Name: Proyección de imagen de escala de poro y caracterización de hidrocarburos depósito Roca mojabilidad en condiciones subsuperficiales mediante microtomografía de rayos x (Video) | JoVE Journal
Uploaded: 2018-10-21T13:00:00.000+00:00
Duration: 12 min 18 s
Description: Aprende a caracterizar la mojabilidad de rocas de yacimientos de hidrocarburos mediante microtomografía de rayos X en condiciones subsuperficiales. Este método permite estudiar procesos de flujo multifásico en medios porosos.

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Con agradecimiento agradecemos compañía de aceite Nacional de Abu Dhabi (ADNOC) y ADNOC en tierra (anteriormente conocido como empresa de Abu Dhabi para Onshore Ltd de las operaciones de petróleo) para la financiación de este trabajo.

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El rayos x tomografía micro conjuntos de datos registrados en este papel de alta resolución están disponibles en el Portal Digital de rocas: www.digitalrocksportal.org/projects/151 Los códigos utilizados para ejecutar mediciones automáticas de ángulo de contacto y la interfaz líquido/líquido curvatura están disponibles en GitHub: https://github.com/AhmedAlratrout/ContactAngle-Curvature-roughness

Los pasos más críticos para una caracterización de humectabilidad en situ a alta presión y temperatura para alcanzar el éxito son los siguientes. 1) generan una buena segmentación que es esencial para obtener mediciones precisas de ángulo de contacto. 2) no incluye granos grandes impermeables en las muestras de mini que podrían sellar el flujo y cavidades grandes, resultando en una muestra muy frágil con porosidad no representativa. 3) un experimento bien controlado flujo con sin fugas es importante porque mini-las muestras son muy sensibles a la cantidad de líquido inyectado (es decir, un volumen de poro es aproximadamente 0,1 mL). 4) evitar la presencia de aire (como una cuarta fase) en el espacio de poro. 5) mantener un control de temperatura de la muestra durante el experimento de flujo completo. 6) evitar cualquier relajación de interfaz durante la adquisición de exploración por esperar el sistema alcanzar el equilibrio. 7) utilizar una corrección de cambio de centro correspondiente, que es necesaria para la eficaz reconstrucción de imagen de rayos x.
El método de ángulo de contacto automatizado está limitado por la precisión de la segmentación de la imagen porque se aplica a sólo imágenes segmentadas. Segmentación de la imagen depende en gran medida de calidad que depende el protocolo de imagen y el rendimiento del escáner microtomografía la proyección de imagen. Además, es sensible a la reconstrucción de la imagen y los filtros de reducción de ruido, así como el método de segmentación como la TWS32 o el método de sembrado cuenca57. En este trabajo, el método TWS proporciona medidas más precisas de ángulo de contacto de crudas imágenes de rayos x en comparación con los de un método de cuencas aplicado a las imágenes de rayos x filtrados (utilizando filtros de reducción de ruido). El uso de filtros de reducción de ruido hace que la interfaz parece ser menos aceite húmedo en algunas partes de la roca, debido a la voxel media especialmente cerca de la línea de contacto trifásico31. TWS puede capturar no sólo la cantidad de saturación de aceite remanente, sino también la forma de los ganglios restantes de aceite. Este es especialmente el caso para el resto del aceite en los casos de mezcla húmeda, en la cual el aceite es retenido en el espacio de poro como delgada hoja-como las estructuras, lo que es un desafío para ser segmentado basado en valores de umbral de escala de grises sólo.
Esta determinación de humectabilidad en situ proporciona una descripción exhaustiva de las condiciones de adherencia de soldadura de rocas reservorio en comparación con otros métodos de medición de humedad convencionales. Toma en cuenta todos importante poro-escala roca los parámetros, tales como rugosidad de la roca, composición química de la roca y tamaño de los poros y la geometría, que no son posibles por mojabilidad índices7,8 y ex situ contacto ángulo métodos4,9,10,11. El uso de una medición de ángulo de contacto automatizado en situ en la escala del micrón es robusto y elimina cualquier subjetividad asociada con el método manual24. Por otra parte, es más eficaz en la eliminación de artefactos voxelization comparados con otros métodos automatizados25,26. La distribución de ángulo de contacto en situ midió utilizando el método automatizado fue relativamente rápida. Por ejemplo, el tiempo de ejecución para medir el ángulo de contacto en cualquiera de las tres imágenes de muestra que contienen 595 millones de vóxeles es aproximadamente 2 h, usando un solo procesador CPU de 2.2 GHz.
En el futuro, este protocolo puede utilizarse para caracterizar otros sistemas de depósito Roca saturadas con salmuera de formación y crudo. El mismo método no se limita a la industria del petróleo sólo puede modificado y adaptado para caracterizar la mojabilidad de cualquier imágenes tridimensionales segmentadas con dos fluidos inmiscibles en medios porosos con una variedad de condiciones de humectabilidad.

