25 febbraio 2015
Presentiamo una metodologia per l'imaging di più fasi fluide in condizioni di serbatoio mediante l'uso della microtomografia a raggi X. Mostriamo alcuni risultati rappresentativi dell'intrappolamento capillare in un campione di roccia carbonatica.
L'obiettivo di questa procedura è quello di visualizzare in modo non invasivo più fasi fluide nello spazio dei pori della roccia a condizioni realistiche di temperatura e pressione simili a quelle che si verificano nei serbatoi sotterranei e nelle falde acquifere. Ciò si ottiene assemblando prima con cura il gruppo centrale e posizionandolo all'interno di un supporto per anime ad alta pressione e ad alta temperatura. Il secondo passaggio consiste nel collegare il supporto del nucleo alle pompe di controllo ad alta pressione e ad alta temperatura e al reattore utilizzando un tubo flessibile di picco.
Successivamente, la pressione e la temperatura nel sistema vengono cancellate a quelle del rappresentante. Le condizioni del sottosuolo e i fluidi vengono equilibrati e iniettati nello spazio dei pori della roccia. In definitiva, le condizioni del serbatoio.
L'imaging micro CT viene utilizzato per mostrare sia la quantità che la distribuzione dell'anidride carbonica tenuta in posizione come fase residua intrappolata dopo l'iniezione di salamoia. Questo metodo può aiutare a rispondere a domande chiave nel campo del flusso multifase in mezzi porosi, come la determinazione della saturazione residua per l'intrappolamento capillare e le misure di vestibilità e angolo di contatto. Sebbene questo metodo possa fornire informazioni sui sistemi di rocce in salamoia di CO2 supercritici con applicazioni alla cattura e allo stoccaggio del carbonio, può essere utilizzato anche per i sistemi di rocce in salamoia di idrocarburi per studiare i fenomeni legati al recupero avanzato del petrolio e alle risorse internazionali.
La dimostrazione visiva di questo metodo è fondamentale in quanto le fasi di preparazione del campione e di assemblaggio del nucleo sono difficili da imparare. Questo perché la relazione tra l'assemblaggio del nucleo, il nucleo, il manicotto di confinamento e i molteplici involucri di alluminio è complicata. Per iniziare questa procedura, testare attentamente i collegamenti dell'apparecchiatura per eventuali perdite di fluido.
Quindi posizionare la salamoia alla base del reattore. Avvolgere il riscaldatore flessibile attorno alla cella di flusso Successivamente, costruire i raccordi terminali in metallo rimuovendo la filettatura dall'estremità di un ottavo di pollice di un raccordo riduttore da 16 pollici a un ottavo di pollice. Quindi tagliare piccole scanalature nella faccia dell'estremità di un ottavo di pollice del raccordo per distribuire l'anidride carbonica iniettata su tutta la faccia del nucleo.
Successivamente, far passare la termocoppia ad alta pressione attraverso le parti terminali metalliche della cella a microflusso, sigillare la termocoppia utilizzando i dadi e i dadi da un quarto di pollice, in modo che la giunzione calda si trovi adiacente alla faccia del dado del nucleo all'interno dell'anello di confinamento della cella L.Quindi, perforare il campione desiderato in un nucleo di 6,5 millimetri di diametro e da 30 millimetri a 50 millimetri di lunghezza. R lungo le estremità del nucleo piatto per garantire un buon collegamento con i pezzi terminali in metallo. Quindi avvolgere questo nucleo in un foglio di alluminio.
Successivamente posizionarlo all'interno di un manicotto in elastomero fluoropolimero. Successivamente, collegare le estremità del manicotto in elastomero ai raccordi terminali in metallo. Aggiungere un altro avvolgimento di foglio di alluminio all'esterno del manicotto in elastomero prima di posizionare la giunzione calda della termocoppia vicino alla faccia di ingresso del nucleo e aggiungere un avvolgimento finale di foglio di alluminio.
