Imaging Embalse Condición Pore escala de múltiples fases fluidas Usando Microtomografía de rayos X
25 de febrero de 2015
Presentamos una metodología para la obtención de imágenes de múltiples fases del fluido en condiciones de yacimiento mediante el uso de microtomografía de rayos X. Mostramos algunos resultados representativos de atrapamiento capilar en una muestra de roca carbonatada.
El objetivo de este procedimiento es obtener imágenes no invasivas de múltiples fases fluidas en el espacio poroso de la roca en condiciones realistas de temperatura y presión similares a las que ocurren en los embalses y acuíferos subterráneos. Esto se logra ensamblando primero el conjunto de núcleo con cuidado y colocándolo dentro de un soporte de núcleo de alta presión y alta temperatura. El segundo paso es conectar el soporte del núcleo a las bombas de control de alta presión y alta temperatura y al reactor mediante un tubo de pico flexible.
A continuación, la presión y la temperatura en el sistema se borran a la del representante. Las condiciones del subsuelo y los fluidos se equilibran y se inyectan en el espacio poroso de la roca. En última instancia, el estado del embalse.
Las imágenes de micro TC se utilizan para mostrar tanto la cantidad como la distribución del dióxido de carbono retenido en su lugar como una fase residual atrapada después de la inyección de salmuera. Este método puede ayudar a responder preguntas clave en el campo del flujo multifásico en medios porosos, como la determinación de la saturación residual para el atrapamiento capilar y las mediciones de la capacidad de desgaste y el ángulo de contacto. Aunque este método puede proporcionar información sobre los sistemas de roca salmuera de CO2 supercrítico con aplicación a la captura y almacenamiento de carbono, también se puede utilizar para los sistemas de roca salmuera de hidrocarburos para estudiar fenómenos relacionados con la recuperación mejorada de petróleo y los recursos internacionales.
La demostración visual de este método es fundamental, ya que los pasos de preparación de la muestra y ensamblaje del núcleo son difíciles de aprender. Esto se debe a que la relación entre el ensamblaje del núcleo, el núcleo, el manguito de confinamiento y las múltiples envolturas de aluminio es complicada. Para comenzar este procedimiento, pruebe cuidadosamente las conexiones del equipo en busca de fugas de líquido.
A continuación, coloque la salmuera en la base del reactor. Envuelva el calentador flexible alrededor de la celda de flujo Después de eso, construya los accesorios de extremo metálico quitando la rosca del extremo de un octavo de pulgada de un accesorio reductor de un 16 de pulgada a un octavo de pulgada. A continuación, corte pequeñas ranuras en la cara del extremo de un octavo de pulgada del accesorio para distribuir el dióxido de carbono inyectado por toda la cara del núcleo.
Posteriormente, pase el termopar de alta presión a través de las partes del extremo metálico de la celda de microflujo, selle el termopar usando los salvajes y las tuercas de un cuarto de pulgada, de modo que la unión caliente se encuentre adyacente a la cara de la tuerca del núcleo dentro del anillo de confinamiento de la celda L. A continuación, perfore la muestra deseada en un núcleo de 6,5 milímetros de diámetro y de 30 milímetros a 50 milímetros de longitud. R. por los extremos del núcleo plano para asegurar una buena conexión con las piezas finales metálicas. Luego envuelva este núcleo en papel de aluminio.
Posteriormente, colóquelo dentro de una funda de elastómero de polímero fluorado. Después de eso, conecte los extremos del manguito de elastómero a los accesorios de los extremos metálicos. Agregue otra envoltura de papel de aluminio al exterior del manguito de elastómero antes de colocar la unión caliente del termopar junto a la cara de entrada del núcleo y agregue una envoltura final de papel de aluminio.
Esto forma el ensamblaje central. Ahora ensamble la celda de microflujo con el conjunto del núcleo sellado dentro de ella. Conecte la célula a la platina dentro de la carcasa de micro TC mediante una abrazadera montada en la parte superior de la platina de TC rotacional.
En este procedimiento, cierre todas las válvulas excepto las válvulas uno, dos y tres. Después de eso, cargue el dióxido de carbono del cilindro en la bomba uno y en el reactor. A continuación, cierre la válvula uno.
Aumente lentamente la temperatura y la presión del reactor a la deseada para el fluido poroso vigorosamente. Mezcle el líquido poroso durante al menos 12 horas para asegurarse de que todas las fases estén en equilibrio químico antes de la inyección. A continuación, abra la válvula 14 y cargue el fluido de confinamiento en la bomba tres.
Luego ciérrelo y abra las válvulas 12 y 13. Presurice el anillo de confinamiento de la célula al menos un 10% más alto que la presión propuesta del fluido de poro. Después de eso, abra la válvula 11.
