Olieindvinding: mekanismer og modeller

Verificeret
Artiklens indhold er godkendt af redaktionen.

Reservoirmekanismer som multi-niveau modelleringsproblem

Nøglen til en bedre forståelse af hvordan olien opfører sig i undergrunden, og hvordan man får mest muligt af den op til overfladen, skal søges på tværs af et skalainterval, der strækker sig fra fx 0,1 nanometer til 10 km (10^13 nanometer). Eksempelvis er afstanden mellem atomerne i overfladen af mineralet calcit 0,5 nanometer (calcit er en af de dominerende komponenter i Nordsøens kalkbjergarter, se kalk (Kalksten), mens et oliefelt kan have en udstrækning på 10 km. Det totale skalainterval af relevans for indvindingsmekanismer strækker sig således over 14 størrelsesordner i længdemål.

Studier af indvindingsmekanismer i oliereservoirer involverer udvikling af matematiske modeller på alle ovennævnte skalaer. Desuden undersøges effekten af mekanismer associeret med en à priori defineret skala for mekanismerne aktive på de øvrige skalaer.

Oliereservoirer på tværs af skalaer

Figur 1. Hierarkisk multi-skala struktur af oliereservoirer. Strukturen begynder med et niveau svarende til et kapillarrør og kulminerer med et oliereservoir set i sin helhed. Inspireret af R.A. Dawe et al., First Break, 16.11.1998, p. 371. Inkluderet med tilladelse fra prof. R. Dawe.

Figur 1 viser en hierarkisk multiskalastruktur kendetegnende for oliereservoirer.

Det mindste niveau i figur 1 svarer til den skala, der er velegnet til en beskrivelse af et enkelt kapillarrør med en poreindsnævring (typisk 5-30 mikrometer). Afhængig af bjergartens vædningspræference er en af de sameksisterende faser, fx olie, placeret i midten af kapillarrøret, mens den anden fase, fx vand, optræder som en tyndfilm af vand, der overdækker porevægge.

Ved fortrængning af olien fra et kapillarrør danner vandfasen en ring (eller en "præstekrave"), der omgiver den forreste del af oliefasen (se figur 1). "Præstekraven" bliver gradvis tykkere og resulterer i en opspaltning af oliefasen: en oliedråbe dannes.

I faglitteraturen omtales opspaltningen af olien i dråber forårsaget af præstekravemekanismen som snap-off. Friktionen fra tyndfilmen indeholdende vand, der strømmer langs porevægge, mobiliserer oliedråben. Dernæst presses den i næste poreindsnævring.

Figur 1 viser desuden fire højere niveauer i den hierarkiske størrelsesstruktur:
1) Et mikroskopisk niveau (typisk 50-100 mikrometer) er associeret med et porenetværk. Netværkets struktur bestemmer bl.a. bjergarternes permeabilitet.
2) Et semi-makroskopisk niveau (typisk 2-4 mm) repræsenterer den skala, hvor geologer foretager tyndslib-studier (se tyndslib) af geologiske materialer.
3) Et makroskopisk niveau (typisk 1-2 m) er associeret med studier af borekerner (se borekerne) udtaget fra oliereservoirer.
4) Det højeste niveau (typisk 1-10 km), der beskriver et oliereservoir som helhed.

Fortrængningsmekanismer i oliereservoirer

Olien strømmer gennem et kaotisk netværk af mikroskopiske kanaler i undergrundens porøse lag for at nå hen til borehullet. Men bl.a. tryk, temperatur, oliesammensætning (se olie (sammensætning og egenskaber)), fysisk-kemiske forhold, strukturelle egenskaber af det porøse netværk samt naturligvis porernes størrelse og geometri sætter grænser for denne trafik.

