[en] FLOW SIMULATION OF POLYMERIC SOLUTIONS IN POROUS MEDIA USING PORE NETWORK MODELING

[pt] SIMULAÇÃO DE ESCOAMENTO DE SOLUÇÕES POLIMÉRICAS EM MEIOS POROSOS USANDO MODELO DE REDES

[pt] PABLO ALBUQUERQUE GODOY

[pt] SOLUCOES POLIMERICAS

[pt] RAZAO DE MOBILIDADE

[pt] POWER-LAW

[pt] MICRO TOMOGRAFO

[pt] RECONSTRUCAO DIGITAL

[pt] MODELO DE REDES

[pt] RECUPERACAO MELHORADA DE OLEO

[pt] ESCOAMENTO EM MEIO POROSO

[pt] NAO-NEWTONIANO

[en] POLYMER SOLUTION

[en] MOBILITY RATIO

[en] POWER-LAW

[en] MICRO CT-SCAN

[en] PORE NETWORK MODELING

[en] IMPROVED OIL RECOVERY

[en] EMULSION INJECTION

[en] NON-NEWTONIAN

[pt] Soluções poliméricas são muito utilizadas em aplicações de Recuperação Melhorada de Petróleo (Improved Oil Recovery,IOR, em inglês) para elevar a eficiência de varrido em reservatórios de petróleo. Devido às suas características reológicas, soluções poliméricas modificam a mobilidade da fase aquosa injetada e tornam o deslocamento de óleo mais eficiente. A viscosidade das soluções poliméricas normalmente varia com a taxa de deformação. O escoamento destas soluções através de meios porosos pode ser descrito usando a equação de Darcy e um valor de viscosidade característica de escoamento. Neste trabalho foi investigada o comportamento reológico dessas soluções em três amostras de rochas reconstruídas digitalmente por meio de imagens obtidas de micro tomógrafos. Simulações macroscópicas de escoamento foram aplicadas através de métodos de modelagem de redes (Pore Network Modeling, PNM), ao invés de simulação numérica direta (por exemplo: Método de Elementos Finitos) por causa do alto custo computacional da última abordagem. O comportamento não-newtoniano das soluções de polímero foi descrito com o modelo de viscosidade power-law e foram comparados a modelos de reologia aparente da literatura como o de Blake-Kozeny modificado. O efeito da viscosidade na percolação foi avaliado na proporção de poros e gargantas que participaram do escoamento. A viscosidade equivalente baseada na Lei de Darcy foi comparada às curvas obtidas pela reometria e, ao final, foi calculado o fator de ajuste alpha que prevê a reologia aparente do fluido.

[en] Polymeric solutions are widely used in Improved Oil Recovery (IOR) applications to increase sweep efficiency in oil reservoirs. Due to its rheological characteristics, polymeric solutions modify the mobility of the injected aqueous phase and make oil displacement more efficient. The viscosity of polymeric solutions typically changes with the deformation rate. The flow of these solutions through porous media can be described using Darcy equation and a characteristic viscosity of flow. In this work, the apparent rheology of these solutions was investigated in three samples of digitally reconstructed rocks by means of images obtained from micro CT-scans. Macroscopic flow simulations were applied through network modeling methods (Pore Network Modeling, PNM), rather than direct numerical simulation (e.g.: Finite Element Method) because of the high computational cost of the last approach. The non-Newtonian behavior of polymer solutions was described with power-law viscosity model and were compared to apparent rheology models from literature such as modified Blake-Kozeny. The effect of viscosity on percolation was evaluated by checking the ratio of pores and throats that participated in the flow. The equivalent viscosity based on Darcy s Law was compared to curves obtained by rheometry and, at the end, the adjustable factor alpha, which predicts the fluid apparent rheology, was calculated.

MARCIO DA SILVEIRA CARVALHO

JULIANA MARIA DA FONSECA FACANHA

2021-07-30

[pt] TEXTO

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PORTUGUÊS

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https://doi.org/10.17771/PUCRio.acad.53977