a gázfront mögött visszamaradt olajban. Teljesen az adott gáz és olaj minőségétől, valamint a nyomástól és hőmérséklettől függ másrészt, hogy az olaj C1 - C6 intermedier komponensei, vagy azok egy

része a kiszorító gázfronton és a mögöttes térben elgőzölögnek, vaporizálódnak a gázfázisba. A gyakorlatban rendszerint mindkét fizikai kémiai folyamat létrejön, azaz a gáz egy 80 része kondenzálódik, az olaj egy része pedig vaporizálódik, a tényleges viszonyokat az adott gáz-olaj rendszerre vonatkozó háromszögű fázisábra alapján kell meghatározni (4.2 ábra), ebből egyenesen következik, hogy mindenekelőtt PVTvizsgálatokat kell végezni a tervezett gáz-olaj rendszerre p,T- viszonyokon, ha ez kedvező, csak ezt követheti az alkalmazásra vonatkozó további vizsgálat. 4.2 ábra Kondenzációs nagynyomású gázkiszorítás fázisábrája Magának a gázkiszorításnak a folyamatát célszerű egy vertikális telepmetszetben, lineáris rendszernek véve a metszetet (az áramlási keresztmetszet A=áll.), tanulmányozni, mégpedig a fluidumtelitettség eloszlásváltozását a gázbesajtoló- és a termelő kút között a kiszorítás

idejének függvényében (4.3 ábra) A vizsgálat fő célja, a kiszorítási hatásfok meghatározása a hozzátartozó fluidum forgalommal együtt. 4.3 ábra Gázkiszorítás folyamata lineáris telepben 81 Kiindulási állapotnak vegyük a vízkiszorítás befejezése utáni állapotot, amikor a telep Swi tapadóvíz-telitettségéhez ∆Sw víztelitettség növekmény (vízkiszorítással létrehozott) járul, így összesen Sw=Swi+∆Sw a víztelitettség az olajtelitettség, So mellett (4.3 ábra) A kiszorítás kezdetétől eltelt t időpontban mutatja az ábra a kialakult telitettség eloszlást. A kiszorítás ábra szerinti vizsgálatát az alábbi feltételekkel végezzük el: - a gázbesajtolás kezdetekor a telepnyomás pi, - az egész kiszorítási folyamat alatt a telephőmérséklet állandó, T, - gázbeoldódás csak az olajba történik, a vize nem, - kezdeti nyomáson, pi - n az olaj oldottgáz tartalma Rsi, - p növelt átlag telepnyomáson az olaj

oldottgáz tartalma Rs, - p>pi reláció áll fenn, - az olaj intermedier komponensei nem gőzölögnek be a gázfázisba, - a gázbesajtolási ütem qg= áll. az időben A részletes vizsgálathoz írjuk fel a gázmérleget: t időpontig összesen besajtolt gázmennyiség telep állapoton: qgBgt, (4.1) normál állapoton: qgt, (4.2) gázállapoban az (0ABC) pontokkal határolt térben telep állapoton: ( 1− S w − S om )   Aφ  Sgf x f + ∫ dSg dx ,  S gf (4.3) normál állapoton: Aφ Bg ( 1− S w − S om )   S x +  gf f ∫ dSg dx ,  S gf (4.4) a gázfront mögött maradt olajban oldatba ment gáztérfogat telep állapoton: ( Bg (Rs − Rsi )  − S − S x − 1 ( ) w gf f  Bo )  ∫ dSg dx  , S gf  1− S w − S om (4.5) normál állapoton: ( 1− S w − S om ) 1   1 − S − S x − ( ∫ dSg dx  , s w gf ) f  S gf Bo   így a gázmérleg telep állapoton: (R − R) (4.6) 82 (

1− S w − S om ) ( 1− S w − S om )   Bg (Rs − Rsi )   qgBgt = Aφ  Sgf x f + dS dx + 1 − S − S x − dS dx  ( ) ∫ ∫ g w gf f g    .   S gf S gf B o   Felhasználva a nemelegyedő gázkiszorításra felirt Buckley-Leverett egyenletet és végig osztva az egyenletet (qgBgt/Aφ)-vel, majd az integrálást elvégezve, amikor Sgf - nél fg = fgf, és (1-Sw-Som)-nél fg=1 feltételek fennállnak, kapjuk átrendezés után:  Bg (Rs − Rsi ) B (R − R )  (1 − Sw ) g s si   Bo Bo , fgf + = fgf′ Sgf +  Bg (Rs − Rsi ) Bg (Rs − Rsi )  1− 1−   Bo Bo   (4.7) amely egyenlet baloldalának második tagját jelöljük a- val, a jobb oldal zárójeles második tagját pedig b-vel, kapjuk a használható alakú összefüggést: fgf + a = fgf′ ( Sgf + b) . . (48) Mint ismeretes a nemelegyedő gázkiszorítás frakciós-függvényénél Sgir=0 esetben fgf = fgf′Sgf , . (49)

egyenlet érvényes. A (48) egyenlet ugyanazon fg =(Sg) diagramon (44 ábra) ábrázolható, mint a (4.9) egyenlet azzal az eltéréssel, hogy a (48) egyenlet ábrázolásánál el kell tolni a (0,0) koordináta-kezdőpontot (-a,-b) helyre (lásd a 4.4ábrát) Ha most feltételeznénk, hogy mind a nemelegyedő gázkiszorításra, mind az itt tárgyalt kondenzációs nagynyomású gázkiszorításra ugyanazon f-függvény lenne érvényes, akkor a gázfront áttörésének pillanatában a (0,0) kezdőpontból húzott érintőnek az fg=1-en kapott tengelymetszete nagyobb átlagos front mögötti olajtelitettséget ad, mint az (-a,-b) kezdőpontból húzott érintő által kimetszett front mögötti átlag olajtelitettség. Így egyérdemű, hogy a kiszorítási hatásfok a kondenzációs nagynyomású gázkiszorításnál nagyobb, mint a nemelegyedő gázkiszorításnál. A 4.4 ábrához kapcsolódik az alábbi paraméterekkel adott példa: kezdeti telepnyomás, pi =35 bar, a

kiszorítás átlag nyomása, p=55 bar, Rsi=40 m3/m3, R=52 m3/m3, Swi=0.20, Sw=050, Som=005 (maradék olajtelitettség), Boi=1117, Bo=1,150, Bg=0.017 E paraméterekkel számított a=0215, b=01078 Ha pi=35 bar- 83 4.4 ábra Nagynyomású gázkiszorítás fg-görbéje on nem kondenzálódó olajkiszorítást hajtottunk volna végre, akkor a gázfront áttörésekor az átlagos gáztelitettség, Sgf =0.25 lenne, mg ugyanez az átlag front mögötti gáztelitettség áttöréskor a kondenzációs nagynyomású gázkiszorításnál 0.29 Így a kiszorítási hatásfokok: kezdeti olaj készlet egységnyi pórustérfogatban, N=Soi/Boi =(1- 0.5)/1117=4476 m3, a kiszorítási hatásfok a nem kondenzálódó gázkiszorításnál: ( ) Soi 1 − Sgf − Boi Boi ED= =1-(1-0.50-025)/1117=0500, Soi Boi a kiszorítási hatásfok a kondenzációs gázkiszorításnál: 1 − 0.5 − 029 . 115 ED=1=0.592, 1 − 0.5 . 1117 84 ami 9.2 %-os többlet kiszorítási hatásfokot mutat Hasonló

meggondolásokkal irható fel a gázmérleg a kondenzációs-vaporizációs nagynyomású gázkiszorításra, ha feltételezzük, hogy a kiszorító gázfront mögött visszamaradt olajnak egy v-vel adott hányada vaporizálódik, egységnyi térfogatú olajból Bd térfogatú gőz (gáz) lesz. Még egy feltétel: a gázfront mögött nincs nyomásgradiens és a gáz/gőz koncentráció azonos. A gázmérleg felírása után felhasználva a Buckley-Leverett egyenletet, majd a célszerű átrendezéseket elvégezve, kapjuk   Bg (Rs − Rsi ) Bg (Rs − Rsi ) 1 − v ) + vBd 1 − v ) + vBd  ( (  Bo Bo   fgf + = fgf′ Sgf + (1 − Swi ) , Bg (Rs − Rsi ) B R − R ( ) g s si  1− 1− (1 − v ) − vBd (1 − v ) − vBd   Bo Bo  . (4.10) ha a baloldal második tagját itt is a-val, a jobb oldal zárójeles második tagot pedig b-vel jelöljük, akkor fgf +a = fgf′ ( Sgf + b) . .(411) egyszerű egyenletet kapjuk, melynek

ábrázolásáról és használatáról ugyanazokat kell elmondani, mint amit már elmondtunk a (4.8) egyenletnél 4.12 Nagynyomású nedves-gáz (dúsgáz) kiszorítás A nedves-gáz kiszorításnál a zömében metánt tartalmazó földgázban elég nagy az intermedier tartalom, amely a telepben, a telepállapoton kondenzálódik, a kiszorító fronton és a mögöttes térben oldódik a kiszorítandó olajban, a fronton un. elegyedéses pad jön létre. Általában 110-210 bar telepnyomás mellett alkalmazzák ezt a kiszorítási módot. Benham és tsai (1960) vizsgálat sorozatot végeztek a kondenzáció, elegyedés feltételeinek meghatározására a kiszorító nedves-gáz és a kiszorítandó telepolaj összetételének figyelembevételével. A kiszorítandó telepolaj C5+ tartalmának, a telepnyomás és hőmérséklet, valamint a kiszorító nedves-gáz C2+ tartalmának (a többi metán) függvényében lehet meghatározni a kondenzáció, elegyedés feltételeit a 4.5-415

ábrákból A 45 ábra p=104 bar nyomásra, 46-47 ábrák p=138 bar, 4.8-411 p=172 bar, míg a 412-415 ábrák p=207 bar 85 telepnyomáson adják meg a telephőmérséklet ( oF-ban !!! =1.8* oC+32 ) függvényében a kiszorító gáz CH4 (metán) tartalmát (mól %-ban). A görbecsoportok a kiszorító gáz C2+ tartalmának móltömegét, ill. a görbecsoporton belül az egyes görbék a telepolaj C5+ móltömegét adják meg. Az ábrákból is következik, hogy a kondenzáció viszonyai kedvezőbbek nagyobb telepnyomáson, kisebb hőmérsékleten, könnyebb telepolajnál (kisebb sűrűség), mert ekkor a kiszorító gáznak kisebb az intermedier tartalma (C2+). Az ábrák használatának menete: 1. meghatározzuk a telepolaj C5+ tartalmának móltömegét, az ismert tiszta C5 és nehezebb alkotók móltörtjei és móltömegei szorzatainak összegezésével, 2. a besajtolandó gáz C2 és nehezebb komponenseinek móltört és móltömeg szorzatait összegezve kapjuk a

besajtolandó gáz C2+ móltömegét, 3. a telepnyomáshoz tartozó korrelációs ábrából a telephőmérsékletnél kiolvassuk a besajtolandó gáz legkedvezőbb metántartalmát. A dúsgázzal történő kiszorítás teljes hatásfokának számítására a korábban leírtakat alkalmazzuk, úgymint adott kútrendszernél a területi (EA), a vertikális (EI), az előző pontban leirt módszerrel a kiszorítási (ED) hatásfokokat határozzuk meg. 86 4.5 ábra Nedves-gáz kondenzációjának feltétele (p=104 bar) (az olaj C5+ komponensek móltömege MW h) 4.6 ábra Nedves-gáz kondenzációjának feltétele (p=138 bar) (az olaj C5+ komponensek móltömege MWh) 87 4.7 ábra Nedves-gáz kondenzációjának feltétele (p=138 bar) (az olaj C5+ komponensek móltömege MWh) 4.8 ábra Nedves-gáz kondenzációjának feltétele (p=172 bar) (az olaj C5+ komponensek móltömege MW h=180) 88 4.9 ábra Nedves-gáz kondenzációjának feltétele (p=172 bar) (az olaj C5+

komponensek móltömege MW h=200) 4.10 ábra Nedves-gáz kondenzációjának feltétele (p=172 bar) (az olaj C5+ komponensek móltömege MWh=220) 89 4.11 ábra Nedves-gáz kondenzációjának feltétele (p=172 bar) (az olaj C5+ komponensek móltömege MWh=240) 4.12 ábra Nedves-gáz kondenzációjának feltétele (p=207 bar) (az olaj C5+ komponensek móltömege MW h=180) 90 4.13 ábra Nedves-gáz kondenzációjának feltétele (p=207 bar) (az olaj C5+ komponensek móltömege MWh=200) 4.14 ábra Nedves-gáz kondenzációjának feltétele (p=207 bar) (az olaj C5+ komponensek móltömege MWh=220) 91 4.15 ábra Nedves-gáz kondenzációjának feltétele (p=207 bar) (az olaj C5+ komponensek móltömege MWh=240) 4.2 Elegyedő dugós kiszorítás Elegyedő dugós kiszorításoknál általában telepállapoton folyadék állapotú szénhidrogén elegyet használunk dugóként - ezt LPG-nek nevezzük -, míg a rendszer mozgatását, az olajat, az elegyedett olajdugót száraz

földgázzal, vagy füstgázzal, esetleg nitrogénnel szorítjuk a termelő kutakhoz. Az LPG-dugó etán, propán, bután, vagy ezek elegye, rendszerint propánt alkalmaznak. Az elegyedő dugós kiszorítást szigorúan véve első érintkezésű elegyedéses kiszorításnak kellene nevezni, mert a megfelelő telepállapoton (nyomás és hőmérséklet) az LPG az érintkezéskor azonnal elegyedik a telepolajjal és rendszerint a mozgató gázzal is, természetesen, ha az összetételek megfelelőek. A 4.16 ábrán menjünk végig a lehetőségeken, tételezzük fel, hogy a mozgató gázfázis, az elegyedő oldószer és a telepolaj egy-egy tiszta komponenssel megadhatók a p-T fázisábrán, így a tiszta komponensek kritikus pontjai és a mozgató gázfázis-oldószer, az oldószer-olaj krikondenbár helyei. A T1 hőmérsékleten, amely kisebb az oldószer kritikus hőmérsékleténél és p1 nyomáson, ami kisebb az oldószer gőznyomásánál az oldószer-olaj a kétfázisú

tartományba esik, ezt az állapotot mutatja a 4. 17 ábra is p2 nyomás, ami nagyobb az oldószer gőznyomásánál, a gázoldószer kétfázisú tartományába esik, ezért ekkor nincs elegyedés a gáz és az oldószer között, lásd még a 4.18 ábrát is A p3 nyomás nagyobb minden gázoldószer keverék krikondenbár nyomásánál, illetve oldószer-olaj nyomásánál, ezért ekkor egy fázisú állapotban van mindkét keverék, ahogy ezt a 4. 19 ábra is jól mutatja. Mivel a p3 nyomás alacsonyabb a gáz-olaj keverék krikondenbár nyomásánál, ezért két fázisú állapotban vannak, azaz elegyedés nem jön létre. A 4.16 ábra így tehát mutatja az oldószer kritikus hőmérsékleténél mindazon alacsonyabbak hőmérsékleteket, amelyeknél megadható az oldószer (LPG) és a mozgató gáz közötti elegyedéshez szükséges minimális nyomás, hogy létrejöjjön az LPG-dugó előtt és után az elegyedés első érintkezésre. T2 hőmérsékletnél, amely nagyobb az

oldószer kritikus hőmérsékleténél az olaj és az oldószer kétfázisú elegy lesz a p3 nyomáson, ugyanakkor a gáz-oldószer elegyedik az első érintkezésre. Ezt az állapotot mutatja a 4 17 ábra is Nagyobb nyomáson, p4- en már elegyedik az oldószer az olajjal is T2 hőmérsékleten. Az olaj és az oldószer közötti első érintkezésű elegyedés nyomásának meghatározását általában p-x (nyomás-összetétel) diagram segítségével, ill. kísérleti úton határozzák meg a telep T hőmérsékletén. A 420-423 ábrák a mozgató gáz és az oldószer (LPG) közötti első érintkezésű elegyedéshez szükséges nyomások meghatározására szolgálnak. A 4.20 ábra metánra és néhány tiszta komponensre adja meg a krikondenbár nyomásokat, amelyek fölötti nyomásokon a metán első érintkezésre elegyedik az intermedier komponensekkel. Mint látható, az elegyeséshez szükséges nyomás csökken a hőmérséklet növekedéssel és növekszik az elegyedő

dugó molltömegének növekedésével. Például a propán dugó esetén az elegyedéshez 92 szükséges nyomás 93 bar 37.8 oC -on, de 711 oC -on csak 69 bar, butás dugónál 37.8 oC -on 131 bar, de 711 oC -on csak 1241 bar 4.16 ábra p-T-fázisdiagram az első érintkezéses elegyedésnél 4.17 ábra Első érintkezéses elegyedés fázisábrája: 93 oldószer és a mozgató gáz elegyedik, az olaj és az oldószer nem elegyedik 4.18 ábra Elegyedő rendszer fázisábrája: oldószer és a mozgató gáz nem elegyedik, az olaj és az oldószer elegyedik 94 4.19 ábra Első érintkezéses elegyedés feltétele: az oldószer és a mozgató gáz elegyedik, az olaj és az oldószer elegyedik 4.20 ábra Metán és más komponens első érintkezéses elegyedésének krikondenbár nyomása 95 4.21 ábra Metán-nitrogén elegy és propán elegyedés feltételei 4.22 ábra Metán-etán elegy és propán elegyedés feltételei A metánban illékony szénhidrogének,

mint az etán, propán mellett a nemszénhidrogének, mint a nitrogén, vagy a CO2 befolyásolják az oldószer első érintkezésű elegyedését. A 421 és a 422 ábrák a metán/nitrogén és a metán-etán elegyek propánba való elegyedésének szükséges nyomásait adják az összetétel és a hőmérséklet függvényében. Az elegyedéshez szükséges nyomás nő a mozgató gáz nitrogén tartalmának növekedésével és csökken az etán tartalom növekedésével. Ezek az ábrák csak elsődleges tendenciák bemutatására szolgálnak, minden esetben kísérletekkel kell meghatározni adott összetételeknél a minimális nyomást, amelynél az elegyedés létrejön. A 423 ábra a földgáz és a propán, valamint a bután elegyedési nyomásait mutatja. A gázzal való elegyedési nyomások kisebbek , mint a tiszta metán esetén, mert intermedier komponensek is vannak a földgázban. Füstgázokat és nitrogént is használunk mozgató gázként az első érintkezésű

elegyedéses dugós kiszorításnál, mint láttuk már. A 423 ábra e gázok és a propán és bután szükséges elegyedési nyomásait is mutatja. A CO2 tartalom miatt kisebbek a nyomások füstgáznál, mint a nitrogénnél. Ha tiszta komponensek helyett az LPG dugó különböző koncentrációban tartalmaz etánt, propánt, butánt és pentánt, akkor a száraz földgáz- 96 oldószer fázisviszonyait meghatározni. például a Peng-Robinson állapotegyenlettel kell 4.23 Különböző gázok és propán, vagy bután elegyedésének feltételei Az előzőekben a mozgató gáz-oldószer (LPG)-telepolaj elegyedési viszonyait boncoltuk különböző összetételek és minőségek esetén, most nézzük meg magát a kiszorítási folyamatot. A telepben elhelyezkedő, ill mozgó fluidumok szemléltetésére legcélszerűbb a besajtolókút és a termelőkút közötti vertikális metszet, esetünket mutatja a 4.24 ábra A megelőző vízkiszorítás utáni telepállapotot

mutatja a metszet jobb szélső része a termelőkút közelében, innen a besajtolókút felé, balra haladva olajpad, propán (LPG) dugó, mozgató gáz, amit lehet víz-gáz váltakozó dugóval is helyettesíteni, minthogy az ábra is mutatja. A víz-gáz váltakozó dugó használatának előnye kettős: csökken a gázfelhasználás és az LPG-dugó mozgatása a gáznál kevésbé mozgékony rendszerrel (gáz-víz dugók sorozatával) történik, végeredményül jobb térfogati hatásfok is érhető el. Az LPG-dugók nagysága általában a művelés alá vont térfogat pórustérfogatának 2-5 %- a. Az elegyedő dugós (LPG) kiszorítás kiszorítási hatásfokának meghatározása mint sejthető, a dugó nagyságának is függvénye az egyéb számos tényező mellett. Mindezek miatt általánosan használható módszer a kiszorítási hatásfok meghatározására nincs, telepállapoton végzett kiszorítási kísérletek eredményei képezhetik csak a becslés alapját. 97

4.24 ábra LPG-elegyedő kiszorítás vázlatos fluidum elhelyezkedése 98 4.3 CO2 - os olajkiszorítás A széndioxidos olajkiszorításnál tágabb értelemben használjuk a CO2 -os gáz fogalmát, mert ez nemcsak a tiszta CO2 gázt jelentheti, hanem döntően CO2 -ot tartalmazó ( >80 tf% ) földgázt is. Magyarországon több olyan földgáztelep található, amelyben a földgáz CO2 tartalma nagyobb 80 % - nál, további komponensek döntően metán, etán és nitrogén, ilyen összetételű földgáz felhasználhatóságát olajkiszorításra a magyar szakemberek tanulmányozták a 1960-as években és a 70es évek elejétől az eredményeikre támaszkodva valósították meg Bázakerettyén, majd Lovásziban, később Nagylengyelben az olajtelepek CO2 - os olajkiszorítását. A világon általában a majdnem 100 %-ban CO2 -ot tartalmazó természetes földgázt, vagy ilyenre dúsított gázt alkalmaznak olajkiszorítás céljára. A CO2 -os gáznak olajkihozatal

növelésére való felhasználása már 1952-ben felvetődött, amikor Whorton és tsai szabadalmaztatták a CO2 -os eljárásukat. A CO2 -os gázt olajkiszorítás céljából öt formában használhatjuk fel: - folyamatos gázbesajtolással, - CO2 -al telitett víz besajtolással, - CO2 - os dugót követő folyamatos vízbesajtolással, - ciklikus CO2 -viz dugók besajtolásával (WAG), - CO2 gáz és víz szimultán besajtolásával. Minden esetben a fő cél, hogy a telepben lévő olajba az adott összetételeknél és nyomáson, hőmérsékleten minél több CO2 -os gáz oldódjon be, vagy az elegyedéshez elegendő gáz legyen jelen. A beoldódó gázmennyiség becslésére két mód áll rendelkezésre: a szakirodalomban közölt diagramok, vagy laboratóriumi pVTvizsgálatok az adott olajtelep kiszorítási nyomása és hőmérséklete, valamint a telepolaj összetételének, tulajdonságának ismeretében. A 4.25 ábra mutatja a tiszta CO2 és a CO2 - víz fázis

viselkedését, mint látható 30 oC a kritikus hőmérséklete a tiszta CO2 - nek. Ebből következik, hogy a besajtolása történhet gáz, vagy folyadék állapotban, azonban a kúttalpon már csak gáz állapot lehet, mivel ott a hőmérséklet biztosan meghaladja a kritikus hőmérsékletet. A folyamatos CO2 gáz besajtolás, gázzal való olajkiszorítás (4.26 ábra mutatja a kiszorítás sémáját) egyik alap kiszorítási mód, de gazdaságilag csak akkor lehet megfelelő, ha a kitermelt CO2 gázt visszasajtoljuk, recirkuláljuk. Mivel minden gázzal való olajkiszorításos módszernél, így itt is nagy nehézséget jelent a mozgékonyság szabályzás és a gravitációs szegregáció (a területi hatásfok, vertikális hatásfok), ezért általában az olajtelepek csak egyes, kedvező adottságú részein alkalmazható e módszer. A drága CO2 gáz helyett, ezért, olcsóbb fluidumot használnak a horizontális kiszorításnál, úgymint vizet, vagy nitrogént. A CO2 -

vel telitett vizel való olajkiszorításnál ( a kiszorítás sémáját vertikális metszetben mutatja a 4.27 ábra) a CO2 anyagtranszporttal (diffúzióval) 99 kerül át a viz-CO2 -ből az olajba, amikor azok a telepben érintkezésbe kerülnek. Az átoldódás az olajba lassúbb, mint a tiszta CO2 dugóval való érintkezésnél, ezért a 4.25 ábra CO2 és a víz fázisállapota 100 4.26 ábra Folyamatos CO2-gázbesajtolás folyamatábrája 4.27 ábra CO2-vel telített vízkiszorítás folyamatábrája CO2 koncentrációja kisebb lesz az olajban. E folyamatot bizonyítják Holm kísérleti eredményei ( 4.28 ábra) Ugyanazon pórustérfogatú CO2 tiszta gázdugóval és CO2 vel telitett vízzel szorították ki az 5 mPa s viszkozitású olajat egy Berea-homokkő kőzetmintából 76 bar átlagnyomáson és 24 oC hőmérsékleten. 2 Vp -nyi besajtolás után (72 m3/m3 olajtérfogat) a CO2 gázzal 25-30 %-al nagyobb volt az olaj-kihozatali tényező, mint a CO2 - vel

telitett vízkiszorításnál. 4.28 ábra CO2-dogós és CO2-val telített vízkiszorítás kísérleti összehasonlítása 101 A 4.29 ábra mutatja a CO2 dugós kiszorítás folyamatát, a gázdugót folyamatos vízbesajtolás követi. A víz nemelegyedően szorítja előre CO2 dugót és visszamarad a CO2 - vel telitett maradék olaj. E folyamatnak egyik variációja a 430 ábrán vázolt, WAG-nak nevezett ciklikus CO2 gázdugó (max. 005 Vp) -vizdugó besajtolása ( (0.15-020) Vp ), majd néhány ciklus után (4-6) folyamatos vízbesajtolás következik. A vízdugók csökkentik a CO2 - dugók mozgékonyságát és lényegesen befolyásolják a vertikális kiszorítási hatásfokot, végül is az kiszorítás térfogati hatásfoka nő. Előnyös lehet a CO2 gáz és a víz szimultán, egyidejű besajtolása egy kettős besajtoló rendszerrel ( lásd a 4.31 ábrát) A vizet a réteg tetején, a CO2 gázt pedig a réteg alján kell besajtolni, a szegregáció következtében

víz lefelé, a gáz felfelé áramlik és így hatásosabb lesz a kiszorítás, ami biztosija a többlet termelési és kiképzési költségeket. 4.29 ábra CO2dugós kiszorítás folyamatábrája 4.30 ábra WAG (víz-gáz-víz) kiszorítás folyamatábrája 102 4.31 ábra CO2-gáz és víz szimultán besajtolása A területi kiszorítási hatásfok növelésére, a gázdugó mobilitásának szabályozására célszerű alkalmazni még hab-dugót, amelynek stabilnak és elég olcsónak kell lennie a gazdaságilag nyereséges alkalmazáshoz. A CO2 gáz besajtolásának különböző lehetőségei mellett további variációs esetek, hogy a CO2 gáz-telepolaj keverék milyen fázis állapotba kerül a telepben: a gáz csak oldódik, vagy az olaj egy része vaporizálódik (lásd a 4.11 és a 4.12 pontokat is), vagy a gáz elegyedik az olajjal és elegyedéses kiszorítás megy végbe. Természetesen e mechanizmusok a telephőmérséklettől, a telepnyomástól, a telepolaj

öszzetételétől függ alapvetően, a 4.32 ábra egy adott olajminőségre mutatja a CO2 felhasználási módjait, mégpedig: I. terület: alacsony nyomású alkalmazás, amikor a CO2 gáz fő hatásai: az olaj duzzadás és a viszkozitás csökkenés, II. terület: közepes nyomáson és nagy hőmérsékleten, amikor a gáz fő hatásai az olaj duzzadás, viszkozitás csökkenés és az olaj vaporizációja, III. terület: közepes nyomáson és alacsony hőmérsékleten, IV. terület: nagy nyomású alkalmazás, amelynél elegyedő kiszorítást valósítunk meg, V. terület: nagy nyomáson és alacsony hőmérsékleten, amikor folyékony CO2 -t használunk, határt szab a CO2 kritikus hőmérséklete (30 oC). Ezek a jellegzetes területek az olaj sűrűségének növekedésével feljebb tolódnak, illetve a könnyebb olajoknál lefelé. 103 4.32 ábra CO2-os gáz alkalmazásának lehetséges módjai 4.31 CO2-os gázkiszorítás alacsony és közepes nyomáson A CO2 -os gáz

alkalmazásának a legegyszerűbb módja a közel 100 bar átlag telepnyomás alatt végrehajtott gázkiszorítás, amelynél a besajtolt gázállapotú CO2 gáz, vagy döntően CO2 -t tartalmazó gáz oldódik az olajban, ennek hatásaként a korábbi telepállapotú olaj térfogata nő - az olaj teleptérfogattényezője a kiindulási telepállapothoz viszonyítva nagyobb lesz - , ami olajtelitettség növekedést jelent egyben. A nagyobb oldottgáz (Rso ) tartalom ugyanakkor kisebb telepállapotú olaj sűrűséget is jelent, amelynél az olaj viszkozitása kisebb lesz. A 4.33 ábra Algyő-2 és Lovászi olajra mutatja a CO2 oldhatóságot (Rso) különböző nyomásokon és 80 oC -on. A 434 ábra szintén a CO2 oldhatóságot mutatja Wilmington-i (USA) 953 kg/m3 sűrűségű olajra a nyomás függvényében három hőmérsékleten. Általában 1 1 .(412) =A +B pb Rso alakú egyenlettel adható meg az olajban oldott CO2 -os gázmennyiség T=áll. hőmérsékleten a pb

buborékponti nyomás függvényében, ahol A,B állandókat kísérleti úton kell meghatározni. A CO2 -os gáz oldhatóságára Simon és Graue korrelációs diagrammokat dolgozott ki kísérleti adatokra építve, amelyeknél figyelembe kell venni a nyomást, a hőmérsékletet és meghatározható az oldhatóság CO2 - móltörtben, XCO2 ( CO2 móltörtje a teljes elegyben), ha ismerjük az olaj Watson-féle karakterizációs tényezőjét, UOP K-t - a paraffinos, nafténes, aromás jellegre utaló tényező-. A 435 ábra UOP K=117 karakterizációs állandónál adja 104 meg adott nyomásnál és hőmérsékleten a gáz oldhatóságát XCO2 -ben, míg a 4.36 ábra az eltérő UOP K- értékek miatti korrekciót adja meg. az oldhatóságban A gáz móltörtjének ismeretében X CO 2  molCO2  Rso= ,  .(413) 1− X CO 2  mololaj  az olaj molekulatömege a sűrűségéből, amely APIo - ban adott Mo= 6084 . API o − 5.9 .(414) Az olaj UOP K karakterizációs

tényezője T=37.8 oC és 989 oC - ú kinematikai viszkozitás és APIo sűrűségének ismeretében a 4.37 ábráról is leolvasható Ismerve az olajba oldatba ment gázmennyiséget (Rso), továbbá az olaj móltömegét, Mo és a normál állapoton a sűrűségét, ρosc = 141.5 131.5 + API o .(415) a 4.38 ábráról meghatározható a telitett olaj teleptérfogattényezője, Bo 105 4.33 ábra CO2 –gáz oldhatósága lovászi és algyői olajban 4.34 ábra CO2-gáz oldhatósága Wilmington-i olajban 106 4.35 ábra CO2-gáz oldhatósága az olajban UOP K= 11,7 esetén 4.36 ábra 11,7-től eltérő UOP K miatti korrekciók 107 4.37 ábra Az olaj UOP K-tényezőjének meghatározása 4.38 ábra CO2-gázzal telített olaj teleptérfogattényezője 108 A CO2 -os gázzal telitett olaj viszkozitásának meghatározására szolgál a 4. 39 ábra, amelyről a gáztalan olaj viszkozitásához (µo ) viszonyított viszkozitás arány (µM/µo) vehető adott

nyomásnál, állandó 49 oC-on. A gáztalan olaj viszkozitása µo = 10x -1 .(416) egyenlettel számítható, ahol x=yT-1.163 y= 10z, z= 3.0324-002023*APIo , T- oF-ben !! 4.39 ábra CO2-gázzal telített olaj viszkozitásának változása A CO2-os gáz nemcsak az olajban oldódik, hanem a telepben lévő vízben is és ennek következtében a besajtolt gáznak egy része ezért veszteségként jelentkezik. A gáz oldhatóságát (Rsw) nyomás és hőmérséklet függvényében 4.1 táblázatba foglaltuk, ill a 440 ábrán látható A CO2-os gáz oldhatóságát befolyásolja a víz sótartalma is, amelynek korrekciójára szolgál a 4.41 ábra, amely szerint a sótartalom (ppm-ben) növekedésével csökken a víz gázoldékonysága, 200 000 ppm-nél már csak kb. 50 %-a a desztillált víz oldékonyságának 109 4.40 ábra CO2-gáz oldhatósága vízben 4.41 ábra CO2-gáz oldhatóságának csökkenése vízben a sótartalom függvényében A CO2-vel telitett víz

viszkozitásának meghatározására a µ wo = 0.0018564 * p µw .(417) közelítő egyenlet használandó, ahol a tiszta víz viszkozitása mPa s-ban: µw= 2.185 , 0.04012 * T + 0.00005154 * T 2 − 1 ahol T-oF-ban !! 110 4.1 táblázat Rsw m3 CO2/m3 víz Nyomás bar 40 oC 50 oC 60 oC 25 50 75 100 150 200 300 12.29 21.49 27.26 29.40 31.06 33.57 34.48 10.26 18.23 23.79 27.11 29.24 30.79 33.14 8.93 16.04 20.85 24.75 27.86 29.67 32.35 70 oC 7.38 14.28 18.87 22.98 26.67 28.82 31.70 80 oC 6.90 13.04 17.43 21.38 25.66 28.07 31.16 90 oC 6.31 11.76 16.31 19.89 24.80 27.64 31.00 100 oC 5.66 10.75 15.08 18.65 24.00 27.16 30.90 Ha a CO2-os gázt folyamatosan sajtoljuk be, akkor a már tárgyalt kútrendszerek ismeretében bármely kumulatív besajtolt térfogatokhoz meghatározhatók a területi (EA) és a vertikális hatásfokok (EI), a kiszorítási hatásfok pedig a 4.11 pontban tárgyaltaknak megfelelően meghatározhatók, figyelembevéve a fentebb leírtak szerinti

CO2-os gáz oldódási viszonyait és ebből fakadó további paramétereket. Ha viszont CO2-os dugós, netalántán ciklikus CO2-os gáz dugó-vízdugó besajtolást tervezünk, akkor a kiszorítási hatásfok becslése, számítása már összetettebb feladat. A hazai CO2 -os olajkiszorítás gyakorlatának kezdetét jelenti a Budafa olajmező Felső-Lispe K-2. lencséjébe 1969 08 és 1970 02 között mintegy 18 106 m3 CO2 -os gáz besajtolása. A gáz 81 tf%-ban CO2 - t tartalmazott, a BUDAFA III kút földgáza. Három kúton át sajtolták be a gázt, a besajtolás kezdetén az átlagos telepnyomás 40.6 bar volt, amely 100 bar fölé emelkedett 1970 02- hóban 1970 03 hóban megkezdték a víz folyamatos besajtolását ugyanazon kutakba, amelyekbe a gáz is besajtolták. A folyamatos vízbesajtolás ellenére a telepnyomás állandóan csökkent, ezért 1970. 11 és 1971 08 között további 123 106 m3 CO2 -os gázt sajtoltak be. 1971 04 hóban a gázbesajtoló kutak száma

négyre nőtt 1972 01-től, majd 1972. 03-tól ismételt gázbesajtolás történt 1972 07-ig, mintegy 146106 m3 mennyiségben, további plusz egy kút üzembeállításával. 1972 08-tól folyamatosan vizet sajtoltak be az öt kúton át 1974. 07-ig, összesen 2621 103 m3 mennyiségben 1974. 08-tól 1980 végéig gázt és vizet sajtoltak be váltakozva, kivéve 1978 04 és 1979. 06 közötti időtartamot, amikor nem történt sem gáz, sem vízbesajtolás A kezdettől besajtolt össz gáz-, vízmennyiség függvényében a 4. 42 ábra mutatja a kitermelt össz olajmennyiséget és az átlagos telepnyomás változását, feltüntetve a jellegzetes változások évszámát is. Ezekből az adatokból került felrajzolásra a 4.43 ábrán a ln(W p)=f(Np), a 444 ábrán a (Np+W p)/Np =f(W p) függvények ( W p-kumulativ kitermelt vízmennyiség, Np - kumulatív kitermelt olajmennyiség). Az előző leírásból látható, hogy kezdettől 1974. 09 hóig gyakorlatilag nagymennyiségű

gázbesajtolás után folyamatos vízbesajtolás volt, míg ezután ciklikusan történt a gáz- és a víz-dugók besajtolása (négy ciklusban), így tehát egy rétegben valósították meg a folyamatos nagynyomású gázbesajtolás és a ciklikus 111 gáz-vízbesajtolás (WAG) művelési technológiákat. E két technológia nagyon jól szétválaszható a két bemutatott ábra két-két egyenesével. A két-két egyenes eltérő meredeksége egyértelműen különböző kumulatív kitermelt, kitermelhető olajmennyiségeket jelent, mégpedig a ciklikus gáz-vízbesajtolás javára, konkrétan mintegy 5000 m3 többletolajat az összes kitermelt 65900 m3-en belül. 4.42 ábra Budafa Felső-Lispe K-2 lencse termelési adatai 112 4.43 ábra Budafa Felső-Lispe K-2 lencse kitermelt víztérfogata a kitermelt olajtérfogat függvényében 4.44 ábra Budafa Felső-Lispe K-2 lencse termelési adatainak függvénye 113 4.32 CO2 -os elegyedő kiszorítás Az elegyedő CO2

