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VOLUME I / ESPLORAZIONE, PRODUZIONE E TRASPORTO

4.6.1 I processi di recupero dell’olio

I meccanismi di spinta naturaliI principali meccanismi di spinta in un giacimento

petrolifero sono (Dake, 1978): a) il gas in soluzione;b) la cappa di gas (gas cap); c) la spinta d’acqua natu-rale; d) la compattazione della roccia (v. cap. 4.3).

In un giacimento con spinta del gas in soluzione, laproduzione di olio è il risultato di un cambiamento volu-metrico conseguente alla progressiva riduzione della pres-sione del giacimento. A mano a mano che la pressionediminuisce, l’olio e il gas in soluzione a esso associatosi espandono e sono recuperati attraverso i pozzi pro-duttori. Se la pressione del giacimento si trova al di sopradel punto di bolla, pb (cioè, nel caso di olio sottosaturo),non si ha presenza di gas libero in giacimento né, di con-seguenza, formazione di una cappa di gas al di sopradella zona a olio. Pertanto, nei giacimenti a olio sotto-saturo privi di una spinta da parte di un acquifero attivo,il meccanismo di spinta primario è costituito dal gas insoluzione. In questo tipo di giacimenti occorre inoltretenere conto della diminuzione del volume dei pori aidrocarburi (HCPV, HydroCarbon Pore Volume) in segui-to al decremento della pressione. La diminuzione delloHCPV è causata dall’espansione dell’acqua connata ointerstiziale e dalla riduzione del volume dei pori pro-dotta dalla comprimibilità della roccia (porosa).

Quando la pressione del giacimento scende al di sottodel punto di bolla, il gas si separa dalla fase oleosa e formauna fase gassosa libera. Il gas ha una comprimibilità mag-giore dell’olio e molto maggiore dell’acqua e della roc-cia (volume dei pori). Di conseguenza, la comprimibilitàcomplessiva del sistema è determinata largamente dal gaslibero, tanto che, almeno in prima approssimazione, sipuò non tenere conto dei contributi forniti dalla compri-mibilità della roccia e dell’acqua. Nei giacimenti con pre-senza di gas in soluzione, si osserva in genere una rapi-da diminuzione della pressione fino al raggiungimento

del punto di bolla; in seguito, la pressione continua a scen-dere, ma a un ritmo più lento, a causa dell’elevata com-primibilità del gas libero. Il gas disciolto nell’olio è l’u-nica fonte di energia primaria per l’erogazione in super-ficie fino al raggiungimento della pressione di bolla, dopodi che, in breve tempo, la presenza nel giacimento di unafase gassosa libera e dotata di elevata mobilità produceun significativo e rapido incremento del rapporto gas/olionella produzione. Questo brusco incremento del rappor-to gas/olio, che fa seguito alla diminuzione della pres-sione del giacimento al di sotto del punto di bolla, con-tribuisce a ridurre ulteriormente l’energia principale delgiacimento. In una fase successiva della vita del giaci-mento, si osserva una diminuzione dello stesso rapportogas/olio nella produzione, a mano a mano che l’energiadi giacimento disponibile diminuisce.

Se, al momento della sua scoperta, il giacimento si trovagià al punto di bolla, è probabile che in esso si sia forma-ta una cappa di gas, al di sopra della zona a olio. L’espan-sione di questa cappa contribuisce in modo significativoal mantenimento della pressione, dando luogo a un decli-no della pressione più lento rispetto ai casi in cui il mec-canismo di spinta è costituito solamente dal gas in solu-zione. Come è ovvio, il gas in soluzione contribuisce allaproduzione di olio anche nei giacimenti che presentanouna cappa di gas. Se l’accumulo di olio si trova al di sopra,o a lato, di un acquifero, si ha quella che viene chiamatauna spinta d’acqua naturale. La progressiva diminuzionedella pressione nella zona a olio, causata dalla produzio-ne di fluido, determina l’espansione dell’acqua dell’ac-quifero e un afflusso di acqua nella zona a olio. Tuttavia,quando si verifica una caduta di pressione al contatto trala zona a olio e l’acquifero è necessario si determini l’af-flusso di ingenti volumi di acqua nella zona a olio perchési ottenga un adeguato sostenimento della pressione. L’ac-qua, infatti, possiede un grado di comprimibilità moltoinferiore rispetto a quello degli idrocarburi. Di conseguenza,solo un acquifero di dimensioni relativamente ampie può

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4.6

Studio dinamico di giacimento

fornire un’efficace spinta d’acqua. La presenza di una fortespinta dell’acquifero consente di mantenere valori di pres-sione relativamente elevati nel giacimento, migliorandocosì il fattore di recupero dell’olio.

Nel caso dei giacimenti a gas, il principale meccani-smo di spinta è rappresentato dall’espansione del gasstesso, che può portare, in giacimenti limitati, a percen-tuali di recupero molto alte, fino all’80-90% del gas inposto originale (OGIP, Original Gas In Place). Al con-trario, in presenza di una forte spinta d’acqua il tasso direcupero del gas può diminuire notevolmente, a causadell’invasione del giacimento da parte dell’acqua e dellapermanenza di una saturazione residua in gas alle spal-le del fronte d’acqua.

I processi di miglioramento del recuperoI meccanismi di spinta naturali presenti nel giaci-

mento inducono l’olio a fluire verso i pozzi produttori.Tuttavia, servendosi esclusivamente di questi meccani-smi, si giunge in genere a recuperare solo una piccolafrazione dell’olio in posto originale (OOIP, Original OilIn Place). Per migliorare il recupero dell’olio, una tec-nica molto diffusa consiste nel prolungare la vita pro-duttiva del giacimento ricorrendo a processi di iniezio-ne volti a sostenere il livello di pressione. Tra i metodipiù comuni ricordiamo l’iniezione di acqua perifericanell’acquifero, che ha lo scopo di contrastare l’abbassa-mento del livello di pressione nel giacimento durante laproduzione di fluidi. Allo stesso modo, per sostenere illivello di pressione e aumentare l’effettiva comprimibi-lità del sistema del giacimento, si può ricorrere a inie-zioni di gas nella cappa di gas originaria o secondaria.Purtroppo, intervenire sul mantenimento del livello dipressione rappresenta solo un rimedio parziale al decli-no della produzione di olio.

Per migliorare il fattore di recupero del petrolio, siricorre in genere a metodi di recupero secondario median-te processi di spiazzamento. Il metodo più diffuso è il flus-saggio con acqua del giacimento (waterflooding), una tec-nica consistente nell’iniettare acqua nel giacimento alloscopo di spiazzare l’olio presente. Per effettuare questotipo di operazione si utilizzano di solito particolari dispo-sizioni (pattern), ossia gruppi di pozzi di iniezione e diproduzione collocati secondo una determinata forma geo-metrica. La spaziatura dei pozzi, i piani di distribuzionedelle iniezioni e le condizioni operative dipendono dallecaratteristiche specifiche del giacimento. Nella fase diprogettazione, e poi di esecuzione, di un flussaggio conacqua si ricorre in genere a studi di simulazione, miglio-rati sulla base delle esperienze sul campo. Le operazionidi questo tipo possono contribuire in modo significativoall’incremento del recupero complessivo di olio. Acca-de spesso, tuttavia, che in un flussaggio con acqua l’ef-ficienza di spiazzamento sia piuttosto limitata. Inoltre,nelle zone flussate rimane in genere un quantitativo non

trascurabile di olio residuo, non rimosso dall’acqua ointrappolato. Naturalmente, l’efficacia di un’operazionedi flussaggio con acqua dipende in misura determinantedalle caratteristiche del caso in esame. In linea generale,tuttavia, al termine delle operazioni di flussaggio riman-gono in posto riserve significative di olio, intrappolato eby-passato dal flusso dell’acqua di iniezione.

I processi di spiazzamento EOR (Enhanced Oil Recov-ery) sono stati sviluppati per ottenere un maggiore recu-pero di olio. Essi prevedono l’iniezione di un fluido nelgiacimento allo scopo di rimuovere l’olio ancora presentee sono classificabili in tre categorie principali (Lake, 1989):metodi termici, chimici e con uso di solventi. Per ogni cate-goria, è stata sviluppata e applicata un’ampia varietà diprocessi di spiazzamento. I meccanismi utilizzati per miglio-rare lo spiazzamento dell’olio residuo variano secondo ilparticolare processo EOR utilizzato. L’obiettivo è quellodi aumentare l’efficienza di spiazzamento e/o l’efficienzadi spiazzamento locale. A tale scopo, i metodi EOR mira-no ad aumentare il rapporto di mobilità tra il fluido di spiaz-zamento e l’olio spiazzato. Per esempio, il flussaggio conpolimeri punta a migliorare il rapporto di mobilità aumen-tando la viscosità dell’acqua iniettata, mentre con l’inie-zione di vapore si cerca di aumentare la mobilità dell’olioin posto riducendone la viscosità. Il flussaggio con sol-venti, comprese le iniezioni di gas miscibile o quasi misci-bile, ha lo scopo di migliorare l’efficienza di spiazzamen-to locale; mescolandosi con l’olio, il gas dà luogo a unamiscela che viene poi spinta verso i pozzi produttori. Lasostenibilità economica di un progetto EOR dipende natu-ralmente dai costi di applicazione di un determinato pro-cesso in un particolare sito. Per un’esposizione dettaglia-ta delle tecniche EOR, si rimanda al 3° volume.

