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http://repositorio.ufc.br/handle/riufc/1074| Tipo: | Tese |
| Título: | Escoamento bifásico em meios porosos: aplicações na recuperação de óleo e infiltração de fluidos adesivos |
| Autor(es): | Oliveira, Claudio Lucas Nunes de |
| Orientador: | Almeida, Murilo Pereira de |
| Coorientador: | Andrade Júnior, José Soares de Herrmann, Hans Jürgen |
| Palavras-chave: | Hidrodinâmica;Dinâmica dos fluidos |
| Data do documento: | 2009 |
| Citação: | OLIVEIRA, C. L. N. Escoamento bifásico em meios porosos: aplicações na recuperação de óleo e infiltração de fluidos adesivos. 2009. 97 f. Tese (Doutorado em Física) - Centro de Ciências, Universidade Federal do Ceará, Fortaleza, 2009. |
| Resumo: | O escoamento de fluidos em meios porosos tem sido objeto de pesquisa de grande interesse científico e tecnológico, visto que a compreensão desse processo é fundamental para importantes aplicações na indústria, incluindo extração de óleo em reservatórios, estudo de água subterrânea, desenvolvimento de filtros etc. Nesta tese, investigamos através de simulação numérica três trabalhos sobre escoamento bifásico. O primeiro deles é sobre a recuperação secundária de petróleo, que consiste em retirar o óleo do reservatório por diferença de pressão causada pela injeção de um outro fluido; o segundo caso trata da recuperação terciária, em que a viscosidade do óleo é diminuída pelo aumento da temperatura por meio da injeção de um fluido quente no meio poroso; e o terceiro é um modelo de endurecimento interfacial entre dois fluidos desenvolvido para simular a penetração de cola em meios porosos. No primeiro trabalho, onde é usado o método secundário, a produção do óleo sofre bastante influência do breakthrough do fluido invasor. Por isso, nossa intenção é estudar o comportamento da produção do óleo e do tempo de breakthrough quando se injeta um fluido com viscosidade diferente da do óleo, para o caso a água. O sistema é isotérmico e não reagente. Utilizamos o simulador comercial STARS do CMG para realizar as simulações. Os resultados foram obtidos através das médias das curvas de produção de reservatórios desordenados. Foi considerado tanto o reservatório homogêneo quanto o heterogêneo no ponto crítico de percolação. Foi estudada a influência que as curvas de produção sofrem com a variação da distância entre os poços, r, e com a razâo entre as viscosidades dos fluidos, m (m = ¹o/¹a). No caso homogêneo, os resultados mostram que existem duas regiões de lei de potência nas curvas de produção com expoente de -1/3 e -5/2. O crossover acontece quando o reservatório começa a ficar exausto de óleo. No caso heterogêneo, a produção do óleo cai com expoente de -0.8. Foi verificado, também, que o tempo de breakthrough carrega unidades de r1:8 m1=4 no reservatório homogêneo e de rm1=5 no heterogêneo. Quando o óleo presente no reservatório é do tipo pesado, métodos terciários são necessários para uma boa recuperação deste. Umas das técnicas que se tornou promissora nos últimos anos é a Injeção a Vapor, que consiste no aumento da temperatura do reservatório através da injeção de um fluido quente (geralmente, água ou vapor), reduzindo assim a viscosidade do óleo. Para realizar esse estudo utilizamos uma aproximação microscópica do meio, onde o escoamento acontece em escala de poro. A viscosidade do óleo tem uma dependência exponencial com a temperatura da forma exp(B=T ), onde B é um parâmetro físico-químico que define o quão pesado é o óleo, e T é a temperatura. Inicialmente, o meio está saturado com o óleo e em seguida outro fluido é injetado. Um gradiente de temperatura, ¢T, é aplicado no meio na mesma direção de injeção. Analisamos dois casos da razão da viscosidade, um infinito, no qual o fluido invasor é considerado invíscito, e o outro finito. Verificamos que a eficiência da recuperação de óleo pode aumentar sub-stancialmente com ¢T. Vimos também que o percentual de recuperação decresce com B para o caso da razão da viscosidade finita, e que o comportamento oposto é observado para o caso infinito. Com isso é possível saber qual a configuração de parâmetros que melhor se adapta a um projeto de recuperação de um reservatório. Na terceira parte desta tese, propomos um modelo de Percolação Invasiva modificado com a presença da gravidade para simular o escoamento bifásico, no qual a interface sofre um efeito de endurecimento. Inicialmente, a pressão capilar de cada sítio da rede é escolhido aleatoriamente entre 0 e 1, e, então, o efeito de endurecimento é obtido através do aumento da pressão dos sítios na interface. Quanto mais tempo um sítio fica exposto, maior sua pressão. Durante essa exposição, se um sítio tem pressão maior ou igual a 1, esse se torna um pino e não pode mais ser invadido. Isso representa a penetração de cola em meios porosos onde o endurecimento se dá devido ao contato com o ar. Foram considerados, também, três regimes de escoamento segundo o Bond number, Bo > 0, Bo = 0 e Bo < 0, que mede a razão entre as forças gravitacionais e capilares. Nós analisamos a influência do efeito de endurecimento nesses regimes, e observamos que apesar das estruturas de invasão mudarem com esse efeito seu comportamento médio não sofre muita alteração. |