-os olajkiszorítás lényege, hogy olyan telepnyomás és hőmérséklet kell adott minőségű telepolajnál és gáz összetételnél, amelynél a gáz és az olaj minden arányban elegyedik és mindig egy fázisban marad. A vonatkozó szakirodalom az elegyedést két módra osztja: első érintkezésre létrejövő elegyedés, ilyen például a propán+olaj keveréke, és a többszörös érintkezéses (dinamikus) elegyedés. A háromszög fázisdiagramon e két folyamatot szemléletesen áttekinthetjük (4.45 ábra) Ha a háromszög egyik csúcsa ( C1+N2 +CO2 ) komponensek 100 %-át, a másik ( C2-C6 ) 100 %-át, a harmadik pedig a C7+ komponensek 100 %-át jelentik, és az olaj összetételének pontja és a besajtolt gáz összetételének pontját összekötő egyenes a kétfázisú tartomány, a kritikus pont fölött halad el, akkor első érintkezéses elegyedés jön létre (lásd a 4.45 ábrán a szaggatott vonalat). Ellenkező esetben (az ábrán folytonos vonallal

összekötött olaj-gáz összetétel kiindulási állapot) többszörös érintkezéses elegyedés jön, jöhet létre, de csak akkor , ha az olaj eredeti összetételi pontja a kritikus ponton átmenő, C7+ és a besajtolt gáz 100 %-os csúcsot összekötő egyenessel párhuzamostól jobbra esik. 4.45 ábra Többszörös érintkezéses elegyedés fázisviszonyai A többszörös érintkezéses elegyedés folyamata következő módon megy végbe: az olaj (A) és a gáz (B) összetétel pontjait összekötő egyenes a kétfázisú terület által megszabott összetételű gázt eredményez, amely gáz az olajból vaporizálódott komponensek miatt már intermedierekben gazdagabb (B1 pont); ez az összetételű gáz érintkezve az olajjal egy újabb összetételű gázt eredményez ( a kétfázisú tartomány egyensúlyi vonala megszabta módon a B2 pont) és így tovább, míg a feldúsult gáz összatétel pontja a harmatpont vonalon a kritikus pontba nem ér, létrejön az

elegyedés. 114 A mi gyakorlatunkban a telephőmérséklet adott, a telepolaj összetétele is adott, általunk besajtolni kívánt gáz összetétele is adott, így egyedül csak a telepnyomást választhatjuk meg szabadon, amelynek olyan nagynak kell lennie, hogy az elegyedés, a dinamikus elegyedés létrejön. Telepkörülményeken az elegyedési nyomás nagyságát a szakemberek gyakran más és más feltételekhez kötik, de mindenképen az olaj kiszorítási hatásfokának nagyságához rendelik (lásd a 4.46 ábrát): - Holm és Josendal (1962): a CO2 áttörésénél az olajkiszoriíási hatásfok 80 % és 94 % legyen a hatásfok, ha a GOV=7200 m3/m3 értéket eléri, - Williiams és tsai (1980): 90 %-os legyen a kihozatali tényező 1.2-szeres szénhidrogén-pórustérfogatnyi CO2 besajtolásnál, - Johnson és Pollin (1981): slim-tube kísérletekkel kapott nyomás-olajkihozatali görbe töréspontjának megfelelő nyomás. 4.46 ábra Dinamikus elegyedési nyomás

kísérleti meghatározása 1976-ban az USA Nemzeti Petroleum Tanácsa az alábbi táblázat szerint javasolta az elegyedési nyomást meghatározni: Olaj sűrűsége o Minimális elegyedési nyomás API kg/m3 psia bar <27 27-30 >30 >893 893-876 <876 4000 3000 1200 276 207 83 115 A telephőmérséklet miatti korrekció: Hőmértséklet o Megkívánt nyomás emelés F o psia bar 120 120-150 150-200 200-250 49 49-66 66-93 93-121 nincs +200 +350 +500 nincs 14 17 36 C Az így meghatározott elegyedési nyomások nem haladhatják meg az alábbi egyenletből számított megengedett legnagyobb telepnyomás értéket (bar-ban): pmax=0.1358*H - 20.7, .(418) ahol H - a telep mélysége, m. Részletesebb vizsgálatok alapján határozták meg Yellig és Metcalfe (1980), majd Holm és Josendal (1982) a minimális elegyedési nyomást, a hőmérséklet függvényében, valamint az olaj C5+ tartalma molltömegének függvényében ábrázolták (4.47a és

447b ábra) Mint látható, a hőmérséklet növekedésével és az olaj sűrűségének növekedésével növekszik a minimális elegyedési nyomás. 116 4.47a ábra Minimális elegyedési nyomás változása a hőmérséklettel és az olajsűrűséggel 1981-ben Johson és Pollin korrelációs összefüggést adtak meg a minimális dinamikus elegyedési nyomásra (MDMP-minimum dynamic miscibility pressure), amely már figyelembe veszi az olaj sűrűséget, annak molltömegét, a telephőmérsékletet, a besajtolt gáz összetételét. Az összefüggés 26-138 oC hőmérséklet tartományban alkalmazható és jó egyező eredményeket ad a kísérleti úton meghatározottakkal: pMDMP - pc, inj = αinj ( Ttelep -Tc,inj ) + I (βM - Minj )2 , . (419) ahol pc,inj - a besajtolt gáz pszeudókritikus nyomása, bar, M - az olaj móltömege, β=0.285 állandó, Ttelep - telephőmérséklet, oK, Tc,inj - a besajtolt gáz pszeudókritikus hőmérséklete, oK, Minj - a besajtolt gáz

móltömege, αinj - 18.9 psia/oK =1303 bar/oK ( tiszta CO2 - re) N2 - vel higított besajtolt gázra (YCO2 >0.9 ):  α inj = 10.5 18 . +  103Y2  , Ttelep − Tc ,inj  . (4.20) . (4.21) . .(422) ha a besajtolt gáz metánt is tartalmaz, de YCO2 >0.9:  α inj = 10.5 18 . + 102Y2  , Ttelep − Tc ,inj   ahol Y2 - a hígító komponens móltörtje, I - az olaj karakterizációs indexe Watson szerinti K-faktorból (4.36 ábra) számítható: I = 2.22 K - 2584 + 066K-2 A kutatók kimutatták, hogy ha a besajtolt gázban 20 % móltörtig nő a metán tartalom, akkor a minimális elegyedési nyomás nő 83-138 bar-ra, míg a nitrogén tartalom úgyszintén megnöveli 300 bar-ra is. A kénhidrogén viszont csökkenti az elegyedési nyomást, ha a móltört nő 20 %-ig, akkor a nyomás mintegy 83 bar -al csökken. Alston és tsai (1983) korrelációs összefüggése a minimális elegyedési nyomásra elsődlegesen figyelembe veszi a telep

hőmérsékletét, a telepolaj pentán plusz tartalmának móltömegét és a könnyű és intermedier komponensek arányát, valamint a CO2 gáz tisztaságát: pMDMP =8.78 10-4 T106 (C5+ )178 (VOL/INT)0136 (878/Tpc)(170/Tpc) , (4.23) . 117 ahol pMDMP - bar, T - telep hőmérséklet, oF, C5+ - az olaj pentán és nehezebb komponenseinek móltömege, VOL/INT - az olaj ( C1+N2 ) móltörtjének és a ( C2-C4 + CO2 + H2S ) móltörtjének aránya, Tpc - a besajtolt CO2 tartalmú gáz pszeudókritikus hőmérséklete, oF, n Tpc= ∑ w iTci − 459.7 , i =1 . (4.24) ahol wi - a komponensek tömegtörtjei, Tci - a tiszta komponensek kritikus hőmérsékletei, oF. Fontos megjegyzés: ha a számított pMDMP kisebb lenne a telepolaj buborékponti nyomásánál, akkor a buburékponti nyomással lesz azonos a pMDMP értéke. 68 db. kísérletileg is meghatározott olaj-gáz rendszerre az összefüggés 177 psia átlagos eltéréssel adta meg a minimális elegyedési nyomás értékeit.

4.47b ábra Minimális dinamikus elegyedési nyomás változása a hőmérséklettel és az olajminőséggel Elegyedéses gázkiszorítás kihozatali tényezője. Az elegyedéses, elegyedő kiszorítás kihozatali tényezőjét, így a kiszorítási hatásfokát is, mint már korábban is leírtuk, bonyolultabban lehet csak meghatározni, mint a nem elegyedéses kiszorításét. Korábbi években kidolgozott módszerek nem eléggé pontosan írják le a befolyásoló paraméterek és a kihozatali tényező közötti kapcsolatot, e területen tovább folynak a vizsgálatok újabb módszerek kidolgozására. Az un szimulációs módszer mellett ismert módszerek közül alapvetően hármat tárgyalunk részletesen: Lewin-módszer (1981), módosított Koval-módszer (1963) és Stalkup-olajpad frakciós-módszere (1983). 118 Lewin-módszer: a módszer teljes elméleti alapjait a szerző nem publikálta, az empirikus eredmények nem nagy számú üzemi alkalmazásból kerültek

megadásra. A módszer elsősorban olyan harmadlagos alkalmazásra javasolt, ahol a CO2 - dugó a szénhidrogén-pórustérfogat 0.7-e és ezt követően folyamatos a vízbesajtolás, ez nagyon komolyan behatárolja a módszer alkalmazhatóságát. A kiszorítási hatásfokra egy exponenciális összefüggés adott, amelyben a pórustérfogat hányadában adott besajtolt CO2 gázmennyiségen kívül két empirikus állandó van: ED=1-exp (-5.4 (VCO2 - 02)), ha VCO2>02, vagy ED=0, ha VCO2<02, .(4 25) ahol VCO2 - a szénhidrogén-pórustérfogat hányadában adott összes besajtolt CO2 gáztérfogat, VpCH =(1-Swi)Vp , EA EI - a térfogati hatásfok a vízelárasztás, vízkiszorítás térfogati hatásfokával egyezik, ER=ED EA EI . Módosított Koval-módszer: Az eredeti Koval-módszer (1963) módosítását Claridge (1972) végezte a területi hatásfok és a maradék olajtelitettség, a gravitációs hatás bevezetésével, figyelembevételével. Elsőként egy lineáris

kiszorításra vonatkozóan nézzük a módszer használatát. A lineáris rendszerből kitermelt kumulatív olajtérfogat: Np =ED EA EI Vp(Soi-Sor), . (426) ahol EA - területi hatásfok, ötpontos kútrendszerre Claridge összefüggése, EA =1 - lineáris rendszerre, (EDEI) = 2( KVpvd ) 1/ 2 − 1 − Vpvd K −1 ,  µ  K=HFE= HF  0.78 + 022 o   µs   [( log H = VDP / (1 − VDP ) 0 .2 )] . (427) 1/ 4 4   ,  - rétegzett tároló esetében, . (428) .429) H=1 - homogén tároló esetén, F =1, ha nem vesszük figyelembe a gravitáció hatását, F=0.565 log (th/tv) + 087 , ha F≥1, . (430) 119  k   A  ∆ρ  th/tv= C  v    ( kh h ) ,  Qµ   kh   h  .(431) ahol kv - vertikális irányú permeabilitás, mD, kh - horizontális irányú permeabilitás, mD, A - a terület nagysága, m2, h - rétegvastagság, m, ∆ρ - a víz és a CO2 sűrűség különbsége, kg/m3,

Q - a besajtolási ütem, telep m3/d, µ - CO2 viszkozitása, mPa s, C - területi állandó, ötpontos kutrendszerre=2.5271, lineáris rendszerre=2.1257, Soi - olajtelitettség a CO2 -os besajtolás kezdetén, Sor - maradék olajtelitettség a CO2 -os kiszorítás végén, Vp - a kiszorítási egység pórustérfogata, m3, Vpi - a besajtolt oldószer aktuális pórustérfogata, lineáris rendszerre Vpi=Vpvd, mert EA=1, VDP - Dykstra-Parsons permeabilitás variancia, Vpvd - besajtolással elárasztott pórustérfogat. Áttörésnél Vpvd = 1 K , . (432) és az oldószer frakciója meghatározható a felhagyási Vpvd -ből: K − ( K / Vpvd ) / K −1 1 2 fs = az áttörés után. . (433) Vezessük be a Evd =EDEI jelölést, valamint a látszólagos besajtolt pórustérfogatot Vpa : Vpa =Vpi/Evd . . .(434) A fentieket használjuk fel a Claridge-féle területi hatásfok számítására is: EA = (U + 0.4U ) , (1 + U ) 1 2 . (435) 2 ahol U1 és U2 empirikus függvényei

a M mozgékonysági aránynak és a látszólagos besajtolt pórustérfogatnak, Vpa . Ha elosztjuk az aktuális besajtolt pórustérfogatot az elárasztott területi hatásfokkal, akkor megkapjuk a besajtolt pórustérfogat arányát az elárasztott területhez: 120 Vpvd = Vpi  Evd  =  Vpa , EA  EA  . (436) amely egyenletet használjuk a (4.27) egyenletben Vpvd értékeinek meghatározására nem lineáris rendszerek esetében. A meghatározás iterációval történik, amely gyorsan konvergál. Vegyük, hogy a homokkő homogén, H=1, nincs gravitációs hatás, F=1,a CO2 gázdugót egyben sajtolják be, majd folyamatosan vizet sajtolnak a CO2 dugó után. Az oldószer frakciós egyenlete: fs = KSs ( 1 + G ) 1 − Sot + Ss ( K − 1) . (437) alakban adható meg. Ha a gravitációt nem vesszük figyelembe, G=0 és a maradék olajtelitettség Sot =0, akkor a (4.37) egyenlet egyszerűsödik  µo    Ss  µs  fs = µ  1 + Ss  o −

1  µs  alakra. . (4.38) Az fs deriváltja egyenlő 1/Vpi -vel: 1 Vpi = K( 1 + G ) . 1 1 S S K − + − ( ) [ ot s ] . 2 (4.39) Ebből az egyenletből kifejezzük az Ss értékét, majd betesszük a (4.37) egyenletbe és átrendezzük (EDEI)= [ 2 (1 + G)KVpi ] 1/ 2 ( 1 − Sot ) − 2 − (1 + KG)Vpi + (1 − Sot ) K −1 2 . (440) kapjuk a számításra felhasználható egyenletet, ahol a gravitációs hatás G= kH kro Ag sin β , ρs − ρo ) ( cos(α − β ) µ oQt (4.41) 121 α - a telep dőlése, β - a határfelület dőlése, Qt - a teljes besajtolási ütem, kH - horizontális (ferde) irányú permeabilitás, K - Koval tényező =HE, Vpi - besajtolt oldószer pórustérfogata, ρs - oldószer sűrűsége, ρo - olaj sűrűsége. Áttörésnél: (1 − S ) . Vpi = (1 + G)K 2 ot .(442) Az oldószer frakciója: K(1 + G) − [(1 + G)K / Vpi ] (1 − Sot ) 162 fs = K −1 . (4.43) A teljes kihozatal: (1 + G)K(1 − S ) Vpi = ( KG +

1) 2 ot (4.44) 2 összefüggésből számítható. A maradék olajtelitettség a módosított Raimondi-Torcaso összefüggésből vehető: Sot =Sorw(1+α kro ), krw . (4.45) ahol α - az un. nedvesítési tényező, amely változik 5-25 között a részlegesen olajnedves dolomitra. Az elmondottak csak akkor használhatók, ha a víz nem mozgóképes, azaz Swi=Swc, ellenkező esetben az olajpad miatt figyelembe kell venni az olaj-víz relativpermeabilitásokat is. Módosított Koval-módszer fordított ötpontos kútrendszerre: A folyamatos CO2 besajtolás kihozatali tényezőjének számítására a következő egyenletek használandók: K=HFE,   µ  K= HF  0.78 + 022 o   µ CO 2   . (446) 1/ 2 4   ,  H=1 - homogén felépítésű telepre, . (447) . (448) 122 [ log H = VDP / (1 − VDP ) 0 .2 ] , heterogén telepre, . (449) F- gravitációs tényező a (4.30) és (431) egyenletekkel meghatározott, áttörésnél a

lényeges paraméterek: (Vpvd)a = 1/K, .(450) (Evd)a=1/K, .(451) M =µo /µCO2 , .(452) (EA)a = (1+0.4 M)/(1+M), .(453) (Vpi)a = (EA)a (Vpvd)a , (Vpi)a /(Evd)a . .(454) (Vpa)a = .(455) Mint láttuk lineáris rendszerre EA=1, de a fordított (inverz) ötpontos kútrendszerre már a következők szerint kell meghatározni a területi hatásfokot az áttörést követően: a (4.53) egyenletből átrendezés után és Ma - val jelölve áttörésnél a viszkozitás arányt [ ] [( E ) Ma = 1 − ( EA )a /  A a M = 25M a / + 0.3 + 23 5 6  ] (4.56) − 1)   , + 1)  (4.57) − 0.4 , (V (V pa pa ez az egyenlet adott Vpa-hoz tartozóan megadja az EA =f(M) függvény középértékét, azaz adott Vpa értéknél (EA = (EAa+0.4)/2 )-hez tartozó mobilitás arányt, X  M − Ma  M=  ,  M − Ma  (4.58) 123 ahol X= [ 0.85 − 055EAa + 025Vpa ] , (4.59) és így a területi hatásfok (4.48 ábra) EA = [ EAa + 0.4M

] / (1 + M ) A számításhoz Vpvd = Evd = (4.60) Evd Vpa , EA 2( KVpvd ) (4.61) 1/ 2 − 1 − Vpvd K −1 Vpi = Vpa Evd , , . . (4.62) (4.63) további egyenleteket használjuk fel, ahol Evd - a térfogati kiszorítási hatásfok az adott kútrendszerre (ötpontos), m3/m3, Eaa - a területi hatásfok áttörésnél (Caudle-Witte korreláció), EA - a területi hatásfok Vpa - hoz tartozóan, ami a CH-pórustérfogat hányadában adott oldószer térfogat, Vpa - a látszólagos elárasztott terület (Ea) CH-pórustérfogat hányadában adott besajtolt oldószer térfogat, Vpi - a tényleges CH-pórustérfogatnyi besajtolt oldószer térfogat, (Vpi)a - áttörésnél a Vpi értéke, Vpvd - CH-pórustérfogatbani besajtolt oldószer mennyiség, ami ideális lineáris rendszerben, amikor a térfogati hatásfok egyenlő Evd - vel, H - Koval-féle heterogenitási tényező, K - Koval-féle módosított mobilitási arány, viszkozitás/viszkozitás, M - mobilitás arány,

kiszoritó/kiszoritott, viszkozitás/viszkozitás, E - Koval- effektiv viszkozitási arány, viszkozitás/viszkozitás. A számítás menete: 1. Első lépésben a (446)-(455) egyenletekkel az áttörésnél meghatározzuk az adatokat. 2. Felvesszük a Vpa - látszólagos pórustérfogatú besajtolás adatsort és számijuk a hozzá tartozó EA értékeket, (4.56)(460) egyenletek segítségével 3. Számítjuk Evd és Vpvd értékeket a (461) és (462) egyenletekből. 4. Végül számítjuk Vpi értékeit a (463) egyenletből és a kitermelt olajtérfogatot a (4.26) egyenlet szerint 124 4.48 ábra Elegyedő kiszorítás területi hatásfokának függése M-től és a besajtolt fluidum térfogattól Olajpad frakciós áramlása (lineáris rendszer): Egyik legnehezebb probléma az olajpad kialakulásának és az áttörés előtti mozgásának leírása. Alábbi leírásnál tételezzük fel, hogy az elegyedő CO2 -olaj padot a víz szorítja ki, amikor az áttörés előtt a

besajtolt CO2 térfogatával azonos a vízbesajtolás. A 449 ábrán vázoltak szerint mozog az olajpad CO2 folyamatos besajtolása alatt. Az elegyedő CO2 -olaj padnak vízzel történő kiszorításakor, mozgatásakor a víz mozgatja a padot. Legyen áttöréskor az átlagos víztelitettség, Swa , amit ugyanúgy számíthatunk ki, mint a vízkiszorításnál tettük (Welge-módszer), azonban ellentétesen használjuk az olaj-víz frakciós görbét. A következő egyenletek írják le az olajpad mozgását: -a víz frakciója fw = krw / µ w , krw kro + µw µo . (4.64) ahol 125 Nw  Sw − Swc  krw = krw   ,  1 − Swc − Sorw  o . (4.65) No kro  1 − Sw − Sorw  = kro   ,  1 − Swc − Sorw  o . .(466) ahol Nw és No állandók a relativpermeabilitás adatokból meghatározhatók, krwo , kroo - a maradék olajtelitettségnél a víz-, ill. a tapadóvíz-telitettségnél az olaj-relativpermeabilitása. 4.49 ábra

Elegyedéses kiszorítás fluidum eloszlása lineáris rendszerben Differenciálva a (4.66) egyenletet 2 dfw  fw   µ w   dkrw dk  =     kro  − krw ro  , dSw  krw   µ o   dSw dSw  . (4.67) dkrw Nw krw , = dSw Sw − Swc . (4.68) ahol dkro − No kro . = dSw 1 − Sw − Sorw . (469) Áttörésnél mint ismerjük  dfw  1 − fwf ,   =  dSw  f 1 − Sorw − Swf . (4.70) 126 Swf = (1 − Sorw ) − 1  dfw     dSw  f , . .(471) Via =Swi - Swf , . (472) fw =1 minden esetben, ha Vpi ≤Via . . (4.73) . (4.74) Áttörés után  dfw  1 ,   =  dSw  2 Vpi fh = 1-fw(Sw2) = fo+fs, Sw = Sw + Vpi fh , 2 . (4.75) . (476) a módosított Koval-módszer szerint: ha fs>0 áttörésnél, akkor α=KVpi, Vp = Vpi / α . ∗ . (477) . (478) Az áttörés előtt a víz frakciója 1, az áttörés után az olaj-CO2 fázis dominál. Az olajpad frakciós

áramlása ötpontos rendszerben (Stalkup-szerint): A folyamatos CO2 -os besajtolásra Stalkup grafikusan határozza meg az olajpad átlagos olajtelitettségét és az olajpad elején a víztelitettséget (lásd 4.49 és 450 ábrákat, D és C pontok). A víztelitettséget a front elején a víz-olaj frakciós görbéről határozzuk meg, érintőt húzva az fw =1 és Sw=1-Sorw pontból a görbéhez, D-pont a 4.50 ábrán Az olajpad elején a víztelitettséget, Swt -t a ábra C-pontja mutatja, ezt úgy határozzuk meg, hogy érintőt húzunk a víz-olaj frakciós görbéhez az A-pontból ( fw=1 és Sw=1-Sorm+SormRso+ Sw∗ Rsw). Az Sw∗ víztelitettség a víz-olaj frakciós görbe és az AB egyenes metszéspontjához (E-pont) tartozó víztelitettség, iterativ módon határozzuk meg, amikor Rsw >0. Az olajpad telitettségét, Sob -t egyszerűen számítjuk ki: egy mínusz a kezdő és a kiszorító front elejei víztelitettség aritmetikai átlaga. A pórustérfogat hányadában

adott besajtolt térfogat függvényében a térfogati kiszorítási hatásfok meghatározásánál elsőként vegyük figyelembe a gravitációs stabilitást és a viszkózú újjasodást. A szivárgás három tartománya (4.51 ábra) szerint : az I és II kiszorítási típusnál egyszerű gravitációs elkülönülés, 127 4.50 ábra Olajpad képződés mellett a telitettségek meghatározása f-görbékkel 128 4.51 ábra Elegyedéses kiszorítás áramlási rendszerei nyelvesedés megy végbe, a kiszorítás sebességének növekedésével a nyelvesedéi átmeneti zóna növekszik és kialakul a viszkózus ujjasodás. A IV típusú kiszorítás, amikor a kritikus sebességnél nagyobb a sebesség, az ujjasodás lesz a domináns, a gravitációs hatás eltűnik. A 452 ábra bemutatja, hogy horizontális, elegyedő kiszorításnál hogyan változik az áttörési kiszorítási hatásfok különböző kiszorítási típusnál és viszkózús/gravitációs erő arányoknál,

valamint különböző mozgékonysági arányoknál. A viszkózus/gravitációs erők arányának növekedésével a gravitációs erő hatása egyre csökken, a viszkózus erő lesz a domináns és a kiszorítási hatásfok javul. 4.52 ábra Áttörési kiszorítási hatásfok függése az erők arányától és a kiszorítás áramlási rezsimétől Stalkup 4.53 ábrán bemutatott kísérleti eredményei horizontális normál ötpontos kútrendszernél mutatják a kiszorítás térfogati hatásfokának változását, amikor a II. típusú áramlás valósul meg, a transzverzális keveredést elhanyagoljuk, alapvetően nyelvesedés a domináló. A folyamatos CO2 os olajkiszorítás hatásfokát alábbi módon becsülhetjük: a mozgóképes térfogat hányadában adott besajtolt oldószer térfogatnál az olajpad elejének kiszorítását a pszeudokiszoritó besajtolt térfogattal számítjuk Dvob = Dvs + ∆Dvob , . (4.79) 129 az oldószerrel kiszorítható olajtérfogat:

DvsVp(Sorw - Sorm), az aktuális olajtérfogat, amit átszorítunk a területen lesz a teljes kiszorítható olajtérfogat: Vp(Sob - Sorw), akkor az arányuk: (S − Sorm ) , ∆Dvob = Dvs orw (Sob − Sorw ) Dvs = Qs , Vp (1− Sorm − Swt ) . (480) . (481) ahol Dvob - pszeudókiszoritható térfogat az olajpad kiszorítására, Dvs - a besajtolt oldószerrel kiszorítható térfogat, Sob - az olajpad átlagos olajtelitettsége, Swt - az olajpad hátsó végén a víztelitettség, Sorw - a vízkiszorítás maradék olajtelitettsége, Sorm - az elegyedő kiszorítás maradék olajtelitettsége telepállapoton, Vp - a kútrendszer pórustérfogat, Qs - a besajtolt telepállapotú oldószer térfogat. A kitermelhető olaj mennyisége: Np = VpEvs(Sorw - Sorm) - Vp(Eob - Evs)(Sob - Sorw)/Bo, .(482) ahol Evs - az oldószeres térfogati kiszorítási hatásfok, Dvs -hez tartozóan a 4.53 ábráról vehető, Eob - az olajpad elejének térfogati kiszorítási hatásfoka, Dvob -t

használva. Példa: Legyen a kiszorítás a II. típusú, egyszerű nyelvesedés Ms = 31, M ob Ms = 24 . M wf Tételezzük fel, hogy a mobilitás arány az oldószer és az olaj között 25 és Swr=0.2, Swt=0.35, így Sorw=0.27, Sorm=01, Sob=065, HCPVI= Dvs (1 − Swt − Sorm ) =1.69 Dvs és (1 − Swr ) 130 Dvob=Dvs + ∆Dvob= Dvs + (S (S orw − Sorm ) Dvs = 1.45 Dvs − Sorw ) Mivel M=25, a 4.53 ábráról vehetők a térfogati hatásfokok 1. Áttörés Dvs=019 - nél lesz, amihez HCPVI=069*0.19=013 tartozik, így az olajpad áttörése Dvs=0.19/145=013-nál és ehhez HCPVI=069*0.13=0-09 tartozik 2. Dvs=019 - hez Evs=019, akkor Dvob=145*0.19=0275, Eob=023 A kihozatali tényező, az olajteleptérfogattényezőt állandónak véve, ob ER=2.14 % és HCPVI=019*0.69=013 3. Legyen Dvs=05, Evs0315, akkor Dvob=145*0.5=0725, Eob=0385, a kihozatali tényező, ER=3.38 % és HCPVI=0345 4. Legyen Dvs=08, Evs=041, így Dvob=116, Eob=0495, ER=468 %, HCPVI=055 4.53 ábra Oldószeres

kiszorítás térfogati hatásfokának becslése 131 4.4 Módosított vízkiszorítási módszerek Minthogy a 3. fejezetben láttuk a vízkiszorítás egyik legjobban tanulmányozott és legelterjedtebben alkalmazott olajtelep művelési mód, hiszen a kiszorító víz nagy mennyiségben mindenhol rendelkezésre áll. A vízkiszorítás olaj-kihozatali tényezője viszont még mindig nem eléggé nagy, két okból: a víz mozgékonysága telepállapoton általában nagyobb a telepolajénál (rendszerint a víz kisebb viszkozitású, mint az olaj) és a víz-olaj határfelületi feszültsége nagy, ezért az olaj kiszorításának mechanizmusában a felületi erő ( a kapillárisnyomás-gradiens) lényeges szerepet játszik. A víz mozgékonyságának csökkentése célszerűen a viszkozitásának növelésével történhet, amelyet különböző polimerek felhasználásával érhetünk el (lásd a 4.42 fejezetben a polimeres olajkiszorítást) A víz-olaj határfelületi

feszültség csökkentését pedig tenzidek (felületaktív anyagok) vizes oldatainak alkalmazásával, besajtolásával oldhatjuk meg (lásd a tenzid-dugós kiszorítást). A különböző vegyszerek (lúgok, savak, alkohol, stb.) vizes oldatának besajtolása során az oldat és az olaj között, bizonyos esetekben a vizes oldat és a kőzet között lejátszódó kémiai folyamatok végeredményeként megváltozott viszkozitású olaj, megváltozott határfelületi feszültséggel, megváltozott mozgékonysági arány mellett, esetleg megváltozott kőzetnedvesítési jellegnél a vízkiszorításnál jobb hatásfokú olajkiszorítást eredményez, legtöbbször kisebb maradék-olajtelitettségnél (lásd a vegyszeres olajkiszorítás fejezetet). A habelárasztásnak nevezett művelési módot kezelhetjük úgy is, mint a kiszorító víz tulajdonságainak igen nagymérvű megváltoztatásával előálló kiszorítási módot, amelynél a mozgékonyság csökkentés a fő szempont.

