Name: Obrazowanie w skali porów i charakterystyka zwilżalności skał złożowych węglowodorów w warunkach podpowierzchniowych za pomocą mikrotomografii rentgenowskiej (Wideo) | JoVE Journal
Uploaded: 2018-10-21T13:00:00.000+00:00
Duration: 12 min 18 s
Description: Poznaj metodę charakterystyki zwilżalności skał złożowych węglowodorów za pomocą mikrotomografii rentgenowskiej w warunkach podpowierzchniowych. Technika ta umożliwia badanie procesów wypierania i zwilżalności w systemach naturalnych.

ai_agent_IP

ai_agent

maintenance

instantTrialDurationMinutes

isBiopharma

enableNewMyJoveSectionDesign

educationFeatures

seoMetaApi

ai_copilot_institution_blacklist

ai_chat_institution_blacklist

freeAccessWindow

ssoRoleCapture

scheduledMaintenanceBanner

joveLabsFeatures

disable_autoplay_for_bots

extended_trial_duration

5 minutes

Dziękujemy Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) i ADNOC Onshore (wcześniej znanej jako Abu Dhabi Company for Onshore Petroleum Operations Ltd) za sfinansowanie tej pracy.

<ol><li>Blunt, M. J. <a target="_blank" href="http://scholar.google.com/scholar?hl=en&safe=off&q=author%3aBlunt%2C+MJ+%22Multiphase+flow+in+permeable+media%3A+A+pore-scale+perspective%22">Multiphase flow in permeable media: A pore-scale perspective</a>. , Cambridge University Press. (2017).</li>
<li>Anderson, W. G. <a target="_blank" href="https://www.onepetro.org/journal-paper/SPE-13933-PA">Wettability literature survey-part 2: Wettability measurement.</a> Journal of Petroleum Technology. 38 (11), 1246-1262 (1986).</li>
<li>Cuiec, L. E. Evaluation of reservoir wettability and its effect on oil recovery. <a target="_blank" href="http://scholar.google.com/scholar?hl=en&safe=off&q=author%3aCuiec%2C+LE+%22Interfacial+Phenomena+in+Petroleum+Recovery%22">Interfacial Phenomena in Petroleum Recovery</a>. Morrow, N. R. , CRC Press. 319-375 (1990).</li>
<li>Morrow, N. R. <a target="_blank" href="https://www.onepetro.org/journal-paper/SPE-21621-PA">Wettability and its effect on oil recovery.</a> Journal of Petroleum Technology. 42 (12), 1476-1484 (1990).</li>
<li>Anderson, W. G. <a target="_blank" href="https://www.onepetro.org/journal-paper/SPE-16323-PA">Wettability literature survey - part 5: The effects of wettability on relative permeability.</a> Journal of Petroleum Technology. 39 (11), 1453-1468 (1987).</li>
<li>Anderson, W. G. <a target="_blank" href="https://www.onepetro.org/journal-paper/SPE-16471-PA">Wettability literature survey - part 6: The effects of wettability on waterflooding.</a> Journal of Petroleum Technology. 39 (12), 1605-1622 (1987).</li>
<li>Amott, E. <a target="_blank" href="https://search.spe.org/i2kweb/SPE/doc/onepetro:5D7D62E1/">Observations relating to the wettability of porous rock.</a> Petroleum Transactions, AIME. 216, 156-162 (1959).</li>
<li>Donaldson, E. C., Thomas, R. D., Lorenz, P. B. <a target="_blank" href="https://www.onepetro.org/journal-paper/SPE-2338-PA">Wettability determination and its effect on recovery efficiency.</a> Society of Petroleum Engineers Journal. 9 (1), 13-20 (1969).</li>
<li>Wagner, O. R., Leach, R. O. <a target="_blank" href="https://www.onepetro.org/journal-paper/SPE-1101-G">Improving oil displacement efficiency by wettability adjustment.</a> Transactions of the AIME. 216 (1), 65-72 (1959).</li>
<li>McCaffery, F. G. <a target="_blank" href="https://www.onepetro.org/journal-paper/PETSOC-72-03-03">Measurement of interfacial tensions and contact angles at high temperature and pressure.</a> Journal of Canadian Petroleum Technology. 11 (3), 26-32 (1972).</li>
<li>Buckley, J. S. <a target="_blank" href="https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S1359029401000838">Effective wettability of minerals exposed to crude oil.</a> Current Opinion in Colloid & Interface Science. 6 (3), 191-196 (2001).</li>
<li>Wildenschild, D., Sheppard, A. P. <a target="_blank" href="https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0309170812002060">X-ray imaging and analysis techniques for quantifying pore-scale structure and processes in subsurface porous medium systems.</a> Advances in Water Resources. 51, 217-246 (2013).</li>
<li>Andrew, M., Bijeljic, B., Blunt, M. J. <a target="_blank" href="https://agupubs.onlinelibrary.wiley.com/doi/abs/10.1002/grl.50771">Pore-scale imaging of geological carbon dioxide storage at in situ conditions.</a> Geophysical Research Letters. 40 (15), 3915-3918 (2013).</li>
<li>Blunt, M. J., et al. <a target="_blank" href="https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0309170812000528">Pore-scale imaging and modelling.</a> Advances in Water Resources. 51, 197-216 (2013).</li>
<li>Berg, S., et al. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/pubmed?term=((Real-time+3D+imaging+of+Haines+jumps+in+porous+media+flow%5BTitle%5D)+AND+%22Proceedings+of+the+National+Academy+of+Sciences%22%5BJournal%5D)">Real-time 3D imaging of Haines jumps in porous media flow.</a> Proceedings of the National Academy of Sciences. 110 (10), 3755-3759 (2013).</li>
<li>Schlüter, S., Sheppard, A., Brown, K., Wildenschild, D. <a target="_blank" href="https://agupubs.onlinelibrary.wiley.com/doi/abs/10.1002/2014WR015256">Image processing of multiphase images obtained via X-ray microtomography: a review.</a> Water Resources Research. 50 (4), 3615-3639 (2014).</li>
<li>Reynolds, C. A., Menke, H., Andrew, M., Blunt, M. J., Krevor, S. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/pubmed?term=((Dynamic+fluid+connectivity+during+steady-state+multiphase+flow+in+a+sandstone%5BTitle%5D)+AND+%22Proceedings+of+the+National+Academy+of+Sciences%22%5BJournal%5D)">Dynamic fluid connectivity during steady-state multiphase flow in a sandstone.</a> Proceedings of the National Academy of Sciences. 114 (31), 8187-8192 (2017).</li>
<li>Singh, K., et al. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/pubmed?term=((Dynamics+of+snap-off+and+pore-filling+events+during+two-phase+fluid+flow+in+permeable+media%5BTitle%5D)+AND+%22Scientific+Reports%22%5BJournal%5D)">Dynamics of snap-off and pore-filling events during two-phase fluid flow in permeable media.</a> Scientific Reports. 7 (1), 5192(2017).</li>
<li>Armstrong, R. T., Porter, M. L., Wildenschild, D. <a target="_blank" href="https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0309170812001443">Linking pore-scale interfacial curvature to column-scale capillary pressure.</a> Advances in Water Resources. 46, 55-62 (2012).</li>
<li>Andrew, M., Bijeljic, B., Blunt, M. J. <a target="_blank" href="https://agupubs.onlinelibrary.wiley.com/doi/abs/10.1002/2014WR015970">Pore-by-pore capillary pressure measurements using X-ray microtomography at reservoir conditions: Curvature, snap-off, and remobilization of residual CO2.</a> Water Resources Research. 50 (11), 8760-8774 (2014).</li>
<li>Andrew, M., Bijeljic, B., Blunt, M. J. <a target="_blank" href="https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S1750583613004519">Pore-scale imaging of trapped supercritical carbon dioxide in sandstones and carbonates.</a> International Journal of Greenhouse Gas Control. 22, 1-14 (2014).</li>
<li>Herring, A. L., Middleton, J., Walsh, R., Kingston, A., Sheppard, A. <a target="_blank" href="https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0309170816307011">Flow rate impacts on capillary pressure and interface curvature of connected and disconnected fluid phases during multiphase flow in sandstone.</a> Advances in Water Resources. 107, 460-469 (2017).</li>
<li>Herring, A. L., Andersson, L., Wildenschild, D. <a target="_blank" href="https://agupubs.onlinelibrary.wiley.com/doi/full/10.1002/2016GL070304">Enhancing residual trapping of supercritical CO2 via cyclic injections.</a> Geophysical Research Letters. 43 (18), 9677-9685 (2016).</li>
<li>Andrew, M., Bijeljic, B., Blunt, M. J. <a target="_blank" href="https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0309170814000372">Pore-scale contact angle measurements at reservoir conditions using X-ray microtomography.</a> Advances in Water Resources. 68, 24-31 (2014).</li>
<li>Scanziani, A., Singh, K., Blunt, M. J., Guadagnini, A. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/pubmed?term=((Automatic+method+for+estimation+of+in+situ.+effective+contact+angle+from+X-ray+micro+tomography+images+of+two-phase+flow+in+porous+media%5BTitle%5D)+AND+%22Journal+of+colloid+and+interface+science%22%5BJournal%5D)">Automatic method for estimation of in situ. effective contact angle from X-ray micro tomography images of two-phase flow in porous media.</a> Journal of colloid and interface science. 496, 51-59 (2017).</li>
<li>Klise, K. A., Moriarty, D., Yoon, H., Karpyn, Z. <a target="_blank" href="https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0309170815002651">Automated contact angle estimation for three-dimensional X-ray microtomography data.</a> Advances in Water Resources. 95, 152-160 (2016).</li>
<li>AlRatrout, A., Raeini, A. Q., Bijeljic, B., Blunt, M. J. <a target="_blank" href="https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0309170817303342">Automatic measurement of contact angle in pore-space images.</a> Advances in Water Resources. 109, 158-169 (2017).</li>
<li>Salathiel, R. A. <a target="_blank" href="https://www.onepetro.org/journal-paper/SPE-4104-PA">Oil recovery by surface film drainage in mixed-wettability rocks.</a> Journal of Petroleum Technology. 25 (10), 1216-1224 (1973).</li>