La fisica dei processi EOR deve essere accuratamenteespressa sotto forma di equazioni, a cui il simulatore diflusso del giacimento fornirà una soluzione numerica.La formulazione matematica di molti processi EOR puòessere alquanto complessa; di conseguenza, un’accura-ta modellizzazione di tali processi richiede generalmen-te metodi di soluzione numerica e implementazioni piut-tosto sofisticati. Per costruire un modello attendibile permezzo di un simulatore di giacimento, è estremamenteimportante comprendere a fondo i processi fisici che siverificano in quella particolare situazione. Utilizzare unsimulatore che non rappresenti i processi fisici fonda-mentali che governano il comportamento del flusso nelsistema in esame costituisce uno dei peggiori errori chesi possano commettere nel campo della simulazione digiacimento. Oltre all’esperienza sul campo, gli addettialla simulazione di giacimento devono dunque possede-re anche un’approfondita conoscenza dei principali pro-cessi fisici operanti nel modello in costruzione.

Inoltre, prima di realizzare un modello di simulazio-ne di giacimento 3D, è consigliabile eseguire i relativicalcoli di bilancio di materia, allo scopo di effettuare una

576 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

CARATTERISTICHE DEI GIACIMENTI E RELATIVI STUDI

prima indagine sui principali meccanismi di spinta pre-senti nel giacimento. Questi calcoli possono essere ese-guiti facilmente e rapidamente per mezzo di un perso-nal computer dotato di software adatti. I calcoli di bilan-cio di materia possono servire anche a valutare l’efficienzadei processi di spiazzamento.

4.6.2 La simulazione del flusso di giacimento

La simulazione di giacimento è una vasta branca dell’in-gegneria del petrolio che ha lo scopo di prevedere il com-portamento del giacimento per mezzo di programmi infor-matici, in grado di fornire soluzioni numeriche delle equa-zioni che governano i complessi processi fisici che sisvolgono nei giacimenti petroliferi. Questa disciplina rap-presenta uno strumento di importanza fondamentale nelcampo della moderna gestione del giacimento. Le previ-sioni del comportamento ottenute attraverso la simula-zione di giacimento, infatti, possono essere utilizzate perrisolvere una vasta gamma di problemi relativi a consi-derazioni di carattere operativo o progettuale, durante tuttele fasi dello sviluppo di un campo petrolifero.

La simulazione di giacimento è un misto di fisica,matematica applicata, dinamica dei fluidi, analisi nume-rica e programmazione informatica; il suo obiettivo è quel-lo di fornire una descrizione quantitativa, accurata e vali-da dei comportamenti complessi che si svolgono in for-mazioni geologiche molto estese e situate a grandiprofondità. Tuttavia, non sono rari i casi in cui l’ingegne-re ha a disposizione solo dati parziali sul giacimento inesame per cui esperienza professionale e capacità di giu-dizio sono alla base di una corretta simulazione di giaci-mento. Lo sviluppo e la gestione dei campi petroliferirichiedono l’impiego di notevoli risorse umane e finan-ziarie. In genere durante la vita produttiva di un giaci-mento, è necessario assumere importanti decisioni mana-geriali nonostante la scarsità delle informazioni disponi-bili. La quantificazione dell’incertezza e la gestione delrischio sono dunque alla base di una corretta gestione digiacimento. La simulazione di giacimento permette dieffettuare previsioni di produzione e di quantificare ilgrado di incertezza inerente a queste previsioni e rappre-senta uno strumento indispensabile nel prendere decisio-ni di carattere quantitativo. In termini generali, le appli-cazioni più importanti della simulazione sono: a) preve-dere il comportamento del giacimento secondo diversiscenari; b) migliorare la conoscenza del giacimento attra-verso l’analisi della sua storia produttiva (history match-ing); c) analizzare sperimentazioni fisiche; d) compren-dere i meccanismi complessi che regolano il flusso e iltrasporto degli idrocarburi; e) sviluppare modelli e corre-lazioni semplici, ma affidabili. All’interno di ciascuna diqueste categorie, esiste una grande varietà di attività e

di applicazioni. Nei paragrafi successivi sono descritti glielementi essenziali dei simulatori di flusso di giacimentoe in particolare: le equazioni di flusso del giacimento; ladiscretizzazione delle equazioni; le formulazioni; la solu-zione numerica. Segue una breve esposizione dei metodidi creazione dei reticoli (grid) di modello, che svolgonoun ruolo fondamentale nella simulazione di giacimento.

Le equazioni di flusso di giacimentoLe equazioni utilizzate per la generazione di model-

li di flusso e di trasporto isotermici nei giacimenti sonoottenute combinando il principio di conservazione dellamassa con la legge di Darcy. Nei casi in cui l’assunzio-ne di una temperatura costante risulti non valida, è neces-sario introdurre un’equazione di bilancio energetico. Leequazioni che descrivono i processi fisici in questionesono espresse in genere in forma continua (differenzia-le o integrale). I modelli di caratterizzazione di giaci-mento presentano in molti casi una geometria molto com-plessa e proprietà variabili nello spazio. Inoltre, i flussidi giacimento sono caratterizzati in genere da compor-tamenti non lineari. Di conseguenza, il ricorso alle tec-niche di soluzione numerica rappresenta di solito l’uni-ca strada percorribile ed è necessario operare in una formadiscreta con le equazioni che governano la simulazione.

Le equazioni in forma discreta, con l’aggiunta di ade-guati vincoli, di relazioni costitutive, di condizioni ini-ziali e di quelle ai limiti, vengono quindi risolte median-te tecniche numeriche per ottenere una previsione delcomportamento del giacimento. Questo strumento di cal-colo, un simulatore di giacimento, può essere dunqueutilizzato per modellizzare diversi scenari e condizionioperative.

Nel seguito sono descritte le equazioni di flusso, tantoin forma differenziale quanto in forma discreta, ed èintrodotta l’appropriata nomenclatura, mettendo in rilie-vo le principali assunzioni adottate (Aziz e Settari, 1979).

Le equazioni di flusso composizionale Si consideri un sistema di giacimento isotermico dota-

to di nc componenti (c è l’indice di componente) e np fasi(p è l’indice di fase). Di norma np�3, mentre nei model-li composizionali nc può avere un valore arbitrario. Laforma differenziale dell’equazione di conservazione peril componente c, che può esistere in np fasi, è:

�Cc[1] 12��Fc�0

�t

L’equazione [1] è un’equazione differenziale chedescrive il bilancio di massa del componente c per unvolume di controllo arbitrario. Essa stabilisce che, per ilcomponente c, il flusso di massa netto nel volume di con-trollo è bilanciato dall’accumulo. Nella equazione [1],Cc è la concentrazione di massa globale del componen-te c nel volume di controllo arbitrario su cui si effettua

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STUDIO DINAMICO DI GIACIMENTO

il bilancio di massa, e può essere espressa nel modoseguente:

[2] Cc�F�rpSp yc,pp

dove F è la porosità del mezzo poroso e rp e Sp sonorispettivamente la densità e la saturazione della fase p.La frazione di massa del componente c nella fase p èdesignata da yc,p. Il flusso di massa globale (massa perunità di superficie per unità di tempo) del componentec attraverso il limite del volume di controllo è indicatoda Fc, che può essere scritto:

[3] Fc��Fc,p��rp yc,pupp p

dove up è la velocità di Darcy nella fase p.Si noti che, in questa elaborazione, l’espressione di

flusso tiene conto solo del trasporto per convezione. Sitratta di una semplificazione largamente adottata nelleapplicazioni generiche di simulazione del giacimento.Tuttavia, in alcuni casi, un’accurata descrizione del pro-cesso di flusso in esame può richiedere la modellizza-zione esplicita di ulteriori meccanismi, come la diffu-sione e la dispersione. Se si sostituiscono le espressionidelle equazioni [2] e [3] nell’equazione [1], si ottiene

�[4] 1 (F�Sp rp yc,p)��(rp yc,pup)�0

�t p p

La velocità di Darcy della fase p è data da

krp[5] up��k13 �(�pp�gp�D)mp

dove k è la permeabilità assoluta del mezzo poroso, chepuò essere un tensore tridimensionale, e krp, mp, pp e gp

indicano, rispettivamente, la permeabilità relativa, laviscosità, la pressione e la densità della fase p. La profon-dità verticale (che è assunta come positiva verso il basso)è indicata da D. Sostituendo l’equazione [5] nell’equa-zione [4] si ottiene

�[6] ��13 �FSprp yc,p��rp yc,pklrpp �t

(�pp�gp�D)��0

dove lrp�krp /mp è la mobilità relativa della fase p. Perogni componente del sistema si ha un’equazione diconservazione come l’equazione [1]. Esistono quindi ncequazioni di conservazione come l’equazione [1], unaper ciascun componente. Il numero delle variabili in-cognite, tuttavia, è molto superiore a nc. Esse sono:

Incognite Numero gcp ncnp

pp np

Sp np

Totale ncnp�2 np

Le successive equazioni, richieste per completare ladescrizione del sistema, sono ricavate da: a) le relazioni di

pressione capillare; b) le relazioni di equilibrio di fase;c) i vincoli di fase; d) i vincoli di saturazione. Si ha così:

Equazione Numero conservazione nc

pressione capillare np�1 equilibrio nc(np�1) vincoli di fase np

vincolo di saturazione 1 Totale ncnp�2np

Solo nelle equazioni di flusso, o di conservazione deicomponenti, sono presenti termini di flusso che connet-tono ciascun blocco (o cella) di modello (volume di con-trollo) ai blocchi circostanti. Le restanti equazioni, chia-mate relazioni di vincolo, dipendono esclusivamente dallevariabili dello stesso blocco. Possiamo usare np�1 rela-zioni di pressione capillare, un vincolo di saturazione e np

vincoli di fase per eliminare 2np variabili dalle equazionidi conservazione dei componenti. Questo riduce il nume-ro delle equazioni e delle incognite a ncnp. In linea gene-rale, un componente può suddividersi, o esistere, in unaqualsiasi delle np fasi; di conseguenza, esistono nc(np�1)relazioni di equilibrio di fase. Per descrivere la suddivi-sione dei componenti nel caso generale in cui np�3, abbia-mo bisogno di un flash (separazione) trifasico. Tuttavia,data la complessità dei calcoli di flash trifasico, spesso èpreferibile trascurare l’interazione reciproca dell’acquacon le fasi olio e gas, cioè assumere che la fase acquosacontenga il solo componente acqua e che le fasi degli idro-carburi non contengano acqua. In seguito a questa sem-plificazione, rimangono nh relazioni di equilibrio, dove nh

è il numero dei componenti idrocarburici. Sommato allenc�nh�1 equazioni di conservazione dei componenti, iltotale delle variabili sarà quindi 2nh�1.

