[en] NETWORK SIMULATOR FOR TWO-PHASE DISPLACEMENT IN CONSTRICTED CAPILLARY CHANNELS

[pt] SIMULADOR DE REDE PARA ESCOAMENTO BIFÁSICO EM CAPILARES COM CONSTRIÇÃO

[pt] MARTHA SALLES FRANCA

[pt] MEIO POROSO

[pt] MOLHABILIDADE

[pt] ESCOAMENTO IMISCIVEL

[pt] MODELO DE REDE DE POROS

[pt] PRESSAO CAPILAR

[en] POROUS MEDIUM

[en] WETTABILITY

[en] IMMISCIBLE DISPLACEMENT

[en] PORE-NETWORK MODEL

[en] CAPILLARY PRESSURE

[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.

MARCIO DA SILVEIRA CARVALHO

MARCIO DA SILVEIRA CARVALHO

LUIS FERNANDO ALZUGUIR AZEVEDO

MARCOS VITOR BARBOSA MACHADO

RODRIGO DE SOUZA PORTUGAL

2018-01-24

2017-11-08

[pt] TEXTO

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PORTUGUÊS

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https://doi.org/10.17771/PUCRio.acad.32789