Reservoir Zustand Pore angelegte Imaging von mehreren fluiden Phasen Mit Hilfe der Röntgenmikrotomographie
25. Februar 2015
Wir stellen eine Methodik zur Abbildung mehrerer Fluidphasen unter Reservoirbedingungen mit Hilfe von Röntgenmikrotomographie vor. Wir zeigen einige repräsentative Ergebnisse des Kapillareinfangs in einer Karbonatgesteinsprobe.
Ziel dieses Verfahrens ist es, mehrere Fluidphasen im Porenraum von Gestein nicht-invasiv unter realistischen Temperatur- und Druckbedingungen abzubilden, ähnlich denen, die in unterirdischen Reservoiren und Grundwasserleitern auftreten. Dies wird erreicht, indem die Kernbaugruppe zunächst sorgfältig zusammengebaut und in einen Hochdruck- und Hochtemperatur-Kernhalter gelegt wird. Der zweite Schritt besteht darin, den Kernhalter mit einem flexiblen Peakschlauch an den Hochdruck- und Hochtemperaturregelpumpen und dem Reaktor zu befestigen.
Als nächstes werden der Druck und die Temperatur im System auf die des Vertreters zurückgesetzt. Untergrundbedingungen und Fluide werden ausgeglichen und in den Porenraum des Gesteins injiziert. Letztendlich kommt es auf den Zustand des Reservoirs an.
Die Mikro-CT-Bildgebung wird verwendet, um sowohl die Menge als auch die Verteilung des Kohlendioxids zu zeigen, das nach der Soleinjektion als eingeschlossene Restphase an Ort und Stelle gehalten wird. Diese Methode kann helfen, zentrale Fragen im Bereich der Mehrphasenströmung in porösen Medien zu beantworten, wie z.B. die Bestimmung der Restsättigung für Kapillareinschlüsse und Tragbarkeits- und Kontaktwinkelmessungen. Obwohl diese Methode Einblicke in superkritische CO2-Solegesteinssysteme mit Anwendung auf die Kohlenstoffabscheidung und -speicherung liefern kann, kann sie auch für Kohlenwasserstoff-Solegesteinssysteme verwendet werden, um Phänomene im Zusammenhang mit der verbesserten Ölgewinnung und internationalen Ressourcen zu untersuchen.
Dievisuelle Demonstration dieser Methode ist von entscheidender Bedeutung, da die Schritte der Probenvorbereitung und der Kernmontage schwer zu erlernen sind. Dies liegt daran, dass die Beziehung zwischen der Kernbaugruppe, dem Kern, der Begrenzungshülse und den mehreren Aluminiumumhüllungen kompliziert ist. Um diesen Vorgang zu starten, testen Sie die Anschlüsse des Geräts sorgfältig auf Flüssigkeitslecks.
Geben Sie dann die Sole in den Boden des Reaktors. Wickeln Sie die flexible Heizung um die Durchflusszelle Konstruieren Sie danach die Metallendverschraubungen, indem Sie das Gewinde von einem Achtel Zoll Ende eines 16 Zoll zu einem Achtel Zoll Reduzierstück entfernen. Schneiden Sie dann kleine Rillen in die Fläche des Achtel-Zoll-Endes der Armatur, um das eingespritzte Kohlendioxid über die gesamte Fläche des Kerns zu verteilen.
Führen Sie anschließend das Hochdruck-Thermoelement durch die metallischen Endteile der Mikrodurchflusszelle und dichten Sie das Thermoelement mit den Viertelzoll-Ferals und Muttern ab, so dass die heiße Stelle neben der Mutternfläche des Kerns innerhalb des begrenzenden Ringes der Zelle L sitzt.Bohren Sie anschließend die gewünschte Probe in einen Kern von 6,5 Millimetern Durchmesser und 30 bis 50 Millimetern Länge. R an den Enden des Kerns flach nach unten, um eine gute Verbindung mit den Metallendstücken zu gewährleisten. Wickeln Sie diesen Kern dann in Alufolie ein.
Legen Sie es anschließend in eine Hülse aus Fluorpolymer-Elastomer. Verbinden Sie danach die Enden der Elastomerhülse mit den Metallendstücken. Tragen Sie eine weitere Folie auf der Außenseite der Elastomerhülse auf, bevor Sie die heiße Stelle des Thermoelements neben der Einlassfläche des Kerns platzieren und eine abschließende Folie aus Aluminiumfolie hinzufügen.
Diese bildet die Kernbaugruppe. Montieren Sie nun die Mikroflusszelle mit der darin versiegelten Kernbaugruppe. Verbinden Sie die Zelle mit dem Tisch im Mikro-CT-Gehäuse mit einer Klemme, die oben auf dem rotierenden CT-Tisch montiert ist.
