Name: Imagem de poro-escala e caracterização de hidrocarbonetos molhabilidade de rocha reservatório no subsolo condições utilizando microtomografia de raios-x (Vídeo) | JoVE Journal
Uploaded: 2018-10-21T13:00:00.000+00:00
Duration: 12 min 18 s
Description: Aprenda a caracterizar a molhabilidade de rochas reservatório em condições de subsolo usando microtomografia de raios-X. Este método permite analisar processos de deslocamento de fluidos em meios porosos para recuperação de petróleo.

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Agradecemos com gratidão a Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) e ADNOC Onshore (anteriormente conhecido como Abu Dhabi Company Ltd de operações de petróleo Onshore) para o financiamento deste trabalho.

<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>
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</ol>

A alta resolução datasets de microtomografia computadorizada de raio-x relatado neste artigo estão disponíveis no Portal Digital de rochas: www.digitalrocksportal.org/projects/151 Os códigos usados para executar as medições automáticas de ângulo de contato e curvatura da interface líquido/líquido estão disponíveis no GitHub: https://github.com/AhmedAlratrout/ContactAngle-Curvature-roughness

Os passos mais críticos para uma caracterização de molhabilidade em situ em alta pressão e temperatura para ser bem sucedido são como segue. 1) gere uma segmentação de imagem boa que é essencial para obter medições precisas ângulo de contato. 2) evitar incluindo grandes grãos impermeáveis nas miniamostras que podem selar o fluxo e a grandes vugs, resultando em uma amostra muito frágil com porosidade não representativos. 3) um experimento de fluxo bem controlados com sem vazamentos é importante porque miniamostras são muito sensíveis à quantidade de fluido injetado (isto é, um volume de poros é cerca de 0,1 mL). 4) Evite a presença de ar (como uma quarta fase) no espaço dos poros. 5) manter um controle de temperatura da amostra durante a experiência de toda a moral. 6) Evite qualquer relaxamento de interface durante a aquisição de varredura, esperando para que o sistema atingir o equilíbrio. 7) use uma correção de turno centro adequado, que é necessária para a efetiva reconstrução de imagem raio-x.
O método automatizado ângulo de contato é limitado pela precisão da segmentação imagem porque é aplicado a apenas imagens segmentadas. Segmentação de imagem depende em grande parte de imagens de qualidade que varia de acordo com o protocolo de imagem e o desempenho do scanner de microtomografia. Além disso, é sensível para a reconstrução de imagem e filtros de redução de ruído, bem como o método de segmentação como o TWS32 ou o método de bacias hidrográficas semeado57. Neste trabalho, o método TWS fornecido medições mais precisas do ângulo de contato em imagens de raio-x raw em comparação com os de um método de bacia hidrográfica aplicado a imagens de raio-x filtradas (usando filtros de redução de ruído). O uso de filtros de redução de ruído faz com que a interface parecem ser menos óleo-molhado em algumas partes da rocha, devido a média de voxel especialmente perto o contato linha trifásica31. TWS pode capturar não somente a quantidade de saturação de óleo restantes, mas também a forma dos restantes gânglios de óleo. Este é especialmente o caso para o óleo restante nos casos mistos-molhado, no qual óleo é retido no espaço dos poros como fina folha-como estruturas, tornando-se um desafio a ser segmentados com base em apenas valores de limiar de escala de cinza.
Essa determinação de molhabilidade em situ fornece uma descrição detalhada das condições de molhamento das rochas reservatório, em comparação com outros métodos de medição de molhabilidade convencional. Ele leva em consideração todos os poro-escala importante rocha parâmetros, tais como rugosidade da superfície da rocha, composições químicas de rocha e o tamanho dos poros e geometria, que não são possíveis por molhabilidade índices7,8 e ex situ contato ângulo métodos4,9,10,11. O uso de uma medida de ângulo de contato automatizado em situ à escala mícron é robusto e remove qualquer subjetividade associada com o método manual24. Além disso, é mais eficaz na remoção de artefatos de voxelization em comparação com outros métodos automatizados25,26. A distribuição ângulo de contato em situ medida usando o método automatizado foi relativamente rápida. Por exemplo, o tempo de execução para medir o ângulo de contato em qualquer uma das três imagens de amostra que contêm voxels 595 milhões é aproximadamente 2 h, usando um único processador de 2.2 GHz CPU.
No futuro, este protocolo pode ser usado para caracterizar a outros sistemas de rocha reservatório saturados com salmoura de formação e petróleo bruto. O mesmo método não está limitado a apenas a indústria de petróleo e pode ser modificado e adaptado para caracterizar a molhabilidade de quaisquer imagens tridimensionais segmentadas com dois líquidos imiscíveis em meios porosos com uma variedade de condições de molhabilidade.

