Prezentujemy metodologię obrazowania wielu faz płynu w warunkach zbiornikowych za pomocą mikrotomografii rentgenowskiej. Przedstawiamy kilka reprezentatywnych wyników uwięzienia kapilarnego w próbce skały węglanowej.

Celem tej procedury jest nieinwazyjne zobrazowanie wielu faz płynnych w przestrzeni porowej skały w realistycznych warunkach temperatury i ciśnienia podobnych do tych występujących w zbiornikach podpowierzchniowych i warstwach wodonośnych. Osiąga się to poprzez staranny montaż zespołu rdzenia i umieszczenie go w uchwycie rdzenia pod wysokim ciśnieniem i w wysokiej temperaturze. Drugim krokiem jest przymocowanie uchwytu rdzenia do wysokociśnieniowych, wysokotemperaturowych pomp sterujących i reaktora za pomocą elastycznych rurek szczytowych.

Następnie ciśnienie i temperatura w układzie usuwają się do wartości przedstawiciela. Warunki podpowierzchniowe i płyny są równoważone i wstrzykiwane do przestrzeni porowej skały. Ostatecznie stan zbiornika.

Obrazowanie mikrotomografią komputerową służy do pokazania zarówno ilości, jak i rozkładu dwutlenku węgla utrzymywanego na miejscu jako uwięziona faza resztkowa po wstrzyknięciu solanki. Metoda ta może pomóc odpowiedzieć na kluczowe pytania w dziedzinie przepływu wielofazowego w ośrodkach porowatych, takie jak oznaczanie nasycenia resztkowego dla uwięzienia kapilarnego oraz pomiary zużycia i kąta zwilżania. Chociaż metoda ta może dostarczyć informacji na temat nadkrytycznych systemów skał solankowych CO2 z zastosowaniem do wychwytywania i składowania dwutlenku węgla, może być również stosowana w systemach skał solankowych węglowodorowych do badania zjawisk związanych ze zwiększonym wydobyciem ropy naftowej i zasobami międzynarodowymi.

Wizualna demonstracja tej metody ma kluczowe znaczenie, ponieważ etapy przygotowania próbki i montażu rdzenia są trudne do nauczenia. Dzieje się tak, ponieważ związek między zespołem rdzenia, rdzeniem, tuleją ograniczającą i wieloma aluminiowymi owijkami jest skomplikowany. Aby rozpocząć tę procedurę, dokładnie przetestuj połączenia urządzenia pod kątem wycieków płynu.

Następnie umieść solankę w podstawie reaktora. Owiń elastyczną grzałkę wokół komory przepływowej Następnie skonstruuj metalowe złączki końcowe, usuwając gwint z jednej ósmej cala końca złączki redukcyjnej o długości jednej 16 cala do jednej ósmej cala. Następnie wytnij małe rowki w powierzchni jednego ósmego cala końca złączki, aby rozprowadzić wtryskiwany dwutlenek węgla na całej powierzchni rdzenia.

Następnie przepuść termoparę wysokociśnieniową przez metalowe części końcowe komórki mikroprzepływowej, uszczelnij termoparę za pomocą ćwierćcalowych dzikich i nakrętek, tak aby gorące złącze przylegało do wewnętrznej powierzchni nakrętki rdzenia w pierścieniu ograniczającym komórkę L. Następnie wywierć żądaną próbkę w rdzeniu o średnicy 6,5 milimetra i długości od 30 milimetrów do 50 milimetrów. R w dół końce rdzenia płasko, aby zapewnić dobre połączenie z metalowymi końcówkami. Następnie zawiń ten rdzeń w folię aluminiową.

Następnie umieść go w tulei z elastomeru fluoropolimerowego. Następnie połącz końce tulei elastomerowej z metalowymi łącznikami końcowymi. Dodaj kolejną owijkę folii aluminiowej na zewnątrz tulei elastomerowej przed umieszczeniem gorącego złącza termopary obok powierzchni wlotowej rdzenia i dodaniem ostatniej owijki z folii aluminiowej.

Tworzy to zespół rdzenia. Teraz zmontuj komórkę mikroprzepływową z uszczelnionym w niej zespołem rdzenia. Podłącz celę do stolika w obudowie mikro CT za pomocą zacisku zamontowanego na górze obrotowego stolika CT.

W tej procedurze zamknij wszystkie zawory z wyjątkiem zaworu pierwszego, drugiego i trzeciego. Następnie załaduj dwutlenek węgla z butli do pompy pierwszej i reaktora. Następnie zamknij zawór pierwszy.

