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[en] NETWORK SIMULATOR FOR TWO-PHASE DISPLACEMENT IN CONSTRICTED CAPILLARY CHANNELS / [pt] SIMULADOR DE REDE PARA ESCOAMENTO BIFÁSICO EM CAPILARES COM CONSTRIÇÃOMARTHA SALLES FRANCA 24 January 2018 (has links)
[pt] A compreensão dos mecanismos e fenômenos de transporte relacionados
ao fluxo multifásico em meios porosos é de grande relevância para
diversas aplicações práticas como captura e sequestro de dióxido de carbono,
transporte em células de combustível e recuperação avançada de reservatórios
de hidrocarbonetos. A geometria do espaço poroso e as interações
dos fluidos com sua parte sólida determinam propriedades macroscópicas
como porosidade, permeabilidades relativas e pressão capilar. Porém, a visão
em escala microscópica fornece uma melhor descrição e entendimento dos
processos físicos e químicos do escoamento de fluidos no espaço poroso. Neste
trabalho desenvolvemos um simulador de rede de poros para análise do escoamento
bifásico de fluidos imiscíveis tanto para o processo de drenagem
quanto para o de embebição. O modelo de rede 240×40 tem capilares com
raios médios na ordem de 52.35 micrometro com constrição. Os padrões de escoamento
e eficiências de deslocamento foram obtidos para diferentes razões
de viscosidade e números de capilaridade. Os resultados encontrados, considerando
deslocamento pistão, foram similares a de experimentos realizados
previamente, injetando água no meio saturado de óleo. Na drenagem,
a saturação residual de óleo cai com o aumento do número de capilaridade.
O padrão de escoamento observado é de fingerings viscosos e, a frente de
deslocamento torna-se mais estável com o aumento da razão de viscosidade.
Na embebição, para números de capilaridade mais baixos, o escoamento foi
dominado por fingers capilares. Para números de capilaridade altos, fingers
viscosos foram predominantes e, com o aumento da razão de viscosidade, a
frente apresentou maior estabilidade. / [en] Understanding the mechanisms and transport phenomena of multiphase
flow in porous media has great relevance in several practical applications,
such as capture and sequestration of carbon dioxide, transport in fuel
cells and enhancement hydrocarbon recovery. The geometry of pore space
and the fluid interactions with the solid determine macroscopic properties
such as porosity, relative permeabilities and capillary pressure. However,
microscopic analysis provides a better description and comprehension of
physical and chemical processes of fluid flow in the pore space. In this work,
we developed a pore-network simulator to analyze immiscible two-phase flow
for both drainage and imbibition processes. The 240×40 pore-network model
has constricted capillary channels with radius on the order of 52.35 micrometer. Flow
patterns and displacement efficiencies evaluation were obtained at different
viscosity ratios and capillary numbers. The results, considering piston-like
displacement, were similar to experiments realized previously, injecting water
in an oil saturated medium. In the drainage process, the oil saturation
reduces with increasing capillary number. The observed flow pattern is viscous
fingerings and the front is stable with the higher viscosity ratio. In
imbibition, the flow was dominated by capillary fingers at low capillary
numbers. At high capillary numbers, viscous fingers were predominant and,
with increasing viscosity ratio, the front presented higher stability.
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[pt] DESENVOLVIMENTO E APLICAÇÕES DE UM MODELO DE REDE DE POROS PARA O ESCOAMENTO DE GÁS E CONDENSADO / [en] DEVELOPMENT AND APPLICATIONS OF A COMPOSITIONAL PORE-NETWORK MODEL FOR GAS-CONDENSATE FLOWPAULA KOZLOWSKI PITOMBEIRA REIS 19 July 2021 (has links)
[pt] A formação e o acúmulo de condensado em reservatórios de gás retrógrado,
especialmente na vizinhança de poços de produção, obstruem parcialmente
o fluxo de gás e afetam negativamente a composição dos fluidos produzidos.
Entretanto, a previsão de bloqueio por condensado é comumente imprecisa,
visto que experimentos raramente reproduzem as condições extremas e
composições complexas dos fluidos dos reservatórios, enquanto a maioria dos
modelos em escala de poros simplificam demasiadamente os fenômenos físicos
associados à transição de fases entre gás e condensado. Para corrigir essa
lacuna, um modelo de rede de poros isotérmico composicional e totalmente
implícito é apresentado. As redes de poros propostas consistem em estruturas
tridimensionais de capilares constritos circulares. Modos de condensação
e padrões de escoamento são atrubuídos aos capilares de acordo com a molhabilidade
do meio, as saturações locais e a influência de forças viscosas e
capilares. Nos nós da rede, pressão e conteúdo molar são determinados através
da solução acoplada de equações de balanço molar e consistênc ia de volumes.
Concomitantemente, um cálculo de flash à pressão e à temperatura constantes,
baseado na equação de estado de Peng e Robinson, é realizado em cada
nó, atualizando as saturações e composições das fases. Para a validação do
modelo proposto, análises de escoamento foram executadas baseadas em experimentos
de escoamento em testemunho reportados na literatura, usando
composição dos fluidos e condições de escoamento correspondentes, e geometria
do meio poroso aproximada. Curvas de permeabilidade relativa medidas
nos experimentos e previstas pelo modelo mostraram boa concordância quantitativa,
para dois valores de tensão interfacial e três valores de velocidade de
escoamento de gás. Após a validação, o modelo foi usado para avaliar alteração
de molhabilidade e injeção de gás como possíveis métodos de recuperação avançada
para reservatórios de gás retrógrado. Os resultados exibiram tendências
similares àquelas observadas em experimentos de escoamento em testemunhos,
e condições ótimas para melhoramento do escoamento foram identificadas. / [en] Liquid dropout and accumulation in gas-condensate reservoirs, especially
in the near wellbore region, hinder gas flow and affect negatively the produced
fluid composition. Yet, condensate banking forecasting is commonly inaccurate,
as experiments seldom reproduce reservoir extreme conditions and complex
fluid composition, while most pore-scale models oversimplify the physical
phenomena associated with phase transitions between gas and condensate. To
address this gap, a fully implicit isothermal compositional pore-network model
for gas and condensate flow is presented. The proposed pore-networks consist
of 3D structures of constricted circular capillaries. Condensation modes and
flow patterns are attributed to the capillaries according to the medium s wettability,
local saturations and influence of viscous and capillary forces. At the
network nodes, pressure and molar contents are determined via the coupled
solution of molar balance and volume consistency equations. Concomitantly, a
PT-flash based on the Peng-Robinson equation of state is performed for each
node, updating the local phases saturations and compositions. For the proposed
model validation, flow analyses were carried out based on coreflooding
experiments reported in the literature, with matching fluid composition and
flow conditions, and approximated pore-space geometry. Predicted and measured
relative permeability curves showed good quantitative agreement, for two
values of interfacial tension and three values of gas flow velocity. Following
the validation, the model was used to evaluate wettability alteration and gas
injection as prospect enhanced recovery methods for gas-condensate reservoirs.
Results exhibited similar trends observed in coreflooding experiments and conditions
for optimal flow enhancement were identified.
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