Mojabilidad (el ángulo de contacto entre líquidos inmiscibles en una superficie sólida) es una de las propiedades clave que controlan configuraciones fluidas y recuperación en rocas reservorio de aceite. Mojabilidad afecta propiedades de flujo macroscópico incluyendo permeabilidad relativa y presión capilar1,2,3,4,5,6. Sin embargo, medir la humectabilidad en situ de la roca reservorio sigue siendo un desafío. Mojabilidad de la roca reservorio ha determinado tradicionalmente en la escala de la base, utilizando índices de mojabilidad7,8y directamente ex situ en superficies plano mineral4,9 , 10 , 11. mojabilidad índices y mediciones de ángulo de contacto de ex situ son limitadas y no se pueden caracterizar la mojabilidad mezclado (o rango de ángulo de contacto) que normalmente existen en reservorios de hidrocarburos. Por otra parte, no se cuenta de poro-escala roca propiedades, como la mineralogía de la roca, rugosidad, poros-geometría y heterogeneidad espacial, que tienen un impacto directo en el arreglo fluido en la escala de poro.
Avances recientes en no invasiva tridimensionales mediante microtomografía de rayos x12, en combinación con el uso de una temperatura elevada y presión aparato13, la proyección de imagen han permitido el estudio del flujo multifásico en medios permeables14 ,15,16,17,18,19,20,21,22,23. Esta tecnología ha facilitado el desarrollo del manual en situ medidas de ángulo de contacto en la escala de poro en un opaco medio poroso (roca de piedra caliza de cantera) en condiciones subsuperficiales24. Se obtuvo un valor de medio ángulo de contacto de 45° ± 6° entre el CO2 y salmuera de yoduro de potasio (KI) con la mano de imágenes raw a 300 puntos. Sin embargo, el método manual es desperdiciador de tiempo (es decir, 100 puntos de ángulo de contacto podrían tardar varios días a medir) y los valores obtenidos podrían tener un sesgo subjetivo.
La medida de un ángulo de contacto en situ ha sido automatizada por diferentes métodos aplicados a segmentos radiografía tridimensional imágenes25,26,27. Scanziani et al. 25 mejoró el método manual colocando un círculo en la interfaz líquido-líquido que intersecta con una línea colocada en la interfase líquido-rock en segmentos ortogonal a la línea de contacto trifásico. Este método se ha aplicado a pequeños sub-volúmenes extraídos de imágenes tridimensionales de cantera piedra caliza roca saturada con Decano y salmuera KI. Klise et al. 26 desarrolló un método para cuantificar el ángulo de contacto en situ automáticamente introduciendo planos de interfaces líquido-líquido y líquido-rock interfaces. Se determinó el ángulo de contacto entre estos planos. Este método fue aplicado a imágenes tridimensionales de granos saturados con petróleo y salmuera. Ambos métodos automatizados se aplicaron a voxelized imágenes que podrían introducir error, y en ambos métodos, líneas o planos fueron cabidos en el líquido-líquido y interfaces líquido-rock y el ángulo de contacto se midió entre ellos. Aplicar estos dos enfoques en voxelized imágenes segmentadas de geometría compleja roca podrían conducir a errores al mismo tiempo desperdiciadores de tiempo.
En este protocolo, aplicamos el método de ángulo de contacto automatizado en situ desarrollado por AlRatrout et al. 27 que elimina artefactos voxelization aplicando gaussiano suavizado a las interfaces líquido-líquido y líquido-sólido. Entonces, una curvatura uniforme de suavizado se aplica sólo a la interfaz de líquido-líquido, que es consistente con el equilibrio capilar. Cientos de miles de puntos de ángulo de contacto se miden rápidamente en combinación con su x-, y- y z-coordenadas. El enfoque de AlRatrout et al. 27 se ha aplicado a muestras de piedra caliza de cantera agua mojado y húmedo mezclado impregnadas de Decano y salmuera KI.
En este protocolo, empleamos los últimos avances en microtomografía de rayos x combinado con un aparato de alta presión y alta temperatura para llevar a cabo una caracterización de humectabilidad en situ de rocas reservorio de carbonato complejos, extraído de una gran producción de campo petrolífero situado en el Medio Oriente. Las rocas fueron saturadas con crudo en condiciones subsuperficiales para reproducir las condiciones de depósito en descubrimiento. Se ha presumido que partes de las superficies de roca del depósito (con contacto directo con petróleo crudo) se convierten en aceite húmedo, mientras que otros (lleno de salmuera de la formación inicial) permanecen mojados de agua28,29,30. Sin embargo, la mojabilidad de la roca reservorio es aún más compleja debido a varios factores que controlan el grado de alteración de la mojabilidad, incluyendo la heterogeneidad química de la roca, la composición del petróleo crudo, la aspereza superficial, la composición de la salmuera y saturación y la temperatura y la presión. Un reciente estudio de31 ha demostrado que por lo general es un rango de ángulo de contacto en rocas reservorio con valores por encima y por debajo de 90 °, medida mediante el método automatizado desarrollados por AlRatrout et al. 27.
El objetivo principal de este trabajo es proporcionar un protocolo cuidadoso para caracterizar la mojabilidad en situ de rocas reservorio (mojabilidad mezcla) en condiciones de subsuelo. Una medida exacta de un ángulo de contacto en situ requiere una calidad buena segmentación. Por lo tanto, un método de segmentación basado en el aprendizaje de máquina conocido como WEKA Trainable segmentación (TWS)32 fue utilizado para capturar no sólo la cantidad de aceite restante, sino también la forma de las restantes del aceite los ganglios, así facilitando el ángulo de contacto más precisa mediciones. Recientemente, TWS se ha utilizado en una variedad de aplicaciones, tales como la segmentación de camas llenas de partículas, líquidos dentro de fibras textiles y los poros de reservorios tight33,34,35,36, 37,38,39,40. Para el resto del aceite con precisión con una resolución alta y en las condiciones subsuperficiales de la imagen, un nuevo aparato experimental fue utilizado (figura 1 y figura 2). Mini-muestras de roca fueron cargadas en el centro de un tipo Hassler base titular41 hecho de fibra de carbono. El uso de una manga de fibra de carbono largo y pequeño diámetro permite una fuente de rayos x que llevar muy cerca de la muestra, por lo tanto aumentando el flujo de rayos x y reducir el tiempo de exposición requerido, resultando en una mejor calidad de imagen en un corto período de tiempo. La funda de fibra de carbono es lo suficientemente fuerte para manejar alta presión y temperatura condiciones permaneciendo suficientemente transparentes a rayos x21.
En este estudio, describimos los pasos seguidos para caracterizar la mojabilidad en situ de rocas reservorio en condiciones subsuperficiales. Esto incluye perforación mini-muestras representativas, el conjunto de soporte del núcleo, el aparato de flujo y procedimiento de flujo, el protocolo de imagen, procesamiento de imágenes y segmentación y finalmente ejecuta el código del ángulo de contacto automatizado para generar el ángulo de contacto distribuciones.

