Tilbake til søkeresultatene

PETROMAKS2-Stort program petroleum

Foam dynamics in the presence of oil during multiphase flow in porous rock

Alternativ tittel: Skumdynamikk i nærvær av olje under flerfasestrøm i porøse bergarter

Tildelt: kr 9,8 mill.

Skuminjeksjon er en lovende metode for å øke oljeutvinningen i modne oljefelt fordi det reduserer gassmobiliteten og har bedre fortrengningseffektivitet enn konvensjonell gassinjeksjon. Det er økonomisk gunstig fordi senere gassgjennombrudd fører til mindre gassproduksjon og reduserte kostnader knyttet til resirkulering og reinjeksjon av gass. Reservoarsimuleringsmodeller beskriver skumoppførsel med parametere som er vanskelige å måle i kjerneskalaeksperimenter. For eksempel er mobiliteten til skum avhengig av gassbobletettheten, som endres gjennom generering og kollaps av gassbobler på porenivå. En ytterligere komplikasjon er at skummekanismer og filmstabilitet generelt er forskjellige i nærvær av olje, som vist i eksperimenter. Reservoarsimuleringsmodeller er derfor avhengige av at skumparametere er tilpasset kjerneskalaeksperimenter før bruk. I dette prosjektet vil vi utvikle og bruke matematiske metoder for å undersøke skumdynamikk under flerfasestrøm på porenivå med en detaljert beskrivelse av mekanismene for stabilitet og kollaps av skum. Prosjektet vil utføre nye mikromodelleksperimenter på porenivå for å validere og kalibrere metodene. Vi vil bruke de utviklede metodene på segmenterte bilder av bergarter for å forstå og kvantifisere effekten av olje på skumstrømning i porøs stein. Resultatene vil gi en bedre forståelse av skumdynamikken i porøse bergarter, noe som muliggjør en mer nøyaktig skumrepresentasjon i reservoarsimuleringer. Vi har utviklet og implementert en metode som kan simulere fortrengning av skum med en detaljert beskrivelse av grenseflater og trippelpunkt mellom gassbobler på porenivå (aktivitet 1). Dette arbeidet er basert på den konservative «multiphase level set» (MLS) metoden, som vi publiserte i rapporteringsperioden. Vi har også utviklet en strømningsmodell (aktivitet 2) som bruker «immersed boundary method» (IBM) for å koble fluid og porevegg, samt «ghost fluid method» (GFM) for å håndtere diskontinuiteter av fysiske variabler over fluid-fluid grenseflater og trippelpunkt. Metoden har blitt testet mot standard referansetester. Vi jobber nå med koblingen mellom strømningsmodellen og den konservative MLS-modellen for å kunne tillate topologiske endringer under strømning, som for eksempel sammenslåing av flere gassbobler når mellomliggende filmer kollapser. Disse modellene er koblet til programrammeverket SAMRAI som tilrettelegger for parallelle simuleringer med adaptivt grid. Doktorgradsstudenten ved UIS/NORCE har utviklet en algoritme for diffusjonsdrevet forgroving («Ostwald ripening») og implementert den i MLS-koden (aktivitet 1). Denne metoden kan håndterer vilkårlige poregeometrier og er dermed mer generell enn tidligere arbeid publisert i litteraturen. Simuleringer viser at forgroving av gassbobler er mer signifikant i porøse strukturer med mikrofrakturer enn i homogene medier. Disse resultatene ble presentert på en konferanse og er innsendt til et tidsskrift. Lignende oppførsel av «Ostwald ripening» er også observert i mikromodellforsøkene ved UiB. Doktorgradsstudenten har også utvidet denne metoden til å håndtere adaptive grid, og en tilhørende artikkel om metoden er under utarbeidelse. Som en del av aktivitet 3 implementerer doktorgradsstudenten også variabel konsentrasjon av overflateaktive midler på grenseflater for å undersøke hvordan dette påvirker fortrengning og filmstabilitet. I rapporteringsperioden har vi også utviklet en beregningsrask diskret-domene metode for å utforske hysterese. Metoden håndterer et vilkårlig antall faser og skum, og vi publiserte den i et tidsskrift i tilknytning til trefasestrøm. Metoden tar i bruk et ulendt energilandskap. Data fra mikromodellforsøkene ved UiB i prosjektet bidrar til å beregne slike energilandskap for skum, noe som legger til rette for å anvende metoden til å simulere hystereseoppførselen til skum i porøse medier. Som en del av mikromodellforsøkene (aktivitet 5) har doktorgradsstudenten ved UiB oppgradert det eksperimentelle oppsettet for å undersøke kvalitativt og kvantitativt effekten av olje på CO2-skum. Dynamiske eksperimenter under blandbare betingelser (25 grader C og 100 bar), hvor CO2 injiseres i vannfuktende mikromodeller mettet med en skumløsning og fanget olje, har blitt gjennomført og analysert kvalitativt. Resultatene ble nylig publisert. I rapporteringsperioden ble CO2-skumforsøk uten olje til stede utført ved lignende forhold. Resultatene fra en kvantitativ analyse av den dynamiske utviklingen til gassbobletetthet og skumtekstur fra eksperimentene er sendt til tidsskrift og vil være nyttige for modelleringsaktivitetene.

Foam injection is a promising method to increase oil recovery in mature oil fields because it can overcome the limitations of conventional gas injection by significantly reducing the mobility and improve sweep efficiency. It is economic because later gas breakthrough leads to less gas production and reduced costs related to gas recycling and re-injection. Reservoir simulation models describe foam behaviour with parameters that are difficult to measure in core-flooding experiments. For example, foam mobility depends on gas bubble density, which changes through bubble generation and coalescence events on the pore scale. A further complication is that foam mechanisms and film stability generally are different in the presence of oil, as shown in experiments. Thus, reservoir simulators rely heavily on fitting foam parameters to core-scale floods before their use. In this project, we will develop and use mathematical methods to investigate multiphase foam flow on the pore scale with a detailed description of the mechanisms for foam film stability and rupture. The project will conduct new pore-scale micromodel experiments to validate and calibrate the modelling approach. We will use the developed methods on segmented 3D rock images to understand and quantify the effect of oil on foam flow in porous rock. Efforts to model foam with oil present on pore scale are missing in the scientific literature, yet it is an essential part to improve our understanding of foam and make reservoir simulations with foam reliable. From pore-scale simulations, we will determine foam stability and texture, foam generation and coalescence rates, trapped gas fractions, limiting capillary pressure for foam coalescence, relative permeability curves, and hysteresis effects, to investigate foam mobility reduction with and without oil present. The outcome will be a better understanding of foam dynamics in porous rock, which allows a more accurate foam representation in reservoir simulations.

Aktivitet:

PETROMAKS2-Stort program petroleum