| Abstract: | The fluids displacement in porous media has been subject in researches with great scientific and technologic interesting due to its close connection to industry applications, like oil recovery problem, groundwater studies etc. In this thesis, we have investigated through numerical simulations three two-phase flow problems. The first one, is about the secondary oil recovery method, which consist to push the oil using the injection of water; the second case, treats of the tertiary oil recovery method, where the oil viscosity is decreased by the increasing of the temperature; and the last one, is an interfacial hardness model to simulate the glue penetration in porous media. In the first part, we study the behavior of the oil production rate in an isothermal and two-dimensional reservoir field. Water is pushed from an injection to a production well, separated by a distance r. This corresponds to the secondary recovery method in oil reservoirs. We then investigate through direct numerical calculation using the commercial reservoir field simulator STARS of CMG (Computer Modelling Group) the influence of the viscosity ratio (m = moil/mwater) on the oil production (C(t)) when m ≥ 1. We keep m constant through simulation. We first consider a macroscopically disordered and homogeneous reservoir. In this case, all the geometry is accessible to the fluids, but the porosity varies randomly in space. The results show two power law regimes in the oil production curves, with exponent -1/3 and -5/2. We also study the behavior of inhomogeneous system with a percolation-like reservoir geometry. We see in this case a power law behavior with exponent -0.8 in C(t) curves. We verify that the breakthrough time carries units of r 1.8 m1/4 in the homogeneous case and r m1/5 in the inhomogeneous one. When the kind of oil is heavy, tertiaries methods are necessary to improve the recovery. One of the most used techniques is the Steam Injection, where a hot fluid (usually, water or steam) is injected into the reservoir to decrease the oil viscosity. In order to make those studies we consider a microscopic approximation of the medium. The oil viscosity is dependent on temperature according the following function, exp(B/T), where B is a physico-chemical parameter which define the kind of oil, and T is the temperature. A gradient of temperature, ∆T, is applied crossing the medium in the same direction of the injection. Initially, the porous medium is saturated with oil and, then, another fluid is injected. We have considered two cases of injection. The first one, the viscosity of the invading fluid is constant (the viscosity ratio is, then, finite) and the second one, the invading fluid is inviscid (infinite viscosity ratio). Our results show that the recovery efficiency of the oil can increase substantially with the ∆T. We show, also, that the percentage of the oil recovery decreases with B for the finite viscosity ratio case, but the opposite behavior for the other case. In the last part, we propose an Invasion Percolation modified model to simulate the penetration of a fluid into another with hardening interface. Initially, the capillary pressure of each site in the lattice is randomly chosen between 0 and 1, and then, the hardness effect by contact with the defending phase is obtained by increasing the pressure of those sites at interface. The most time exposition a site has the greatest is its pressure value. During this exposition, if a site has pressure greater or equal to 1, that site becomes a pine and cannot be invaded anymore. That represents a glue penetrating into a porous medium where it becomes hard due to exposition with the air. We also consider three different regimes of the displacement according the Bond number, Bo > 0, Bo = 0 and Bo < 0. We have analyzed the influence of that hardness effect in those regimes. We see that, besides the patterns change with this effect, the average behavior do not affect much. |
| URI: | http://www.repositorio.ufc.br/handle/riufc/1074 |
| Aparece nas coleções: | DFI - Teses defendidas na UFC |
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