A módosított vízelárasztáshoz soroltuk a mikrobiológiai művelési módot azon az alapon, hogy a vízzel együtt sajtoljuk a telepekbe a speciális baktérium tenyészetet, ill. később a tápláláshoz szükséges tápanyagokat is E művelési módnál jelentkező fő hatások a) a baktériumok részben bontják a szénhidrogéneket, b) az anyagcseretermékeik megváltoztatják többek között az olaj -víz határfelületi feszültségét, c) a kialakuló baktérium telepek kiszorítják az olajat és vizet az általuk elfoglalt pórustérfogatból. 4.41 Felületaktív anyag-dugós olajkiszorítás A vízelárasztás után a pórusos közegben visszamaradó olaj mikrócseppek, füzérré alakult mikrócseppekből álló rövid szálak, érintetlen foltok és a kőzetszemek felületére tapadt film formájában található. Az olaj alapvetően több ok miatt marad ilyen formákban vissza: a kiszorítás mechanikai energiája ( az alkalmazott hidraulikus nyomásgradiens) nem

képes legyőzni a pórusszűkületek visszatartó hatását, amíg a víz/olaj határfelületi feszültsége 0.1 m N/m, vagy ennél nagyobb, a másik ok, hogy a kőzetszemcsék felületének egy része olajnedves, még a víznedves kőzeteknél is, az érintetlen olajfoltok visszamaradása pedig az áramlás irányú kőzetheterogenitás következményei. A horizontális irányúnak vett vízkiszorításnál az olaj és vízfázisra ható fő erők: hidraulikus (viszkózus), gravitációs és a felületi erők. Az erők egymáshoz viszonyított arányai mutatják azok relatív nagyságait, így a hidraulikus erő aránya a felületi erőhöz NC=(uh µw)/σ .(4 83) 132 a kapilláris-szám, a gravitációs erő aránya a felületi erőhöz NB=(r2∆ρ g)/σ .(484) a Bond-szám. A fenti kifejezésekben az uh -a horizontális irányú szivárgási sebesség, µw- a kiszorító víz viszkozitása, σ- a határfelületi feszültség, r- a vízben mozgó olajcseppek sugara,∆ρ - a

víz-olaj sűrűségkülönbsége, g- gravitációs állandó. A gravitációs erő aránya a hidraulikus erőhöz a gravitációs-szám NG=NB/NC= (r2 ∆ρ g)/(uhµw) =tg α, .(485) ahol α- a gravitációs és hidraulikus erő eredőjének a horizontális iránnyal bezárt szöge. A vízkiszorítás gyakorlatára jellemző kapilláris-szám és Bond-szám tartományokat mutat be a 4.54 ábra log-log koordináta-rendszerben, feltételezve, hogy a pórusos kőzetünkben 100 - 0,1 µm méretű kapilláris csatornák vannak. Ugyanezen az ábrán mutatjuk be a tenzid oldatos (felületaktív anyagos =FAA) olajkiszorítás gyakorlatának intervallumát is, ha a víz/olaj határfelületi feszültsége ezred részére csökken. A vízkiszorítás befejezésekor a pórusos kőzetekben visszamaradt összes olajmennyiségre a maradék olajtelitettség (Som) nagysága jellemző, melyet a vízkiszorítási folyamatra jellemző kapilláris-szám (NC) függvényében adhatjuk meg (lásd a 3.

fejezet 320 ábráját), mint azt a 455 ábra is mutatja Az ábrából látható, hogy a kapilláris-számot 3-4 nagyságrenddel növelni kell ahhoz, hogy a maradék olajtelitettséget (Som) felére-harmadára lehessen csökkenteni. Ilyen mérvű kapillárisszám növelés, mint az a (483) összefüggés tanulmányozásából egyértelműen kitűnik csak a határfelületi feszültség 3-4 nagyságrenddel történő csökkentésével érhető el. Ekkor viszont a kiszorítási folyamatban eddig fő szerepet játszó felületi erő szerepe lényegesen csökken, sőt alárendelt szerepet fog játszani, ugyanakkor a vertikális irányú gravitációs erő lényeges szerephez jut, mert ellene sem hat a felületi erő. Ez azt eredményezi, hogy az áramlási út mentén a víz és az olajfázis egyre erőteljesebben szétválik, szegregálódik és az áramlási rendszer, a pórusos kőzet tetejére feláramlik a kisebb sűrűségű olaj, a víz pedig az aljára áramlik. Természetesen e

folyamat a vízkiszorítás befejezése után csak akkor indul meg, ha megszűnik a hidraulikus és a gravitációs erő, valamint a felületi erő egyensúlya, azaz a visszamaradt olajfázishoz - olaj cseppekhez, foltokhoz - a vízfázison át el tudjuk juttatni a tenzidet (FAA-ot), amely ott részben átlépve az olajfázisba lecsökkenti a víz/olaj határfelületi feszültségét. Mivel a tenzidek az olajnál drágább anyagok, ezért gazdaságossági okokból csak a szükséges mennyiséget kell felhasználni az olajkiszorításra, amit célszerűen a pórustérfogat hányadában meghatározott térfogatú dugóban sajtoljuk be az olajtelepbe. A rendszerint heterogén kőzetben végrehajtott kiszorításnál kialakuló nagymérvű újjasodás elkerülésére un. védő elődugót célszerű használni mozgékonyság-szabályzásra. Ugyanakkor a dugó hátsó frontjának védelmére utódugót kell használni, amellyel mérsékeljük, illetve lehetőleg elkerüljük a tenzid dugó

szétszakadását, szétesését. A tenzid dugó lehet viszonylag kisebb térfogatú, amelyben a tenzid koncentráció nagyobb, vagy lehet nagyobb térfogatú, amelyben viszont a tenzid koncentráció kicsi (tenzid híg vizes oldata). 133 4.54 ábra A kapilláris- és Bond-szám gyakorlati tartománya 4.55 ábra A maradék telitettségek változása a kapilláris-szám függvényében 134 4.411 Hatékony tenzidek (felületaktív anyagok) A tenzidek a kiszorító rendszer legfontosabb anyagai, alkalmazhatóságukat műszaki és gazdasági követelmények együttesen határozzák meg. Műszakilag legfontosabb tulajdonság, hogy az alkalmazott tenzid igen kis határfelületi feszültséget biztosítson, ha az olaj-víz fázisba kerül, és kompatibilis legyen a rétegvízzel. Gazdaságilag pedig fő követelmény, hogy elégendően olcsó legyen és a rétegben a szorpciós veszteség kicsi legyen. Az ipari alkalmazás nagy tömegű tenzideket igényel, ezért csakis iparilag

előállított termékek jöhetnek szóba a tenziddugós olajkiszorítás alkalmazásánál. A tenzideket alapvetően négy nagy csoportra oszthatjuk: anionos (például: szulfonátok, szulfátok, karboxilátok, foszfátok), kationos (például: piridinum, imidazolinium, szulfononium), nemionos (például: alkil-, alkil-aril, poliéter), amfoter (például: aminokarboxilok). Tipikus tenzid molekula szerkezeteket mutat be a 4.56 ábra E csoportosítástól eltérően a következőkben csak a kőolaj kiszorítás gyakorlatában elterjedt tenzidek rövid jellemzésére szorítkozunk. 4.56 ábra Tipikus tenzid molekulák szerkezete Kőolajszulfonátok. Általában "petroleum-szulfonát"-ként ismert, jellegzetesen anionos tenzidek előállítása a nyersolaj, vagy frakcióinak szulfonálásával történik. A kénsav közvetlen besajtolásának különleges esetében in-situ képződő szulfonátok is szerepet kaphatnak. A kőolajszulfonátok hatóanyaga alkil-aril szulfonátok

elegyéből áll. Ezen kívül vizet, a semlegesítés során képződő sókat, nem reagált olajat és az elkülönítéshez használt alkoholt tartalmaznak. Jellemzésükre a szulfonátcsoportok számának a relatív molekulatömeg hányadosával jellemzett, un. egyenérték-tömeget 135 és ennek eloszlását használják, de ez a minősítés nem utal egyértelműen a szerkezetre. A kőolajszulfonátok két jellegzetes frakciót tartalmaznak, amelyek aránya az alapanyagtól (kőolajtól) és a szulfonálás technológiájától függ. Ezek: a di- és poliszulfonátokból álló vízoldható "zöldsav", amelynek átlagos relatív molekulatömege 350 körüli és a határfelületi feszültség csökkenésért döntően felelős monoszulfonát-tartalmú, 400-500 körüli molekulatömegű, olajban oldható "mahagóni szulfonát". A kőolajszulfonátok előnye, hogy viszonylag olcsón és egyszerű technológiával előállíthatók, akár a felhasználás

helyén is. Hátrányuk viszont, hogy összetételük nem állandó, ami még a tárolásnál is változik, és a kromatográfiás hatás miatt a kiszorítás alatt a változás tovább folytatódik. A hatékonyságot befolyásolja még a kétvegyértékű kationok iránti érzékenységük is. Szintetikus tenzidek. Közös jellemzőjük, hogy ezekkel is a kőolajszulfonátokhoz hasonlóan kedvező határfelületi feszültség csökkentés érhető el, de azoktól eltérően jóval homogénebbek és lényegesen drágábbak is. Három fő csoportjuk különböztethető meg: A valamely olefinnel alkilezett aromás szénhidrogén szulfonálásával előállított termékek, amelyek az adott telephez illeszthetők az alkillánc hosszának és szerkezetének megválasztásával. A fenol, vagy zsíralkohol molekulák és etilén-oxid, vagy propilén-oxid felhasználásával nyert, majd szulfonált termékek, amelyek tulajdonságai az etoxicsoportok számával és a molekulán belüli

elhelyezkedésével változtathatók. A kőolajtelepekben uralkodó viszonyokra ezek kevésbé érzékenyek, mint a kőolajszulfonátok, így kisebb fajlagos felhasználást tesznek lehetővé. A hőre érzékeny éterkötés miatt a zsíralkoholokból előállított vegyületek 50 oC-nál nagyobb hőmérsékleten elbomlanak. A biószurfaktánsok olyan széntartalmú szilárd, vagy cseppfolyós anyagokból mikrobiológiai módszerekkel előállított anyagok, amelyek az olajkiszorítás szempontjából kedvező tulajdonságokkal rendelkeznek. Gyakorlati alkalmazásuk kőolajkiszoritásra ezideig nem ismeretes. Kevert tulajdonságú tenzidek. A tekintélyes vegyszerköltség, ami a kőolajkiszoritás első szakaszában elérheti az összes költség 75 %-át, szükségessé teszi ennek ésszerű csökkentését. Erre lehetőséget kínál a drágább tenzid olcsóbbal történő részleges helyettesítése. Tapasztalat szerint a kőolajszulfonát részben kiváltható

lignoszulfonáttal, ami kedvezőbb határfelületi feszültség csökkenés elérését is lehetővé teszi. A drága etoxilált tenzidek részleges helyettesítése kőolajszulfonáttal a vegyszerköltség csökkentésén kívül a kiszorítás hatékonyságának növelésével is jár. Viszonylag olcsóbb kiszorító vegyszer-rendszer alakítható ki anionos és az önmagukban gyakorlatilag nem hatékony nemionos tenzidek keverékével, vagy hígításával is. 136 4.412 Határfelületi feszültség A kőolajtermelésnél igényelt kis határfelületi feszültség létrejötte függ a felületaktív molekulák (monomerek) által kialakított kolloid méretű csoportok (micellák) számától, amiből olajmolekulák beépülése miatt mikroemulziónak nevezett duzzadt micellák keletkezhetnek és mindazon tényezőktől, amelyek ezen folyamatot befolyásolják. A felületaktív anyagok a határfelületi feszültséget koncentrációjuk növekedésével csökkentik. A

kiszorításnál igényelt igen kis határfelületi feszültség anionos típusú kőolaj- és szintetikus szulfonátokkal érhető el. A lignoszulfonátok csak korlátozott méretű csökkenést képesek előidézni. A kationos és nemionos felületaktív anyagok önmagukban kevéssé kedvezőek. A hatékony vegyületeknél a 0001 mN/m, vagy ennél kisebb határfelületi feszültség a koncentráció szűk tartományában jelentkezik. A kőolajszulfonátoknál két minimum található a határfelületi feszültségben: kis és nagy koncentrációknál (4.57 ábra) Nagy koncentrációknál jelentkező minimumot egy újabb fázis megjelenésével magyarázzák, amit micellaképződés előz meg. Azt a koncentrációt, ahol ez 1:1 víz:olaj térfogataránynál bekövetkezik "kritikus micellakoncentrációnak" (CMC) nevezik. A felületaktív anyag koncentrációjának növekedésével változó micella-szerkezetek alakulnak ki. Különböző felületaktív monomerek

keverékéből pedig vegyes összetételű micellák jönnek létre, amelyekben a monomerek aránya más, mint a keverékben volt. 4.57 ábra Kőolajszulfonátok határfelületi feszültségének változása a sókoncentrációval Paraffin szénhidrogén-vizes felületaktív oldat rendszerek határfelületi feszültsége adott viszonyokon az alkillánc hosszától függ és a határfelületi feszültség 137 minimuma egy "optimális" lánchossznál jelentkezik. Az olaj aromás-tartalmának növekedésével a határfelületi feszültség csökken. A határfelületi feszültség minimumának megfelelő koncentráció a víz és az olaj térfogatarányától is függ, ami a felületaktív anyagnak a két fázis közötti megoszlásával magyarázható. A felületaktív molekulák stabilitása függ a hőmérséklettől, az anionos vegyületek stabilabbak, mint a nemionosok, az etoxilezett zsíralkoholokat tartalmazó termékek 50 oC felett elbomlanak. Anionos és nemionos

felületaktív anyagot tartalmazó víz-olaj rendszerben a hőmérséklet növekedésével a határfelületi feszültség nő, ami a disszociáció fok megváltozása következtében a molekulán belüli hidrofil-liofil csoportarányok (HLB) módosulásával, a vízben való oldhatóság növekedésével, valamint a micellák részleges bomlásával magyarázható. Emiatt nő a CMC értéke is Azt a hőmérsékletet, amelynél valamely adott összetételű rendszerben 1:1 víz-olaj arány mellett a határfelületi feszültség minimális értéke kialakul, kritikus micella hőmérsékletnek (CMT) nevezik. A nyomás növekedése kedvező a micellák stabilitása szempontjából és elősegíti a vízben oldott anyagok átoldódását az olajba, ezáltal csökkenti a hőmérséklet növekedésének hatását és hozzájárul a határfelületi feszültség csökkenéséhez. Szerepe azonban elhanyagolható a hőmérséklethez és az olaj minőségéhez viszonyítva. Az anionos

felületaktív anyagok víz-olaj rendszerben mért határfelületi fesztsége függ az oldott szervetlen sók mennyiségétől és minőségétől. A nátrium-klorid koncentrációjának növekedésével határfelületi feszültség először csökken, majd egy minimum elérése után nő (4.58 ábra) Ez az anionos felületaktív anyagok disszociójának csökkenésével, lipofilitásuk növekedésével magyarázható, ezért a változás függ a felületaktív anyagok HLB értékétől. A minimum az egyensúlyi fázisok közötti kedvező megoszlást jellemzi, aminél a határfelületi feszültség legkisebb értéke jelentkezik. Az 1:1 víz-olaj térfogataránynál a nátrium-klorid ehhez tartozó koncentrációja az un. optimális sótartalom A határfelületi feszültség két minimumához más-más optimális sótartalom tartozik. A minimumot határoló tartományt, amelynél a felületaktív anyag a vízben, ill. az olajban koncentrálódik, optimum alatti, ill. optimum feletti

sótartalomnak nevezik Az alkil-arilszulfonátok optimális sótartalma etoxilezett szulfonátokkal növelhető, ami lehetővé teszi alkalmazásukat olyan esetben is, amikor ezt a rétegvíz sótartalma megakadályozná. Az ekvivalens koncentrációkat összehasonlítva, a káliumion, kisebb mértékben pedig az ammóniumion esetében az optimális sótartalom a nátrium-kloridhoz képest csökken és a kationok hatása az aniontól gyakorlatilag független. Egyetlen kivétel a hidroxilion, ami a pH változásával az optimális sótartalomnál kisebb koncentrációk tág tartományában teszi elérhetővé a minimális határfelületi feszültséget. 138 4.58 ábra Anionos tenzidek víz-olaj határfelületi feszültégének változása a sótartalommal Az optimális sótartalom csökkenthető lignoszulfonátokkal is, ami egyrészt a kationok forrásaként, másrészt úgy hat, hogy a molekulák aggregátumainak kialakulását elősegíti. A rétegvizekben leggyakoribb kalcium-

és magnéziumionok hatására az anionos felületaktív anyagok koncentrációfüggése megváltozik. A kalciumionok hatása nagyobb, mint a magnéziumionoké. Ezek a kationok a szulfonátokkal kémiai kölcsönhatásba lépnek, ami miatt lipofilitásuk nő, a micellákba épülhetnek, az olajba átoldódhatnak, emulziót képezhetnek, vagy kicsapódhatnak. Az anionos felületaktív anyagok érzékenysége a kétvegyértékű kationokra függ a mono- és poliszulfonátok arányától. A kőolajszulfonátok ezen érzékenysége etoxilezett szulfonátokkal jelentős mértékben csökkenthető. Az etoxilezett zsíralkoholokból előállított felületaktív anyagok a két- és több vegyértékű kationokra nem érzékenyek. 139 A felületaktív molekulák HLB értéke és ezen keresztül tulajdonságaik alkoholokkal változtathatók. A vízben jól oldódó alkoholok a hidrofilitást, az olajban jól oldódók a lipofilitást növelik. Hatásuk függ az alkohol

(koszolvens=társoldószer) jellegétől és koncentrációjától. Ez a hatás az optimális sótartalmat is érinti Az anionos felületaktív anyagok CMC értéke hosszabb szénláncú alkoholokkal, az elektrolitokhoz hasonlóan változtatható, de ez a viszkozitás növekedésével jár együtt. 4.413 Víz-olaj-felületaktiv anyag rendszer fázisviselkedése E három alkotós rendszer tulajdonságai döntően a komponensek koncentrációjától, a hőmérséklettől és kisebb mértékben a nyomástól függnek. Ezek a tényezők együttesen szabják meg a rendszer fázisállapotát, ill. fázisviselkedését, melyet a Winsor-féle háromszögdiagramokon lehet bemutatni. Ezeken a diagramokon a kétfázisú tartományt a teljes elegyedést jelentő egyfázisú tartománytól burkológöbe választja el (4.59 ábra) A kétfázisú tartományon belül megkülönböztethetők azok a rendszerek, ahol a felületaktív anyag a vízfázisban, vagy olajfázisban dúsul fel. Az

olaj-viz-felületaktiv anyagon kívüli további komponensek koncentrációtól függő szerepének bemutatása már térbeli ábrázolást igényel. 4.59 ábra Tenzid-olaj-víz rendszer Winsor-féle diagramja Adott viszonyokon a jellemző fázisdiagramok megszerkesztése laboratóriumi megfigyelések alapján történik. Sötét színű olajok esetén a fázisváltozás és a 140 térfogatváltozások észlelése nem lehetséges, ezért javasolják az olaj helyettesítését olyan paraffin szénhidrogénnel, amelynek határfelületi feszültsége az adott viszonyokon ugyanaz, mint az olajé. Ez az "ekvivalens alkán" lehet tiszta komponensekből előállított elegy is Az olaj helyettesítésére kiválasztott ekvivalens alkán szénatomszáma (EACN) független a felületaktív oldat összetételétől. Az összetétel jobban jellemezhető egy "ekvivalens olajnak" nevezett paraffin szénhidrogénnel, amit az olajjal azonos móltérfogat, optimális sótartalom

és ennél ugyanolyan szolubilizáció jellemez. Ezek az eljárások nem képesek a rétegolajban oldott gáz fázisegyensúlyra gyakorolt jelentős hatások figyelembevételére. A három pszeudókomponens: víz, olaj, felületaktív anyag fázisviselkedésére jelentős hatással van a sótartalom, minthogy már fentebb részleteztük, ezért a 4.60 -tól 463 ábrákon bemutatjuk ennek hatását A Winsor-féle fázisdiagramon az egy- és többfázisú egyensúly koncentrációviszonyait jellemző határgörbék mentén az átalakulás nem pillanatszerű és különböző micellaszerkezetek kialakulásával kapcsolatos átmeneti folyamatok sorozatán át következik be. Az olaj-víz kétfázisú rendszerből először olajjal egyensúlyt tartó olaj-víz emulzió, majd víz külsőfázisú mikróemulzió jön létre (4.60 ábra), ami a további változás során olaj külsőfázisúvá alakulhat (4.61 ábra) Ezt a fizikai módszerekkel is érzékelhető fázisinverziót durva diszperz

rendszer kialakulása követheti. A mikróemulzió termodinamikailag stabilis elegyedő fázis. Gyakran gömb alakú diszperz részecskéket tartalmaz, amelyeknek mérete és eloszlása csaknem homogén. A diszperz részecskék olajbeépülés miatt erősen duzzadt micellák, méretük a kolloid tartomány felső határát meghaladhatja. A határfelületi feszültség két minimumánál mikroemulzió képződik, ha az egyensúly kialakulásához szükséges idő rendelkezésre áll. A mikroemulziók létrejöttéhez kedvező a felületaktív anyag 1:1 arányú megoszlása az olaj- és a vízfázis között. Ezt segíti elő az optimális sótartalom (462 ábra), bár a mikroemulzió már ennél kisebb koncentrációnál is megjelenik és ennél nagyobb koncentrációnál is jelen van. Ez arra utal, hogy a mikroemulzió kialakulása az igen kis határfelületi feszültség velejárója, de nem feltétele, létrejötte mindazon tényezőkkel befolyásolható, amelyek a HLB

módosításával a kedvező megoszlást biztosítják. A fázisegyensúlyokban kifejezésre jutnak azok a hatások, amelyek a felületaktív oldat tulajdonságait befolyásolják. Emiatt segítséget nyújtanak azon összetétel kiválasztásához, amelytől hatékony kőolajtermelés várható. A változók nagy száma azonban egyszerűsítéseket tesz szükségessé. A fázisdiagramok felvételénél célszerű az alkalmazásra kerülő kőolajtelep jellemző átlagos víz-olaj arányát és a réteghőmérsékletét betartani. Ha a mikróemulzió legkedvezőbb összetételének kialakítása adott alkohollal valósítandó meg, akkor ez a felületaktív anyag komponensének tekinthető. Az olaj telepállapotának megfelelő oldottgáz-tartalom hatása nem hanyagolható el 141 4.60 ábra Tenzid-olaj-víz háromfázisú rendszer fázisviselkedése 142 4.61 ábra Tenzid-olaj víz háromfázisú rendszer fázisviselkedése 4.62 ábra Tenzid-olaj víz háromfázisú rendszer

fázisviselkedése 143 4.414 A felületaktív anyag hatékonyságát befolyásoló tényezők Hatékony olajkihozatal a mikroemulzióktól várható, amelyekre a minimális határfelületi feszültségnél az olajcseppek koaleszcenciája gyors, az emulzió viszkozitása és a felületaktív anyag adszorpciója kicsi, az olaj és a vízoldódásának aránya gyakorlatilag azonos. Ideális esetben ez a mikroemulzió a rétegvízre jellemző összetételű és koncentrációjú optimális sótartalomnál alakul ki. Bár a legígéretesebb összetétel a fázisdiagram alapján más módszereknél egyszerűbben kiválasztható, az eredmény csak tájékoztató jellegű, mivel a hatékonyságot a pórusos közeg, a rétegvíz és a felületaktív anyag rendszer között dinamikus körülményeken kialakuló kölcsönhatások befolyásolják. Ezek: a felületaktív anyagok adszorpciója, frakcionálódása, kicsapódása, kiszűrődése, hígulása, diszperziója és a gravitációs

hatás, amelyek a híg felületaktív oldatokat és a mikroemulziókat egyaránt károsan érintik. Adszorpció. Az alkil-aril-szulfonátok adszorpciója kőzeten a CMC közelében és olajnedves jellegnél a legjelentősebb, egyébként azonos körülményeken pedig a szervetlen sótartalom növekedésével, valamint a kőolajszulfonát egyenértéktömegével nő, és a legnagyobb értéket 450 egyenértéktömegnél éri el. Az olaj külsőfázisú mikroemulziókban oldott kőolajszulfonátok adszorpciója kisebb. Rövid szénláncú alkoholokkal és széles egyenértéktömeg-eloszlású kőolajszulfonátok használatával az adszorpció mértéke csökkenthető. Az adszorpció csökkenése elérhető a pórusos közeg felszínének kémiai kezelésével, ami a felületaktív oldat előtt haladó vegyszer-oldat (elődugó) segítségével valósítható meg. A kőzet aktív helyeinek lefedése történhet a felületaktív anyaghoz hasonló szerkezetű, olcsó "áldozat

ágenssel", például lignoszulfonátokkal, vagy a rétegvíz adszorpciót elősegítő kétvegyértékű kationjainak eltávolítását célzó, például nátrium-klorid, nátriumkarbonát, nátrium-foszfátok, lúgos nátrium-szilikát-oldatok segítségével. A felületaktív anyag veszteség döntő hányadát rendszerint a diszperzió okozza, amely viszont főleg a kőzet agyagtartalmától függ. A 463 ábra bemutatja az agyagtartalom függvényében a szulfonát visszatartás (retenció) változását. 4.63 ábra A tenzid-retenció függése az agyagtartalomtól 144 Frakcionálódás. Az olajjal érintkező felületaktív anyag oldatból a hatóanyag egy része átoldódik az olajba. Ha ez a határfelületi feszültség növekedését idézi elő, a már mobilizálódott olaj elkülönülhet, csapázódhat. Mindkét eset veszteséget jelent Dinamikus körülmények között a felületaktív anyagrendszer komponensei különböző sebességgel mozognak a pórusos

közegben és ezen kromatográfiás hatás miatt az összetétel és a felületaktív anyagrendszer tulajdonságai folyamatosan változnak. A hatás annál kisebb, minél kisebb a különbség a felületaktív anyag molekuláinak tulajdonságai és szerkezete között. A híg felületaktív anyagok nagy térfogatával történő kiszorítást nagy kromatográfiás stabilitás jellemzi még akkor is, ha a felületaktív anyag igen különböző molekulatömegű és szerkezetű komponenseket tartalmaz. Az olajoldhatóságra visszavezethető frakcionálódás etoxilezett szintetikus felületaktív anyagokkal visszaszorítható. Kicsapódás. Az alkil-aril-szulfonátok érzékenyek a két- és többértékű kationokra, hatásukra kicsapódhatnak és a pórusos közegben kiszűrődhetnek. A káros kationok vagy eleve benne vannak a rétegvízben, vagy ioncsere eredményeként jelennek meg, de megjelenhetnek a kőzet oldódása következtében is. A pórusos közeg ioncsereképes

agyagásvány-tartalmának növekedésével csökken a tenzidek hatékonysága még az olaj külsőfázisú mikroemulziók esetén is. Ammóniumion hatására kevesebb kétvegyértékű kation képződik az ioncsere során, mint nátriumion jelenlétében. A kétvegyértékű kationok elleni védelemre felhasználhatók a foszfátionokat, az áteresztőképességet is lerontó, nátrium-ortoszilikátokat tartalmazó elődugók, vagy nagy térfogatú és viszonylag tömény nátrium-klorid-oldat, ami az ioncserét végrehajtja és amit a felületaktív rendszer sótartalmáig terjedő koncentráció-gradiens jellemez. Védelmet biztosit a komplexképzők, vagy a kiszorítórendszer olyan összetételének használata, amelyre az egy- és kétvegyértékű kation-koncentrációk négyzetgyökeinek aránya azonos a rétegvízre vonatkozó ugyanezen aránnyal. Tág egyenérték-tartománnyal jellemzett kőolajszulfonátokban a poliszulfonátok a kalcium-szulfonát csapadékot oldják

Csökken a kétvegyértékű kationok káros hatása etoxilezett tenzid jelenlétében, főként, ha a kiszorítás egymást követő hatódugókkal történik, amelyekben az etoxilezett komponens koncentrációja megfelelő oldhatósági gradiens szerint változik. Kiszűrődés. A pórusos közeg a diszperz részecskék kiszűrődéséhez kedvező környezetet jelent. Egyaránt érintheti a már említett csapadékokat, a felületaktív monomereket és a mikroemulzió diszperz részeit, valamint azt az emulziót, amely a felületaktív rendszer által mobilizált olajból jön létre. A kiszűrődés miatt az áteresztőképesség csökken és kedvezőtlen mobilitási viszonyok alakulhatnak ki. A mikroemulziók stabilitása poliakrilamidokkal növelhető, de ezek is kiszűrődésre hajlamosak. Az emulzió kiszűrődését a hatóanyagokba kevert alkohol gátolja, mivel ez a koszolvens a koaleszcencia-sebességet növeli. Tág tartományt felölelő egyenérték-tömegű szulfonátok

koszolvens alkalmazását nem igénylik. A csapadékképződés elleni védekezés viszonylag hatékony módja a hatóanyag összetételének korábban vázolt módosítása, mivel az elődugókkal a környezet kívánt megváltoztatása csak korlátozott mértékben biztosítható. Hígulás. A hatódugó frontján hígulás következhet be a már említett káros folyamatok hatásán kívül a rétegvízzel és az olajjal történő keveredés következtében. Az előbbi különösen kedvezőtlen, ha összetétele és/vagy sótartalma lényegesen eltér attól, ami a hatódugót jellemzi, főleg ha az optimális sótartalmat meghaladja. Tekintve, 145 hogy a mikroemulziók nem elegyednek korlátlanul sem a vízzel, sem az olajjal, ezért hígulásuk során háromfázisú rendszer alakulhat ki. A képződő emulzió miatt viszkózus ujjasodás, gravitációs szétválás és az áteresztőképesség heterogenitásának növekedése jöhet létre, ami a hatódugó széteséséhez

vezethet, ha az emulzióképződés a koaleszcenciával szemben uralkodóvá válik. A hatódugó végén (hátsó frontján) a hígulást a hajtó közeggel történő keveredés okozza. Ha a hajtó közeg polimerrel (általában poliakrilamiddal vagy biopolimerrel) megnövelt viszkozitású víz, a felületaktív anyag a polimer vízburkába épül és vele együtt adszorbeálódik a pórusos közeg felületén. Ez a folyamat a polimerrel stabilizált hatódugót is érinti. Diszperzió. A tárolókőzet áteresztőképességének heterogenitása miatt a hatóanyag áramlásának sebessége a különböző irányokban nem azonos, ami miatt főként a kis térfogatú hatódugó szétszakadhat. A heterogenitás az átlagos áteresztőképességgel nem vehető figyelembe. Hatása egy kőolajtelepen belül is különböző Ezért az adott hatódugóval elérhető kihozatal is eltérő. A diszperzió elleni védekezés történhet nagy térfogatú hatódugó besajtolásával, vagy kis

dugótérfogat esetén olyan "minimális mobilitás" beállításával, ami kisebb, mint az előtte áramló olaj és víz mobilitásának összege. A kútvizsgálatok és laboratóriumi mérések alapján nyerhető "minimális mobilitásból" adódik az a viszkozitás, aminél a felületaktív dugó viszkozitása nem lehet kisebb. Tekintve, hogy ez a mikroemulzió frontján az összetétel módosulása miatt jelentős mértékben megváltozhat, kétségek merültek fel az így tervezett mobilitás gyakorlati hasznát illetően. Célszerűbbnek látszik valamely indifferens polimerrel megnövelt viszkozitású hatódugó alkalmazása, mert ekkor a front viszkozitását lényegében csak a polimer koncentrációja szabja meg, csaknem függetlenül az ott képződő emulzió reológiai sajátságaitól. Más vizsgálatok szerint, a relatív áteresztőképesség bizonytalansága miatt ajánlatosabb a mikroemulzió viszkozitását úgy megválasztani, hogy az legalább

kétszerese legyen a rétegolaj viszkozitásának. Az olaj kiszorítás dinamikus folyamatában, az áttörés által is előidézett diszperzió veszélyének csökkentésére szükséges a hatódugó egyenletes mozgatása. Ez a tenzid dugót hajtó víz mobilitásának beállításával történhet Ennek hiányában az olajkiszorítás hatékonysága csökken és ez a csökkenés kistérfogatú mikroemulzió dugó használatánál igen jelentős lehet. A polimerrel megnövelt viszkozitású vizet többnyire ≅0.5 pórustérfogatban használják Ennél nagyobb térfogatot alkalmaznak, ha ezen "mobilitási pufferen" belül a kiszorító vízig fokozatosan csökkenő viszkozitás-gradienssel kívánják megakadályozni az elegyedést a mobilitási puffert hajtó besajtoló-vízzel. Az utóbbi eljárás az egész rendszer működése szempontjából előnyös. Gravitációs szétválás. A hatékony kőolajtermelés előfeltétele, hogy a kiszorító front stabilis legyen és

a rendszer minden komponensének mozgását ugyanolyan sebesség-gradiens és a termelőkúthoz vezető irány jellemezze. A front stabilitása csökken a határfelületi feszültség csökkenésével, a gravitációs- és viszkózus erők hatására pedig a tenzid oldat a pórusos rendszer alján előre siklik. Ez a hatás a kihozatalt alapvetően befolyásolja a térfogati elárasztási (kiszorítási) hatásfok jelentős csökkenése miatt, ami a pórusos közegben mesterségesen létrehozott gáttal sem javítható érdemben. Ezek a tapasztalatok ismételten felhívják a figyelmet a kiszorításnál szerepet játszó Bond-szám korábban felismert jelentőségére. 146 Előnyös a következő összefüggés használata az olajkiszorításra felhasználandó felületaktív anyag térfogatának meghatározásánál a dimenziónélküli front előrehaladás késése (FD ) FD = 1 − φ ρ r Cs φ ρ s Cs , (4.86) ahol ρr- a kőzet, ρs- a felületaktív dugó

sürüsége, kg/m3, Cs- a felületaktív anyag koncentrációja, kg felületaktív anyag/kg oldószer, Cs - a visszamaradt felületaktív anyag koncentrációja, kg felületaktív anyag/kg kőzet (minden formában visszamaradt felületaktív anyagot beszámítva), φ- a kőzet porozitása. Az FD kifejezi azt a felületaktív anyag térfogatot, amely visszamarad a pórustérfogat hányadában megadott besajtolt térfogatból adott koncentrációval. Ha Vps a besajtolt összes felületaktív -oldat térfogata, akkor ez egyenlő, vagy valamivel nagyobb legyen az FD-vel. 4.415 A mobilizált olaj mozgása az olajpadban A felületaktív anyagos olajkiszorítás leírásánál figyelembe kell venni, hogy az áramlás fő irányától, ami rendszerint közel horizontális, eltérő, rendszerint vertikális irányú áramlás is végbemegy egyidejűleg, azaz az olaj-víz szegregációja (elkülönülése) megy végbe a fő áramlási út mentén. E folyamatot legszemléletesebben egy

homogénnek, izotrópnak vett lineáris kőzeten lehet bemutatni, amelynél a vízkiszorítás után visszamaradt olaj kiszorítására felületaktív anyag híg vizes oldatát sajtoljuk be a kőzet belépő-szelvényénél. A FAA-os víz közel frontálisan szorítja ki a mozgóképes vizet és a front mögött - miután a korábban nem mozgóképes olajcseppeket, foltokat a FAA körülveszi - az olaj megmozdul, mozgóképes lesz. E pillanattól lejátszódó folyamat nagyobb olajtelítettségű zónát hoz létre, amelynek egy elemi térfogatában vizsgáljuk az összefüggő fázisok áramlását. A front mögötti, most már mozgóképes olajat tartalmazó térrészt nevezzük olajpadnak, amelynek egy véges elemére írjuk fel külön-külön a felületaktív anyagos víz- és olajfázisra a gravitációs erő okozta függőleges irányú szivárgási sebességkomponenst (4.64 ábra): u ov = − kov d ( ∆ρhg ) , µo dh u wv = − kwv d ( ∆ρhg ) , µw dh (4.87) (4.88)

ahol uov- az olajfázis, uwv- a FAA-os vízfázis vertikális szivárgási sebességkomponense, kov- az olajfázisra, kwv- a FAA-os vízfázisra a vertikális irányú 147 fázisáteresztőképesség, µo- az olajfázis, µw- a FAA-os vízfázis viszkozitása, hfüggőleges magasság. 4.64 ábra FAA anyag vizes oldatának és az olaj szivárgási sebesség komponensei horizontális olajkiszorításnál Fizikai okok miatt az olaj és FAA-os víz függőleges irányú szivárgási sebességkomponenseinek abszolút értékei a fázisokat összenyomhatatlannak véve azonosak, de ellentétes irányúak: u ov = u wv , (4.89) ezért a (4.87) és (488) egyenletek alapján irható kov kwv , = µo µw (4.90) tehát a létrejött szegregációnál az olaj mozgékonysága azonos a FAA-os víz mozgékonyságával. Ez nem jelenti azt, hogy az olajra és a FAA-os vízre vonatkozó vertikális irányú fázisáteresztőképességek is azonosak, de a megvalósult szegregációt mindig a

kisebb mozgékonyságú fázis fogja szabályozni, függetlenül az áteresztőképességek nagyságától. Horizontális irányú szivárgási sebességkomponenseknél (4.64 ábra): − dp u oh µ o u wh µ w , = = dx koh kwh ahol koh- az olajfázisra, kwh- a FAA-os vízfázisra a fázisáteresztőképesség, az egyenletet átrendezve (4.91) horizontális irányú 148 u oh koh µ w = u wh kwh µ o (4.92) összefüggést kapjuk, amely szerint a horizontális irányú olaj-FAA-os víz szivárgási sebességkomponens arányát a horizontális irányú olaj-FAA-os víz mozgékonyságának aránya szabja meg. A (4.87) - (492) egyenletek felhasználásával felírhatjuk az egyes fázisra vonatkozó sebességkomponensek arányát: az olajfázisra u ov k = NG ov , u oh koh (4.93) ill. a FAA-os vízfázisra pedig u wv k = NG wv , u wh kwh (4.94) ahol NG = A (4.92) és (494) ∆ρg . dp dx egyenletek összevonásával u ov u wv kwh µ o = u oh u wh koh µ w (4.95) a

fázisok sebességkomponens-arányainak kapcsolatát kapjuk. Az olajfázis szivárgási sebességének a horizontális iránnyal bezárt szögét jelöljük α-val, a FAA-os vízfázis sebességének iránya és a horizontális irány közötti szög legyen β, így irható tgα = u ov , u oh tgβ = − u wv . u wh (4.96) A 4.65 - 467 ábrákon ∆ρ=150 kg/m3 FAA-os víz- olaj sürüségkülönbségnél, g=10 m/s2 - nél és NG=1.5 és = 015 értékeknél bemutatjuk az α- változását a kwh/koh függvényében kwv/kwh =1, =0.2 és =01 értékeknél Az ábrákból egyértelműen látható, hogy a reális fluidumokra vonatkozó kőzetpermeabilitás értékeknél és szivárgási sebességeknél mindig létrejön a szegregáció, azaz az olaj pozitív α szöggel az áramlási rendszer teteje felé felfelé áramlik, a FAA-os víz pedig lefelé. Az olajtelepekben a közel horizontális áramlási úthossz lényegesen meghaladja a 149 rétegvastagságot, ezért a FAA-os

olajkiszorításnál mindig bekövetkezik az olaj feláramlása a rétegtetőre még mielőtt a termelő kutat elérné. 4.65 ábra α−változása a kőzet paramétereinek és NG függvényében 4.66 ábra α−változása a kőzetparaméterekkel és NG-vel 150 4.67 ábra α-változása a kőzetparaméterekkel és NG-vel 4.416 Tenzid (FAA)-dugós olajkiszorítás mechanizmusa A tenzid-dugós olajkiszorításnál, mint fentebb már utaltunk rá, két formában használatos a ható felületaktív anyag, kisebb össztérfogatban, de nagyobb koncentrációban, vagy nagyobb térfogatban, de kisebb koncentrációban. Részletesebben a második formájú kiszorítással foglalkozunk, melyet szakmai körökben "kis határfelületi feszültségű vízkiszorítás”-nak (law-tension waterflooding=LTW) neveznek. A nagyobb koncentrációjú alkalmazás is ennek megfelelő, de ezt a formát csak homogénebb felépítésű tárolókban célszerű alkalmazni, mert a ható front

szétszakadásának veszélye ekkor kisebb. Elsőként kövessük nyomon csak a felületaktív anyag (tenzid) dugó (amely tenzid és alkohol vizes oldata, megfelelő sótartalommal) besajtolása során előálló folyamatokat. Mindazon térrészekben, amelyeket elér a besajtolt FAA, megmozdul az olaj és megindul az olaj és a FAA-os víz szegregációja majdnem pillanatszerűen. Ezért a további besajtolás alatt növekszik a felső térrészek olajtelitettsége és ennek megfelelően itt az olaj horizontális irányú fázisáteresztőképessége. Az olaj fázis áteresztőképessége a megmozdulás pillanata előtt nulla volt, csak a víz volt mozgóképes, de a megmozdulás utáni szegregáció előrehaladtával az olaj fázis áteresztőképessége egyre nő, a vízé pedig csökken A legalsó szelvénytől, szinttől feláramlik az olaj a réteg tetőre és közben úgy halmozódik fel az olajpadban, hogy felülről lefelé csökken az olajtelitettség és az olajpad áramlás

irányába eső vastagsága. Klasszikus értelemben itt nem beszélhetnénk olajpadról, hanem csak átmeneti zónáról, amelyet a megnövekedett olajtelítettségű helyek legelső és leghátsó vertikális szelvénye fog közre. Az olajpad 151 különböző horizontális szintek-beni vastagságát a szegregáció jellege mellett még megszabja az, hogy az átmeneti zónában azonos a nyomáskülönbség (nyomásgradiens) az egész vertikális szelvényben. Tökéletesen homogén kőzetben az olajpad a kiszorítás előrehaladtával felfelé egyre nagyobb vastagságú, a hátsó frontja egyenletes lesz és a függőlegestől α szöggel hátra hajlik, az első frontja eleinte szintén hátrahajlik, majd egyre jobban kiegyenesedik. A konkrét helyzetet a kőzet horizontális irányú olaj és FAA-os víz fázis áteresztőképessége, azok egymáshoz viszonyított arányai alakítják ki az átmeneti zónára eső nyomáskülönbség és a gravitációs erő megszabta feltétel

mellett (lásd 4.68 ábrát) Ha a kialakult telítettségi viszonyokhoz tartozó fázis áteresztőképességek. ill mozgékonyságok mellett az olajpad találkozik akár horizontális, akár vertikális kőzetheterogenitási ( a környezettől eltérő áteresztőképességű) hellyel, ahol az egyik, vagy másik fázis áteresztőképessége megváltozik, akkor az olajpad egyöntetűsége megszűnik, előbb ujjasodás alakul ki, majd az olajpad szétszakadhat horizontális, ill. vertikális irányban, végül mindkét irányban és "olaj-foltok" képződnek (4.69 ábra) Ezek az olajfoltok egymástól szinte függetlenül, vagy véletlenszerű kapcsolódásokkal mozognak az ismét kialakuló olajpaddal, vagy olaj-foltokkal együtt a megcsapolási hely felé. Ha a rétegtetőn a horizontális irányú mozgást akadályozó gátak, kiékelődések vannak, akkor az olaj-foltok a gátaknál megrekednek és ott maradnak. Csak tenzid-dugó besajtolásával történő

olajkiszorítás kiszorítási hatásfok és a tenzid-dugó pórustérfogat hányadában adott térfogata közötti kapcsolatot mutatja a 4.70 ábra, amely kísérleteknél 1Vp víztérfogatot követően került sor a megfelelő nagyságú tenzid-dugó besajtolására, melyet mindig követett vízdugó besajtolása, melynek nagysága 1.5 Vp-re egészítette ki a tenzid-dugó nagyságát A 470 ábra alapján megszerkesztett 4.71 ábra mutatja a dugó-méret függvényében a vízkiszorítást követő tenzides kiszorítás kiszorítási hatásfokának növekedését A görbe lefutásból lehet következtetni a legkedvezőbb dugó-térfogat nagyságára, amely (0.5-06)Vp intervallumba esik A fenti fejezetekben elmondottakat figyelembevéve egyértelmű, hogy a gyakorlati tenzid-dugós olajkiszorítás a 4.72 ábrán bemutatott rendszer szerint történik, szekvenciálisisan kerül besajtolásra a kőzetkondicionáló-dugó, a ható dugó, a mobilitást szabályozó dugó és végül