<table><tbody><tr><td>Xradia VersaXRM-500 Micro-CT de rayos</td><td>X ZEISS</td><td>Quote Escáner</td><td>de microtomografía de rayos X, https://www.zeiss.com/microscopy/int/products/x-ray-microscopy.html</td></tr><tr><td>Bombas de jeringa Teledyne Isco</td> Quote <td>Teledyne</td><td>Isco Quote Modelo</td><td>100DM, Modelo 260D y Modelo 1000D,</td></tr><tr><td>http://www.teledyneisco.com/en-uk Soporte de núcleo</td><td>Airborne</td><td>Quote</td><td>9.5 ID Coreholder, www.airborne-international.com</td></tr><tr><td>Picnómetro de gas</td><td>Micromeritics</td><td>Cotización</td><td>AccuPyc II 1340 Picnómetro,</td></tr><tr><td>http://www.micromeritics.com/Product-Showcase/AccuPyc-II-1340.aspx Termopar</td><td>Omega</td><td>KMTSS-IM025U-150</td><td>0.25 a 1.0 mm Diámetro Fino MI Construcción Termopares terminados con un mini sello de olla y cable conductor de PFA de 1 m, https://www.omega.co.uk/pptst/TJMINI_025-075MM_IEC.html</td></tr><tr><td>flexibles chaqueta calefactora</td><td>Omega</td><td>KH-112/5-P</td><td>Kapton Calentadores flexibles aislados,</td></tr><tr><td>https://www.omega.co.uk/pptst/KHR_KHLV_KH.html Tubería de PEEK</td><td>Kinesis</td><td>1533XL</td><td>Tubería de PEEK 1/16" Diámetro exterior x 0,030" (0,75 mm) ID Verde, http://kinesis.co.uk/tubing-tubing-peek-green-1-16-x-0-030-0-75mm-x100ft-1533xl.html</td></tr><tr><td>Cortador de tubos</td><td>Kinesis</td><td>003062</td><td>Cortador de tubos,</td></tr><tr><td>http://kinesis.co.uk/tubing-tube-cutter-003062.html Accesorio de apriete manual de PEEK</td><td>Kinesis</td><td>F-120X</td><td>Accesorio de apriete con los dedos, de una sola pieza, para tubos de 1/16" de diámetro exterior, 10-32 conos, PEEK, Natural, http://kinesis.co.uk/fingertight-fitting-single-piece-for-1-16-od-tubing-10-32-coned-peek-natural-f-120x.html</td></tr><tr><td>Adaptadores y conectores PEEK Adaptadores</td><td>Kinesis</td><td>P-760</td><td>& Conectores: PEEK&trade; Unión ZDV, para tubo de 1/16" de diámetro exterior, 10-32 conos,</td></tr><tr><td>http://kinesis.co.uk/catalogsearch/result/?q=P-760 tapón de PEEK</td><td>Enchufe Kinesis</td><td>P-551</td><td>, 10-32 conos, PEEK, Natural, http://kinesis.co.uk/plug-10-32-coned-peek-natural-p-551.html</td></tr><tr><td>Pinza digital</td><td>RS</td><td>50019630</td><td>Pinza digital, http://uk.rs-online.com/web/</td></tr> <tr><td>Válvula de tres vías</td><td>Swagelok</td><td>SS-41GXS1</td><td>Válvula de bola de 3 vías de acero inoxidable de 1 pieza serie 40G, 0.08 Cv, 1/16 pulg. Racor de tubo Swagelok,</td></tr><tr><td>manguito de https://www.swagelok.com/en/catalog/Product/Detail?part=SS-41GXS1 Viton</td><td>Cole-Parmer</td><td>WZ-06435-03</td><td>Viton Tubo conforme a la FDA, 3/16" (4,8 mm) de diámetro interior, https://www.coleparmer.com/i/mn/0643503</td></tr><tr><td>Broca</td><td>dk-holdings</td><td>Cotización</td><td>Taladro de pared estándar *EDS540, 5 mm de diámetro interno x vástago continental, vástago escalonado reforzado 5 mm del tubo detrás de 20 mm de diamante, http://www.dk-holdings.co.uk/glass/stanwall.html</td></tr><tr><td>Heptán</td><td>Sigma-Aldarich</td><td>246654-1L</td><td>Heptano, anhidro, 99%,</td></tr><tr><td>http://www.sigmaaldrich.com/catalog/product/sial/246654?lang=en&region=GB Yoduro de potasio</td><td>Sigma-Aldarich</td><td>231-659-4&nbsp;</td><td>pureza &ge; 99.0%, https://www.sigmaaldrich.com/catalog/product/sigma/60399?lang=en&region=GB</td></tr><tr><td>ParaView</td> Software <td>de visualización</td> de datos <td>gratuito de</td> código abierto <td>(paso de protocolo 6.6), software de</td></tr> <tr>análisis y visualización de datos https://www.paraview.org/ <td>Avizo Software</td><td>FEI</td><td></td><td>(paso de protocolo 1.2, 5.7.1), https://www.fei.com/software/amira-avizo/</td></tr> <tr><td>Recontructor Software</td><td>ZEISS</td><td>License</td><td>https://www.zeiss.com/</td></tr></tbody></table>