<li>Kovscek, A. R., Wong, H., Radke, C. J. <a target="_blank" href="https://onlinelibrary.wiley.com/doi/pdf/10.1002/aic.690390616">A pore-level scenario for the development of mixed wettability in oil reservoirs.</a> AIChE Journal. 39 (6), 1072-1085 (1993).</li>
<li>Buckley, J. S., Liu, Y., Monsterleet, S. <a target="_blank" href="https://www.onepetro.org/journal-paper/SPE-37230-PA">Mechanisms of wetting alteration by crude oils.</a> Society of Petroleum Engineers Journal. 3 (1), 54-61 (1998).</li>
<li>Alhammadi, A. M., AlRatrout, A., Singh, K., Bijeljic, B., Blunt, M. J. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/pubmed?term=((In+situ+characterization+of+mixed-wettability+in+a+reservoir+rock+at+subsurface+conditions%5BTitle%5D)+AND+%22Scientific+Reports%22%5BJournal%5D)">In situ characterization of mixed-wettability in a reservoir rock at subsurface conditions.</a> Scientific Reports. 7 (1), 10753(2017).</li>
<li>Arganda-Carreras, I., et al. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/pubmed?term=((Trainable+weka+segmentation%3A+a+machine+learning+tool+for+microscopy+pixel+classification%5BTitle%5D)+AND+%22Bioinformatics%22%5BJournal%5D)">Trainable weka segmentation: a machine learning tool for microscopy pixel classification.</a> Bioinformatics. 33 (15), 2424-2426 (2017).</li>
<li>Wang, Y., Lin, C. L., Miller, J. D. <a target="_blank" href="https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S0892687515300777">Improved 3D image segmentation for X-ray tomographic analysis of packed particle beds.</a> Minerals Engineering. 83, 185-191 (2015).</li>
<li>Zhang, G., Parwani, R., Stone, C. A., Barber, A. H., Botto, L. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/pubmed?term=((X-ray+imaging+of+transplanar+liquid+transport+mechanisms+in+single+layer+textiles%5BTitle%5D)+AND+%22Langmuir%22%5BJournal%5D)">X-ray imaging of transplanar liquid transport mechanisms in single layer textiles.</a> Langmuir. 33 (43), 12072-12079 (2017).</li>
<li>Su, Y., et al. <a target="_blank" href="https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0264817217304488">Pore type and pore size distribution of tight reservoirs in the Permian Lucaogou Formation of the Jimsar Sag, Junggar Basin, NW China.</a> Marine and Petroleum Geology. 89, 761-774 (2018).</li>
<li>Ozcelikkale, A., et al. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/pubmed?term=((Differential+response+to+doxorubicin+in+breast+cancer+subtypes+simulated+by+a+microfluidic+tumor+model%5BTitle%5D)+AND+%22Journal+of+Controlled+Release%22%5BJournal%5D)">Differential response to doxorubicin in breast cancer subtypes simulated by a microfluidic tumor model.</a> Journal of Controlled Release. 266, 129-139 (2017).</li>
<li>Zeller-Plumhoff, B., et al. <a target="_blank" href="https://onlinelibrary.wiley.com/doi/abs/10.1002/maco.201709514">Quantitative characterization of degradation processes in situ. by means of a bioreactor coupled flow chamber under physiological conditions using time-lapse SRµCT.</a> Materials and Corrosion. 69 (3), 298-306 (2017).</li>
<li>Daly, K. R., et al. <a target="_blank" href="https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S2452219817300927">Modelling water dynamics in the rhizosphere.</a> Rhizosphere. 4, 139-151 (2017).</li>
<li>Borgmann, K., Ghorpade, A. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/pubmed?term=((Methamphetamine+Augments+Concurrent+Astrocyte+Mitochondrial+Stress%2C+Oxidative+Burden%2C+and+Antioxidant+Capacity%3A+Tipping+the+Balance+in+HIV-Associated+Neurodegeneration%5BTitle%5D)+AND+%22Neurotoxicity+Research%22%5BJournal%5D)">Methamphetamine Augments Concurrent Astrocyte Mitochondrial Stress, Oxidative Burden, and Antioxidant Capacity: Tipping the Balance in HIV-Associated Neurodegeneration.</a> Neurotoxicity Research. 33 (2), 433-447 (2018).</li>
<li>Wollatz, L., Johnston, S. J., Lackie, P. M., Cox, S. J. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/pubmed?term=((3D+histopathology-a+lung+tissue+segmentation+workflow+for+microfocus+X-ray-computed+tomography+scans%5BTitle%5D)+AND+%22Journal+of+Digital+Imaging%22%5BJournal%5D)">3D histopathology-a lung tissue segmentation workflow for microfocus X-ray-computed tomography scans.</a> Journal of Digital Imaging. 30 (6), 772-781 (2017).</li>
<li>Method and apparatus for permeability measurements. U.S.A. Patent. , 2,345,935 (1944).</li>
<li>McCaffery, F. G. <a target="_blank" href="https://www.onepetro.org/journal-paper/PETSOC-72-03-03">Measurement of interfacial tensions and contact angles at high temperature and pressure.</a> Journal of Canadian Petroleum Technology. 11 (03), 26-32 (1972).</li>
<li>Hjelmeland, O. S., Larrondo, L. E. <a target="_blank" href="https://www.onepetro.org/journal-paper/SPE-12124-PA">Experimental investigation of the effects of temperature, pressure, and crude oil Composition on interfacial properties.</a> SPE Reservoir Engineering. 1 (04), 321-328 (1986).</li>
<li>Buckley, J. S., Takamura, K., Morrow, N. R. <a target="_blank" href="https://www.onepetro.org/journal-paper/SPE-16964-PA">Influence of electrical surface charges on the wetting properties of crude oils.</a> SPE Reservoir Engineering. 4 (03), 332-340 (1989).</li>
<li>Fernø, M. A., Torsvik, M., Haugland, S., Graue, A. <a target="_blank" href="https://pubs.acs.org/doi/abs/10.1021/ef1001716">Dynamic laboratory wettability alteration.</a> Energy & Fuels. 24 (07), 3950-3958 (2010).</li>
<li>Al-Menhali, A. S., Krevor, S. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/pubmed?term=((Capillary+trapping+of+CO2+in+oil+reservoirs%3A+Observations+in+a+mixed-wet+carbonate+rock%5BTitle%5D)+AND+%22Environmental+Science+%26+Technology%22%5BJournal%5D)">Capillary trapping of CO2 in oil reservoirs: Observations in a mixed-wet carbonate rock.</a> Environmental Science & Technology. 50 (05), 2727-2734 (2016).</li>
<li>Wang, J., Buckley, J. S. <a target="_blank" href="https://pubs.acs.org/doi/abs/10.1021/ef030030y">Asphaltene stability in crude oil and aromatic solvents-the inﬂuence of oil composition.</a> Energy & Fuels. 17 (06), 1445-1451 (2003).</li>
<li>Wang, J. X., Buckley, J. S. <a target="_blank" href="https://pubs.acs.org/doi/abs/10.1021/ef010012l">A two-component solubility model of the onset of asphaltene flocculation in crude oils.</a> Energy & Fuels. 15 (05), 1004-1012 (2001).</li>
<li>Buades, A., Coll, B., Morel, J. M. <a target="_blank" href="https://ieeexplore.ieee.org/document/1467423/">A non-local algorithm for image denoising.</a> Proceedings / CVPR, IEEE Computer Society Conference on Computer Vision and Pattern Recognition. 2 (7), 60-65 (2005).</li>
<li>Buades, A., Coll, B., Morel, J. M. <a target="_blank" href="https://link.springer.com/article/10.1007/s11263-007-0052-1">Nonlocal image and movie denoising.</a> International Journal of Computer Vision. 76 (2), 123-139 (2008).</li>
<li>Jadhunandan, P. P., Morrow, N. R. <a target="_blank" href="https://www.onepetro.org/journal-paper/SPE-22597-PA">Effect of wettability on waterflooding recovery for crude oil/brine/rock systems.</a> SPE Reservoir Engineering. 10 (1), 40-46 (1995).</li>
<li>Singh, K., Bijeljic, B., Blunt, M. J. <a target="_blank" href="https://agupubs.onlinelibrary.wiley.com/doi/pdf/10.1002/2015WR018072">Imaging of oil layers, curvature and contact angle in a mixed-wet and a water-wet carbonate rock.</a> Water Resources Research. 52 (3), 1716-1728 (2016).</li>
<li>Iglauer, S., Fernø, M. A., Shearing, P., Blunt, M. J. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/pubmed?term=((Comparison+of+residual+oil+cluster+size+distribution%2C+morphology+and+saturation+in+oil-wet+and+water-wet+sandstone%5BTitle%5D)+AND+%22Journal+of+Colloid+and+Interface+Science%22%5BJournal%5D)">Comparison of residual oil cluster size distribution, morphology and saturation in oil-wet and water-wet sandstone.</a> Journal of Colloid and Interface Science. 375 (1), 187-192 (2012).</li>
<li>Al-Raoush, R. I. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/pubmed?term=((Impact+of+wettability+on+pore-scale+characteristics+of+residual+nonaqueous+phase+liquids%5BTitle%5D)+AND+%22Environmental+Science+%26+Technology%22%5BJournal%5D)">Impact of wettability on pore-scale characteristics of residual nonaqueous phase liquids.</a> Environmental Science & Technology. 43 (13), 4796-4801 (2009).</li>
<li>Chatzis, I., Morrow, N. R., Lim, H. T. <a target="_blank" href="https://www.onepetro.org/journal-paper/SPE-10681-PA">Magnitude and detailed structure of residual oil saturation.</a> Society of Petroleum Engineers Journal. 23 (2), 311-326 (1983).</li>
<li>Alhammadi, A. M., AlRatrout, A., Bijeljic, B., Blunt, M. J. <a target="_blank" href="https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-188510-MS">In situ wettability measurement in a carbonate reservoir rock at high temperature and pressure.</a> Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference. , Abu Dhabi, UAE, 13-16 November 2017 (2017).</li>
<li>Jones, A. C., et al. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/pubmed?term=((Assessment+of+bone+ingrowth+into+porous+biomaterials+using+micro-CT%5BTitle%5D)+AND+%22Biomaterials%22%5BJournal%5D)">Assessment of bone ingrowth into porous biomaterials using micro-CT.</a> Biomaterials. 28 (15), 2491-2504 (2007).</li>
</ol>