édesvíz-dugó, majd az egész rendszert mozgató víz folyamatos besajtolása következik. Elődugó. Általában 0-100 %-a a pórustérfogatnak megfelelő mennyiségű és megfelelő sótartalmú dugó. Besajtolásának fő célja, hogy csökkentse a felületaktív anyag veszteséget, retenciót és a kétértékű kationok kicsapódását. Ható-dugó. Általában a pórustérfogat 5-60 %-ának felel meg, és ez tartalmazza azokat a vegyszereket, amelyek az olajkihozatalt növelik: elsősorban a felületaktív anyagot (tenzidet), rendszerint 1-20 tf% koncentrációban és koszulfonátok, alkoholok, olaj, polimerek, biocidek és oxigénmentesítők. 152 4.68 ábra FAA-os víz frontja közel homogén kőzetben végrehajtott olajkiszorításnál 153 4.69 ábra Olajpad formája heterogén kőzetben történő FAA-os olajkiszorításnál 154 4.70 ábra A tenzid-dugó méret és a kiszorítási hatásfok kapcsolata 4.71 ábra A tenzid-dugó méret és a többlet

kiszorítási hatásfok, valamint a fajlagos többlet kiszorítási hatásfok kapcsolata 155 4.72 ábra A tenzid-dugós (FAA-os) olajkiszorítás gyakorlati megvalósításának sémája 156 Mobilitás szabályzódugó. Rendszerint polimeres víz-dugó, a mely a ható-dugót követi és fő szerepe, hogy egy padban tartsa az előtte lévő elődugót és a hatódugót mindaddig, míg azok a termelő kutat el nem érik. A polimer oldatok tulajdonságairól részletesebben a következő fejezetben szólunk. Édesvíz-dugó. Ez hivatott betartani a sókoncentrációt a mobilitás szabályzó dugó frontjának eleje és a hátsó front között. Így a koncentráció csökkenéssel mérséklődik a kedvezőtlen mobilitási arány a mozgató víz és a mozgékonyság szabályzó polimeres oldat között. Mozgató víz besajtolása. A megfelelő sótartalmú víz folyamatos besajtolásával mozgatjuk az egész kiszorító dugó-rendszer a termelő kutakhoz. 4.417 A kihozatali

tényező becslése A tenzid dugós kiszorítás kishozatali tényezőjének becslésére is a már ismert alapösszefüggést használjuk ER=EDEVEMB , (4.97) ahol EMB - mobilitás szabályzó dugó hatásfoka. Nézzük részletesen az egyes hatásfokok meghatározásának módjait. Kiszorítási hatásfok, ED. Mint tudjuk a kiszorítási hatásfok a kiszorítás kezdeti és végi olajtelitettségből határozható meg. Ha a megelőző vízkiszorítás befejezésekor a maradék olajtelitettség Sorw volt, a tenzid dugós kiszorítás végén a maradék olajtelitettség pedig Sor, akkor ED = Sorw − Sor Sorw (4.98) egyenlettel számítjuk ki a kiszorítási hatásfokot. Az Sorw ismerjük, az Sor értékét pedig célszerűen megválasztott tenzid-dugóval végrehajtott laboratóriumi kiszorítási kísérlettel lehet meghatározni. Kis Sor értéket igen jó határfelületi aktivitású tenziddel érhetünk csak el. Amennyiben nincs lehetőségünk laboratóriumi kiszorítási

kísérletek elvégzésére, akkor a szakirodalom un. kapilláris deszaturációs görbéjét (CDC) kell felhasználni a "mező" kapilláris-szám felhasználásával: Nc = qµ o / ( σh A ) (4.99) ahol q -a besajtolási/termelési ütem, µo - az olaj viszkozitása, σ - határfelületi feszültség, h - nettó rétegvastagság, A - az elárasztás területe. A kapilláris-szám meghatározásakor a határfelületi feszültséget 0.001 mN/m értéknek vesszük és kiszámítjuk Nc- t, amelyhez a 4.55, ábrából meghatározható ehhez a határfelületi feszültséghez tartozó Sor nagysága. Térfogati hatásfok, EV. A térfogati hatásfok függvénye a tenziddugó térfogatának, Vps, a retenciónak, FD és a Dykstra-Parsons permeabilitás-varianciával, VDP kifejezett 157 kőzet heterogenitásnak. A fenti paraméterek függvényében mutatja a 473 ábra a térfogati hatásfokot. A VDP - permeabilitás-varianciát már ismerhetjük a vízkiszorítási eljárás

értékeléséből, vagy az újabb geológiai feldolgozásokból, vagy közelítőleg 0.6 - nak vehetjük fel Az FD értékét a (486) egyenletből határozzuk meg ismerve a tenzid oldat Cs koncentrációját, a sűrűségét, a kőzet porozitását és sűrűségét, a Cs nagyságát laboratóriumi kiszorítási vizsgálattal kell meghatározni, vagy ha erre nincs mód, akkor Cs =0.4 mg/g-nak felvehető A Vps és Cs laboratóriumi kiszorítási vizsgálatsorozattal határozandó meg. 4.73 ábra A tenzides kiszorítás térfogati hatásfokának változása Mobilitás szabályzó dugó hatásfoka. A mobilitás szabályzó dugó hatásfoka EMB a térfogati hatásfok, valamint a VDP - permeabilitás-variancia függvényeként határozható meg: EMB = ( 1 − EMBe )[1 − exp( 0.4VMB / EV )] + EMBe , 12 (4.100) ahol E MBe = 0.71 − 06VDP , (4.101) ahol EMBe – a VMB=0 értékhez extrapolált mobilitás szabályzó dugó hatásfoka, VMB a mobilitás szabályzó dugó térfogata a

pórustérfogat hányadában kifejezve. A (4.101) összefüggés numerikus szimuláció eredményeiből került felírásra A kihozatali tényező meghatározását követően célszerű azt ellenőrizni a 4.74 ábra adataival, amely 21 telepben végrehajtott tenziddugós kiszorítás mező eredményeit mutatja a mobilitás szabályzó dugó térfogatának függvényében. 158 Hangsúlyozni kell, hogy ez az ábra is a művelet kezdeti olajára vonatkoztatott kihozatali tényezőt, kihozatal növekményt mutatja, nem a kezdeti földtani készletre vonatkoztatott kihozatali tényezőt. Az olajhozam (qo) változása az időben. Az olajtermelést az idő függvényében a következő metodikával határozzuk meg, ha ismert ER tényező. A meghatározásnál feltesszük, hogy a dimenziónélküli olajhányad a felületaktív dugó áttöréséig lineárisan nő, ezt követően pedig lineárisan csökken az idő függvényében (ez egy háromszög alakú ábrát ad). Ezt a háromszöget

deformálja a kőzet heterogenitása Első lépésben számítsuk ki a dimenziónélküli olajpad áttörésének idejét laboratóriumi kiszorításra homogén kőzetnél  Sob − Soi   t Ds  fob − foi  t Dob =  = és és a tenziddugó (4.102) tDs=1+FD-Sor , (4.103) ahol tDob - az olajpad áttörésének ideje, dimenziónélküli, Sob - az olajpad olajtelitettsége, tört, Soi -. a kezdeti olajtelitettség, tört, fob - az olajpad olajhányada, tört, foi - a kezdeti olajhányad, tört, tDs - a tenzid áttörésének ideje, dimenziónélküli. Az Sob és fob értékeit a relativpermeabilitás görbékből ismert eljárással határozzuk meg, azaz megszerkesztjük az fo=f(So) frakciós görbét és arról pedig a front áttöréséhez tartozó Sob és fob értékeit. A második lépésben ezeket az értékeket korrigáljuk a telep heterogenitásának megfelelően, felhasználva az un. effektív mobilitási arányt, Me - t, amely log(Me)= VDP . (1 − VDP )

0.2 (4.104) Így a korrigált áttörési idő , = t Dob / M e t Dob és (4.105) t Ds, = t Ds / M e , (4.106) az olajhányad maximuma, fopk pedig t  M e − M e  Dob   t Ds  fopk= Me − 1 1/ 2 fob , (4.107) az utolsó lépés pedig a dimenziónélküli termelést átszámítani: qo=qfo, (4.108) 159 és t= VptD/q, (4.109) egyenletekkel, ahol fo - az olajhányad, tD - dimenziónélküli idő, q – besajtolási ütem, tD=Vp/(qt). A teljes dimenziónélküli kiszorítási idő t,Dw=t,Dob+2ERSorw/fopk . (4.110) A fenti metodika szerinti alkalmazás eredményét a 4.75 ábra mutatja Mint látható az ábráról, elég nagy az előre jelzett és a tényleges görbe közötti eltérés, ami nem meglepő a nagyszámú befolyásoló paraméter miatt. 4.74 ábra A gyakorlati megvalósítás kihozatali tényezői 160 4.75 ábra Gyakorlati megvalósítás termelési görbéje 161 4.42 Polimeres kiszorítás A vízkiszorítással foglalkozó

fejezetben részletesen ismertettük az ER kihozatali tényező számításának, becslésének módját. Az ott leírtak alapján nyilvánvaló, hogy a nem elegyedő kiszorítás hatásfokát ER – t a kiszorítási ED , a területi EA , és a vertikális EI elárasztási hatásfokok szorzataként határozzuk meg. A vízkiszorítás tárgyalása során bemutattuk, hogy az ER hatásfok akkor lesz a legnagyobb, ha a kiszorító víz és a kiszorított olaj mozgékonysági aránya M<1, azaz kw λ µ M = w = w <1. ko λo µo (4.111) Mint ismeretes a vízkiszorításnál felhasznált víz mozgékonysága, λw rendszerint nagyobb a kiszorított telepolaj mozgékonyságánál, λo , ezért a fenti kívánalom csak akkor teljesül, ha csökkentjük a víz mozgékonyságát. Mivel a tárolókőzet vizpermeabilitását nehezen, vagy egyáltalán nem lehet csökkenteni, ezért a lehetséges megoldás a viszkozitás növelése. A kialakult olajipari gyakorlat szerint a víz

viszkozitásának növelésére megfelelő minőségű polimerek felhasználásával lehetséges. A polimerek vizes oldatainak pórusos kőzetekben történő áramlásánál a polimer és a kőzet között fellépő kölcsönhatás miatt a polimeres vízre vonatkozó áteresztőképesség módosul, ami mobilitás csökkenést eredményez. A polimeres víz, vagy polimer oldat mozgékonysága a kiszorítási folyamat közben változik, mert a polimer retenciója az áramlás mentén változik, így változik a mobilitás-szabályzó mértéke. A különböző folyamatok értékelésénél más-más helyen érvényesülő polimer oldat mozgékonyságot, λp és ennek megfelelő mozgékonysági arányt kell definiálunk. Így a gyakorlatban használatos mobilitás arányok: a kétfázisú kiszorító rendszer végső stádiumában előálló mobilitás arány, Mo, amelyet a vízkiszorítással való összehasonlításnál használunk; az átlag mobilitás arány, M , melyet pedig a

területi és a vertikális hatásfokok számításánál használunk; M*- mobilitás arány az un. front mobilitás arány, amely a polimer front stabilitására jellemző érték. A polimer oldatokat általában három módon alkalmazzuk az olajiparban: 1. a kútkörnyék kezelésére, amikor csökkenteni kívánjuk a termelési VOV értékét a nagyobb áteresztőképességű rétegszakasz vezetőképességének részbeni (profilszabályzás), vagy egészébeni blokkolásával, máskor a vízbesajtoló kutak profilszabályzására, 2. nagybehatolású kezelésre, ilyenkor a kúttól nagy távolságra hatóan lezárjuk a nagy vezetőképességű kőzet zónákat, rendszerint szekvenciálisan kerülnek besajtolásra a záró gél komponensek (polimer, inorganikus fém kationok, stb.), 3 az egész kútrendszerre kiterjedő kis M, vagy λp melletti kiszorításra, vagy egyéb dugós kiszorításnál mobilitás szabályzó dugóként. Következőkben csak a 3 felhasználási módokkal

foglalkozunk. 162 4.421 Polimerek Polimeres kiszorításra, ill. mozgékonyság szabályozásra használt polimerek: xanthan gum (XG), hidrolizált poliakrilamid (HPAM), poliakrilamid (PAM), hidroxiletilcellulóz (HEC), poliszaharidok (biopolimerek). Ezek közül néhánynak a molekula szerkezete látható a 4.76 ábrán A gyakorlatban legelterjedtebbek a poliakrilamid és a biopolimer típusú polimerek, melyeket a következőkben részletezzük. 4.76 ábra Néhány polimer molekula-szerkezete 163 Poliakrilamidok(PAM). A poliakrilamid polimert akrilamidból állítják elő vizes közegben katalizátor és láncvivő adalék jelenlétében. Homopolimernek nevezzük a poliakrilamid polimert, ha csak akrilamid szegmenseket, monomereket tartalmaz, általában nem ionos karakterű és gyengén reakcióképes. Erősen lúgos közegben az akrilamid szegmensek egy része hidrolizálható és akrilamid-akrilsav kopolimer (HPAM) keletkezik, amelynél a hidroxil gyökhöz nátrium,

vagy kálium kötődik. Ezeknél a polimereknél 30 %, vagy nagyobb arányú a hidrolizáltsági fok (max. 70 %), azaz a monomerek ennyi %-a hidrolizált. A hidrolízis következtében nagymértékben megváltozik a polimermolekula, anionos jellegű csoport épül be és így a polimeroldat fizikai és kémiai tulajdonságai is nagymértékben megváltoznak. A kiszorításra alkalmazott polimerek molekulatömege általában 0.5-10*106 között változik. A kőolajkiszoritásra használt polimerek döntő hányada, közel 95 %-a HPAM, ezért jelentősége ennek a legnagyobb. A szilárd állapotú poliakrilamid fehér, színtelen, szagtalan hószerű por, sűrűsége kb. 1300 kg/m3 , vízben jól, alkoholokban kismértékben oldódik, apoláris oldószerekben egyáltalán nem oldódik. Gyenge méreg, tartós belégzése idegrendszeri károsodást okozhat. A gyártók jelenleg három formában kínálják a poliakrilamid termékeiket: nagyobb részben szilárd állapotban, gél

állapotban és "folyékony" (emulzió) állapotban. A por alakú polimert a felhasználás helyén feloldani nehéz, szűrni is szükséges az oldásnál előálló gélagregáció miatt. A gél állapotú polimer a gyártási végtermék, előnye, hogy az ára alacsonyabb a por alakúhoz viszonyítva, felhasználáskor az oldása egyszerűbb és gyorsabb. A legkorszerűbb polimer kiszerelési forma a "folyékony" állapotú, ekkor a polimer diszpergálva van az oldatban, így az emulzió. Nagy előnye, hogy, a nagy polimertartalom (30-50 tömeg%) ellenére kicsi a viszkozitása, vízzel tökéletesen elegyedik és gyorsan oldódik, nincs gélagregáció, ezért szűrni sem kell. Biopolimerek-poliszaharidok- xanthan gum (XG). A polimereknek másik nagy csoportja a poliszaharidok, amely a szaharid molekulák polimerizációjával áll elő (lásd 4.76 ábrát) A poliszaharidokat, másképpen biopolimereket baktériumos fermentációval állítják elő, lehetnek

homopoliszaharidok, vagy heteropoliszaha-ridok. Az előbbi glükózmolekulákból, az utóbbi pedig glükózból és mannázból épül fel. Mindkettő lényegileg láncpolimer, de a homoszaharidok nemionos karakterűek, a heteropoliszaharidok pedig anionos jellegűek. Általában az egyes gyártók ugyanazt a biopolimert más-más néven forgalmazzák, például: xanthan gum (XG) lehet Kelzan, vagy Actigum CX. Az ionos jellegű poliszaharidok nátrium- vagy káliumsóként kerülhetnek forgalomba. A 2-20 % poliszaharid tartalmú folyadék, vagy szilárd formájú biopolimerek színe fehér, vagy enyhén sárga. A folyadékállapotú termék sűrűsége mintegy 1020 kg/m3, viszkozitása 4000-5000 mPa s, a szilárd biopolimer sűrűsége pedig 550-580 kg/m3, szemcsemérete <0.25 mm alatt széles tartományú, molekulatömegük 05-10*106 között változik. A biopolimerek hasonló mértékben növelik a víz viszkozitását, mint a poliakrilamidok, mindkettőnél a hőmérséklet

növekesével csökken a viszkozitás. A lényeges különbség abban van, hogy a biopolimer oldatok viszkozitása lényegesen 164 kisebb mértékben függ a folyadékrendszer egyéb komponenseitől, úgymint: 0-20 % sótartalomnál, nem érzékeny a kationokkal szemben, 3-11 pH tartományban a kémhatásra sem érzékeny, egyéb anyagok nem befolyásolják tulajdonságukat, pl. a felületaktív anyagok, a szénhidrogének, alkoholok és a poliakrilamidok. Hátrányuk, hogy a termikus stabilitásuk kicsi, 80-90 oC felett viszkozitásuk rohamosan csökken. A mikrobiológiai folyamatokkal szemben érzékenyek lehetnek. 4.422 Polimeroldatok tulajdonságai Következőkben a gyakorlatban legelterjedtebben használt poliakrilamid polimerek, ill. vizes oldatai tulajdonságait tekintjük át, úgymint szerkezetüket, viszkozitás függésüket és a viszkozitást befolyásoló paramétereket, nem-Newtoni oldat-sajátságokat, retenciót, kőzet permeabilitás módosítást és a kémiai,

biológiai és mechanikai degradációt. Poliakrilamid oldatok szerkezete. A poliakrilamidok mint láttuk láncpolimerek, amelyeknek legvalószínűbb alakja híg vizes oldatban a hipszoid alakú statisztikus gombolyag, így a poliakrilamid molekulák alakja, mérete és oldataik tulajdonsága végeredményben a statisztikus gélgombolyag tulajdonságaitól függ. A gélgombolyag váza a polimerlánc és a vázba felszívódott víz a poliakrilamid szegmenseket teljesen hidratálja, ill. a vázközt kitölti, a gélgombolyag közel 999 %-át a víz adja, így látszólag alig különbözik a víztől. A gombolyagban a polimerlánc kuszáltsági foka olyan nagy, hogy a gélgombolyagban abszorbeálódott víz csak diffúzió utján cserélődhet a környező vízmolekulákkal, mert a kapilláris erők a vizet tökéletesen megtartják, így a gombolyag átjárhatatlan, egységes egészként mozog áramlás közben. A gélgombolyagok mérete szerint kolloid diszperziók csoportjába

tartozik a híg oldat, szigorúan véve molekulakolloidról kell beszélnünk. Lényeges tulajdonsága még a molekulakolloidoknak, hogy a gélgombolyag nagysága adott összetételnél függ a külső körülményektől, a termodinamikai állapotváltozással kontrahálódik, vagy expandál. Fentiekből következik, hogy a polimer oldatok tulajdonságaira kisebb-nagyobb mértékben minden olyan paraméter befolyással van, amelyek a gélgombolyag méretére és számára befolyással van. A legfontosabb befolyásoló paramé-terek: a polimer szerkezet ( molekulatömege, hidrolizáltsági foka), polimer koncentráció, hőmérséklet, idegen ionok minősége és mennyisége, az áramlási közeg kémhatása. Polimer oldatok viszkozitás függvényei. A vázolt oldatszerkezet ismeretében érthető, hogy adott polimer koncentrációnál miért mutatnak nem-Newtoni tulajdonságot és eltérő viszkozitásnövelő hatást az egyes polimerek. Adott típusú polimer molekulatömegének

növekedésével egyértelműen növekszik a gélgombolyagok mérete és ennek megfelelően az oldatuk viszkozitása is (4.77 ábra) A polimeroldatok nem-Newtoni tulajdonsága miatt azok viszkozitása függ a nyírási sebességtől (4. 78 ábra), ennek legegyszerűbb és könnyen kezelhető matematikai formulája τ =K γn, vagy µ =K γn-1, (4.112) ahol K és n állandók, τ - nyírási feszültség, γ - nyírási sebesség. A K és n állandók 165 adott polimer típusra és molekulatömegre, hidrolizisfokra, koncentrációra, sóminőségre és koncentrációra, valamint hőmérsékletre vonatkoznak. Ilyen alakú összefüggés rendszerint csak egy szűk nyirásisebesség tartományban írja le jól a viszkozitás változását. 4.77 ábra Polimer oldatok viszkozitásának változása a polimer molekula -tömegével Általánosabb alakban irható fel a viszkozitás változása, ha a nagyon kis nyírási sebességeknél a viszkozitás még állandó és egyenlő µpo -al,

nagy nyírási sebességnél pedig µp∞-el µp = µp + ∞ µ op − µ p ∞  γ  1+    γ 1/ 2  ( α − 1) , (4.113) ahol α - empirikus állandó, γ1/2 - a µpo és a µp∞ átlagához tartozó µp - nél a nyírási sebesség. 166 A pórusos kőzetekben áramló polimeroldatok un. látszólagos viszkozitását az effektív nyírási sebességnél határozzuk meg γe = uw , 4 φkw Sw (4.114) ahol uw - a víz szivárgási sebessége, kw - a víz permeabilitása, Sw - a víztelitettség, φ - porozitás. Telepekben az átlagos effektív nyírási sebesség kicsi, 1-5 s-1 intervallumba esik. Mivel a besajtolókút közvetlen környékén a nyírási sebesség nagy, ezért a polimeroldat injektivitása lényegesen nagyobb, mint amit számíthattunk volna a µpo ból. A kúttól távolodva a nyírási sebesség egyre csökken, ennek megfelelően nő a polimer oldat viszkozitása. A polimeroldatok reológiai tulajdonságai - a viszkozitás-nyírási

sebesség függvényei - függnek a polimer koncentrációtól (4.78 ábra) és a sótartalomtól (479 ábra) adott hőmérsékleten, a viszkozitás hőmérséklet függését pedig a 4.80 ábra mutatja. Az ábrákon bemutatott viszkozitás változások a poliakrilamid típusú polimerekre jellemzőek, a poliszaharidoknál ezek a változások lényegesen kisebbek. 4.78 ábra Polimeroldatok reológiai görbéi 167 4.79 ábra Polimeroldatok reológiai görbéi 4. 80 ábra Polimeroldatok reológiai görbéi 168 Polimeroldatok viszkozitásának változása a koncentrációval. A polimeroldatok viszkozitása adott nyírási sebességnél a koncentrációval exponenciálisan változik (4.81 ábra) Ez a tendencia az oldatok szerkezetével értelmezhetők, mivel az oldatban a gélgombolyagok számának növekedésével a rendszer szabad oldószerben egyre szegényedik. Meghatározott koncentrációnál bekövetkezik egy olyan állapot, amelynél az oldatban már egyáltalán nincs

szabad oldószer, víz, a teljes mennyiség a gélgombolyagokban található. Ekkor a gélkoncentráció 100 %-os, ehhez tartozó polimerkoncentrációt kritikus polimerkoncentrációnak nevezzük. Viszonylag kis polimerkoncentrációnál bekövetkezik a 100 %-os gélkoncentráció, de ennél nagyobb gélkoncentrációt is előállíthatunk, amikor viszont már a láncok nincsenek a teljes hidratációs állapotban. Ekkor az oldat elveszti oldatjellegét és f gélállapotú lesz, ezért a viszkozitása is jelentős mértékben nő. 4.81 ábra Polimeroldatok viszkozitásának változása a koncentráció függvényében 169 Sóhatás. A sóhatást a polielektrolitok disszociációs egyensúlyának eltolódására vezetjük vissza. A hidrolizált poliakrilamidok karboxil csoportján lévő alkálifém- vagy hidrogénionok disszociációja visszaszorul, ha az oldatban megnövekszik ezen ionok mennyisége. A polimerláncon lévő negatív töltések számának csökkenése

következtében pedig kontrahálódik a molekula, majd a gélgombolyag és ez makroszkopikusan lényeges viszkozitás csökkenéssel jár (4.82 ábra) A sóhatás nemcsak a gélgombolyag méretének csökkenésével jár, hanem alakváltozással is, közelit a gömbalakhoz. A sóhatást a következők jellemzik: már igen alacsony sókoncentrációnál jelentkezik (<0.2 g/l), az egyértékű kationok (nátrium, kálium) hatása kisebb, mint a többértékű kationoké (kalcium, magnézium), az ionos (hidrolizált) poliakrilamid lényegesen nagyobb változást mutat, mint a nemionos polimer. 4.82 ábra Polimeroldatok viszkozitásának változása a só-koncentrációval 170 Retenció. A pórusos kőzetekben áramló polimeroldatok az áramlási úton egyre több polimert vesztenek el, egyre több lesz a veszteség, amely függ a polimeroldat és a kőzet kémiai, fizikai és mechanikai kölcsönhatásától. A kémiai jellegű veszteség a polimer szorpciós (döntően

kemiszorpció és adszorpció) visszatartása miatt következik be. Tapasztalat szerint a szorpciós veszteség mészköveken nagyobb, mint homokköveken, a fajlagos visszatartott polimer mennyisége függ a polimer típusától, és a sótartalomtól. A szorpciós veszteség csökken a polimer molltömegének növekedésével, ill. a hidrolizisfok növekedésével, a polimerkoncentráció és a sótartalom növekedésével viszont nő a veszteség, általában a többértékű ionok jobban növelik a veszteséget. A viszkozitás növelő hatást és a szorpciós jelenségeket minden esetben mechanikai polimer kiszűrődés kíséri. Oka, hogy az átlagos pórusméret és a gélgombolyag mérete közel azonos tartományba esik, ezért mindig lesz olyan pórusméret, helyesebben pórustorokméret, amely kisebb a gélgombolyag méreténél, így ott a gélgombolyag megakad. A mechanikai polimer visszatartáson belül - a pórusméret és a gélgombolyagméret arányától függően -

dinamikus befogás és irreverzibilis plaghatás (dugóhatás) között teszünk különbséget. A dinamikus befogás folyamata: a gélgombolyag alakja egy elnyújtott forgástest, amely igyekszik az áramlás irányával párhuzamos orientációt felvenni, igyekszik "letekercselődni", ezért térfogata nő. Ha az áramlás megszűnik, akkor a gombolyag a legkedvezőbb gömbalakot igyekszik felvenni, orientáltsága megszűnik, ehhez bizonyos idő kell, amit relaxációs időnek nevezünk. Ha a pórustorok mérete nagyon közel van, vagy azonos a gombolyag dinamikus állapotban felvett méretével, a relaxációs idő alatt bekövetkező alakváltozás elegendő lehet a csapdába eséshez, a megakadáshoz. De ez még nem jelentheti a csatorna végleges lezárását, mert nagyobb nyomásgradiensnél a befogott, plasztikusan deformálódó gombolyag átpréselődhet a pórustorkon és a nagyobb méretű pórusban ismét felveheti az áramlási sebességre jellemző korábbi

alakot és orientációt. Az irreverzibilis pórustorok lezárásnál (plag) olyan csapdába esés áll elő, amely végleges, ezért ezt az utat teljesen kizárja a további áramlásból. A dinamikus és az irreverzibilis polimer visszatartás, befogás azt eredményezi, hogy az áramlási sajátságok nem jutnak egyensúlyba, átmeneti tranziens jelenségek lépnek fel az áramlási rendszerben ( besajtolás leállása után újraindításkor nagyobb nyomással lehet csak ugyanannyi oldatot besajtolni). A polimer típusa, hidrolizisfoka, és a sótartalom mellett a befogás nagysága függ a kőzet pórusméret és a gélgombolyag-méret eloszlásának átfedésétől és az áramlás sebességétől is. A retenció nagysága befolyásolja a kiszorításra besajtolandó polimer mennyiségét. A mezőbeli gyakorlat szerint a retenció nagysága kőzettérfogatra vonatkozóan 7 g/m3-150 g/m3 intervallumba esik, ami igen széles tartomány. Figyelembe kell venni még, hogy az

olajtelepek teljes térfogatának csak egy hányadán, gyakran csak mintegy 70 %-án lehet a polimeres kiszorítást végrehajtani. Permeabilitás csökkenés. A növelt viszkozitású polimer oldatoknál a pórusos kőzetekben kapott szivárgási sebesség kisebb ugyanazon nyomás gradiensnél, mint amit a viszkozitás növekedés indokolna, ezért kézenfekvő, hogy az eredeti áteresztőképesség is csökken. Ha továbbra is érvényesnek fogadjuk el a Darcy- 171 törvényt a pórusos rendszerekbeni áramlásokra, akkor külön részletesen vizsgálni szükséges a növelt viszkozitású polimer oldatok permeabilitás csökkentő hatását is. A polimer oldattal történő olajkiszorításra írjuk fel a mozgékonysági arányt kp λw µ λ λ M= p = o = p , ko λo λw λp µo (4.115) ahol p-index a polimer oldatra, o-index az olajra , w- a vízre vonatkozik. Mint láttuk, a viszkozitással együtt a permeabilitás is változik, ezért a polimer oldat mozgékonyságának

változását, csökkenését célszerű a víz mozgékonyságához viszonyítva meghatározni kw λ µ FR= w = w , kp λp µp (4.116) ezt az arányt ellenállás tényezőnek nevezzük (4.83 ábra) Ha a (4116) egyenletet , amely egynél nagyobb arányokat ad, a (4.115) egyenletben figyelembe vesszük, akkor eredményül csökkenő mobilitás-arányt kapunk, ami a célunk is volt. Az FR ellenállás tényezőből, ismert víz és polimer oldat viszkozitásoknál meghatározható a víz és a polimer oldat permeabilitásának aránya, végső soron a polimer oldat permeabilitása a vizpermeabilitás ismeretében: Frk = kw µ w = F , kp µ p R (4.117) ahol Frk - permeabilitás csökkenési tényező. A polimeres kiszorítás egyik előnye a polimer tárolókőzeten való visszatartásából származik. Ennek következtében a polimer oldatot követő, mozgató víz áramlási szempontból úgy viselkedik, mintha ténylegesen polimert tartalmazna. Így az alkalmazott polimer oldat

jellemezhető azzal a visszamaradó ellenállásváltozással is, amely a polimer mentes víz mozgékonysága között van a polimeres kiszorítás előtt, ill. után Célszerűen a két mozgékonyság arányát vesszük FRr = λ wb , λ wa (4.118) amit maradék ellenállás tényezőnek nevezünk. Kémiai, biológiai és mechanikai degradáció. A gyártást követően a polimer molekulatömege csökken a kémiai, biológiai és/vagy mechanikai degradáció következtében. A kémiai degradáció mérsékelhető, ha a felhasználás minél 172 alacsonyabb hőmérsékleten történik és oxigén mentesítőt használunk (pl. nátriumszulfátot) a polimer oldatban. A biológiai degradáció csökkenthető oxigén mentesítőkkel és biocidekkel (formaldehid, izopropilalkohol). A mechanikai degradáció minden alkalmazásnál létrejön, főleg ha a polimeroldatot nagy sebességgel áramoltatjuk. Ekkor a felszíni szerelvényeken való átáramlásnál és a kúttalpon, a

perforáción, vagy a perforált béléscsövön degradáció jelentkezik, ami lényegileg a gélgombolyagok szétszakadásával jár. 4.83 ábra FR – ellenállási tényező változása a polimeroldat besajtolása alatt 173 4.423 Polimeres kiszorítás helyzete 4.84 ábra Polimeres olajkiszorítás gyakorlati kivitelezésének sémája A polimeres olajkiszorítás sémáját a 4.84 ábra szemléletesen mutatja, mint látjuk szekvenciálisan kerül besajtolásra az elődugó, amely rendszerint kis sótartalmú víz, a rétegben kialakult az olajpad - , majd a polimer oldat dugó, az édesvíz dugó, ami a polimer-dugó hátsó frontjának hígulását mérsékli, ezt követi a mozgató vízbesajtolás. Gyakran az édesvíz-dugó is tartalmaz polimert kisebb mennyiségben, hogy szabályozza a mobilitást a polimer és a víz között. 4.424 Polimeres olajkiszorítás hatásfokai 174 Fentebb már utaltunk rá, a polimeres kiszorítás kiszorítási hatásfokát a