proyección de imagen de escala de poro y caracterización de hidrocarburos depósito roca mojabilidad en condiciones subsuperficiales mediante microtomografía de rayos x

Pore-scale Imaging and Characterization of Hydrocarbon Reservoir Rock Wettability at Subsurface Conditions Using X-ray Microtomography

In situ medidas de humectabilidad en rocas de yacimientos de hidrocarburos sólo han sido posibles recientemente. El propósito de este trabajo es presentar un protocolo para caracterizar las condiciones del complejo humectante de roca reservorio de hidrocarburos usando proyección de imagen de rayos x tridimensional poro-escala las condiciones subsuperficiales. En este trabajo, se han utilizado rocas reservorio de carbonato heterogéneos, extraídas de un campo muy grande de aceite produce, para demostrar el protocolo. Las rocas están saturadas con salmuera y aceite y de tres semanas en condiciones de subsuelo para replicar las condiciones de humectabilidad que normalmente existen en los depósitos de hidrocarburos (conocidos como humectación mezclado). Después de la inyección de salmuera, imágenes tridimensionales de alta resolución (2 μm/voxel) son adquiridos y procesados y segmentados. Para calcular la distribución del ángulo de contacto, que define la mojabilidad, se realizan los siguientes pasos. Primeras, líquido-líquido y líquido-roca superficies están endentadas. Se suavizan las superficies para eliminar artefactos de voxel, y se miden en situ ángulos de contacto en la línea de contacto trifásico a lo largo de toda la imagen. La principal ventaja de este método es su capacidad para caracterizar en situ representa mojabilidad el propiedades de roca poro-escala, tales como rugosidad de la roca, composición química de la roca y tamaño de los poros. La humectabilidad en situ se determina rápidamente en cientos de miles de puntos.
El método está limitado por la precisión de la segmentación y la resolución de la imagen de rayos x. Este protocolo podría ser utilizado para caracterizar la mojabilidad de otras rocas complejo saturado con líquidos diferentes y en diferentes condiciones para una variedad de aplicaciones. Por ejemplo, podría ayudar a determinar la humedad óptima que podría generar una recuperación de aceite extra (es decir, diseñar la salinidad de la salmuera por consiguiente para obtener la mayor recuperación de aceite) y encontrar las condiciones de adherencia de soldadura más eficientes para atrapar más CO2 en formaciones del subsuelo.

