شبیه‌سازی عددی جابه‌جایی نفت- دی‌اکسید کربن در مقیاس منفذ در محیط متخلخل ناهمگن شکاف‌دار

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 دانشکده مهندسی نفت، دانشگاه صنعتی امیرکبیر (پلی تکنیک تهران)، ایران

2 دانشکده مهندسی شیمی، دانشگاه صنعتی امیرکبیر (پلی تکنیک تهران)، ایران

10.22078/pr.2024.5519.3454

چکیده

سـیلاب‌زنی از طریـق تزریــق گاز به‌صــورت امتزاج‌پذیــر همـواره به‌عنـوان کارآمدتریـن روش جهـت افزایـش ضریـب بازیافـت نفت مطـرح بـوده‌اسـت ولیکن تامین و نگهداشت فشار تزریقی در شرایط امتزاج‌پذیری و یا حتی نزدیک امتزاج‌پذیری از لحاظ عملیاتی دشوار و با هزینه‌های بالایی همراه می‌باشد. در مخازن شکاف‌دار بدلیل وجود مسیر‌های هموار و کانال مانند می‌توان در فشارهای پایین‌تر نیز به بازیابی نفت معادل با شرایط نزدیک امتزاج‌پذیری دست پیدا‌نمود. و لیکن شبیه‌سازی مخازن شکاف‌دار به‌دلیل پیچیدگی‌ها و ناهمگنی‌های این مخازن همواره با دشواری‌هایی همراه بوده‌است که در این میان لحاظ نمودن اثر انتقال جرم از جایگاه ویژه‌ای برخوردار می‌باشد. از این‌رو در ایـن مطالعـه به بررسـی اثر انتقال جرم در رفتـار جریانـی نفـت- دی اکسـیدکربن در مقیـاس- منفـذ در فرآینـد تزریـق‌گاز در شرایط غیرامتزاج‌پذیر در یـک محیـط متخلخـل ناهمگـن شکاف‌دار پرداخته می‌شود. بدین منظور شبیه‌ســازی عــددی در مقیــاس- منفــذ در ناحیه فشاری دور از ناحیه امتزاج‌پذیری برای دوحالت در نرم‌افزار شبیه‌ساز دینامیک سیالات محاسباتی کامسول انجام می‌پذیرد. حالت اول، بکارگیری ماژول میدان‌فازی که با بهره‌گیری از روابط ناویر‌استوکس حرکت سیالات را در محیط متخلخل ردیابی می‌نماید. حالت دوم، ترکیب دو ماژول مستقل روش میدان‌فازی و روش انتقال‌گونه‌های رقیق در نرم‌افزار شبیه‌ساز می‌باشد که در این حالت ماژول انتقال گونه‌های رقیق بمنظور بررسی اثر انتقال جرم گاز دی‌اکسید‌کربن به فاز نفت، اضافه گردیده‌است. در حقیقت این ماژول با بهره‌گیری از قوانین کلاسیک فیک این مهم را به انجام می‌رساند. نتایج حاصل از شبیه‌سازی نشان می‌دهد که میزان جاروب نفت باقی‌مانده در گلوگاه‌های کوچک و به‌ویژه در گلوگاه‌های مجاور شکاف با در نظر‌گرفتن اثر انتقال جرم به‌طور محسوسی افزایش‌یافته که سبب گردیده مقدار نهایی بازیافت از 81% بدون لحاظ نمودن اثر انتقال جرم به 89% با در نظرگرفتن اثر انتقال جرم افزایش یابد که این میزان بازیافت نفت تا حد بسیار زیادی متناظر با شرایط نزدیک امتزاج‌پذیری می‌باشد. 

کلیدواژه‌ها

موضوعات

عنوان مقاله [English]

Numerical Simulation of Oil–CO2 Displacement at the Pore Scale in Heterogeneous Fractured Porous Media

نویسندگان [English]

  • Prisa Behnoud 1
  • Mohammad Reza Khorsand Movaghar 1
  • Mostafa Keshavarz Moraveji 2
1 Petroleum Engineering Department, Amirkabir University of Technology (Tehran Polytechnic), Tehran, Iran
2 Faculty of chemical Engineering, Amirkabir university of technology, Tehran, Iran
چکیده [English]