Molhabilidade (o ângulo de contato entre líquidos imiscíveis em uma superfície sólida) é uma das principais propriedades que controlam configurações fluidas e recuperação em rochas reservatório de petróleo. Molhabilidade afeta propriedades macroscópicas de fluxo incluindo relativa permeabilidade e pressão capilar1,2,3,4,5,6. No entanto, medindo a molhabilidade em situ da rocha reservatório manteve-se um desafio. Molhabilidade de rocha reservatório tiver sido determinada, tradicionalmente, na escala de núcleo, indiretamente usando molhabilidade índices7,8e diretamente ex situ em superfícies planas mineral4,9 , 10 , 11. ambos os índices de molhabilidade e medições de ângulo de contato de ex situ são limitadas e não podem caracterizar a molhabilidade misturado (ou intervalo de ângulo de contato) que normalmente existem nos reservatórios de hidrocarbonetos. Além disso, eles não representam poro-rocha Propriedades da escala, tais como a mineralogia da rocha, da aspereza de superfície, poro-geometria e heterogeneidade espacial, que têm um impacto directo sobre o arranjo de fluido à escala dos poros.
Avanços recentes em invasivo tridimensionais de imagens utilizando microtomografia de raios-x12, em combinação com o uso de uma temperatura elevada e de aparelhos de pressão13, permitiram que o estudo do fluxo multifásico em meios permeáveis14 ,15,16,17,18,19,20,21,22,23. Esta tecnologia tem facilitado o desenvolvimento de manuais em situ medições de ângulo de contacto à escala dos poros em meio poroso opaco (rock pedreira de calcário) com condições de subsuperfície24. Um valor médio ângulo de contato de 45° ± 6° entre o CO2 e salmoura de iodeto de potássio (KI) foi obtido com a mão de imagens raw em 300 pontos. No entanto, o método manual é demorado (ou seja, 100 pontos de ângulo de contato podem levar vários dias para ser medido) e os valores obtidos poderiam ter um viés subjetivo.
A medida de um ângulo contato em situ foi automatizada por diferentes métodos aplicados para segmentado radiografia tridimensional de imagens25,26,27. Scanziani et al 25 melhorado o método manual, colocando um círculo na interface fluido-fluido que cruza com uma linha colocada na interface fluido-rocha em fatias ortogonal à linha de contato de três fases. Este método foi aplicado para pequenos volumes sub extraídos de imagens tridimensionais de rocha de calcário pedreira saturado com o decano e salmoura KI. Klise et al 26 desenvolveu um método para quantificar o em situ ângulo de contato automaticamente por encaixe aviões para as interfaces líquido-líquido e fluido-rocha interfaces. Determinou-se o ângulo de contato entre esses planos. Este método foi aplicado a imagens tridimensionais dos grânulos saturados com querosene e salmoura. Ambos métodos automatizados foram aplicados a imagens de voxelized que podem apresentar erro, e em ambos os métodos, linhas ou aviões foram equipados com o fluido-fluido e interfaces de fluido-rocha e o ângulo de contacto foi medido entre eles. Aplicando essas duas abordagens em voxelized imagens segmentadas de geometria complexa rocha poderem conduzir a erros, estando também demorado.
Neste protocolo, aplicamos o método ângulo de contato automatizado em situ desenvolvido por AlRatrout et al 27 que remove artefatos voxelization aplicando suavização gaussiana para as interfaces líquido-líquido e líquido-sólido. Em seguida, uma suavização de curvatura uniforme é aplicado apenas para a interface líquido-líquido, que é consistente com o equilíbrio capilar. Centenas de milhares de pontos de contacto de ângulo medem-se rapidamente em combinação com sua x-, y- e z-coordenadas. A abordagem de AlRatrout et al . 27 foi aplicado a amostras de calcário pedreira água-molhado e misturado-wet saturadas com o decano e salmoura KI.
Neste protocolo, empregamos os mais recentes avanços em microtomografia de raios-x, combinado com um aparelho de alta pressão e alta temperatura para realizar uma caracterização em situ molhabilidade do complexo carbonato rochas de reservatório, extraído de um grande produção de campo de petróleo localizado no Oriente Médio. As rochas foram saturadas com petróleo no subsolo condições para reproduzir as condições do reservatório em cima da descoberta. Isso tem sido a hipótese de que partes da superfície de rocha reservatório (com contacto directo com petróleo bruto) tornam-se óleo-molhado, enquanto outros (preenchido com salmoura de formação inicial) permanecem molhado de água28,29,30. No entanto, a molhabilidade de rocha reservatório é ainda mais complexa devido a vários fatores, controlando o grau de alteração de molhabilidade, incluindo a rugosidade da superfície, a heterogeneidade química da rocha, a composição do petróleo bruto, a composição da salmoura e saturação e a temperatura e pressão. Um recente estudo31 tem mostrado que normalmente existe uma gama de ângulo de contacto nas rochas de reservatório com valores ambos acima e abaixo de 90 °, medida utilizando o método automatizado desenvolvidos por AlRatrout et al . 27.