Questo forma l'assemblaggio principale. Ora assembla la cella a microflusso con il gruppo centrale sigillato al suo interno. Collegare la cella al tavolino all'interno dell'involucro micro CT utilizzando un morsetto montato sulla parte superiore del tavolino CT rotazionale.
In questa procedura, chiudere tutte le valvole tranne la valvola uno, due e tre. Successivamente, caricare l'anidride carbonica dal cilindro nella pompa uno e nel reattore. Quindi chiudere la valvola uno.
Aumentare lentamente e vigorosamente la temperatura e la pressione del reattore a quella desiderata per il fluido poroso. Mescolare il fluido dei pori per almeno 12 ore per assicurarsi che tutte le fasi siano in equilibrio chimico prima dell'iniezione. Quindi, aprire la valvola 14 e caricare il fluido di confinamento nella pompa tre.
Quindi chiuderlo e aprire le valvole 12 e 13. Pressurizzare l'anello di confinamento della cella ad almeno il 10% in più rispetto alla pressione del fluido interstiziale proposta. Successivamente, aprire la valvola 11.
Caricare la salamoia nella pompa due e chiuderla. Successivamente aprire le valvole nove, otto e sei. Pressurizzare lentamente lo spazio dei pori della roccia fino a raggiungere la pressione desiderata del fluido interstiziale e riempire lo spazio dei pori del campione con salamoia che non è stata bilanciata con anidride carbonica supercritica.
Ora, aprire la valvola quattro più più di 1000 volumi poveri di salamoia equilibrata attraverso il nucleo riempiendo la pompa due a una portata costante in questa procedura oltre 10 volumi di pori di anidride carbonica supercritica attraverso il nucleo a una portata molto bassa, garantendo un basso numero di capillari di circa 10 a meno sei continuamente. Effettuare proiezioni 2D per misurare con precisione il volume totale iniettato mentre l'anidride carbonica supercritica sposta la salamoia nello spazio dei pori. Far passare altri 10 volumi di salamoia equiparata attraverso il nocciolo alla stessa bassa portata, con conseguente intrappolamento di anidride carbonica supercritica come fase residua nello spazio dei pori.
Successivamente, eseguire alcune scansioni del campione per visualizzare il drenaggio o l'inibizione. Usa una dimensione del voxel tale che l'intero diametro del nucleo rientri nel campo visivo. Quindi ricostruire le scansioni utilizzando il programma di ricostruzione tomografica.
Ricostruire i volumi compositi unendo insieme più sezioni sovrapposte necessarie in sequenza. L'immagine mostrata qui è un rendering 3D del nucleo dopo il drenaggio in cui a ciascun cluster di fase non bagnante viene assegnato un colore diverso. Queste cinque immagini mostrano un rendering 3D dello stesso nucleo dopo cinque esperimenti di inibizione separati, mentre l'ampia gamma di colori indica una fase residua scarsamente collegata.
Questa è una sezione trasversale del nucleo dopo il drenaggio. La fase più scura è l'anidride carbonica super critica. La fase intermedia è la salamoia e la fase più leggera è la grana di roccia, e questa è una sezione trasversale del nucleo.
Dopo l'inibizione, qui viene mostrato il ridimensionamento della legge di potenza della distribuzione dimensionale dei gangli residui. Una volta padroneggiata, questa tecnica può essere eseguita in circa due ore se eseguita correttamente. Ricordare che lavorare con l'attrezzatura ad alta pressione e temperature può essere estremamente pericoloso, quindi è necessario prendere precauzioni come un'adeguata formazione e certificazione dell'attrezzatura prima di condurre la procedura sperimentale.
Questo articolo presenta una metodologia per l'imaging di fasi fluide multiple in campioni di roccia in condizioni di serbatoio utilizzando la microtomografia a raggi X. Lo studio evidenzia il processo di intrappolamento capillare in un campione di roccia carbonatica.
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.
The method integrates into subsurface characterization workflows by delivering pore-scale validation data that informs larger-scale flow simulations and operational design.