Gas injection through miscible flooding has always been considered the most efficient method for enhancing oil recovery. However, maintaining and sustaining injection pressure under miscible or near-miscible conditions is operationally challenging and costly. In fractured reservoirs, due to the presence of smooth and channel-like pathways, it is possible to achieve oil recovery equivalent to near-miscible conditions at lower pressures. Nevertheless, simulating fractured reservoirs is inherently difficult due to their complexities and heterogeneities, with mass transfer effects playing a critical role.Therefore, this study investigates the impact of mass transfer on the oil-CO2 flow behavior at the pore scale in a gas injection process under immiscible conditions in a heterogeneous fractured porous medium. Numerical simulations at the pore scale are conducted in a pressure region far from the miscibility zone for two cases using the COMSOL computational fluid dynamics software. The first case utilizes the Phase Field module, which employs Navier-Stokes equations to track fluid movement in the porous medium. The second case combines two independent modules; the Phase Field method and the Transport of Diluted Species method, with the latter added to examine the effect of CO2 gas mass transfer to the oil phase, utilizing Fick›s classical laws.The simulation results indicate that considering the mass transfer effect significantly increases the sweep efficiency of residual oil in small throats, especially in those adjacent to fractures. Ultimately, this increases the final recovery factor from 81% without considering mass transfer to 89% with mass transfer, closely resembling near-miscible conditions.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Phase Field Method
  • Transport of Diluted Species Method
  • COMSOL Computational Fluid Dynamics Software
  • Heterogeneous Fracture Porous Media
  • Gas Injection