Zestawy danych mikrotomografii rentgenowskiej o wysokiej rozdzielczości opisane w tym artykule są dostępne na portalu Digital Rocks: www.digitalrocksportal.org/projects/151 Kody używane do przeprowadzania automatycznych pomiarów kąta zwilżania i krzywizny interfejsu płyn/płyn są dostępne na GitHub: https://github.com/AhmedAlratrout/ContactAngle-Curvature-Roughness

Najbardziej krytyczne kroki, aby charakterystyka zwilżalności in situ przy wysokim ciśnieniu i temperaturze zakończyła się sukcesem, są następujące. 1) Wygeneruj dobrą segmentację obrazu, która jest niezbędna do uzyskania dokładnych pomiarów kąta zwilżania. 2) Unikaj umieszczania dużych nieprzepuszczalnych ziaren w minipróbkach, które mogłyby uszczelnić przepływ, oraz dużych cząstek, co skutkuje bardzo delikatną próbką o niereprezentatywnej porowatości. 3) Eksperyment z dobrze kontrolowanym przepływem bez wycieków jest ważny, ponieważ minipróbki są bardzo wrażliwe na ilość wstrzykiwanego płynu (tj. objętość jednego poru to około 0,1 ml). 4) Unikaj obecności powietrza (jako czwarta faza) w przestrzeni porów. 5) Utrzymuj kontrolę temperatury próbki podczas całego eksperymentu przepływu. 6) Unikaj rozluźnienia interfejsu podczas akwizycji skanowania, czekając, aż system osiągnie równowagę. 7) Zastosuj odpowiednią korekcję przesunięcia środkowego, która jest niezbędna do skutecznej rekonstrukcji obrazu rentgenowskiego.
Metoda automatycznego kąta zwilżania jest ograniczona dokładnością segmentacji obrazu, ponieważ jest stosowana tylko do obrazów podzielonych na segmenty. Segmentacja obrazu zależy w dużej mierze od jakości obrazowania, która zależy od protokołu obrazowania i wydajności skanera mikrotomograficznego. Ponadto jest wrażliwy na rekonstrukcję obrazu i filtry redukcji szumów, a także metodę segmentacji, taką jak TWS32 lub metoda zasiewu zlewni57. W tej pracy metoda TWS zapewniła dokładniejsze pomiary kąta zwilżania na surowych obrazach rentgenowskich w porównaniu z metodami przełomowymi zastosowanymi do przefiltrowanych obrazów rentgenowskich (przy użyciu filtrów redukcji szumów). Zastosowanie filtrów redukujących szumy sprawia, że w niektórych częściach skały granica faz wydaje się być mniej mokra od oleju, ze względu na uśrednianie wokseli szczególnie w pobliżu trójfazowej linii jezdnej31. TWS może uchwycić nie tylko ilość pozostałego nasycenia olejem, ale także kształt pozostałych zwojów olejowych. Dotyczy to w szczególności pozostałego oleju w mieszanych obudowach mokrych, w których olej jest zatrzymywany w przestrzeni porów w postaci cienkich struktur przypominających arkusze, co sprawia, że wyzwaniem jest segmentacja wyłącznie na podstawie wartości progowych w skali szarości.
To oznaczenie zwilżalności in situ zapewnia dokładny opis warunków zwilżania skał zbiornikowych w porównaniu z innymi konwencjonalnymi metodami pomiaru zwilżalności. Uwzględnia wszystkie istotne parametry skały w skali porów, takie jak chropowatość powierzchni skały, skład chemiczny skał oraz wielkość i geometria porów, które nie są możliwe przy użyciu wskaźników zwilżalności 7,8 i kąta zwilżania ex situ 4,9,10,11. Zastosowanie zautomatyzowanego pomiaru kąta zwilżania in situ w skali mikronowej jest solidne i eliminuje wszelki subiektywizm związany z metodą ręczną24. Co więcej, jest bardziej skuteczna w usuwaniu artefaktów wokselizacji w porównaniu z innymi metodami zautomatyzowanymi25,26. Rozkład kąta zwilżania in situ zmierzony metodą automatyczną był stosunkowo szybki. Na przykład czas wykonywania pomiaru kąta zwilżania na dowolnym z trzech przykładowych obrazów, które zawierają 595 milionów wokseli, wynosi około 2 godzin przy użyciu jednego procesora CPU 2,2 GHz.
W przyszłości protokół ten może być wykorzystany do scharakteryzowania innych systemów skalnych zbiorników nasyconych solanką formacyjną i ropą naftową. Ta sama metoda nie ogranicza się tylko do przemysłu naftowego i może być modyfikowana i dostosowywana w celu scharakteryzowania zwilżalności na podstawie dowolnie segmentowanych trójwymiarowych obrazów z dwoma niemieszającymi się płynami w porowatych ośrodkach o różnych warunkach zwilżalności.

