El objetivo general de este trabajo es proporcionar un protocolo exhaustivo para caracterizar la humectabilidad in situ de las rocas del embalse en condiciones del subsuelo. Este método puede ayudar a responder preguntas clave en medios porosos de flujo multifásica con aplicación a la recuperación de aceite, eliminación de contaminantes y almacenamiento de dióxido de carbono. La principal ventaja de esta técnica es que podemos estudiar los procesos de desplazamiento y la humectabilidad en sistemas naturales.
Este protocolo muestra cómo determinar la humectabilidad in situ de las rocas de depósito de hidrocarburos en condiciones del subsuelo o a partir de imágenes de rayos X tridimensionales segmentadas. El protocolo requiere una mini muestra de roca. Obtenga mini muestras de muestras de núcleo y aplane cada extremo para facilitar un buen contacto.
Determinar la porosidad total de la muestra y evaluar su estructura interna de poros. Durante la microtomografía por rayos X, utilice un soporte de núcleo de tipo Hassler. Primero trabaje con la parte superior del soporte del núcleo para roscar tubos de cetona de éter de poliéter.
A continuación, conecte el tubo a una pieza final hecha a medida que acomode la muestra. Enrosque la base del soporte con un tubo que vaya a la otra pieza final. A continuación, obtenga tubos de goma el tiempo suficiente para cubrir la muestra y las piezas finales.
Deslice la muestra en el tubo. Una vez que esté dentro, conecte las piezas finales a la parte superior e inferior de la muestra. Ahora coloque un termopar en la pieza del extremo base con su punta junto a la base de la muestra.
Asegúrelo con cinta de aluminio. Complete cuidadosamente el montaje del soporte del núcleo. Este conjunto de soporte de núcleo está listo para su uso en el protocolo.
Este esquema proporciona detalles de su construcción. En el corte se muestran las capas que rodean la muestra, incluyendo una chaqueta de calentamiento, una funda de fibra de carbono y un fluido de confinamiento. Utilice un manguito de fibra de carbono con un diámetro pequeño para permitir que la fuente de rayos X esté cerca de la muestra.
El termopar mide la temperatura del fluido de confinamiento. Utilice una abrazadera para sujetar y transportar el conjunto del soporte del núcleo. Lleve el conjunto del soporte del núcleo al escáner de microtomografía de rayos X.
Con la abrazadera, apoye el soporte del núcleo verticalmente en la etapa de rotación. Una vez que el soporte del núcleo esté en su lugar, conecte el tubo desde la parte superior e inferior. Tubos de la parte superior e inferior del soporte del núcleo va a diferentes válvulas de tres vías abiertas.
Además, conecte el tubo de la línea de confinamiento del soporte del núcleo a una bomba de jeringa que contenga agua desionizada. Utilice la bomba de jeringa para aplicar 1,5 megapascales de presión de confinamiento. Ahora conecte el cilindro de dióxido de carbono a la válvula de tres vías de la base.
Enjuague el CO2 a través de la muestra a una velocidad baja durante una hora. A continuación, desconecte el cilindro de dióxido de carbono. Una vez hecho esto, conecte la bomba de la jeringa con salmuera dopada, la bomba de salmuera, a la válvula de tres vías base.
Ajuste inicialmente las válvulas para que el flujo no entre en la muestra para expulsar el aire de la línea de inyección. A continuación, inyecte salmuera en la muestra a 0,3 mililitros por minuto durante una hora para saturarlo por completo. Conecte la chaqueta de calefacción y el termopar a un controlador PID.
Conecte la bomba receptora, una bomba de jeringa llena de salmuera dopada, a la válvula de tres vías base. Utilice las bombas receptoras y confinadas para aumentar las presiones de poro y confinamiento en incrementos megapascales a 10 y 11,5 megapascales respectivamente. En el controlador PID, establezca una temperatura objetivo de la chaqueta de calentamiento de 60 grados Celsius para completar las condiciones del subsuelo de imitación.
Enjuague el aire de la línea y conecte una bomba de aceite a la válvula de tres vías superior cerrada. Aumente la presión a la presión equivalente correcta. A continuación, detenga la bomba de aceite y abra la válvula de tres vías superior para inyectar 20 volúmenes de aceite de poro a un caudal constante.
Después de dos horas, prepárate para adquirir imágenes de rayos X. Para imágenes de alta resolución, seleccione un objetivo 4X. A continuación, ajuste las posiciones de la fuente y el detector.
Compruebe la rotación del conjunto del soporte del núcleo e inicie el escaneo. Inicie la rotación del ensamblaje del soporte del núcleo. Asegúrese de que el tubo unido a la celda no interfiera con la rotación.
Cuando todo esté en orden, comience la tomografía por rayos X con un alto número de proyecciones. Después de la exploración, desconecte el conjunto del soporte del núcleo y retírelo del escáner. Mueva el soporte del núcleo a un horno a 80 grados Centígrados.
Restablecer los caudales, presiones y realizar el envejecimiento durante al menos tres semanas. Una vez completado el proceso de envejecimiento, mueva el conjunto del soporte del núcleo de nuevo al escáner. En primer lugar, conecte la bomba de confinamiento para aplicar la misma presión de confinamiento.
A continuación, conecte la línea de salmuera a la válvula de tres vías de la base. Además, conecte la bomba receptora a la parte superior del soporte del núcleo a través de su válvula de tres vías. Cuando se alcance la presión objetivo, abra la válvula de tres vías superior para que la bomba receptora aplique la presión de los poros al núcleo.
