Die Autoren würdigen die Finanzierung von der Katar Carbonate und dem Carbon Storage Research Center (QCCSRC), die gemeinsam von Katar Petroleum, Shell und Katar Science and Technology Park angeboten werden. Die Autoren danken Frans van den Berg (Shell Global Solutions, Amsterdam, Niederlande) für die Bereitstellung der Rohölprobe.

Hinweis: Da das Experiment bei hoher Temperatur und hohem Druck arbeitet, ist die Sicherheit von größter Bedeutung. Das System ist gegen Überdruck durch die Softwaregrenze am Spritzenpumpenregler und Berstscheiben am Mischer und zwischen Zahnradpumpe und Rheometer geschützt (siehe Abbildung 1 und Abbildung 2 ). Weiterhin wird vor jedem Experiment empfohlen, eine regelmäßige Dichtheitsprüfung durchzuführen. Es wird auch empfohlen, die Reibungsprüfung der Druckzellengeometrie durchzuführen, um sicherzustellen, dass das Rheometer gut funktioniert 9 , 10 . 1. Vorbereitung der Rohölprobe HINWEIS: Verwenden Sie die Zuata Rohölprobe wie erhalten. Die folgende Tabelle zeigt die grundlegenden physikalischen Eigenschaften des Zuata-Rohöls. <table border="1" fo:keep-together.within-page="1" fo:keep-with-next.within-page="always"><tbody><tr><td> ChaRacteristics </td><td> Wert </td></tr><tr><td> API Schwerkraft </td><td> 9.28 </td></tr><tr><td> Fassfaktor (bbl / t) </td><td> 6.27 </td></tr><tr><td> Gesamt-Schwefel (% wt) </td><td> 3.35 </td></tr><tr><td> Reid Dampfdruck (kPa) </td><td> 1 </td></tr><tr><td> Pour Point (° C) </td><td> 24 </td></tr><tr><td> Bestehender H 2 S-Gehalt (ppm) </td><td> - </td></tr><tr><td> Potentieller H 2 S-Gehalt (ppm) </td><td> 115 </td></tr><tr><td> Potentieller HCl-Gehalt (ppm) </td><td> - </td></tr><tr><td> Berechnet. Gross Cal. Wert (kJ / kg) </td><td> 41,855 </td></tr></tbody></table> Tabelle 1: Die physikalischen Eigenschaften des Zuata-Rohöls. <ol><li> Fügen Sie 128,57 g Toluol zu 300 g Zuata-Rohöl hinzu, um die Verdünnung mit 70 Gew .-% Zuata-Rohöl und 30 Gew .-% Toluol herzustellen. Die Mischung bei Raumtemperatur für 3 h schneiden. </li></ol> 2. Die Rohölprobe in den Mischer einlegen <ol><li> Trennen Sie den Mixer vom System und öffnen Sie ihn. Setzen Sie einen Rührer an der Unterseite des Mischers. 1,5 ml Rohölprobe in den Mischer geben. Nach dem Anziehen aller Schrauben den Mischer wieder an das System anschließen. </li></ol> 3. Grundierung des Gesamtsystems mit der Rohölprobe <ol><li> Prime das System mit der koaxialen Zylinder Geometrie Druckzelle. HINWEIS: Siehe Abbildung 1 , um das Ventil zu lokalisieren. <ol><li> Schließen Sie die Rheometer-Druckzelle durch Anziehen des Druckkopfes 9 . Den Drehteller auf die Rheometerspindel montieren. Stellen Sie es auf die Messposition 9 ein . </li><li> Schließen Sie die Ventile A, D, E, F, G und H. Öffnen Sie das Ventil C. </li><li> Öffnen Sie den Stickstoffzylinder. Führen Sie das Druckgas in den Mischer ein, indem Sie die Ventile H und E öffnen. Wenn das Gas den Mischer erreicht, Ventil H und Gasflasche schließen. </li><li> Öffnen Sie das Ventil A. Das Druckgas drückt die Rohölprobe durch das Saugrohr in die Umlaufschleife. Wenn die Rohölprobe von dem Ventil C in Fig. 1 abtropft, wird das gesamte System durch die Rohölprobe grundiert. </li><li> Öffnen Sie das Ventil F, um das übrige Gas freizugeben. Ventil C schließen und Ventil II öffnen. Zahnradpumpe drehen, um die Flüssigkeit für eine Weile zu zirkulieren. Abhängig von der Viskosität der Rohölprobe kann dies 1 bis 5 h dauern. HINWEIS: Der Druck des in den Mischer eingeführten komprimierten Stickstoffs hängt von der Viskosität der Rohölprobe ab. Wenn die Viskosität der Rohölprobe über 5 Pa ∙ s liegt, kann der Druck des komprimierten Gases größer als 15 bar sein. </li></ol></li><li> Prime das System mit der Doppelspalt Geometrie Druckzelle. HINWEIS: Siehe Abbildung 2 , um das Ventil zu lokalisieren. <ol><li> T entfernenEr Druckkopf und der Messzylinder der Druckzelle. </li><li> Schließen Sie die Ventile A, D, E, F, G, H und I. Öffnen Sie das Ventil C. </li><li> Öffnen Sie den Stickstoffzylinder. Führen Sie das Druckgas in den Mischer ein, indem Sie die Ventile H und E öffnen. Wenn das Gas den Mischer erreicht, schließen Sie das Ventil H und die Gasflasche. </li><li> Öffnen Sie das Ventil A. Das Druckgas drückt die Rohölprobe durch das Saugrohr in die Umlaufschleife. Wenn die Rohölprobe nur den inneren Teil der Doppelspaltgeometrie eintauchen, öffnen Sie das Ventil F, um den Druck im Mischer freizugeben. </li><li> Die Zahnradpumpe einschalten. Die Drehzahl der Zahnradpumpe vorsichtig einstellen. Achten Sie darauf, dass die Einlassdurchflussmenge der Druckzelle, die durch die Zahnradpumpe bestimmt wird, kleiner oder gleich der Auslassmenge der Druckzelle ist, die durch die Schwerkraft bestimmt wird. Wenn eine vernünftige Drehzahl der Zahnradpumpe gefunden wird und die Rohölprobe vom Ventil C abtropft, wird das gesamte System durch das Öl grundiert. THenne die Zahnradpumpe abschalten. </li><li> Montieren Sie den Messzylinder und den Druckkopf auf die Druckzelle 10 . Ventil C schließen und Ventil öffnen 1. Zahnradpumpe einschalten, um die Flüssigkeit zu zirkulieren. HINWEIS: Wenn die Rohölprobe eine ähnliche Viskosität aufweist, reicht das Druckgas mit einem Druck von 3 bis 4 bar aus. </li></ol></li></ol> 4. Evakuierung des verbleibenden Volumens im System <ol><li> Schließen Sie die Ventile A und D in Abbildung 1 oder Abbildung 2 . Vakuumpumpe an Ventil F anschließen. Vakuumpumpe 15 min einschalten. </li><li> Ventil F schließen und dann die Vakuumpumpe abschalten. </li></ol> 5. Einführung in CO 2 in den Mixer <ol><li> Mit koaxialer Zylindergeometrie Druckzelle <ol><li> Öffnen Sie das Ventil G und den CO 2 -Zylinder in Abbildung 1 . Öffnen Sie das Ventil D in Abbildung 1 . </<html> Li&gt; <li> Nachdem das CO 2 den verbleibenden Platz im System ausgefüllt hat, schließen Sie das Ventil G und den CO 2 -Zylinder, um zu verhindern, dass CO 2 von hinten in den Zylinder fließt. </li></ol></li><li> Mit Doppelspaltgeometrie Druckzelle <ol><li> Öffnen Sie das Ventil G und den CO 2 -Zylinder in Abbildung 2 . Öffnen Sie das Ventil D und I in Abbildung 2 . </li><li> Nachdem das CO 2 den verbleibenden Platz im System ausgefüllt hat, schließen Sie das Ventil G und den CO 2 -Zylinder, um zu verhindern, dass CO 2 von hinten in den Zylinder fließt. </li></ol></li></ol> 6. Einstellung der Temperatur und des Drucks <ol><li> Geben Sie den gewünschten Temperaturwert dem Mischer und dem Rheometer ein. Geben Sie den gewünschten Temperaturwert an die Heizungsanlage des Pipeline-Netzes an. Geben Sie den gewünschten Druckwert auf die Spritzenpumpe ein. </li><li> Warten auf Temperatur und Druck zu stabilisieren. </li></ol>Jove_title &quot;&gt; 7. Die Rühr- und Zahnradpumpe einschalten <ol><li> Öffnen Sie die Ventile stromabwärts und stromaufwärts der Zahnradpumpe. </li></ol> 8. Überwachung des Volumens im Mixer und der Mischviskosität <ol><li> Aufzeichnung der Lautstärke in der Spritzenpumpe für alle 6 Stunden. </li><li> Nach alle 6 h den Rührer und die Zahnradpumpe abschalten. Messen Sie die Viskosität der Mischung durch das Rheometer. Die Viskositätsmessung beginnt mit einer Einschaltzeit von 5 min und mißt dann die Viskosität bei konstanter Schergeschwindigkeit von 10 s -1 . </li><li> Wenn die Volumen- und Viskositätswerte zwischen zwei konsequenten Messungen erhebliche Unterschiede (&gt; 4%) aufweisen, schalten Sie die Zahnradpumpe und den Rührer erneut ein, um das Mischen fortzusetzen. Wenn sowohl die Volumen- als auch die Viskositätsmessung keine Änderung der Werte (≤ 4%) zeigen, wird das Gleichgewicht zwischen der CO 2 und der Rohölprobe bestätigt. </li><li> Schalten Sie die Zahnradpumpe und den Rührer für die Rheologiemessung aus. HINWEIS:Die Mischperiode kann für 1 bis 2 Tage dauern, abhängig von der Viskosität der Rohölprobe. </li></ol> 9. Durchführung der Rheologie-Messung <ol><li> Mit koaxialer Zylindergeometrie Druckzelle 9 <ol><li> Schließen Sie die Ventile A und D in Abbildung 1 für die Rheologiemessung. Vorscherung der Mischung bei einer Schergeschwindigkeit von 10 s -1 für 0,5 min. Rest die Mischung für 1 min. </li><li> Messen Sie die Viskosität der Mischung bei einer Schergeschwindigkeit von 500 s -1 bis 10 s -1 . Bei jeder Schergeschwindigkeit beträgt die Scherrateneinstellzeit 0,2 min. Die Messdauer bei jedem Scherratenschritt wird logarithmisch von 0,5 min auf 1 min erhöht, mit Ausnahme der Scherrateneinstellzeit. </li></ol></li><li> Mit Doppelspaltgeometrie Druckzelle 10 <ol><li> Schließen Sie die Ventile A und D in Abbildung 2 für die Rheologiemessung. VorscherenDie Mischung bei einer Schergeschwindigkeit von 10 s -1 für 0,5 min. Rest die Mischung für 1 min. </li><li> Messen Sie die Viskosität der Mischung bei einer Schergeschwindigkeit von 250 s -1 bis 10 s -1 . Bei jeder Schergeschwindigkeit beträgt die Scherrateneinstellzeit 0,2 min. Die Messdauer bei jedem Scherratenschritt wird logarithmisch von 0,5 min auf 1 min erhöht, mit Ausnahme der Scherrateneinstellzeit. </li></ol></li></ol> 10. Erhöhung des Drucks auf den nächsten gewünschten Wert <ol><li> Mit der koaxialen Zylindergeometrie Druckzelle <ol><li> Ventil E in Abbildung 1 schließen . </li><li> Führen Sie mehr CO 2 in die Spritzenpumpe ein, indem Sie das Ventil G und den CO 2 -Zylinder öffnen. Ventil G und CO 2 Zylinder schließen. Öffnen Sie das Ventil E, um dem Mischer mehr CO 2 hinzuzufügen. </li><li> Wenn der Druck kleiner als der gewünschte Wert ist, wiederholen Sie, um mehr CO 2 einzuführen. </li><li> Geben Sie die neue Druckmenge einInt in die Spritzenpumpe. Warten Sie, bis sich der Druck stabilisiert hat. </li></ol></li><li> Mit der Doppelspaltgeometrie Druckzelle <ol><li> Schließen Sie die Ventile E und I in Abbildung 2 . </li><li> Führen Sie mehr CO 2 in die Spritzenpumpe ein, indem Sie das Ventil G und den CO 2 -Zylinder öffnen. Ventil G und CO 2 Zylinder schließen. Öffnen Sie die Ventile E und I, um dem Mischer mehr CO 2 hinzuzufügen. </li><li> Wenn der Druck kleiner als der gewünschte Wert ist, wiederholen Sie den Schritt, um mehr CO 2 einzuführen. </li><li> Geben Sie den neuen Drucksollwert in die Spritzenpumpe ein. Warten Sie, bis sich der Druck stabilisiert hat. HINWEIS: Wiederholen Sie die Schritte 7 bis 10 für die Rheologiemessung bei höheren Drücken. </li></ol></li></ol>