Leverettféle f-függvény alapján határozhatjuk meg, melyet az adott tárolókőzet magokon polimer oldattal végzett olajkiszoritási kísérletekből határozhatjuk meg. Az f-görbe használatát a 3. Vízkiszorítás c fejezetben részletesen tárgyaltuk A területi és vertikális hatásfokok becslése szintén a kiszorítás mobilitás aránynak, valamint a tárolókőzet felépítésének (heterogenitásának) és az összes besajtolt polimer oldat mennyiségének a függvénye. A 2 fejezetben leírtakat logikus módosítással alkalmazhatjuk a polimeres kiszorításra is. 4.43 Habelárasztás 175 A habok alkalmazásának, felhasználásának alapvető indoka, hogy a kiszorító víz mozgékonyságát csökkenteni kell a jobb olaj-kihozatali tényező elérésére, és ezt a polimereken kívül úgy érhetjük el, hogy a vízhez gázt keverünk, célszerűen meghatározott méretű gázbuborékok formájában, így egy kétfázisú diszperz rendszert kapunk, amelynek

lényegesen kisebb lesz a mozgékonysága. De a hab alkalmazását úgy is felfoghatjuk, min a gázzal, vagy gőzzel történő olajkiszorításnál a kiszorító ható gáz/gőzdugó mobilitásának szabályzására felhasznált "nehezített" gázt, amelynél tehát a gőz/gáz mozgékonyságát vízzel csökkentjük. Ilyen okok miatti alkalmazást mutat a 4.85 ábra A gáz/folyadék diszperzió normál esetben instabil és rendszerint elbomlik egy másodpercnél rövidebb idő alatt. Ha viszont fefületaktiv anyagot adunk a folyadékhoz, akkor a ugyanaz a hab lényegesen stabilabb lesz, szinte korlátlan ideig megmarad. A 441 fejezetben ismertetett felülületaktiv anyagokat használjuk fel a habok stabilizálására is. 4.85 ábra Gáz/gőz elárasztás és habelárasztás összehasonlítása 4.431 A habok tulajdonságai 176 A szakemberek széles körben vizsgálták a gáz- és a gőzbesajtolásnál alkalmazott felületaktív anyagok határfelületi

tulajdonságait. A 486 ábra bemutatja azokat a hatásokat, amelyek számbaveendők a gáz- és a gőzbesajtolás EOR módszereinél. Habképző anyagok molekuláris tulajdonságai ⇒ Habok mikroszkopikus tulajdonságai ⇓ Habok viselkedése pórusos kőzetekben ⇒ Gáz- és gőzkiszorítás hatásfoka 4.86 ábra A felületaktív anyag molekuláris tulajdonságainak hatás-folyamata Egyértelmű, hogy a habképző anyagok molekuláris tulajdonságai megszabják a habok mikroszkopikus jellemzőit, amelyek a pórusos kőzetekbeni áramlás jellegét és a végső soron az olajkihozatali tényezőt. Ezt a folyamatot mutatjuk be tiszta anyagok vizsgálati eredményein, a felhasznált felületaktív anyag: C12H25SO4Na , olaj pedig CnH2n+1OH, ahol n=8, 10, 12, 14, 16 (Nátrium-dodecilbenzolszulfát, M=348.48 és tiszta oktán, dekán, stb.), bár ezt a felületaktív anyagot nem alkalmazzák az olajkiszoritási gyakorlatban. Határfelületi feszültség. Általában a stabil

haboknál kis koncentrációban használják a tenzideket, amelyek alacsony határfelületet biztosítanak. A határfelületi feszültség determinálja a felületi aktivitást, amely végül is a hab tulajdonságát szabja meg. A határfelületi feszültséggel korrelálható a pórusos kőzetekbeni habáramlás jellege is. A fent említett felületaktív anyag vizsgálatánál a felületaktív anyag-rendszer minimális felületi feszültséget akkor adott, amikor a tenzid és az olaj, azaz a rendszer két komponense azonos lánchosszúságú( Lásd a 4.3 táblázatot) A felületi 4.3 táblázat 177 A tenzid lánchosszának hatása a határfelületi feszültségre, a határfelületi viszkozitásra, buborék méretre, áttörési időre, a folyadékkiszoritás hatásfokára és az effektív gázmozgékonyságra Rendszer C12H25SO4Na C12H25SO4Na C12H25SO4Na C12H25SO4Na C12H25SO4Na +C8OH +C10OH +C12OH +C14OH

+C16OH Határfel. fesz (dyn/cm) 25.88 24.26 22.97 25.61 30.32 Határ. viszk (cP) 0.9810E-2 1.4510E-2 3210E-2 2.6210E-2 2.110E-2 Buborék sugár (cm) 10.610E-2 6.510E-2 2.510E-2 8.10E-2 8.710E-2 Áttörési idő (min) homoktöltet dp=0.345 bar 251 41.3 46.8 30.6 27.2 Berea hkk. dp=2.759 bar 185 23.5 29.5 18 17 Folyadék kisz. hatásfok (%) homoktöltet dp=0.345 bar 778 78.1 83 69.6 68.9 Berea hkk. dp=2.759 bar 543 58.6 62.9 47.1 45.7 Eff. gázmobilitás (cm3/s bar) homoktöltet dp=0.345 bar 0173 0.105 0.099 0.127 0.135 Berea hkk. dp=2.759 bar 0026 0.022 0.019 0.023 0.024 feszültség növekedését tapasztaljuk a keverék lánchossz különbségének növekedésével. További vizsgálatok kimutatták, hogy a hőmérséklet növekedésével csökken a határfelületi feszültség. A hőmérséklet növekedése növeli a molekulák kinetikus energiáját,

ennek eredménye, csökken a molekulák közötti vonzó erő, ennek következtében pedig csökken a határfelületi feszültség az oldatban. Hasonló tendencia tapasztalható akkor is, ha az oldat NaCl- t tartalmaz és a hőmérséklet változik. A C12H25SO4Na+C12H25OH keverék viselkedése bonyolult módon változik a víz sótartalmával. Sósvizet adagolva az előző keverékhez növekszik a határfelületi feszültség. Ez a növekedés azért következik be, mert a víz jelenlétében csökken a dodekanol mennyiség a nátrium-dodecilszulfát oldatban. Ez a tendencia a CMC feletti tenzid koncentrációnál tapasztalható. Felületi viszkozitás. A felületi viszkozitás jelentőségét a hab stabilitására régen felismerték. A nagy felületi viszkozitás csökkenti a folyadék filmek vékonyodásának ütemét, ami nagy habstabilitást eredményez. A tiszta és a kereskedelmi tenzid rendszerek felületi viszkozitása változatos képet mutat, de mégis érdemes rámutatni

178 a pórusos kőzetekbeni áramlással való kapcsolatára egy oldatrendszer példáján. A 4.3 táblázatból is látható, hogy a tenzid keverék rendszer maximális felületi viszkozitása ott van, ahol a komponensek lánchossza azonos. Ez azt mutatja, hogy a lánchossz meglepően szoros kapcsolatban van az oldatrendszer felületi viszkozitásával. A hasonló lánchossz tenzid molekulái szorosabban helyezkednek el a gázfolyadék határfelületen, mint az eltérő lánchosszúságú molekuláknál A tenzid keverékekben lévő alkohol lánchossz növeli a rendszer felületi viszkozitását, ezen keresztül a hab stabilitását. A határfelületi viszkozitás növekszik a tenzid koncentráció növekedésével és a CMC felett a felületi viszkozitás állandó lesz. Ez a tény is korrelál az egyéb felületaktív anyag tulajdonsággal, a hab mikroszkopikus tulajdonságokkal és a pórusos rendszerbeni áramlási jellemzőkkel. A felületi viszkozitás habelárasztásban

betöltött szerepének jobb megértéséhez további kiterjedtebb kutatómunkára van szükség a sókoncentráció, a hőmérséklet, a nyomás, a tenzid koncentráció befolyásának tanulmányozására. Tenzidek habossága. A vizsgálatok szerint az előző paramétereken kívül egyéb jellemzők is kellenek a tenzidekkel történő habképzés leírásához, ilyen az oldat habosságának mértéke, amely a hab stabilitásnál is fontosabb. A telepbeni hab-pad a kiszorító gázfázis és a kiszorított folyadék között növeli az áttörés idejét és a végső kihozatali tényezőt. Több tenzid képes olyan habot létrehozni, amellyel tanulmányozható a habkiszoritás folyamata és a kihozatali tényező kapcsolata. A tenzid-oldatok habtermelő kapacitása növekszik a tenzid koncentráció és a hőmérséklet növekedésével. A CMC felett a tenzid-oldat habossága majdnem állandó marad. A tenzid-oldat statikus habossága meglepően növekszik 20 o - 40 oC

hőmérséklet intervallumban, további hőmérsékleteken, 40-80 oC között a növekedés üteme állandósul. A habosság trendeje sósvíz jelenlétében változik a hőmérséklettel. A habosság hőmérséklettől való függésére a következő korrelációs összefüggést használhatjuk: F=F20 eA(T-20), (4.119) ahol A - állandó (=1.6*10E-3), F – a habosság T (oC) hőmérsékleten, F20 - 20 oC-on meghatározott habosság. Szigoruanvéve ez az egyenlet a nátrium-dodecilszulfát és dodekán rendszerre vonatkozik 20-80 oC között. Megállapították, hogy a maximális habosság akkor áll elő a rendszerekben, ha a lánchosszak egyenlők. Habok stabilitása. A hab stabilitását és formai jegyeit alapvetően a tenzid szabja meg. A hab stabilitását a hab "felezés"-i idejével jellemzik, azaz azzal az idővel, amely alatt a hab térfogata a kezdeti érték felére csökken. Számos tenzid vizsgálata alapján megállapították, hogy az etoxilált szulfonát

a legjobb stabilitású az összes ionos tenzid közül. A hőmérséklet növekedéssel 20 - 40 oC között a habok stabilitása gyorsan, 40 80 oC között mérsékeltebben csökken. Összehasonlítva a statikus hab stabilitást a hab dinamikus jellemzőivel, amit pórusos rendszerben kapunk, nincs szükség nagy stabilitásra a hatásos kiszorításnál, vagy a gáz mobilitásának csökkentésénél. Ugyanakkor a tenzidek azon képessége, hogy in-situ adnak, képeznek habot, nagyon előnyös tényező a folyadék kiszorítás szempontjából. Még további kutatások kellenek a habok olajkiszorításra való alkalmazását befolyásoló döntő tényezők feltárására. 179 A hab minősége. A habok minőségét, G az adja meg, hogy a teljes habtérfogat hány százalékát adja a gáz. A minőség növekszik a hőmérséklettel, de csökken a nyomással, mert változik a gáz térfogata, oldódik a gáz a folyadékfázisban. Általában 97 % -os a hab minőséget, és

mintegy 90 %-ban száraz habot használnak. A hab mikroszkopikus jellemzői (textúra). A gázbuborékok mérete szabja meg, hogy azok az adott pórusos rendszer pórustorkain átáramlanak-e, ami döntően befolyásolja a kiszorítási hatásfokot. A 43 táblázat szerinti esetben az átlagos buborék méret kapcsolatban van a lánchosszal. Kézenfekvő, hogy a kisebb méretű buborékok esetében jobb a kiszorítási hatásfok, mint nagyméretű buborékok esetében. Nagyobb méretnél kevesebb felületaktív anyag van jelen, mint kisebb méretű buborékoknál. ezért hatása is kisebb lesz A buborékméret csökken a tenzid koncentráció növekedésével, ugyanakkor a CMC felett a méret majdnem állandó, mind a tiszta, mind a kereskedelmi felületaktív anyagok esetében, ez konzisztens a hab stabilitással és a felületi feszültséggel. A buborékméret változása a hőmérséklettel egy adott esetben a 4.87 ábrán látható. A koaleszcencia miatt a buborékméret az

időben is változik, együttesen e két hatást a következő alakú egyenlettel lehet leírni: r=(aT+b)t+(cT+d), (4.120) ahol r - a buborék sugár, T - hőmérséklet, t - idő, a,b, c, d - állandók. A fentebb vizsgált habrendszerre a=2.9610E-4 cm/min oC, b=-5710E-4 cm/min, c=-18210E4 cm/oC és d=31410E-2 cm 4.87 ábra Buborékméret változása a hőmérséklettel 4.432 Habelárasztás hatásfoka 180 A habokkal történő olajkiszorítás kiszorítási hatásfokának vizsgálatára laboratóriumi vizsgálatokat végeztek laza homoktölteteken és Berea-homokkőveken. Az eredmények minden esetben jobbak voltak, mint a gázzal történő olajkiszoritásnál. A kiszorítási hatásfok a homoktölteteknél nagyobb, mint a Bereahomokkőveknél, ami azt mutatja, hogy a habelárasztás jobb hatásfokú a nagyobb áteresztőképessű rétegekben. Hasonló eredményt mutattak ki a kőzetek áteresztőképességének mérésével is, ugyanis a kőzet gázáteresztőképessége

kisebb a hab jelenlétében (4.88 ábra) A vizsgálatok azt mutatták, hogy a kiszorítási hatásfok a hőmérséklettel növekszik. 40 oC alatt nagyobb mértékben, e felett kisebb ütemben nő a hatásfok Más-más hőmérsékleten a vizes oldat 0.5 és 1 %-os NaCl tartalma erősen csökkenti a hatásfokot, a szakirodalom kvantitatív összefüggést javasol a T oC-on elérhető kiszorítási hatásfok (ED) számítására: ED = E20 eB(T-20), (4.121) ahol B- állandó (=4.10E-3), E20 - 20 oC -on kapott kiszorítási hatásfok A (4.119) és a (4121) egyenletekből ln ED = 2.5 ln F+C (4.122) korrelációs összefüggés adható meg, ahol C= ln E20-2.5 ln F20 (4.123) A C- állandó csökken a NaCl tartalom növekedésével (lásd még a 4.3 táblázat adatait, ill. a 4 89 ábrát) 4.88 ábra Gázpermeabilitás változása a sebességgel hab jelenlétében 181 4.89 ábra A kiszorító-rendszer paramétereinek változása a lánchosszal 182 4.433 Mobilitásszabályzás

habbal Az előző pontban már láttuk, hogy a kőzetek gázpermeabilitása csökken hab jelenlétében. A 490 ábra bemutatja, hogy állandósult áramlás esetén az effektív permeabilitás-viszkozitás arány hogyan változik a hab minőségével, G-vel. Az ábra jobb szélén, G100%-nál, azaz a tisztagáz permeabilitás-gáz viszkozitás aránynál húsz-harmincszor nagyobb ennél kisebb G értékeknél. A bal oldalon, G=0nál, a vizpermeabilitás-viszkozitás arányt kapjuk, a hab mozgékonysága e két szélső határ között változik. A hab mobilitása csökken a habminőségének növekedésével mindaddig, míg a gázbuborék közötti folyadék film fel nem szakad és a hab össze nem esik (ez az eset nem látható a 4.90 ábrán) Hasonló vizsgálatsorozattal kiválasztható az adott telepkőzet tulajdonságának és a kiszorítandó olaj+gáz rendszernek legjobban megfelelő minőségű hab a mobilitás szabályozására. 4. 90 ábra A mozgékonyság változása a hab

minőségével 183 4.44 Vegyszeres olajkiszorítás A vegyszeres kiszorítást, mivel alkalikus vegyszereket használunk fel, rendszerint alkalikus vízkiszorításnak nevezzük. A besajtolt víz pH-ját növeljük a viszonylag olcsó alkalikus anyagokkal, úgymint nátrium-karbonáttal, nátrium -szilikáttal, nátrium -hidroxiddal, vagy kálium-hidroxiddal. Ismert ammónium-hidroxid felhasználása is Már 1917-ben Squires F. felismerte az alkalikus vegyszerek hasznosságát a vízkiszorítás hatékonyságának növelésében. Gyakran még kausztikus kiszorításnak is nevezik a vegyszeres kiszorítást. A vegyszeres kiszorítás során a besajtolt alkalikus vegyszer reakcióba lép a kőolaj savas alkotóival és eredményül a víz-olaj határfelületi feszültség csökkenése, az olaj és víz emulzióképződése, szilárd részek feloldása és határfelületi filmek képződése megy végbe. Egyidejűleg az alkáliák reakcióba lépnek a kőzettel is, így a

nedvesítési jelleg megváltozik. Ezeknek a mechanizmusoknak az összessége vezet az olajkihozatali tényező növekedéséhez. A vegyszeres olajkiszorítás mechanizmusa viszonylag egyszerű a többi kémiai anyagú kiszorításhoz viszonyítva, de megfelelően komplex laboratóriumi és kisüzemi vizsgálatok elvégzését itt sem mellőzhetjük. 4.441 A felhasznált vegyszerek tulajdonságai Eddigi gyakorlatban legtöbbször felhasznált vegyszer a nátriumhidroxid és a nátrium-ortoszilikát ( ami felfogható nátrium-hidroxid puffernek), ha a besajtolt fluidumokban kalcium ion van, akkor célszerűbb ortoszilikátot használni. Ezeken kívül további agyagok alkalmasságát is vizsgálták, például: nátriumkarbonát, ammónium-hidroxid, polifoszfát, hidroxil-amin, bár ezek hatásossága alatta marad a nátrium-hidroxidénak. Kalcium- és magnézium-hidroxid nem idéz elő megfelelően kicsi határfelületi feszültséget. A nátrium-hidroxidot és nátriummetaszilikátot

együtt használják az üzemi gyakorlatban, mert a kettő közötti reakció nátrium-ortószilikátot eredményez. A felsorolt vegyszerek lényeges tulajdonságait a 4.4 táblázatba foglaltuk 4.442 A vegyszeres kiszorítás mechanizmusa A savas olaj alkalikus kiszorítása két lépcsőben megy végbe. Az első lépcsőben a korábban visszamaradt olaj mobilizálódik emulzióképződés és nedvesedés változás közepette. A felületaktív sók helyben keletkeznek a sav-lúg reakcióból, amelyek az alkáliák és a maradék olaj szerves savtartalmából származ-nak. A keletkezett felületaktív anyagok azután: (1) az olaj-víz határfelületen adszorbeálódva csökkentik a határfelületi feszültséget és ugyanakkor előidézik a spontán emulzióképződést és a fázisok duzzadását, és (2) a reakció és adszorpció a kőzet felületén változtatja a nedvesítési karaktert, ezért a maradék olaj-gócok formája is megváltozik. 184 4.4 táblázat

Móltömege 1 s%-os alkali Na2O OldhaÁra oldat % tóság Vegyszer Képlete ------------------------------------------- $/t 0 %NaCl 1%NaCl hideg meleg pH pH vízben g/100 ccm Nátriumhidroxid NaOH 40 13.15 12.5 0.775 42 347 335 Nátriumortoszilikát Na4SiO4 184 12.92 12.4 0.674 15 56 385 Nátriummetaszilikát Na2SiO3 122 12.6 12.4 0.508 19 91 415 11.45 11.37 89.9 7.4 205 Ammónia NH3 17 - Nátriumkarbonát Na2CO3 106 11.37 11.25 0.585 7.1 455 95 A második lépésben a mobilizált olajfázis makroszkopikus áramlási jellemzői változnak meg, növekszik a kiszorítási hatásfok, javulnak a kiszorítás mobilitás viszonyai, csökken a mozgató víz mobilitása. Johnson szerint, felülvizsgálva az alkalikus kiszorítás mechanizmusát, a részben leművelt savas olajú

telepekben az alkalikus kiszorítási hatásfok javulását következő tényezők befolyásolják: (1) emulzióképződés és olajbefogás, (2) emulzióképződés és olajlefűződés, (3) nedvesítési karakter átfordulás víznedvesről olajnedvesre, (4) nedvesítési karakter átfordulás olajnedvesről víznedvesre. E négy alap folyamat variálódik és kombinálódik: (a) ciklikus emulzióképződés és olajbefogás folyamat, (b) váltakozó emulzióképződés-olajbefogás és emulzióképződés-olajlefűződés folyamat, (c) egyidejűleg olajbefogás és olajlefűződés az emulzióképződés, a nedvesedési karakter módosulás és a kromatográfiás nedvesítési változás után. Az említettek két további jellegzetes mechanizmussal egészülnek ki: (5) a határfelületi feszültség csökkenés, (6) a szilárd részecskék , határfelületi filmek beoldódása. Alább ezeket részletesen kifejtjük. Határfelületi feszültség csökkenése. Kimutatták, hogy egyes

olajok víz-olaj határfelületi feszültsége nagyon alacsony lehet a víz pH-jának függvényében (pl. egy Kaliforniai olajra a 4. 91 ábra ) Az ábra szerint ha nő a víz nátrium-hidroxid tartalma, akkor sem nem csökken folyamatosan, vagy korlátlanul a határfelületi feszültség, lesz egy optimális koncentráció, amelynél legalacsonyabb lesz a határfelületi 185 feszültség. A szakirodalomban található vizsgálati eredmények azt mutatják, hogy a legtöbb olajnál a minimális határfelületi feszültség 0.05-02 s% -os NaOH vizes oldatnál kapható, melynek pH értéke közel 12.5 A határfelületi feszültség csökkenés olajkihozatalra, szigorúan véve a kiszorítási hatásfokra gyakorolt hatását már korábban is láttuk és vizsgáltuk a 4.41 fejezetben (lásd a 455 ábrát) 4.91 ábra A víz-olaj határfelületi feszültségének változása a víz pH-jának függvényében Sarem által kidolgozott módszer szerint az alkalikus kiszorítás

kétlépcsős folyamat, emulzióképződési és olajlefűződési folyamat együttese, ennek következtében váltakozó besajtolást kell megvalósítani, (1) alkáli (nátrium) szilikátoldat besajtolást emulgeálás és a kiszorító front mobilitás csökkentés céljából, és (2) híg kalciumklorid oldatot a szilikát kicsapására és a további permeabilitás csökkentésre és a vízfázis elterelésére. Ez a ciklikus folyamat szekvenciális, amely olajpadhoz vezet és így csökken a viszkózus újjasodása az alkalikus fázisnak az olajpadon át. Emulzióképződés és az áramlás jellemzői. Általánosan egyetértenek a szakemberek abban, hogy a határfelületi feszültség csökkenése a kausztikus anyag és az olaj szerves savtartalma közötti reakció következtében in situ emulzióképződéshez vezet. Abban már nem teljes az egyetértés, hogy az emulzió típusa milyen (víz az olajban, vagy olaj a vízben) és az emulziónak mekkora az egzakt szerepe a

többlet olajterme-lésben. A laboratóriumi kiszorítási kísérletek során a kutatók azt tapasztalták, hogy az emulzió típusa olaj a vízben és ez csökkenti a víz mobilitását a kiszorítás alatt. Larson a 4.92 ábrán vázoltaknak megfelelően írja le az emulzióképződés mechanizmusát és hatását. Az emulzió olaj a vízben típusú, a relativpermeabilitás 186 görbék ugyancsak itt láthatók. A látható fázisábra sem a kausztikus anyagot, sem a vizet nem mutatja olajban oldódónak. A háromszög diagram olajcsúcsához fut be minden kétfázisú egyensúlyi egyenes. Feltételezzük továbbá, hogy az alkáli sem a relativpermeabilitásokra, sem a viszkozitásokra nincs hatással. Az ábrán a kiszorítási folyamat a diszperz olaj késési tényezője, row, ami a vízfázisban (pszeudófázis) áramló olajhányad térfogatáramának aránya a vízfázis térfogatáramához, függvényében látható az ábrán a kiszorítási folyamat. (a) row=1 eset

megfelel annak a határesetnek, amelynél az olajcseppek igazi feloldott komponensnek felelnek meg és akadálytalanul mozognak a pórusokon át, (b) row=0.7 és row=0.3 a finom és a durva emulzió eseteinek felel meg, (c) row=0 megfelel azon határesetnek, amikor a cseppek a kezdeti helyükön olajfoltként mozognak, elég nagyok és a határfelületi feszültség olyan nagy, hogy olajfoltok mozoghatnak. 4. 92 ábra Az emulzió képződés mechanizmusa és annak hatása 187 Lényegében az emulzióképződés folyamata két mechanizmusból áll: (1) emulzióképződés és olajbefogás, (2) emulzióképződés és olajlefűződés. (1) Emulzióképződés és olajbefogás. A korábban maradék olaj mobilizálódik és emulgeálódik és az alkalikus oldatba befogódik és végül finom emulzióként kitermelésre kerül. Talán jobb leírását adja az olaj mozgásának a koaleszcencia jelenségének alkalmazása, mint az olajbefogási magyarázat. (2) Emulzióképződés és

olajlefűződés. Ebben a folyamatban az emulgeálódott olaj a pórusos kőzet pórustorkain befogódik, az alkalmazott nyomásgradiens nem elégséges a tovább mozgáshoz. Ez azt okozza, hogy a vizes fázis mobilitása csökken, következésképpen a kiszorítási hatásfok nő és csökken a viszkózus újjasodás mértéke is. Mindezen folyamatok stabil emulziót igényelnek, amelyet a sótartalom nagymértékben befolyásol. Mint ismeretes a víz az olajban emulzió viszkozitása nagyobb, mint az olaj vízben emulzióé, ezért a víz az olajban emulzió jelentősebb az olajlefűződés mechanizmusában. A nedvesítési karakter módosulása. Mint tudjuk, a kapilláris erők csökkentése az olajtermelés egyik fő gondja. Kimutatták, hogy a pórusos rendszerben ha megváltozik a pH, akkor a nedvesedési jelleg is megváltozik, mert a felületaktív anyagnak a reakciója a kőzet felületen adszorbeálja az olajat. A folyamatot a 493 ábrán vázoltakkal mutatjuk be. Az (a)

ábrán az olajcsepp megszorul a víznedves kőzetnél. A kőzet egyre jobban olajnedvesebb lesz (b ábra) a besajtolt kausztikus anyag miatt. Következésképp csökken a kapilláris ellenállás a cseppel szemben és az olajcsepp tovább tud mozogni a pórusban és szétterjed annak felületén. A határfelületi feszültség is csökken. Amikor a kausztikus koncentráció lecsökken és a víznedvesség visszatér, az olaj rátapad az olajnedves kőzetre, ami a kiszorítást elősegíti(c., d ábrák) E hatást is mutatja a 4 94 ábra, amely különböző alkalikus kiszorítási vizsgálatok eredményeit mutatja és egyben a nedvesedés változásának hatását is. A határfelületi filmek szilárd anyagainak feloldódása. Számos kőolajnál az olaj-víz határfelületén gyanták, aszfaltének alkotnak filmet, ezek nincsenek oldatban és nagyon kis mennyiségben vannak jelen. A pórusokon való átáramlás során ezek a filmek a pórusszűkületekben helyezkednek el,

immobilisek és akiszorítás hatásfokára befolyással vannak. Többen vizsgálták e filmek tulajdonságait, sőt más anyagoknak a filmképző tulajdonságait is: aldehidek, ketonok, porfírin-fém komplexek, karboxil-savak, észterek és szerves nitrogén. Az eddigi vizsgálatok azt mutatják, hogy heterogén tárolókban e jelenség csökkenti a kiszorítási hatásfokot. 4.443 A kőolaj tulajdonságai Mint láttuk az olaj-víz határfelületi feszültsége függ az olaj tulajdonságaitól, mégpedig azoktól főleg, amelyek a folyamatot leginkább befolyásoló határfelületi feszültséget csökkentik. Ezek: (1) karboxil-savak, (2) karboxifenol, (3) porfirinek, (4) aszfaltének. Több olaj karakterizációs tényezőt és azok korrelációját a kihozatali tényezővel határoztak meg. Ilyen a minimális savszám( KOH miligram mennyisége, amely egy gramm olaj semlegesítéséhez szükséges pH=7-re), melyet számos 188 4. 93 ábra A nedvesedési karakter és az olaj,

víz elhelyezkedése 4.94 ábra A kiszorítási hatásfok változása eltérő rendszerekben szakember javasol, és ha ez 0.5, vagy nagyobb, akkor alkalikus kiszorítás előnyös lehet. Legtöbb olajnál a savszám kisebb 1-nél A szakemberek ezen kívül a kőolaj aszfaltén tartalmának és a savgyanta tartalomnak tulajdonítanak még nagyobb jelentőséget, mivel ezek határozzák meg a határfelületi feszültség csökkenés mértékét, ill. a nedvesítési karakter változást A korrekt értékeléshez hozzátartozik, hogy az olajban oldott gáz összetételét is számításba vegyük, pl. H2S és CO2 189 4.444 Vegyszer veszteség A vegyszeres olajkiszorítás egyik legkritikusabb paramétere az alkáli veszteség. Mint láttuk, az alkáli reakcióba lép a telep kőzetével, az olajjal és a vizel, ahogy az alábbiak mutatják: A reakció kategóriája Reakció

Alkáli-víz reakciók Ca2+ + 2OH- Ca(OH)2 Mg2+ + 2OH- Mg(OH)2 Ca2+ + CO32- CaCO3 Mg2+ + CO32- MgCO3 Ca2+ + H2SiO42- CaH2SiO4 Alkáli-olaj reakciók HAo ↔ HAw HAw ↔ H3O+ + ANa+ + A- ↔ NaAw NaAw ↔ NaAo Alkáli-kőzet reakciók Ioncsere: (a) MH + Na+ ↔ Mna + H+ (b) M2Ca + 2Na+ ↔ 2mna + Ca2+ Oldódás: SiO2(sz) + H2O ↔ Si(OH)4 CaSO4(sz) + 2NaOH ↔ Ca(OH)2 (sz) + Na2SO4 A kőzettel való reakciók nagyrészt az agyagtartalomhoz kötődnek, ezért a kőzeten való veszteség arányos az agyagtartalommal. Rendszerint időfüggő is a folyamat, ezért a veszteséget az idő függvényében is kell vizsgálni (több, mint 60 napon át). A kőzettel való reakció a nedvesítési karakter megváltozásával jár, ezért mondható, hogy a reakcióképességé a fő szerep. A nagy reakcióképesség két módon hat a folyamatra: (1) az emulzióképződésre és az olajbefogásra,

továbbá a víznedvesről az olajnedvesre történő átváltozásra való hajlam mechanizmusai gyengék nagy reakcióképességnél, (2) alacsony olajtermelésnél a nagy alkáli veszteség nagyon lecsökkenti a vegyszeres kiszorítás gazdaságosságát. A kőzet-alkáli reakciók a hőmérséklettel nőnek, a sótartalommal csökkennek, sőt egy részük reverzibilis, más részük irreverzibilis. Reverzibilis az ioncsere például, irreverzibilis a szilikátok oldatba kerülése. 190 4.445 Vegyszeres kiszorítás kiszorítási hatásfoka A vegyszeres kiszorítás kiszorítási hatásfoka mint láttuk számos paramétertől függ, mégis a legfontosabbak: a besajtolt oldat pH-ja, a sótartalom, a kétértékű ionok mennyisége és természetesen az olaj és a kőzet minősége. A kiszorítási hatásfoknak a pH-val való kapcsolatára jellemző a 4.95 és a 496 ábra. Az ábrákból látható, alacsonyabb pH-nál kevesebb felületaktív anyag képződik, ezért kevesebb a

többletolaj. Ugyanakkor kisebb pH-nál az ioncsere elég nagy az olajáram drasztikus csökkentéséhez. Másrészt a nagy pH a kromatográfiás ioncserét késlelteti. A nátrium-klorid tartalom végeredményben a képződőt felületaktív anyag hatásosságát befolyásolja, hiszen mint láttuk egy optimális nátrium-klorid tartalomnál lesz a határfelületi feszültség minimális (lásd 4.97 ábrát is). A kétértékű ionok, Ca2+ és Mg2+ kölcsönhatásba lépve az anion-típusú keletkezett felületaktív anyagokkal vízoldhatatlanságot eredményez. A keletkezett csapadékok az áramlást akadályozzák, így csökken az olajkihozatal. Természetesen a szükséges mennyiségű alkáli anyagot egy meghatározott dugó térfogatban sajtoljuk a rétegbe, a mozgékonyság szabályzásra elő- és utódugót használunk. A használt vegyszerek és a kőzet, olaj és a víz kémiailag is nagyon sokkomponensű rendszer, amelyek között adott viszonyokon lejátszódó reakciók,

kölcsönhatások egymáshoz viszonyított arányai, súlyai előre nem számíthatók ki, ezért a megfelelő előkészítő laboratóriumi kísérletek, majd üzemi-kísérlet a sikeres olajkiszorítás elengedhetetlen feltétele. 4.95 ábra Kiszorítási hatásfok eltérő pH mellett 191 4.96 ábra Kiszorítási hatásfok és a pH kapcsolata 4.97 ábra Határfelületi feszültség változása a sótartalom és pH függvvényében 192 4.45 Mikrobiológiai művelési módszerek A mikrobiológiai művelési módszerek alapelveiben különböznek a korábban és a következőkben tárgyalt módszerektől, hiszen itt élő szervezeteket, mikroorganizmusokat alkalmazunk a többletolaj kitermelés reményében. Már a 60-as években több országban felvetődött a mikrobiológiai módszerek alkalmazása, elsősorban a kelet-európai országokban. A mikroorganizmusok alkalmazásánál a következő hatások révén nyerhető többletolaj: - maguk a mikroorganizmusok saját

maguk által elfoglalt helyről kiszorítják az olajat, ha ott épen olaj volt, - az életfeltételükhöz – speciális fajták alkalmasak csak olajtermelés céljára - szükséges olaj jelenléte és az általuk részben az olaj felhasználásával termelt anyagok - felületaktív anyag, stb. elősegítik, hogy az olaj mozgóképes legyen, - telepes elhelyezkedésükkel bizonyos fokig módosítják az áramlási pórusos csatornarendszert és ezzel a korábban nem aktív csatornák is részt vesznek az áramlásban. A mikroorganizmusok életfeltételeihez természetesen az olajon kívül szerves anyagok is szükségesek, melyeket vízhez adagolva folyamatosan a rétegekbe besajtolva kell a mikroorganizmusokhoz eljuttatni. Az olajtelepek in situ helyzete un. hőtürő és anaerob baktériumok o alkalmazását, felhasználását igényli, hiszen döntő hányadban 50 C –nál nagyobb a telephőmérséklet és levegő (oxigén) nincs jelen. Ilyen tulajdonságokkal nem bíró

mikro-organizmusok a baktériumok, a vírusok, gombák, algák, protozoák nem alkalmasak. Elsőként javasolt baktériumok olajtermelés céljára a szulfát-redukáló baktériumok voltak, desulfovibrio hydrocarbonoclasticus, majd a clostridium és desulfovibrio kultúra keveréke, amely hidrogénezte az olajat vizes tápoldatban. A hidrogénezett termékeket a baktériumok oxidálták kis molekulasúlyú komponensekké: savak, ketonok stb. és széndioxiddá Ezek a gázok és oldószerek elősegítik az olaj kitermelését. Később a fermentált baktériumok szerves savak és széndioxid termelését használták fel az olajtermelésben. A baktérium tenyészetben a növekedés exponenciális dX  S  , = uX = umax  dt  K + S  (4.124) ahol u – a fajlagos növekedési ütem, 1/s, umax – maximális növekedési ütem a feleslegben lévő tápoldatban, X – cella koncentráció, g/ml, t – idő, s, S – táptalaj koncentrációja, K- táptalaj koncentráció

u=1/2 umax – nál. Ha a táptalaj koncentráció állandó, akkor az exponenciális növekedési ütem 0 és umax között lesz, ami a célunknak nagyon megfelel, mert a táptalaj mennyiséggel szabályozni tudjuk a növekedési ütemet. A baktériumok spóráinak igen nagy szerepe van a porózus kőzetekben történő áramlásnál, hiszen gyakorlatilag a spóráknak nem jelent akadályt a különböző pórusméret - még 1µm-nél kisebb esetén is - így azok tova áramolhatnak. A mikrobák alkalmazásának két módja terjedt el az olajiparban: 1. a felszínen munkára fogott baktériumok termékeit a vízhez keverve kerül az olajtelepbe besajtolásra (biopolimer, xanthan gum, stb.), 2 A baktériumtenyészetet és spóráit a 193 tápoldattal együtt sajtoljuk be az olajtelepbe és ott az növekszik, termeli a bioproduktumot, amely eredményezi az olajtermelést. Magyarországon Járányi és kollégái Bázakerettyén és Lovásziban folytattak kísérletet a hatvanas