Zwilżalność (kąt zwilżania niemieszających się płynów na powierzchni stałej) jest jedną z kluczowych właściwości, które kontrolują konfigurację płynów i odzysk ropy w skałach zbiornikowych. Zwilżalność wpływa na makroskopowe właściwości przepływu, w tym względną przepuszczalność i ciśnienie kapilarne1,2,3,4,5,6. Pomiar zwilżalności in situ skał zbiornikowych pozostaje jednak wyzwaniem. Zwilżalność skał zbiornikowych została określona tradycyjnie w skali rdzenia, pośrednio za pomocą wskaźników zwilżalności7,8, oraz bezpośrednio ex situ na płaskich powierzchniach mineralnych4,9,10,11. Zarówno wskaźniki zwilżalności, jak i pomiary kąta zwilżania ex situ są ograniczone i nie mogą scharakteryzować zwilżalności mieszanej (lub zakresu kąta zwilżania), które zwykle występują w złożach węglowodorów. Co więcej, nie uwzględniają one właściwości skał w skali porów, takich jak mineralogia skały, chropowatość powierzchni, geometria porów i niejednorodność przestrzenna, które mają bezpośredni wpływ na układ płynów w skali porów.
Ostatnie postępy w nieinwazyjnym obrazowaniu trójwymiarowym za pomocą mikrotomografii rentgenowskiej12, w połączeniu z użyciem aparatu do podwyższonej temperatury i ciśnienia13, umożliwiły badanie przepływu wielofazowego w przepuszczalnych mediach14,15,16,17,18,19,20,21,22,23. Technologia ta ułatwiła opracowanie ręcznych pomiarów kąta zwilżania in situ w skali porów w nieprzezroczystym porowatym ośrodku (kamieniołom, skała wapienna) w warunkach podpowierzchniowych24. Średnią wartość kąta zwilżania wynoszącą 45° ± 6° między CO2 a solanką z jodku potasu (KI) uzyskano ręcznie z surowych obrazów w 300 punktach. Metoda ręczna jest jednak czasochłonna (tj. pomiar 100 punktów kąta zwilżania może zająć nawet kilka dni), a uzyskane wartości mogą mieć subiektywne odchylenie.
Pomiar kąta zwilżania in situ został zautomatyzowany za pomocą różnych metod stosowanych do segmentowanych trójwymiarowych obrazów rentgenowskich25,26,27. Scanziani i wsp.25 ulepszył metodę manualną, umieszczając okrąg na granicy faz płyn-płyn, który przecina się z linią umieszczoną na granicy faz płyn-skała na wycinkach prostopadłych do trójfazowej linii jezdnej. Metodę tę zastosowano do małych podobjętości wyodrębnionych z trójwymiarowych obrazów skał wapiennych kamieniołomu nasyconych dekanem i solanką KI. Klise i wsp.26 opracował metodę automatycznego ilościowego określania kąta zwilżania in situ poprzez dopasowanie płaszczyzn do granicy faz płyn-płyn i płyn-skała. Pomiędzy tymi płaszczyznami wyznaczono kąt zwilżania. Metodę tę zastosowano do trójwymiarowych obrazów kulek nasyconych naftą i solanką. Obie zautomatyzowane metody zastosowano do wokselizowanych obrazów, które mogły wprowadzać błędy, i w obu metodach linie lub płaszczyzny zostały dopasowane na granicy faz płyn-płyn i płyn-skała, a kąt zwilżania między nimi został zmierzony. Zastosowanie tych dwóch podejść do wokselizowanych, segmentowanych obrazów złożonej geometrii skał może prowadzić do błędów, a jednocześnie być czasochłonne.
W tym protokole stosujemy zautomatyzowaną metodę kąta zwilżania in situ opracowaną przez AlRatrout et al.27, który usuwa artefakty wokselizacji poprzez zastosowanie wygładzania gaussowskiego do granic faz płyn-płyn i płyn-ciało stałe. Następnie równomierne wygładzenie krzywizny stosuje się tylko do granicy faz płyn-płyn, która jest zgodna z równowagą kapilarną. Setki tysięcy punktów kąta działania są mierzone szybko w połączeniu z ich współrzędnymi x, y i z. Podejście AlRatrouta i wsp.27 został zastosowany do próbek wapienia z kamieniołomów nasyconych dekanem i solanką KI.
W tym protokole wykorzystujemy najnowsze osiągnięcia w mikrotomografii rentgenowskiej w połączeniu z aparaturą wysokociśnieniową i wysokotemperaturową, aby przeprowadzić in situ charakterystykę zwilżalności złożonych węglanowych skał rezerwuarowych, wydobytych z bardzo dużego pola naftowego położonego na Bliskim Wschodzie. Skały zostały nasycone ropą naftową w warunkach podpowierzchniowych, aby odtworzyć warunki panujące w zbiorniku po odkryciu. Wysunięto hipotezę, że części powierzchni skał zbiornika (mające bezpośredni kontakt z ropą naftową) stają się mokre od ropy, podczas gdy inne (wypełnione solanką z początkowej formacji) pozostają mokre od wody28,29,30. Jednak zwilżalność skał zbiornikowych jest jeszcze bardziej złożona ze względu na kilka czynników kontrolujących stopień zmiany zwilżalności, w tym chropowatość powierzchni, niejednorodność chemiczną skały, skład ropy naftowej, skład i nasycenie solanki oraz temperaturę i ciśnienie. Niedawne badanie31 wykazało, że w skałach zbiornikowych zazwyczaj występuje zakres kątów zwilżania o wartościach zarówno powyżej, jak i poniżej 90°, mierzony przy użyciu zautomatyzowanej metody opracowanej przez AlRatrout i wsp.27.
Głównym celem tej pracy jest dostarczenie dokładnego protokołu do scharakteryzowania zwilżalności in situ skał zbiornikowych (zwilżalność mieszana) w warunkach podpowierzchniowych. Dokładny pomiar kąta zwilżania in situ wymaga dobrej jakości segmentacji. W związku z tym metoda segmentacji oparta na uczeniu maszynowym, znana jako Trainable WEKA Segmentation (TWS)32, została wykorzystana do uchwycenia nie tylko ilości pozostałego oleju, ale także kształtu pozostałych zwojów olejowych, ułatwiając w ten sposób dokładniejsze pomiary kąta zwilżania. Ostatnio TWS jest używany w różnych zastosowaniach, takich jak segmentacja upakowanych złoży cząstek, cieczy we włóknach tekstylnych i porów szczelnych zbiorników33,34,35,36,37,38,39,40. Aby dokładnie zobrazować pozostałą ropę naftową w wysokiej rozdzielczości i w warunkach podpowierzchniowych, użyto nowatorskiej aparatury eksperymentalnej (<silna klasa="xfig">Rysunek 1 i <silna klasa="xfig">Rysunek 2). Mini-próbki skał zostały załadowane do środka uchwytu rdzenia typu Hassler41 wykonanego z włókna węglowego. Zastosowanie długiej tulei z włókna węglowego o małej średnicy pozwala na zbliżenie źródła promieniowania rentgenowskiego bardzo blisko próbki, zwiększając w ten sposób strumień promieniowania rentgenowskiego i skracając wymagany czas ekspozycji, co skutkuje lepszą jakością obrazu w krótszym czasie. Tuleja z włókna węglowego jest wystarczająco mocna, aby wytrzymać wysokie ciśnienie i temperaturę, a jednocześnie pozostaje wystarczająco przezroczysta dla promieni rentgenowskich21.
W tym badaniu przedstawiamy kroki, które należy podjąć, aby scharakteryzować zwilżalność in situ skał zbiornikowych w warunkach podpowierzchniowych. Obejmuje to wiercenie reprezentatywnych minipróbek, montaż uchwytu rdzenia, aparaturę przepływową i procedurę przepływu, protokół obrazowania, przetwarzanie i segmentację obrazu, a na koniec uruchomienie automatycznego kodu kąta zwilżania w celu wygenerowania rozkładu kąta zwilżania.

<table><tbody><tr><td>Xradia VersaXRM-500 X-ray micro-CT</td><td>ZEISS</td><td>Quote</td><td>Skaner mikrotomografii rentgenowskiej, https://www.zeiss.com/microscopy/int/products/x-ray-microscopy.html</td></tr><tr><td>pompy strzykawkowe Teledyne Isco</td><td>Teledyne</td><td>Isco</td><td>Quote Model 100DM, Model 260D i Model 1000D, http://www.teledyneisco.com/en-uk</td></tr><tr><td>Uchwyt rdzenia</td><td>Airborne</td><td>Quote</td><td>9.5 ID Coreholder, www.airborne-international.com</td></tr><tr><td>Piknometr gazowy</td><td>Micromeritics</td><td>Cytat</td><td>Piknometr AccuPyc II 1340,</td></tr><tr><td>termopara</td> http://www.micromeritics.com/Product-Showcase/AccuPyc-II-1340.aspx <td>Omega</td><td>KMTSS-IM025U-150</td><td>Termopary budowlane MI o drobnej średnicy od 0,25 do 1,0 mm zakończone mini uszczelką doniczkową i drutem ołowianym PFA o długości 1 m,</td></tr><tr><td>https://www.omega.co.uk/pptst/TJMINI_025-075MM_IEC.html elastyczny płaszcz grzewczy</td><td>Omega</td><td>KH-112/5-P</td><td>Elastyczne grzejniki izolowane kaptonem, rurki</td></tr><tr><td>https://www.omega.co.uk/pptst/KHR_KHLV_KH.html PEEK</td><td>Kinesis</td><td>1533XL</td><td>rurki PEEK 1/16" OD X 0,030" (0.75mm) ID Zielony, http://kinesis.co.uk/tubing-tubing-peek-green-1-16-x-0-030-0-75mm-x100ft-1533xl.html</td></tr><tr><td>Obcinak do rur</td><td>Kinesis</td><td>003062</td><td>Obcinak do rur, http://kinesis.co.uk/tubing-tube-cutter-003062.html</td></tr><tr><td>Mocowanie palcowe z PEEK</td><td>Kinesis</td><td>F-120X</td><td>Złączka dociskowa palcowa, jednoczęściowa, do węży o średnicy zewnętrznej 1/16", stożek 10-32, PEEK, naturalny, 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>Adaptery i złącza PEEK</td><td>Kinesis</td><td>P-760</td><td>Adaptery i złącza Złącza: PEEK i handel; Złączka ZDV, do węży o średnicy zewnętrznej 1/16", stożek 10-32, http://kinesis.co.uk/catalogsearch/result/?q=P-760</td></tr><tr><td>wtyk PEEK</td><td>Wtyk Kinesis</td><td>P-551</td><td>, 10-32 stożek, PEEK, naturalny,</td></tr><tr><td>suwmiarka cyfrowa http://kinesis.co.uk/plug-10-32-coned-peek-natural-p-551.html Suwmiarka cyfrowa</td><td>RS</td><td>50019630</td><td>, Suwmiarka http://uk.rs-online.com/web/</td></tr> <tr><td>Trójdrogowa</td><td>Swagelok</td><td>SS-41GXS1</td><td>1-częściowy 3-drogowy zawór kulowy serii 40G ze stali nierdzewnej, 0,08 CV, 1/16 cala. Złączka rurki Swagelok,</td></tr><tr><td>tuleja https://www.swagelok.com/en/catalog/Product/Detail?part=SS-41GXS1 Viton</td><td>Cole-Parmer</td><td>WZ-06435-03</td><td>Rurka zgodna z Viton FDA, średnica wewnętrzna 3/16" (4,8 mm), https://www.coleparmer.com/i/mn/0643503</td></tr><tr><td>Wiertło</td><td>DK-Holdings</td><td>Wycena</td><td>Standardowe wiertło ścienne *EDS540, średnica wewnętrzna 5 mm x trzpień kontynentalny, wzmocniony trzpień schodkowy 5 mm rury za 20 mm diamentu, http://www.dk-holdings.co.uk/glass/stanwall.html</td></tr><tr><td>Heptan</td><td>Sigma-Aldarich</td><td>246654-1L</td><td>Heptan, bezwodny, 99%, http://www.sigmaaldrich.com/catalog/product/sial/246654?lang=en&region=GB</td></tr><tr><td>Jodek potasu</td><td>Sigma-Aldarich</td><td>231-659-4&nbsp;</td><td>czystość &ge; 99,0%, https://www.sigmaaldrich.com/catalog/product/sigma/60399?lang=en&region=GB</td></tr><tr><td>ParaView</td> Oprogramowanie do wizualizacji <td>bezpłatnych</td> danych o <td>otwartym kodzie źródłowym</td><td>(krok protokołu 6.6), https://www.paraview.org/</td></tr> <tr><td>Oprogramowanie Avizo Software</td><td>FEI Licencja Oprogramowanie FEI</td><td></td><td>Oprogramowanie do wizualizacji i analizy danych (Krok protokołu 1.2, 5.7.1), https://www.fei.com/software/amira-avizo/</td></tr> <tr><td>Oprogramowanie Rekonstrukcyjne</td><td>Licencja ZEISS</td><td></td><td>https://www.zeiss.com/</td></tr></tbody></table>

obrazowanie w skali porów i charakterystyka zwilżalności skał złożowych węglowodorów w warunkach podpowierzchniowych za pomocą mikrotomografii rentgenowskiej