Il modello black-oilI modelli black-oil standard, che sono i più diffusi

nell’industria petrolifera, prevedono solo due compo-nenti idrocarburici (nh�2): un olio non volatile e un gasvolatile, solubile nell’olio. Inoltre, i componenti idro-carburici non interagiscono con la fase acquosa, che ècostituita da un unico componente, l’acqua. I tre com-ponenti presenti in questo modello, ossia acqua, olio egas, sono definiti come fasi alle condizioni standard eper descrivere il comportamento di fase si fa uso di sem-plici relazioni empiriche.

Nel modello black-oil generale qui descritto, ciascunadelle tre fasi può contenere fino a due componenti e cia-scun componente è associato a una particolare fase domi-nante, detta master. Per esempio, la fase dominante peril componente gas è la fase gassosa. I modelli black-oilsono versioni semplificate della versione composiziona-le. Quando si opera con questi modelli, tuttavia, è impor-tante distinguere chiaramente tra componenti (fasi nellecondizioni standard) e fasi. Le relazioni esistenti tra com-ponenti e fasi sono illustrate nella fig. 1.



Viene introdotta la seguente notazione: Vp è il volu-me della fase p alla pressione e alla temperatura di gia-cimento e Vc,p è il volume del componente c alle condi-zioni standard, liberato dalla fase p. Per ridurre la ver-sione composizionale generale nella forma black-oilcomune, inoltre sono introdotti i concetti di fattore divolume e di solubilità (v. cap. 4.2). Il fattore di volumedella fase p è definito come il rapporto tra il volume dellafase p nelle condizioni specificate (in genere le condi-zioni del giacimento) e il volume del componente asso-ciato a quella fase alle condizioni standard:

Vp[7] Bp�

133, p�o, w, gVp,p

dove o, w, g si riferiscono, rispettivamente, alle fasi olio,acqua e gas. La solubilità del componente c nella fase p,misurata in riferimento a una condizione di giacimentodi riferimento, è definita come

Vc,p[8] Rc,p�

133

Vp,p

che è un rapporto tra due volumi alle condizioni stan-dard, e, più esattamente, tra il volume del componente cnella fase p e il volume del componente associato allafase p. Ovviamente, la solubilità di un componente nellasua fase dominante è l’unità (ossia Rp,p�1).

Le relazioni per le frazioni di massa e i rapporti diequilibrio possono essere derivate come funzioni dei fat-tori di volume, delle solubilità e delle densità. È possi-bile dimostrare che

rc�Rc,p[9] wc,p�yc,p rp�

13213

Bp

dove wc,p è la concentrazione del componente c nellafase p (massa, o moli, per unità di volume) e rc è la den-sità del componente c alle condizioni standard. Sosti-tuendo l’equazione [9] nell’equazione composizionalegenerale, equazione [6], e dividendo per rc si ottiene

� Rc,p Rc,p[10] 1�F�Sp

12��12 up��0�t p Bp

p Bp

per c�w, o, oppure g. Sostituendo la legge di Darcy,equazione [5], nella precedente equazione si ottiene laforma comunemente utilizzata per descrivere il model-lo black-oil generalizzato.

La discretizzazione delle equazioniLe equazioni di conservazione dei flussi di giacimento,

essendo non lineari, non sono riconducibili a metodi checomportano una soluzione analitica. Per risolvere questisistemi di equazioni si ricorre quindi a tecniche numeri-che. La prima tappa consiste nell’esprimere le equazio-ni fondamentali in forma discreta, in luogo della formadifferenziale o continua, esposta nell’equazione [1].

Consideriamo il volume di controllo, o blocco di model-lo, illustrato nella fig. 2. La conservazione di massa per ilcomponente c, il cui trasporto può avvenire attraverso npfasi di flusso, nel blocco i può essere scritta come segue:

1[11] 1 �Mc

n�1�Mcn�i��mci,l

�mciw

Dt l

Questa equazione è una forma discreta dell’equa-zione [1]. Nell’equazione [11], Dt è l’intervallo di tempoper il quale viene scritto il bilancio di massa e Mc�ViCc

è la massa del componente c nel blocco i, di cui Vi indi-ca il volume totale. Gli esponenti n e n�1 indicano rispet-tivamente i livelli temporali precedente e attuale (consi-derato). La portata in massa del componente c attraver-so una sezione trasversale di area A è



OLIO, Vo

giacimento ocondizioni arbitrarie

GAS, Vg

ACQUA, Vw

OLIO, Vo, o

componenteassociato a una

fase di giacimento

GAS, Vg, g

ACQUA, Vw, w

GAS, Vg, o

componentedissolto

OLIO, Vo, g

GAS, Vg, w

fig. 1. Sistema generale a tre componenti in un modello black-oil.

produzione del pozzo

flusso entrante da l

il

fig. 2. Flusso unidimensionale in un sistema cartesiano semplice.

[12] mc�Fc A

dove Fc è il flusso complessivo del componente c defi-nito in precedenza. Nell’equazione [11], �l indica la som-matoria di tutte le connessioni l al blocco i. Si noti ilnuovo termine, mci

w, che tiene conto della presenza di unpozzo all’interno del blocco. La parte sinistra dell’e-quazione [11] rappresenta la portata dell’accumulo dimassa e la parte destra la portata del flusso entrante nelblocco (la produzione è positiva). Le quantità totali deicomponenti si ottengono sommando le singole fasi. Inparticolare, Mc��p Mc,p e mc��pmc,p, mc

w ��p mwc,p; si

ha allora

1[13] 1��Mc,p

n�1�Mc,pn�i��mc,pi,l

��mc,pi

wDt p l p w p

La portata di massa del componente c nella fase p alcontatto tra i blocchi i e l può essere scritta nel seguen-te modo:

[14] mc,p i,l� Tc,p i,l

[Fp,l�Fp,i]

dove

[15] Tc,p�wc,p lp Ts

è la trasmissibilità,

[16] wc,p�rp yc,p

è la concentrazione del componente c nella fase p, lp èla mobilità relativa e

kA[17] Ts�

13

Dx

è la componente statica (geometria e permeabilità) dellatrasmissibilità. Nell’equazione [14], F è il potenzialedefinito come

[18] Fp,l�Fp,i�( ppl�ppi

)�gpi,l(Dl�Di)

dove

[19] gp� grp

in cui g è l’accelerazione di gravità. Il termine pozzo puòessere espresso come

[20] mc,pw �wc,pqp

w

Finora non è stato specificato l’intervallo tempo-rale al quale vengono valutati i termini di flusso nelleequazioni discrete. Se si utilizza una forma esplicita,i termini di flusso sono valutati all’intervallo tempo-rale precedente, n. Se invece si effettua un trattamen-to del tutto implicito è necessario valutare i termini diflusso all’intervallo temporale attuale (considerato),n�1. La discretizzazione spaziale e temporale delleequazioni fondamentali è di importanza primaria perla convergenza, la stabilità e l’accuratezza delle solu-zioni calcolate.

Sono state descritte le equazioni di base, nella loroforma differenziale e discreta, che descrivono il flusso eil trasporto nei giacimenti. Queste equazioni sono alla basedella maggior parte dei simulatori di giacimento utilizza-ti nell’industria petrolifera. L’uso corretto di un simulato-re di giacimento richiede la comprensione dei processifisici rappresentati dal modello, così come delle assun-zioni e dei limiti associati alle soluzioni delle equazioni.

Le formulazioniNel caso di flusso composizionale isotermico con

semplice trattamento con acqua (v. sopra), sono stati usativincoli lineari per arrivare alla fine alle equazioni 2nh�1con un numero uguale di variabili. Per risolvere il siste-ma, non è necessario trovare simultaneamente una solu-zione per tutte le variabili, ma si deve risolvere l’insie-me primario di variabili. Le variabili primarie sono queigradi di libertà che, una volta stabiliti, definiscono lostato unico di equilibrio termodinamico. Le rimanentivariabili non primarie costituiscono l’insieme seconda-rio. Si deve quindi scegliere e risolvere un insieme pri-mario di equazioni e di incognite. Le variabili seconda-rie si possono ottenere dall’insieme secondario di equa-zioni e dalle variabili primarie.

Il numero delle variabili primarie per un flusso com-posizionale isotermico è pari al numero dei componen-ti, nc, e gli specialisti del settore hanno proposto nume-rosi insiemi di variabili primarie (Cao, 2002). D’altraparte, la scelta delle equazioni di conservazione nc appa-re la più naturale per ciò che riguarda le equazioni pri-marie.

Si è soliti parlare di formulazioni esplicite o impli-cite, a seconda che le variabili primarie siano trattate inmodo implicito o esplicito. Una variabile è detta impli-cita se è valutata all’intervallo temporale considerato,n�1, ed esplicita se viene valutata invece all’intervallotemporale precedente. Due importanti e diffusi tipi diformulazione (Coats, 2000) sono quelli chiamati FIM(Fully Implicit Method) e IMPES (IMplicit Pressure,Explicit Saturations). Nel metodo FIM tutte le variabiliprimarie presenti in un blocco di modello sono trattateimplicitamente. Nel metodo IMPES, la pressione rap-presenta l’unica variabile primaria implicita.

