Analisi numerica del poro

Rapporti scientifici volume 13, numero articolo: 12632 (2023) Citare questo articolo

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Il riempimento del gas mediante l'iniezione di \(\text{CO}_{2}\) viene generalmente eseguito per ottenere un recupero ottimale del petrolio dai giacimenti sotterranei di idrocarburi. Tuttavia, l’allagamento miscibile, che è il modo più efficiente per ottenere il massimo recupero di petrolio, non è adatto a tutti i giacimenti a causa della difficoltà nel mantenere le condizioni di pressione. In queste circostanze, un processo quasi miscibile può essere più pratico. Questo studio si concentra sullo spostamento \(\text{CO}_{2}\)-Olio quasi miscibile su scala dei pori, utilizzando i criteri di letteratura disponibili per determinare l'effettiva regione quasi miscibile. Per la prima volta, due approcci numerici separati sono stati accoppiati per esaminare il comportamento del \(\text{CO}_{2}\)–olio al confine di pressione inferiore della regione specificata. Il primo, il modulo Phase-field, è stato implementato per tracciare il movimento dei fluidi nel processo di spostamento \(\text{CO}_{2}\)–Oil applicando l'equazione di Navier–Stokes. Il successivo è il modulo TDS che incorpora l'effetto del trasferimento di massa di \(\text{CO}_{2}\) nella fase oleosa accoppiando la classica legge di Fick all'interfaccia dei fluidi per tracciare la variazione di \(\text{CO} _{2}\) coefficiente di diffusione. Per riconoscere meglio il meccanismo di recupero dell'olio nella scala dei pori, l'analisi qualitativa indica che l'interfaccia viene spostata nell'olio bypassato a causa della bassa tensione interfacciale nella regione quasi miscibile. Inoltre, dietro il fronte davanti al flusso principale, la fase \(\text{CO}_{2}\) può spostare in modo significativo quasi tutto l'olio bypassato nei pori normali e diminuire efficacemente le grandi quantità nei pori piccoli. I risultati mostrano che incorporando nelle simulazioni meccanismi di trasferimento di massa e flusso incrociato capillare, lo spostamento dell’olio bypassato nei pori può essere significativamente migliorato, portando ad un aumento del recupero dell’olio dal 92 a oltre il 98%, che è paragonabile a il risultato dell'iniezione di gas miscibile. Il risultato di questa ricerca sottolinea l'importanza dell'applicazione del processo \(\text{CO}_{2}\)-EOR in condizioni operative quasi miscibili.

\(\text{CO}_{2}\) L'allagamento del gas è stato a lungo considerato un metodo popolare per migliorare il recupero del petrolio e sono stati proposti molti approcci per ottimizzare i sistemi di iniezione del gas1,2,3,4,5. L'iniezione di \(\text{CO}_{2}\) è stata ampiamente utilizzata nell'industria petrolifera per molti anni come metodo EOR6,7. Sebbene l'EOR basato su \(\text{CO}_{2}\) possa migliorare il recupero del petrolio riducendone la viscosità e diminuendo la mobilità del \(\text{CO}_{2}\), è di fondamentale importanza per ridurre emissioni di gas e applicazioni per lo stoccaggio e il sequestro del carbonio8,9,10. Inoltre, recentemente sono stati studiati la cattura e lo stoccaggio geologico della \(\text{CO}_{2}\) dei gas di scarico in serbatoi di idrati, mettendo una quantità significativa di \(\text{CO}_{2}\) nel sottosuolo per tonnellate di idrocarburi (metano) prodotte che è nella stessa linea degli studi per raggiungere lo zero netto11,12.

Inoltre, è stata implementata un’analisi di sensibilità per studiare l’effetto di sette parametri del giacimento, vale a dire porosità del giacimento, permeabilità orizzontale, temperatura, stress di formazione, rapporto tra permeabilità verticale e orizzontale, pressione capillare e saturazione di gas residuo sulla capacità di stoccaggio geologico della CO2.

Si noti che viene prestata attenzione al rapporto tra permeabilità verticale e orizzontale o rapporto di anisotropia, a cui i risultati sono i seguenti.

La sensibilità dei fattori che influenzano la capacità di cattura del gas della CO2 diminuisce nell'ordine di stress di formazione, temperatura, saturazione del gas residuo, permeabilità orizzontale e porosità13.

A questo proposito, è stato condotto un altro studio combinando una simulazione 3D completa di giacimento su larga scala eseguendo modelli a porosità singola, doppia permeabilità e doppia porosità e una tecnica DACE efficiente dal punto di vista computazionale ("Design and Analysis of Computer Experiments") analizzare la sensibilità dello stoccaggio di CO2 negli acquiferi fratturati.