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

Pomiary zwilżalności in situ w skałach zbiorników węglowodorowych były możliwe dopiero od niedawna. Celem niniejszej pracy jest przedstawienie protokołu charakteryzującego złożone warunki zwilżania skał zbiornikowych węglowodorów za pomocą trójwymiarowego obrazowania rentgenowskiego w skali porowej w warunkach podpowierzchniowych. W niniejszej pracy do zademonstrowania protokołu wykorzystano heterogeniczne węglanowe skały zbiornikowe, wydobyte z bardzo dużego pola produkcyjnego ropy naftowej. Skały są nasycone solanką i olejem i dojrzewają przez trzy tygodnie w warunkach podpowierzchniowych, aby odtworzyć warunki zwilżalności, które zwykle występują w zbiornikach węglowodorów (znane jako zwilżalność mieszana). Po wstrzyknięciu solanki pozyskiwane są trójwymiarowe obrazy o wysokiej rozdzielczości (2 μm/woksel), a następnie przetwarzane i segmentowane. Aby obliczyć rozkład kąta zwilżania, który określa zwilżalność, wykonuje się następujące kroki. Po pierwsze, zazębiają się powierzchnie płyn-płyn i płyn-skała. Powierzchnie są wygładzane w celu usunięcia artefaktów wokseli, a kąty zwilżania in situ są mierzone na trójfazowej linii kontaktowej na całym obrazie. Główną zaletą tej metody jest jej zdolność do charakteryzowania zwilżalności in situ z uwzględnieniem właściwości skał w skali porów, takich jak chropowatość powierzchni skały, skład chemiczny skały i wielkość porów. Zwilżalność in situ określa się szybko w setkach tysięcy punktów. 
Metoda jest ograniczona przez dokładność segmentacji i rozdzielczość obrazu rentgenowskiego. Protokół ten może być wykorzystany do scharakteryzowania zwilżalności innych złożonych skał nasyconych różnymi płynami i w różnych warunkach dla różnych zastosowań. Na przykład może to pomóc w określeniu optymalnej zwilżalności, która może zapewnić dodatkowy odzysk oleju (tj. zaprojektowanie odpowiedniego zasolenia solanki w celu uzyskania wyższego odzysku oleju) oraz w znalezieniu najbardziej efektywnych warunków zwilżania w celu uwięzienia większej ilości CO2 w formacjach podpowierzchniowych.