I oliereservoirer, der endnu ikke er begyndt at producere kulbrinter, optræder olien normalt som en sammenhængende væskefase i bjergarternes porøse netværk. Derfor kan selv små trykforandringer få den til at flytte sig. Det er forklaringen på, at man ved at bore ned i undergrunden kan få olien i bevægelse og derved hen til borehullet. Dette gælder dog kun i første fase af indvindingsprocessen. Efter nogen tid vil trykforandringen, som selve boringen har skabt, ikke være tilstrækkelig til at få olien til at flyde. Senere vil en faldende oliemætning og præstekravemekanismen resultere i en opspaltning af olien i dråber omringet af gas eller vand. Oliedråberne "fanges" ved poreindsnævringer (se figur 1), og dermed er der blokeret for videre fortrængning. Jo smallere indsnævringerne er, desto større er krumningen på grænseflader mellem oliedråberne og den omgivende vand- eller gasfase. Det betyder øgede kapillære kræfter, som kan være meget større end den trykforandring, som stammer fra selve boringen. Olien i dråbeform omtales som den residuale olie.

Mekanismer for indvindingsforbedrende metoder (EOR)

Den residuale oliemætning udgør ofte over 75% af den totale oliemætning. Derfor er det vigtigt at udvikle metoder til mobilisering af de strandede oliedråber. Der findes to strategier til bekæmpelse af blokeringen. Trykket kan øges, fx ved hjælp af vand- og/eller gasinjektion (se vandinjektion), så det overvinder de kapillære kræfter, men det er ikke altid en farbar vej.

Alternativt kan udvalgte indvindingsforbedrende metoder anvendes. Indvindingsforbedrende metoder kaldes i den engelske terminologi EOR, der står for Enhanced Oil Recovery. Metoderne går ud på at indføre fx kuldioxid (CO2), detergenter eller andre overfladeaktive stoffer i de olieholdige lag. Under veldefinerede tryk- og temperaturbetingelser resulterer deres tilstedeværelse i bjergarternes porøse netværk i reduktion af grænsefladespændingen mellem olie og vand. Med andre ord virker stofferne sådan, at olie opløses i vand, og grænsefladen mellem de to faser forsvinder. Ellers er disse to væsker ikke blandbare. Så snart blandingen er transporteret til overfladen, adskilles komponenterne fra hinanden i en separator.

Der findes adskillige overfladeaktive stoffer, der hver især har deres fordele og ulemper. Nogle af stofferne reducerer grænsefladespændingen mellem olie og vand meget betydeligt. Et af de centrale områder i olieforskningen er at finde overfladeaktive stoffer med en molekylær struktur, der sikrer den mest effektive fortrængning af olie fra porerummene.

Fortrængningseksperimenter i mikroskala

Figur 2. En eksperimentel opstilling til mikromodel-studier. Opstillingen anvendes til katalogisering af porebegivenheder i et porøst netværk med henblik på implementering i matematiske netværksmodeller.

De olieførende lags struktur og sammensætning af reservoirvæsker er så komplicerede, at man ikke kan fastslå fx de kapillære kræfters indflydelse på indvindingsgraden præcist ved målinger på bjergarterne selv. Derfor er man nødt til studere oliens opførsel i idealiserede omgivelser med anvendelse af fysiske netværksmodeller (mikromodeller), hvor både væskerne og porerummenes form er veldefinerede (se figur 2).

Laboratorieforsøgene øger forståelsen af de mekanismer, der styrer oliens bevægelse i undergrunden, og de giver et bedre grundlag for valg af indvindingsforbedrende metoder (EOR).

Opskalering af relative permeabiliteter

I den nyeste olieforskning anvendes i stigende grad resultater opnået i mikroskala til bestemmelse af input til industrielle reservoirsimulatorer. Blandt konkrete eksempler kan nævnes metoder til beregning af relative permeabiliteter for reservoirbjergarter.

Relative permeabiliteter beskriver transportevnen for en fluidfase (fx olie) i tilstedeværelse af én eller flere sameksisterende faser (fx vand og/eller gas).

Bestemmelse af relative permeabiliteter begynder i mikroskala med eksperimentelle studier med fysiske netværksmodeller (mikromodeller). Formålet med disse studier er at katalogisere de basale transportmekanismer ("porebegivenheder") for flerfasestrømning. Porebegivenhederne registreret under mikromodelstudier implementeres i matematiske netværksmodeller. Transport af væsker simuleret vha. en matematisk netværksmodel kan anskueliggøres som en sekvens af porebegivenheder.

