Analyse numérique des pores

Rapports scientifiques volume 13, Numéro d'article : 12632 (2023) Citer cet article

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L'injection de gaz par injection de \(\text{CO}_{2}\) est généralement effectuée pour obtenir une récupération optimale du pétrole à partir des réservoirs souterrains d'hydrocarbures. Cependant, l’inondation miscible, qui constitue le moyen le plus efficace d’obtenir une récupération maximale du pétrole, ne convient pas à tous les réservoirs en raison des difficultés liées au maintien des conditions de pression. Dans ces circonstances, un procédé quasi-miscible peut être plus pratique. Cette étude se concentre sur le déplacement du pétrole quasi-miscible à l'échelle des pores, en utilisant les critères de la littérature disponibles pour déterminer la région quasi-miscible efficace. Pour la première fois, deux approches numériques distinctes sont couplées pour examiner le comportement du \(\text{CO}_{2}\)–pétrole à la limite de pression inférieure de la région spécifiée. Le premier, le module Phase-field, a été implémenté pour suivre le mouvement des fluides dans le processus de déplacement \(\text{CO}_{2}\)–Pétrole en appliquant l'équation de Navier – Stokes. Vient ensuite le module TDS qui intègre l'effet du transfert de masse de \(\text{CO}_{2}\) dans la phase huileuse en couplant la loi classique de Fick à l'interface des fluides pour suivre la variation de \(\text{CO} _{2}\) coefficient de diffusion. Pour mieux reconnaître le mécanisme de récupération du pétrole à l'échelle des pores, une analyse qualitative indique que l'interface est déplacée dans le pétrole contourné en raison de la faible tension interfaciale dans la région quasi miscible. De plus, derrière le front en avant du flux principal, la phase \(\text{CO}_{2}\) peut déplacer de manière significative presque toute l'huile contournée dans les pores normaux et diminuer efficacement les grandes quantités dans les petits pores. Les résultats montrent qu'en intégrant des mécanismes de transfert de masse et d'écoulement croisé capillaire dans les simulations, le déplacement du pétrole contourné dans les pores peut être considérablement amélioré, conduisant à une augmentation de la récupération du pétrole de 92 à plus de 98 %, ce qui est comparable à le résultat de l’injection de gaz miscible. Les résultats de cette recherche soulignent l’importance d’appliquer le processus \(\text{CO}_{2}\)-EOR dans des conditions de fonctionnement quasi-miscibles.

\(\text{CO}_{2}\) L'injection de gaz a longtemps été considérée comme une méthode populaire pour améliorer la récupération du pétrole et de nombreuses approches ont été proposées pour optimiser les systèmes d'injection de gaz1,2,3,4,5. L'injection \(\text{CO}_{2}\) est largement utilisée dans l'industrie pétrolière depuis de nombreuses années comme méthode EOR6,7. Bien que l'EOR basé sur \(\text{CO}_{2}\) puisse améliorer la récupération du pétrole en réduisant la viscosité du pétrole et en diminuant la mobilité de \(\text{CO}_{2}\), il est d'une importance primordiale pour réduire les émissions de gaz et le stockage du carbone ainsi que les applications de séquestration \(\text{CO}_{2}\)8,9,10. De plus, récemment, le captage et le stockage géologiques \(\text{CO}_{2}\) des gaz de combustion dans des réservoirs d'hydrates ont été étudiés en mettant une quantité importante de \(\text{CO}_{2}\) sous terre pour tonnes d’hydrocarbures (méthane) produites qui s’inscrit dans la même veine que les études pour atteindre le net zéro11,12.

De plus, une analyse de sensibilité a été mise en œuvre pour étudier l'effet de sept paramètres du réservoir, à savoir la porosité du réservoir, la perméabilité horizontale, la température, la contrainte de formation, le rapport entre la perméabilité verticale et horizontale, la pression capillaire et la saturation des gaz résiduels sur la capacité géologique de stockage de CO2.

Notez qu’on prête attention au rapport de perméabilité verticale sur horizontale ou au rapport d’anisotropie, et les résultats sont les suivants.

La sensibilité des facteurs affectant la capacité de captage des gaz du CO2 diminue dans l’ordre de la contrainte de formation, de la température, de la saturation des gaz résiduels, de la perméabilité horizontale et de la porosité13.

À cet égard, une autre étude a été réalisée en combinant une simulation complète de réservoir 3D à grande échelle en exécutant des modèles à porosité unique, à double perméabilité et à double porosité et une technique DACE efficace en termes de calcul ("Conception et analyse d'expériences informatiques"). analyser la sensibilité du stockage du CO2 dans les aquifères fracturés.