W przypadku 3 badanych próbek, zmierzony rozkład kąta zwilżania in situ przedstawiono na Rysunku 6, a stopień odzysku ropy na Rysunku 11. Rysunek 12 przedstawia obrazy rozkładu pozostałej ropy dla różnych warunków zwilżania po zakończeniu wypierania wodą. Zwilżalność mieszana (lub zakres kąta zwilżania) została zmierzona przy użyciu zautomatyzowanej metody pomiaru kąta zwilżania27. Zmierzone rozkłady kątów zwilżania uznaje się za wyniki reprezentatywne, jeśli występuje dobra zgodność pomiędzy punktami kąta zwilżania zmierzonymi metodą zautomatyzowaną z obrazów segmentowanych a kątami zwilżania zmierzonymi ręcznie z surowych obrazów rentgenowskich. Rysunek 10 przedstawia przykład dobrej zgodności pomiaru porównawczego pomiędzy zautomatyzowanymi a ręcznymi pomiarami kątów zwilżania w tych samych lokalizacjach dla podobjętości z mini-próbki 1 (słabo zwilżalnej wodą).
W celu potraktowania 3 próbek i wygenerowania 3 warunków zwilżalności przeprowadzono trzy protokoły starzenia (Rycina 6). Starzenie próbki w niższej temperaturze (60 °C) i w warunkach statycznych (bez wtryskiwania oleju w okresie starzenia) może prowadzić do stanu słabej zwilżalności wodnej, takiego jak rozkład przedstawiony dla próbki 1 na kolor niebieski (Rycina 6). Z kolei starzenie próbki w wyższej temperaturze (80 °C) przy częściowo dynamicznym starzeniu (wtryskiwanie oleju w okresie starzenia) może skutkować warunkami mieszanej zwilżalności z większą liczbą powierzchni zwilżalnych olejem, co widać na przykładzie próbki 2 przedstawionej na kolor szary (Rycina 6).
Stwierdzono, że odzysk ropy jest funkcją zwilżalności, co jest zgodne z wcześniejszymi badaniami w skali rdzenia51. Jednak w tamtym czasie odzysk ropy przedstawiano jako funkcję wskaźnika zwilżalności w skali rdzenia. Podobne zachowanie odzysku ropy zaobserwowano w skali porów i przedstawiono je jako funkcję średniej wartości rozkładu kąta zwilżania in situ (Rysunek 11). Niski odzysk ropy z próbki 1 (słabo zwilżanej wodą) wynikał z uwięzienia ropy w większych przestrzeniach porów. Solanka przesiąkała przez narożniki małych porów, pozostawiając ropę uwięzioną w postaci rozłącznych gangliów w centrum przestrzeni porowych o kształtach quasi-sferycznych (Rysunek 12a), podobnie jak zaobserwowano w poprzednich badaniach w mediach zwilżanych wodą52,53,54,55. W przeciwieństwie do niej, próbka 2 (przypadek mieszanego zwilżania z przewagą powierzchni zwilżanych ropą) posiadała warstwy ropy, które były w dużej mierze połączone (Rysunek 12b). Te cienkie warstwy umożliwiały jedynie powolną produkcję ropy, pozostawiając wysoką nasycenie ropą szczątkową po zakończeniu wypierania wodą. Najwyższy odzysk ropy osiągnięto w próbce 3 (mieszanie zwilżanie ze średnim kątem zwilżania bliskim 90°), która nie była ani zwilżana wodą (zatem uwięzienie w dużych porach było mniejsze), ani silnie zwilżana ropą (mniej ropy zatrzymywało się w małych przestrzeniach porów)1. W przypadkach mieszanego zwilżania dla próbek 2 i 3 ropa pozostała w połączonych, cienkich strukturach przypominających arkusze (Rysunek 12b i 12c), co jest podobne do wyników innych badań w porowatych mediach zwilżanych ropą52,53,56.
<img alt="Schemat eksperymentu z deformacją skał przedstawiający sprzęt: głowicę przepływową, termoparę, płaszcz grzewczy, rurki." class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig1.jpg" data-altupdatedat="1788250015000" data-alt="Rysunek 1"> 
Rysunek 1: Schematyczny rysunek zestawu uchwytu rdzenia. Oznaczono komponenty uchwytu rdzenia oraz przedstawiono widok przekroju wewnętrznego uchwytu rdzenia. <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig1large.jpg" target="_blank">Kliknij tutaj, aby wyświetlić powiększoną wersję tego rysunku.</a>
<img alt="Schemat układu do przerywania rdzenia z mikrotomografią komputerową (µCT) rentgenowską, stołem obrotowym, pompami i zaworami do badania przepływu CO₂/solanki." class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig2.jpg" data-altupdatedat="1788250015000" data-alt="Rycina 2"> 
Rycina 2: Aparatura do przepływu w warunkach wysokiego ciśnienia i wysokiej temperatury. Aparatura do przepływu składa się z czterech strzykawkowych pomp wysokociśnieniowych: (A) pompy do oleju, (B) pompy odbiorczej, (C) pompy do solanki i (D) pompy ograniczającej. Panel (E) przedstawia zespół uchwytu rdzenia, (F) pokazuje kontroler PID, a (G) przedstawia butlę z CO2. <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig2large.jpg" target="_blank">Kliknij tutaj, aby wyświetlić powiększoną wersję tej ryciny.</a>
<img alt="Analiza mikrostruktury betonu; schematy i obrazy mikroskopowe przedstawiające skalowanie próbek i widoki szczegółowe." class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig3.jpg" data-altupdatedat="1788250015000" data-alt="Rysunek 3"> 
Rysunek 3: Obrazy demonstrujące wiercenie reprezentatywnych mini-próbek. (a) Ten schemat ilustruje oznaczenia ortogonalne z właściwą lokalizacją wiercenia. x oraz y to odległości od centrum rdzenia próbki wykorzystywane do wyznaczenia miejsca wiercenia. (b) Ten panel przedstawia trójwymiarowy obraz rentgenowski suchego rdzenia próbki (wyrenderowany jako półprzezroczysty) z mini-próbką (w ciemnoszarym kolorze). (c) Jest to poziomy widok przekroju poprzecznego rdzenia próbki (zeskanowanego w rozdzielczości 40 µm/voxel). Ziarna skalne i pory przedstawiono odpowiednio w kolorze szarym i czarnym. (d) Ten panel przedstawia poziomy widok przekroju poprzecznego mini-próbki (zeskanowanej w rozdzielczości 5,5 µm/voxel). (e) Jest to pionowy widok przekroju poprzecznego rdzenia próbki, pokazujący złożone i heterogeniczne rozmiary oraz geometrie porów, wraz z lokalizacją mini-próbki wskazaną przez czarny kwadrat. (f) Jest to powiększony pionowy widok przekroju poprzecznego wyróżnionej mini-próbki przedstawionej w panelu e, która została zeskanowana w rozdzielczości 5,5 µm/voxel. <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig3large.jpg" target="_blank">Kliknij tutaj, aby wyświetlić powiększoną wersję tego rysunku.</a>
<img alt="Skan CT pokazujący porowatość skały oraz rozkład ropy i solanki; histogram skali szarości gęstości pikseli." class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig4.jpg" data-altupdatedat="1788250015000" data-alt="Rysunek 4"> 
Rysunek 4: Skan kontrastowy fazy. (a) Ten panel przedstawia skan kontrastowy kruszonej skały (jasnoszary) zmieszanej z fazami solanki (ciemnoszary) i ropy (czarny). Zostało to wykorzystane do określenia odpowiedniego domieszkowania solanki w celu zapewnienia dobrego kontrastu fazowego. (b) Jest to histogram wartości skali szarości trzech faz. <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig4large.jpg" target="_blank">Kliknij tutaj, aby wyświetlić powiększoną wersję tego rysunku.</a>
<img alt="Analiza tekstury minerałów, obraz mikroskopowy, rozpoznawanie wzorców, skala 2mm, badania geologiczne." class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig5.jpg" data-altupdatedat="1788250015000" data-alt="Rysunek 5"> 
Rysunek 5: Poziomy przekrój surowych i segmentowanych obrazów rentgenowskich trzech mini-próbek. Panele (a), (b) i (c) przedstawiają przekroje xy odpowiednio mini-próbek 1, 2 i 3. Górny rząd pokazuje surowe obrazy rentgenowskie w skali szarości (ropa, solanka i skała są odpowiednio w kolorze czarnym, ciemnoszarym i jasnoszarym). Dolne obrazy przedstawiają segmentowane obrazy tego samego przekroju z wykorzystaniem narzędzia Trainable WEKA Segmentation (ropa, solanka i skała są odpowiednio w kolorze czarnym, szarym i białym). <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig5large.jpg" target="_blank">Kliknij tutaj, aby wyświetlić powiększoną wersję tego rysunku.</a>
<img alt="Rozkład kąta zwilżania, histogram częstotliwości; porównanie trzech próbek, analiza powierzchni." class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig6.jpg" data-altupdatedat="1788250015000" data-alt="Rycina 6"> 
Rycina 6: Rozkłady pomiarów kąta zwilżania dla trzech mini-próbek. Próbka 1 ma średni kąt zwilżania 77° ± 21° przy 462 000 wartościach zaznaczonych na niebiesko. Próbka 2 ma średni kąt zwilżania 104° ± 26° przy 1,41 miliona wartości zaznaczonych na szaro. Próbka 3 ma średni kąt zwilżania 94° ± 24° przy 769 000 wartości zaznaczonych na czerwono. <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig6large.jpg" target="_blank">Kliknij tutaj, aby wyświetlić powiększoną wersję tej ryciny.</a>
<img alt="Analiza obrazu segmentowanego pokazująca ekstrakcję i wygładzanie powierzchni, z wyróżnieniem trójfazowej linii styku i pomiaru kąta zwilżania w strukturze porów skały." class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig7.jpg" data-altupdatedat="1788250015000" data-alt="Rycina 7"> 
Rycina 7: Schemat automatycznego pomiaru kąta zwilżania. (a) Trójwymiarowy obraz segmentowany, na którym solanka jest zaznaczona na niebiesko, a ropa na czerwono, natomiast skała jest przezroczysta. (b) Panel przedstawiający wyekstrahowane powierzchnie całego obrazu. Powierzchnie ropa/solanka są zaznaczone na zielono, a powierzchnie ropa/skała na czerwono. (c) Panel przedstawiający wygładzone powierzchnie całego obrazu. (d) Panel przedstawiający trójfazową linię styku całego obrazu. (e) Przykład wygładzonych powierzchni ganglionu ropy wyróżnionego czarnym kwadratem. (f) Panel przedstawiający trójfazową linię styku wyróżnionego ganglionu ropy. (g) Przykład pojedynczego pomiaru kąta zwilżania w punkcie i (wyróżnionym w panelu f). Powierzchnie ropa/solanka, ropa/skała oraz solanka/skała są zaznaczone odpowiednio na zielono, czerwono i niebiesko. <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig7large.jpg" target="_blank">Kliknij tutaj, aby wyświetlić powiększoną wersję tej ryciny.</a>
<img alt="Analiza tekstury gleby; obrazy segmentacji w skali szarości; mikroskopia; porównanie skal 220μm i 320μm." class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig8.jpg" data-altupdatedat="1788250015000" data-alt="Rysunek 8"> 
Rysunek 8: Trzy podobjętości wyodrębnione z trzech mini-próbek. (a) Ten panel przedstawia podobjętość wyodrębnioną z mini-próbki 1 (słabo zwilżalna wodą). (b) Ten panel przedstawia podobjętość wyodrębnioną z mini-próbki 2 (mieszane zwilżanie). (c) Ten panel przedstawia podobjętość wyodrębnioną z mini-próbki 3 (mieszane zwilżanie). <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig8large.jpg" target="_blank">Kliknij tutaj, aby wyświetlić powiększoną wersję tego rysunku.</a>
<img alt="Schemat segmentacji mikrostruktury 3D, wizualizujący geometrię komórkową w skali 100 μm, kąt 61°." class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig9.jpg" data-altupdatedat="1788250015000" data-alt="Figure 9"> 
Rycina 9: Przepływ pracy pomiaru kąta styczności jeden do jednego. (a) Wizualizacja losowo wybranego punktu pomiaru kąta styczności (60°) zmierzonego za pomocą zautomatyzowanego kodu (obraz pochodzi z użytego oprogramowania do wizualizacji danych). (b) Ten panel pokazuje, jak zidentyfikować lokalizację tego samego punktu przy użyciu oprogramowania do wizualizacji i analizy danych. (c) Ten panel pokazuje, jak przeprowadzić ręczny pomiar kąta styczności w tej samej lokalizacji. (d) Przykład ręcznie zmierzonego kąta styczności w tej samej lokalizacji (61°). <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig9large.jpg" target="_blank">Kliknij tutaj, aby wyświetlić powiększoną wersję tej ryciny.</a>
<img alt="Wykres korelacji kąta automatycznego i ręcznego, punkty danych naniesione wzdłuż dopasowania liniowego." class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig10.jpg" data-altupdatedat="1788250015000" data-alt="Rycina 10"> 
Rycina 10: Zautomatyzowane pomiary kąta zwilżania w porównaniu do pomiarów kąta zwilżania wykonanych ręcznie w tych samych lokalizacjach podobjętości z mini-próbki 1. Wartości mierzono zgodnie z procedurą opisaną na Rycini 9. <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig10large.jpg" target="_blank">Kliknij tutaj, aby wyświetlić powiększoną wersję tej ryciny.</a>
<img alt="Wykres odzysku ropy w funkcji kąta zwilżania; pokazuje trzy próbki, wskazując trend efektywności odzysku." class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig11.jpg" data-altupdatedat="1788250015000" data-alt="Rysunek 11"> 
Rysunek 11: Odzysk ropy w funkcji zwilżalności. Wartości odzysku ropy dla próbek 1, 2 i 3 wynoszą odpowiednio 67.1%, 58.6% i 84.0%. <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig11large.jpg" target="_blank">Kliknij tutaj, aby zobaczyć powiększoną wersję tego rysunku.</a>
<img alt="Schematy analizy rekonstrukcji 3D, rozkład cząstek w mikrobioobjętościach, powierzchnie zakodowane kolorami." class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig12.jpg" data-altupdatedat="1788250015000" data-alt="Rycina 12"> 
Rycina 12: Morfologia pozostałej ropy dla różnych warunków zwilżania. (a) W próbce 1 (słabo zwilżonej wodą) pozostała ropa została uwięziona w centrach porów w postaci rozłącznych ganglionów o kształtach quasi-sferycznych. Panele (b) i (c) pokazują, jak w próbkach 2 i 3 (o zwilżeniu mieszanym) pozostała ropa występuje w postaci połączonych, cienkich struktur przypominających arkusze w małych porach i szczelinach. Różne kolory reprezentują rozłączone gangliony ropy. <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig12large.jpg" target="_blank">Kliknij tutaj, aby wyświetlić powiększoną wersję tej ryciny.</a>

Ten protokół jest prezentowany w celu scharakteryzowania złożonych warunków zwilżania nieprzezroczystego porowatego medium (skały zbiornika węglowodorowego) za pomocą trójwymiarowych obrazów uzyskanych za pomocą mikrotomografii rentgenowskiej w warunkach podpowierzchniowych.

