Name: measurement of the rheology of crude oil in equilibrium with co2 at reservoir conditions
Uploaded: 2017-06-06T16:00:00.000+00:00
Duration: 10 min 38 s
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著者らは、Qatar Petroleum、Shell、Qatar Science and Technology Parkが共同で提供しているQatar Carbonates and Carbon Storage Research Center（QCCSRC）からの資金を感謝しています。著者たちは原油サンプルを提供してくれたFrans van den Berg（Shell Global Solutions、Amsterdam、オランダ）に感謝します。

注：実験は高温高圧で行われるため、安全性が最も重要です。システムは、シリンジポンプコントローラのソフトウェア制限と、ミキサーおよびギアポンプとレオメーターの間のバーストディスク（ 図1および図2を参照）によって過度の圧力から保護されています。さらに、各実験の前に、定期的なリークチェックを行うことをお勧めします。また、レオメーターが良好に機能していることを確認するために、圧力セルの形状の摩擦チェックを実行することをお勧めします。 1.原油サンプルの準備注：Zuata原油サンプルは受け取ったものを使用してください。以下の表は、ズワタ原油の基本的な物理的性質を示しています。 <table border="1" fo:keep-together.within-page="1" fo:keep-with-next.within-page="always"><tbody><tr><td>チャー技術</td><td>値</td></tr><tr><td> API重力</td><td> 9.28 </td></tr><tr><td>バレル係数（bbl / t） </td><td> 6.27 </td></tr><tr><td>総硫黄（％wt） </td><td> 3.35 </td></tr><tr><td>リード蒸気圧（kPa） </td><td> 1 </td></tr><tr><td>流動点（℃） </td><td> 24 </td></tr><tr><td>既存のH 2 S含有量（ppm） </td><td> - </td></tr><tr><td>潜在的なH 2 S含有量（ppm） </td><td> 115 </td></tr><tr><td>潜在的HCl含有量（ppm） </td><td> - </td></tr><tr><td> Calc。グロスカル。値（kJ / kg） </td><td> 41,855 </td></tr></tbody></table> 表1：ズアタ原油の物性 <ol><li>ズアタ原油300gにトルエン128.57gを添加して、70重量％のズアタ原油および30重量％のトルエンを含む希釈物を調製する。混合物を室温で3時間揺する。 </li></ol> 2.原油サンプルをミキサーに装填する<ol><li>ミキサーをシステムから外して開きます。ミキサーの底にスターラーを置きます。 200mLの原油サンプルをミキサーに装填する。すべてのネジを締めたら、ミキサーをシステムに戻して接続します。 </li></ol> 3.原油サンプルを用いた全システムプライミング<ol><li> 同軸シリンダージオメトリの圧力セルでシステムをプライミングします。 注記：バルブの位置については、 図1を参照してください。 <ol><li>圧力ヘッド9を締めてレオメーター圧力セルを閉じます。回転カップをレオメータースピンドルに取り付けます。測定位置9に調整してください。 </li><li>バルブA、D、E、F、G、Hを閉じます。バルブCを開きます。 </li><li>窒素シリンダーを開きます。バルブHおよびEを開くことによって圧縮ガスをミキサーに導入する。ガスがミキサーに到達すると、バルブHとガスボンベを閉じる。 </li><li>圧縮されたガスは、原油サンプルを吸引チューブを通って循環ループに押し込む。