Determinação dos parâmetros de convecção- dispersão- transferência de massa em meio poroso usando tomografia computadorizada

Autor: Vidal Vargas, Janeth Alina, 1983
Přispěvatelé: Trevisan, Osvair Vidal, 1952-2018, Schiozer, Denis José, Moreno, Rosângela Barros Zanoni Lopes, Pires, Adolfo Puime, Correa, Antonio Claudio França, Universidade Estadual de Campinas. Faculdade de Engenharia Mecânica, Universidade Estadual de Campinas. Instituto de Geociências, Programa de Pós-Graduação em Ciências e Engenharia de Petróleo, UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
Rok vydání: 2021
Předmět:
Zdroj: Biblioteca Digital de Teses e Dissertações da Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP)
Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP)
instacron:UNICAMP
Popis: Orientador: Osvair Vidal Trevisan Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica Resumo: O conhecimento dos fenômenos físicos envolvidos no transporte de fluidos no meio poroso é muito importante para o projeto e o sucesso dos processos de recuperação melhorada de petróleo. O deslocamento miscível é um dos métodos mais eficientes de recuperação melhorada de petróleo. O parâmetro mais relevante na eficiência do deslocamento miscível é a dispersão, que controla a evolução da zona de mistura dos dois fluidos e a propagação do fluido injetado. Neste trabalho é desenvolvido e avaliado um modelo matemático para o deslocamento miscível 1-D em meios heterogêneos. O modelo, referido como modelo de concentração total (MCT) é desenvolvido com base na equação de convecção-dispersão (ECD) considerando a interação entre a rocha e os fluidos. Os parâmetros fenomenológicos envolvidos no MCT são o coeficiente de dispersão, o coeficiente de transferência de massa, a porosidade efetiva do meio poroso no momento de deslocamento e a fração de soluto que é depositada ou retirada do meio poroso. Estes parâmetros podem ser determinados por meio de ajustes multiparâmétricos do modelo aos dados obtidos em laboratório. Para avaliar a aplicação do modelo MCT foram realizados dois experimentos A e B, cada um formado por 4 e 5 testes de deslocamento respectivamente. Os testes de deslocamento utilizaram duas salmouras e foram realizados empregando-se uma rocha carbonática. A evolução das concentrações ao longo do meio poroso foi medida por Tomografia Computadorizada de Raios-X (TC). A grande quantidade de dados dos perfis de concentração determinados a partir das imagens da TC do Experimento A foi analisada e ajustada utilizando-se o modelo MCT por meio do método metaheurístico de recozimento simulado (Simulated Annealing, SA). O procedimento de ajuste global, considerando todas as curvas do histórico de concentração, foi utilizado para a determinação dos parâmetros governantes dos fenômenos envolvidos. A quantidade de dados utilizados e a robustez do método permitiu um ajuste muito bom do modelo aos dados experimentais. Determinou-se um coeficiente de dispersão de aproximadamente 0,01cm2/s para vazão de 1 cm3/min e 0,05 cm2/s para vazão de 5 cm3/min. Foram avaliados também os parâmetros de transferência de massa e interação do fluido com o meio poroso. O Experimento B foi realizado com a finalidade de comprovar a deposição de soluto enquanto o fluido se deslocava através da amostra de rocha. No modelo MCT, este fenômeno foi quantificado por meio do parâmetro fr. Os perfis de concentração do Experimento B foram medidos na entrada, ao longo da amostra (rocha) e na saída. A partir desses perfis, foi realizado um balanço de massa para avaliar a fração de deposição de soluto (fr) formulada e determinada a partir do MCT. Os valores de fr obtidos foram de 0,2 a 0,4, que são valores coerentes com os resultados obtidos com o modelo MCT Abstract: The knowledge of the physical phenomena involved in fluid transport in porous medium is very important for the design and successful execution of oil enhanced recovery processes. Miscible displacement is one of the most efficient recovery methods. Dispersion is a key phenomenon in miscible displacement. It controls the evolution of the mixing zone of both fluids and the propagation of injected fluid. The present study focuses on the development and evaluation of a mathematical model for the 1-D miscible and active displacement in an intrinsically heterogeneous porous media. The model, referred to as total concentration model (TCM), is developed based on the convection-dispersion equation (CDE) considering the interaction between rock and fluids. The phenomenological parameters involved in TCM are the dispersion coefficient, the mass transfer coefficient, the effective porosity of the porous medium at the time of the displacement and the amount of solute that is deposited or removed from the porous medium. These parameters may be better determined through multiparametric matching of the model to the data obtained in the laboratory. In order to evaluate the application of the TCM model, two sets of experiments (A and B), totaling 9 tests, were carried out. The tests were conducted with two brines displaced in carbonate rock samples. The concentration evolution along the porous medium was measured by X-Ray Computed Tomography (CT). The vast amount of data from the concentration profiles determined from the CT images from set A was analyzed and matched to the TCM model through the simulated annealing metaheuristic method (Simulated Annealing, SA). The global matching procedure, considering all curves in the concentration history, was used to determine the governing parameters for the involved phenomena. The amount of data used and the robustness of the method allowed a very good matching of the model to the experimental data. A dispersion coefficient of 0.01cm2/s for a 1 cm3/min flow rate; and 0.05 cm2/s for a 5 cm3/min flow rate was determined. The parameters of mass transfer and of the fluid interaction with the rock porous structure were also evaluated. Experiment B was carried out in order to double check solute deposition while flowing through the rock sample. In the TCM model, the phenomenon was quantified by the fr parameter. The concentration profiles of Experiment B were measured at the input, along the rock sample and at the output. From these profiles a mass balance was carried out to evaluate the fraction of solute deposited (fr) during the experiment. The determined values for fr were 0.2 to 0.4, figures that are consistent with the results obtained with the TCM matching procedure Doutorado Reservatórios e Gestão Doutora em Ciências e Engenharia de Petróleo
Databáze: OpenAIRE
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