évek elején anaerob-termophilik baktériumokkal és fermentált melasszal. A baktériumok termelte különböző anyagok a helyben lévő olaj viszkozitását csökkenthetik, a biotenzidek révén az olaj víz határfelületi feszültségét mérséklik, de mindig az adott olajtelep körülményeire kell adaptálni a legmegfelelőbb bartérium fajtát, hiszen nagyon sok körülmény befolyásolja sikeres alkalmazását. Általában elmondható, hogy a mikrobiológiai módszer, módszerek az olajtelep termelésének végső fázisában, az un. csepegő fázisában alkalmazhatók sikeresen, mert viszonylag kis befektetést igényelnek. 194 4.5 Termikus módszerek A termikus ki-hozatalnövelő módszerekhez soroljuk azokat a módszereket, amelyeknél a hőenergiát használjuk fel a telepben helyben lévő olaj kitermelésének növelésére, ill. helyben előállított, vagy kívülről bevitt hőenergiával növeljük elsősorban az olaj hőmérsékletét, ezzel az olaj

mozgékonyságát, így növelhető az olajkihozatal. Legkézenfekvőbb hőhordozó közeg nagy fajhője miatt a víz, amit vagy forróviz, vagy gőz állapotban sajtoljuk az olajtelepbe a besajtoló kutakon át, vagy pedig un. talpi gőzgenerátorokkal termelt gőzt sajtoljuk a rétegekbe Ennek megfelelően forróviz- és gőzbesajtolásról, forróviz- és gőzkiszorításról beszélünk. Ha a hőenergiát helyben termeljük a telepben lévő olaj egy részének elégetésével, akkor föld alatti elégetéses művelési módszert alkalmazunk. Az égés fenntartásához levegőt is kell a telepbe besajtolni és ha az égési front haladási iránya egyezik a besajtolt levegő áramlási irányával előre égetésről, ha a levegő áramlási iránya ellentétes az égési front haladási irányával, akkor hátra égetésről beszélünk. A fedő és fekü kőzet felé nagy a hőveszteség, mert nagy ezekbe az irányokba a hőmérséklet gradiens, ezért gyakran a besajtolt

levegővel együtt vizet is besajtolnak, amely az égési fronton felszabaduló hő egy részét felveszi - felmelegedés, majd gőzzé válás miatt - és a rétegben előre szállítja, ott leadja, így nagyobb az égéssel felszabadult, termelt hőenergia hasznosítása a rétegben. Ekkor nedves elégetésről beszélünk (angol neve COFCAW process = combination of forward combustion and waterflood ). Olyan olajtelepeknél, amelyben az olaj nagyon nagy viszkozitású a telephőmérsékletén nem gőzkiszorítást, hanem a kútkörnyék gőzkezelését alkalmazzák - the huff n puff method - : gőzbesajtolással felmelegítik a kútkörnyéket, majd a hőmérséklet növekedéssel mozgékonyabbá vált olajat a kútból kitermelik, ismételten gőzbesajtolás-olajtermelés következik és így tovább. Abból a tényből kiindulva, hogy a forróviz- és gőzbesajtolásos módszereknél vizet használnak és a rétegben ezek lehűlve réteghőmérsékletű vizet eredményeznek, ezért

környezetvédelmi, vízvédelmi szempontokat tekintve egyik legideálisabb művelési módszer a forróviz- és a gőzbesajtolás, forró vizes- és gőzkiszorítás. Ilyen megfontolások is vezettek, különösen az USA -ban e módszerek igen széleskörű alkalmazásához, például 1982-ben az összes EOR - módszerek 77 %-a gőzkiszorítás és 3 %-a pedig föld alatti elégetéses művelet volt. A kúttalpi gőzgenerátor elterjedésével a gőzkiszorítási módszer még nagyobb szerepet fog játszani. A föld alatti elégetéses művelet csak a nagy viszkozitású, nehézolaj-telepek esetén indokolt, ezért alkalmazása ezek számához igazodik. Magyarországon csak a Demjén-i előfordulás olaja indokolná a föld alatti elégetéses művelést, inkább csak a gőzbesajtolást, minthogy ilyen üzemi kísérletek itt voltak is. Az olajtelep felmelegítése. A termikus módszerek tárgyalásánál mindenek előtt röviden áttekintjük az olajtelep felmelegítését

befolyásoló paramétereket és a folyamatot leíró összefüggéseket. A tényleges folyamatok nagyon bonyolultak, ezért csak egy egyszerűsített modellt használunk a felmelegítés leírására. A tárolókőzet és a benne lévő fluidumok effektív izobár térfogati hőkapacitását a következő egyenlet írja le 195 [ }] { Q = VR (1 − φ ) Mσ ∆T + φSo M o ∆T + φSw M w ∆T + φSg fM g ∆T + (1 − f )( ρ s Lv + ρ s cw ∆T ) , (4.125) ahol ∆T - hőmérséklet növekedés Q hőmennyiség hatására, f – gőzfázisban a nem kondenzálódó gáz térfogataránya, Mσ, Mo, Mw, Mg – a szilárd kőzet, olaj, víz és a gáz izobár térfogati fajhője, So, Sw, Sg- az olaj, víz és a gáz telítettsége, Lv – a víz elgőzölögésének látens hője, ρs – a gőz sűrűsége, cw – a víz izobár fajhője. Az egyenlet jobb oldalán a ∆T kiemelhető és ezután a szögletes zárójelben maradt tagokat összevonva kapjuk a telep effektív

térfogati fajhőjét, MR. 4.98 ábra Hőmérséklet eloszlás a besajtoló kúttól vett távolsággal . Állandó ütemű hőmennyiség, Qi „besajtolása” esetén a 4.98 ábrán bemutatott ekvivalens hőmérsékletfronttal határolt térfogat változását alábbi egyenlettel ihatjuk le . dA . (4.126) Q = M R ht ∆Ti + Ql , dt ahol A – a felmelegített telep területe, ht – a telep vastagsága, MR – az effektiv . térfogati fajhő, ∆Ti – telephőmérséklet feletti hőmérséklet emelkedés, Ql - a fedő és fekü felé a hőveszteség. A fekü és fedő felé a hőveszteséget . . ( ) Ql = Qi 1 − et D erfc tD , (4.127) egyenletből számítjuk, ahol a dimenziónélküli idő 196 2 M  α tD = 4 S  2S t ,  M R  ht (4.128) az erfc(x)=1-erf(x) – a hibaintegrál függvény komplementere, αS – a fedő és fekü hőmérséklet diffuzivitása. Marx és Langgenheim megoldása : 1. Az ekvivalens felmelegített zóna területe . Qi M R

ht A= G, 4 ∆Tα S M S2 (4.129) 2. a terület növekedésének üteme . dA Qi et D erfc tD , = dt ∆TM R ht i (4.130) 3. a telepben hasznosult hőmennyiség . Q M 2 h2 Q = i R t2 G , 4α S M S 4. az összes hőveszteség (4.131) . Ql = Qi t − Q , (4.132) 5. a hő hasznosítási tényező (=telepben hasznosult/veszteség) Eh=Q/Ql=G/tD, (4.133) 6. a G függvény pedig G=2 tD π − 1 + et D erfc tD . (4.134) A tD dimenziónélküli idő függvényében a G és Eh , erfc(tD), etDerfc(tD)0.5 segédfüggvények táblázatban, ill. diagramon megtalálhatók Időben változó ütemű hőmennyiség besajtolásakor (a 4.99 ábrán vázolt besajtolási ütem változására) a szuperpozició elvét alkalmazva írhatók fel a megfelelő egyenletek. Az n-dik intervallum alatt a besajtolási ütem 197 . n ( ) . Qi ( t ) = ∑ U t − t j ∆ Qj , (4.135) j .j ahol ∆ Q - a tj időtartamban a hőbesajtolási ütem változása (pozitív, ha az előző

intervallumhoz viszonyítva ebben növekedett), U(t-tj) egységfüggvény, ha t>tj, akkor 1; ha t<tj, akkor 0. Továbbá tn<t<tn+1 A kumulatív besajtolt hőmennyiség ( )( ) . Qi i (t ) = ∑ U t − t j  t − t j ∆ Q j  ,   j =1 n (4.136) egyenlettel számítható. A rétegben maradt hasznos hőmennyiség 2  M  ht2 Q( t ) =  R   M S  4α S n ( ) . ( ) ∑ U t − t j ∆ Q j G tD − tDj , j =1 (4.137) ahol a G függvény a (4.134) egyenlet szerint számítandó 2 M  α tD − tDj = 4 S  2S t − t j  M R  ht ( ) (4.138) dimenziónélküli időkülönbséghez. Továbbiakban a forróviz besajtolást, a gőzbesajtolást és a föld alatti elégetést tárgyaljuk részletesebben, itt nem foglalkozunk a felszíni folyamatokkal és a kútban létrejövő hőveszteség meghatározásának módjaival. 4.51 Forróviz besajtolás A forróviz besajtolása során az olajtelepben alapvetően csak két

mozgó fázis van jelen, a forróviz és az olaj. A nemelegyedő olajkiszorítás vízzel, továbbiakban használjuk a hidegvíz elnevezést, csak annyiban tér el a forróviz kiszorítástól, hogy itt a bevitt hőenergia az olajtelep tárlókőzetének és tartalmának, valamint a fedő és fekü rétegének felmelegítésére fordítódik, azaz az eredeti réteghőmérséklet nő, természetesen csak a forróvizzel már elárasztott teleprészben. 198 4.99 ábra Időben változó ütemű hőbesajtolás közelítése A hőmérsékletnövekedés természetesen egy sor további változást idéz elő és ezek a változások jelentik a hidegvizes kiszorítástól való különbözőséget. Milyenek ezek a további változások? Mint ismeretes a hidegvizes olajkiszorításnál rendszerint bizonyos szabadgáztelitettség is van, sőt egy meghatározott szabadgáztelitettség előnyös is - mint láttuk a vízkiszorítás tárgyalásánál -, mert a vízkiszorítás során a

szabadgáztelitettségből is lesz egy meghatározott nagyságú maradék gáztelitettség, ami mintegy kiváltja a maradék olajtelitettség egy hányadát, így csökkentve annak nagyságát. Ezen a hatáson túl a forróvíz kiszorításnál a gáznak további hatásai is vannak: a telepolaj oldott állapotban tart bizonyos gázmennyiséget - oldottgázt - az eredeti telephőmérsékleten, amelynek a hőmérséklet növekedésével kiválik egy része, az új , most már a nagyobb hőmérséklethez tartozó egyensúlyi állapotnak megfelelő kisebb oldottgáz tartalom feletti rész. Ilyen gázfelszabadulás még a nehezebb olajoknál is bekövetkezik. Ez a gázkiválás az olajfázis látszólagos expanzióját jelenti, előfordulhat, hogy a kivált gázmennyiség olyan nagyságú, hogy a gáz folytonos fázissá is válik. Ha a forróviz besajtolást megelőzően már volt bizonyos szabadgáztelitettség a telepben, akkor a fenti gázkiválás ehhez hozzáadódik. A forróviz

frontján hirtelen lecsökken a hőmérséklet a kezdeti telephőmérsékletre, így a front előtt az olaj mobilitása az eredeti olajmobilitással azonos. A front mögött a víz mobilitása kisebb, mint hidegvíz kiszorításnál. Az olaj és a forróvíz mobilitásának aránya a besajtolókút környezetében sokkal előnyösebb, mint a konvencionális hidegvíz kiszorításnál, ennek egyik következménye, hogy az áttörés előbb következhet be és a végső kitermelési hatásfok is jobb lesz. 199 4.511 A kiszorítás mechanizmusa A forróviz kiszorítás kiszorítási hatásfoka viszkózus olajoknál jobb, mint a normál vízkiszorításé, mert a csökkenő olajviszkozitás miatt nő az olaj mozgékonysága és nagyobb hőmérsékleten kisebb a maradék olajtelitettség. Elsőként vizsgáljuk meg a maradék olajtelitettség változását a hőmérséklet növekedésével. Az olaj termikus expanziója eredményeként a maradék olajtelitettség csökken. Ti kezdeti

telephőmérséklethez tartozó Sor maradék-olajtelitettség Sor(1+βo(T-Ti)) térfogatot foglal el T hőmérsékleten, ahol T -a felmelegítés utáni réteg-hőmérséklet, βo - az olaj térfogati hőtágulási tényezője. Belátható, hogy a maradék olajtelitettség csak adott hőmérsékleten állandó, ha a réteg-hőmérséklet visszaáll az eredeti Ti hőmérsékletre, akkor a maradék olajtelitettség is csökken, visszaáll az eredeti értékre, azaz az olaj térfogata csökken. Amennyiben a melegítés és a hűtés alatt azonos az olaj termikus expanziója (azaz az olaj nem változik), akkor a látszólagos maradék olajtelitettség Sorβo(T-Ti) értékkel csökken. Az olaj termikus expanziós tényezőjét a 4.100 ábráról vehetjük Ha a réteghőmérséklet kereken 150 C-al nő, akkor az eredeti réteghőmérsékleti maradék olajtelitettség 10-30 %-al is csökkenhet. 4.100 ábra Olajok expanziós tényezői 200 4.101 ábra Maradék olajtelitettség

változása a hőmérséklettel Más szerzők szerint a maradék olajtelitettség akár 50 %-al is csökken, mint az Poston és trsai kísérleti eredményei a 4.101 ábrán is látható Ilyen mérvű csökkenés már nem csak a termikus expanzió következménye, hanem a nagyobb hőmérsékleten bekövetkező határfelületi feszültség, határfelületi erők megváltozásának eredménye is. Nem biztos, hogy a felületi erők megváltozása egyértel-műen a kapilláris erők csökkenését jelenti, ahogy számos kőzet-fluidum rendszer vizsgálata is mutatja, hiszen a hőmérséklet emelkedésével a víznedvesség mértéke is nő. Ezt több szerző mérési eredményei is alátámasztják, mint például a 4102 ábrán a kapilláris-nyomás görbék, a 4.103 ábrán a relativpermeabilitás görbék eltolódásai a víznedvesebb irányokba a növekvő hőmérsékleteken, sok esetben ezek a hatások csak nehezen mutathatók ki. A 4.104 ábrán Combarnous és Sourieau sematikusan

bemutatja, hogy az olaj sürüségének függvényében miképpen változik az olaj kiszorítási hatásfoka (1) a termikus expanzió, (2) a viszkozitás csökkenés, (3) a nedvesítés, (4) az olaj-víz határfelületi feszültség hatására. Kvalitative látható, hogy a könnyű olajoknál a termikus expanzió kedvezőbb, ugyanakkor a nehézolajoknál a viszkozitás csökkenés és a nedvesítés változás erőteljesebb szerepet játszik. Még sok a nyitott kérdés, hogy hogyan hat a hőmérséklet emelkedés a kőzetfluidum tulajdonságokra és az áramlási tulajdonságokra nagyság és irány szerint. Nagyon kevés a kísérleti adat arra, hogy a hőmérséklet emelkedéssel hogyan változik a kiszorítási hatásfok különböző viszkozitású olajoknál, az olaj viszkozitásának függvényében. A 4105 ábra bemutatja az olaj/víz viszkozitás-arányának 201 4.102 ábra Kapilláris-nyomás görbék különböző hőmérsékleten 4.103 ábra Relativpermeabilitás

görbék különböző hőmérsékleten 202 4.104 A termikus módszerek hatásainak változása a sűrűség növekedéssel 4.105 ábra Kiszorítási paraméterek változása az olaj/víz viszkozitás arányának függvényében 203 függvé-nyében miképpen változnak a csőben lévő homoktölteten, állandó hőmérsékleten végrehajtott kiszorítás paraméterei, itt tehát nincs figyelembe véve a hőmérséklet hatása a termikus expanzióra és a felületi erők változására. Látható, hogy nagy olajviszkozitásnál korábban következik be a vízáttörés és kisebb lesz a kihozatali tényező. A hőmérséklet hatásának becslésére használjuk fel Combarnous és Pavan számítási eredményeit, melyeket a 4.106 ábrán láthatjuk A lineáris kőzetből az A esetben 78 oC-on történt az olajkiszorítás és a kezdeti hőmérséklet is ugyanez volt, a B esetben a kiszorítás 78 oC-on történt, de a kezdeti hőmérséklet csak 18 oC volt, mig C esetben 18

oC -on volt a kiszorítás és a kezdeti hőmérséklet is ekkora volt. A görbék a kiszorítás 90. percében mutatják a víztelitettség eloszlást A D-jelű görbe a hőmérséklet eloszlást mutatja a B esethez tartozóan. A esetben a maradék olajtelitettség, Sor=0.11, B esetben változó, míg C esetben Sor=021, a kezdeti víztelitettség mindhárom esetben Swi=0.095 volt Az olaj-víz viszkozitás arány A esetben kisebb, mint a C esetben, ennek megfelelően a víztelitettség nagyobb, az olajtelitettség, a maradékolajtelitettség pedig kisebb lesz. B eset víztelitettségének lefutását összehasonlítva a D hőmérséklet- változás görbéjével, látható, hogy a vízfronthoz (telitettség-front) viszonyítva a hőmérséklet-front lemarad, mintegy egyharmad térfogattal és a hőmérséklet csökkenés miatt a víztelitettség-eloszlás és front az A és C eset közé esik. Mindent egybevetve, világos, hogy a forróviz besajtolásnál két víztelitettség-front

alakul ki, az egyik a tényleges hidrodinamikai vízfront, a másik pedig a hőmérséklet eloszlás görbe inflexiós pontjához rendelhető front, ami a hőmérsékletváltozás okozta telitettség "front". Összefoglalóan elmondható a forróviz besajtolás művelési módról, hogy: - (1) két kiszorító front ismerhető fel, - (2) az egyik front a kezdeti réteghőmérsékletű helyen (hideg-vizes front), - (3) a másik front a forróviz frontja, amely lényeges késéssel követi a hideg-vizes frontot, - (4) a besajtolt forróviz legnagyobb térfogata a besajtoló kút körzetében fejti ki hatását a maradék olajtelitettség csökkenésének elérésére, - (5) a besajtolt vízzel érintett teljes zónából kiszorul az olaj, - (6) az instabilitási hatások még homogén felépítésű kőzetekben is jelentkeznek. A (4)-(6) pontok erősebben jelentkeznek a nagy viszkozitású olajtelepekben. Ezek a hatások összeegyeztethetők a mezőbeli tapasztalatokkal. 204

4.106 ábra Hőmérséklet és telitettség eloszlás kísérleti kiszorításnál 4.512 Művelés előrejelzése A forró vizes kiszorítás előrejelzésére Willman és trsai előrejelzési módszerét tárgyaljuk. Megjegyezzük, hogy a szakirodalomban más módszerek is ismertek Ha megfelelő részletességgel ismernénk a folyamatot befolyásoló paramétereket, akkor a matematikai szimulációs előrejelzés adná a legvalószínűbb eredményeket. Az említett módszer az elárasztott teleprészt n darab zónára osztja, amelyekben Tj állandó hőmérsékleteket tételez fel. A zónák helye és mérete függ az időtől, ily módon az energia egyenlettől. Mindenegyes állandó hőmérsékletű zónában alkalmazzuk az izotermikus Buckley-Leverett kiszorítási egyenletet és a telítettségi front haladási sebessége állandó. Bár a telítettségi frontok által bezárt területek kiterjedési sebessége egyre csökken minden újabb hőmérsékletű zónába való

belépéssel. Lineáris, vagy radiális kiszorításnál a telítettségi frontok növekedési sebessége Tj hőmérsékletnél alábbi egyenlettel adott: ∂fw ( S ,Tj ) dA 1 , (4.139) q (Tj ) = dt φhn ∂S ahol φ - porozitás, hn- a nettó rétegvastagság, m, fw- a viz frakciós hányada, ami a hőmérséklet és a telitettség által megszabott forróviz áramlásra vonatkozik, q- a telep hőmérsékletén és nyomásán vett besajtolási ütem, m3/d, Tj- a j-dik zóna hőmérséklete, oC. 205 A szokványos vízkiszorításnál, ahol a telephőmérsékletet időtől függetlennek vesszük az előző egyenlet dA i , fw ( S ) , = dt φhn (4. 140) ahol fw, (S) = ∂fw (S ,Ti ) , ∂S Ti - a réteghőmérséklet. (4.141 ) Állandó sűrűségű fluidumoknál és elhanyagolva a kapilláris és gravitációs hatásokat, irható a vízhányadra fw (S ,T ) = 1 [ ] 1 + M (S ,T ) − −1 , (4.142) ahol M(S,T) - a fluidumok mobilitás aránya M (S ,T ) = krw µ o

. µ w kro (4. 143) Az olaj-víz viszkozitás arányra igen erős befolyással van a hőmérséklet, különösen a nagy viszkozitású olajoknál. A relativpermeabilitás arány konvencionálisan a telitettség függvénye, így az is a hőmérséklettől is függ Fejezzük ki a vízhányadot fw (S ,T ) = fw (S) , fw (S) + Fµ [1 − fw (S)] (4. 144) ahol  µo   µw     ,  µ w  Ti  µ o  T Fµ =  (4. 145) egyenlettel, amelyből ∂fw (S ,T ) Fµ fw, (S) = ∂S fw (S) + Fµ [1 − fw (S)] [ ] 2 (4. 146) ahol fw (S) = fw (S ,Ti ) és fw, a (4. 141) egyenletnek felel meg, ennek megfelelően e függvényből az ismert eljárással határozzuk meg a kiszorítási hatásfokot. 206 A kiszorítási hatásfok becslését követően az olaj kihozatali tényezőjének becslésére alkalmazzuk a Dykstra és Parsons már ismert módszerét azzal a megszorítással, hogy forróvizes kiszorítás kihozatali tényezője ERhw = ER So ,wf So

(Ti ) (4. 147) ahol ER - a szokványos vízkiszorításra vonatkozó Dykstra-Parsons ábrákról vett kihozatali tényezők, So ,wf - a vízzel kiszorított zóna átlagos olajtelitettsége, So (Ti ) - a forróvizzel kiszorított zóna átlagos olajtelitettsége, amely a besajtolás előtti állapotban fenn állt. 207 4.52 Gőzelárasztás A gőzelárasztás markánsan eltér a fozzóviz besajtolástól, mert gőz jelenléte miatt a folyamatra a gőz kondenzációja lényeges befolyással van. A telepolaj könnyű alkotói elgőzölögnek és gázfázisként tovább áramolnak a még érintetlen olaj felé. Ahol ezek a komponensek kondenzálódnak és oldódnak az olajban, ott csökken az olaj viszkozitása. Ezen felül a kondenzáció a kiszorítási folyamatot hatásosabbá teszi, az elárasztási hatásfokot pedig növeli. Mindezek eredményeként a gőzelárasztás lényegesen jobb kihozatali tényezőt biztosit, mint a forróviz besajtolás 4.521 A kiszorítás

mechanizmusa Mint láttuk a forróviz besajtolásnál is, így a gőzbesajtolásnál is a többlet olajkihozatal az olaj viszkozitásának csökkenése és a maradék olajtelitettség csökkenése miatt következik be. Ezek a hatások nagyobb szerephez jutnak a viszkózusabb olajoknál. Természetesen mindazon hatások működnek a gőzbesajtolásnál is, mint a forróviz besajtolásnál, hiszen a gőz kondenzációjával forróviz front is előáll. A gőzkiszorításnál további jelentős hatás a telepolaj könnyű alkotóinak és a gőznek a desztillációja. A desztillációs gőz fázis így nemcsak gőzből, hanem kondenzálódásra képes szénhidrogénekből is áll. A szénhidrogén gázból egy hányad kondenzálódik a gőzzel együtt, majd elegyedik az eredeti olajjal és növeli az előrehaladó kondenzálódott vízfront mögött visszamaradt olaj mennyiségét. A könnyű frakciókkal higított maradék olaj nagy része kiszorul a kondenzálódott vizel. A folyamatot

szemlélteti a 4.107 ábra, amely Willman és tsai kísérleteinek eredményét mutatja be: a kitermelt olajmennyiség függvényében mutatja a kitermelt olaj desztillálható hányadát. Mint látható ez a hányad állandó közel a gőzáttörésig, majd drasztikusan növekszik és a könnyű alkotók mind kitermelhetők. E folyamat magyarázata a kis maradék olajtelitettségre. Természetesen az eredeti olaj desztillálható hányada szabja meg a kitermelhető hányadot, vagy a maradék olajtelitettséget, minthogy a 4.108 ábra is mutatja az eredeti telepolaj sürüségének függvényében. Például ρo =1007 kg/m3 süsüségű olajnak csupán 5 %-a desztillálódik 14 bar nyomáson, igy a maradék olajmennyiség nagy. 4.522 A gőzfront stabilitása A gőzkiszorításról akkor mondjuk, hogy stabil folyamat, ha nem áll elő a viszkózus ujjasodás jelensége, azaz a gőzfront egybefüggően mozog előre. A stabilitás jellemzésére olajkiszorításnál, amikor a kapilláris

és a gravitációs erő is működik, használjuk fel a lefelé (d) és felfelé (u) mutató hidraulikus nyomás-gradiens, ∂p/∂n arányát. A Darcy törvényből kifejezhetjük a nyomásgradienst  ∂p   ∂p  u  u   ∂n  /  ∂n  =  λ  /  λ  ,  d  u  d  u (4. 148) 208 u  ahol   - a kiszorító fronton lefelé valamely fázis u szivárgási sebességének és a  λ d mozgékonyságának aránya, hasonlóan erre a fázisra felfelé mutató [u/λ]u hányados. Mivel ud =uu , ezért a fenti arány az adott fázis mozgékonysági arányával egyezik meg felfelé-lefelé: λu  ∂p   ∂p  (4. 149)  ∂n  /  ∂n  = λ =M.  d  u d Általában mondható, hogy nagy M-nél labilis a kiszorítás. 4.107 ábra Az olaj könnyű frakcióinak kihozatala gőzbesajtolásnál 4.108 ábra Olajkihozatal változása az olajsűrűség függvényében 209 A

gőzkiszorításnál általába az egyenértékű mobilitás-arányt, Meq használjuk, amely a víz és a gőz mozgékonyságait, valamint a szivárgási sebességeit veszi figyelembe: M eq = (u ρ ) (u ρ ) w w d s s u ν wd krs , ν s krwd (4. 150) ahol ν - kinematikai viszkozitás, s-gőzre, w - vízre. 4.523 A gőzkiszorítás előrejelzése Mint láttuk, gőzkiszorításnál a gőzzel elárasztott és kisepert zóna maradék olajtelitettsége kicsi és az ekvivalens mobilitás-arány kedvező, az előrejelzés viszonylag egyszerű. A gőzzel kisepert zóna maradék olajtelitettségét (Sor) egyszerű laboratóriumi kísérlettel határozzuk meg, vagy irodalmi korrelációs diagramból vesszük, esetleg egyenletből számítjuk. Első lépésként meghatározzuk a gőzzel elárasztott térfogatot (Vs) és ebből a térfogatból kitermelt olajmennyiséget (Np): Np = φ hn (Soi − Sor )Vs EV , ht (4. 151) ahol hn - nettó rétegvastagság, ht - a teljes

rétegvastagság, Soi - a művelet kezdetén az olajtelitettség, EV - az elárasztott zóna térfogati hatásfoka. A gőzzel elárasztott zóna térfogatának meghatározására Mandl és Volek által javasolt módszert használjuk Myhill és Stegemeier módosításával. Könnyű belátni, hogy az elárasztott zóna nagysága a gőzzónában maradt hőmennyiséggel (Eh,s) arányos: Vs = Qi Eh ,s , M R ∆T (4. 152) ahol Qi - az összes besajtolt hőmennyiség, melyet Qi = w i (cw ∆T + fsdh Lvdh ) (4. 153) egyenletből számítjuk, ahol wi - a besajtolás tömegárama, ∆T - a kezdeti réteghőmérséklet és a gőzzóna hőmérsékletének különbsége, helyesebben a hőmérséklet emelkedés, fsdh és Lvdh - a gőz minőség és a látens párolgási hő, cw átlagos fajhő, MR - az egységnyi kőzettérfogat hőtartalma a gőzzónában. Az Eh,s -a termikus hatásfok a gőzzónában, melyet a 4.109 ábráról határozhatjuk meg állandó hőmennyiség besajtolási

ütemnél. Az ábrán látható görbék egyenlete a következő: Eh , s = 1 tD {G(t D ) + (1 − fhv ) U (t D − t cD )  π  2 t D − 2(1 − fhv ) t D − t cD − ∫   e x erfc xdx − π G(t D ) tD − x  }, 210 (4. 154) ahol tD - a dimenziónélküli idő, amit 2 M  α t D= 4 s  2s t ,  M R  ht egyenletből, a G(tD) függvényt pedig G(t D ) = 2 tD − 1 + e t D erfc t D , π (4. 155) (4. 156) összefüggésből határozzuk meg. A dimenziónélküli kritikus időt, tcD: e t cD erfc t cD ≡ 1 − fhv , (4. 157) míg a besajtolt hő látens hányadát: fhv = (1 + cw ∆T / fsdh Lvdh ) -1 , (4. 158) kifejezésekből határozhatjuk meg, figyelembevéve, hogy U(x) egységfüggvény, amely nulla, ha x<0, és 1, ha x>0. A (4. 152) egyenletből látható, hogy a gőzzóna térfogata időben állandóan nő, azonban ez a növekedés nagy időknél már csak kis sebességgű. fhv=0 esetben a termikus hatásfok

nulla, ha viszont egységgel egyenlő (fhw=1), akkor maximális lesz a termikus hatásfok, ezzel együtt a gőzzóna térfogatának növekedése is. A gőzelárasztás jóságára utal és a művelési idő alatt alig változó a kitermelt olaj térfogategységére eső besajtolt gőzmennyiség (és a neki megfelelő kondenz víz). Jelölje ezt az arányt Fso, a reciproka pedig Fos, az olaj-gőz arányt: Fso = Ws ,eq , Np (4. 159) ahol W s,eq - az felhasznált gőzzel egyenértékű viz térfogat. 211 4.109 ábra Termikus hatásfok a dimenziónélküli idő függvényében 212 Az egyenértékű víztérfogat számítására Myhill és Stegemeier az alábbi összefüggés használatát javasolja:  cw (Tsb − TA ) + fsb Lvb  Qi ,  cw (Tidh − Ti ) + fsdh Lvdh  Ws ,eq =  (4. 160) ahol TA - a gőzgenerátorba belépő tápvíz hőmérséklete, míg a b- index a gőzgenerátor, dh - index telepállapotra vonatkozik. Mint a (4160) egyenletből

látható, ha a besajtolt hőenergia vivőfázisában nincs gőz, akkor sem lesz az egyenértékű víztérfogat nulla. A 4.110 ábra 11 mezőbeli alkalmazás ekvivalens gőz-olaj arányát mutatja, a számított adatokkal összehasonlítva, amelyeknél a gravitációs hatás vagy figyelembe van véve, vagy nincs és a térfogati hatásfok is különböző. 4.110 ábra Mezőbeli alkalmazás adatainak összevetése a tervezettel 213 4.53 Föld alatti elégetéses művelés 4.531 A tüzelőanyag A föld alatti elégetéses művelésnél a telepben lévő olaj egy részét használjuk fel tüzelőanyagnak a helyben történő égetésnél, hogy előállítsuk az olajtermeléshez szükséges hőenergiát. A tüzelőanyag az égő front közelében maradt, a telepolaj krakkolása és desztillációja után visszamaradt, főleg szénben gazdag maradék. Ha a kőzet is tartalmaz szenet, akkor az olaj maradékhoz kapcsolódva részt vesz az égésben. A telep térfogategységében lévő

tüzelőanyag mennyisége legfontosabb paramétere az égetési folyamatnak, tőle függ a térfogategységre eső besajtolandó levegő mennyisége. Nedves elégetésnél megfelelő mennyiségű vizet sajtolunk az égő frontra, hogy csökkentsük az égés hőmérsékletét, de ezzel a tüzelőanyag elégése nem lesz tökéletes. Gyengített égésnél az olaj középfrakciói égnek el vagy alacsony hőmérsékletű parciális oxidáció mellett megy végbe a folyamat. Fordított égetésnél szintén elhasználjuk, elégetjük az olaj középfrakcióit. Az elégő tüzelőanyag meghatározása adott telepnél mindig kísérleti úton történik laboratóriumi telepállapotú égetési modellkísérlettel csőben – homoktölteten, vagy magmintán. A modellkísérletnél használt olaj az adott telep olaja és ideális, ha az égetőcsőben szimuláljuk a hőmérsékleti front haladását, a levegőbesajtolást is. Az égési front haladási sebességéből és az égéshez

felhasznált oxigén mennyiségéből meghatározható az elégett tüzelőanyag mennyisége. Amennyiben a kőzet is tartalmaz olyan alkotókat, amelyek az égés során oxigént vesznek fel (pld. pirit), akkor a besajtolandó levegőmennyiség meghatározásánál ezt figyelembe kell venni. A telepben elégő tüzelőanyag mennyisége, vagy a tüzelőanyag fogyása, vagy a hozzáférhető tüzelőanyag ismert. A nagyhőmérsékletű égetésnél ezek a fogalmak felcserélhetők. A felhasználók gyakran nem rendelkeznek olyan laboratóriummal, amelyben a fent jelzett modellkísérletek elvégezhetők lennének, ilyen esetben vagy a megfelelően felkészült laboratóriumokhoz fordulnak és ott végeztetik el a modellkísérleteket, vagy a szakirodalomban közölt eredményeket használják fel. A kőzet és az olaj minőségének függvényében nagy mértében változik az elégő tüzelőanyag mennyisége és a szükséges levegőmennyiség nagysága. A 4111 ábrán látható

korrelációs kapcsolat mutatja a kőzetmátrix, a 4.112 és 4113 ábrák pedig az olaj minőségének befolyását az elégő tüzelőanyagra és a felhasznált levegőmennyiségre Alexander és tsai, valamint Showalter szerint. A 4.112 és a 4113 ábrák némileg eltérő kapcsolatot adnak az olaj minőség függvényében. Ismét más eredményt mutat a 4114 ábra, amely Wohlbier eredményeit mutatja az olaj sűrűségének függvényében. A 4.115 ábra bemutatja, hogy nagy hőmérsékletű (343 Co) oxidáció mellett igen jó a korrelációs kapcsolat a tüzelőanyag mennyisége és a szükséges levegőmennyiség között. A 4.116 ábrán a besajtolt és a szükséges levegőmennyiség kapcsolatát látjuk A nedves elégetésre jellemző víz-levegő arány függvényében változó tüzelőanyag mennyiség alakulása a 4.117 ábrán látható 214 4.111 ábra Kőzetmátrix hatása a tüzelőanyag mennyiségre 4.112 ábra A tüzelőanyag mennyisége az olajsűrűség

függvényében 215 4.113 ábra A tüzelőanyag és a szükséges levegőmennyiség az olajsűrűség függvényében 4.114 ábra Tüzelőanyag mennyiség az olajsűrűség függvényében (Wohlbier után) 216 4.115 ábra Levegő szükséglet a tüzelőanyag függvényében 4.116 ábra A besajtolt levegőből felhasznált mennyiség 217 4.117 ábra Nedves elégetésnél a víz/levegő arány és a tüzelőanyag kapcsolata Az un. ekvivalens elégő olajtelitettség SoF = mR φρ o (4.161) egyenlettel számítható, ahol mR - elégő fajlagos tüzelőanyag, kg/m3 tárolókőzet, ρo – olajsűrűség, kg/m3. 4.532 Oxigén-tüzelőanyag reakciók 340 C o feletti hőmérsékleteken lejátszódó égést nevezzük nagy hőmérsékletű oxidációnak = HTO (High Themperature Oxidation). Az oxigén és a szerves olajalkotók közötti lejátszódó reakciók eredménye alapvetően CO2 , CO és H 2O . Ezek a reakciók a tüzelőanyagból eltüntetik a szenet, mivel a