Powoli energicznie podnoś temperaturę i ciśnienie reaktora do pożądanej dla płynu porowego. Mieszać płyn porowy przez co najmniej 12 godzin, aby upewnić się, że wszystkie fazy są w równowadze chemicznej przed wstrzyknięciem. Następnie otwórz zawór 14 i załaduj płyn ograniczający do pompy trzeciej.

Następnie zamknij go i otwórz zawory 12 i 13. Zwiększ ciśnienie w pierścieniu ograniczającym komórkę do co najmniej 10% wyższego niż proponowane ciśnienie płynu porowego. Następnie otwórz zawór 11.

Załaduj solankę do pompy drugiej i zamknij ją. Następnie otwórz zawory dziewiąty, ósmy i szósty. Powoli zwiększać ciśnienie w przestrzeni porowej skały, aż osiągnie pożądane ciśnienie płynu porowego i wypełnić przestrzeń porową próbki solanką, która nie została zrównoważona nadkrytycznym dwutlenkiem węgla.

Teraz otwórz zawór czwarty plus ponad 1000 ubogich objętości zrównoważonej solanki przez rdzeń, napełniając pompę drugą ze stałym natężeniem przepływu w tej procedurze powyżej 10 objętości porów nadkrytycznego dwutlenku węgla przez rdzeń przy bardzo niskim natężeniu przepływu, zapewniając niską liczbę kapilar od około 10 do minus sześć w sposób ciągły. Wykonaj projekcje 2D, aby dokładnie zmierzyć całkowitą wstrzykniętą objętość, podczas gdy nadkrytyczny dwutlenek węgla wypiera solankę w przestrzeni porowej. Przepuść kolejne 10 objętości solanki przez rdzeń przy tym samym niskim natężeniu przepływu, co spowoduje uwięzienie nadkrytycznego dwutlenku węgla jako fazy resztkowej w przestrzeni porowej.

Następnie wykonaj kilka skanów próbki, aby zobrazować drenaż lub hamowanie. Użyj rozmiaru woksela tak, aby cała średnica rdzenia mieściła się w polu widzenia. Następnie należy zrekonstruować skany za pomocą programu do rekonstrukcji tomograficznej.

Zrekonstruuj objętości złożone, zszywając ze sobą wiele nakładających się na siebie sekcji, które są wymagane sekwencyjnie. Pokazany tutaj obraz to renderowanie 3D rdzenia po drenażu, gdzie każdy klaster faz niezwilżających ma inny kolor. Te pięć obrazów pokazuje renderowanie 3D tego samego rdzenia po pięciu oddzielnych eksperymentach z hamowaniem, podczas gdy duży zakres kolorów wskazuje na słabo połączoną fazę resztkową.

Jest to przekrój rdzenia po drenażu. Najciemniejszą fazą jest nadkrytyczny dwutlenek węgla. Faza pośrednia to solanka, a najlżejszą fazą jest ziarno skalne i jest to przekrój poprzeczny rdzenia.

Po zahamowaniu pokazano tutaj skalowanie prawa potęgowego rozkładu wielkości zwojów resztkowych. Po opanowaniu tej techniki można ją wykonać w około dwie godziny, jeśli zostanie wykonana prawidłowo. Pamiętaj, że praca ze sprzętem pod wysokim ciśnieniem i w wysokich temperaturach może być bardzo niebezpieczna, dlatego przed przeprowadzeniem procedury eksperymentalnej należy podjąć środki ostrożności, takie jak odpowiednie szkolenie i certyfikacja sprzętu.

Overview

Ten artykuł przedstawia metodologię obrazowania wielu faz płynnych w próbkach skalnych w warunkach złożowych z wykorzystaniem mikrotomografii rentgenowskiej. Badanie uwypukla proces pułapkowania kapilarnego w próbce skały węglanowej.

Kluczowe Elementy Badań

Dziedzina Nauki

Neuroscience
Geoscience
Fluid dynamics

Wprowadzenie

Zrozumienie zachowania się płynów w ośrodkach porowatych jest kluczowe dla zastosowań w wychwytywaniu dwutlenku węgla i zwiększonej wydobyciu ropy naftowej.
Pułapkowanie kapilarne jest kluczowym zjawiskiem w przepływie wielofazowym w formacjach geologicznych.
Techniki obrazowania, takie jak mikro TK, dostarczają informacji na temat dystrybucji i nasycenia płynami.
Warunki wysokiego ciśnienia i wysokiej temperatury naśladują środowiska podpowierzchniowe.