Un terzo tipo di formulazione è rappresentato dalmetodo implicito adattabile (AIM, Adaptive ImplicitMethod), che è un ibrido tra i primi due (Thomas e Thur-nau, 1983; Cao, 2002). Nei sistemi AIM, ogni variabileprimaria presente in un blocco di griglia può essere clas-sificata come implicita o esplicita. Le variabili, con l’ec-cezione della pressione che è sempre implicita, sono trat-tate implicitamente solo quando e laddove sia necessa-rio farlo. È possibile classificare le incognite presentiin un blocco come esplicite o implicite servendosi dicriteri basati sull’analisi di stabilità (Coats, 2003). Inconfronto al FIM, le formulazioni AIM presentano due



importanti vantaggi: in primo luogo si possono utilizza-re intervalli temporali di dimensioni paragonabili a quel-li ottenibili con il FIM, con un costo di calcolo signifi-cativamente ridotto; in secondo luogo la qualità dellesoluzioni numeriche AIM, presumendo intervalli tem-porali di dimensioni analoghe, è superiore a quella dellesoluzioni ottenibili con il FIM, a causa del livello infe-riore di dispersione numerica. La realizzazione di talivantaggi dipende tuttavia dal raggiungimento di un giu-sto equilibrio tra la dimensione dell’intervallo tempora-le e la frazione dei blocchi di griglia, che richiede un trat-tamento implicito.

Una formulazione AIM generale per i flussi compo-sizionali, dotata di tre diversi livelli di classificazioneimplicita, ossia IMPES, IMPSAT (IMplicit Pressure andSATurations) e FIM, è stata proposta da Cao (2002). Siprevede che il risparmio sui costi di calcolo consentitodall’uso di questa formulazione AIM generale, con unaclassificazione ottimale delle incognite, aumenti drasti-camente con l’aumento del numero delle incognite, soprat-tutto nel caso di modelli di giacimento estremamentedettagliati e con un elevato numero di blocchi. La mag-gior parte dei simulatori di giacimento è connessa a unaparticolare formulazione e scelta delle variabili prima-rie. Ciò avviene perché i dettagli computazionali deldeterminante jacobiano, i calcoli di flash e alcune que-stioni collegate alla comparsa e alla scomparsa della fasidipendono dalla scelta dell’insieme delle variabili pri-marie. Cao (2002) ha costruito un simulatore di ricercanon specializzato che consente una maggiore flessibilitànella scelta delle variabili primarie e può essere usatoper studiare i vantaggi comparativi delle diverse scelteattualmente in uso.

La soluzione numericaLe equazioni di conservazione per un determinato

intervallo temporale possono essere scritte in forma resi-duale come

[21]→R � →un�1��

→0,

dove →R rappresenta il vettore delle equazioni residuali

non lineari relative a ciascun blocco di griglia del model-lo. L’obiettivo è quello di trovare le incognite primarieper tutti i blocchi dell’intervallo di tempo corrente (ossial’intervallo temporale n+1), →u n�1, che soddisfino l’e-quazione [21]. Il metodo Newton-Raphson è uno sche-ma di soluzione iterativo per le equazioni algebriche nonlineari, in cui occorre risolvere il seguente sistema linea-re di equazioni in ciascuna iterazione:

[22] J (v) d→u (v�1)��→R (v)

dove J (n) è la matrice jacobiana al livello di iterazionen e d→u (v�1)�→u (v�1)�→u (v) rappresenta la variazione delleincognite nel corso dell’iterazione.

→R (v) è il vettore resi-

duale al termine dell’iterazione n-esima precedente. Si

effettuano le iterazioni fino a quando non si converge(entro un grado di tolleranza specificata) alla soluzionedel sistema non lineare, l’equazione [21]. La matricejacobiana è definita come la derivata parziale delle equa-zioni residuali rispetto alle variabili incognite. In altritermini, l’elemento nella i-esima riga (equazione) e nellaj-esima colonna (incognita) della matrice jacobiana èdato da

�Ri[23] J ij�12

�uj

Gli elementi di R e u vengono espressi generalmenteusando un ordinamento di priorità dei blocchi, dove le equa-zioni e le incognite associate a un particolare blocco sonomesse in relazione tra loro. Per esempio, nel caso delloschema numerico di un semplice reticolo bidimensionale(2D) della fig.3, la risultante struttura non nulla della matri-ce jacobiana è illustrata nella fig. 4. Una data fila dellamatrice jacobiana corrisponde alle equazioni di quel par-ticolare blocco. L’elemento non nullo alla riga i e alla colon-na j, indicato da un pallino, è una piccola matrice di bloc-co rappresentante le derivate delle equazioni del blocco irispetto al vettore delle incognite nel j-esimo blocco.

Il reticolo di simulazioneÈ necessario fornire una descrizione più precisa delle

equazioni differenziali parziali (PDE, Partial DifferentialEquations) che descrivono il processo di flusso preso inconsiderazione e le adeguate condizioni iniziali e ai limi-ti. Il reticolo di simulazione è una scomposizione discre-ta del volume del giacimento in numerosi volumi più pic-coli, chiamati generalmente celle o blocchi (gridblocks).Per ogni blocco, si scrive una forma discreta adeguata dellePDE che governano il processo di flusso in esame e sicerca una soluzione numerica. I coefficienti che produ-cono la forma discreta delle PDE sono assemblati utiliz-zando le proprietà definite sul reticolo di simulazione. Taliproprietà comprendono dati statici, come la geometria, ilvolume e la permeabilità del blocco, e dati dinamici, comele proprietà del fluido e le proprietà roccia/fluido.



11

j=1

i=1 2 3 4 5

2

312 13 14 15

6 7 8 9 10

1 2 3 4 5

fig. 3. Ordinamento naturale di un reticolo bidimensionale.

Il reticolo di simulazione descrive la geometria delmezzo poroso e la distribuzione spaziale della roccia ser-batoio. Il numero di celle utilizzate per discretizzare ilgiacimento dipende dalla complessità geometrica deisuoi elementi (livelli, faglie, pozzi), dal livello di preci-sione della descrizione delle proprietà e dai requisiti diaccuratezza delle soluzioni numeriche delle equazionispecifiche che governano la simulazione.

Si possono usare diverse tipologie di reticolo (Aziz,1993), che vengono di solito classificate in base alla lorostruttura. Si definisce globalmente strutturato un reticoloin cui lo schema di connessione di ciascun blocco è descrit-to utilizzando un semplice stencil (matrice) generico. Sud-dividendo un dominio regolare in nx, ny, e nz segmenti,orientati rispettivamente nelle direzioni x, y e z, si otten-gono n�nxnynz blocchi strutturati. In questo caso, lonta-no dai limiti del giacimento, la discretizzazione standard,o quella che più vi si avvicina, delle equazioni di flusso dàuno stencil di sette punti, vale a dire, il blocco stesso e lasua connessione (coefficiente di trasmissibilità) ai blocchinelle direzioni delle coordinate positive e negative.

Nella pratica della simulazione di giacimento, l’uso direticoli cartesiani globalmente strutturati è piuttosto comu-ne. Se si desidera una maggiore risoluzione solo in alcu-ne zone particolari, per esempio in prossimità dei pozzi,si può conservare il reticolo cartesiano globale e raffinarlosolo nelle zone in cui è necessario. Questo approccio, notocome raffinamento locale del reticolo (LGR, Local GridRefinement), può essere molto efficace. Nella zona LGRil tipo di reticolo utilizzato non deve essere necessaria-mente cartesiano. Per esempio, intorno al pozzo si puòusare un reticolo radiale (Aziz, 1993).

È ugualmente possibile utilizzare un reticolo strut-turato in modo stratificato, che sfrutti una geometria irre-golare per conformarsi più accuratamente alle morfolo-gie complesse dei livelli geologici. In questo caso, però,pur mantenendo la struttura logicamente rettangolare, ilreticolo non sarà ortogonale. Con un reticolo non orto-gonale e/o una permeabilità rappresentata da un tenso-re tridimensionale, è necessario servirsi di tecniche didiscretizzazione particolari delle equazioni di flusso perottenere soluzioni numeriche accurate (Lee et al., 2002).

La complessità geometrica (faglie inclinate, stratigeologici, pozzi deviati e multilateral), le grandi varia-zioni nella scala delle lunghezze e il livello di precisio-ne adottato nei modelli di caratterizzazione della rocciaserbatoio (RCM, Reservoir Characterization Models)sono in costante aumento. Rappresentare tale comples-sità utilizzando reticoli globalmente strutturati è spessodifficile, se non impossibile. L’uso di grid (completa-mente) non strutturati consente di ottenere una piena fles-sibilità nella rappresentazione di questi complessi e sem-pre più dettagliati RCM.

I grid multiblocco, strutturati a livello locale ma nona livello globale, rappresentano una soluzione interme-dia dotata di una notevole flessibilità (Lee et al., 2003).Due grid di questo tipo sono illustrati nelle figg. 5 e 6.

La creazione di grid di simulazione accurati è una sfidaimportante. Tuttavia, occorre riconoscere che la scelta diun dato grid di simulazione ha un notevole impatto su tuttii principali componenti del simulatore di giacimento, comedel resto è logico attendersi, dal momento che si opera conuna rappresentazione discreta delle equazioni di flusso chegovernano il grid di simulazione. Le caratteristiche deisistemi di equazioni algebrici (non lineari e lineari), qualila convergenza, la stabilità e la possibilità di ottenere solu-zioni accurate, sono strettamente legate alle caratteristichedel grid e ai metodi di discretizzazione utilizzati.