O objetivo principal deste trabalho é fornecer um protocolo completo para caracterizar a molhabilidade em situ de rochas de reservatório (misturado-molhabilidade) em condições de subsuperfície. Uma medição precisa do ângulo contato em situ requer uma qualidade boa segmentação. Portanto, um método de segmentação baseado em aprendizagem de máquina conhecido como WEKA treinável segmentação (TWS)32 foi usado para capturar não somente a quantidade de óleo remanescente, mas também a forma dos restantes de petróleo gânglios, assim facilitando mais exato ângulo de contato medições. Recentemente, a TWS tem sido usada em uma variedade de aplicações, tais como a segmentação de camas embalado partículas, líquidos dentro de fibras têxteis e poros de reservatórios apertado33,34,35,36, 37,38,39,40. Para o óleo restante com precisão em uma alta resolução e em condições de subsuperfície de imagem, um romance aparato experimental foi utilizado (Figura 1 e Figura 2). Miniamostras de rocha foram carregadas para o centro de um núcleo Hassler-tipo do titular41 feito de fibra de carbono. O uso de uma luva de fibra de carbono de longa e pequeno diâmetro permite uma fonte de raios-x ser trazido de muito perto a amostra, portanto, aumentando o fluxo de raio-x e reduzindo o tempo de exposição necessário, resultando em uma melhor qualidade de imagem em um curto período de tempo. A manga de fibra de carbono é forte o suficiente para lidar com alta pressão e temperatura condições mantendo-se suficientemente transparentes para os raios x21.
Neste estudo, descrevem as etapas seguidas para caracterizar a molhabilidade em situ de rochas de reservatório no subsolo condições. Isso inclui a perfuração de miniamostras representativas, o conjunto de suporte do núcleo, o aparelho de fluxo e procedimento de fluxo, o protocolo de imagem, o processamento de imagem e segmentação e finalmente, executar o código de ângulo de contato automatizado para gerar o ângulo de contato distribuições.

<table><tbody><tr><td>Xradia VersaXRM-500 Micro-CT de raios-X</td><td>ZEISS</td><td>Quote</td><td>Scanner de microtomografia de raios-X,</td></tr><tr><td>bombas de seringa https://www.zeiss.com/microscopy/int/products/x-ray-microscopy.html Teledyne Isco</td><td></td><td>Quote</td><td>Modelo 100DM, Modelo 260D e Modelo 1000D, suporte</td></tr><tr><td>de núcleo</td><td>http://www.teledyneisco.com/en-uk Suporte de núcleo Airborne</td><td></td><td>Quote 9.5 ID Coreholder, Picnômetro</td></tr> de <tr><td>Micromeritics</td> do<td>gás</td> de www.airborne-international.com <td></td><td>Citação AccuPyc II 1340 Picnômetro, http://www.micromeritics.com/Product-Showcase/AccuPyc-II-1340.aspx</td></tr><tr><td>Termopar</td><td>Omega</td><td>KMTSS-IM025U-150</td><td>0,25 a 1,0 milímetros de diâmetro fino MI Construção Termopares terminados com um mini Pot-Seal e fio de ligação PFA de 1m, https://www.omega.co.uk/pptst/TJMINI_025-075MM_IEC.html</td></tr><tr><td>flexível jaqueta de aquecimento</td><td>Omega</td><td>KH-112/5-P</td><td>Kapton Insulated Flexible Heaters, tubulação PEEK https://www.omega.co.uk/pptst/KHR_KHLV_KH.html</td></tr><tr><td></td><td>Kinesis</td><td>1533XL</td><td>PEEK Tubing 1/16" OD X 0,030 " (0,75mm) ID Verde, Cortador de</td></tr><tr><td>tubo</td> http://kinesis.co.uk/tubing-tubing-peek-green-1-16-x-0-030-0-75mm-x100ft-1533xl.html <td>Kinesis</td><td>003062</td><td>Cortador de tubo, http://kinesis.co.uk/tubing-tube-cutter-003062.html</td></tr><tr><td>Encaixe à prova d'água PEEK</td><td>Kinesis</td><td>F-120X</td><td>, peça única, para tubulação de 1/16" OD, 10-32 Coned, 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 e conectores PEEK</td><td>Kinesis</td><td>P-760</td><td>Adaptadores e conectores Conectores: PEEK&trade; União ZDV, para Tubulação OD de 1/16", Coned 10-32, plugue PEEK http://kinesis.co.uk/catalogsearch/result/?q=P-760</td></tr><tr><td></td><td>Plugue Kinesis</td><td>P-551</td><td>, Coned 10-32, PEEK, Natural,</td></tr><tr><td>Paquímetro Digital http://kinesis.co.uk/plug-10-32-coned-peek-natural-p-551.html Paquímetro</td><td>RS</td><td>50019630</td><td>Digital, http://uk.rs-online.com/web/</td></tr> <tr><td>Válvula de três vias</td><td>Swagelok</td><td>SS-41GXS1</td><td>Válvula de Esfera de 3 Vias de Aço Inoxidável Série 40G de 1 Peça, 0.08 Cv, 1/16 pol. Encaixe de tubo de Swagelok,</td></tr><tr><td>luva 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 Tubulação compatível com FDA, 3/16" (4,8 mm) ID, https://www.coleparmer.com/i/mn/0643503</td></tr><tr><td>Broca de perfuração</td><td>dk-holdings</td><td>citação</td><td>Broca de parede padrão *EDS540, diâmetro interno de 5 mm x haste continental, haste escalonada reforçada 5 mm do tubo atrás de 20 mm de diamante, http://www.dk-holdings.co.uk/glass/stanwall.html</td></tr><tr><td>Heptano</td><td>Sigma-Aldarich</td><td>246654-1L</td><td>Heptano, anidro, 99%, http://www.sigmaaldrich.com/catalog/product/sial/246654?lang=en&region=GB</td></tr><tr><td>Iodeto de potássio</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 de visualização de dados <td>gratuito</td><td>de código aberto</td><td>(etapa de protocolo 6.6), https://www.paraview.org/</td></tr> <tr><td>Avizo Software</td><td>Software de</td> visualização e análise de dados de <td>licença</td> FEI <td>(etapa 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></td><td>License https://www.zeiss.com/</td></tr></tbody></table>