Obrazowanie w skali porów i charakterystyka zwilżalności skał złożowych węglowodorów w warunkach podpowierzchniowych za pomocą mikrotomografii rentgenowskiej

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

Ogólnym celem tych prac jest opracowanie dokładnego protokołu charakteryzującego zwilżalność in situ skał zbiornikowych w warunkach podpowierzchniowych. Metoda ta może pomóc odpowiedzieć na kluczowe pytania dotyczące wielofazowych przepływowych mediów porowatych z zastosowaniem do odzyskiwania oleju, usuwania zanieczyszczeń i magazynowania dwutlenku węgla. Główną zaletą tej techniki jest to, że możemy badać procesy przemieszczenia i zwilżalność w systemach naturalnych.Protokół ten pokazuje, w jaki sposób określić zwilżalność in situ skał zbiornikowych węglowodorów w warunkach podpowierzchniowych lub na podstawie segmentowanych trójwymiarowych obrazów rentgenowskich. Protokół wymaga pobrania mini próbki skały. Uzyskać mini próbki z próbek rdzeniowych i spłaszczyć każdy koniec, aby ułatwić dobry kontakt.Określić całkowitą porowatość próbki i ocenić jej wewnętrzną strukturę porów. Podczas mikrotomografii rentgenowskiej należy używać uchwytu rdzenia typu Hassler. Najpierw pracuj z górną częścią uchwytu rdzenia, aby nawlec rurki z polieteroeteroketonu.Następnie przymocuj rurkę do wykonanej na zamówienie końcówki, która mieści próbkę. Nawlecz podstawę uchwytu rurką, która przechodzi do drugiego elementu końcowego. Następnie zdobądź gumową rurkę wystarczająco długą, aby zakryć próbkę i końcówki.Wsuń próbkę do rurki. Gdy znajdzie się w środku, połącz końcówki z górną i dolną częścią próbki. Teraz umieść termoparę na końcówce podstawy, tak aby jej końcówka znajdowała się obok podstawy próbki.Zabezpiecz go taśmą aluminiową. Ostrożnie zakończ montaż uchwytu rdzenia. Ten zespół uchwytu rdzenia jest gotowy do użycia w protokole.Ten schemat zawiera szczegóły jego budowy. W przekroju pokazano warstwy otaczające próbkę, w tym kurtkę grzewczą, rękaw z włókna węglowego i płyn ograniczający. Użyj tulei z włókna węglowego o małej średnicy, aby źródło promieniowania rentgenowskiego znajdowało się blisko próbki.Termopara mierzy temperaturę płynu ograniczającego. Użyj zacisku do przytrzymania i transportu zespołu uchwytu rdzenia. Zabierz zespół uchwytu rdzenia do skanera mikrotomografii rentgenowskiej.Za pomocą zacisku podeprzeć uchwyt rdzenia pionowo na stoliku obrotowym. Gdy uchwyt rdzenia znajdzie się na miejscu, podłącz rurkę od góry i od dołu. Rurki od góry i od dołu uchwytu rdzenia trafiają do różnych otwartych zaworów trójdrogowych.Ponadto podłączyć rurkę z przewodu ograniczającego uchwytu rdzenia do pompy strzykawkowej zawierającej wodę dejonizowaną. Za pomocą pompy strzykawkowej zastosować ciśnienie ograniczające 1,5 megapaskali (1,5 megapaskali ograniczającego). Teraz podłącz butlę z dwutlenkiem węgla do podstawowego zaworu trójdrogowego.Przepłukiwać próbkę CO2 z niską szybkością przez jedną godzinę. Następnie odłącz butlę z dwutlenkiem węgla. Po wykonaniu tej czynności podłącz pompę strzykawkową z domieszkowaną solanką, pompę solankową, do podstawowego zaworu trójdrogowego.Początkowo należy ustawić zawory w taki sposób, aby przepływ nie dostał się do próbki w celu wypłukania powietrza z przewodu wtryskowego. Następnie wstrzyknij solankę do próbki w ilości 0,3 mililitra na minutę przez godzinę, aby w pełni ją nasycić. Podłączyć płaszcz grzewczy i termoparę do regulatora PID.Podłączyć pompę odbiorczą, pompę strzykawkową wypełnioną domieszkowaną solanką, do podstawowego zaworu trójdrogowego. Użyj pomp odbiorczych i ograniczających, aby zwiększyć ciśnienie porów i ciśnienia ograniczającego w krokach co jeden megapaskal odpowiednio do 10 i 11,5 megapaskala. W regulatorze PID ustaw docelową temperaturę płaszcza grzewczego na 60 stopni Celsjusza, aby zakończyć naśladowanie warunków podpowierzchniowych.Wypłukać powietrze z przewodu i podłączyć pompę olejową do zamkniętego górnego zaworu trójdrogowego. Zwiększ ciśnienie do prawidłowego ciśnienia równoważnego. Następnie zatrzymaj pompę olejową i otwórz górny zawór trójdrogowy, aby wstrzyknąć 20 objętości porów oleju przy stałym natężeniu przepływu.Po dwóch godzinach przygotuj się do wykonania zdjęć rentgenowskich. W przypadku obrazów o wysokiej rozdzielczości wybierz obiektyw 4X. Następnie dostosuj pozycje źródła i detektora.Sprawdź obrót zespołu oprawki koronki głównej i rozpocznij skanowanie. Rozpocznij obrót zespołu oprawki koronki. Upewnij się, że rurka przymocowana do ogniwa nie przeszkadza w obracaniu się.Kiedy wszystko jest w porządku, rozpocznij tomografię rentgenowską od dużej liczby projekcji. Po zakończeniu skanowania odłącz zespół uchwytu rdzenia i wyjmij go ze skanera. Przenieś uchwyt rdzenia do piekarnika o temperaturze 80 stopni Celsjusza.Tam ponownie ustal natężenia przepływu, ciśnienia i wykonaj starzenie przez co najmniej trzy tygodnie. Po zakończeniu procesu starzenia przenieś zespół uchwytu rdzenia z powrotem do skanera. Najpierw podłącz pompę ograniczającą, aby zastosować to samo ciśnienie ograniczające.Następnie podłącz przewód solanki do podstawowego zaworu trójdrogowego. Podłącz również pompę odbiorczą do górnej części uchwytu rdzenia za pomocą zaworu trójdrogowego. Po osiągnięciu ciśnienia docelowego otwórz górny zawór trójdrogowy, aby pompa odbiorcza przyłożyła ciśnienie porowe do rdzenia.Kontynuuj tworzenie połączeń, aby przywrócić warunki podpowierzchniowe dla próbki. Następnie, przy wyłączonej pompie solanki, otwórz dolny zawór trójdrogowy, aby wykonać zalanie wodą o objętości 20 porów przy niskim natężeniu przepływu. Gdy system osiągnie równowagę, ponownie uzyskaj skany w wysokiej rozdzielczości w tym samym miejscu.Zrekonstruuj dane tomografii rentgenowskiej za pomocą oprogramowania do rekonstrukcji. Zapisz obraz i otwórz go w oprogramowaniu Trainable Weka Segmentation. Wybierz narzędzie do rysowania odręcznego.Użyj narzędzia do rysowania odręcznego, aby podświetlić wystąpienia jednej z faz na obrazie, w tym przypadku oleju. Po zakończeniu kliknij przycisk Dodaj do klasy. Spróbuj podążać za kształtem fazy, jednocześnie oznaczając piksele.Następnie dodaj region do odpowiedniej klasy. Po oznaczeniu przykładów wszystkich trzech faz kliknij pozycję Train Classifier (Trenuj klasyfikator), aby podzielić cały obraz na segmenty. Przejrzyj obraz podzielony na segmenty.W razie potrzeby powtórz kroki szkolenia i segmentacji, aby uzyskać dobre wyniki. Wybierz opcję Utwórz wyniki, aby uzyskać ostateczny obraz podzielony na segmenty. Zapisz obraz do późniejszego wykorzystania w oprogramowaniu do analizy.Użyj obrazu podzielonego na segmenty, aby zmierzyć rozkład kąta zwilżania in situ. Metoda automatyczna tworzy arkusz kalkulacyjny z zmierzonymi kątami i ich współrzędnymi. Dane te pozwalają na wykreślenie rozkładu kątów zwilżania.Są to rozkłady dla tygodniowej próbki mokrej wody i dwóch mieszanych próbek mokrych. W celu kontroli jakości należy przyciąć i podzielić na segmenty podobjętość minipróbki. Wybierz podobjętość z jednym lub kilkoma zwojami olejowymi do ręcznego pomiaru kąta zwilżania.Znajdź rozkład kąta zwilżania in situ za pomocą automatycznego kodu. Załaduj wygenerowany plik VTK do oprogramowania do wizualizacji danych. Wybierz opcję regionu, aby wyświetlić fazy olejowe i solankowe.Kliknij Lokalizacja sondy. Następnie wprowadź współrzędne losowo wybranego kąta zwilżania z danych wygenerowanych metodą automatyczną. Zlokalizuj jego położenie przestrzenne na trójfazowej linii jezdnej.Teraz załaduj podzielony na segmenty obraz podwoluminu do oprogramowania do analizy danych. W oprogramowaniu wyszukaj moduł arytmetyczny. W module znajdź pole wyrażenia.Wpisz wyrażenie wymagane do wyizolowania fazy olejowej i solankowej. Następnie wyszukaj moduł generowania powierzchni. Użyj go do wytworzenia powierzchni oleju i solanki.Następnie przeszukaj wizualnie powierzchnie w poszukiwaniu wcześniej zidentyfikowanego punktu. Znajdź i otwórz moduł plasterków z przefiltrowanego surowego obrazu rentgenowskiego. Zmień wartość translacji, aby przenieść wycinek obrazu rentgenowskiego do poziomu punktu na powierzchni.Znajdź moduł powierzchni etykiet. Wprowadź w nim trzy w polu liczba faz. Przejdź tylko do czarnych wokseli i wybierz nie.Po zastosowaniu zmian i zmianie mapy kolorów wróć do modułu plasterków. Wybierz opcję ustaw zwykły. W opcjach wybierz pokaż przeciągacz.Przesuń przeciągacz w miejsce, w którym będzie mierzony kąt zwilżania. Wyświetl opcje wyświetlania. Tam wybierz opcję obracania.Obróć plasterek tak, aby był prostopadły do trójfazowej linii jezdnej. Po zakończeniu wybierz narzędzie do pomiaru kąta. Użyj narzędzia, aby zmierzyć kąt w wybranym punkcie.Test automatycznego pomiaru kąta zwilżania polega na zestawieniu jego wyników z pomiarami kąta wykonanymi ręcznie. Podobnie jak w tym przypadku, wyniki powinny być w przybliżeniu równe. Te poziome przekroje poprzeczne to surowe obrazy rentgenowskie i ich segmentowane obrazy trzech próbek.Segmentowane obrazy pozwalają na pomiar kątów zwilżania, określenie pozostałego nasycenia olejem i znalezienie kształtu pozostałych zwojów olejowych. Są to zmierzone rozkłady kąta zwilżania in situ dla trzech różnych próbek znalezionych przy użyciu tej metody. Próbka pierwsza ma tygodniowy stan mokrej wody spowodowany starzeniem statycznym w temperaturze 60 stopni Celsjusza bez wtrysku oleju.Próbka druga jest przykładem mieszanych mokrych warunków z większą ilością mokrych powierzchni olejowych z powodu starzenia w temperaturze 80 stopni Celsjusza z wtryskiem oleju podczas starzenia. Próbka trzecia jest podobna do próbki drugiej, ale nie jest silnie mokra ze względu na niższą temperaturę starzenia i inny skład oleju. Morfologia oleju pozostałego po zalaniu wodą zmienia się w różnych warunkach zwilżania.W przypadku cotygodniowej próbki mokrej wody solanka przesączała się przez małe rogi porów, pozostawiając olej uwięziony w środku przestrzeni porowych. W przeciwieństwie do tego, w mieszanych mokrych przypadkach próbek drugiej i trzeciej, solanka dostała się do środka porów jako faza niezwilżająca, pozostawiając olej połączony w warstwach przypominających arkusze w małych porach i szczelinach. Ważne jest, aby nie dopuścić do sytuacji, w której w systemie znajduje się powietrze, które może działać jako czwarta faza podczas patrzenia na obrazy.Postępując zgodnie z tym protokołem, możesz przyjrzeć się rozkładowi skali porów płynów i zwilżalności w innych systemach, takich jak liście, korzenie lub ogniwa paliwowe. Pamiętaj jednak, że mamy do czynienia z promieniowaniem rentgenowskim i płynami pod wysokim ciśnieniem, więc bardzo ważne jest, aby przeprowadzono dokładną ocenę ryzyka, a osoby przeprowadzające eksperymenty przeszły odpowiednie szkolenie. Ta technika charakteryzowania zwilżalności in situ utorowała drogę naukowcom zajmującym się zwiększonym odzyskiem oleju do zbadania związanego z tym dodatkowego odzysku oleju ze względu na zmianę zwilżalności.