Le operazioni richieste da un simulatore di giaci-mento sono: • lettura dei dati di input (definizione del problema);• inizializzazione (definizione delle condizioni iniziali); • definizione delle condizioni al limite del giacimento; • avvio dei calcoli a intervalli di tempo: a) stabili-

re una dimensione di intervallo di tempo iniziale;b) specificare le portate di produzione/iniezione per



1123456789

101112131415

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

fig. 4. Struttura di matrice jacobiana per l’esempio della fig. 3.

fig. 5. Modello con faglie.

l’intervallo di tempo corrente; c) linearizzare le equa-zioni discrete fondamentali; d) avviare il ciclo di ite-razione (iterazioni di Newton); e) risolvere i siste-mi lineari di equazioni; f ) eseguire un test di con-vergenza delle soluzioni; g) se necessario, ripeterele iterazioni di Newton;

• risultati di simulazione come richiesto; • fine della simulazione se vengono superati i vincoli

imposti; • incremento temporale e ritorno al terzo passaggio se

le condizioni finali non sono state raggiunte; • fine della simulazione quando il periodo di tempo

fissato è stato coperto.

4.6.3 Schema delle attività per la simulazione di giacimento

Nella fig. 7 è illustrata la sequenza completa delle atti-vità per eseguire uno studio di simulazione di giacimento.

Di seguito vengono discussi i dati di input richiesti, segui-ti da una rapida descrizione della riproduzione della sto-ria passata del giacimento (history matching) e delle fasidi previsione futura della produzione e della pressionein uno studio dinamico di giacimento.

Dati di input Per eseguire una simulazione di giacimento, sono

richiesti i seguenti dati di input:• l’RCM, che comprende una descrizione dettagliata

della geometria di giacimento (v. cap. 4.5) e delleinformazioni sul grid (spaziatura e dimensioni) non-ché delle relative proprietà (statiche) della forma-zione (porosità e permeabilità). I dati di input dovreb-bero consentire il calcolo della trasmissibilità nel gia-cimento. È necessario inoltre disporre dei dati sullacomprimibilità della roccia (v. cap. 4.1);

• le caratteristiche del fluido: i dati specifici richiestidipendono dalla scelta del modello di fluido. Neimodelli black-oil, è necessario fornire le variazionidei fattori del volume, dei rapporti di solubilità e delleviscosità in funzione della pressione (v. cap. 4.2). Neimodelli composizionali, può essere sufficiente dispor-re delle tabelle dei rapporti di equilibrio (valori K).Quando, per descrivere il comportamento di fase, siusa un’equazione di stato (EOS, Equation Of State),occorre fornire i parametri del sistema di fluido ogget-to della modellizzazione, richiesti dal modello EOS;

• le proprietà roccia-fluido, che comprendono le rela-zioni di permeabilità relativa e le curve di pressionecapillare (v. cap. 4.1);

• i dati di pozzo, che comprendono l’ubicazione, le infor-mazioni sul completamento (perforazioni), le condi-zioni operative e i relativi vincoli di produzione;

• la definizione completa delle condizioni ai limiti, siaper il giacimento, sia per i pozzi;

• la definizione delle condizioni iniziali: sono richie-ste informazioni per consentire la definizione delladistribuzione iniziale delle pressioni (v. cap. 4.4), dellesaturazioni e, se necessario, delle composizioni e delletemperature. In molti casi, lo stato iniziale del siste-ma è fornito direttamente al simulatore. Ciò può costi-tuire una fase di pre-elaborazione o un restart run(ripartenza), cioè una prosecuzione dal punto in cuila simulazione precedente ha avuto termine. Ciascuno degli elementi di input sopraelencati può

variare da un semplice insieme minimo di valori a unadescrizione dettagliata e dotata di diversi livelli di opzio-ni e subopzioni.

La qualità delle previsioni fornite da un simulatore delflusso di giacimento dipende in gran parte dalla qualità deidati di input. Di conseguenza, bisogna pianificare ed ese-guire con la massima accuratezza le operazioni di ricercae gli schemi di raccolta dei dati. È necessario altresì il mas-simo coinvolgimento degli specialisti per l’esecuzione dei



A

B

fig. 6. Pozzo inclinato che attraversa due blocchi separati da faglie: vista normale (A) e vista interna (B).

test e degli esperimenti di laboratorio condotti allo scopodi valutare le proprietà richieste (fattori del volume, solu-bilità, composizioni, permeabilità relativa, ecc.). In molticasi, tali proprietà sono ottenute per via indiretta, o inter-pretate, sulla base di informazioni provenienti da numero-se fonti, di qualità e quantità variabili. Di conseguenza, percollocare i risultati della simulazione di flusso nel loro con-testo, è importante conoscere chiaramente i presupposti ei limiti inerenti ai metodi interpretativi utilizzati per crea-re l’insieme di dati di input richiesto dalla simulazione.

Gli RCM e i metodi utilizzati per ottenere le carat-teristiche del fluido richieste sono descritti di seguito.

RCM. Gli RCM descrivono l’architettura del giaci-mento, la geometria delle caratteristiche geologiche e ledistribuzioni spaziali dettagliate delle proprietà della roc-cia serbatoio, quali la porosità e la permeabilità. Le infor-mazioni disponibili utilizzate per la costruzione di unRCM, chiamate in genere il geomodello, provengono damolte fonti diverse, caratterizzate da notevoli variazio-ni quantitative e qualitative (v. cap. 4.5). Ne fanno partei dati sismici, i log di pozzo elettronici, le misure su caro-te, le prove di produzione e la storia passata della pro-duzione. Inoltre, anche le scale delle lunghezze associatecon le misurazioni disponibili, sia dirette sia desunte,variano ampiamente.

Proprietà dei fluidi e proprietà roccia/fluido. Le pro-prietà dei fluidi richieste sono ottenute attraverso anali-si di laboratorio di tipo PVT (Pressione-Volume-Tem-peratura) dei campioni di fluido prelevati dal giacimen-to. L’ideale sarebbe disporre di un campione di fluidoraccolto subito dopo la scoperta del giacimento. I cam-pioni di fluido possono essere prelevati sia a fondo pozzosia in superficie; in entrambi i casi, è importante assi-curarsi che la composizione del campione prelevato siaeffettivamente rappresentativa dei fluidi di giacimento(per un maggiore approfondimento sul campionamentoe sull’analisi dei campioni, v. cap. 4.2).

Quando un campione è prelevato in superficie, ènecessario ricombinare nella giusta proporzione i fluididi superficie (cioè l’olio e il gas), in modo che il cam-pione ricomposto, riportato alle condizioni di pressionee di temperatura del giacimento, corrisponda al fluido digiacimento in situ. Il prelievo a fondo pozzo, d’altrocanto, può produrre direttamente campioni rappresenta-tivi del fluido di giacimento, a patto che il giacimentostesso e le condizioni di fondo pozzo si trovino entram-bi a una pressione superiore al punto di bolla, fattore cheassicura l’ingresso di un liquido monofase (olio con gasdisciolto) nel foro del pozzo, dove si preleva il campio-ne. Ciò non può verificarsi nel caso di un giacimento diolio saturo, poiché è probabile che la diminuzione dellapressione al pozzo causi la liberazione di una parte delgas dall’olio durante il tragitto dei fluidi verso il foro delpozzo, rendendo molto difficoltosa la raccolta di un cam-pione di fluido rappresentativo.

Per effettuare le analisi PVT si utilizzano speciali appa-recchiature di laboratorio che trasferiscono il campionedel fluido di giacimento in una cella di contenimento dota-ta di strumenti di controllo ambientali sia per la pressio-ne sia per la temperatura. Uno dei principali test PVT con-siste nel sottoporre il campione di fluido a un processo diliberazione. Un test di liberazione, o di espansione, iniziaa una pressione superiore al punto di bolla, quindi si pro-cede riducendo gradualmente la pressione. Quando la pres-sione scende al di sotto del punto di bolla, il gas si sepa-ra dall’olio. Se si rimuove il gas così liberato dalla cella,il procedimento è chiamato liberazione differenziale (dif-ferential liberation), mentre se il gas liberato non vienerimosso e rimane a contatto con l’olio, si ha un processodi liberazione flash ( flash liberation). Questi due tipi diprocedimento possono fornire indicazioni diverse riguar-do alle quantità di olio e di gas alle condizioni finali deltest ed è per questo che in genere si preferisce sottoporrei campioni di fluido a entrambi i tipi di test.



carote

log

rilevamento sismico

altro

modelli multipli

rilevamento geologico

dati produzione

test di pozzo

raccolta dati

geomodelli diintegrazione dati

upscaling digenerazione griglia

simulazione della storia di un giacimento

informazione necessariaper prendere decisionifig. 7. Schema delle attività

per la simulazione di giacimento.

Le analisi PVT di base consistono di tre parti (Dake,1978): determinazione della pressione del punto di bollamediante un’espansione flash del campione di fluido; cal-colo dei fattori di volume di olio e di gas e della solubi-lità del gas nell’olio in funzione della pressione per mezzodel test di liberazione differenziale; esecuzione di test diliberazione flash per un insieme di condizioni di pres-sione e di temperatura al separatore, in modo da ricali-brare i dati PVT e farli corrispondere alle condizioni ope-rative del giacimento. I test PVT più complessi com-prendono inoltre l’analisi composizionale dettagliata delcampione di fluido di giacimento. In genere si eseguonoanche altre importanti misurazioni, come quella del fat-tore di comprimibilità del gas, della densità del gas e dellaviscosità dell’olio in funzione della pressione.

Per stabilire le relazioni funzionali delle proprietàroccia/fluido, come la permeabilità relativa e la pressio-ne capillare, si ricorre in genere a test di spiazzamentoeseguiti in laboratorio su campioni di carota. La per-meabilità relativa svolge un ruolo importantissimo neiprocessi di spiazzamento nel reservoir, ma la definizio-ne di curve di permeabilità relativa rappresentative diuna particolare formazione della roccia serbatoio è un’im-presa tutt’altro che facile. Per un’esposizione dettaglia-ta dei metodi utilizzati per ottenere queste importantiproprietà, v. cap. 4.1. Viene qui sottolineato soltanto ilfatto che, mentre la maggior parte delle analisi della ete-rogeneità del reservoir si concentrano in genere sullevariazioni spaziali della permeabilità (assoluta) e dellaporosità, una significativa eterogeneità della permeabi-lità relativa e della pressione capillare è altrettanto dif-fusa ed è generalmente riconducibile alla complessa lito-logia della roccia serbatoio.