Para las 3 muestras estudiadas, la distribución medida en situ del ángulo de contacto se muestra en la figura 6, con la recuperación de aceite que se muestra en la figura 11. La figura 12 muestra imágenes de las distribuciones de aceite restante para las condiciones de adherencia de soldadura diferentes al final del yacimiento. La mojabilidad mezclado (o el rango de ángulo de contacto) se midió utilizando el método de ángulo de contacto automatizado27. Las distribuciones de ángulo de contacto medido se consideran resultados representativos si hay un buen ajuste entre los puntos de ángulo de contacto medido utilizando el método automatizado de imágenes segmentadas en comparación con los ángulos de contacto medidos manualmente de radiografía cruda imágenes. La figura 10 muestra un ejemplo de un buen partido de una medida de comparación entre los ángulos de contacto automatizados y los ángulos de contacto manual en los mismos lugares para un secundario-volumen de muestra pequeño 1 (débil agua-mojado).
Se realizaron tres protocolos de envejecimiento para tratar las 3 muestras y generar condiciones de adherencia de soldadura 3 (figura 6). Envejecimiento de la muestra a baja temperatura (60 ° C) y estáticamente (sin inyección de aceite durante el período de envejecimiento) podría resultar en una condición débil del mojado de agua, tales como la distribución que se muestra para la muestra 1 en azul (figura 6). Por otro lado, envejecimiento de la muestra a una temperatura más alta (80 ° C) y con envejecimiento dinámico parcialmente (una inyección de aceite durante el período de envejecimiento) puede resultar en condiciones de mojado mezclado con superficies más mojado de aceite, como la del ejemplo 2 que se muestra en gris (figura 6).
La recuperación de aceite fue encontrada para ser una función de humectación, similar a la anterior escala base estudios51. Sin embargo, en aquel momento, la recuperación de aceite fue demostrada como una función del índice de humedad base-escala. Comportamiento de recuperación de aceite similar se ha observado en la escala de poro y fue trazado como una función del valor medio de la en situ distribución ángulo de contacto (figura 11). La recuperación de aceite bajo de muestra 1 (débil agua-mojado) fue debido a la captura de petróleo en espacios de poro más grandes. La salmuera percolada a través de los pequeños poros esquinas, dejando el aceite atrapado como desconectado de los ganglios en el centro de los espacios de poro con cuasi-esféricas (figura 12a), similares a lo que se ha observado en investigaciones previas en mojado de agua media52,53,54,55. Por el contrario, muestra 2 (un caso húmedo mezclado con más superficies de aceite mojado) tenía yacimientos petrolíferos que fueron en gran medida conectado (figura 12b). Estas capas delgadas sólo permiten una producción de aceite lento, dejando una alta saturación de aceite remanente al final del yacimiento. La recuperación de aceite más alto fue alcanzada en la muestra 3 (mixto-mojado con un ángulo de contacto promedio cerca de 90 °) que estaba mojado de agua (por lo que hay menos atrapado en poros grandes) ni muy mojado de aceite (menos aceite se conserva en los espacios de poro pequeño)1. En los casos de mezcla húmeda de muestra de 2 y 3, se dejó aceite en conectado, finas hoja-como las estructuras (figura 12b y 12C) similar a otros estudios en medios porosos aceite húmedo52,53,56.
<img alt="Figure 1" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig1.jpg"> Figura 1 : Un diagrama de la ilustración esquemática de la Asamblea de soporte del núcleo. Componentes del soporte del núcleo están etiquetados, y se muestra la vista de sección transversal interna del titular del núcleo. <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig1large.jpg" target="_blank">Haga clic aquí para ver una versión más grande de esta figura.</a>
<img alt="Figure 2" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig2.jpg"> Figura 2 : El aparato de flujo de alta presión, alta temperatura. El aparato de flujo se compone de cuatro bombas de jeringa de alta presión: (A) un aceite bomba, bomba (B) una recepción, (C) una salmuera bomba y bomba (D) un confinamiento. Panel (E) muestra al conjunto de soporte del núcleo, (F) muestra el regulador de PID, y (G) muestra el cilindro de CO2 . <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig2large.jpg" target="_blank">Haga clic aquí para ver una versión más grande de esta figura.</a>
<img alt="Figure 3" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig3.jpg"> Figura 3 : Imágenes que demuestran la perforación de los mini-muestras representativas. (a) esta viñeta ilustra las marcas ortogonales con una buena ubicación de perforación. x e y son las distancias desde el centro del tapón de núcleo utilizado para perforar, donde. (b) este panel muestra una imagen tridimensional seco de rayos x de la clavija de la base (prestada semi transparente) con una muestra pequeña (en gris oscuro). (c) esta es una vista transversal horizontal de la clavija de la base (escaneada a 40 μm/voxel). Los granos de la roca y los poros se muestran en gris y negro, respectivamente. (d) este panel muestra una vista transversal horizontal de la mini muestra (escaneada en 5.5 μm/voxel). (e) esta es una vista transversal vertical del enchufe base que muestra que el complejo y heterogéneo de poros tamaños y geometrías junto con la ubicación de la mini muestra indicada por la caja negra. (f) esta es una vista transversal vertical ampliada de la muestra mini resaltada que se muestra en el panel electrónico que fue analizado en 5.5 μm/voxel. <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig3large.jpg" target="_blank">Haga clic aquí para ver una versión más grande de esta figura.</a>