Cargue la salmuera en la bomba dos y ciérrela. Posteriormente se abren las válvulas nueve, ocho y seis. Presurice lentamente el espacio poroso de la roca hasta que esté a la presión deseada del fluido poroso y llene el espacio poroso de la muestra con salmuera que no haya sido equilibrada con dióxido de carbono supercrítico.
Ahora, abra la válvula cuatro más más más 1000 volúmenes pobres de salmuera equilibrada a través del núcleo rellenando la bomba dos a un caudal constante en este procedimiento más allá de 10 volúmenes de poro de dióxido de carbono supercrítico a través del núcleo a un caudal muy bajo, asegurando un número capilar bajo de alrededor de 10 a menos seis continuamente. Tome proyecciones 2D para medir con precisión el volumen total inyectado mientras el dióxido de carbono supercrítico desplaza la salmuera en el espacio de poro. Pase otros 10 volúmenes de salmuera igualada a través del núcleo a la misma tasa de flujo bajo, lo que resulta en el atrapamiento de dióxido de carbono supercrítico como fase residual en el espacio de poros.
Después de eso, tome algunas exploraciones de la muestra para obtener imágenes del drenaje o la inhibición. Utilice un tamaño de vóxel tal que todo el diámetro del núcleo quepa dentro del campo de visión. A continuación, reconstruya las exploraciones con un programa de reconstrucción tomográfica.
Reconstruya los volúmenes compuestos uniendo varias secciones superpuestas que se requieran secuencialmente. La imagen que se muestra aquí es una representación en 3D del núcleo después del drenaje donde a cada grupo de fase no humectante se le da un color diferente. Estas cinco imágenes muestran una representación en 3D del mismo núcleo después de cinco experimentos de inhibición separados, mientras que la amplia gama de colores indica una fase residual mal conectada.
Esta es una sección transversal del núcleo después del drenaje. La fase más oscura es el dióxido de carbono supercrítico. La fase intermedia es la salmuera, y la fase más ligera es el grano de roca, y esta es una sección transversal del núcleo.
Después de la inhibición, aquí se muestra la escala de la ley de potencia de la distribución del tamaño de los ganglios residuales. Una vez dominada, esta técnica se puede realizar en unas dos horas si se realiza correctamente. Recuerde que trabajar con el equipo a alta presión y temperaturas puede ser extremadamente peligroso, por lo que se deben tomar precauciones como la capacitación adecuada y la certificación del equipo antes de realizar el procedimiento experimental.
Descripción general
Este artículo presenta una metodología para la obtención de imágenes de múltiples fases fluidas en muestras de roca bajo condiciones de yacimiento mediante microtomografía de rayos X. El estudio destaca el proceso de atrapamiento capilar en una muestra de roca carbonatada.
Componentes Clave del Estudio
Área de la ciencia
- Neurociencia
- Geociencias
- Dinámica de fluidos
Antecedentes
- Comprender el comportamiento de los fluidos en medios porosos es fundamental para aplicaciones en captura de carbono y recuperación mejorada de petróleo.
- El atrapamiento capilar es un fenómeno clave en el flujo multifásico dentro de formaciones geológicas.
- Técnicas de imagen como la micro-TC proporcionan información sobre la distribución y saturación de los fluidos.
- Las condiciones de alta presión y alta temperatura simulan ambientes subterráneos.
Objetivo del estudio
- Desarrollar una técnica de imagen no invasiva para estudiar las fases fluidas en muestras de roca.
- Analizar la distribución del dióxido de carbono atrapado tras la inyección de salmuera.
- Proporcionar una demostración visual del complejo proceso de ensamblaje para investigadores.
Métodos Utilizados
- Preparación y colocación del ensamblaje central en un portanúcleos de alta presión.
- Equilibrio de fluidos e inyección en el espacio poroso de la roca.
- Imagenología por tomografía computarizada micro-CT para visualizar la distribución y saturación de fluidos.
- Análisis de la saturación residual y los fenómenos de atrapamiento capilar.
Resultados principales
- Imágenes exitosas de múltiples fases fluidas bajo condiciones de yacimiento.
- Demostración del atrapamiento capilar de dióxido de carbono supercrítico en roca carbonatada.
- Visualización de distribuciones de fluidos mediante representaciones 3D a partir de escaneos micro CT.
- Información sobre la eficacia del método para estudiar el flujo multifásico.
Conclusiones
- La metodología desarrollada proporciona información valiosa sobre el comportamiento de fluidos en medios porosos.
- Esta técnica puede contribuir a la investigación relacionada con la captura de carbono y la recuperación mejorada de petróleo.
- Las demostraciones visuales mejoran la comprensión de configuraciones experimentales complejas.