imagem de poro-escala e caracterização de hidrocarbonetos molhabilidade de rocha reservatório no subsolo condições utilizando microtomografia de raios-x

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

Em situ medições molhabilidade em rochas reservatório de hidrocarbonetos têm só foi possíveis recentemente. O objetivo deste trabalho é apresentar um protocolo para caracterizar as condições do complexo umectante de rocha reservatório de hidrocarbonetos utilizando imagens de raio-x tridimensional do pore-escala em condições de subsuperfície. Neste trabalho, heterogêneos carbonato rochas de reservatório, extraídas de um campo de petróleo produção muito grande, têm sido utilizadas para demonstrar o protocolo. As rochas são saturadas com óleo e salmoura e envelhecidas mais de três semanas no subsolo condições de replicar as condições de molhabilidade que normalmente existem nos reservatórios de hidrocarbonetos (conhecidos como misturado-molhabilidade). Após a injeção de salmoura, imagens tridimensionais de alta resolução (2 µm/voxel) são adquiridas e processadas e segmentadas. Para calcular a distribuição do ângulo de contato, que define a molhabilidade, as seguintes etapas são executadas. Primeiras, líquido-líquido e líquido-rock superfícies são engrenadas. As superfícies são suavizadas para remover artefatos de voxel e em situ ângulos de contacto são medidos na linha de contato de três fases ao longo de toda a imagem. A principal vantagem deste método é a sua capacidade para caracterizar em situ molhabilidade contabilização Propriedades da rocha poro-escala, tais como a rugosidade da superfície de rocha, composição química de pedra e tamanho dos poros. A molhabilidade em situ é determinada rapidamente em centenas de milhares de pontos.
O método é limitado pela precisão de segmentação e resolução de imagem de raio-x. Este protocolo pode ser usado para caracterizar a molhabilidade de outras rochas complexas saturado com diferentes fluidos e em condições diferentes para uma variedade de aplicações. Por exemplo, pode ajudar na determinação da molhabilidade ideal que poderia render uma recuperação de óleo extra (ou seja, projetar a salinidade de salmoura em conformidade para obter maior recuperação de petróleo) e para encontrar as condições de molhamento mais eficientes para apanhar mais CO2 em formações subsuperfície.

Para as 3 amostras estudadas, a distribuição medido em situ do ângulo de contato é mostrada na Figura 6, com a recuperação de petróleo, mostrada na Figura 11. A Figura 12 mostra imagens das distribuições óleo restantes para umectação de diferentes condições no final do waterflooding. A molhabilidade misturado (ou a escala do ângulo de contato) foi medida utilizando o método de ângulo de contato automatizado27. As distribuições de ângulo de contato medidos são consideradas resultados representativos se houver uma boa correspondência entre os pontos de contato ângulo medido usando o método automatizado de imagens segmentadas em comparação com os ângulos de contato manualmente medidos do raio-x cru imagens. A Figura 10 mostra um exemplo de um bom jogo de uma medida de comparação entre os ângulos de contato automatizados e os ângulos de contato manuais nos mesmos locais para um secundário-volume de amostra mini 1 (água fracamente-molhado).
Três protocolos de envelhecimento foram realizados para tratar 3 amostras e gerar 3 condições de molhamento (Figura 6). Envelhecimento a amostra a uma temperatura mais baixa (60 ° C) e estaticamente (sem injeção de óleo durante o período de envelhecimento) pode resultar em uma condição de água-molhado fracamente, tais como a distribuição mostrada para a amostra 1 em azul (Figura 6). Por outro lado, a amostra a uma temperatura mais elevada (80 ° C) e com o envelhecimento parcialmente dinâmico (uma injeção de óleo durante o período de envelhecimento) do envelhecimento pode resultar em condições de molhado misturado com superfícies mais óleo-molhado, como o de amostra 2 aparece em cinza (Figura 6).