<img alt="Figure 4" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig4.jpg"> Figura 4 : Una exploración de contraste de fase. (a) este panel muestra una exploración de contraste de roca triturada (gris claro) mezclada con salmuera (gris oscuro) y las fases de aceite (negro). Esto fue utilizada para determinar el dopaje apropiado de la salmuera para un contraste de fase buena. (b) esto es un histograma del valor de escala de grises de las tres fases. <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig4large.jpg" target="_blank">Haga clic aquí para ver una versión más grande de esta figura.</a>
<img alt="Figure 5" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig5.jpg"> Figura 5 : Una visión transversal horizontal de imágenes radiográficas que cruda y dividido en segmentos de tres mini-muestras. Paneles (un), (b) y (c) Mostrar xy vistas de sección de mini-muestras 1, 2 y 3, respectivamente. La fila superior muestra las crudas imágenes de rayos x escala de grises (aceite, la salmuera y la roca, en negro, gris oscuro y gris claro, respectivamente). Las imágenes inferiores muestran las imágenes segmentadas del mismo segmento usando WEKA Trainable segmentación (aceite, la salmuera y la roca, están en negro, gris y blanco, respectivamente). <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig5large.jpg" target="_blank">Haga clic aquí para ver una versión más grande de esta figura.</a>
<img alt="Figure 6" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig6.jpg"> Figura 6 : Distribuciones del contacto ángulo de medición de las muestras de mini tres. Muestra 1 tiene un ángulo de contacto promedio de 77° ± 21° con valores de 462.000 en azul. Muestra 2 tiene una media en contacto con el ángulo de 104° ± 26° con 1,41 millones valores que se muestran en gris. Muestra 3 tiene un ángulo de contacto media de ± 94° 24° 769.000 valores indicados en rojo. <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig6large.jpg" target="_blank">Haga clic aquí para ver una versión más grande de esta figura.</a>
<img alt="Figure 7" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig7.jpg"> Figura 7 : El flujo de trabajo para una medición de ángulo de contacto automatizado. (a) es una imagen tridimensional segmentada con salmuera en azul y el aceite en rojo, mientras que roca se vuelve transparente. (b) este panel muestra superficies extraídas de toda la imagen. Las superficies de aceite/salmuera aparecen en verde, mientras que las superficies de aceite/roca se muestran en rojo. (c) este panel muestra las superficies alisadas de toda la imagen. (d) este panel muestra la línea de contacto trifásico de toda la imagen. (e) este es un ejemplo de las superficies redondeadas de un ganglio de aceite resaltada en el cuadro negro. (f) este panel muestra la línea de contacto trifásico del ganglio aceite resaltada. (g) este es un ejemplo de un solo ángulo de contacto de medición en el punto i (resaltado en panel f). El aceite/salmuera, aceite/roca y salmuera/roca superficies se muestran en verde, rojo y azul, respectivamente. <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig7large.jpg" target="_blank">Haga clic aquí para ver una versión más grande de esta figura.</a>
<img alt="Figure 8" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig8.jpg"> Figura 8 : Tres sub-volúmenes extraídos de las muestras de mini tres. (a) este panel muestra el sub-volumen extraído de mini-muestra 1 (débil agua-mojado). (b) este panel muestra el sub-volumen extraído de la mini muestra 2 (mezclado en húmedo). (c) este panel muestra el sub-volumen extraído de mini muestra 3 (mezclado húmedo). <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig8large.jpg" target="_blank">Haga clic aquí para ver una versión más grande de esta figura.</a>
<img alt="Figure 9" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig9.jpg"> Figura 9 : Un flujo de trabajo de medición de ángulo de contacto uno a uno. (a) se trata de una visualización de un punto de ángulo de contacto seleccionada al azar (60 °) medido mediante el código (la imagen es obtenida desde el software de visualización de datos utilizado). (b) este panel muestra cómo identificar la ubicación del mismo punto utilizando el software de visualización y análisis de datos. (c) este panel muestra cómo realizar una medición de ángulo de contacto manual en el mismo lugar. (d) este es un ejemplo del punto de ángulo de contacto medido manualmente en el mismo lugar (61 °). <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig9large.jpg" target="_blank">Haga clic aquí para ver una versión más grande de esta figura.</a>
<img alt="Figure 10" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig10.jpg"> Figura 10 : Medidas de ángulo de contacto automatizado en comparación con las mediciones de ángulo de contacto manual en los mismos lugares del secundario-volumen de muestra mini 1. Los valores fueron medidos siguiendo el procedimiento descrito en la figura 9. <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig10large.jpg" target="_blank">Haga clic aquí para ver una versión más grande de esta figura.</a>
<img alt="Figure 11" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig11.jpg"> Figura 11 : Recuperación de aceite en función de la mojabilidad. Las recuperaciones de aceite de la muestra 1, 2 y 3 son 67.1%, 58,6% y 84,0%, respectivamente. <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig11large.jpg" target="_blank">Haga clic aquí para ver una versión más grande de esta figura.</a>
<img alt="Figure 12" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig12.jpg"> Figura 12 : La morfología de aceite restante para las condiciones de adherencia de soldadura diferentes. (a) en la muestra 1 (débil agua-húmedo), el aceite restante fue atrapado en el centro de los poros como desconectados ganglios con formas casi esféricas. Paneles (b) y (c) muestran cómo en las muestras 2 y 3 (mezclado en húmedo), el aceite restante quedaba en conectado, finas hoja-como las estructuras en los pequeños poros y grietas. Los diferentes colores representan los ganglios de aceite desconectado. <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig12large.jpg" target="_blank">Haga clic aquí para ver una versión más grande de esta figura.</a>