pore-scale-imaging-characterization-hydrocarbon-reservoir-rock

Research

JoVE Journal

Engineering

Inżynieria

Wykorzystaliśmy synchrotronową tomografię rentgenowską w Europejskiej Instalacji Promieniowania Synchrotronowego (ESRF), aby nieinwazyjnie uzyskać trójwymiarowe zbiory danych tomograficznych o rozdzielczości piksela 0.7µm. Dzięki zastosowaniu oprogramowania do renderowania objętościowego możliwe jest zrekonstruowanie struktur wewnętrznych w ich stanie naturalnym, bez artefaktów powstających podczas sekcjonowania histologicznego.

Nieinwazyjna wizualizacja 3D z rozdzielczością submikronową z wykorzystaniem synchrotronowej tomografii rentgenowskiej

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

Obrazowanie w skali porów stanu zbiornika wielu faz płynu za pomocą mikrotomografii rentgenowskiej

Szybka tomografia synchrotronowa została użyta do dynamicznego zobrazowania rozpuszczania wapienia w obecności solanki nasyconej CO2 w warunkach zbiornikowych. Wykonano 100 skanów w rozdzielczości 6,1 μm przez okres 2 godzin.

Dynamiczne obrazowanie stanu zbiornika w skali porowej reakcji w węglanach za pomocą szybkiej tomografii synchrotronowej

Celem tej procedury jest łatwe i szybkie wyprodukowanie urządzenia mikroprzepływowego z dostosowywalną geometrią i odpornością na pęcznienie przez płyny organiczne do badań nad odzyskiwaniem oleju. Najpierw generowana jest forma z polidimetylosiloksanu, a następnie wykorzystywana do odlewania urządzenia na bazie żywicy epoksydowej. Przedstawiono reprezentatywne badanie przemieszczenia.

Urządzenia mikroprzepływowe do charakteryzowania procesów zdarzeń w skali porów w ośrodkach porowatych do zastosowań związanych z odzyskiwaniem oleju

Protokół opisuje procedury pozyskiwania obrazów tomografii komputerowej (CT) ziarnistego gruntu o wysokiej rozdzielczości przestrzennej podczas trójosiowego ściskania oraz stosowania technik przetwarzania obrazów do tych obrazów CT w celu zbadania mechanicznego zachowania gleby pod obciążeniem w skali ziarna.

Wizualizacja uszkodzeń i związanego z nimi zachowania mechanicznego ziarnistych gruntów ziarnistych pod ścinaniem przy użyciu synchrotronowej mikrotomografii rentgenowskiej

Opisujemy użycie technik synchrotronowej spektroskopii absorpcyjnej promieniowania rentgenowskiego (XAS) i dyfrakcji rentgenowskiej (XRD) do badania szczegółów procesów interkalacji/deinterkalacji w materiałach elektrodowych dla akumulatorów litowo-jonowych i na-jonowych. Zarówno eksperymenty in situ, jak i ex situ są wykorzystywane do zrozumienia zachowań strukturalnych istotnych dla działania...

Charakterystyka materiałów elektrodowych do akumulatorów litowo-jonowych i sodowo-jonowych z wykorzystaniem technik promieniowania synchrotronowego

Opisano zastosowanie tomografii rentgenowskiej z dyspersją energii w skaningowym transmisyjnym mikroskopie elektronowym do scharakteryzowania rozkładów pierwiastków w pojedynczych nanocząstkach w trzech wymiarach.

Tomografia rentgenowska z dyspersją energii do mapowania pierwiastkowego 3D pojedynczych nanocząstek

Synchrotronowa mikrotomografia twardego promieniowania rentgenowskiego jest używana do obrazowania elektrochemicznego wzrostu dendrytów z elektrody litowo-metalowej przez membranę elektrolitu polimerowego.

Analiza uszkodzeń baterii za pomocą synchrotronowej mikrotomografii rentgenowskiej

Protokół pomiarowy i procedura analizy danych są podane dla uzyskania poprzecznej spójności źródła promieniowania synchrotronowego promieniowania rentgenowskiego wzdłuż czterech kierunków jednocześnie za pomocą pojedynczej siatki fazowej 2-D w szachownicę. Ta prosta technika może być zastosowana do pełnej charakterystyki koherencji poprzecznej źródeł promieniowania rentgenowskiego i optyki rentgenowskiej.

Pomiar koherencji wiązki promieniowania rentgenowskiego w wielu kierunkach za pomocą siatki fazowej 2D w szachownicę

W tym badaniu mikrotomografia promieniowania synchrotronowego, nieniszcząca technika obrazowania trójwymiarowego, jest wykorzystywana do zbadania całego pakietu mikroelektronicznego o polu przekroju poprzecznego 16 x 16 mm. Ze względu na wysoki strumień i jasność synchrotronu, próbka została zobrazowana w zaledwie 3 minuty z rozdzielczością przestrzenną 8,7 μm.

Wykorzystanie mikrotomografii promieniowania synchrotronowego do badania wieloskalowych trójwymiarowych pakietów mikroelektronicznych

Poznaj metodę charakterystyki zwilżalności skał złożowych węglowodorów za pomocą mikrotomografii rentgenowskiej w warunkach podpowierzchniowych. Technika ta umożliwia badanie procesów wypierania i zwilżalności w systemach naturalnych.

Obrazowanie w skali porów i charakterystyka zwilżalności skał złożowych węglowodorów w warunkach podpowierzchniowych za pomocą mikrotomografii rentgenowskiej (Wideo) | JoVE Journal

Obrazowanie w skali porów i charakterystyka zwilżalności skał złożowych węglowodorów w warunkach podpowierzchniowych za pomocą mikrotomografii rentgenowskiej

Przeglądaj więcej filmów