原油サンプルが図1のバルブCから滴下すると、システム全体が原油サンプルによって下塗りされます。 </li><li>残りのガスを放出するためにバルブFを開く。バルブCを閉じ、バルブDを開きます。ギアポンプをオンにしてしばらく流体を循環させます。原油サンプルの粘度に依存して、これは1~5時間かかることがある。 注記：ミキサーに導入される圧縮窒素の圧力は、原油サンプルの粘度に依存します。原油サンプルの粘度が5Pa・sを超える場合、圧縮ガスの圧力は15バールよりも大きくなる可能性があります。 </li></ol></li><li> ダブルギャップ形状の圧力セルでシステムをプライミングします。 注記：バルブの位置については、 図2を参照してください。 <ol><li> tを削除する圧力ヘッドの圧力シリンダと圧力セルの測定シリンダとの間に配置される。 </li><li>バルブA、D、E、F、G、H、Iを閉じます。バルブCを開きます。 </li><li>窒素シリンダーを開きます。バルブHとEを開くことによって圧縮ガスをミキサーに導入します。ガスがミキサーに到達すると、バルブHとガスボンベが閉じます。 </li><li>圧縮されたガスは、原油サンプルを吸引チューブを通って循環ループに押し込む。原油サンプルがダブルギャップ形状の内側部分にちょうど浸ると、バルブFが開き、ミキサー内の圧力が解放されます。 </li><li>ギヤポンプをオンにします。歯車ポンプの回転速度を慎重に調整します。ギアポンプによって決定される圧力セルへの入口流量が、重力によって決定される圧力セルからの出口流量以下であることを確認してください。ギヤポンプの合理的な回転速度が見出され、原油試料がバルブCから滴下すると、システム全体が油によって下塗りされる。 Tギアポンプをオフにする。 </li><li>測定シリンダと圧力ヘッドを圧力セル10に取り付けます。バルブCを閉じ、バルブDを開きます。ギアポンプをオンにして、流体を循環させます。 注：原油サンプルが水と同様の粘度を有する場合、3〜4バールの圧力を有する圧縮ガスで十分である。 </li></ol></li></ol> 4.システム内の残りのボリュームを空にする<ol><li> 図1または図2のバルブAおよびDを閉じます。真空ポンプをバルブFに接続します。真空ポンプを15分間オンにします。 </li><li>バルブFを閉じて、真空ポンプを止めてください。 </li></ol> 5. CO 2をミキサーに導入する<ol><li> 同軸円筒形状の圧力セル <ol><li> 図1のバルブGとCO 2シリンダーを開きます。 図1のバルブDを開きます。 </<html> &gt; <li> CO 2がシステム内の残りの空間を満たした後、バルブGとCO 2シリンダーを閉じて、CO 2がシリンダーに逆流するのを防ぎます。 </li></ol></li><li> ダブルギャップ形状の圧力セル <ol><li> 図2のバルブGとCO 2シリンダーを開きます。 図2のバルブDとIを開きます。 </li><li> CO 2がシステム内の残りの空間を満たした後、バルブGとCO 2シリンダーを閉じて、CO 2がシリンダーに逆流するのを防ぎます。 </li></ol></li></ol> 6.温度と圧力の設定<ol><li>目的の温度値をミキサーとレオメーターに入力します。目的の温度値をパイプラインネットワークの加熱システムに入力します。必要な圧力値をシリンジポンプに入力します。 </li><li>温度と圧力が安定するのを待ちます。 </li></ol>jove_title &quot;&gt; 7.攪拌機とギアポンプの電源を入れる<ol><li>ギヤポンプの下流と上流のバルブを開きます。 </li></ol> 8.ミキサー内の体積および混合物粘度のモニタリング<ol><li> 6時間ごとにシリンジポンプに読み込み量を記録する。 </li><li> 6時間ごとに、スターラーとギヤポンプをオフにします。レオメーターを介して混合物の粘度を測定する。粘度測定は5分のセトリング時間から開始し、次に10 s -1の一定のせん断速度で粘度を測定します。 </li><li>体積と粘度の値が2つの測定値の間にかなりの差異（&gt; 4％）を示す場合は、ギアポンプとスターラーを再びオンにして混合を続けます。容積測定と粘度測定の両方が値に変化がない（≦4％）場合、CO 2と原油サンプルの間の平衡が確認されます。 </li><li>レオロジー測定のためにギアポンプとスターラーを切る。 注意：混合期間は、原油サンプルの粘度に依存して1〜2日間持続することができる。 </li></ol> 9.レオロジー測定の実施<ol><li> 同軸円筒形状の圧力セル9 <ol><li>レオロジー測定のために図1のバルブAとDを閉じます。剪断速度10s -1で0.5分間混合物を予め剪断する。混合物を1分間静置する。 </li><li>剪断速度500s -1から10s -1までの混合物粘度を測定する。各せん断速度において、せん断速度調整時間は0.2分である。各せん断速度ステップでの測定時間は、せん断速度調整時間を除いて、対数的に0.5分から1分に増加します。 </li></ol></li><li> ダブルギャップ形状の圧力セル10 <ol><li>レオロジー測定のために図2のバルブAとDを閉じます。前剪断この混合物を10秒-1のせん断速度で0.5分間処理した。混合物を1分間静置する。 </li><li> 250 s -1から10 s -1までの剪断速度で混合物粘度を測定する。各せん断速度において、せん断速度調整時間は0.2分である。各せん断速度ステップでの測定時間は、せん断速度調整時間を除いて、対数的に0.5分から1分に増加します。 </li></ol></li></ol> 10.次の希望値への圧力の増加<ol><li> 同軸円筒形状の圧力セル <ol><li> 図1のバルブEを閉じます。 </li><li>バルブGとCO 2シリンダーを開き、シリンジポンプにさらにCO 2を注入します。バルブGとCO 2シリンダーを閉じます。ミキサーにCO 2を追加するためにバルブEを開きます。 </li><li>圧力が所望の値よりも低い場合には、繰り返すことにより、より多くのCO 2を導入する 。 </li><li>新しい圧力セットを入力するintをシリンジポンプに注入します。圧力が安定するのを待ちます。 </li></ol></li><li> ダブルギャップ形状の圧力セル <ol><li> 図2のバルブEとIを閉じます。 </li><li>バルブGとCO 2シリンダーを開き、シリンジポンプにさらにCO 2を注入します。バルブGとCO 2シリンダーを閉じます。バルブEとIを開き、CO 2をミキサーに追加します。 </li><li>圧力が所望の値よりも低い場合には、ステップを繰り返してより多くのCO 2を導入する 。 </li><li>新しい圧力設定値をシリンジポンプに入力します。圧力が安定するのを待ちます。 注記：より高い圧力でレオロジー測定を行うには、手順7〜10を繰り返します。 </li></ol></li></ol>

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著者は何も開示することはない。

操作には2つのステップが重要です。最初のものは原油サンプルによってシステム全体を下塗りしています。システムに原油サンプルを充填することによって、ギアポンプは油サンプルによって十分に潤滑され、循環ループ内のいかなる閉塞も容易に識別することができる。ギヤポンプの破損を防止することができる。第2の重要なステップは、CO 2と原油との間の平衡を確認するために混合物粘度を定期的に監視することである。 CO 2と粘稠な重質原油16との間の平衡に達するのにかなりの時間がかかることを考慮すると、レオロジー測定をあまりに早く行うことは、CO 2添加が油の粘度に及ぼす影響を過小評価する。したがって、測定された粘度が一定値（4％未満の変化）に達したときのみ、混合物はCO 2との平衡状態で考慮され得る。 電流測定システムのみCO 2飽和混合物のレオロジー測定を可能にする。不飽和混合物を測定するために、上流の容器をCO 2流に導入することができた。 CO 2は、最初に上流の容器に導入され、次いで、上流の容器の容積および圧力によってCO 2の量が制御され得るように、供給源から隔離される。この場合のシステムの全圧は、ヘリウムなどの不活性ガスによって制御される。 Kariznovi et al 。 CO 2および重質原油混合物17の物理的特性を測定するために使用される装置についての良好な概説を提供する。変更は、論文でレビューしたシステムを参照することができます。 本明細書に記載されたシステムは、あらゆる気液混合物のレオロジーを測定することができることを述べるべきである。したがって、その適用は原油に限定されない。例えば、それはrh上のCO 2効果を測定するために使用することができるピカリングエマルション18,19および気体誘導可塑化の機構6 。レオメーター圧力セルに導電率測定装置を導入することによって、エマルジョンの剪断誘起転相に対するガス溶解の効果もまた、20,21,22,23で検討することができた。

