Calcolo dell'IFT in mezzi porosi in presenza di diversi gas e alcani normali utilizzando l'EoS modificato

Mar 28, 2023

Rapporti scientifici volume 13, numero articolo: 8077 (2023) Citare questo articolo

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L'iniezione di gas può aumentare il recupero dell'olio perché la tensione interfacciale gas-olio è inferiore alla tensione interfacciale acqua-olio (IFT) e tende a zero nello stato di miscibilità. Tuttavia, sono state fornite poche informazioni sul movimento del gasolio e sui meccanismi di penetrazione nel sistema di frattura a livello di porosità. L'IFT di petrolio e gas nel mezzo poroso cambia e può controllare il recupero del petrolio. In questo studio, l'IFT e la pressione minima di miscibilità (MMP) vengono calcolati utilizzando l'equazione di stato cubica di Peng-Robinson che è stata modificata utilizzando il raggio medio dei pori e la pressione capillare. L'IFT e l'MMP calcolati cambiano con il raggio dei pori e la pressione capillare. Per studiare l'effetto di un mezzo poroso sull'IFT durante l'iniezione di CH4, CO2 e N2 in presenza di n-alcani e per la validazione, sono stati utilizzati valori sperimentali misurati nei riferimenti. Secondo i risultati di questo articolo, i cambiamenti nell'IFT variano in termini di pressione in presenza di gas diversi e il modello proposto ha una buona precisione per misurare l'IFT e l'MMP durante l'iniezione di gas idrocarburi e CO2. Inoltre, al diminuire del raggio medio dei pori, la tensione interfacciale tende ad abbassarsi. Questo effetto è diverso aumentando la dimensione media dell'interstizio in due intervalli diversi. Nel primo intervallo, cioè l'Rp da 10 a 5000 nm, l'IFT cambia da 3 a 10,78 mN/me nel secondo intervallo, cioè l'Rp da 5000 nm all'infinito, l'IFT cambia da 10,78 a 10,85 mN/m. In altre parole, aumentando il diametro del mezzo poroso fino ad una certa soglia (cioè 5000 nm) aumenta l'IFT. Di norma, i cambiamenti nell'IFT influenzati dall'esposizione a un mezzo poroso influenzano i valori della MMP. In generale, l'IFT diminuisce nei mezzi porosi molto fini, causando miscibilità a pressioni più basse.

Durante l'iniezione del gas nel mezzo poroso saturo di olio, il movimento può cambiare da immiscibile a quasi miscibile con l'aumento della pressione del gas. Infine, diventa miscibile aumentando la pressione del gas rispetto alla pressione minima di miscibilità (MMP: la pressione alla quale gas e olio creano miscibilità attraverso il flusso)1,2,3. In condizioni immiscibili, la diteggiatura del gas aumenta a causa del rapporto di viscosità sfavorevole e, di conseguenza, diminuisce il recupero dell'olio. In condizioni quasi miscibili, esperimenti microfluidici hanno dimostrato che un potenziale meccanismo per recuperare il petrolio intrappolato dietro il fronte del gas è il flusso incrociato di petrolio e gas o la diffusione4. In condizioni di miscibilità, gas e petrolio possono sviluppare miscibilità al primo contatto o multi-contatto e il movimento diventa un flusso monofase5,6. L'efficienza di spazzamento è bassa in tutti i casi ma migliora con l'aumentare della miscibilità7.

Esistono diversi metodi sperimentali per la misurazione delle MMP, come lo Slim Tube Test (STT), l'apparato a bolle ascendenti (RBA) e la tecnica della tensione interfacciale di fuga (VIT)8. Tra questi, lo Slim Tube Test (STT) è stato ampiamente utilizzato9,10 ed è stato accettato come metodo standard per il calcolo dell’MMP11. I metodi di laboratorio per determinare l'MMP sono costosi e richiedono molto tempo (come lo Slim Tube Test) o non sono in grado di prevedere i sistemi MMP con propulsione condensante/evaporativa (come gli apparecchi a bolle ascendenti e i test a contatto multiplo). Tuttavia, possono generare dati utili sul comportamento di fase per sviluppare e convalidare metodi computazionali MMP12.

Nel corso degli anni sono stati sviluppati metodi computazionali per la stima delle MMP che utilizzano equazioni di stato cubiche per la stima delle MMP13. L'assunto di base di tutti i metodi computazionali è che il comportamento di fase possa essere descritto accuratamente con un'adeguata equazione di stato cubica14. Per stimare accuratamente la MMP, questa ipotesi deve essere valida, soprattutto in prossimità della regione critica. Esistono tre metodi computazionali principali: simulazione combinata del tubo sottile, analisi computazionale con Metodo delle Caratteristiche (MOC) e modelli multipli di celle di miscelazione. Di seguito vengono presentati questi metodi insieme ai loro vantaggi e svantaggi.