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Die Autoren haben nichts zu offenbaren.

In der Operation sind zwei Schritte kritisch. Der erste ist das gesamte System durch die Rohölprobe. Durch das Auffüllen des Systems mit der Rohölprobe kann die Zahnradpumpe durch die Ölprobe gut geschmiert werden, und eventuelle Blockierungen in der Umlaufschleife lassen sich leicht erkennen. Damit kann die Zahnradpumpe vor Beschädigungen gehindert werden. Der zweite kritische Schritt überwacht periodisch die Mischviskosität, um das Gleichgewicht zwischen dem CO 2 und dem Rohöl zu bestätigen. Angesichts der Tatsache, dass es eine beträchtliche Zeit in Anspruch nimmt, um das Gleichgewicht zwischen CO 2 und viskosem schwerem Rohöl 16 zu erreichen, wird die Durchführung der Rheologie-Messung zu früh die Wirkung der CO 2 -Addition auf die Ölviskosität unterschätzen. Wenn also die gemessene Viskosität einen konstanten Wert (weniger als 4% änderung) erreicht, kann die Mischung im Gleichgewicht mit CO 2 betrachtet werden. Das aktuelle Messsystem nurErlaubt die Rheologie-Messung der CO 2 -gesättigten Mischung. Um untergesättigte Mischungen zu messen, könnte ein vorgeschalteter Behälter in den CO 2 -Strom eingebracht werden. Das CO 2 wird zuerst in das vorgeschaltete Gefäß eingeführt und dann von der Quelle isoliert, so daß die Menge an CO 2 durch das Volumen und den Druck im vorgeschalteten Gefäß gesteuert werden kann. Der Gesamtdruck des Systems würde in diesem Fall durch ein Inertgas wie Helium gesteuert werden. Kariznovi et al . Bietet eine gute Übersicht über die Apparatur zur Messung der physikalischen Eigenschaften von CO 2 und schwerem Rohölgemisch 17 . Änderungen können sich auf die Systeme beziehen, die in ihrem Papier überprüft wurden. Es sollte erwähnt werden, dass das hier beschriebene System die Rheologie von Gas-Flüssig-Gemischen messen kann; Daher ist ihre Anwendung nicht auf Rohöle beschränkt. Zum Beispiel kann es verwendet werden, um den CO 2 -Effekt auf dem rh zu messenEology of Pickering Emulsionen 18 , 19 und gasinduzierte Plastifizierung 6 . Durch die Einführung der elektrischen Leitfähigkeitsmesseinrichtung in die Rheometer-Druckzelle könnte auch die Wirkung der Gasauflösung auf die schubinduzierte Phaseninversion von Emulsionen 20 , 21 , 22 , 23 untersucht werden.