Riproduzione della storia passata del giacimento I dati dinamici storici comprendono le misurazioni

della pressione, la produzione di olio, il rapportoacqua/olio (WOR, Water/Oil Ratio) e il rapporto gas/olio(GOR, Gas/Oil Ratio) in funzione del tempo, sia per isingoli pozzi sia per l’intero giacimento. La frequenza eaccuratezza delle misurazioni sono soggette ad ampievariazioni e dipendono, tra l’altro, dalle dimensioni delgiacimento, dalle normative in vigore, dalla localizza-zione e dall’operatore.

I dati storici della performance di flusso sono utiliz-zati per convalidare e aggiornare l’RCM, in modo darenderlo coerente con tutte le informazioni disponibiliper un particolare sito. Questo processo di integrazionedei dati dinamici nell’RCM è noto come history match-ing, riproduzione della storia passata del giacimento.L’affidabilità delle previsioni relative alla performance,fornite da una simulazione di flusso, si basa in larga partesulla qualità del processo di history matching, qualità che,in questo caso, si misura in termini di accuratezza dellarappresentazione delle proprietà di giacimento pertinenti

e dei processi fisici che governano i comportamenti delflusso e del trasporto. Questa importante fase di conva-lida costituisce in molti casi la parte più dispendiosa intermini di tempo di uno studio di simulazione, dato chelo stesso processo di history matching comporta in gene-re l’esecuzione ripetuta di simulazioni per guidare la cali-bratura dell’RCM.

Negli ultimi anni si sono registrati importanti pro-gressi nei metodi di history matching. Tuttavia, data lacomplessità del problema, le conoscenze specialistichee l’esperienza rimangono ancora elementi indispensabi-li per una history matching che sia allo stesso tempo coe-rente con le informazioni disponibili e, soprattutto, con-tribuisca efficacemente alla formulazione di previsionipiù attendibili della performance di giacimento. In findei conti, la simulazione di giacimento è stata concepi-ta come strumento di previsione nel quadro della gestio-ne del giacimento stesso, sia nella prospettiva dei pianidi sviluppo a lungo termine, sia in quella della raziona-lizzazione e ottimizzazione, in tempi relativamente brevi,delle condizioni operative degli impianti esistenti.

Ovviamente, una procedura di history matching puòessere condotta solo nel caso in cui il modello sia ese-guito durante la vita produttiva di un giacimento e dopol’inizio della produzione.

Previsione della performance La simulazione di giacimento può essere utilizzata:

a) per aggiornare, o calibrare, l’RCM sulla base dei datidinamici storici; b) per effettuare previsioni della perfor-mance sulla base della strategia di sviluppo esistente;c) per esplorare un’ampia gamma di processi di recupe-ro e di piani di sviluppo; d) per ottimizzare la ubicazio-ne e le operazioni dei pozzi esistenti e futuri; e) per quan-tificare il grado di incertezza inerente alle previsioni.

Un simulatore di giacimento è uno strumento di cal-colo. Pertanto, non è facile delimitare la gamma dei suoipossibili usi. L’utilità e il valore di questo strumento dicalcolo dipendono in larga misura da chi se ne serve e dalcontesto in cui viene applicato e integrato. In termini gene-rali, un simulatore di giacimento consente l’esplorazionedi infiniti scenari ipotetici, legati ai processi di recuperoe ai piani di sviluppo di un particolare giacimento. Inol-tre, considerate le usuali scarsità e incompletezza delleinformazioni a disposizione di coloro che devono assu-mere le decisioni per lo sviluppo, il ricorso a un simula-tore di giacimento è di importanza fondamentale per quan-tificare il grado di incertezza inerente alle previsioni dellaperformance del giacimento. In questo senso, un simula-tore di giacimento rappresenta uno strumento indispen-sabile per la gestione quantitativa del giacimento. Nonbisogna inoltre sottovalutare l’utilità della simulazione digiacimento numerica ai fini dell’esplorazione e della com-prensione dei complessi fenomeni fisici associati ai pro-cessi di flusso di giacimento.



4.6.4 Considerazioni pratiche

In questo paragrafo viene trattata la scelta del modello,in relazione al modello di fluido e alla selezione del grid.

La scelta del modello di fluido La scelta del modello di fluido (per esempio, black-

oil, composizionale, termico-composizionale) dipendedalle proprietà dei fluidi di giacimento e dal processo direcupero studiato. Come abbiamo già visto in preceden-za, il modello black-oil standard si basa su una descrizio-ne a due componenti (olio e gas) dell’idrocarburo, suddi-visi tra le fasi oleosa e gassosa in base alle semplici rela-zioni PVT. Queste relazioni PVT si presentano in formadi fattori di volume e di solubilità del gas entrambe in fun-zione della pressione. In termini generali, la scelta di unmodello composizionale è necessaria solo quando il ricor-so a queste semplici relazioni PVT non è sufficiente adescrivere il trasferimento di massa tra i componenti (comeinvece avviene in un modello black-oil).

Nonostante la sua semplicità, il modello black-oiltrova vasta applicazione nella pratica della simulazione digiacimento. Se si eccettua il caso di un olio volatile (peresempio, un olio composto principalmente di componen-ti leggeri e con un’elevata solubilità del gas), un approc-cio di questo tipo consente in genere di modellizzare qua-lunque processo di sfruttamento naturale di un giacimen-to per i diversi meccanismi di spinta, come gas in soluzione,cappa di gas e supporto dell’acquifero. Il modello black-oil è anche frequentemente utilizzato per la simulazionedi vari processi di iniezione, comprese quelle di acqua edi gas immiscibile. Tuttavia, un modello black-oil è ina-deguato per una simulazione accurata dei processi EORcaratterizzati da complessi trasferimenti di massa tra i flui-di iniettati e quelli in posto, come per esempio l’iniezio-ne di gas miscibile o quasi miscibile con l’olio. Per taliprocedimenti di recupero, solo una formulazione compo-sizionale è in grado di fornire una descrizione accuratadei processi fisici che governano il comportamento delfluido e dei processi di trasporto.

Nei processi termici, come l’iniezione di vapore, occor-re aggiungere l’equazione di energia alla formula mate-matica che descrive il flusso e il trasporto nel giacimen-to. Un approccio black-oil termico può risultare idoneoalla produzione di un modello di iniezione di vapore. Tut-tavia, in molti casi solo l’uso di un modello composizio-nale termico garantisce una descrizione accurata dei com-plessi trasferimenti di massa e delle interazioni fisicheche governano il processo di spiazzamento.

Le leggi fisiche e le equazioni che descrivono i pro-cessi di spiazzamento EOR, come l’iniezione di polimerie di tensioattivi, possono essere molto complesse; di con-seguenza, sono stati sviluppati simulatori specializzatiin grado di modellizzare i processi di iniezione chimicae di sostanze tensioattive. Non è raro avere un diverso

simulatore per ciascun modello di fluido: black-oil, com-posizionale, miscibile, termico, ecc. Negli ultimi tempi,tuttavia, la ricerca in questo campo si è orientata alla rea-lizzazione di simulatori di giacimento multiuso, capacidi modellizzare una gamma molto ampia di processi direcupero.

La selezione del gridNella pratica della simulazione di giacimento, si è

soliti classificare i grid di simulazione in base alla lorogeometria (per esempio, cartesiana, stratigrafica, radia-le, multiblocco, non strutturata), dimensionalità (a una,due o tre dimensioni) ed estensione (pozzo singolo, area-le, settore, campo). La scelta del grid più idoneo a unparticolare studio di simulazione è alquanto problema-tica e dipende da molti fattori interrelati, che compren-dono: a) gli obiettivi dello studio; b) la complessità delprocesso di recupero; c) il carattere specifico dell’areaesaminata (geometria, fluidi, eterogeneità, numero e con-figurazione dei pozzi, ecc.); d) la qualità e la quantitàdelle informazioni disponibili; e) le risorse umane e dicalcolo disponibili. Pertanto, è difficile fornire indica-zioni specifiche riguardo alla scelta del grid. Anche inquesto caso, il giudizio degli esperti si rivela di impor-tanza cruciale per la costruzione di un modello di simu-lazione, compresa la scelta del grid.

In linea generale, tuttavia, che si tratti di simulare ilcomportamento del fluido in prossimità del pozzo o nel-l’intero giacimento, la complessità e la risoluzione deigrid tendono ad aumentare. Ciò è una conseguenza dellacrescente richiesta di descrizioni accurate di complesseconfigurazioni geometriche tridimensionali, relative astrutture geologiche e a pozzi complessi (per esempio,pozzi deviati e multilateral), e della necessità di soddi-sfare i criteri di risoluzione imposti dall’RCM (descri-zione della proprietà). Naturalmente, occorre sempretenere presente che è necessaria una soluzione accuratadelle scale dei tempi e delle lunghezze che governano lafisica del processo di flusso oggetto di modellizzazione.

4.6.5 Incertezza delle previsioni

La costruzione di un RCM coerente che integri tutte leinformazioni disponibili è strettamente associata all’af-fidabilità del calcolo delle previsioni sul comportamen-to futuro del giacimento. Tuttavia, l’integrazione di datiprovenienti da diverse fonti con quantità, qualità e scaledifferenti può risultare molto complessa.