Schließen Sie bei diesem Vorgang alle Ventile mit Ausnahme von Ventil eins, zwei und drei. Danach wird Kohlendioxid aus dem Zylinder in die erste Pumpe und den Reaktor geladen. Schließen Sie dann das erste Ventil.
Erhöhen Sie die Temperatur und den Druck des Reaktors langsam kräftig auf den für die Porenflüssigkeit gewünschten Wert. Mischen Sie die Porenflüssigkeit mindestens 12 Stunden lang, um sicherzustellen, dass sich alle Phasen vor der Injektion im chemischen Gleichgewicht befinden. Öffnen Sie anschließend das Ventil 14 und laden Sie die einschließende Flüssigkeit in die dritte Pumpe.
Schließen Sie es dann und öffnen Sie die Ventile 12 und 13. Beaufschlagen Sie den einschließenden Ring der Zelle auf mindestens 10 % über dem vorgeschlagenen Porenflüssigkeitsdruck. Öffnen Sie danach Ventil 11.
Laden Sie die Sole in die zweite Pumpe und schließen Sie sie. Anschließend öffnen sich die Ventile neun, acht und sechs. Den Porenraum des Gesteins wird langsam unter Druck gesetzt, bis er den gewünschten Porenflüssigkeitsdruck erreicht hat, und den Porenraum der Probe mit Sole füllen, die nicht mit überkritischem Kohlendioxid ausgeglichen wurde.
Öffnen Sie nun Ventil vier plus mehr als 1000 arme Volumina äquilibrierter Sole durch den Kern, indem Sie Pumpe zwei bei konstanter Durchflussrate bei diesem Verfahren über 10 Porenvolumina überkritisches Kohlendioxid hinaus durch den Kern bei einer sehr niedrigen Durchflussrate befüllen, wodurch eine niedrige Kapillarzahl von etwa 10 bis minus sechs kontinuierlich gewährleistet wird. Nehmen Sie 2D-Projektionen vor, um das gesamte injizierte Volumen genau zu messen, während überkritisches Kohlendioxid die Sole im Porenraum verdrängt. Weitere 10 Volumina gleichgesetzter Sole werden mit der gleichen niedrigen Durchflussrate durch den Kern geleitet, was zum Einfangen von überkritischem Kohlendioxid als Restphase im Porenraum führt.
Machen Sie danach einige Scans der Probe, um die Drainage oder Hemmung abzubilden. Verwenden Sie eine Voxelgröße, bei der der gesamte Durchmesser des Kerns in das Sichtfeld passt. Rekonstruieren Sie dann die Scans mit einem tomographischen Rekonstruktionsprogramm.
Rekonstruieren Sie die zusammengesetzten Volumen, indem Sie mehrere überlappende Abschnitte zusammenfügen, die nacheinander erforderlich sind. Das hier gezeigte Bild ist ein 3D-Rendering des Kerns nach der Entwässerung, wobei jeder nicht benetzende Phasencluster eine andere Farbe erhält. Diese fünf Bilder zeigen eine 3D-Darstellung desselben Kerns nach fünf separaten Hemmungsexperimenten, während der große Farbbereich auf eine schlecht verbundene Restphase hinweist.
Dies ist ein Querschnitt des Kerns nach der Entwässerung. Die dunkelste Phase ist das superkritische Kohlendioxid. Die Zwischenphase ist Sole, und die leichteste Phase ist Gesteinskorn, und dies ist ein Querschnitt des Kerns.
Nach der Hemmung ist hier die Potenzgesetzskalierung der Restgangliengrößenverteilung dargestellt. Einmal gemeistert, kann diese Technik in etwa zwei Stunden durchgeführt werden, wenn sie richtig ausgeführt wird. Denken Sie daran, dass die Arbeit mit dem Gerät bei hohem Druck und hohen Temperaturen äußerst gefährlich sein kann, daher müssen vor der Durchführung des Versuchsverfahrens Vorsichtsmaßnahmen wie eine entsprechende Schulung und Gerätezertifizierung getroffen werden.
Übersicht
Dieser Artikel stellt eine Methodik zur Bildgebung mehrerer Fluidphasen in Gesteinsproben unter Reservoirbedingungen mittels Röntgenmikrotomographie vor. Die Studie hebt den Prozess des kapillaren Einfangens in einer Karbonatgesteinsprobe hervor.
Wichtige Studienkomponenten
Wissenschaftsbereich
- Neurowissenschaften
- Geowissenschaften
- Fluiddynamik
Hintergrund
- Das Verständnis des Fluidverhaltens in porösen Medien ist entscheidend für Anwendungen in der Kohlenstoffspeicherung und verbesserten Ölförderung.
- Kapillares Einfangen ist ein Schlüsselphänomen im Mehrphasenfluss in geologischen Formationen.
- Bildgebungstechniken wie Mikro-CT bieten Einblicke in die Fluidverteilung und Sättigung.
- Hochdruck- und Hochtemperaturbedingungen simulieren unterirdische Umgebungen.