A recuperação de petróleo foi encontrada para ser uma função de molhabilidade, semelhante ao de estudos anteriores núcleo-escala51. No entanto, naquele tempo, a recuperação de petróleo mostrou-se em função do índice de molhabilidade núcleo-escala. Comportamento de recuperação de óleo semelhante tem sido observado na escala dos poros e foi plotado em função do valor médio em situ ângulo de contato distribuição (Figura 11). A recuperação de óleo baixo da amostra 1 (água fracamente-molhado) deveu-se a captura de óleo em maiores espaços de pore. A salmoura percorrendo os pequenos poros cantos, deixando o óleo preso como gânglios desconectados no centro dos espaços dos poros com quase esféricas formas (Figura 12a), semelhantes ao que tem sido observado em inquéritos anteriores, em água-molhado mídia52,53,54,55. Em contraste, a amostra 2 (um caso de molhado misturado com mais superfícies molhadas de óleo) tinha camadas de óleo que foram em grande parte conectada (Figura 12b). Estas camadas finas só permitiu uma produção de petróleo lenta, deixando uma alta saturação de óleo restantes no final da waterflooding. A recuperação de petróleo mais alta foi alcançada na amostra 3 (misto-molhado com um ângulo de contato médio perto de 90 °), que era fortemente óleo-molhado nem água-molhado (para que haja menos armadilhas em poros dilatados) (menos óleo é mantido em espaços pequenos poros)1. Nos casos mistos-molhado da amostra 2 e 3, o óleo foi deixado no conectado, finas folha-como estruturas (Figura 12b e 12c) semelhante a outros estudos em meios porosos óleo-molhado52,53,56.
<img alt="Figure 1" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig1.jpg"> Figura 1 : Um diagrama de ilustração esquemática do conjunto de suporte do núcleo. Componentes do titular do núcleo são rotulados, e a vista de seção transversal interna do titular do núcleo é mostrada. <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig1large.jpg" target="_blank">Clique aqui para ver uma versão maior desta figura.</a>
<img alt="Figure 2" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig2.jpg"> Figura 2 : O aparelho de fluxo de alta pressão, alta temperatura. O aparelho de fluxo é composto por quatro bombas de seringa de alta pressão: (A), um óleo bomba, (B) que recebe uma bomba, bomba (C) uma salmoura e (D) limitar a uma bomba. Painel (E) mostra o conjunto de suporte do núcleo, (F) mostra o controlador PID e (G) CO2 cilindro. <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig2large.jpg" target="_blank">Clique aqui para ver uma versão maior desta figura.</a>
<img alt="Figure 3" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig3.jpg"> Figura 3 : Imagens demonstrando a perfuração de miniamostras representativas. (um) este cartoon ilustra as marcas ortogonais com uma boa localização da perfuração. x e y são as distâncias do centro do núcleo plug usado para encontrar onde a broca. (b) este painel mostra uma imagem tridimensional seca de raio-x do plugue de núcleo (processado semi-transparente) com uma amostra de mini (em cinza escuro). (c) esta é uma visão horizontal e transversal do núcleo plug (digitalizado em 40 µm/voxel). Os grãos de pedra e os poros são mostrados em cinza e preto, respectivamente. (d) este painel mostra uma visão horizontal e transversal da amostra mini (digitalizada em 5,5 µm/voxel). (e) esta é uma visão vertical transversal do núcleo plug mostrando que o complexo e heterogêneo pore tamanhos e geometrias, juntamente com a localização da mini amostra indicada pela caixa preta. (f) esta é uma vista transversal vertical ampliada da amostra mini destaque mostrada no painel e que foi digitalizado em 5,5 µm/voxel. <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig3large.jpg" target="_blank">Clique aqui para ver uma versão maior desta figura.</a>
<img alt="Figure 4" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig4.jpg"> Figura 4 : Uma varredura de contraste de fase. (um) este painel mostra uma varredura de contraste de brita (cinza claro) misturada com salmoura (cinza escuro) e fases de óleo (preto). Isto foi usado para determinar o apropriado doping de salmoura para garantir um contraste de fase boa. (b) este é um histograma do valor de escala de cinza das três fases. <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig4large.jpg" target="_blank">Clique aqui para ver uma versão maior desta figura.</a>
<img alt="Figure 5" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig5.jpg"> Figura 5 : Uma visão transversal horizontal de matérias-primas e segmentadas imagens de raio-x de três miniamostras. Painéis (um), (b) e (c) Mostrar xy transversais exibições de miniamostras 1, 2 e 3, respectivamente. A linha superior mostra as imagens raw de raio-x de escala de cinza (óleo, salmoura e do rock, estão em cinza escura, preta e luz-cinza, respectivamente). As imagens inferiores mostram as imagens segmentadas da mesma fatia usando segmentação treinável WEKA (óleo, salmoura e pedra, são em preto, cinza e branco, respectivamente). <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig5large.jpg" target="_blank">Clique aqui para ver uma versão maior desta figura.</a>