L’inserimento dei valori della permeabilità nell’RCMè un’operazione di importanza cruciale, che ha un impat-to significativo sulla previsione di flusso e di trasporto.Fornire una descrizione dettagliata della distribuzionespaziale della permeabilità è tutt’altro che facile, datoche la permeabilità delle formazioni porose naturali,



come i giacimenti petroliferi, presenta in molti casi strut-ture di correlazioni multiscala spaziali complesse e altigradi di variabilità, mentre in genere le misurazioni dispo-nibili si riferiscono solo ad alcuni punti (Dagan, 1989).Per risolvere il problema della scarsa disponibilità di datisu queste formazioni geologiche naturali estremamenteeterogenee, si ricorre in genere all’impiego di modellistocastici o probabilistici (v. cap. 4.5), all’interno deiquali le proprietà del giacimento sono trattate come fun-zioni spaziali casuali. In aggiunta alle misurazioni dispo-nibili, una proprietà, per esempio la permeabilità, è descrit-ta in genere attraverso la media, la varianza e la strut-tura di correlazione. Questa descrizione è possibile nelcaso in cui i dati disponibili consentano un’accurata defi-nizione delle configurazioni su vasta scala, ma solo quan-do l’informazione sulle variazioni spaziali della proprietàall’interno di queste configurazioni più ampie sia dispo-nibile in una forma più debole (momenti statistici).

Dall’indeterminazione nell’RCM, dovuta a una cono-scenza incompleta delle proprietà della formazione, deri-va l’indeterminazione nelle previsioni della performan-ce ottenute mediante la simulazione del flusso di giaci-mento. La questione dell’incertezza della permeabilitàè stata già affrontata; sembra tuttavia opportuno sottoli-neare la necessità di tenere in considerazione anche altrefonti di incertezza.

Uno dei metodi di quantificazione dell’incertezza pre-visionale più diffusi nell’industria petrolifera (Haldorsene Damsleth, 1990) è la simulazione Monte Carlo (MCS,Monte Carlo Simulation), che prevede la creazione di rea-lizzazioni RCM equiprobabili a elevata risoluzione. Cia-scuna realizzazione RCM è costruita in modo da rispet-tare le informazioni statistiche e deterministiche dispo-nibili (Deutsch, 2002). Si esegue quindi una simulazionedi flusso per ciascuna realizzazione RCM dell’insieme;il numero complessivo delle realizzazioni dovrebbe esse-re abbastanza grande da abbracciare lo spazio di inde-terminazione che si vuole misurare. Attraverso una post-elaborazione statistica dei risultati delle simulazioni sigenera successivamente un rapporto sulle previsioni esull’incertezza relativa alle quantità che interessano (peresempio, la media, la deviazione standard e gli interval-li di confidenza per le pressioni dei pozzi, le portate diproduzione e il recupero cumulativo). Occorre tenere pre-sente che nel modello di simulazione del flusso (FSM,Flow Simulation Model), sono incluse anche le proprietàdel fluido (per esempio, la densità, la viscosità e il com-portamento di fase) e le proprietà roccia/fluido (per esem-pio, le relazioni di pressione capillare e permeabilità rela-tiva). Inoltre, è necessario specificare le condizioni ini-ziali e al limite e i controlli applicabili.

Quando si esegue una MCS nella pratica, la risolu-zione delle singole realizzazioni, così come il numerodelle realizzazioni nell’insieme, sono spesso limitati daconsiderazioni di tempo e di costi, in termini di risorse

umane e di calcolo. Il divario di risoluzione tra RCM eFSM è colmato in genere mediante tecniche di ingran-dimento in scala (scale-up). I metodi di scale-up punta-no a rendere più grossolano l’RCM, riducendolo a dimen-sioni più adeguate ai calcoli di flusso di giacimento. Ilmodello grossolano risultante dovrebbe cogliere gli effet-ti essenziali dei dettagli in scala ridotta dei comporta-menti del flusso. La procedura di scale-up include inmolti casi il ridisegno del grid per adattarlo alle esigen-ze della simulazione di flusso (Durlofsky et al., 1997).

Un diverso approccio per la quantificazione dell’in-certezza previsionale è quello basato sulla soluzione delleequazioni che descrivono i momenti statistici delle quan-tità di interesse (pressione, saturazione, portata di pro-duzione). Le equazioni del momento statistico (SME,Statistical Moment Equations) sono derivate da una for-mula stocastica di flusso e di trasporto nel mezzo poro-so eterogeneo. Tuttavia, anche se è stato dimostrato chei metodi SME possono essere applicati a una vasta gammadi livelli di variabilità e a diverse scale di correlazionespaziale (Li et al., 2003), è necessario ancora tempoprima di poterli utilizzare nella pratica generalizzata dellasimulazione di giacimento.

4.6.6 Piani di sviluppo

I piani di sviluppo sono basati in genere su studi di simu-lazione di dettaglio, legati a loro volta all’analisi econo-mica delle fasi di sviluppo. Nei casi in cui il processo direcupero sia ben definito, il piano di sviluppo può com-prendere, per esempio, la specifica degli intervalli dicompletamento ottimali per i pozzi già esistenti e la tri-vellazione di nuovi pozzi di infittimento (in-fill wells),il loro tipo e la loro ubicazione nonché gli specifici inter-valli di completamento. I simulatori di giacimento, appli-cati agli impianti di superficie, possono essere utilizza-ti per specificarne i requisiti di dimensionamento e infra-strutturali nelle diverse fasi di sviluppo. Tra le applicazioni,vengono citati gli impianti per il trattamento dell’acquae del gas.

Come già accennato, con l’aiuto della simulazionedi giacimento i piani di sviluppo, sia quelli di portatamodesta e a breve termine, sia quelli più ambiziosi e alungo termine, si pongono come obiettivo principale laformulazione di previsioni e la quantificazione dell’in-certezza previsionale, oltre alla valutazione dei rischieconomici.

4.6.7 Schemi di sviluppo

L’ubicazione e la spaziatura dei pozzi produttori e gliintervalli da aprire alla produzione (perforazioni) dipen-dono da diversi fattori: a) configurazione strutturale



del giacimento; b) caratteristiche petrofisiche della roc-cia serbatoio e del tipo di fluido in essa contenuto; c)presenza o meno di una cappa di gas; d) tipo di con-tatto idrocarburi-acqua (contatto di fondo o contattolaterale); e) meccanismo di spinta prevalente.

In un giacimento a olio sottosaturo, per esempio, senzaspinta d’acqua, dove il principale meccanismo di produ-zione è rappresentato dal gas in soluzione, la spaziaturadei pozzi potrà essere a maglie quadrate, con la distanzatra una linea di produttori e l’altra (normalmente variabi-le da 400-500 m a oltre 1 km) dipendente unicamente dallecaratteristiche petrofisiche della roccia serbatoio (fig. 8).Gli intervalli da aprire alla produzione potranno essereabbastanza estesi e anche vicini al contatto olio-acqua(OWC, Oil-Water Contact), evitando comunque di effet-tuare spari (perforation) nella zona strutturalmente piùalta, in quanto in tali tipi di giacimenti, nel corso della vitaproduttiva, si potrà formare una cappa di gas secondariaquando la pressione di giacimento sarà scesa sotto il valo-re corrispondente al punto di bolla.

Una simile strategia potrà essere adottata anche nelcaso di un giacimento a olio saturo, con presenza di unacappa di gas, senza o con debole spinta d’acqua e concontatto olio-acqua cosiddetto di fondo (un contatto èdetto di fondo quando lo spessore dell’orizzonte mine-ralizzato è superiore alla colonna di idrocarburi, cioè alladifferenza di quota tra la zona strutturalmente più alta eil contatto olio-acqua).

Nel caso di un giacimento a gas, con caratteristichesimili a quelle descritte precedentemente, la spaziatu-ra dei pozzi sarà più grande a parità di caratteristichedella roccia, data la maggiore mobilità del gas rispettoall’olio. In questo caso l’ubicazione dei pozzi e delle

perforazioni da realizzare per la produzione dovràcomunque essere limitata prevalentemente a un’areastrutturalmente più alta (in presenza sia di debole siadi forte spinta d’acqua), onde evitare un precoce alla-gamento dei pozzi e per recuperare tutto il gas conte-nuto nella trappola.

Nel caso di un giacimento a olio saturo, con pre-senza di una cappa di gas e contatto olio-acqua latera-le (un contatto laterale si verifica quando la colonnadi idrocarburi è superiore allo spessore dell’orizzontemineralizzato), i pozzi produttori saranno ubicati pre-valentemente lungo una fascia anulare sui fianchi dellastruttura (fig. 9) e gli intervalli da aprire alla produzio-ne potranno essere localizzati lontano dal contatto olio-acqua e più vicino al contatto gas-olio (GOC, Gas-OilContact), in presenza di forte spinta d’acqua e cappa digas poco estesa, onde evitare la formazione di coni d’ac-qua. Gli intervalli da aprire alla produzione sarannoinvece localizzati più vicino al contatto olio-acqua elontano dal contatto gas-olio in caso di spinta d’acquadebole o nulla e ampia cappa di gas, per evitare la for-mazione di possibili coni di gas; tali intervalli sarannolocalizzati in una zona intermedia fra i due contatti incaso di concomitante presenza di un’ampia cappa digas e di una forte spinta d’acqua.

Nel caso di un giacimento a olio sottosaturo, ma conforte spinta d’acqua, i pozzi produttori dovranno esseremaggiormente concentrati in un’area strutturalmente piùalta (limitatamente alle caratteristiche petrofisiche dellaroccia serbatoio), onde evitare quanto più possibile unprecoce allagamento dei pozzi in seguito al normale innal-zamento del contatto olio-acqua e/o a fenomeni di waterconing (coni d’acqua) e water fingering (canalizzazio-ni) durante la vita produttiva del giacimento.

I casi illustrati possono essere considerati esempibase di schemi di sviluppo; naturalmente nella realtàpotrà verificarsi una serie di casi intermedi a quelli descrit-ti, che dovranno essere di volta in volta affrontati tenen-do comunque conto dei criteri illustrati.

