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 gir 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 er forskjellige i nærvær av olje, som vist i eksperimenter. Reservoarsimulatorer er derfor avhengige av å tilpasse skumparametere til eksperimenter på kjerneskala før bruk. Dette prosjektet har utviklet og brukt matematiske metoder for å undersøke skumdynamikk i nærvær av olje og vann på poreskala i porøse bergarter. Prosjektet gjennomfører også mikromodelleksperimenter for å validere og kalibrere metodene. Ved å bruke de utviklede metodene på segmenterte tredimensjonale bilder av bergarter kvantifiserer vi hvordan olje og vann påvirker boblepopulasjonsdynamikken i porøse bergarter med hensyn til skumtekstur, og hastigheter for masseoverføring, boblegenerering og kollaps. Dette gir input til reservoarsimuleringsmodeller for en mer nøyaktig skumrepresentasjon. Den utviklede poreskalamodellen for skumsimulering utnytter en detaljert beskrivelse av grenseflater og trippelpunkter mellom gassbobler, basert på «Multiphase Level Set» (MLS) metoden. Vi har også utviklet en strømningsmodell som tar hensyn til interaksjoner mellom fluider og interaksjoner mellom fluider og poreoverflater. Prosjektet har også utviklet metoder for diffusjonsdrevet forgrovning («Ostwald-modning») av gassboblepopulasjoner i porøse medier og implementert det i MLS-koden. Modellene håndterer vilkårlige poregeometrier og boblekonfigurasjoner. Vi har koblet modellene til programvarerammeverket SAMRAI, som muliggjør parallelle simuleringer med adaptivt grid. Vi har også utviklet en metode for å utforske hystereseoppførsel til skum i porøse medier. Metoden er basert på ulendte energilandskap fra mikromodelleksperimenter og beregner utviklingen av bobletrykk samt gjennomsnittlig trykk under skumdrenering og imbibering. Tofasesimuleringer av boblepopulasjonsdynamikk med MLS-koden bekrefter at både forgrovning og "anti-forgrovning" av gassbobler forekommer i porøse medier. Simuleringer på mikromodellgeometrier viser at forgrovningshastigheten avhenger av både poregeometri og konfigurasjonen av bobler med høyt og lavt trykk. I homogene medier er masseoverføring mellom nabobobler ofte tilstrekkelig til å nå likevekt, mens i heterogene eller lagdelte porøse medier er modningshastigheten langsommere ettersom massen overføres sekvensielt over flere bobler. Simuleringer på sandstein viser at små, sfæriske bobler løses opp mens større ganglier vokser og utvikler en mer forgrenet struktur. Bruk av de utviklede metodene på gassboblepopulasjoner i nærvær av både olje og vann viser at konfigurasjonen ved likevekt etter modning består av gassbobler som har forskjellig størrelse i olje og vann. Forskjellen i boblestørrelser er en funksjon av kapillartrykket mellom olje og vann, i tillegg til grenseflatespenningene mellom gassen og væskene, og fuktingstilstanden. Dette impliserer at volumfraksjonene av gass i olje og vann vil variere med dybden i overgangssonen mellom olje og vann på feltskala. Trefasesimuleringer i sandstein viser at utviklingen av bobletetthet avhenger av den innledende boblekonfigurasjonen, samt at forgrovning av gassbobler kan utløse omfordeling av fanget olje. Simuleringer med forskjellige gasser (f.eks. nitrogen, CO2) ved ikke-blandbare og nesten-blandbare forhold har forskjellig utvikling og modningshastighet av boblepopulasjonene. Dette understreker viktigheten av å simulere boblepopulasjonsdynamikk med riktig gasstype ved realistiske reservoarforhold i trefasesystemer. Prosjektet har brukt et oppgradert eksperimentelt oppsett i mikromodellforsøkene for å undersøke effekten av olje på CO2-skum. Dynamiske eksperimenter under blandbare betingelser (25 grader C og 100 bar), hvor CO2 injiseres i vannfuktende mikromodeller forhåndsmettet med en skumløsning og fanget olje har blitt utført og sammenlignet med tilsvarende eksperimenter uten olje. Forsøkene avdekker mekanismer for skumdannelse og forgrovning. En kvantitativ analyse av den dynamiske utviklingen av gassbobletetthet og skumtekstur viser at en stor del av skummet forblir fanget. Dette avleder skumstrømningen til ellers utilgjengelige områder og forbedrer sveipeeffektiviteten. Eksperimentene gir verdifulle data til sammenligning med modelleringsaktivitetene. Prosjektet har utdannet en doktorgradsstudent innen poreskalamodellering (UiS/NORCE) og en doktorgradsstudent innen mikromodelleksperimenter (UiB).

Foam injection has high potential to enhance oil recovery in hydrocarbon reservoirs by flow diversion and improved sweep efficiency because foam has significantly lower mobility than gas. Injection of CO2-foam for CO2 storage also benefits from such mobility control by increasing the storage potential. However, the foam description in existing reservoir simulation models is based on an excessive use of parameter fitting to experimental data, and hence the reservoir simulator loses its value as a predictive tool. This project has developed advanced numerical tools for parallel simulations with adaptive mesh refinement for investigating bubble population dynamics at the pore scale in the presence of oil and water. This research represents a necessary and crucial step towards improving the description of foam at core and reservoir scales. The models generate data, such as density of bubble populations, and rates for bubble generation and destruction, for input to reservoir simulators based on population-balance equations, which will improve the foam description in these models. The use of the developed numerical tools in an initial planning of foam EOR projects, or foam-CO2 EOR/storage projects, would reduce the need for extensive experimental work and speed up the workflow leading towards field implementation. During the project period, there has been a shift in focus in both industry and academia from technologies for improved oil recovery to subsurface storage technologies that could play a key role in providing cleaner energy production (storage of natural gas and hydrogen) and to mitigate climate changes (CO2 storage). This has spawned interest in industry and academia on investigating the long-term behaviour of trapped gas after gas injection. In temporary gas storage, formation of trapped gas is an undesired mechanism, as it is hard to recover, while in CO2 storage it is a desired mechanism for safe and permanent storage. The developed methods and research results in this project can also be utilized in this context and lead to new practice for interpreting measurements of trapped gas in core-scale experiments. Within this application area, our results and publications have attracted interest from industry, led to new contacts in academia internationally, and resulted in invitations to hold presentations at international conferences. Releasing the numerical model as open source will attract additional interest from academia and industry beyond the project duration and may also lead to new application areas.

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.

Publikasjoner hentet fra Cristin

Ingen publikasjoner funnet

Ingen publikasjoner funnet

Ingen publikasjoner funnet

Budsjettformål:

PETROMAKS2-Stort program petroleum