Análise numérica do poro

Scientific Reports volume 13, Artigo número: 12632 (2023) Citar este artigo

451 Acessos

Detalhes das métricas

A inundação de gás através da injeção de \(\text{CO}_{2}\) é geralmente realizada para alcançar a recuperação ideal de petróleo de reservatórios subterrâneos de hidrocarbonetos. No entanto, a inundação miscível, que é a forma mais eficiente de alcançar a recuperação máxima de petróleo, não é adequada para todos os reservatórios devido ao desafio na manutenção das condições de pressão. Nestas circunstâncias, um processo quase miscível pode ser mais prático. Este estudo se concentra no deslocamento de óleo quase miscível em escala de poros \(\text{CO}_{2}\)–, usando critérios da literatura disponível para determinar a região quase miscível efetiva. Pela primeira vez, duas abordagens numéricas separadas são acopladas para examinar o comportamento do \(\text{CO}_{2}\)–petróleo no limite de pressão mais baixa da região especificada. O primeiro, o módulo Phase-field, foi implementado para rastrear o movimento de fluidos no processo de deslocamento \(\text{CO}_{2}\)–Oil aplicando a equação de Navier–Stokes. O próximo é o módulo TDS que incorpora o efeito da transferência de massa \(\text{CO}_{2}\) para a fase oleosa, acoplando a lei clássica de Fick à interface de fluidos para rastrear a variação de \(\text{CO} _{2}\) coeficiente de difusão. Para melhor reconhecer o mecanismo de recuperação de petróleo em escala de poros, a análise qualitativa indica que a interface é movida para o óleo desviado devido à baixa tensão interfacial na região quase miscível. Além disso, atrás da frente à frente do fluxo principal, a fase \(\text{CO}_{2}\) pode deslocar significativamente quase todo o óleo desviado nos poros normais e efetivamente diminuir as grandes quantidades em poros pequenos. Os resultados mostram que ao incorporar mecanismos de transferência de massa e fluxo cruzado capilar nas simulações, o deslocamento do óleo desviado nos poros pode ser significativamente melhorado, levando a um aumento na recuperação de óleo de 92 para mais de 98%, o que é comparável a o resultado da injeção de gás miscível. O resultado desta pesquisa enfatiza a importância da aplicação do processo \(\text{CO}_{2}\)-EOR sob condições operacionais quase miscíveis.

\(\text{CO}_{2}\) A inundação de gás tem sido considerada há muito tempo como um método popular para melhorar a recuperação de petróleo e muitas abordagens foram propostas para otimizar os sistemas de injeção de gás1,2,3,4,5. A injeção de \(\text{CO}_{2}\) tem sido amplamente utilizada na indústria do petróleo há muitos anos como um método EOR6,7. Embora o EOR baseado em \(\text{CO}_{2}\) possa melhorar a recuperação do petróleo, reduzindo a viscosidade do óleo e diminuindo a mobilidade de \(\text{CO}_{2}\), é de suma importância para reduzir emissões de gases e aplicações de armazenamento de carbono e sequestro de \(\text{CO}_{2}\)8,9,10. Além disso, recentemente a captura e armazenamento geológico de gases de combustão em reservatórios de hidratos foram investigados, colocando uma quantidade significativa de \(\text{CO}_{2}\) no subsolo para toneladas de hidrocarbonetos (metano) produzidas, o que está na mesma linha dos estudos para atingir o zero líquido11,12.

Além disso, a análise de sensibilidade foi implementada para investigar o efeito de sete parâmetros do reservatório, nomeadamente porosidade do reservatório, permeabilidade horizontal, temperatura, tensão de formação, relação entre permeabilidade vertical e horizontal, pressão capilar e saturação de gás residual na capacidade geológica de armazenamento de CO2.

Observe que é dada atenção à relação entre permeabilidade vertical e horizontal ou razão de anisotropia, cujos resultados são os seguintes.

A sensibilidade dos fatores que afetam a capacidade de captura de gás de CO2 diminui na ordem de tensão de formação, temperatura, saturação de gás residual, permeabilidade horizontal e porosidade .

A este respeito, outro estudo foi realizado combinando uma simulação abrangente de reservatório 3D em grande escala, executando modelos de porosidade única, permeabilidade dupla, porosidade dupla e uma técnica DACE com eficiência computacional ("Design and Analysis of Computer Experiments") analisar a sensibilidade do armazenamento de CO2 em aquíferos fraturados.