Continúe realizando conexiones para restablecer las condiciones del subsuelo para la muestra. A continuación, con la bomba de salmuera apagada, abra la válvula de tres vías inferior para realizar la inundación de agua de 20 volúmenes de poros a un caudal bajo. Después de que el sistema alcance el equilibrio, vuelva a adquirir escaneos de alta resolución en la misma ubicación.
Reconstruya los datos de la tomografía de rayos X utilizando un software de reconstrucción. Guarde la imagen y ábrala en el software Trainable Weka Segmentation. Seleccione la herramienta de dibujo a mano libre.
Utilice la herramienta de dibujo a mano libre para resaltar instancias de una de las fases a lo largo de la imagen, en este caso aceite. Cuando haya terminado, haga clic en Agregar a clase.
A continuación, agregue la región a la clase adecuada. Cuando se hayan etiquetado ejemplos de las tres fases, haga clic en Clasificador de trenes para segmentar toda la imagen. Revise la imagen segmentada.
Repita los pasos de entrenamiento y segmentación según sea necesario para obtener buenos resultados. Elija Create Results (Crear resultados) para obtener la imagen segmentada final. Guarde la imagen para su uso posterior en el software de análisis.
Utilice la imagen segmentada para medir la distribución del ángulo de contacto in situ. El método automatizado produce una hoja de cálculo con los ángulos medidos y sus coordenadas. Estos datos permiten trazar la distribución de los ángulos de contacto.
Estas son distribuciones para una muestra húmeda de agua semanal y dos muestras mixtas húmedas. Para comprobar la calidad, recortar y segmentar un subvolumen de la minimuestra. Seleccione un subvolumen con uno o más ganglios de aceite para la medición manual del ángulo de contacto.
Encuentre la distribución del ángulo de contacto in situ con el código automatizado. Cargue el archivo VTK generado en el software de visualización de datos. Seleccione la opción de región para ver las fases de aceite y salmuera.
Haga clic en Ubicación de la sonda. A continuación, introduzca las coordenadas de un ángulo de contacto seleccionado aleatoriamente a partir de los datos generados por el método automatizado. Localice su ubicación espacial en la línea de contacto trifásica.
Ahora cargue la imagen de subvolumen segmentada en el software de análisis de datos. En el software, busque el módulo aritmético. Dentro del módulo, busque el campo de expresión.
Escriba la expresión necesaria para aislar las fases de aceite y salmuera. A continuación, busque el módulo de superficie de generación. Utilícelo para generar las superficies de aceite y salmuera.
A continuación, busque visualmente las superficies en el punto identificado anteriormente. Busque y abra el módulo de sectores desde la imagen de rayos X sin procesar filtrada. Cambie el valor de traducción para llevar el corte de imagen de rayos X al nivel del punto en la superficie.
Busque el módulo de superficies de etiqueta. Dentro de él, ingrese tres en el cuadro de número de fases. Muévete solo a los voxels negros y selecciona no.
Después de aplicar los cambios y modificar el mapa de colores, vuelva al módulo de sectores. Seleccione la opción set plain. En las opciones, seleccione Mostrar dragger.
Mueva el arrastrador a la ubicación donde se medirá el ángulo de contacto. Traiga opciones de visualización. Allí seleccione la opción de rotación.
Gire el sector para que sea perpendicular a la línea de contacto trifásica. Cuando haya terminado, seleccione la herramienta de medición de ángulo. Utilice la herramienta para medir el ángulo en el punto seleccionado.
Una prueba de la medición automatizada del ángulo de contacto es trazar sus resultados con las mediciones de ángulo realizadas manualmente. Como en este caso, los resultados deben ser aproximadamente iguales. Estas secciones transversales horizontales son de imágenes de rayos X crudas y sus imágenes segmentadas de tres muestras.
Las imágenes segmentadas permiten medir los ángulos de contacto determinando la saturación de aceite restante y encontrando la forma de los ganglios petrolíferos restantes. Estas son las distribuciones in situ medidas del ángulo de contacto para las tres muestras diferentes encontradas utilizando este método. La muestra uno tiene una condición semanal de agua húmeda por el envejecimiento estático a 60 grados Celsius sin inyección de aceite.
La muestra dos es un ejemplo de una condición húmeda mixta con más superficies húmedas de aceite debido al envejecimiento a 80 grados Celsius con inyección de aceite durante el envejecimiento. La muestra tres es similar a la muestra dos, pero no fuertemente húmedo de aceite como resultado de una temperatura de envejecimiento más baja y una composición de aceite diferente. La morfología del aceite restante después de la inundación del agua varía en las diferentes condiciones de humectación.
Para la muestra húmeda de agua semanal uno, la salmuera percolado a través de las pequeñas esquinas de los poros dejando el aceite atrapado en el centro de los espacios de los poros. Por el contrario, para los casos húmedos mixtos de muestras de dos y tres, la salmuera entró en el centro de los poros como una fase no humectante dejando aceite conectado en capas similares a láminas en pequeños poros y grietas. Es importante evitar tener aire en el sistema que pueda actuar como una cuarta fase cuando nos fijamos en las imágenes.
Siguiendo este protocolo, podría buscar la distribución a escala de poros de fluidos y humectabilidad en otros sistemas como hojas, raíces o pilas de combustible. Pero recuerde, estamos tratando con rayos X y fluidos de alta presión, por lo que es muy importante que haya una evaluación exhaustiva del riesgo y que las personas que realizan los experimentos hayan recibido un entrenamiento adecuado. Esta técnica de caracterización de la humectabilidad in situ allanó el camino para que los investigadores en el campo de la recuperación mejorada del aceite exploraran la recuperación de aceite adicional asociada debido al cambio en la humeabilidad.