In der meisten Literatur über die physikalischen Eigenschaften von CO 2 - und Rohölgemischen wird die Viskosität mit einem Viskosimeter gemessen, dh die Messung erfolgt bei konstanter Schergeschwindigkeit oder Scherspannung. In diesen Studien wird die Viskosität von CO 2 und Rohölgemisch auf einfache Weise untersucht: Im Fokus stehen die Beziehungen zwischen der Viskosität und anderen Parametern wie Temperatur, Druck und CO 2 -Konzentration. Die Schlüsselannahme, die in diesen Studien gemacht wurde und dennoch selten explizit erwähnt wird, ist, dass sich die CO 2 - und Rohölmischung wie eine Newtonsche Flüssigkeit verhält. Es ist jedoch bekannt, dass einige Rohöle, besonders schweres Rohöl, unter bestimmten Bedingungen 1 , 2 , 3 , 4 nicht-Newtonschen Verhalten zeigen können. Um den CO 2 -Effekt vollständig zu verstehen, ist die Viskosität von CO 2 </sub&gt; Und Rohölmischung als Funktion der Scherrate oder Stress untersucht werden. Nach unserem Wissen ist nur die Studie von Behzadfar et al . Berichtet die Viskosität eines schweren Rohöls mit CO 2 -Addition bei unterschiedlichen Schergeschwindigkeiten unter Verwendung eines Rheometers 5 . Bei der Messung von Behzadfar et al . Wird das Mischen zwischen CO 2 und Rohöl durch die Drehung des inneren Zylinders der koaxialen Zylindergeometrie erreicht, ein sehr langsamer Vorgang. Darüber hinaus wurde in der Literatur die Wirkung der CO 2 -Lösung auf die Rheologie von Polymerschmelzen berichtet, die die Untersuchung von schwerem Rohöl und CO 2 -Mischungen beleuchten könnte. Royer et al . Messen die Viskosität von drei handelsüblichen Polymerschmelzen bei verschiedenen Drücken, Temperaturen und CO 2 -Konzentrationen unter Verwendung eines Hochdruck-Extrusions-Schlitzdüsen-Rheometers 6 . Sie analysieren dann die Daten durch das freie volum<html> E Theorie Weitere ähnliche Studien finden sich bei Gerhardt et al . 7 und Lee et al . 8 Unsere Methode, bei der das Mischen in einem externen Mischer durchgeführt wird, und die Rheologiemessung in einer koaxialen Zylindergeometrie ermöglicht eine gründlichere Messung der Rheologie von CO 2 und Rohölgemisch. Das von uns entwickelte Zirkulationssystem enthält vier Einheiten: eine Spritzenpumpe, einen Mischer, eine Zahnradpumpe und ein Rheometer, wie in Abbildung 1 und Abbildung 2 dargestellt. Ein Rührstab ist am Boden des Mischers angeordnet und magnetisch mit einem rotierenden Magnetsatz gekoppelt. Das Rühren wird verwendet, um das Mischen zwischen CO &amp; sub2 ; und Rohöl in dem Mischer zu verbessern, wodurch die Annäherung an das Gleichgewicht zwischen den Phasen beschleunigt wird. Die CO 2 -gesättigte Ölphase wird mit einem Tauchrohr von nahe dem Boden des Mischers abgezogen und durch das Messsystem zirkuliert. <html> Die Viskosität wird durch eine auf einem Rheometer angebrachte Hochdruckzelle gemessen. Es gibt zwei Arten von Druckzellen: Einer ist mit einer koaxialen Zylindergeometrie, die für die Messung von viskoser Flüssigkeit ausgelegt ist, und der andere ist mit einem Doppelspaltgeometrie für Anwendungen mit niedriger Viskosität. <img alt="Abbildung 1" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55749/55749fig1.jpg" /> Abbildung 1: Das Schema des Kreislaufsystems mit koaxialer Zylindergeometrie-Druckzelle. Die blaue Linie stellt den CO 2 -Fluss dar, und die schwarze Linie stellt die Rohölgemische dar. Nachdruck mit Genehmigung von Hu et al. 14 Copyright 2016 Amerikanische Chemische Gesellschaft. <a href="http://ecsource.jove.com/files/ftp_upload/55749/55749fig1large.jpg" target="_blank">Bitte klicken Sie hier, um eine größere Version dieser Figur zu sehen.</a> E 2 &quot;class =&quot; xfigimg &quot;src =&quot; / files / ftp_upload / 55749 / 55749fig2.jpg &quot;/&gt; Abbildung 2: Das Schema des Kreislaufsystems mit Doppelspalt-Geometrie-Druckzelle. Die blaue Linie stellt den CO 2 -Fluss dar, und die schwarze Linie stellt die Rohölgemische dar. <a href="http://ecsource.jove.com/files/ftp_upload/55749/55749fig2large.jpg" target="_blank">Bitte klicken Sie hier, um eine größere Version dieser Figur zu sehen.</a> <img alt="Abbildung 3" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55749/55749fig3.jpg" /> Abbildung 3: Die koaxiale Zylindergeometrie-Druckzelle. <a href="http://ecsource.jove.com/files/ftp_upload/55749/55749fig3large.jpg" target="_blank">Bitte klicken Sie hier, um eine größere Version dieser Figur zu sehen.</a> Die Koaxialzylinder-Geometrie-Druckzelle ( Bild 3 ) hat einen Abstand von 0,5 mm zwischen dem inneren und dem äußeren Zylinder, was zu einem Probenvolumen von 18 führtML Der innere Zylinder ist magnetisch mit einem Drehteller gekoppelt, der an der Rheometerspindel befestigt ist. Es gibt zwei Saphirlager an der Oberseite und Unterseite des inneren Zylinders, die direkt mit der Drehachse des inneren Zylinders in Berührung kommen. Da die Saphirlager durch die Konstruktion der Probe ausgesetzt sind, kann die Lagerreibung entsprechend den Schmiereigenschaften der Probe variieren. <img alt="Abbildung 4" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55749/55749fig4.jpg" /> Abbildung 4: Die Doppelspalt-Geometrie-Druckzelle. <a href="http://ecsource.jove.com/files/ftp_upload/55749/55749fig4large.jpg" target="_blank">Bitte klicken Sie hier, um eine größere Version dieser Figur zu sehen.</a> Andererseits weist die Doppelspalt-Druckzelle einen zylindrischen Rotor in einer Doppelspaltgeometrie auf, wie in Fig. 4 dargestellt ist . Der Messzylinder ist montiertAuf dem Druckkopf durch zwei Kugellager und magnetisch mit dem Drehteller verbunden, der mit der Rheometerspindel verbunden ist. Die Kugellager befinden sich im Inneren des Druckkopfes und nicht in Berührung mit der Probe, die in den Messspalt eingespritzt wird und in eine Ausnehmung im Stator überführt wird, von der sie in den Mischbehälter zurückgeführt wird. In einem typischen Experiment wird die Rohölprobe zuerst in den Mischer geladen. Nach dem Ansaugen des gesamten Systems mit dem Rohöl wird das verbleibende Volumen im System mit einer Vakuumpumpe evakuiert. Das CO 2 wird dann durch die Spritzenpumpe in den Mischer eingeführt und das System auf die gewünschte Temperatur und den gewünschten Druck gebracht. Der Systemdruck wird durch die Spritzenpumpe durch die CO 2 -Phase gesteuert. Wenn der Druck stabilisiert ist, wird der Rührer eingeschaltet, um das CO 2 und das Rohöl im Mischer zu mischen. Dann wird die Zahnradpumpe eingeschaltet, um die Ölphase aus demMischer, füllen Sie das Rheometer und recyceln Sie die Flüssigkeit zurück zum Mixer. Daher wird das Mischen zwischen CO 2 und Rohöl durch gleichzeitiges Rühren in dem Mischer und Zirkulieren in der Schleife durchgeführt. Der Gleichgewichtszustand wird durch periodische Messung sowohl des Volumens in der Spritzenpumpe als auch der Gemischviskosität überwacht. Wenn keine Veränderung (≤4%) sowohl im Volumen als auch in der Viskosität vorliegt, wird das Gleichgewicht bestätigt. In diesem Stadium werden die Zahnradpumpe und der Rührer ausgeschaltet, der Durchfluss durch die Messzelle aufgehängt und die Rheologiemessung durchgeführt.