Este protocolo se presenta para caracterizar las condiciones del complejo humectante de un opaco medio poroso (roca de yacimiento de hidrocarburos) utilizando imágenes tridimensionales obtenidas por microtomografía de rayos x en las condiciones subsuperficiales.

Proyección de imagen de escala de poro y caracterización de hidrocarburos depósito Roca mojabilidad en condiciones subsuperficiales mediante microtomografía de rayos x

In situ wettability measurements in hydrocarbon reservoir rocks have only been possible recently. The purpose of this work is to present a protocol to ...

El objetivo general de este trabajo es proporcionar un protocolo exhaustivo para caracterizar la humectabilidad in situ de las rocas del embalse en condiciones del subsuelo. Este método puede ayudar a responder preguntas clave en medios porosos de flujo multifásica con aplicación a la recuperación de aceite, eliminación de contaminantes y almacenamiento de dióxido de carbono. La principal ventaja de esta técnica es que podemos estudiar los procesos de desplazamiento y la humectabilidad en sistemas naturales.Este protocolo muestra cómo determinar la humectabilidad in situ de las rocas de depósito de hidrocarburos en condiciones del subsuelo o a partir de imágenes de rayos X tridimensionales segmentadas. El protocolo requiere una mini muestra de roca. Obtenga mini muestras de muestras de núcleo y aplane cada extremo para facilitar un buen contacto.Determinar la porosidad total de la muestra y evaluar su estructura interna de poros. Durante la microtomografía por rayos X, utilice un soporte de núcleo de tipo Hassler. Primero trabaje con la parte superior del soporte del núcleo para roscar tubos de cetona de éter de poliéter.A continuación, conecte el tubo a una pieza final hecha a medida que acomode la muestra. Enrosque la base del soporte con un tubo que vaya a la otra pieza final. A continuación, obtenga tubos de goma el tiempo suficiente para cubrir la muestra y las piezas finales.Deslice la muestra en el tubo. Una vez que esté dentro, conecte las piezas finales a la parte superior e inferior de la muestra. Ahora coloque un termopar en la pieza del extremo base con su punta junto a la base de la muestra.Asegúrelo con cinta de aluminio. Complete cuidadosamente el montaje del soporte del núcleo. Este conjunto de soporte de núcleo está listo para su uso en el protocolo.Este esquema proporciona detalles de su construcción. En el corte se muestran las capas que rodean la muestra, incluyendo una chaqueta de calentamiento, una funda de fibra de carbono y un fluido de confinamiento. Utilice un manguito de fibra de carbono con un diámetro pequeño para permitir que la fuente de rayos X esté cerca de la muestra.El termopar mide la temperatura del fluido de confinamiento. Utilice una abrazadera para sujetar y transportar el conjunto del soporte del núcleo. Lleve el conjunto del soporte del núcleo al escáner de microtomografía de rayos X.Con la abrazadera, apoye el soporte del núcleo verticalmente en la etapa de rotación. Una vez que el soporte del núcleo esté en su lugar, conecte el tubo desde la parte superior e inferior. Tubos de la parte superior e inferior del soporte del núcleo va a diferentes válvulas de tres vías abiertas.Además, conecte el tubo de la línea de confinamiento del soporte del núcleo a una bomba de jeringa que contenga agua desionizada. Utilice la bomba de jeringa para aplicar 1,5 megapascales de presión de confinamiento. Ahora conecte el cilindro de dióxido de carbono a la válvula de tres vías de la base.Enjuague el CO2 a través de la muestra a una velocidad baja durante una hora. A continuación, desconecte el cilindro de dióxido de carbono. Una vez hecho esto, conecte la bomba de la jeringa con salmuera dopada, la bomba de salmuera, a la válvula de tres vías base.Ajuste inicialmente las válvulas para que el flujo no entre en la muestra para expulsar el aire de la línea de inyección. A continuación, inyecte salmuera en la muestra a 0,3 mililitros por minuto durante una hora para saturarlo por completo. Conecte la chaqueta de calefacción y el termopar a un controlador PID.Conecte la bomba receptora, una bomba de jeringa llena de salmuera dopada, a la válvula de tres vías base. Utilice las bombas receptoras y confinadas para aumentar las presiones de poro y confinamiento en incrementos megapascales a 10 y 11,5 megapascales respectivamente. En el controlador PID, establezca una temperatura objetivo de la chaqueta de calentamiento de 60 grados Celsius para completar las condiciones del subsuelo de imitación.Enjuague el aire de la línea y conecte una bomba de aceite a la válvula de tres vías superior cerrada. Aumente la presión a la presión equivalente correcta. A continuación, detenga la bomba de aceite y abra la válvula de tres vías superior para inyectar 20 volúmenes de aceite de poro a un caudal constante.Después de dos horas, prepárate para adquirir imágenes de rayos X. Para imágenes de alta resolución, seleccione un objetivo 4X. A continuación, ajuste las posiciones de la fuente y el detector.Compruebe la rotación del conjunto del soporte del núcleo e inicie el escaneo. Inicie la rotación del ensamblaje del soporte del núcleo. Asegúrese de que el tubo unido a la celda no interfiera con la rotación.Cuando todo esté en orden, comience la tomografía por rayos X con un alto número de proyecciones. Después de la exploración, desconecte el conjunto del soporte del núcleo y retírelo del escáner. Mueva el soporte del núcleo a un horno a 80 grados Centígrados.Restablecer los caudales, presiones y realizar el envejecimiento durante al menos tres semanas. Una vez completado el proceso de envejecimiento, mueva el conjunto del soporte del núcleo de nuevo al escáner. En primer lugar, conecte la bomba de confinamiento para aplicar la misma presión de confinamiento.A continuación, conecte la línea de salmuera a la válvula de tres vías de la base. Además, conecte la bomba receptora a la parte superior del soporte del núcleo a través de su válvula de tres vías. Cuando se alcance la presión objetivo, abra la válvula de tres vías superior para que la bomba receptora aplique la presión de los poros al núcleo.Continúe realizando