Zweck der Studie
- Zur Entwicklung einer nicht-invasiven Bildgebungstechnik für die Untersuchung von Fluidphasen in Gesteinsproben.
- Zur Analyse der Verteilung von eingefangenem Kohlendioxid nach Salzwasserinjektion.
- Zur Bereitstellung einer visuellen Demonstration des komplexen Montageprozesses für Forscher.
Verwendete Methoden
- Vorbereitung und Platzierung der Kernmontage in einem Hochdruckkernhalter.
- Gleichgewichtung der Fluide und Injektion in den Porenraum des Gesteins.
- Mikro-CT-Bildgebung zur Visualisierung der Fluidverteilung und Sättigung.
- Analyse der Restsättigung und kapillaren Einfangphänomene.
Hauptergebnisse
- Erfolgreiche Bildgebung mehrerer Fluidphasen unter Reservoirbedingungen.
- Demonstration des kapillaren Einfangens von überkritischem Kohlendioxid in Karbonatgestein.
- Visualisierung der Fluidverteilungen mittels 3D-Renderungen aus Mikro-CT-Scans.
- Einblicke in die Effektivität der Methode zur Untersuchung des Mehrphasenflusses.
Schlussfolgerungen
- Die entwickelte Methodik liefert wertvolle Einblicke in das Fluidverhalten in porösen Medien.
- Diese Technik kann die Forschung im Bereich der Kohlenstoffspeicherung und verbesserten Ölförderung unterstützen.
- Visuelle Demonstrationen verbessern das Verständnis komplexer experimenteller Aufbauten.
Häufig gestellte Fragen
Executive Industry Relevance
This methodology enables non-invasive, high-resolution imaging of multiphase fluid systems under reservoir-relevant conditions, providing critical pore-scale insights for subsurface fluid behavior. The ability to quantify residual saturation and ganglion size distribution supports mechanistic understanding of capillary trapping, a key process in subsurface fluid management. These capabilities inform risk assessment and decision-making in energy-related subsurface applications where fluid distribution and trapping efficiency impact system performance.
Strategic Applications in Biopharma R&D
Early Discovery & Target Validation
- Scientific Value: Enables interrogation of multiphase fluid dynamics in porous media to clarify displacement and trapping mechanisms.
- Operational Value: Provides quantitative, spatially resolved data on fluid distribution under controlled pressure and temperature conditions.
Screening & Assay Development
- Scientific Value: Generates standardized, reproducible 3D datasets for comparing fluid phase behavior across varying interfacial properties.
- Operational Value: Supports assay-like workflows where fluid injection, equilibration, and imaging steps can be systematized for comparative studies.
Translational & Preclinical Research
- Scientific Value: Bridges pore-scale imaging with continuum-scale models by providing validation data for relative permeability and capillary pressure functions.
- Operational Value: Facilitates iterative refinement of subsurface flow models through direct comparison of predicted and observed fluid configurations.
Pipeline & Workflow Integration
The method integrates into subsurface characterization workflows by delivering pore-scale validation data that informs larger-scale flow simulations and operational design.
- Discovery Biology: Supports hypothesis testing regarding fluid phase behavior, interfacial forces, and pore-scale heterogeneity effects on trapping efficiency.
- Screening: Enables standardized assessment of residual trapping under varied fluid pairs, wettability conditions, and flow rates.
- Analytics: Delivers quantitative outputs including residual saturation, ganglion size distribution, and interfacial curvature metrics for comparative analysis.
- Translational Research: Connects micro-scale imaging to macro-scale predictions by supplying ground-truth data for upscaling models in geological systems.
- Enterprise Reuse: Establishes a reusable imaging platform for evaluating fluid-rock interactions across different geological formations and operational scenarios.
Operational & Enterprise Impact
- Scientific Value: Reduces mechanistic ambiguity in multiphase flow by providing direct visualization of fluid configurations and trapping phenomena.
- Operational Value: Ensures reproducibility through standardized core preparation, equilibration, and imaging protocols under controlled conditions.
- Strategic Value: Improves confidence in subsurface process predictions, supporting better-informed decisions on resource allocation and operational design.
- Portfolio Impact: Enables risk-adjusted evaluation of subsurface concepts by providing empirical data on trapping efficiency and fluid distribution under realistic conditions.
Implementation Considerations
- Requires expertise in high-pressure/high-temperature fluid systems, micro-CT operation, and image reconstruction techniques.
- Depends on access to synchrotron or laboratory-based micro-CT systems capable of in-situ pressure and temperature control.
- Necessitates standardized protocols for fluid equilibration, core handling, and aluminum wrapping to prevent artifacts from CO2 exchange.
- Involves adaptation considerations for different rock types, fluid pairs, and pressure-temperature ranges to maintain representativeness.
- Limited by radiation dose constraints and scan duration, which may affect temporal resolution for dynamic processes.