<table><tbody><tr><td>Heavy Crude Oil</td><td>Shell</td><td>N/A</td><td>Produced from the Zuata oil flied. Used without further treatment</td></tr><tr><td>Toluene</td><td>Sigma-Aldrich</td><td>244511-2L</td><td>Anhydrous, 99.8%. Used without further treatment</td></tr><tr><td>CO&lt;sub&gt;2&lt;/sub&gt;</td><td>BOC</td><td>111304-F</td><td>CP Grade. Used without further treatment</td></tr><tr><td>&lt;strong&gt;Name&lt;/strong&gt;</td><td>&lt;strong&gt;Company&lt;/strong&gt;</td><td>&lt;strong&gt;Catalog Number&lt;/strong&gt;</td><td>&lt;strong&gt;Comments&lt;/strong&gt;</td></tr><tr><td>Syringe Pump</td><td>Teledyne ISCO</td><td>65D</td><td></td></tr><tr><td>Mixer</td><td>Parr Instruments</td><td>4651</td><td>Vessel volume 250 mL. Mounted on a series 4923EE bench-top heater</td></tr><tr><td>Gear Pump 1</td><td>Polymer Systems Inc.</td><td>CIP-12/1.5</td><td>Used with CC29/Pr pressure cell for high viscosity fluids.</td></tr><tr><td>Gear Pump 2</td><td>Micropump</td><td>GAH X21</td><td>Used with DG35.12/Pr pressure cell for low viscosity fluids.</td></tr><tr><td>Rheometer</td><td>Anton Paar</td><td>MCR301</td><td></td></tr><tr><td>Pressure cell 1</td><td>Anton Paar</td><td>CC29/Pr</td><td>With flow-through configuration. Used for high viscosity fluids. Coaxial cylinder geometry</td></tr><tr><td>Pressure cell 2</td><td>Anton Paar</td><td>DG35.12/Pr</td><td>With flow-through configuration. Used for low viscosity fluids. Double gap geometry</td></tr></tbody></table>

measurement of the rheology of crude oil in equilibrium with co2 at reservoir conditions

Ein Rheometersystem zur Messung der Rheologie von Rohöl im Gleichgewicht mit Kohlendioxid (CO 2 ) bei hohen Temperaturen und Drücken wird beschrieben. Das System besteht aus einem Hochdruck-Rheometer, das mit einer Umlaufschleife verbunden ist. Das Rheometer hat eine rotationsdurchflussende Messzelle mit zwei alternativen Geometrien: Koaxialzylinder und Doppelspalt. Die Zirkulationsschleife enthält einen Mischer, um die Rohölprobe in Gleichgewicht mit CO 2 zu bringen, und eine Zahnradpumpe, die die Mischung vom Mischer zum Rheometer transportiert und zurück zum Mischer zurückführt. Das CO 2 und das Rohöl werden durch Rühren und Zirkulation ins Gleichgewicht gebracht und die Rheologie des gesättigten Gemisches wird durch das Rheometer gemessen. Das System dient zur Messung der rheologischen Eigenschaften von Zuata-Rohöl (und seiner Toluolverdünnung) im Gleichgewicht mit CO 2 bei erhöhten Drücken bis zu 220 bar und einer Temperatur von 50 ° C. Die Ergebnisse zeigen tHut CO 2 -Anhang ändert die Öl-Rheologie signifikant, wobei zunächst die Viskosität verringert wird, wenn der CO 2 -Druck erhöht wird und dann die Viskosität oberhalb eines Schwellendrucks erhöht wird. Die nicht-Newtonsche Antwort des Rohöls wird auch mit der Zugabe von CO 2 verändert.