CO 2および原油混合物の物理的特性に関する文献のほとんどでは、粘度は粘度計を用いて測定され、測定は一定のせん断速度またはせん断応力で行われることを意味する。これらの研究では、CO 2と原油混合物の粘度を簡単な方法で調べます。興味深いのは、粘度と他のパラメータ（温度、圧力、CO 2濃度など）との関係です。これらの研究で行われた主な仮定は、明示的に言及されていないが、CO 2と原油の混合物がニュートン流体として振る舞うということである。しかしながら、いくつかの原油、特に重質原油は、特定の条件下で非ニュートン挙動を示すことができることはよく知られている1,2,3,4 。したがって、CO 2効果を十分に理解するためには、CO 2の粘度</sub&gt;および原油混合物はせん断速度または応力の関数として研究されるべきである。 私たちの知る限りでは、Behzadfar et al 。レオメーター5を用いて異なる剪断速度でCO 2添加した重質原油の粘度を報告している。 Behzadfar らによる測定では、CO 2と原油との混合は、同軸円筒形状の内部円筒の回転によって達成され、これは非常に遅いプロセスである。さらに、ポリマー溶融物のレオロジーに及ぼすCO 2溶解の影響は、重質原油およびCO 2混合物の研究に照らして明らかになるであろう文献に報告されている。 Royer ら高圧押出スリットダイレオメーター6を使用して、様々な圧力、温度およびCO 2濃度での3つの市販のポリマー溶融物の粘度を測定する。彼らは自由な容積を通してデータを次に分析します<html> e理論。他の同様の研究は、Gerhardt et al 。 7 and Lee et al 。 8 。外部ミキサーで混合を行い、同軸円筒形状でレオロジー測定を行う本発明者らの方法は、CO 2および原油混合物のレオロジーのより完全な測定を可能にする。 私たちが開発した循環システムには、 図1と図2に示すように、シリンジポンプ、ミキサー、ギアポンプ、レオメーターの4つのユニットが含まれています。撹拌棒をミキサーの底部に配置し、回転磁石セットと磁気的に結合する。撹拌はミキサー内のCO 2と原油との混合を促進するために使用され、相間の平衡へのアプローチを高速化する。 CO 2飽和油相は、ディップチューブを用いてミキサーの底部近くから抜き取られ、測定システムに循環される。 <html> nt &quot;&gt;粘度はレオメーターに取り付けられた高圧セルで測定されます。圧力セルには、粘性流体の測定用に設計された同軸シリンダージオメトリと、低粘度用途のためのダブルギャップ形状。 <img alt="図1" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55749/55749fig1.jpg" /> 図1：同軸円筒形状の圧力セルを有する循環システムの方式。青い線はCO 2の流れを表し、黒い線は原油の混合物を表す。 Hu らの許可を得て転載。 14 。 Copyright2016 American Chemical Society。 <a href="http://ecsource.jove.com/files/ftp_upload/55749/55749fig1large.jpg" target="_blank">この図の拡大版を見るには、ここをクリックしてください。</a> e 2 &quot;class =&quot; xfigimg &quot;src =&quot; / files / ftp_upload / 55749 / 55749fig2.jpg &quot;/&gt; 図2：ダブルギャップ形状の圧力セルを有する循環システムの方式。青い線はCO 2の流れを表し、黒い線は原油の混合物を表す。 <a href="http://ecsource.jove.com/files/ftp_upload/55749/55749fig2large.jpg" target="_blank">この図の拡大版を見るには、ここをクリックしてください。</a> <img alt="図3" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55749/55749fig3.jpg" /> 図3：同軸円筒形状の圧力セル。 <a href="http://ecsource.jove.com/files/ftp_upload/55749/55749fig3large.jpg" target="_blank">この図の拡大版を見るには、ここをクリックしてください。</a> 同軸シリンダージオメトリ圧力セル（ 図3 ）は、内側シリンダーと外側シリンダーの間に0.5 mmの隙間を持ち、サンプル量18mLであった。内側シリンダはレオメータースピンドルに取り付けられた回転カップと磁気的に結合されています。内筒の上下には、内筒の回転軸に直接接触する2つのサファイアベアリングがあります。サファイアベアリングは設計によりサンプルにさらされるので、ベアリングの摩擦はサンプルの潤滑特性に応じて変化する可能性があります。 <img alt="図4" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55749/55749fig4.jpg" /> 図4：ダブルギャップ形状の圧力セル。 <a href="http://ecsource.jove.com/files/ftp_upload/55749/55749fig4large.jpg" target="_blank">この図の拡大版を見るには、ここをクリックしてください。</a> 他方、ダブルギャップ圧力セルは、 図4に示すように、ダブルギャップ形状の円筒形ロータを含む。測定シリンダは、2つのボールベアリングを介して圧力ヘッド上に配置され、レオメータースピンドルに接続された回転カップと磁気的に結合される。ボールベアリングは圧力ヘッドの内側に位置し、測定ギャップに注入された試料と接触していないので、固定容器の凹部にオーバーフローし、そこから混合容器に戻される。 典型的な実験では、原油試料を最初にミキサーに装填する。系全体を原油でプライミングした後、系内の残りの容積を真空ポンプを用いて排気する。次いで、CO 2をシリンジポンプを通してミキサーに導入し、システムを所望の温度および圧力にする。システム圧力は、シリンジポンプによってCO 2相を通して制御される。圧力が安定すると、攪拌機が作動してCO 2と原油とがミキサー内で混合される。次に、ギアポンプをオンにして、油相をレオメーターを満たし、流体をミキサーに再循環させる。したがって、CO 2と原油との混合は、ミキサー内で同時に撹拌し、ループ内を循環することによって行われる。平衡状態は、シリンジポンプの容量と混合物粘度の両方の定期的な測定によってモニターされる。容積と粘度の両方に変化（≦4％）がない場合、平衡が確認されます。その段階で、ギアポンプとスターラーを切って、測定セルを通る流れを停止させ、レオロジー測定を実施する。

<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

高温高圧下での二酸化炭素（CO 2 ）との平衡状態における原油のレオロジーを測定するレオメーターシステムが記載されている。このシステムは、循環ループに接続された高圧レオメーターを含む。レオメーターには、同軸シリンダーとダブルギャップの2つの代替形状を備えた回転式フロースルー測定セルがあります。循環ループには、原油サンプルをCO 2と平衡させるためのミキサーと、ミキサーからレオメーターに混合物を輸送し、ミキサーに戻すギアポンプが含まれています。 CO 2および原油を攪拌および循環によって平衡させ、飽和混合物のレオロジーをレオメーターで測定する。このシステムを使用して、最高220バールの圧力および50℃の温度で、Zuata原油（およびそのトルエン希釈物）のCO 2との平衡状態におけるレオロジー特性を測定する。結果は、ハットCO 2添加は、最初にCO 2圧力が増加するにつれて粘度を低下させ、次いで粘度を閾値圧力以上に増加させて、油レオロジーを有意に変化させる。原油の非ニュートン反応は、CO 2の添加によって変化することも見られる。