Preguntas frecuentes
Relevancia Ejecutiva para la Industria
Esta metodología permite la obtención de imágenes no invasivas y de alta resolución de sistemas de fluidos multifásicos bajo condiciones relevantes para yacimientos, proporcionando información crítica a escala de poros sobre el comportamiento de los fluidos en el subsuelo. La capacidad de cuantificar la saturación residual y la distribución del tamaño de los ganglios apoya la comprensión mecanicista del atrapamiento capilar, un proceso clave en la gestión de fluidos en el subsuelo. Estas capacidades orientan la evaluación de riesgos y la toma de decisiones en aplicaciones energéticas en el subsuelo donde la distribución de fluidos y la eficiencia del atrapamiento afectan el rendimiento del sistema.
Aplicaciones Estratégicas en I+D de Biotecnología Farmacéutica
Descubrimiento Temprano y Validación de Blancos
- Valor científico: Permite investigar la dinámica de fluidos multifásicos en medios porosos para aclarar los mecanismos de desplazamiento y atrapamiento.
- Valor operativo: Proporciona datos cuantitativos con resolución espacial sobre la distribución de fluidos bajo condiciones controladas de presión y temperatura.
Desarrollo de Pruebas y Tamizaje
- Valor científico: Genera conjuntos de datos tridimensionales estandarizados y reproducibles para comparar el comportamiento de las fases fluidas en distintas propiedades interfaciales.
- Valor operativo: Facilita flujos de trabajo tipo ensayo en los que los pasos de inyección de fluido, equilibrio y adquisición de imágenes pueden sistematizarse para estudios comparativos.
Investigación Traductacional y Preclínica
- Valor científico: Conecta la imagen a escala de poros con modelos a escala continua al proporcionar datos de validación para las funciones de permeabilidad relativa y presión capilar.
- Valor operativo: Facilita la mejora iterativa de los modelos de flujo en subsuelo mediante la comparación directa de las configuraciones de fluidos predichas y observadas.
Integración de la tubería y flujo de trabajo
El método se integra en los flujos de trabajo de caracterización del subsuelo al proporcionar datos de validación a escala de poro que informan simulaciones de flujo a mayor escala y el diseño operativo.
- Biología del Descubrimiento: Apoya la comprobación de hipótesis sobre el comportamiento de la fase fluida, las fuerzas interfaciales y los efectos de la heterogeneidad a escala de poro en la eficiencia de atrapamiento.
- Selección: Permite la evaluación estandarizada del atrapamiento residual bajo distintos pares de fluidos, condiciones de humectabilidad y tasas de flujo.
- Análisis: Proporciona resultados cuantitativos, incluyendo saturación residual, distribución del tamaño de ganglios y métricas de curvatura interfacial, para análisis comparativo.
- Investigación Translacional: Conecta la imagen a escala microscópica con predicciones a escala macroscópica al proporcionar datos reales para modelos de escalado en sistemas geológicos.
- Reutilización Empresarial: Establece una plataforma de imagen reutilizable para evaluar las interacciones fluido-roca en diferentes formaciones geológicas y escenarios operativos.
Impacto Operativo y Empresarial
- Valor científico: Reduce la ambigüedad mecanicista en el flujo multifásico al proporcionar una visualización directa de las configuraciones de los fluidos y los fenómenos de atrapamiento.
- Valor operativo: Asegura la reproducibilidad mediante protocolos estandarizados de preparación del núcleo, equilibrio y adquisición de imágenes bajo condiciones controladas.
- Valor estratégico: Mejora la confianza en las predicciones de procesos subterráneos, apoyando decisiones mejor fundamentadas sobre la asignación de recursos y el diseño operativo.
- Impacto en el portafolio: Permite la evaluación ajustada al riesgo de conceptos subterráneos al proporcionar datos empíricos sobre la eficiencia de atrapamiento y la distribución de fluidos bajo condiciones realistas.
Consideraciones de Implementación
- Requiere experiencia en sistemas de fluidos de alta presión/alta temperatura, operación de micro-TC y técnicas de reconstrucción de imágenes.
- Depende del acceso a sistemas de micro-TC basados en sincrotrón o en laboratorio, capaces de controlar in situ la presión y la temperatura.
- Necesita protocolos estandarizados para la equilibración de fluidos, manipulación de testigos y envoltura en aluminio, a fin de prevenir artefactos derivados del intercambio de CO2.
- Implica consideraciones de adaptación para diferentes tipos de rocas, pares de fluidos y rangos de presión-temperatura, con el fin de mantener la representatividad.
- Está limitado por las restricciones de dosis de radiación y la duración de las escanografías, lo que puede afectar la resolución temporal en procesos dinámicos.