Cel Badań

Opracowanie nieinwazyjnej techniki obrazowania do badania faz płynnych w próbkach skalnych.
Analiza dystrybucji uwięzionego dwutlenku węgla po wstrzyknięciu roztworu soli.
Dostarczenie wizualnej demonstracji procesu montażu dla badaczy.

Wykorzystane Metody

Przygotowanie i umieszczenie próbki rdzenia w specjalnym uchwycie do badań wysokociśnieniowych.
Równoważenie płynów i wstrzykiwanie do przestrzeni porowej skały.
Obrazowanie mikro TK w celu wizualizacji dystrybucji płynów i nasycenia.
Analiza nasycenia szczątkowego i zjawisk pułapkowania kapilarnego.

Główne Wyniki

Pomyślne obrazowanie wielu faz płynnych w warunkach złożowych.
Demonstracja pułapkowania kapilarnego nadkrytycznego dwutlenku węgla w skale węglanowej.
Wizualizacja dystrybucji płynów za pomocą trójwymiarowych renderingów ze skanów mikro TK.
Wgląd w skuteczność metody w badaniu przepływu wielofazowego.

Wnioski

Opracowana metodologia dostarcza cennych informacji na temat zachowania się płynów w ośrodkach porowatych.
Ta technika może pomóc w badaniach związanych z wychwytywaniem dwutlenku węgla i zwiększonym wydobyciem ropy naftowej.
Wizualne demonstracje zwiększają zrozumienie złożonych konfiguracji eksperymentalnych.

Często zadawane pytania

Jakie jest znaczenie pułapkowania kapilarnego?

Pułapkowanie kapilarne jest kluczowe dla zrozumienia, jak zachowują się płyny w ośrodkach porowatych, wpływając na magazynowanie dwutlenku węgla i wydobycie ropy naftowej.

Jak działa obrazowanie mikro TK?

Obrazowanie mikro TK wykorzystuje technologię rentgenowską do tworzenia szczegółowych trójwymiarowych obrazów wewnętrznej struktury próbek skalnych.

W jakich warunkach przeprowadza się to badanie?

W badaniu symulowane są warunki wysokiego ciśnienia i wysokiej temperatury, podobne do tych występujących w złożach podpowierzchniowych.

Jakie rodzaje płynów są analizowane w tej metodologii?

W metodologii analizuje się roztwór soli i nadkrytyczny dwutlenek węgla, gdy wchodzą w interakcje w przestrzeni porowej skały.

Dlaczego ważna jest wizualna demonstracja?

Wizualne demonstracje pomagają badaczom zrozumieć złożone procesy montażu i poprawić dokładność eksperymentów.

Czy tę metodę można zastosować do innych rodzajów skał?

Tak, metodę można dostosować do różnych rodzajów skał w badaniach związanych z dynamiką płynów i odzyskiem zasobów.

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.

Biopharma FAQs

Why does residual saturation measurement matter for capillary trapping assessment?

Residual saturation quantifies the fraction of pore space occupied by trapped non-wetting fluid after displacement, directly indicating trapping efficiency. This measurement is essential for evaluating capillary trapping potential in geological storage systems. Accurate quantification supports mechanistic validation of trapping models under reservoir conditions.

How does power law distribution of ganglion sizes inform trapping mechanisms?

Power law scaling of residual ganglion sizes indicates self-similar, fractal-like distribution patterns consistent with percolation theory in porous media. This suggests that trapping is governed by pore-scale connectivity and interfacial dynamics rather than uniform fluid distribution. Observing such scaling supports mechanistic interpretations of capillary trapping as an emergent property of heterogeneous pore networks.

What role does three-phase contrast optimization play in fluid phase discrimination?

Optimizing brine composition to maximize contrast between CO2, brine, and rock enables clear segmentation of all three phases in micro-CT images. This is critical for accurate quantification of fluid distribution and interfacial geometry. Enhanced contrast reduces segmentation errors and improves reliability of saturation and ganglion size measurements.

Why is preventing diffusive CO2 exchange across the confining sleeve necessary?

Preventing CO2 diffusion from the pore space to the confining fluid maintains accurate representation of in-situ fluid composition and pressure conditions. Uncontrolled exchange could alter brine chemistry and CO2 concentration, leading to artifacts in saturation measurements. The triple aluminum wrap ensures chemical isolation of the core environment during imaging.

How does maintaining chemical equilibrium prior to injection affect experimental validity?

Equilibrating CO2, brine, and rock phases before injection ensures that fluid properties reflect true reservoir conditions without transient artifacts. This prevents premature reactions or dissolution/precipitation that could alter wettability or porosity during the experiment. Chemical equilibrium is essential for isolating the effects of displacement and trapping under controlled, representative conditions.