Gli schemi descritti hanno preso in considerazionesolo pozzi verticali. Nel caso di pozzi orizzontali o multi-lateral (con più tratti orizzontali che si dipartono da un’u-nica perforazione) tali schemi potranno essere legger-mente modificati, soprattutto per quanto riguarda il nume-ro di pozzi.

4.6.8 Schemi di iniezione

Nei processi di recupero secondario si cerca di aumen-tare il fattore di recupero attraverso l’iniezione in giaci-mento di fluidi immiscibili con l’olio, per ripristinarequasi totalmente o in parte l’energia dissipata durante laproduzione e instaurare o incrementare il processo dispiazzamento.



pozzi

olio

acqua

sezione

pianta

OWC

fig. 8. Schema di sviluppo di un giacimento a olio a forma di anticlinale, che produce prevalentemente per spinta del gas in soluzione.

Nei metodi di iniezione con fluidi immiscibili puòessere utilizzato gas naturale (gas injection) o acqua(water injection). La scelta dell’uno o dell’altro tipo diiniezione può dipendere dalle caratteristiche del giaci-mento e dal tipo di olio presente, ma molto spesso è lega-ta alla disponibilità del fluido da iniettare e dal costo (ilgas ha un costo senz’altro più alto dell’acqua). Sarebbeinfatti illogico scegliere di iniettare gas naturale in ungiacimento se non c’è disponibilità di tale fluido nellazona. Statisticamente l’iniezione di acqua risulta essereoggi la tecnica di recupero secondario più usata.

La tecnica dell’iniezione di gas prevede l’utilizza-zione di alcuni pozzi (esistenti o da perforare), ubicatinella parte più alta della struttura, attraverso i quali iniet-tare gas naturale in una cappa di gas già esistente (ori-ginale o secondario) o creata artificialmente. L’azione dispiazzamento dell’olio da parte del gas iniettato verso ipozzi produttori è la stessa che si verifica nel meccani-smo di spinta naturale generata dall’espansione di unacappa di gas naturale (v. cap. 4.3).

Il gas da iniettare può essere lo stesso recuperato nelseparatore (gas disciolto nell’olio), oppure può proveni-re da un livello a gas presente nella stessa struttura geo-logica, posto sopra o sotto lo strato che produce olio manon in comunicazione idraulica con esso, o ancora pro-venire da campi vicini, sia esso gas di soluzione o gas dilivelli gassiferi.

Prima di essere iniettato, il gas dovrà subire dei trat-tamenti (di solito disidratato e talvolta degasolinato); l’i-niezione verrà effettuata utilizzando compressori o seriedi compressori (v. cap. 5.3).

L’iniezione di acqua in giacimento, nell’ambito del-le tecniche di recupero secondario, può essere effettua-ta nell’acquifero sottostante alla zona a olio, in un’area

periferica (peripheral injection) o nella stessa zona a olio(dispersed injection), utilizzando vari schemi di iniezione.

L’uso dell’iniezione periferica o dell’iniezionedispersa dipenderà principalmente dalle caratteristi-che petrofisiche della roccia serbatoio (soprattutto dallapermeabilità) e dall’estensione del giacimento. Infat-ti, l’iniezione periferica viene di solito effettuata ingiacimenti abbastanza permeabili, mentre quella disper-sa viene effettuata in giacimenti poco permeabili. Inambedue i casi l’iniezione di acqua ha lo scopo – oltreche di fornire energia al giacimento per mantenere lapressione al di sopra di certi valori (sopra il punto dibolla) onde evitare il rilascio di gas nel giacimento –anche di creare un fronte di spiazzamento per spinge-re l’olio verso i pozzi produttori e quindi di mantene-re un livello di produzione accettabile e nello stessotempo di aumentare il fattore di recupero. L’iniezioneviene di solito effettuata in modo bilanciato, ossia iniet-tando una quantità di acqua paragonabile a quella del-l’olio che si estrae.

L’iniezione di acqua periferica (fig. 10) viene effet-tuata, come già detto, nell’acquifero, in una zona peri-ferica al giacimento, ed è di solito attivata durante lavita produttiva del pozzo. Numero, ubicazione e porta-ta dei pozzi iniettori vengono stabiliti attraverso simu-lazioni numeriche e prove di iniettività (v. cap. 4.4). L’a-zione e l’efficacia dell’iniezione di acqua periferica sonoda ogni punto di vista molto simili a quelle dell’espan-sione di un acquifero naturale molto esteso (strong waterdrive) e permettono di ottenere recuperi molto alti (anchesuperiori al 50%).

Nei giacimenti molto estesi e con basse permeabilitàdella roccia serbatoio, l’azione di una iniezione perife-rica (e anche quella di un acquifero naturale) sarebbemolto lenta e quindi inefficace per mantenere una pro-duzione di olio economicamente sostenibile. In questocaso è quindi preferibile iniettare acqua direttamentenella zona a olio (iniezione dispersa). In tale tecnica diiniezione, i pozzi produttori e quelli iniettori vengonodistribuiti uniformemente su tutta la superficie del gia-cimento, secondo una griglia regolare che può assume-re diverse configurazioni. Gli schemi più comunemen-te usati sono quelli a linee affacciate (direct line drive)o a linee sfalsate (staggered line drive) oppure a geo-metrie a quattro pozzi ( four spot), a cinque pozzi ( fivespot), a sette pozzi (seven spot) e a nove pozzi (nine spot),come illustrato nella fig. 11. Con l’iniezione in olio, oltreal mantenimento della pressione di giacimento si crea-no più fronti di spiazzamento verso i pozzi produttori esi possono talvolta ottenere recuperi anche superiori all’i-niezione periferica. Per dettagli sui fenomeni di spiaz-zamento, v. cap. 4.3.

La tecnica dell’iniezione dispersa sarà molto piùefficace in presenza di rocce serbatoio abbastanza omo-genee e soprattutto non fratturate, in quanto l’acqua



sezione

pozzi pozzi

olio

olio e acqua

gas - olio - acqua

gas e olio

gasGOC

OWC

OWC (tetto)

GOC (tetto)

OWC (base)

acqua

pianta

fig. 9. Schema di sviluppo di un giacimento a olio a forma di anticlinale e debole spinta di acqua.

iniettata potrebbe canalizzarsi e raggiungere veloce-mente, lungo vie preferenziali, i pozzi produttori, la-sciando alle spalle notevoli quantità di olio. Natural-mente lo schema d’iniezione da adottare dovrà esseretestato usando modelli di simulazione matematica, siaper quanto riguarda l’ubicazione e la spaziatura deipozzi, sia per quanto riguarda le portate. Spesso, primadi intraprendere un qualunque schema di iniezionedispersa si è soliti testare l’efficacia del sistema d’i-niezione attraverso impianti pilota, installati per unperiodo di tempo in una certa zona, per poi estendereil progetto a tutta l’area del giacimento.

Nel caso di uno schema di iniezione dispersa, poi-ché in base alle caratteristiche del giacimento si preve-de che l’iniezione di acqua dovrà essere effettuata in unperiodo abbastanza precoce della vita produttiva, anchei pozzi iniettori verranno perforati durante lo sviluppoiniziale del giacimento e messi in produzione per un certoperiodo di tempo insieme a quelli produttori, per tra-sformarli successivamente in iniettori quando la pres-sione sarà scesa a valori prossimi al punto di bolla; inquesto modo l’iniezione sarà facilitata in quanto non sidovrà pompare l’acqua a pressioni troppo elevate.

L’acqua da utilizzare per l’iniezione, che può essereanche in quantità considerevoli, potrebbe essere prele-vata da falde acquifere più superficiali, dal mare se ilgiacimento è ubicato in mare aperto o a terra ma in pros-simità della costa, oppure da corsi d’acqua in superficie(oltre all’acqua prodotta dal giacimento, se in quantitàconsiderevoli).

Prima di intraprendere un qualunque schema di inie-zione di acqua dovranno essere effettuate analisi chimiche

di compatibilità fra l’acqua da iniettare, la roccia serba-toio e i fluidi contenuti, onde evitare la formazione diprecipitati (di solito solfati) che andrebbero a otturare ipori della roccia. Inoltre, l’acqua dovrà essere filtratacon opportuni filtri per rimuovere le parti solide in sospen-sione, deossigenata e trattata con battericidi per evitarela formazione di colonie batteriche che potrebbero dareorigine a masse gelatinose che andrebbero a otturare ipori della roccia e, infine, trattata con additivi chimiciper prevenire incrostazioni e corrosioni nelle apparec-chiature. Per quanto riguarda i sistemi di trattamento del-l’acqua di iniezione e quella di pompaggio, v. cap. 5.3.

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pianta sezione

A

A

A

A

zona a gas

zona a olio

zona ad acqua

zona flussata dal fronte d’acqua

pozzi iniettori

pozzi produttori

GOC

OWC a iniezione d’acqua inoltrata

OWC prima dell’iniezione d’acqua

fig. 10. Esempio di iniezione di acqua periferica.



a

d

d a

a

d

h a

A. Disposizione a linee affacciate (direct line drive)

d/a = 1 h a = 57%d/a = 4 h a = 90%

B. Disposizione a linee sfalsate (staggered line drive)

d/a = 0,5 h a = 72%d/a = 1,5 h a = 80%d/a = 4,0 h a = 90%

C. Disposizione a quattro pozzi (four spot)

h a = 74%

D. Disposizione a cinque pozzi (five spot)

d/a = 0,5 h a = 72%

E. Disposizione a sette pozzi (seven spot)

h a = 74%

D. Disposizione a nove pozzi (nine spot)

h a = 52%

pozzi produttori coefficiente di efficienza areale dispiazzamento

pozzi iniettori

fig. 11. Principali schemi di iniezione in olio.

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Khalid AzizHamdi A. Tchelepi

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