<img alt="Figure 6" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig6.jpg"> Figura 6 : Medição de três miniamostras do ângulo distribuições do contato. Amostra 1 tem um ângulo de contato médio de 77° ± 21° com 462.000 valores mostrados em azul. Amostra 2 tem uma média entre em contato com um ângulo de 104° ± 26° com 1,41 milhões valores mostrados em cinza. Amostra 3 tem um ângulo de contato médio de 94° ± 24° com 769.000 valores mostrados em vermelho. <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig6large.jpg" target="_blank">Clique aqui para ver uma versão maior desta figura.</a>
<img alt="Figure 7" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig7.jpg"> Figura 7 : O fluxo de trabalho para uma medição de ângulo de contato automatizado. (um) esta é uma imagem segmentada tridimensional mostrando a salmoura em azul e óleo em vermelho, enquanto rocha é processada transparente. (b) este painel mostra superfícies extraídas da imagem inteira. As superfícies de petróleo/salmoura são mostradas em verde, enquanto as superfícies de óleo/rocha são mostradas em vermelho. (c) este painel mostra as superfícies suavizadas de toda a imagem. (d) este painel mostra a linha de contato de três fases de toda a imagem. (e) este é um exemplo das superfícies de um gânglio de petróleo, destacada-se o quadrado preto suavizados. (f) este painel mostra a linha de contato de três fases do gânglio óleo realçado. (g) este é um exemplo de um único ângulo de contato de medição no ponto i (destacado no painel f). O petróleo/salmoura, óleo/rock e salmoura/rocha superfícies são mostradas em verde, vermelho e azul, respectivamente. <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig7large.jpg" target="_blank">Clique aqui para ver uma versão maior desta figura.</a>
<img alt="Figure 8" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig8.jpg"> Figura 8 : Três volumes sub extraídos de três miniamostras. (um) este painel mostra o volume sub extraído mini amostra 1 (água fracamente-molhado). (b) este painel mostra o volume sub extraído da amostra mini 2 (misturado-molhado). (c) este painel mostra o volume sub extraído mini amostra 3 (misto-molhado). <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig8large.jpg" target="_blank">Clique aqui para ver uma versão maior desta figura.</a>
<img alt="Figure 9" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig9.jpg"> Figura 9 : Um fluxo de trabalho medida de ângulo de contato de um para um. (um) é uma visualização de um ponto de ângulo de contato selecionado aleatoriamente (60 °) medido usando o código automatizado (a imagem é obtida a partir do software de visualização de dados usado). (b) este painel mostra como identificar a localização do mesmo ponto usando o software de visualização e análise de dados. (c) este painel mostra como realizar uma medição de ângulo de contato manual no mesmo local. (d) este é um exemplo do ponto ângulo de contato manualmente medidos no mesmo local (61 °). <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig9large.jpg" target="_blank">Clique aqui para ver uma versão maior desta figura.</a>
<img alt="Figure 10" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig10.jpg"> Figura 10 : Medições de ângulo de contato automatizado em comparação com as medições de ângulo de contato manual nos mesmos locais do volume secundário de mini amostra 1. Os valores foram medidos seguindo o procedimento descrito na Figura 9. <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig10large.jpg" target="_blank">Clique aqui para ver uma versão maior desta figura.</a>
<img alt="Figure 11" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig11.jpg"> Figura 11 : Recuperação de petróleo em função da molhabilidade. As recuperações de óleo da amostra 1, 2 e 3 são 67,1% 58,6% e 84,0%, respectivamente. <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig11large.jpg" target="_blank">Clique aqui para ver uma versão maior desta figura.</a>
<img alt="Figure 12" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig12.jpg"> Figura 12 : A morfologia de óleo restantes para umectação de diferentes condições. (uma) amostra 1 (água fracamente-molhado), o óleo restante foi preso no centro dos poros como gânglios desconectados com formas quase esféricas. Painéis (b) e (c) mostram como nas amostras 2 e 3 (misto-molhado), o óleo restante foi deixado em conectado, finas folha-como estruturas em pequenos poros e fendas. As diferentes cores representam gânglios óleo desconectado. <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig12large.jpg" target="_blank">Clique aqui para ver uma versão maior desta figura.</a>

Este protocolo é apresentado para caracterizar as condições do complexo umectante de um meio poroso opaco (rocha reservatório de hidrocarbonetos) usando imagens tridimensionais obtidas por microtomografia de raios-x em condições de subsuperfície.

Imagem de poro-escala e caracterização de hidrocarbonetos molhabilidade de rocha reservatório no subsolo condições utilizando microtomografia de raios-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 ...