szén kötéseit felszakítják. 340 C o alatt a reakciók végterméke alapvetően víz és oxidált organikus vegyületek. Ezek a parciálisan oxidált vegyületek általában karboxil savak, aldehidek, ketonok, alkoholok és hidrogénperoxidok, továbbá az alacsony hőmérsékletű oxidációt (=LTO=Low Themperature Oxidation) jellemző alkotók. Sztöhimetriai folyamat a HTO - nál 218 CH x + (1 − 0.5m, + 025 x)O2 (1 − m, )CO2 + m,CO + x H 2O , 2 (4.162) ahol a tüzelőanyag kén, nitrogén és oxigén tartalmát elhanyagoltuk. x – a hidrogén és a szénatom átlaga, ami ismert a H / C atomarányból, m, - a CO és (CO+CO2) mólok aránya. Az üzemi művelet gázának analízise azt mutatja, hogy a szénhidrogéngázok mellett N2, CO2, CO, O2, H2, A és a H 2S gázok is jelen vannak. Ezek kapcsolatban vannak az égetési folyamattal, a nitrogén, oxigén és az argon a besajtolt levegőből származik ; a széndioxid és szénmonoxid a HTO eredménye; a hidrogén

az oxigénhiányos égőfront elötti térben az olaj termikus krakkolásának eredménye; a kénhidrogén ugyancsak e zónában végbemenő reakciók eredménye. A CO2 és CO, valamint O2 mennyiségi analíziséből az égő fronton végbement égés típusáról és mennyiségi értékeiről kapunk információt. A folyamatok analízisénél gyakran feltételezzük hogy a víz és a telep kőzete inert jellegű. Pirit jelenléte esetén a szükséges levegő mennyiség növekszik. A folyamatok analízisének a pontosságát a gázok oldódásának mértéke isrontja. Ha elfogadjuk, hogy a (4.162) egyenlet helyes és az oxigén reakciók csak CO2ot eredményeznek, akkor felírható x = 4(1 − m, )n, + 2m, − 4 , (4.163) ahol n, = 0.21ia − qcO2 qcCO2 , (4.164) ahol 0.21 – a levegő oxigén tartalma, móltört, ia- a levegő besajtolás üteme, c – a kilépő anyag koncentrációja, moltört, O2 és CO2 indexek oxigénre és széndioxidra vonatkoznak. A nitrogén és

argon együttes mennyisége: 079 ia=qcN2 összefüggéssel számítható. A laboratóriumi és mezei gyakorlat szerint x értéke egy és kettő között van, ritkán nagyobb kettőnél. m, értéke mindig az égés típusára jellemző A 4118 ábrán az m, változását láthatjuk az oxigén felhasználás hányadában. Látható, hogy a mezei adatok tipikusan alacsonyabb szénmonoxidot mutatnak a termelt gázban, mint a laboratóriumi adatok. Az égési fronton keletkezett víz mennyisége kifejezhető a víz telitettségével S wF = 0.319 xaR , (4 − 2m, + x)φ (4.165) ahol aR - az égés levegő szükséglete normál térfogatban egységnyi kőzettérfogatra vetítve. 219 4.118 ábra m1 – tényező változása a felhasznált oxigén függvényében 4.533 Az égéshez szükséges levegőmennyiség és az égésnél keletkezett hőmennyiség A (4.148) egyenlet alapján megadható a fajlagos levegő szükséglet (m3 levegő/m3 tárolókőzet) aR = 451mR (4 − 2m, + x),

m3 / m3 . (12 + x) (4.166) A fajlagos levegő szükséglet egyik legfontosabb paramétere a föl alatti elégetési műveletnek, mert az a tervezés és a gazdasági megítélés alapja. A fenti egyenlet alapján rajzoltuk fel a 4.119 ábrát, ahol mR függvényében látjuk aR értékeit, az ábrán a laboratóriumi és a mező adatok is láthatók. Az égéshez szükséges levegőmennyiséghez még a kiégett zóna feltöltéséhez szükséges levegő mennyiségét is hozzá kell adni, ami a hőmérséklet és nyomás ismeretében számíható. Az égés reakció egyenlete alapján a keletkezett hőmennyiség 220 ∆ha = 94 − 67.9m, + 312 x 1 − 0.5m, + 025 x (4.167) amikor a keletkezett víz kondenzálódik. Az fenti egyenlet alapján szerkesztettük meg a 4.120 ábrát, amelyen β paraméter mutatja a kitermelt gáz szénmonoxid széndioxid móljainak arányát. 4.119 ábra Teljes levegő szükséglet a tüzelőanyag fogyasztás függvényében 4.120 ábra β

paraméter változása a tüzelőanyag minőséggel 221 4.534 Az égés kinetikája Az égés kinetikájának ismerete lényeges kérdés a begyújtás és az égő front fenntartásának megítélésénél. Az oxigén tömeg -sebessége, ami a tüzelőanyag egységnyi tömegével reakcióba lép a következő összefüggéssel írható fel - 1 dmO2 = K = pOn2 Ac e− E / RT , mo dt (4.168) ahol mO2 – a felhasznált oxigén fajlagos tömege (kg/m3 tárolókőzet), mo – az olaj fajlagos tömege (kg/m3 tárolókőzet), pO2 – az oxigén parciális nyomása , E – aktivációs energia, R – egyetemes gázállandó, T – abszolút hőmérséklet, Ac – állandó, s-1 bar-n, n – reakció kitevő. 250 Co- ig Ac, n és E értékeit kísérletileg meghatározták: Ac széles tartományban változik =300-30 000 s-1bar-n, n=0.31 – 075, E átlagosan 7445 MJ/kg . A spontán gyulladás időtartamának becslésére 4.121 ábra használható, az ábrán megadott paraméterek

mellett. A 4122 ábra pedig bemutatja a levegő besajtoló kúttól vett távolság függését, amelyen belül a spontán gyulladás megindul, a levegő besajtolási ütemének függvényében, további adatok az árán találhatók. Az égő front haladási sebességének , vb meghatározása Vb=EO2ua/a*R , (4.169) egyenlettel történik, ahol ua – a levegő fluxus, EO2 – az oxigén felhasználás hatásfoka, a*R – a fajlagos tüzelőanyaggal arányos. 222 4.121 ábra Spontán gyulladási idő becslése 4.122 ábra A spontán gyulladás távolsága a kúttól 223 4.535 Száraz előre égetés folyamata A föld alatti elégetés folyamatát lineáris rendszerben célszerű bemutatni. Legyen a kőzet homogén és izotróp, amelyben az egyes fluidumok mozgása frontális jellegű, a gravitáció hatását elhanyagoljuk. Heterogén kőzetfelépítésnél az újjasodás következtében a frontális jelleg megszűnik, mert az egyes fluidum frontok egymásba átnyúlnak. A

4.123 ábra mutatja azokat a zónákat, amelyek a száraz előre égetési folyamatot jellemzik a levegő besajtoló kúttól kiindulva: - kiégett zóna, - égési zóna, - gőzzóna (krakkolási zóna), - kondenzációs zóna, - vízpad, - olajpad, - eredeti réteg zónája. Ezek a zónák az égetés előrehaladásával egyre közelednek a termelő kúthoz, a kiégett zóna növekedése és az eredeti zóna csökkenése mellett. A 4123 ábrán besajtoló és termelő kút közötti zónákban a telitettség és a hőmérséklet változást is feltüntettük. A kiégett zónában a pórusteret levegő tölti ki a mintegy 2 %-nyi maradék organikus tüzelőanyag mellett. Ebben a zónában az átlagos hőmérséklet kisebb, mint az égő fronti hőmérséklet, mert a fedő és fekü rétegek felé a hőveszteség egyre növekszik és hideg levegőt sajtolunk be. A hőmérséklet a besajtoló kúttól egyre növekszik az égő front hőmérsékletére. A kiégett zóna színe piszkos

fehér, világos sárga, barnás, vöröses. A hőmérséklet égő fronton legnagyobb. Itt a tüzelőanyag, az oxigén és a nagy hőmérséklet gyors és exoterm reakcióhoz vezet. Ideális esetben ezek a nagy hőmérsékletű reakciók az égő fronton minden oxigént elhasználnak. A keletkezett füstgázok (széndioxid) előre áramlanak, a vízből keletkezett túlhevített gőz úgyszintén előre áramlik a gőzzónába. A gőzzónában lévő anyagot folyadéknak tekintjük (ami persze különbözik a kőolajtól). E zónában végbemenő krakkolódás, pirolízis eredményeképpen gázhalmazállapotú szénhidrogén komponensek, elgőzölgött szénhidrogének, szerves gázok és végül a széndioxid és az adott H/C atomarányú maradék. A zóna hőmérséklete alacsonyabb az égőfront hőmérsékleténél, de még elég a túlhevített vízgőz állapothoz. A kondenzációs zóna együtt van a telített vízgőz zónával. A nyomásváltozás nem nagy ebben a zónában,

ezért a gáz összetételének változása kicsi, a hőmérséklet is alig változik, úgynevezett hőmérséklet plató alakul ki. Számos szénhidrogén gőz itt kondenzálódik, majd elegyedik az olajjal, aminek eredményeként csökken az olaj viszkozitása. Ide áramlik át a gőzzónából kiáramlott, mostmár könnyebbé vált olaj is. A kondenzációs front előtt található a vízpad, amelynek a hőmérséklete a kezdeti réteghőmérséklet és a gőzzóna hőmérséklete közé esik. A víztelitettség itt nagyobb, mint az olajpadban, mert itt az olaj mozgékonysága nagyobb, mint az eredeti réteg zónában. Végül legelöl helyezkedik el az olajpad, amelybe akkumulálódik mindaz az olajmennyiség, amely a megelőző zónákból kiáramlott. Itt a 224 legalacsonyabb a hőmérséklet, amely már közel van az eredeti réteghőmérséklethez. 4.123 ábra Száraz előreégetés folyamatának sémája Az egyes zónák között nem éles az elválasztó

határfelület, átmeneti zónák helyezkednek el a zónák között, a fluidumok mennyiségei, azok telitettségei is fokozatosan, nem éles határral mennek át az egyes zónákból a másikba. Ezt a képet fokozatosabban bonyolítja a heterogén felépítésű telepben lejátszódó nem frontális jellegű áramlás. Extrém esetben előfordulhat, hogy nem alakul ki vízpad, vagy olajpad a réteg tetején, vagy a talpon a gőzzóna nem is alakul ki. A VRb térfogatú kőzetben végrehajtandó égetéshez szükséges össz levegő mennyiség az alábbi összefüggéssel határozható meg Ga= a*RVRb/EO2, (4.170) ahol EO2 – az oxigén felhasználási hatásfok (=0.95 – 1 közötti érték) Az égetéssel kitermelhető olaj- és vízmennyiség számítására a Nelson és McNiel módszerét használhatjuk fel: [ ( ) ] N p = φ VRb ( Soi − SoF ) + 0.4 Vp − VRb Soi , (4.171) Wp = VRbφ ( Swi + SwF ) , (4.172) ahol Soi – a kezdeti olajtelitettség, VRb – a kiégett

zóna térfogata, Vp- a kútelem teljes pórustérfogata, SoF – a kiégett zóna ekvivalens olajtelitettsége, SwF – a kiégett zóna ekvivalens víztelitettsége, ami az égetés miatt következett be. Az egyenlet alapján az 225 olajkihozatal becslésére került megszerkesztésre a 4.124 ábra (Soi=055, SoF=008 értékek a szaggatott vonalhoz tartoznak). 4.124 ábra Föld alatti elégetés kihozatali tényezője 4.536 Nedves elégetés folyamata Nedves elégetésről akkor beszélünk, ha a levegővel együtt vizet is sajtolunk a rétegbe és az égő frontra jut a levegővel együtt. A víz vagy folyadék, vagy gőz formájában kerül az égő frontra, vagy mindkét formában. Alább vázolt folyamatok idealizált esetet tételeznek fel. Általában elmondható, hogy a folyamatot Fwa víz/levegő arány szabályozza. A bonyolult folyamat helyett frontális mozgást tételezünk itt is fel a folyamat leírásánál. A 4.125 ábra mutatja be a hőmérséklet, a gőzzóna

és az olajtelitettség vázlatos alakulását a víz/levegő arány függvényében. Az a/ ábra mutatja az alap esetet, száraz égetést (Fwa=0). Kis víz/levegő aránynál a besajtolt víz gőzzé lesz és így jut az égő frontra, ahol túlhevített gőz lesz. A besajtolt víz a kiégett zónában veszi fel a hőenergiát és átviszi az égő fronton (b/ ábra), nagyobb aránynál optimális esetben a teljes hőmennyiséget tovább viszi (c/ ábra). Még nagyobb víz/levegő aránynál (d/ ábra) a víz folyadék állapotban jut az égő frontra és csökkenti a 226 felmelegedést, csak alacsony hőmérsékletű reakciók játszódnak le. Ennek megfelelően a reakció zónája kiterjed, kiszélesedik és a hozzáférhető oxigén így használódik fel. Mivel a víz a teljes égést gátolja, ezért gátolt, vagy fojtott égetésről beszélünk. Mint az ábrákból látható, a víz/levegő arány növekedésével növekszik a gőzzóna és a kiégett zóna hőjének

hasznosítása. A gőzzóna növekedésével gyorsabb lesz az olaj kiszorítása, ugyanakkora mennyiségű olajra kevesebb levegő besajtolás szükséges, mintha nem sajtolnánk be vizet. Csökkenő tüzelőanyag felhasználás miatt csökken a szükséges levegőmennyiség is. A 4126 ábra bemutatja a hőmérséklet profilt és a nedves égetésnél kialakuló jellegzetes zónákat és telitettség változásokat. A 4123 ábrával összehasonlítva, szembeötlő a száraz és a nedves égetés közötti lényeges különbség. A 4.127 ábra mutatja a víz/levegő arány függvényében a besajtolni szükséges fajlagos levegő mennyiséget (a*R). A nedves elégetésnél az égő front előrehaladásának irányában hővezetéssel átadott hőmennyiség következőképpen számítható   M RVs ∆TtD tD = et D erf ( 2 Fv − 1)  − 1 + ( 2 Fv − 1)erf Qi F F − 4 1 ( )   v v tD , 4 Fv ( Fv − 1) (4.173) ahol a tD dimenziónélküli idő M S2 α S t tD =

4 2 2 , M R ht (4.174) az Fv dimenziónélküli paraméter Fv = vT / vb , (4.175) ami a konvektív hőfront és az égési front sebességének az aránya. Az Fv paraméter és a fQ paraméter közötti kapcsolat következők szerint írható fel 8(Fv-1)= πf2Q /(1-fQ). (4.176) A (4.173) és a (4176) egyenletek felhasználásával készült a 4128 ábra Az Fv paraméter meghatározására az alábbi összefüggés használható Fv = aR M w  Ma   Fwa + , EO 2 M R  MR  (4.177) ahol Ma és Mw – a levegő és a víz térfogati hőkapacitása, Fv – paraméter a gőzzóna kiterjedésére jellemző. 227 4.126 ábra Hőmérséklet és telitettség eloszlás az elégetés utján 228 4.127 ábra Víz/levegő arány változás a besajtolt levegő mennyiséggel 4.128 ábra A gőzzóna nagyságának változása a dimenziónélküli idő függvényében 229 5. Földgáztelepek művelése A földgáztelepek művelésével összefüggő kérdések

összességében egyszerűbbek az olajtelepek művelésének problémáinál. Alapvetően ez abból fakad, hogy a gáz mozgékonysága (gázpermeabilitás/gázviszkozítás) nagyságrenddel nagyobb, mint az ola, vagy a víz mozgékonysága. Mint ismeretes a fölgáztelepeket két nagy csoportra bontjuk: zárt és viznyomású fölgáztelepekre. Az „Anyagmérlegegyenletek és alkalmazásuk” c I részben már foglalkoztunk röviden a fölgáztelepek művelési kérdéseivel, a művelés anyagmérleges előrejelzésével, ezért az ott leírtakat itt nem ismételjük meg. A zárt jellegű (azaz nagyon korlátozott a vízbeáramlást mutató) fölgáztelepek művelés előrejelzésének feladata alapvetően a kútszám és a kútszerkezet, a kútelhelyezés, a felszíni gyűjtőrendszer és a gázelőkészítő kapacitás megtervezése, kiépítése. A telepből mint „egy tartályból” a gáz a telepnyomás csökkentésével kitermelhető, elvileg atmoszférikus felhagyási

telepnyomásig. A víznyomású fölgáztelepek művelése folyamán a „tartály” viselkedése lényegesen eltér a zárt telep „tartályától”. A telepbe belépő víz folyamatosan csökkenti a telep térfogatát, a gázvíz érintkezési felülete - gáz-víz-határ (GVH) – mögött gáz marad vissza, ami már másként viselkedik, mint az eredeti telep térfogatában lévő gáz, egyes termelő kutak elvizesednek – vizet is termelhetnek, esetleg lezárásra kerülnek - , ugyanakkor a telepnyomás csökkenés üteme is mérsékeltebb lesz. E jegyzetben csak a „tartály” viselkedésével és annak leírásával foglalkozunk. 5.1 Víznyomásos gáztelep közbetelepült víztartó rétegének hatása A termelési adatok egyre bővülő köre, a mért adatok pontosságának növekedése, valamint a számítógépek széleskörű felhasználása lehetővé tette, hogy a földgáztelepek művelésének elemzésénél és tervezésénél, előrejelzésénél egyre több

paramétert használjunk fel, egyre bonyolultabb összefüggéseket használjunk, és így pontosabb, megbízhatóbb eredményeket kapjunk. E gondolatnak felel meg a következőkben tárgyalt anyagmérleg-egyenlet is. Az egyenlet felírásánál tételezzük fel: 1. A gáztermelés, vagy gázbesajtolás okozta bármilyen telepnyomás változás a következő rendszerben megy végbe, a) a hasznos rétegvastagsággal jellemzett rétegben (jelölje R), b) a közbetelepült márga és rossz áteresztőképességű rétegek nem-hasznos rétegvastagsággal adott teleprész (jelölje NNP), amelynek víztelitettsége 100 %, c) a gáztelepet harántolo aquifer (jelölje AQ), melynek víztelitettsége 100 %. A nem-hasznos rétegvastagságú teleprész és az aquifer térfogatösszegében lévő vízmennyiség adja az un. kapcsolódó, érintkező víztérfogatot, amelyből a termelés alatti vízbeáramlás származik. 2. Az egyszerűbb egyenlet bővítését jelenti, ha a nem-hasznos

rétegvastagságú teleprészben már kezdetben a víz mellett gáz is található. 3. A víz az egész rendszerben gázzal telitett Nem követünk el nagy hibát, ha feltételezzük, hogy a nyomás egyensúly egy pillanat alatt kialakul, azaz a tranziens változásokat elhanyagoljuk. Az effektív kompresszibilitás, ce , a formáció, a pórustér kompresszibilitás, cf , a teljes vízkompresszibilitás, ctw megadható a rétegnyomás függvényeként: ce ( p), c f ( p), ctw ( p) . 230 Adott rétegnyomásnál a teljes pórustérfogatot (VpR + VpA) a hasznos réteg pórustérfogatában lévő gáz és víz (VgR + VwR) foglalja el, amelyhez a kapcsolódó térfogatban lévő gáz és víz (VgA + VwA) hozzá adódik: (VőR + VpA)=(VgR + VwR)+(VgA + VwA). (5.1) A hasznos rétegrész pórustere, VpR a változó rétegnyomásnál megadható, mint a kezdeti pórustérfogat és a pórustérfogat-változás összege: VpR = VpRi - ∆VpR,, (5.2) VpRi = VgRi + VwRi, , (5.3) de

írható továbbá GBgi VpRi = GBgi + 1 − Swi Swi . (5.4) A pórustérfogat-változás izotermikus állapotváltozást véve: ∆V pR= GBgi c f ( pi − p), 1 − Swi (5.5) egyenlettel adott, ahol ( ) cf = cf R . Így az (5.2) egyenlet felírható VpR = GBgi + GBgi 1 − Swi Swi − GBgi 1 − Swi c f ( pi − p) (5.6) alakban is. A kapcsolt kőzettérfogat pórustérfogatát ugyancsak fejezzük ki a kezdeti pórustérfogattal és a pórustérfogat változásával: VpA = ahol M= GBgi 1 − Swi M− VpNNP + VpAQ VpR GBgi 1 − Swi = VpA VpR M c f ( pi − p) , (5.7) . (5.8) 231 A hasznos rétegrészben lévő gáztérfogat megadható bármely nyomásnál, mint a még ki nem termelt szabadgáz térfogat, a vízből kivált gáztérfogat és a besajtolt gáztérfogat összege: [ ( )] VgR = G − Gp − Wp Rsw Bg + GBgi Swi (Rswi − Rsw )Bg + Ginj Bg . 1 − Swi Bwi (5.9) A Gp gáztermelésbe be kell számítani az esetlegesen termelt

csapadékot is és ennek megfelelően kell a Bg gáz teleptérfogati tényezőt is számítani. A kitermelt víz, Wp csak vízként kitermelt víztérfogatot jelenti, a gázzal esetleg kitermelt vízgőzből származó vizet szintén a gáztérfogathoz kell számítani. A kapcsolódó térfogatban lévő gázmennyiség, ami a vízből vált ki felírható: VgA = GBgi 1 − Swi M 1 (Rswi − Rsw )Bg . Bwi (5.10) Ezek után írjuk fel a teleprészekben található víztérfogatokat: - a hasznos teleprészben a még ki nem termelt +a besajtolt és az aquiferből belépett víz  GBgi Swi  Bw − Wp Bw  + Winj Bw + We Bw , VwR =   1 − Swi Bwi  (5.11) - a kapcsolódó teleprészben található víz VwA = GBgi 1 − Swi M 1 Bw . Bwi (5.12) A felírt egyenletek segítségével az (5.1) egyenletet részleteiben felírva és átrendezve kapjuk: ( ) G Bg − Bgi + +  GBgi   Bw + ( Rswi − Rsw ) Bg Bwi   Bw + ( Rswi − Rsw ) Bwi  M c

p p − + c p − p + M − + − ( ) ( ) Swi  =  f i   f i Bwi Bwi  1 − Swi   Bwi Bwi     W = Gp − Wp Rsw − Ginj Bg +  Wp − Winj − e  Bw . Bw   ( ) (5.13) Vezessük be a víz/gáz teljes telep térfogattényezőt, Btw: 232 Btw=Bw+(Rswi –Rsw)Bg , (5.14) természetesen Btwi=Bwi egyenlőség fennáll. Hasonlóan vezessük be a víz/gáz teljes kompresszibilitási tényezőt, ctw : ctw ≡ (Btw − Btwi ) Btwi 1 , ( pi − p) (5.15) ezek után definiáljuk az eredő effektív kompresszibilitási tényezőt, ce : ce ≡ ( Swi ctw + cf + M ctw + cf 1 − Ssw ), (5.16) így az (5.13) egyenlet rövidebben irható fel ( ) [( G Bg − Bgi + GBgi ce p − p i  )] = B G g  p − Ginj + Wp Rsw +  1 Wp Bw − Winj Bw − We  . Bg  ( ) (5.17) Az (5.17) egyenletet végig osztva Bg – vel, majd Bg – t (azT/p) kifejezéssel helyettesítve az alábbi összefüggést

kapjuk pi p p z 1 − ce ( pi − p) = i − i Q , z zi G [ ] (5.18) ahol Q = G p − Ginj + Wp Rsw + ( ) 1 Wp Bw − Winj Bw − We . Bg (5.19) A kapott (5.18) egyenlet baloldala a Q függvényében lineáris egyenlet, amelynek iránytényezője pi z m= i , G az ordináta metszéke pedig pi/zi . Ha a gáztelepbe sem gázbesajtolás, sem vízbesajtolás nem volt, akkor az ( 5.19) egyenlet 233  B  W Q = Gp + Wp  Rsw + w  − e Bg  Bg  (5.20) alakú lesz, továbbá feltételezve, hogy Ginj=W inj=W p=W e=0, akkor az (5.18) egyenlet tovább egyszerűsödik [ ] Gp  p p  1 − ce ( pi − p) = i  1 − . z zi  G (5.21) A kumulatív pórustérfogat kompresszibilitási tényező, cf c f ( p) = 1 Vpi − Vp ( p)    Vpi  pi − p  (5.22) egyenlettel definiálhatjuk, míg a differenciális kompresszibilitási tényező, cf definíciója a következő cf = 1 ∂Vp = f ( p) . Vp ∂p (5.23) A kumulatív

vízkompresszibilitási tényező két részből tevődik össze: a vízkompresszibilitásból és a kivált gáz expanziójából: ctw ( p) = 1 Btw ( p) − Btw ( pi ) , Btw pi − p (5.24) ahol a víz teljes teleptérfogattényezője Btw ( p) = Bw ( p) + [ Rswi − Rsw ( p)]Bg ( p) . (5.25) A cf ( p), c f ( p), ctw ( p), Btw ( p), Rsw ( p), Bw ( p) függvények jellegét mutatja az 5.1, 52, és az 5.3 ábra A kapcsolódó víztérfogat aránya, M felírható M=MNNP+MAQ , ahol M NNP = VpNNP VpR (5.26) és M AQ = VpAQ VpR . (5.27) 234 5.1 ábra A pórustér izotermikus kompresszibilitása és a kezdeti állapothoz viszonyított teljes kompresszibilitás 5.2 ábra A víz teljes teleptérfogattényezője és kompresszibilitási tényezője 5.3 ábra A víz teleptérfogattényezője és oldottgáz tartalma 235 Az MNNP arány meghatározásánál abból indulhatunk ki, hogy ismerjük az effektív rétegvastagságot (hR), és így az effektív és a teljes

rétegvastagság aránnyal következőképen írható fel: RNG = hR h = R , hR + hNNP ht (5.28) ezt felhasználva, írhatjuk, hogy M NNP = (φhA) (φhA) BNNP R = φ NNP  1 − RNG   , φ R  RNG  (5.29) ahol φNNP, φR, hR, ht geofizikai szelvényekből meghatározhatók. Az MAQ arány meghatározása talán a legnehezebb, de ha az aquifer köralakú, r akkor AQ sugáraránnyal egyszerűen kifejezhető rR M AQ = (φh) (φh) AQ R 2   rAQ  2 − 1 .   rR (5.30) A kumulatív effektív kompresszibilitási tényező, ce így az ce ( p) = [ ] Swi ctw ( p) + cf ( p) + M ctw ( p) + cf ( p) 1 − Swi (5.31) egyenlettel számítható (lásd 5.4 ábrát) Az 55 ábra egy gáztelep p/z=f(Gp) függvényét mutatja be különböző paraméterek elhanyagolása mellett. A gáztelepbe beáramlott vízmennyiség, We meghatározása a legáltalánosabban használt Van Everdingen és Hurst számítási móddal történhet. 5.2 Földgáztelepek

kihozatali tényezője Alapvetően csak a víznyomásos földgáztelepek kihozatali tényezőivel foglalkozunk, mert a zárt földgáztelepek kihozatali tényezőjét csakis a felhagyási nyomás, helyesebben a felhagyási redukált nyomás (p/z) nagysága határozza meg. Ezzel szemben a víznyomásos földgáztelepek kihozatali tényezőjét - a telep gáztermelési üteme, - a felhagyási rétegnyomás (redukált rétegnyomás), - a víztest tulajdonságai, - a vízelárasztás térfogati hatásfoka, - a vízkiszorítás maradék gáztelitettsége határozza meg. Vizsgáljuk meg az egyes tényező befolyásának tendenciáját, és mértékét. 236 5.4 ábra Gáztelep effektív átlag kompresszibilitási tényezője 5.5 ábra Gáztelep termelési jelleg-görbéje 237 A gáztermelés üteme. Fő tendenciaként mondható, hogy a víztest viselkedésétől függően a nagyobb ütemű gáztermelés kisebb vízzel elárasztott teleprészt eredményez, kisebb telepnyomáson

marad vissza a gáz, ezért a termelési ütem növekedésével nő a kihozatali tényező. Nagyon szemléletesen mutatja a gáztermelési ütem hatását egy adott telepnél az 5.6 ábra, ha feltételezve, hogy a felhagyási nyomásnál elvizesedett a teljes teleptérfogat. Az 57 ábra pedig a teleptérfogat részleges elvizesedése esetén mutatja a termelési ütem befolyásának alakulását. Az ábrákból látható, hogy a nagy víztesttel bíró gáztelepnél a termelési ütemmel nagymértékben befolyásolható a kihozatali tényező, míg kis víztestnél a termelési ütemtől alig függ a kihozatali tényező. A termelési ütem növelése egy határon túl csak a termelő kutak számának lényeges növelésével valósítható csak meg, ami már gazdasági megfontolás tárgyát képezi. Felmerülhet, hogy a gáztelep szakaszos művelése nem eredményez-e jobb kihozatali tényezőt, mint a folyamatos termelés. Egyértelműen mondható, hogy a szakaszos művelés kisebb

kihozatalt eredményez, mert a visszamaradt gázmennyiség nagyobb nyomáson marad vissza. A nagyobb rétegnyomás pedig a nagyobb mérvű vízbelépés következménye. 5.6 ábra A gáztermelési ütem hatása a gázkihozatalra (a telep teljes térfogata elvízesedett-esetben) 238 5.7 ábra A gáztermelési ütem hatása a gázkihozatalra (részleges elvízesedésnél, rk/rb=4) A felhagyási rétegnyomás. A gáztelep termelésének befejezésekor a telep átlagos nyomása a felhagyási nyomás. A termelés befejezésekor a beáramlott víz vagy teljesen elárasztotta a teleptérfogatát, vagy csak részben. Ha teljesen elárasztotta a víz a telepet, akkor a felhagyási rétegnyomás általában nagyobb, mint amikor csak részben árasztja el a telepet. Mivel nagyobb nyomásokon több gáz van ugyanazon térfogatban is, ezért világos, hogy ekkor kisebb lesz a kihozatali tényező. Vízzel részben elárasztott telep nyomása kisebb, így kevesebb gáz marad a telepben. Az 58

ábra egy gáztelep felhagyási nyomásának változását mutatja a víztest méretének, míg az 5.9 ábra két víztest méretnél a megcsapolás függvényében. Ezeket az ábrákat felhasználva már az 510 és az 511 ábrák mutatják a felhagyási nyomás - kihozatali tényező közötti kapcsolatot (víztest méret és megcsapolási ütem változás jellege az ábrákon jelölt). 239 5.8 ábra A felhagyási nyomás változása két víztest méretnél a megcsapolás ütemével 5.9 ábra A felhagyási nyomás változása a víztest méretével adott megcsapolásnál 240 5.10 ábra A felhagyási nyomás hatása a gázkihozatalra két víztest méretnél és növekvő gáztermelési ütemnél 5.11 ábra A felhagyási nyomás hatása a gázkihozatalra állandó megcsapolási ütemnél és változó víztest méretnél 241 A víztest tulajdonságai. A vizsgálatok azt mutatják, hogy a víztest tulajdonságai közül elsősorban és döntően a víztest mérete

(helyesebben a víztest és a gáztelep egyenértékű sugarainak aránya), a vizes réteg effektív rétegvastagsága és átlagos vízpermeabilitása van befolyással kihozatali tényezőre. A víztest mérettől való függést már előbb is láttuk, de az 5.12 ábra egy adott telepnél is jól mutatja a víztest meglétének hatását. Kis víztest méretnél csak kicsi a vízzel elárasztott teleprész, közel akkora a felhagyási nyomás, mintha a telep zárt lenne, de a vízzel elárasztott térfogatból több gázt lehetett kitermelni, mégpedig a beáramlott víztérfogatnak megfelelő többletet (az ábrán ennek felel meg a maximum hely). A rétegvastagság érthető módon ugyanolyan tendenciával befolyásolja a kihozatalt, mint a víztest mérete, hiszen alapvetően a kapcsolódó vizes réteg víztérfogatának nagysága a mérvadó a folyamatokban. Az 513 ábra mutatja a vizes réteg vízpermeabilitásának hatását, fizikailag egyértelmű a tendencia, jobb

áteresztő-képesség több vízmennyiség beáramlást eredményez, és a nagyobb felhagyási nyomás eredménye a kisebb kihozatali tényező. 5.12 ábra A víztest nagyságának hatása a gázkihozatalra 242 5.13 ábra A víztest permeabilitásának befolyása a gázkihozatalra A vízelárasztás térfogati hatásfoka. Mint tudjuk a vízelárasztás térfogati hatásfoka megadja azt az arányszámot, amely megmutatja, hogy a telep nettó vízgyarapodása (W n=We-W p) az elvileg Vpw(1-Swi-Sgm) rendelkezésre álló térfogatnak hányszorosa Ev=W n/(Vpw(1-Swi-Sgm)). Az adott telep tárlókőzetének felépítése, rétegzettsége, területi heterogenitása, stb. tényezők befolyásolják, hogy ez a hatásfok az egységtől milyen mértékben tér el. Általában mondható, hogy talpi víznyomású telepeknél közelebb van az egységhez, mint a peremi víznyomású telepeknél, mert egyöntetűbben emelkedik fel a víz, mint a peremek felöl a réteg közép felé