Die Rheologie-Messung des Zuata-Rohöls und seiner CO 2 -gesättigten Mischung bei 50 ° C unter Verwendung der Koaxialzylinder-Geometrie-Druckzelle ist in 5 und 6 gezeigt . Abbildung 5 zeigt die Messung von Umgebungstemperatur auf 100 bar, während Abbildung 6 die Messung von 120 bar bis 220 bar zeigt. Weiterhin veranschaulicht Fig. 7 die relative Viskosität, die das Verhältnis der Viskosität bei einer gegebenen Schergeschwindigkeit zu der Viskosität bei der niedrigsten Schergeschwindigkeit ist. Die gestrichelten Linien in Fig. 7 sind der maximale Meßfehler, der durch die Reibung der Lager der Geometrie verursacht wird. Die Rheologie-Messung bei 50 ° C des verdünnten Zuata-Rohöls unter Verwendung der Doppelspalt-Geometrie-Druckzelle ist iDargestellt durch die Fig. 8 und Fig. 9 , während Fig. 10 die relative Viskosität für den Druck bis zu 70 bar zeigt. Weiterhin zeigt Abbildung 10 , dass sich das verdünnte Rohöl bei Umgebungsdruck wie ein Newtonschen Fluid verhält. Wenn jedoch der CO 2 -Druck von 30 bar bis 60 bar beträgt, wird der Scherverdünnungseffekt beobachtet. Bei CO 2 -Druck über 60 bar verschwindet die Scherverdünnung und die Mischung verhält sich wieder wie eine Newtonsche Flüssigkeit. Aus Fig. 5 und Fig. 6 ist ersichtlich, daß die CO &amp; sub2 ; -Lösung die Viskosität der Rohölmischung bis auf 100 bar deutlich verringert. Wenn der CO 2 -Druck über 100 bar hinausgeht, nimmt die Viskosität des Ölgemisches mit steigendem CO 2 -Druck zu, aber mit einer viel niedrigeren Rate. <pClass = &quot;jove_content&quot; fo: keep-together.within-page = &quot;1&quot;&gt; Abbildung 7 zeigt, dass das Zuata-Rohöl eine Scherverdünnung ohne CO 2 -Anhang zeigt. Wenn CO &amp; sub2 ; in das Rohöl gelöst wird, wird die Scherverdünnungseffekt geschwächt, da die Kurven bei höheren CO &amp; sub2 ; -Drücken flacher sind. Bei CO 2 -Drücken von mehr als 40 bar liegt die Viskositätsänderung mit Scherrate innerhalb des Messfehlerbereichs, so dass die Mischung als Newtonscher betrachtet werden kann. CO 2 -Lösung schwächt und eliminiert schließlich die Scherverdünnung des Zuata-Rohöls. Dies deutet darauf hin, dass das in das Rohöl gelöste CO 2 -Molekül schließlich das assoziierende Netzwerk, das durch die Makromoleküle im Rohöl, wie Asphaltene, erzeugt wird, stören kann. Bezüglich des verdünnten Rohöls, wie in Fig. 8 gezeigt , ist die CO &amp; sub2 ; adDosis drastisch reduziert die Ölgemisch-Viskosität auf ein Minimum bei 70 bar. Wenn der CO 2 -Druck über 70 bar hinaus zunimmt (Abbildung 9 ), bewirkt der höhere CO 2 -Druck eine Erhöhung der Ölviskosität. Nach der Studie von Seifried et al . 11 , sowohl im ursprünglichen als auch im verdünnten Zuata-Rohöl, tritt der Beginn der Asphalten-Ausfällung bei CO 2 -Drücken über 80 bar auf. In unserem Rheologie-Experiment, wenn der Druck höher als 80 bar ist, verhält sich das Rohöl / CO 2 -Mischung wie eine Newtonsche Flüssigkeit. Dies impliziert, dass die Asphalten-Ausfällung die rheologischen Eigenschaften dieser Mischung nicht verändert. Die Rheologieergebnisse für das verdünnte Rohöl sind auch interessant: In diesem Fall führt die CO 2 -Lösung zu dem nicht-Newtonschen Verhalten, das nur appOhren in einem bestimmten Bereich von CO 2 -Druck. Hier werden zwei Spekulationen für die durch die CO 2 -Addition induzierte Scherverdüngungseffekt gegeben. Die erste Spekulation ist, dass das nicht-Newtonsche Verhalten durch Micellen verursacht wird, die durch die Asphaltenmoleküle unter CO 2 -Lösung gebildet werden. Das im Rohöl gelöste CO 2 kann die kritische Mizellenkonzentration (CMC) des Systems durch seine Wirkung auf die Struktur von Asphaltenaggregaten reduzieren, was zu einer größeren Wechselwirkung zwischen den Micellen 12 führen kann . Bei Drücken von 30 bis 60 bar kann der Abstand zwischen Asphaltenmicellen innerhalb des wirksamen Bereichs der Van-der-Waals-Anziehungskraft 13 liegen . Somit wird ein assoziierendes Netzwerk zwischen den Micellen gebildet und verursacht den Scherverdünnungseffekt. Wenn jedoch der Druck über 60 bar liegt, ist der CO 2 -Effekt auf das Lösungsmittel oder die Nicht-Asphalten-Moleküle domInating, was dazu führt, dass die CMC erhöht wird. Daher werden die Asphaltenmicellen destabilisiert und folglich verschwindet das assoziierende Netzwerk. Die zweite Spekulation basiert auf dem Phasenverhaltenspunkt. Bei CO 2 -Drücken zwischen 30 und 60 bar kann eine CO 2 -reiche flüssige Phase erzeugt werden, die die Mischung aus einem Flüssig-Flüssig-Dampf-System (LLV) bildet. Eine Emulsion dieser beiden Flüssigkeiten konnte durch das Mischen durch Rühren und Zirkulieren aufgrund der ähnlichen Dichte der beiden flüssigen Phasen gebildet werden. Als dispergierte Phase der Emulsion kann die CO 2 -reiche flüssige Phase durch das Asphalten im Rohöl stabilisiert werden. Diese Emulsion zeigt nicht-Newtonschen Verhalten, weil die dispergierte Phase zu einem assoziierenden Netzwerk führt. Wenn jedoch mehr CO 2 in das Ölgemisch bei einem Druck über 60 bar gelöst wird, werden die beiden flüssigen Phasen wieder mischbar. Das Ergebnis ist ein<html> Flüssig-Dampf-System (LV), bestehend aus einer rohölreichen Flüssigkeit im Gleichgewicht mit einem CO 2 -reichen Dampf und der rohölreichen flüssigen Phase verhält sich wie eine Newtonsche Flüssigkeit. <img alt="Abbildung 5" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55749/55749fig5.jpg" /> Abbildung 5. Viskositätsmessung für das Zuata-Schweröl mit CO 2 bei 50 ° C und verschiedenen Schergeschwindigkeiten. <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_2RedDash.jpg" /> , Niedrigere Scherratengrenze; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_dRedDot.jpg" /> , Umgebungs; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_lRedDot.jpg" /> , 20 bar; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_orangeDot.jpg" /> , 40 bar; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_yellowDot.jpg" /> , 60 bar; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_greenDot.jpg" /> , 80 bar;<html> Ftp_upload / 55749 / 55749_dGreenDot.jpg &quot;/&gt;, 100 bar Nachdruck mit freundlicher Genehmigung von Hu et al. 15. Copyright 2016 American Chemical Society <a href="http://ecsource.jove.com/files/ftp_upload/55749/55749fig5large.jpg" target="_blank">Bitte klicken Sie hier um eine größere Version dieser Figur zu sehen.</a> <img alt="Abbildung 6" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55749/55749fig6.jpg" /> Abbildung 6. Viskositätsmessung für das Zuata-Rohöl mit CO 2 bei 50 ° C und verschiedenen Schergeschwindigkeiten. <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_2RedDash.jpg" /> , Niedrigere Scherratengrenze; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_purpleDot.jpg" /> , 120 bar; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_dRedDot.jpg" /> 140 bar; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_lRedDot.jpg" /> , 160 bar;5749 / 55749_orangeDot.jpg &quot;/&gt;, 180 bar; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_yellowDot.jpg" /> , 200 bar; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_greenDot.jpg" /> , 220 bar. Nachdruck mit Genehmigung von Hu et al. 15 Copyright 2016 Amerikanische Chemische Gesellschaft. <a href="http://ecsource.jove.com/files/ftp_upload/55749/55749fig6large.jpg" target="_blank">Bitte klicken Sie hier, um eine größere Version dieser Figur zu sehen.</a> <img alt="Abbildung 7" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55749/55749fig7.jpg" /> Abbildung 7. Die relative Viskosität für das Zuata-Rohöl mit CO 2 bei 50 ° C und verschiedene Schergeschwindigkeiten. - -, Messschwankungsbereich; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_dRedDot.jpg" /> , Umgebungsdruck; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_lRedDot.jpg" /> , 20 bar; <img alt="Gleichung"<html> Src = &quot;/ files / ftp_upload / 55749 / 55749_orangeDot.jpg&quot; /&gt;, 40 bar; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_yellowDot.jpg" /> , 60 bar; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_greenDot.jpg" /> , 80 bar; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_dGreenDot.jpg" /> 100 bar; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_dRedX.jpg" /> , 120 bar; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_lRedX.jpg" /> 140 bar; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_orangeX.jpg" /> , 160 bar; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_yellowX.jpg" /> , 180 bar; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_greenX.jpg" /> , 220 bar. Nachdruck mit Genehmigung von Hu et al. 15 Copyright 2016 Amerikanische Chemische Gesellschaft. <a href="http://ecsource.jove.com/files/ftp_upload/55749/55749fig7large.jpg" target="_blank">Bitte klicken Sie hier, um eine größere Version dieser Figur zu sehen.</a> <html> E_content &quot;fo: keep-together.within-page =&quot; 1 &quot;&gt; <img alt="Abbildung 8" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55749/55749fig8.jpg" /> Abbildung 8. Viskositätsmessung für das verdünnte Rohöl mit CO 2 bei 50 ° C und verschiedene Schergeschwindigkeiten. <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_2RedDash.jpg" /> , Niedrigere Scherratengrenze; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_dRedDiamond.jpg" /> , 1 bar; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_orangeDiamond.jpg" /> , 10 bar; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_lRedDiamond.jpg" /> , 20 bar; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_lGreenDiamond.jpg" /> , 30 bar; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_dGreenDiamond.jpg" /> , 40 bar; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_lBlueDiamond.jpg" /> 50 bar; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_dBlueDiamond.jpg" /> , 60 bar;D / 55749 / 55749_purpleDiamond.jpg &quot;/&gt;, 70 bar <a href="http://ecsource.jove.com/files/ftp_upload/55749/55749fig8large.jpg" target="_blank">Bitte klicken Sie hier, um eine größere Version dieser Figur zu sehen.</a> <img alt="Abbildung 9" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55749/55749fig9.jpg" /> Abbildung 9. Viskositätsmessung für das verdünnte Rohöl mit CO 2 bei 50 ° C und verschiedene Schergeschwindigkeiten. <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_2RedDash.jpg" /> , Niedrigere Scherratengrenze; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_dRedX.jpg" /> , 80 bar; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_orangeX.jpg" /> 100 bar; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_lRedX.jpg" /> , 120 bar; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_lGreenX.jpg" /> 140 bar; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_greenX.jpg" /> , 160 bar; <img alt="Gleichung"<html> Src = &quot;/ files / ftp_upload / 55749 / 55749_lBlueX.jpg&quot; /&gt;, 180 bar; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_dBlueX.jpg" /> , 200 bar; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_purpleX.jpg" /> , 220 bar. <a href="http://ecsource.jove.com/files/ftp_upload/55749/55749fig9large.jpg" target="_blank">Bitte klicken Sie hier, um eine größere Version dieser Figur zu sehen.</a> <img alt="Abbildung 10" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55749/55749fig10.jpg" /> Abbildung 10. Die relative Viskosität für das verdünnte Rohöl mit CO 2 bei 50 ° C und verschiedene Schergeschwindigkeiten. - -, Messschwankungsbereich; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_dRedDiamond.jpg" /> , 1 bar; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_orangeDiamond.jpg" /> , 10 bar; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_lRedDiamond.jpg" /> , 20 bar;Tp_upload / 55749 / 55749_lGreenDiamond.jpg &quot;/&gt;, 30 bar; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_dGreenDiamond.jpg" /> , 40 bar; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_lBlueDiamond.jpg" /> 50 bar; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_dBlueDiamond.jpg" /> , 60 bar; <img alt="Gleichung" src="/files/ftp_upload/55749/55749_purpleDiamond.jpg" /> , 70 bar. <a href="http://ecsource.jove.com/files/ftp_upload/55749/55749fig10large.jpg" target="_blank">Bitte klicken Sie hier, um eine größere Version dieser Figur zu sehen.</a>