Relative permeabiliteteter beregnes først ved hjælp af matematiske netværksmodeller for to eller flere sameksisterende faser. Derefter opskaleres resultaterne af disse beregninger, og de opskalerede relative permeabilitetsfunktioner implementeres i en industriel reservoirsimulator. Under opskaleringen erstattes et porøst netværk med et (imaginært) kontinuert porøst medium. Desuden bringer opskaleringen de beregnede relative permeabiliteter til samme skala som den, der er associeret med beregningsceller i den industrielle reservoirsimulator.

De traditionelle metoder til bestemmelse af relative permeabiliteter vha. laboratoriemålinger kræver også en opskalering af måleresultater. Det skyldes størrelsen af bjergartsprøver, der bruges i målinger: Prøverne er normalt betydeligt mindre end størrelsen af beregningscellerne i en reservoirsimulator.

Laboratoriemålingerne er mere omkostnings- og tidskrævende end anvendelsen af matematiske netværksmodeller. Imidlertid er pålidelige numeriske metoder til opskalering af relative permeabilitetsfunktioner bestemt ved hjælp af matematiske netværksmodeller under hastig udvikling.

Et interessant fremtidscenario indebærer konstruktion af en reservoirsimulator indeholdende beregningsceller udstyret med en matematisk netværksmodel og en opskaleringsprocedure. I det omtalte scenario kan de relative permeabiliteter bestemmes "lokalt" for hver beregningscelle uden brug af traditionelle laboratoriestudier, der involverer strømning af væsker og/eller gas gennem reservoirbjergarter. Oplysninger om bjergarternes strukturelle egenskaber, fx det porøse netværks konnektivitet bestemt ved hjælp af billedanalyse af tyndslib, er dog stadig nødvendige for opbygning af realistiske porenetværksmodeller.

Indvindingsgraden i den danske sektor af Nordsøen

I den danske del af Nordsøen kan kun ca. 23% af olien i gennemsnit hentes op i dag (2009). Det skyldes hovedsageligt de komplicerede forhold, som er ansvarlige for oliestrømningen på mikroniveau. Eksempelvis består Danfeltets olieholdige lag af lav-permeabel kalk med meget små porerum (typisk 5-25 mikrometer). Siden midten af 1980'erne er den forventede indvindingsgrad steget gennemsnitlig til ca. 36% på flere felter i den danske sektor af Nordsøen. På nuværende tidspunkt skyldes forøgelsen endnu ikke indvindingsforbedrende metoder (EOR), men først og fremmest anvendelsen af gas- og vandinjektion, vandrette brønde samt metoder til bestemmelse af petrofysiske reservoiregenskaber ud fra seimiske data (reservoirgeofysik).

Læs mere om olie.


 

Find bøger

   
   Find Lydbøger
hos Storytel
   Find bøger
bogpriser.dk
   Studiebøger
pensum.dk
   Læs e-bøger
hos Ready

 

© Dette billede må du ...

Figur 1. Hierarkisk multi-skala struktur af oliereservoirer. Strukturen begynder med et niveau svarende til et kapillarrør og kulminerer med et oliereservoir set i sin helhed. Inspireret af R.A. Dawe et al., First Break, 16.11.1998, p. 371. Inkluderet med tilladelse fra prof. R. Dawe.

© Dette billede må du ...

Figur 2. En eksperimentel opstilling til mikromodel-studier. Opstillingen anvendes til katalogisering af porebegivenheder i et porøst netværk med henblik på implementering i matematiske netværksmodeller.

Viser 2 af 2 billeder

Filer

FilTilføjet af 
[+mikromodel.pdf (21.86 kB)

Ingen beskrivelse

geofluidics

15/08/2009

Nyhedsbrev

Om artiklen

Seneste 3 forfattere
MHansen
13/02/2013
Redaktionen
12/02/2013
MHansen
23/01/2013
Ekspert
Uldall
Oprindelig forfatter
geofluidics
15/08/2009

© Gyldendal 2009-2014 - Powered by MindTouch Deki