O objetivo geral deste trabalho é fornecer um protocolo minucioso para caracterizar a in situ wettability de rochas de reservatório em condições subsuperficial. Este método pode ajudar a responder a perguntas-chave em mídias porosas de fluxo de várias fases com aplicação à recuperação de óleo, remoção de contaminantes e armazenamento de dióxido de carbono. A principal vantagem dessa técnica é que podemos estudar processos de deslocamento e capacidade de wettability em sistemas naturais.Este protocolo mostra como determinar a capacidade in situ de rochas de reservatórios de hidrocarbonetos em condições subsuperficial ou de imagens segmentadas de raios-X tridimensionais. O protocolo requer uma mini amostra de rocha. Obtenha mini amostras de amostras de núcleo e achate cada extremidade para facilitar um bom contato.Determine a total porosidade da amostra e avalie sua estrutura interna de poros. Durante a microtomografia de raios-X, use um suporte de núcleo tipo Hassler. Primeiro trabalhe com a parte superior do suporte do núcleo para roscar tubo de cetona de poliéter.Em seguida, conecte a tubulação a uma peça final feita sob medida que acomoda a amostra. Rosqueie a base do suporte com tubos que vão para a outra peça da extremidade. Em seguida, pegue tubos de borracha tempo suficiente para cobrir a amostra e as peças finais.Deslize a amostra para dentro da tubulação. Uma vez dentro, conecte as peças finais à parte superior e inferior da amostra. Agora coloque um termopar na peça final da base com sua ponta ao lado da base da amostra.Fixá-lo com fita de alumínio. Complete cuidadosamente a montagem do suporte do núcleo. Este conjunto de suporte do núcleo está pronto para uso no protocolo.Este esquema fornece detalhes de sua construção. Mostradas em cutaway estão as camadas que cercam a amostra, incluindo uma jaqueta de aquecimento, uma manga de fibra de carbono e um fluido de confinamento. Use uma manga de fibra de carbono com um pequeno diâmetro para permitir que a fonte de raios-X esteja próxima da amostra.O termopar mede a temperatura do fluido de confinamento. Faça uso de um grampo para segurar e transportar o conjunto do suporte do núcleo. Leve o conjunto do suporte do núcleo para o scanner de microtomografia de raios-X.Com o grampo, apoie o suporte do núcleo verticalmente no estágio de rotação. Uma vez que o suporte do núcleo esteja no lugar, conecte a tubulação de cima e de baixo. A tubulação da parte superior e inferior do suporte do núcleo vai para diferentes válvulas a céu aberto.Além disso, conecte a tubulação da linha de confinamento do suporte do núcleo a uma bomba de seringa contendo água deionizada. Use a bomba de seringa para aplicar 1,5 megapascals de pressão de confinamento. Agora conecte o cilindro de dióxido de carbono à válvula de três vias base.Lave o CO2 através da amostra a uma taxa baixa por uma hora. Em seguida, desconecte o cilindro de dióxido de carbono. Feito isso, conecte a bomba de seringa com a salmoura dopada, a bomba de salmoura, à válvula de três vias base.Inicialmente ajuste as válvulas para que o fluxo não entre na amostra para retirar o ar da linha de injeção. Em seguida, injete salmoura na amostra a 0,3 mililitros por minuto durante uma hora para saturar completamente. Conecte a jaqueta de aquecimento e o termopar a um controlador PID.Conecte a bomba receptora, uma bomba de seringa cheia de salmoura dopada, à válvula de três vias base. Use as bombas receptoras e confinantes para aumentar as pressões de poros e confinantes em incrementos megapascal para 10 e 11,5 megapascals, respectivamente. No controlador PID, defina uma temperatura-alvo de jaqueta de aquecimento de 60 graus Celsius para completar a imitação de condições subsuperficial.Lave o ar da linha e conecte uma bomba de óleo à válvula de três vias fechada. Aumente a pressão para a pressão equivalente correta. Em seguida, pare a bomba de óleo e abra a válvula de três vias superior para injetar 20 volumes de poros de óleo a uma taxa de fluxo constante.Depois de duas horas, prepare-se para adquirir imagens de raio-x. Para imagens de alta resolução, selecione um objetivo 4X. Em seguida, ajuste as posições da fonte e do detector.Verifique a rotação do conjunto do suporte do núcleo e inicie a varredura. Inicie a rotação do conjunto do suporte do núcleo. Certifique-se de que a tubulação ligada à célula não interfira na rotação.Quando tudo estiver em ordem, comece a tomografia de raios-X com um alto número de projeções. Após a varredura, desconecte o conjunto do suporte do núcleo e remova-o do scanner. Mova o suporte do núcleo para um forno a 80 graus Celsius.Lá restabelece as taxas de fluxo, pressões e o envelhecimento ao longo de pelo menos três semanas. Uma vez que o processo de envelhecimento esteja concluído, mova o conjunto do suporte do núcleo de volta para o scanner. Primeiro, conecte a bomba de confinamento para aplicar a mesma pressão de confinamento.Em seguida, conecte a linha de salmoura à válvula de três vias base. Além disso, conecte a bomba receptora à parte superior do suporte do núcleo através de sua válvula de três vias. Quando a pressão alvo for atingida, abra a válvula de três vias superior para que a bomba receptora aplique a pressão dos poros ao núcleo.Continue fazendo conexões para restabelecer condições subsuperficial para a amostra. Em seguida, com a bomba de salmoura desligada, abra a válvula inferior de três vias para realizar