áramló víznél. Az 514 ábra a térfogati elárasztási hatásfok függvényében mutatja a kihozatali hatásfok változását különböző megcsapolási ütemeknél és egy adott víztest méretnél. Az elárasztási hatásfok becslése nagyon nehéz, hiszen gyakorlatilag telepspecifikus. 5.14 ábra A vízelárasztás térfogati hatásfokának befolyása gázkihozatalra 243 A vízkiszorítás maradék gáztelitettsége. A vízkiszorítás vízfrontja mögött visszamaradt gáztelitettség, amely a víz mozgásával már nem változik, helyesebben nem mozog a vízzel, azt is mondhatjuk, hogy e telitettségnél a gáz relativpermeabilitása nulla (gondoljunk a víz/gáz kétfázisú áramlására pórusos kőzetben). A szakemberek egy része a vízzel való gázkiszorítás maradék gáztelitettségét a kőzetszerkezet és a gáz/víz tulajdonságai mellett a kiszorítás abszolút nyomásától is függővé teszi egy adott nyomásváltozási intervallumon belül, mások

pedig függetlennek. E tendenciát mutatja be az 515 ábra a kezdeti nyomás arányában adott aktuális nyomások függvényében. Ha a maradék gáztelitettséget nyomástól függetlennek és a megcsapolási ütemtől is függetlennek (ez a kiszorítási sebességtől való függetlenséget jelenti) vesszük, akkor az 5.16 ábrán bemutatott módon függ a kihozatali tényező a maradék gáztelitettségtől és a termelési ütemtől. 0,5 0,45 0,4 0,35 Sgm 0,3 0,25 0,2 0,15 0,1 0,05 0 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 p/pi 5.15 ábra A maradék gáztelitettség változása a telepnyomás csökkenéssel 244 5.16 ábra A vízzel elárasztott teleprész maradék gáztelitettségének és a termelési ütem hatása a gázkihozatalra 245 6. Föld alatti gáztárolás A gázfogyasztás szezonális lefutása - nyáron fűtés célú gázigény nincs, télen pedig a környezeti hőmérséklettől függő nagy gázigény jelentkezik – indokolja, hogy az import

gázforrás egyenletes szállítás miatti nyári gázfelesleget tároljuk és télen pedig e tárolt gázból fedezzük a többlet igényt. Ily módon a gázforrás oldal egész évben egyenletesen üzemelhet. Az éves gázfogyasztás mintegy negyedét kitevő nyári felesleg≅téli többlet gázigény tárolása csak speciálisan kiépített föld alatti gáztárolókban lehetséges, Magyarország esetében ez a gázmennyiség (2-3)*109 m3. Úgy véljük nem kell különösebben indokolni, hogy föld alatti gáztárolót legcélszerűbb kimerült, vagy részben leművelt gáztelepben létesíteni, kiépíteni. Magyarországon ezt a gyakorlatot követik ( Hajdúszoboszló, Pusztaederics, Pusztaszőlős, Zsana, Algyő). Kimerült olajtelepek, gázcsapadék telepek is alkalmasak föld alatti gáztárolás céljára, azonban kiépítésük nagyobb ráfordítást, több időt igényel. Olyan területen, ahol sóbányák, sótelepek találhatók, megfelelően kialakitott, kiépített

sóüregek is alkalmasak föld alatti gáztárolásra. Lényegesen több ráfordítást és kiépítési időt (5-7 évet is) igényel vizes rétegben (aquiferben) történő föld alatti gáztároló létesítése. Egy fogyasztó körzet, adott esetben egy ország gázellátó rendszerének gazdaságos és biztonságos üzeme nem képzelhető el föld alatti gáztároló, gáztárolók működése nélkül. Továbbá un stratégiai tartalék céljára is szükséges megfelelő kapacitású (térfogatú) föld alatti gáztároló, vagy tárolók létesítése. Ha az adott területen tranzit gáztávvezetékek mennek át, akkor a szállítás biztonsága is megköveteli tárolók építését. E néhány alapvető megjegyzés után meg kell ismerkedni további speciális fogalmakkal: - aktív gázkészlet: adott föld alatti gáztárolóból téli szezonban kitermelhető összes gázmennyiség, természetesen nyári szezonban ez a mennyiség besajtolandó, azaz a forgalmazható

gázmennyiség, - párnagáz: adott föld alatti gáztárolóban a kitermelési ciklus végén még a tárolóban hagyandó gázmennyiség, szerepe a megfelelő rétegnyomás biztosítása, - ciklikus üzem: egy éves időtartamokban ismétlődő nyári gázbesajtolási időszak (május közepe-október közepe) és a téli gáztermelési időszak (november-március), - csúcskapacitás: napi maximális gáztermelés az adott föld alatti gáztárolóból, - vegyesüzemű kút: nyáron gázbesajtolásra, télen gáztermelésre kiképzett és használt kút. Következőkben a föld alatti gáztároló telepekben végbemenő folyamatokkal, és azok leírásával ismerkedünk meg. 6.1 Kimerült földgáztelepben létesített föld alatti gáztároló Mint fentebb utaltunk rá, a kimerült (letermelt), illetve részben letermelt földgáztelepben legelőnyösebb föld alatti gáztárolót létesíteni. Milyen előnyöket jelent ez? Elsőként is, a kezdeti rétegnyomásig biztosan záró

fedőréteg (feltételezzük, hogy a kutak cementpalástja jól záró) felsőbb rétegek felé gázelszökést megakadályozza. 246 Másodszor, a gáztelep művelése alatt kapott termelési adatok (rétegnyomás változás, kitermelt gázmennyiség, zárt, vagy víznyomású a gáztelep, kútkapacitások, kútszám, vízbeáramlási ütem és összmennyiség, kutak vizesedése, gáz-víz határ mozgása, stb) elegendő pontossággal leírják a telep viselkedését. Harmadszor, nem elhanyagolható szempont, a felszíni gyűjtő- és kiszolgálórendszer (bekötővezetékek, szeparátor-állomások, gázelőkészítő, kompresszortelep, üzemi épületek, országos távvezetéki kapcsolat, stb. ) már rendelkezésre állnak Végül, negyedszer, a megfelelő szakszemélyzet is rendelkezésre áll. Természetesen a föld alatti gáztároló üzembe helyezéshez a már meglévő rendszert át kell építeni, ill. ki kell egészíteni, bővíteni kell. A gáztároló mint láttuk

gyakorlatilag lehet zárt, vagy víznyomású. Nézzük elsőként a zárt jellegű gáztelepben létesített gáztároló rétegnyomás-telepben lévő gázmennyiség (Gt) közötti kapcsolatot. 6.11Zárt gáztelepben lévő föld alatti gáztároló A telep pórustérfogatát a tapadóvíz mellett csak gáz foglalja el Gt Bg = Vp (1 − Swi ) , (6.1) ahol Gt – p telepnyomáson t időben a telepben lévő összes gázmennyiség. A redukált telepnyomás és a telepben lévő gázmennyiség kapcsolatára lineáris az összefüggés, mint tudjuk p p = i Gt , z zi G (6.2) ahol G- a kezdeti gázkészlet (p/z)i kezdeti redukált telepnyomáson és a telephőmérsékleten. Ha tárolt gáz z – eltérési tényezője megadható T-telephőmérsékleten és p telepnyomással egy másodfokú polinommal, akkor felírható ( ) Gt = G ap 2 + bp + c , (6.3) a t időpontban p telepnyomáson a telepben lévő Gt gázmennyiség között a függvénykapcsolat (6.1ábrán

Gt=440E07((5664E-06)*p2+(6.727E-03)*p)= 2.4867E03*p2+2.953E06*p). Mivel a tároló nem tökéletesen zárt és az átlagos telepnyomás meghatározási módja a kutakban mért nyomásokon alapul, ezért a ciklikus működés során a tárolt gázmennyiség-rétegnyomás (esetleg a redukált rétegnyomás) gázbesajtolás alatt a (6.3) függvény felett, míg gáztermelés során alatta helyezkedik el, a kétirányú változás hurkokat képez. A Gt gázmennyiség alapvetően két részből áll, egyik része a párnagáz, jelöljük Gp – vel, a másik része pedig az aktív gázmennyiség, Ga , azaz Gt=Gp +Ga. A párnagáz mennyiséghez így hozzárendelhető a minimális rétegnyomás, pmin, amelynek segítségével bármely ennél nagyobb rétegnyomás és aktív gázmennyiség kapcsolat 2 (6.4) Ga = A p 2 − pmin + B( p − pmin ) , ( ) 247 ahol A=Ga és B=Gb (lásd 6.2 ábrát) Az aktív gázmennyiség a nyári időszakban besajtolt gázmennyiség, amely (6.5) Ga = ∫

Qgi dt , 6.1 ábra Gáztelep gázkészlete és telepnyomása zárt jellegű telepnél ahol Qgi – a napi összes besajtolt gázütem, m3/d, amely rendszerint közel állandó. Téli időszakban, amikor gázkivétel, gáztermelés van, jelölje Qgt , az aktív gázmennyiség egyre csökken a telepben lévő összes gázmennyiséggel egyetemben. Rendszerint a gázkitermelés alatti Qgt napi gázütem a 6.3 ábrán vázoltak szerint alakul. Az ábrán felrajzoltuk a szokásos gázbesajtolási ütem tendenciáját is, továbbá a mindenkori aktív gázmennyiség változását. 248 6.2 ábra A föld alatti gáztároló aktív gázkészlete és a minimális nyomás feletti nyomás kapcsolata 249 6.3 ábra A föld alatti gáztároló éves gázforgalmának lefutása 250 A Gp párnagáz mennyisége egyik fontos jellemzője a föld alatti gáztárolónak, hiszen ezt a gázmennyiséget állandóan a telepben kell tartani, nem hasznosítható mindaddig, amíg a tároló

hasznosítás alatt, üzemben van. Ebből következik, hogy lehetőleg legkisebb legyen ez a gázmennyiség. Korábban is már említettük, hogy a kitermelés utolsó napján kitermelésre kerülő, vagy helyesebben előírt kitermelési ütem, jelölje Qgt2 is kitermelhető legyen adott nt termelő kútszámmal, amelyek meghatározott termelékenységgel, termelékenységi tényezővel bírnak. A kitermelt gázmennyiség előkészítésére és távvezetéki elszállitására egy adott nyomás kell, amihez az adott telepen meghatározott minimális kúttalpnyomás (pwf min) szükséges, így a párnagáz mennyiséghez tartozó minimális telep-nyomásnál [ ( 2 2 Qgt 2 ≡ nt PR pmin − pwf min ) m ] (6.6) azonosság írható fel. A föld alatti gáztároló másik fontos jellemzője a z un. csúcskapacitása, azaz mekkora a napi maximális gáztermelés lehetősége az aktív gázkészlet egyharmadának kitermelésekor. Egyértelmű, hogy a termelő kútszámtól, a kutak

termelékenységi tényezőitől és az aktuális időponti telepnyomástól függ: [ ( Qgtcs ≈ nt PR pcs2 − pwf2 min ( ) m ], (6.7) ) 2 2 (6.8) + B( pcs − pmin ) . Ga = A pcs2 − pmin 3 Vegyük észre, hogy a párnagáz mennyisége bizonyos tartalékot jelent rendkívüli és hosszantartó téli időszakban jelentkező gázfelhasználási igény kielégítésére, mert a gáz elszállítására igénybe vehető az egyébként kitermelési ciklusban nem üzemelő kompresszortelep, ami a fenti minimális kúttalpnyomás csökkentését eredményezi. és 6.12 Víznyomású fölgáztelepben létesített föld alatti gáztároló A földgáztelep jellegéből adódóan egyértelmű, hogy gáztároló üzemben alapvetően két, eltérő jellegű pórustérben kerül tárolásra a gáz, vízzel még el nem árasztott térben és vízzel már elárasztott térben. E két tér, térfogat egymáshoz viszonyított aránya nagyon eltérő lehet, előnyösebb, ha lényegesen

nagyobb a vízzel még el nem árasztott teleprész, hiszen ebben a térrészben csak a gáz mozgóképes és itt megnyitott kutak sem a gázbesajtolás, sem a gáztermelés alatt nem vizesedhetnek. A már egyszer vízzel el árasztott térrészben a bekerült víz nagy része mozgóképes, ezért akár gázbesajtolás, akár gáztermelés során azt figyelembe kell venni a besajtolhatóság, ill. a kút vizesedésénél Ezen kívül, e térrészben a besajtolási ciklusban – mivel a gáz kis hatásfokkal szorítja csak ki a vizet – a pórustér kis hányada hasznosítható csak a gáz elhelyezésre. Ezen ok miatt kell követni azt a helyes gyakorlatot, hogy ha egy víznyomásos fölgáztelepben tervezünk föld alatti gáztárolót létesíteni, akkor annak művelését korábban abba kell hagyni és a kezdeti gázkészlet alkalmas hányadát bent kell tartani, hogy a vízbeáramlás méséklödjön, adott esetben megszűnjön. Lehet, hogy több (3-5 év) évi szünet is eltelik a

leállás és a föld alatti gáztároló üzembe lépése között. Ezen kívül ez a leállás és a gáz bent hagyás feleslegessé teszi elvileg a párnagáz besajtolását, hátrány viszont, hogy ez a 251 gázmennyiség nem értékesíthető, mint tartalék gázvagyon nyilvántartott. Ha meggondoljuk, akkor világosan látható, hogy ilyen esetben már előre ismerni kell a tárolóba tárolni kívánt aktív gázmennyiséget és ez ebben az esetben egy ciklusban azonnal besajtolható egyéb káros következmények nélkül, ellenkező esetekben csak fokozatosan, több évi működtetéssel lehet a vizet visszaszorítani, a szükséges pórustérfogatot kialakítani. Tekintsük át a művelés beszüntetésével gáztárolásra tervezett víznyomású gáztelepre vonatkozó kérdéseket. Tételezzük fel, hogy ismert az aktív gázmennyiség nagysága, Ga, és vele azonosnak vegyük a kitermelt mennyiséget is, ekkor nevezzük normál üzeműnek a tárolót. Továbbá

tegyük fel, hogy a gázbesajtolás időtartama 165 nap, ezt követő üzemszünet 17 nap, gáztermelés időtartama szintén 165 nap és végül üzemszünet 18 nap. Így a Ga aktív gázmennyiséget 165 nap alatt kell besajtolni, ill kitermelni Gazdasági szempontot is figyelembe véve adott a besajtoló és termelő kútszám, ami között lehet vegyesüzemű is természetesen, így állandó besajtolási ütemet feltételezve egy-egy kúton besajtolandó gázmennyiség naponta qgi=Ga/165ni. Ismerve a kutak átlagos hozamegyenleteinek állandóit (legyen kéttagú a 2 hozamegyenlet, ekkor A, B állandók) számítható az átlagos pwfi − p2 - ( ) nyomásnégyzet-különbség. Mostmár ha a besajtolási időtartamban ismerjük a telepnyomás, p(t) változását, akkor megadható az átlagos besajtolási kúttalpi nyomás változása is pwfi(t). A gáztelep művelés alatti termelés adataiból és feltárás adataiból meghatározható a folyamatos termelés bármely t

időpontjában az aktuális GVH-ra vett telepnyomásnál: - a kitermelt gáztérfogat-telepnyomás függvénykapcsolat, - a h=f(Vp) ismeretében az aktuális gáz-víz-határ(GVH)telepnyomás kapcsolat, - a vízzel még el nem árasztott teleprész pórustérfogata, Vpg=Vpi-Vpw és benne lévő szabadgáz térfogata, GSZ mint a telepnyomás függvénye, - az aktuális GVH mögött visszamaradt gáztérfogat, Gm – telepnyomás kapcsolata. E függvénykapcsolatok jellegét mutatja a 6.4 ábra Egy adott időpontban megszüntetjük a művelést, lezárjuk a telepet. Ismerve a föld alatti gáztárolásra való kiképzéshez szükséges időtartamot, legyen ez mondjuk 3 év, a 6.4 ábrán vázolt függvények megváltoznak a 3 év alatt, mert bár csökkenő ütemben, de a víz tovább is belép a telepbe, emelkedik a GVH, nő a visszamaradt gázmennyiség, csökken a vízzel még el nem árasztott pórustérfogatban a szabadgáz térfogata (az elfoglalt pórustérfogat is). Különböző

telepnyomásoknál véve a feltételezett leállást és 3 évi szünetet, kapjuk a 6.4 ábrán a szaggatott jelleggörbéket Ezt a helyzetet vittük át a 6.5 ábrára is Erre az ábrára berajzoltuk az itt ábrázolt telepnyomásokkal (p11 , p22) és a megadott aktív gázmennyiséggel, termelő kútszámmal, hozamegyenlet-állandókkal fentebb leirt módon számított szükséges besajtolási kúttalpnyomásokat, pwfi is. Továbbá az ábrán látható a megengedett maximális kúttalpnyomás, pwmax – meghatározásának elveit alább fogjuk tárgyalni - vízszintes vonala is. Mostmár egyértelmű, hogy ha a pwfi és a pwmax függvények metszéspontjánál kisebb telepnyomásnál hagynánk abba a művelést, akkor vagy nem lehet besajtolni az adott aktív gázmennyiséget, vagy a besajtoló kutak környékén a cementpalást, a fedőréteg 252 6.4 ábra Víznyomású földgáztelep termelési görbéi a telepnyomás függvényében 253 6.5 Víznyomású földgáztelepben

létesített gáztároló optimális létesítési telepnyomása 254 felreped és gázelszökés következik. Ezek szerint a metszésponti telepnyomás (popt) legkisebb telepnyomás, amelynél abba kell hagyni a művelést, vagy ennél nagyobb is lehet, de ekkor a szükségesnél nagyobb a bent hagyott párnagáz mennyisége. A bemutatott módszernél nem tettünk különbséget a telep eredeti gázminősége és a besajtolt gáz minősége között. Átgondolva a további ciklikus föld alatti gáztároló üzem alatt végbemenő gázbesajtolás/gáztermelés és a hozzákapcsolt telepnyomás és vízbeáramlás változás tendenciákat belátható, hogy meghatározott ciklus után (7-10) ki kell alakulnia olyan dinamikus egyensúlynak, amelyet az jellemez, hogy a besajtolás alatt elérjük, sőt megengedett mértékben túlhaladjuk a kezdeti telepnyomást, majd termelés alatt a kezdeti telepnyomás alá esik le a nyomás. Ez alatt az aktuális GVH alig emelkedik, ill.

sűlyed, a folyamatra jellemző változásokat a ciklusszám függvényében mutatja a 6.6 ábra Milyen paraméterek befolyásolják, ill. határozzák meg a gázbesajtolás alatt elérhető pwmax nyomást ? A gáztelep fedőrétege, mint tudjuk, a telephőmérsékletén és kezdeti telepnyomásán viselkedik zárórétegként. Mivel a fedőréteg is pórusos, amely vízzel teljesen telitett, ezért a kezdeti telepnyomással egyensúlyt tart a kapillárisnyomás, víznedves lévén a kőzet anyaga. Ha a kezdeti telepnyomásnál nagyobb nyomású gáz van a telepben, akkor ez az egyensúly megbomlik, minden olyan méretű kapillárisba belép a gáz, amelyben a kapillárisnyomás kisebb ennél a növelt telepnyomásnál, és onnan kiszorítja a vizet. Ha ezek a kapillárisok folytonossággal átmennek a teljes fedőrétegen, akkor a gáz kilép a fedőréteg tetején és megszűnik a zárása. Tehát felírható, hogy pw max ≤ Pcgw = 2σ gw cosθ r , minden r-nél. (6.9) A

fedőréteg másik lényeges tulajdonsága, amely határt szab a megengedhető maximális kútkörüli nyomásnak az un. repesztési nyomás pr = 2µ σz +σB, 1− µ (6.10) ahol µ - a fedőréteg Poasson-száma, σz – a fedőkőzetre ható függőleges geodetikus feszültség, σB – a fedőkőzet szakítószilárdsága. A fedőréteg hajlító igénybevételnek is ki van téve, ezért a hajlítás okozta törés elkerülésére a következő feltételt kell biztosítani: ht hf σ Hf − ∆pw max 2 , = 1 − arccos ht σ Hf − σ Ht π 2+ (6.11) hf ahol σHf –-a fedő horizontális hajlító feszültsége = σz/2, σHt – a tárolótelep horizontális hajlító feszültsége =0,4(σz – pi), ∆pwmax – maximális kuttalpnyomásnál érvényes depresszió, ht – a telep vastagsága, hf – a fedőréteg vastagsága. 255 6.6 ábra Víznyomású föld alatti gáztároló ciklikus üzemének jellemzői 256 A (6.9), (610) és a (611) feltételekből

meghatározott legnagyobb maximális kuttalpnyomást vesszük figyelembe a megengedhető maximális nyomásra. Amennyiben a zárt jellegű földgáztelepben létesített föld alatti gáztárolót a kezdeti pi telepnyomásnál nagyobb nyomásra akarjuk igénybe venni – kapacitás bővítésnél -, akkor ott is a fentiek alapján kell meghatározni a megengedhető maximális besajtolási nyomást. A víznyomású földgáztelepben a fentieket figyelembe vevő gáztároló létesitésnél, majd ciklikus üzemnél a gáztelepek művelésénél tárgyalt bármelyik anyagmérleget – a hozzátartozó vízbeáramlást és a GVH mozgását adó egyenleteket – használhatjuk értelemszerű módosítással. Az anyagmérleg egyenletektől némileg eltérő elven felirt egyenleteket is használhatunk a ciklikus üzem alatti folyamatok leírására. Szigorúan ezt csak akkor tehetjük meg, ha a tárolót un. egyenérték szabályos, rendszerint kör alakú teleppé áttranszformáljuk, mint

amit a 6.7 ábra is mutat Írjuk fel a szükséges áramlási egyenleteket: a vizes rétegből a kezdeti r0 sugarú GVH-on belépő vízhozam i-dik időpontban qwi = 2πhw k w ( p0 − pwi ) , µw p( tDi ) (6.12) ahol hw – a vizes réteg vastagsága, kw a vizes réteg vízpermeabilitása, p0 – a vizes réteg külső re sugarán fennálló nyomás, pwi – r0 sugáron az időben változó nyomás, p(tD) – dimenziónélküli nyomásfüggvény adott határfeltételeknél. A beáramlott víz a már elvízesedett zónán keresztül tovább áramlik qi = 2πhg k w ( pwi − p) , r µw ln 0 r (6.13) ahol hg – a gáztelep vastagsága, k w - a vízzel elárasztott térrész átlagos vízpermeabilitása, p – a gáztelep nyomása i-időpontban, r- gáztelep sugara iidőpontban. Mivel a (6.12) egyenlet változó vízáramot jelent, így a qi = ( ) 1 i ∑ qwi − qvi ∆ti ti 1 (6.14) egyenlettel adhatjuk meg az átlagos vízütemet, ahol qvi .- az elárasztott zónából

történő víztermelési ütem. Az időintervallum, ∆ti=ti-ti-1 alatt az aktuális GVH sugara ri = ri 2−1 − qi ∆ti ( πhgφ 0 Sw1 − Sw 0 ) , (6.15) 257 ahol Sw1 - az átlagos víztelitettség az elárasztott zónában, Sw0 – a telep kezdeti, tapadóviztelitettsége, qi =1/2(qi+qi-1). 6.7 ábra Köralakú víznyomású gáztároló vázlatos modellje 258 Mivel az elárasztott zóna átlagnyomása változik, termelés alatt csökken, besajtolás alatt pedig nő, a visszamaradt gáz térfogata ennek megfelelően nő/csökken, ezért az ri sugár nagyságát e hatással korrigálni kell ri = r − , 2 0 Gmi Bgi+ + Wei − Wpi πhgϕ 0 (1 − Sw 0 ) , (6.16) ahol ( i )( Gmi = ∑ πhgφ 0 1 − Sw1 ri 2−1 − ri 2 1 ) B1 + gi , i Wei = ∑ qwi ∆ti , 1 Wpi = i ∑q vi ∆ti , 1 qwi = qwi + qwi −1 , 2 qvi = qvi + qvi −1 , 2 B+gi – a gáz teleptérfogattényezője az elárasztott zóna átlagnyomásán, Sw - a ciklikus gáz-

vízkiszorítással kapott átlagos víztelitettség, mint azt például a 6.8 ábra mutatja Az elárasztott zónában az átlagos vízpermeabilitás ( ) 3 k w = k w a Sw − Sw 0 , (6.17) közelítő egyenlettel adott, kw és a állandó paraméterek. Az elárasztott zóna átlagos víztelitettsége Sw = 1 − GmBg+ ( πhgφ 0 r02 − r , 2 ) (6.18) összefüggésből számítható. Felírva a gázmérleget kapjuk G0 − G p = Gt = πhgφ 0 (1 − Sw 0 )r , 2 1 + Gm , Bg (6.19) 259 6.8 ábra Ciklikus gáz-vízkiszorítás telitettség-eloszlása a ciklus-szám függvényében ahol az egyenlet jobb oldalának első tagja a szabadgázt, a második tagja az elárasztott zóna maradék gázát adja. Gp – a kitermelt, Gt – még a telepben lévő gázmennyiség. Az adott gáztelepre, ill. víznyomású föld alatti gáztárolóra a (612) – (619) egyenleteket iterációval oldjuk meg, például a szabadgázos teleprész sugarának pontosságát előírva. Egy

adott tárolóra elvégzett számítás eredményeit mutatja 69 ábra a ciklusszám függvényében. 260 6.9 ábra Víznyomású föld alatti gáztároló ciklikus üzemének jellemzői 261 6.2 A besajtoló-termelő kutak talpkörüli kőzetzónájának viselkedése A földalatti gáztárolók kútjainak többsége gazdasági megfontolásból vegyesüzemű (besajtoló és termelő). A kúttalp körüli zóna kőzete nagymértékben igénybe van véve, mert speciális fizikai kémiai, kőzetmechanikai, áramlástani és hőtani hatásoknak van kitéve, és végeredményben kőzetszerkezet változás, károsodás alakul ki. Ez a károsodás áteresztőképesség csökkenésben is jelentkezik, ami az elnyelőképesség-produktívítás csökkenést okoz. Hőmérséklet változás hatása. A téli időszakban a gáztermelés alatt a kútkörüli zóna kőzete gyakorlatilag az átlagos telephőmérséklettel azonos – ne tekintsük jelentősnek a depresszió okozta hőmérséklet

csökkenést - , az üzemszünet szintén nem befolyásolja ezt a hőmérsékletet. Ellenben a gázbesajtolás alatt, mivel a felszinről hideg gáz indul a kútba, a kezdeti telephőmérsékletnél kisebb hőmérsékletű gáz érkezik a kúttalpra. Világos, hogy nagyobb gázbesajtolási ütemnél hidegebb lesz a gáz a kúttalpon. Ez a hideg gáz lehűti a kúttalp kőzetét, a hűtés hatása egyre messzebb terjed a kúttól. A besajtolási leállásokat ne is vegyük figyelembe, mert azok még inkább követhetetlenné tennék a kialakult folyamatokat. A következő üzemszünet némi kúttalp visszamelegedést okoz, majd a gáztermelés megindulása után rövidebb, hosszabb idő múlva ismét az eredeti telephőmérséklet alakul ki a talpon. Az évenkénti ciklikus besajtolás-termelés tehát a talpkörnyék lehűlésétvisszamelegedését okozza, ami viszont a kőzet kontrakcióját-expanzióját eredményezi és ennek következtében a kőzet szerkezete, a kőzet váza

károsodik. A károsodás mértéke a hőmérséklet ingadozás amplitúdóján kívűl függ az effektív kőzetterheléstől, a kőzet típusától, a cementálódás minőségétől, a kőzetszemcsék méretétől, a ciklusszámtól, stb. Egy kettős porozitású mészkő magminta károsodására jellemző abszolút permeabilitás változását példaként a 6.10 ábra mutatja. Kőzetmechanikai károsodás. Ismeretes, hogy a kútfúrás alkalmával a kút palástján effektív feszültség, terhelés növekedés következik be, amely a kúttalp nyomások változásaival bizonyos intervallumban változást szenvednek. E változások a ciklikusság miatt a közvetlen kútkörnyék kőzetszerkezetének károsodását eredményezi, nagyságrendjét csak becsülni lehet. Fizikai kémiai hatások. A kőzet szabad felszínének jellegváltozását nem tekintve, ki kell emelni a tapadóvíztelitettség változását, vagy egyáltalán a víztartalom változását. Mivel gázbesajtolásnál

szárazgáz kerül besajtolásra, amelynek víztartalma szinte nulla, ezért a kúttalp kőzetébe kerülve a nyomás, hőmérséklet és az egyensúly megkövetelte víztartalmat vesz fel, ezzel csökkenti a helyben lévő vízmennyiséget, a víztelitettséget. E hatás nagyságának becslése nagyon összetett feladat, célszerűbb konkrét esetet vizsgálni. 262 6.10 ábra Ciklikus hőmérséklet változás hatása a kőzet abszolút áteresztőképességére 263 Kúttalp szennyeződés hatása. A besajtolás alkalmával a gázáramba kerülhet a kompresszorokból származó kenőolaj-származék, a bekötővezetékekből mechanikai szennyeződések (korróziós reve, stb.) A gáztermelés alatt pedig a nagy gázáram kőzetszemcséket sodorhat a talpra, bár az un. homok szemcsék behordásának kritikus sebességét (kritikus hozamot) minden kútnál, telepnél meg kell határozni és a gyakorlatban betartani. Kúttalpi homokszűrők. Itt ennek elhelyezési

technikájával és méretezésével nem foglalkozunk, csupán szerepét kívánjuk aláhúzni minden gyengén konszolidált kőzetű tároló kútjainál, hiszen e nélkül csak gazdaságtalan mértékű kúthozamok alkalmazhatók. 6.3 Föld alatti gáztárolók egyéb föld alatti tárolókban Mivel Magyarországon sótelepek, rétegek nincsenek, ezért csak megemlítjük, hogy olyan országokban, ahol sótelepek vannak, ott azokban kiképezhetők megfelelő nagyságú és zártságú üregek, amelyekben gáztárolás lehetséges. Meg kell jegyezni, hogy az ilyen jellegű üregeket inkább PB és folyékony gáz (LNG) tárolására használják. Nálunk műszaki és gazdasági megfontolások még a kimerült olajtelepeket tartja felhasználhatónak föld alatti gáztárolás céljára. Ilyen esetben az adott olajtelep un termelési múltjának adataiból kiindulva széleskörű előkészítő munka kel. hogy megelőzze a tároló létesítését. Elsősorban a tárolásra

felhasználható pórustérfogat nagyságát és annak jellegét legfontosabb meghatározni. Ezzel együtt a pórustérfogatban még bent lévő olaj és víz kiszoríthatóságának felmérése, esetleg kitermelése a másik fontos feladat. Összességében tehát az olajtelepekben létesítendő gáztároló feladatai, a megoldásai sokkal bonyolultabbak, mint kimerült gáztelepben történő létesítés feladatai, bár azok sem egyszerűek. Vizes rétegekben, aquiferekben történő gáztároló kiépítés műszaki kérdései megoldottak. A megfelelő szerkezet földtani kutatása komplex feladat, majd ezt követően gázzal a vizet fokozatosan, 5-8 év alatt lehet kiszorítani a telepből, megfelelően nagy pórustérfogat elérésére. Ezután gyakorlatilag olyan módon kezelhetjük már a tárolót, mint a víznyomású fölgáztelepben létesített föld alatti gáztárolónál tettük. Nagyon körültekintő földtani kutatás szükséges, nehogy a már tárolt gáz, mint

egy nagy „buborék” elvándoroljon a lefúrt kutak alól. 264 Irodalom - Balogh J., Balogh Z, Kovács Gy: Kútlétesítési és kútkiképzési technológia változása a hajduszoboszlói földgáztárolón. BKL Kőolaj és Földgáz (1997 julius) 174-180 - Bálint V., Bán Á, Dolesall S, Zabrodin, S, Török J: Primenenie uglekiszlogo Gaza v dobücse nefti. Nedra, Moszkva (1977) - Benkő Z.: Víznyomásos szárazgáztelepek kihozatalának becslési módszere termelési múlt nélküli telepeknél. 1 BKL Kőolaj és Földgáz, (1989 Julius) 193-200 - Bíró Z., Pógyor Sné: Szén-dioxid-gázsapkás művelés a Nagylengyel-mezőben BKL Kőolaj és Földgáz (1996. január) 1-5 - Bradley, H. B: Petroleum engineering handbook SPE, Richardson (1989) - Buckley, S. E, and Leverett, M C: Mechanism of Fluid Displacement in Sands Trans., AIME (1942) 146 107-116 - Craig, F. F: The Reservoir Engineering Aspects of Waterflooding Monograph Series, SPE, Dallas (1971) -

Donaldson, E. C, Chilingarian, G V, Yen, TF: Enhanced Oil Recovery,I Fundamentals and Analyses. Elsevier, Amsterdam (1985) - Donaldson, E. C, Chilingarian, G V, Yen, TF: Enhanced Oil Recovery,II, Processes and Operations. Elsevier, Amsterdam (1989) - Donaldson, E. C, Chilingarian, G V, Yen, TF: Microbial Enhanced Oil Recovery. Elsevier, Amsterdam (1989) - Fayers, F.J: Enhanced Oil Recovery Elsevier, Amsterdam (1981) - Fetkovich, M. J, Reese, D, Whitson, C H: Application of a general material balance for high-pressure gas reservoirs.SPE Journal (March 1998) 3-13 - Gesztesi Gy.,Mating B, Török J, Tóth J: A mobilizált olaj áramlása felületaktív anyagos harmadlagos művelésnél. ME Közleményei, A Bányászat, Miskolc (1995) 50 - Gesztesi Gy., Tóth J, Török J, Mating B: Elméleti megfontolások és vizuális megfigyelések a felületaktív anyagos olajkiszorításnál. OMBKE XXIII Vándorgyűlés és Kiállitás, Tihany (1996) 265 - Gesztesi Gy., Bodola M,

Török J, Tóth J, Mating B: Laboratory and field studies on gravitational effect in low-tension waterflooding. Proc 9th European Symp. On IOR, The Hague (1997) - Gombos Z., Farkas É, Papp I, Szakony I,Gundel I: Föld alatti gáztárolás a Zsana É mezőben. BKL Kőolaj és Földgáz (1993 október) 289-295 - Gyulay Zoltán: Rezervoármechanika. Boldizsár T: Bányászati Kézikönyv IV, II fejezet. Műszaki Könyvkiadó, Budapest (1965) - Katz, D. L, Coats, K H: Underground storage of fluids Ulrich’s Books, Ann Arbor (1968) - Klins, M. A: Carbon Dioxid Flooding, Basic Mechanisms and Project Design IHRDC, Boston (1984) - Koval, E. J: A Method for Predicting the Performance of Unstable Miscible Displacement in Heterogeneous Media. Soc Pet Eng J (June 1963) 145-154 - Lakatos I., Munka M: A polimeres kőolajkiszorítás elmélete és gyakorlata NIMDOK, Budapest (1978) - Pach F.: Szénhidrogén-tárolók művelési állapotának diagnosztizálása BKL Kőolaj és

Földgáz (1995. Május) 145-154 - Pápay J., Adorján Kné, Gundel I: A hajduszoboszlói föld alatti gáztároló bővitése. BKL Kőolaj és Földgáz (1985 március) 63-74 - Pápay J., Miklós T, Szittár A: Földgáztárolóink és üzemelési tapasztalataik BKL Kőolaj és Földgáz (1985 november) 321-328 - Pápay J., Solt K, Szakony I, Szittár A: A Zala-Kerettye sorozat CO2-os művelésének tapasztalatai. BKL Kőolaj és Földgáz (1988 május) 129-137 - Pallaghy B., Kádár B: Az évi 1,4 milliárd m3 forgalmú hajduszoboszlói gáztároló szerepe a hazai energiaellátásban, az első 10 év üzemeltetési tapasztalatai. BKL Kőolaj és Földgáz (1992. január-február) 48-52 - Pirson, S. J: Oil Reservoir Engineering McGraw-Hill, Sec Ed, New York (1958 - Prats, M.: Thermal Recovery Monograph Series, SPE, Dallas (1986) - Stalkup Jr.,F I: Miscible Displacement Monograph Series, SPE, Dallas (1984) - Stiles, WM. E: Use of Permeability Distribution in Water

Flood Calculations Trans., AIME (1949) 186 9-13 - Tóth J.: Isszledovanie gidrodinamicseszkih voproszov szozdania i ekszpluatacia podzemnüh gazolhranilis v Vengrii. Kandidátusi disszertáció Moszkva (1974) 266 - Tóth J.: Possibilities of increasing displacement and volumetric efficiency Proc 2nd Symp. On Mining Chem , Visegrad (1986) - Tóth J.: Determination of the Leverett- and relative permeability functions from waterflood experiments. Kőolaj és Földgáz (1995 Március) 765-71 - Tóth J.-Gesztesi Gy-Török J-Mating B: A felületaktív anyagos olajkiszorítás laboratóriumi modellezése. BKL Kőolaj és Földgáz (1998 November) 181-186 - Tóth J., Bodi T, Szücs P, Civan F: Practical method for analysis of immiscible Displacements in laboratory core tests. Transport in Porous Media 31, (1998) 347-363 - Tóth J., Bódi T, Szücs P: The main characteristics of waterflooding experiments on homogeneous and multi-layer porous core samples. Proc 6th Symp on

Mining Chem., Siófok (1998) - Tóth J., Miklós T, Bódi T, Szabó I: Termikus hatások a föld alatti gáztárolók ciklikus üzeme alatt. 24 Nemzetközi Olajipari Konferencia és Kiállitás, Tihany (1999) - Tóth J., Gesztesi Gy, Török J, Mating B: Laboratory Modeling of Low-Tension Waterflooding. Progress in Mining and Oilfield Chemistry, Vol2 Akadémiai Kiadó, Budapest (2000) - Tóth J., Bódi T, Szücs P, Civan, F: Direct Determination of Relative Permeability from Nonsteady-State Constant Pressure and Rate Displacements. SPE 67318 (2001) - Török J., Mating B, Gesztesi Gy, Tóth J: Gravity effect on mobilised oil in lowtension waterflooding Proc 5th Symp On Mining Chem, Istambul (1995) - Van Golf-Racht, T.D: Fundamentals of Fractured Reservoir Engineering Elsevier, Amsterdam (1982) - Warren, J. E, Cosgrove, J J: Prediction of Waterflood Behavior in a Stratified System. Soc Pet Eng J (June 1964) 149-157 - Welge, H. J: A Simplified Method for Computing Oil

Recovery by Gas or Water Drive. Trans, AIME (1952) 195 91-98 267