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Measurement of the Rheology of Crude Oil in Equilibrium with CO2 at Reservoir Conditions

Es wird ein Verfahren zur Messung der Rheologie von Rohöl im Gleichgewicht mit Kohlendioxid bei Reservoirbedingungen vorgestellt.

Messung der Rheologie des Rohöls im Gleichgewicht mit CO<sub&gt; 2</sub&gt; Bei Vorratsbedingungen

A rheometer system to measure the rheology of crude oil in equilibrium with carbon dioxide (CO2) at high temperatures and pressures is described. The ...

measurement-rheology-crude-oil-equilibrium-with-co2-at-reservoir

Research

JoVE Journal

Environment

Measurement of the Rheology of Crude Oil in Equilibrium with CO2 at Reservoir Conditions

12.7K Aufrufe.  Imperial College London, Qatar Carbonate and Carbon Storage Research Centre.  Es wird ein Verfahren zur Messung der Rheologie von Rohöl im Gleichgewicht mit Kohlendioxid bei Reservoirbedingungen vorgestellt. 

Serie: Measurement of the Rheology of Crude Oil in Equilibrium with CO2 at Reservoir Conditions

Reservoir Condition Pore-scale Imaging of Multiple Fluid Phases Using X-ray Microtomography

X-ray microtomography was used to image, at a resolution of 6.6 &#181;m, the pore-scale arrangement of residual carbon dioxide ganglia in the pore-space of a carbonate rock at pressures and temperatures representative of typical formations used for CO2 storage. Chemical equilibrium between the CO2, brine and rock phases was maintained using a high pressure high temperature reactor, replicating conditions far away from the injection site. Fluid flow was controlled using high pressure high temperature syringe pumps. To maintain representative in-situ conditions within the micro-CT scanner a carbon fiber high pressure micro-CT coreholder was used. Diffusive CO2 exchange across the confining sleeve from the pore-space of the rock to the confining fluid was prevented by surrounding the core with a triple wrap of aluminum foil. Reconstructed brine contrast was modeled using a polychromatic x-ray source, and brine composition was chosen to maximize the three phase contrast between the two fluids and the rock. Flexible flow lines were used to reduce forces on the sample during image acquisition, potentially causing unwanted sample motion, a major shortcoming in previous techniques. An internal thermocouple, placed directly adjacent to the rock core, coupled with an external flexible heating wrap and a PID controller was used to maintain a constant temperature within the flow cell. Substantial amounts of CO2 were trapped, with a residual saturation of 0.203 &#177; 0.013, and the sizes of larger volume ganglia obey power law distributions, consistent with percolation theory.

We present a methodology for the imaging of multiple fluid phases at reservoir conditions by the use of x-ray microtomography. We show some representative results of capillary trapping in a carbonate rock sample.

Reservoir Zustand Pore angelegte Imaging von mehreren fluiden Phasen Mit Hilfe der Röntgenmikrotomographie

X-ray microtomography was used to image, at a resolution of 6.6 &#181;m, the pore-scale arrangement of residual carbon dioxide ganglia in the pore-space ...

Forschung

Ingenieurwesen

Chemical Analysis of Water-accommodated Fractions of Crude Oil Spills Using TIMS-FT-ICR MS

Multiple chemical processes control how crude oil is incorporated into seawater and also the chemical reactions that occur overtime. Studying this system requires the careful preparation of the sample in order to accurately replicate the natural formation of the water-accommodated fraction that occurs in nature. Low-energy water-accommodated fractions (LEWAF) are carefully prepared by mixing crude oil and water at a set ratio. Aspirator bottles are then irradiated, and at set time points, the water is sampled and extracted using standard techniques. A second challenge is the representative characterization of the sample, which must take into consideration the chemical changes that occur over time. A targeted analysis of the aromatic fraction of the LEWAF can be performed using an atmospheric-pressure laser ionization source coupled to a custom-built trapped ion mobility spectrometry&#8211;Fourier transform&#8211;ion cyclotron resonance mass spectrometer (TIMS-FT-ICR MS). The TIMS-FT-ICR MS analysis provides high-resolution ion mobility and ultrahigh-resolution MS analysis, which further allow the identification of isomeric components by their collision cross-sections (CCS) and chemical formula. Results show that as the oil-water mixture is exposed to light, there is significant photo-solubilization of the surface oil into the water. Over time, the chemical transformation of the solubilized molecules takes place, with a decrease in the number of identifications of nitrogen- and sulfur-bearing species in favor of those with a greater oxygen content than were typically observed in the base oil.

The low-energy water-accommodated fraction (LEWAF) of crude oil is a challenging system to analyze, because over time, this complex mixture undergoes chemical transformations. This protocol illustrates methods for the preparation of the LEWAF sample and for performing photo-irradiation and chemical analysis by trapped ion mobility spectrometry&#8211;FT-ICR MS.

Chemische Analyse von Wassergebracht Fraktionen von Crude Oil Spills Mit TIMS-FT-ICR-MS

Multiple chemical processes control how crude oil is incorporated into seawater and also the chemical reactions that occur overtime. Studying this system ...