مراجع

[1]. Stone, H. L., & Crump, J. S. (1956). The effect of gas composition upon oil recovery by gas drive. Transactions of the AIME, 207(01), 105-110. doi.org/10.2118/521-G.##
[2]. Koch, H. A. (1956). High pressure gas injection is a success. World Oil, 143(5), 260-264.##
[3]. Garmeh, G., & Johns, R. T. (2010). Upscaling of miscible floods in heterogeneous reservoirs considering reservoir mixing. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 13(05), 747-763. doi.org/10.2118/124000-PA.##
[4]. Jia, B., Tsau, J. S., & Barati, R. (2019). A review of the current progress of CO2 injection EOR and carbon storage in shale oil reservoirs. Fuel, 236, 404-427. doi.org/10.1016/j.fuel.2018.08.103.##
[5]. Gozalpour, F., Ren, S. R., & Tohidi, B. (2005). CO2 EOR and storage in oil reservoir. Oil & gas science and technology, 60(3), 537-546. doi.org/10.2516/ogst:2005036.##
[6]. Holtz, M. H., Nance, P. K., & Finley, R. J. (2001). Reduction of greenhouse gas emissions through CO2 EOR in Texas. Environmental Geosciences, 8(3), 187-199. doi.org/10.1046/j.1526-0984.2001.008003187.x.##
[7]. Li, H., Zheng, S., & Yang, D. (2013). Enhanced swelling effect and viscosity reduction of solvent (s)/CO2/heavy-oil systems. Spe Journal, 18(04), 695-707. doi.org/10.2118/150168-PA.##
[8]. Yongle, H. U., Mingqiang, H. A. O., Guoli, C. H. E. N., Ruiyan, S. U. N., & Shi, L. I. (2019). Technologies and practice of CO2 flooding and sequestration in China. Petroleum Exploration and Development, 46(4), 753-766. doi.org/10.1016/S1876-3804(19)60233-8.##
[9]. Chen, X., & Mohanty, K. K. (2020). Pore-scale mechanisms of immiscible and miscible gas injection in fractured carbonates. Fuel, 275, 117909. doi.org/10.1016/j.fuel.2020.117909.##
[10]. Succi, S. (2001). The lattice Boltzmann equation: for fluid dynamics and beyond. Oxford university press.##
[11]. Raeini, A. Q., Bijeljic, B., & Blunt, M. J. (2015). Modelling capillary trapping using finite-volume simulation of two-phase flow directly on micro-CT images. Advances in Water Resources, 83, 102-110. doi.org/10.1016/j.advwatres.2015.05.008.##
[12]. Blunt, M. J. (2017). Multiphase flow in permeable media: A pore-scale perspective. Cambridge university press.##
[13]. Rokhforouz, M. R., & Akhlaghi Amiri, H. A. (2017). Phase-field simulation of counter-current spontaneous imbibition in a fractured heterogeneous porous medium. Physics of Fluids, 29(6). doi.org/10.1063/1.4985290.##
[14]. Liu, H., Zhu, Z., Patrick, W., Liu, J., Lei, H., & Zhang, L. (2020). Pore-scale numerical simulation of supercritical CO2 migration in porous and fractured media saturated with water. Advances in Geo-Energy Research, 4(4), 419-434.##
[15]. Mishra, S., Raziperchikolaee, S., & Le Gallo, Y. (2020). Modeling Aspects of CO2 Injection in a Network of Fractures. In CO2 Injection in the Network of Carbonate Fractures (pp. 163-189). Cham: Springer International Publishing.##
[16]. سبحانی اوغاز، ع. و امامی نیری، م.(2023). اثر خواص هندسی شکاف بر جریان و حساسیت‌سنجی دینامیک پارامترهای شکاف در مخازن شکاف دار. پژوهش نفت. 32(1401-6)، 49-64..
doi: 10.22078/pr.2022.4893.3188##
[17]. مسیحی، م. و فیروزمند ه. (2024). بررسی اثرات امتزاج‌پذیری، ترشوندگی و سرعت تزریق در تزریق دی اکسیدکربن در مقیاس حفره سنگ مخزن. پژوهش نفت. 34(1403-1): 49-51. doi: 10.22078/pr.2023.5230.3318.##
[18]. مسیحی، م. و فراهانی، ا. (2024). بررسی وابستگی پل مایع و فشار مویینگی شکاف به خواص سنگ شکاف‌دار در مکانیزم ریزش ثقلی. پژوهش نفت. 1403-4 (2024): 3-15.‎.doi: 10.22078/pr.2024.5330.3374##
[19]. AlMubarak, T., AlKhaldi, M., AlMubarak, M., Rafie, M., Al-Ibrahim, H., & AlBokhari, N. (2015). Investigation of acid-induced emulsion and asphaltene precipitation in low permeability carbonate reservoirs. In SPE Kingdom of Saudi Arabia Annual Technical Symposium and Exhibition (pp. SPE-178034). SPE. doi.org/10.2118/178034-MS.##
[20]. Suzuki, F. (1993, May). Precipitation of asphaltic sludge during acid stimulation treatment: cause, effect, and prevention. In SPE Western Regional Meeting (pp. SPE-26036). SPE. doi.org/10.2118/26036-MS.##
[21]. Yue, P., Zhou, C., Feng, J. J., Ollivier-Gooch, C. F., & Hu, H. H. (2006). Phase-field simulations of interfacial dynamics in viscoelastic fluids using finite elements with adaptive meshing. Journal of Computational Physics, 219(1), 47-67. doi.org/10.1016/j.jcp.2006.03.016.##
[22]. Amiri, H. A., & Hamouda, A. A. (2013). Evaluation of level set and phase field methods in modeling two phase flow with viscosity contrast through dual-permeability porous medium. International Journal of Multiphase Flow, 52, 22-34. doi.org/10.1016/j.ijmultiphaseflow.2012.12.006.##
[23]. Amiri, H. A., & Hamouda, A. A. (2014). Pore-scale modeling of non-isothermal two phase flow in 2D porous media: Influences of viscosity, capillarity, wettability and heterogeneity. International Journal of Multiphase Flow, 61, 14-27. doi.org/10.1016/j.ijmultiphaseflow.2014.01.001.##
[24]. Hoteit, H. (2013). Modeling diffusion and gas–oil mass transfer in fractured reservoirs. Journal of Petroleum Science and Engineering, 105, 1-17. doi.org/10.1016/j.petrol.2013.03.007.##
[25]. Behnoud, P., Khorsand Movaghar, M. R., & Sabooniha, E. (2023). Numerical analysis of pore-scale CO2-EOR at near-miscible flow condition to perceive the displacement mechanism. Scientific Reports, 13(1), 12632.##
[26]. Shaver, R. D., Robinson Jr, R. L., & Gasem, K. A. M. (2001). An automated apparatus for equilibrium phase compositions, densities, and interfacial tensions: data for carbon dioxide+ decane. Fluid phase equilibria, 179(1-2), 43-66. doi.org/10.1016/S0378-3812(00)00475-1.##
پژوهش نفت
دوره 35، 1404-2 - شماره پیاپی 141
خرداد و تیر 1404
صفحه 15-25

فایل ها

هم رسانی

ارجاع به این مقاله

آمار