conexiones para restablecer las condiciones del subsuelo para la muestra. A continuación, con la bomba de salmuera apagada, abra la válvula de tres vías inferior para realizar la inundación de agua de 20 volúmenes de poros a un caudal bajo. Después de que el sistema alcance el equilibrio, vuelva a adquirir escaneos de alta resolución en la misma ubicación.Reconstruya los datos de la tomografía de rayos X utilizando un software de reconstrucción. Guarde la imagen y ábrala en el software Trainable Weka Segmentation. Seleccione la herramienta de dibujo a mano libre.Utilice la herramienta de dibujo a mano libre para resaltar instancias de una de las fases a lo largo de la imagen, en este caso aceite. Cuando haya terminado, haga clic en Agregar a clase.A continuación, agregue la región a la clase adecuada. Cuando se hayan etiquetado ejemplos de las tres fases, haga clic en Clasificador de trenes para segmentar toda la imagen. Revise la imagen segmentada.Repita los pasos de entrenamiento y segmentación según sea necesario para obtener buenos resultados. Elija Create Results (Crear resultados) para obtener la imagen segmentada final. Guarde la imagen para su uso posterior en el software de análisis.Utilice la imagen segmentada para medir la distribución del ángulo de contacto in situ. El método automatizado produce una hoja de cálculo con los ángulos medidos y sus coordenadas. Estos datos permiten trazar la distribución de los ángulos de contacto.Estas son distribuciones para una muestra húmeda de agua semanal y dos muestras mixtas húmedas. Para comprobar la calidad, recortar y segmentar un subvolumen de la minimuestra. Seleccione un subvolumen con uno o más ganglios de aceite para la medición manual del ángulo de contacto.Encuentre la distribución del ángulo de contacto in situ con el código automatizado. Cargue el archivo VTK generado en el software de visualización de datos. Seleccione la opción de región para ver las fases de aceite y salmuera.Haga clic en Ubicación de la sonda. A continuación, introduzca las coordenadas de un ángulo de contacto seleccionado aleatoriamente a partir de los datos generados por el método automatizado. Localice su ubicación espacial en la línea de contacto trifásica.Ahora cargue la imagen de subvolumen segmentada en el software de análisis de datos. En el software, busque el módulo aritmético. Dentro del módulo, busque el campo de expresión.Escriba la expresión necesaria para aislar las fases de aceite y salmuera. A continuación, busque el módulo de superficie de generación. Utilícelo para generar las superficies de aceite y salmuera.A continuación, busque visualmente las superficies en el punto identificado anteriormente. Busque y abra el módulo de sectores desde la imagen de rayos X sin procesar filtrada. Cambie el valor de traducción para llevar el corte de imagen de rayos X al nivel del punto en la superficie.Busque el módulo de superficies de etiqueta. Dentro de él, ingrese tres en el cuadro de número de fases. Muévete solo a los voxels negros y selecciona no.Después de aplicar los cambios y modificar el mapa de colores, vuelva al módulo de sectores. Seleccione la opción set plain. En las opciones, seleccione Mostrar dragger.Mueva el arrastrador a la ubicación donde se medirá el ángulo de contacto. Traiga opciones de visualización. Allí seleccione la opción de rotación.Gire el sector para que sea perpendicular a la línea de contacto trifásica. Cuando haya terminado, seleccione la herramienta de medición de ángulo. Utilice la herramienta para medir el ángulo en el punto seleccionado.Una prueba de la medición automatizada del ángulo de contacto es trazar sus resultados con las mediciones de ángulo realizadas manualmente. Como en este caso, los resultados deben ser aproximadamente iguales. Estas secciones transversales horizontales son de imágenes de rayos X crudas y sus imágenes segmentadas de tres muestras.Las imágenes segmentadas permiten medir los ángulos de contacto determinando la saturación de aceite restante y encontrando la forma de los ganglios petrolíferos restantes. Estas son las distribuciones in situ medidas del ángulo de contacto para las tres muestras diferentes encontradas utilizando este método. La muestra uno tiene una condición semanal de agua húmeda por el envejecimiento estático a 60 grados Celsius sin inyección de aceite.La muestra dos es un ejemplo de una condición húmeda mixta con más superficies húmedas de aceite debido al envejecimiento a 80 grados Celsius con inyección de aceite durante el envejecimiento. La muestra tres es similar a la muestra dos, pero no fuertemente húmedo de aceite como resultado de una temperatura de envejecimiento más baja y una composición de aceite diferente. La morfología del aceite restante después de la inundación del agua varía en las diferentes condiciones de humectación.Para la muestra húmeda de agua semanal uno, la salmuera percolado a través de las pequeñas esquinas de los poros dejando el aceite atrapado en el centro de los espacios de los poros. Por el contrario, para los casos húmedos mixtos de muestras de dos y tres, la salmuera entró en el centro de los poros como una fase no humectante dejando aceite conectado en capas similares a láminas en pequeños poros y grietas. Es importante evitar tener aire en el sistema que pueda actuar como una cuarta fase cuando nos fijamos en las imágenes.Siguiendo este protocolo, podría buscar la distribución a escala de poros de fluidos y humectabilidad en otros sistemas como hojas, raíces o pilas de combustible. Pero recuerde, estamos tratando con rayos X y fluidos de alta presión, por lo que es muy importante que haya una evaluación exhaustiva del riesgo y que las personas que realizan los experimentos hayan recibido un entrenamiento adecuado. Esta técnica de caracterización de la humectabilidad in situ allanó el camino para que los investigadores en el campo de la recuperación mejorada del aceite exploraran la recuperación de aceite adicional asociada debido al cambio en la humeabilidad.

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Investigación

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Engineering

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