Umwelt

Microfluidic Devices for Characterizing Pore-scale Event Processes in Porous Media for Oil Recovery Applications

Microfluidic devices are versatile tools for studying transport processes at a microscopic scale. A demand exists for microfluidic devices that are resistant to low molecular-weight oil components, unlike traditional polydimethylsiloxane (PDMS) devices. Here, we demonstrate a facile method for making a device with this property, and we use the product of this protocol for examining the pore-scale mechanisms by which foam recovers crude oil. A pattern is first designed using computer-aided design (CAD) software and printed on a transparency with a high-resolution printer. This pattern is then transferred to a photoresist via a lithography procedure. PDMS is cast on the pattern, cured in an oven, and removed to obtain a mold. A thiol-ene crosslinking polymer, commonly used as an optical adhesive (OA), is then poured onto the mold and cured under UV light. The PDMS mold is peeled away from the optical adhesive cast. A glass substrate is then prepared, and the two halves of the device are bonded together. Optical adhesive-based devices are more robust than traditional PDMS microfluidic devices. The epoxy structure is resistant to swelling by many organic solvents, which opens new possibilities for experiments involving light organic liquids. Additionally, the surface wettability behavior of these devices is more stable than that of PDMS. The construction of optical adhesive microfluidic devices is simple, yet requires incrementally more effort than the making of PDMS-based devices. Also, though optical adhesive devices are stable in organic liquids, they may exhibit reduced bond-strength after a long time. Optical adhesive microfluidic devices can be made in geometries that act as 2-D micromodels for porous media. These devices are applied in the study of oil displacement to improve our understanding of the pore-scale mechanisms involved in enhanced oil recovery and aquifer remediation.

The goal of this procedure is to easily and rapidly produce a microfluidic device with customizable geometry and resistance to swelling by organic fluids for oil recovery studies. A polydimethylsiloxane mold is first generated, and then used to cast the epoxy-based device. A representative displacement study is reported.

Mikrofluidische Geräte zur Charakterisierung von Pore angelegte Veranstaltung Prozesse in porösen Medien für Öl-Recovery-Anwendungen

Microfluidic devices are versatile tools for studying transport processes at a microscopic scale. A demand exists for microfluidic devices that are ...

Dynamic Pore-scale Reservoir-condition Imaging of Reaction in Carbonates Using Synchrotron Fast Tomography

Underground storage permanence is a major concern for carbon capture and storage. Pumping CO2 into carbonate reservoirs has the potential to dissolve geologic seals and allow CO2 to escape. However, the dissolution processes at reservoir conditions are poorly understood. Thus, time-resolved experiments are needed to observe and predict the nature and rate of dissolution at the pore scale. Synchrotron fast tomography is a method of taking high-resolution time-resolved images of complex pore structures much more quickly than traditional &#181;-CT. The Diamond Lightsource Pink Beam was used to dynamically image dissolution of limestone in the presence of CO2-saturated brine at reservoir conditions. 100 scans were taken at a 6.1 &#181;m resolution over a period of 2 hours. The images were segmented and the porosity and permeability were measured using image analysis and network extraction. Porosity increased uniformly along the length of the sample; however, the rate of increase of both porosity and permeability slowed at later times.

Synchrotron fast tomography was used to dynamically image dissolution of limestone in the presence of CO2-saturated brine at reservoir conditions. 100 scans were taken at a 6.1 &#181;m resolution over a period of 2 h.

Dynamische Pore-Skala Reservoir-Zustand Abbildung von Reaktions in Karbonate mit Synchrotronstrahlung Schnelle Tomography

Underground storage permanence is a major concern for carbon capture and storage. Pumping CO2 into carbonate reservoirs has the potential to dissolve ...

Laboratory Production of Biofuels and Biochemicals from a Rapeseed Oil through Catalytic Cracking Conversion

The work is based on a reported study which investigates the processability of canola oil (bio-feed) in the presence of bitumen-derived heavy gas oil (HGO) for production of transportation fuels through a fluid catalytic cracking (FCC) route. Cracking experiments are performed with a fully automated reaction unit at a fixed weight hourly space velocity (WHSV) of 8 hr-1, 490-530 &#176;C, and catalyst/oil ratios of 4-12 g/g. When a feed is in contact with catalyst in the fluid-bed reactor, cracking takes place generating gaseous, liquid, and solid products. The vapor produced is condensed and collected in a liquid receiver at -15 &#176;C. The non-condensable effluent is first directed to a vessel and is sent, after homogenization, to an on-line gas chromatograph (GC) for refinery gas analysis. The coke deposited on the catalyst is determined in situ by burning the spent catalyst in air at high temperatures. Levels of CO2 are measured quantitatively via an infrared (IR) cell, and are converted to coke yield. Liquid samples in the receivers are analyzed by GC for simulated distillation to determine the amounts in different boiling ranges, i.e., IBP-221 &#176;C (gasoline), 221-343 &#176;C (light cycle oil), and 343 &#176;C+ (heavy cycle oil). Cracking of a feed containing canola oil generates water, which appears at the bottom of a liquid receiver and on its inner wall. Recovery of water on the wall is achieved through washing with methanol followed by Karl Fischer titration for water content. Basic results reported include conversion (the portion of the feed converted to gas and liquid product with a boiling point below 221 &#176;C, coke, and water, if present) and yields of dry gas (H2-C2's, CO, and CO2), liquefied petroleum gas (C3-C4), gasoline, light cycle oil, heavy cycle oil, coke, and water, if present.

This paper presents an experimental method to produce biofuels and biochemicals from canola oil mixed with a fossil-based feed in the presence of a catalyst at mild temperatures. Gaseous, liquid, and solid products from a reaction unit are quantified and characterized. Conversion and individual product yields are calculated and reported.

Labor Produktion von Biokraftstoffen und Biochemikalien aus Rapsöl durch Catalytic Cracking-Umwandlung

The work is based on a reported study which investigates the processability of canola oil (bio-feed) in the presence of bitumen-derived heavy gas oil ...

Chemie

In Situ Visualization of the Phase Behavior of Oil Samples Under Refinery Process Conditions

To help address production issues in refineries caused by the fouling of process units and lines, we have developed a setup as well as a method to visualize the behavior of petroleum samples under process conditions. The experimental setup relies on a custom-built micro-reactor fitted with a sapphire window at the bottom, which is placed over the objective of an inverted microscope equipped with a cross-polarizer module. Using reflection microscopy enables the visualization of opaque samples, such as petroleum vacuum residues, or asphaltenes. The combination of the sapphire window from the micro-reactor with the cross-polarizer module of the microscope on the light path allows high-contrast imaging of isotropic and anisotropic media. While observations are carried out, the micro-reactor can be heated to the temperature range of cracking reactions (up to 450 &#176;C), can be subjected to H2 pressure relevant to hydroconversion reactions (up to 16 MPa), and can stir the sample by magnetic coupling. 
Observations are typically carried out by taking snapshots of the sample under cross-polarized light at regular time intervals. Image analyses may not only provide information on the temperature, pressure, and reactive conditions yielding phase separation, but may also give an estimate of the evolution of the chemical (absorption/reflection spectra) and physical (refractive index) properties of the sample before the onset of phase separation.

In Situ Visualization of the Phase Behavior of Oil Samples Under Refinery Process Conditions

This article describes a setup and method for the in situ visualization of oil samples under a variety of temperature and pressure conditions that aim to emulate refining and upgrading processes. It is primarily used for studying isotropic and anisotropic media involved in the fouling behavior of petroleum feeds.

In Situ Visualisierung der Phasenverhalten von Ölproben Unter Raffinerie Prozessbedingungen

To help address production issues in refineries caused by the fouling of process units and lines, we have developed a setup as well as a method to ...