inundações de água de 20 volumes de poros a uma baixa vazão. Depois que o sistema atinge o equilíbrio, novamente adquira varreduras de alta resolução no mesmo local.Reconstrua os dados de tomografia de raios-X usando software de reconstrução. Salve a imagem e abra-a no software de segmentação Trainable Weka. Selecione a ferramenta de desenho manual livre.Use a ferramenta de desenho manual livre para destacar instâncias de uma das fases em toda a imagem, neste caso óleo. Quando terminar, clique em Adicionar à classe. Tente seguir a forma de uma fase enquanto rotula os pixels.Em seguida, adicione a região à classe apropriada. Quando exemplos das três fases tiverem sido rotulados, clique em Treinar Classificador para segmentar toda a imagem. Revise a imagem segmentada.Repita as etapas de treinamento e segmentação conforme necessário para obter bons resultados. Escolha Criar resultados para obter a imagem segmentada final. Salve a imagem para uso posterior em software de análise.Use a imagem segmentada para medir a distribuição do ângulo de contato in situ. O método automatizado produz uma planilha com os ângulos medidos e suas coordenadas. Esses dados permitem um gráfico da distribuição dos ângulos de contato.Estas são distribuições para uma amostra semanal molhada de água e duas amostras molhadas mistas. Para verificação de qualidade, lavoura e segmento um subvolume da mini amostra. Selecione um subvolume com um ou mais gânglios de óleo para medição manual do ângulo de contato.Encontre a distribuição do ângulo de contato in situ com o código automatizado. Carregue o arquivo VTK gerado no software de visualização de dados. Selecione a opção região para visualizar as fases de óleo e salmoura.Clique em Localização do teste. Em seguida, digite as coordenadas de um ângulo de contato selecionado aleatoriamente a partir dos dados gerados pelo método automatizado. Localize sua localização espacial na linha de contato trifásica.Agora, carregue a imagem de subvolume segmentado no software de análise de dados. No software, procure o módulo aritmético. Dentro do módulo, encontre o campo de expressão.Digite a expressão necessária para isolar as fases de óleo e salmoura. Em seguida, procure o módulo de superfície gerador. Use-o para gerar as superfícies de óleo e salmoura.Em seguida, procure visualmente as superfícies para o ponto identificado anteriormente. Encontre e abra o módulo de fatia a partir da imagem de raio-x cru filtrada. Altere o valor de tradução para levar a fatia de imagem de raio-x ao nível do ponto na superfície.Encontre o módulo de superfícies da etiqueta. Dentro dele, digite três no número de fases da caixa. Mova-se apenas para voxels pretos e selecione não.Depois de aplicar as alterações e alterar o mapa de cores, retorne ao módulo de fatia. Selecione a opção set plain. Nas opções, selecione mostrar dragger.Mova o arrastador para o local onde o ângulo de contato será medido. Traga opções de exibição. Lá selecione a opção de rotação.Gire a fatia para ser perpendicular à linha de contato trifásica. Quando terminar, selecione a ferramenta de medição de ângulo. Use a ferramenta para medir o ângulo no ponto selecionado.Um teste da medição automatizada do ângulo de contato é traçar seus resultados contra medições de ângulo feitas manualmente. Como neste caso, os resultados devem ser aproximadamente iguais. Estas seções transversais horizontais são de imagens de raio-x cru e suas imagens segmentadas de três amostras.As imagens segmentadas permitem medir ângulos de contato determinando a saturação restante do óleo e encontrando a forma do gânglio de óleo restante. Estas são as distribuições medidas in situ do ângulo de contato para as três amostras diferentes encontradas usando este método. A amostra um tem uma condição semanal de água úmida de envelhecimento estático a 60 graus Celsius sem injeção de óleo.A amostra dois é um exemplo de uma condição úmida mista com superfícies mais úmidas de óleo devido ao envelhecimento a 80 graus Celsius com injeção de óleo durante o envelhecimento. A amostra três é semelhante à amostra dois, mas não fortemente úmida, como resultado de uma temperatura de envelhecimento mais baixa e composição diferente do óleo. A morfologia do óleo remanescente após a inundação da água varia sob as diferentes condições de molhar.Para a amostra semanal molhada de água, a salmoura percolava pelos pequenos cantos dos poros deixando o óleo preso no centro dos espaços dos poros. Em contraste, para os casos mistos de amostras 2 e 3, a salmoura entrou no centro dos poros como uma fase não-úmida deixando o óleo conectado em camadas semelhantes a folhas em pequenos poros e fendas. É importante evitar ter qualquer ar no sistema que possa agir como uma quarta fase quando você olha para as imagens.Seguindo este protocolo, você pode olhar a distribuição em escala de poros de fluidos e a capacidade de umidade em outros sistemas, como folhas, raízes ou células de combustível. Mas lembre-se, estamos lidando com raios-x e fluidos de alta pressão, por isso é muito importante que haja uma avaliação completa do risco e as pessoas que fazem os experimentos tiveram treinamento adequado. Essa técnica de caracterização in situ wettability abriu caminho para pesquisadores no campo da maior recuperação do óleo explorarem a recuperação extra associada do óleo devido à mudança na wettability.

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