Experimental Procedure for Laboratory Studies of In Situ Burning : Flammability and Burning Efficiency of Crude Oil

A new method for the simultaneous study of the flammability and burning efficiency of fresh and weathered crude oil through two experimental laboratory setups is presented. The experiments are easily repeatable compared to operational scale experiments (pool diameter &#8805;2 m), while still featuring quite realistic in situ burning conditions of crude oil on water. Experimental conditions include a flowing water sub-layer that cools the oil slick and an external heat flux (up to 50 kW/m2) that simulates the higher heat feedback to the fuel surface in operational scale crude oil pool fires. These conditions enable a controlled laboratory study of the burning efficiency of crude oil pool fires that are equivalent to operational scale experiments. The method also provides quantitative data on the requirements for igniting crude oils in terms of the critical heat flux, ignition delay time as a function of the incident heat flux, the surface temperature upon ignition, and the thermal inertia. This type of data can be used to determine the required strength and duration of an ignition source to ignite a certain type of fresh or weathered crude oil. The main limitation of the method is that the cooling effect of the flowing water sub-layer on the burning crude oil as a function of the external heat flux has not been fully quantified. Experimental results clearly showed that the flowing water sub-layer does improve how representative this setup is of in situ burning conditions, but to what extent this representation is accurate is currently uncertain. The method nevertheless features the most realistic in situ burning laboratory conditions currently available for simultaneously studying the flammability and burning efficiency of crude oil on water.

Experimental Procedure for Laboratory Studies of In Situ Burning : Flammability and Burning Efficiency of Crude Oil

Here, we present a protocol to simultaneously study the flammability and burning efficiency of fresh and weathered crude oil under conditions that simulate in situ burning operations on the sea.

Experimentelle Verfahren für Untersuchungen im Labor des Brennens In Situ : Entflammbarkeit und brennen Effizienz von Rohöl

A new method for the simultaneous study of the flammability and burning efficiency of fresh and weathered crude oil through two experimental laboratory ...

Pore-scale Imaging and Characterization of Hydrocarbon Reservoir Rock Wettability at Subsurface Conditions Using X-ray Microtomography

In situ wettability measurements in hydrocarbon reservoir rocks have only been possible recently. The purpose of this work is to present a protocol to characterize the complex wetting conditions of hydrocarbon reservoir rock using pore-scale three-dimensional X-ray imaging at subsurface conditions. In this work, heterogeneous carbonate reservoir rocks, extracted from a very large producing oil field, have been used to demonstrate the protocol. The rocks are saturated with brine and oil and aged over three weeks at subsurface conditions to replicate the wettability conditions that typically exist in hydrocarbon reservoirs (known as mixed-wettability). After the brine injection, high-resolution three-dimensional images (2 &#181;m/voxel) are acquired and then processed and segmented. To calculate the distribution of the contact angle, which defines the wettability, the following steps are performed. First, fluid-fluid and fluid-rock surfaces are meshed. The surfaces are smoothed to remove voxel artefacts, and in situ contact angles are measured at the three-phase contact line throughout the whole image. The main advantage of this method is its ability to characterize in situ wettability accounting for pore-scale rock properties, such as rock surface roughness, rock chemical composition, and pore size. The in situ wettability is determined rapidly at hundreds of thousands of points. 
The method is limited by the segmentation accuracy and X-ray image resolution. This protocol could be used to characterize the wettability of other complex rocks saturated with different fluids and at different conditions for a variety of applications. For example, it could help in determining the optimal wettability that could yield an extra oil recovery (i.e., designing brine salinity accordingly to obtain higher oil recovery) and to find the most efficient wetting conditions to trap more CO2 in subsurface formations.

This protocol is presented to characterize the complex wetting conditions of an opaque porous medium (hydrocarbon reservoir rock) using three-dimensional images obtained by X-ray microtomography at subsurface conditions.

Pore-Scale Imaging und Charakterisierung von Kohlenwasserstoff Reservoir Rock Benetzbarkeit am Untergrund Bedingungen mit Röntgen-Mikrotomographie

In situ wettability measurements in hydrocarbon reservoir rocks have only been possible recently. The purpose of this work is to present a protocol to ...

Microfluidic Fabrication Techniques for High-Pressure Testing of Microscale Supercritical CO2 Foam Transport in Fractured Unconventional Reservoirs

Pressure limitations of many microfluidic platforms have been a significant challenge in microfluidic experimental studies of fractured media. As a result, these platforms have not been fully exploited for direct observation of high-pressure transport in fractures. This work introduces microfluidic platforms that enable direct observation of multiphase flow in devices featuring surrogate permeable media and fractured systems. Such platforms provide a pathway to address important and timely questions such as those related to CO2 capture, utilization and storage. This work provides a detailed description of the fabrication techniques and an experimental setup that may serve to analyze the behavior of supercritical CO2 (scCO2) foam, its structure and stability. Such studies provide important insights regarding enhanced oil recovery processes and the role of hydraulic fractures in resource recovery from unconventional reservoirs. This work presents a comparative study of microfluidic devices developed using two different techniques: photolithography/wet-etching/thermal-bonding versus Selective Laser-induced Etching. Both techniques result in devices that are chemically and physically resistant and tolerant of high pressure and temperature conditions that correspond to subsurface systems of interest. Both techniques provide pathways to high-precision etched microchannels and capable lab-on-chip devices. Photolithography/wet-etching, however, enables fabrication of complex channel networks with complex geometries, which would be a challenging task for laser etching techniques. This work summarizes a step-by-step photolithography, wet-etching and glass thermal-bonding protocol and, presents representative observations of foam transport with relevance to oil recovery from unconventional tight and shale formations. Finally, this work describes the use of a high-resolution monochromatic sensor to observe scCO2 foam behavior where the entirety of the permeable medium is observed simultaneously while preserving the resolution needed to resolve features as small as 10 &#181;m.

Microfluidic Fabrication Techniques for High-Pressure Testing of Microscale Supercritical CO2 Foam Transport in Fractured Unconventional Reservoirs

This paper describes a protocol along with a comparative study of two microfluidic fabrication techniques, namely photolithography/wet-etching/thermal-bonding and Selective Laser-induced Etching (SLE), that are suitable for high-pressure conditions. These techniques constitute enabling platforms for direct observation of fluid flow in surrogate permeable media and fractured systems under reservoir conditions.

Mikrofluidische Fertigungstechniken zur Hochdruckprüfung von mikroskaligen superkritischenCO2-Schaumtransporten in gebrochenen unkonventionellen Reservoirs

Pressure limitations of many microfluidic platforms have been a significant challenge in microfluidic experimental studies of fractured media. As a ...

Buoyancy and Drag on Immersed Bodies

Source: Alexander S Rattner and Sanjay Adhikari; Department of Mechanical and Nuclear Engineering, The Pennsylvania State University, University Park, PA
Objects, vehicles, and organisms immersed in fluid mediums experience forces from the surrounding fluid in the form of buoyancy- a vertical upward force due to fluid weight, drag- a resistive force opposite the direction of motion, and lift- a force perpendicular to the direction of motion. Prediction and characterization of these forces is critical to engineering vehicles and understanding the motion of swimming and flying organisms.
In this experiment, the balance of buoyancy, weight, and drag forces on submerged bodies will be investigated by tracking the rise velocity of air bubbles and oil droplets in a glycerin medium. The resulting drag coefficients at terminal rise velocities will be compared with theoretical values.

Auftrieb und Widerstand von eingetauchten Körpern

Source:  Alexander S Rattner and Sanjay Adhikari; Department of Mechanical and Nuclear Engineering, The Pennsylvania State University, University Park, 
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Messung der Rheologie des Rohöls im Gleichgewicht mit CO

Zusammenfassung

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