Zuata原油とそのCO 2飽和混合物のレオロジー測定は、 図5および図6に示すように、同軸シリンダー形状の圧力セルを用いて50℃で行った。 図5は周囲から100バールまでの測定値を示し、 図6は120バールから220バールまでの測定値を示しています。さらに、 図7は、相対粘度を示しており、これは、与えられた剪断速度での粘度と、最も低い剪断速度での粘度との比である。 図7の破線は、ジオメトリのベアリングの摩擦によって生じる最大測定誤差です。 希釈されたズアタ原油の50℃でのレオロジー測定は、ダブルギャップ形状の圧力セルを用いて、i図8および図9によって示され、 図10は、70バールまでの圧力に対する相対粘度を示す。さらに、 図10は、周囲圧力の希釈原油がニュートン流体として挙動することを示している。しかしながら、CO 2圧が30バール〜60バールであるとき、せん断希釈効果が観察される。 CO 2圧力が60barを超えると、せん断薄化が消失し、混合物は再びニュートン流体として挙動する。 図5および図6から、CO 2の溶解が100バールまで原油混合物の粘度を有意に低下させることが分かる。 CO 2圧が100バールを超えると、CO 2圧の増加と共に油混合物の粘度は増加するが、はるかに低い速度である。 <p図7は、ズワタ原油が二酸化炭素を添加しないでせん断減量効果を示していることを示しています。 CO 2が原油に溶解されると、より高いCO 2圧力での曲線がより平坦になるので、せん断希釈効果は弱められる。 40barより高いCO 2圧力では、せん断速度を伴う粘度変化が測定誤差範囲内にあり、したがって混合物はニュートンであるとみなすことができる。 CO 2の溶解が弱まり、最終的にズワタ原油のせん断減粘効果がなくなる。これは、原油中に溶解したCO 2分子が、最終的には、アスファルテンのような原油中の巨大分子によって生成された会合ネットワークを破壊する可能性があることを示している。 図8に示す希釈原油は、CO 2 ad70バールで油混合物の粘度を最小限に劇的に減少させる。 CO 2圧が70バールを超えると（ 図9 ）、CO 2圧が高くなると油の粘度が上昇します。 Seifried らによる研究によれば、 図11に示すように 、原油および希釈ズワタ原油の両方において、アスファルテン沈殿の開始は80バールを超えるCO 2圧力で起こる。しかし、圧力が80バールより高いレオロジー実験では、原油/ CO 2混合物はニュートン流体として挙動する。これは、アスファルテン沈殿がこの混合物のレオロジー特性を変えないことを意味する。 希薄原油のレオロジー結果もまた興味深い：この場合、CO 2溶解は非ニュートン挙動を生じさせ、これは唯一のappCO 2圧のある範囲の耳。ここでは、CO 2添加によって誘発されたせん断減粘効果について2つの推測が与えられている。 最初の推測は、非ニュートン挙動が、CO 2溶解下のアスファルテン分子によって形成されたミセルによって引き起こされるということである。原油中に溶解したCO 2は、アスファルテン凝集体の構造に対するその作用によって、系の臨界ミセル濃度（CMC）を低下させることができ、これはミセル12間の相互作用をより大きくすることができる。 30〜60バールの圧力で、アスファルテンミセル間の距離は、ファンデルワールス引力13の有効範囲内にあり得る。従って、ミセルの間に会合ネットワークが形成され、せん断希釈効果が生じる。しかし、圧力が60バールを超えると、溶媒または非アスファルテン分子に対するCO 2の影響は、domこれはCMCを増加させる。したがって、アスファルテンミセルは不安定化し、結果的に会合ネットワークは消失する。 第2の推測は、位相行動の観点に基づいている。 30バールと60バールの間のCO 2圧力では、CO 2に富む液相が生成され、混合物を液体 - 液体 - 蒸気（LLV）系にすることができる。この2つの液体のエマルションは、2つの液相の同様の密度による攪拌および循環による混合によって形成することができた。エマルションの分散相として、CO 2に富む液相は、原油中のアスファルテンによって安定化され得る。この乳剤は、分散相が会合ネットワークを生じさせるため、非ニュートン性の挙動を示す。しかし、60バールより高い圧力でより多くのCO 2が油混合物に溶解すると、2つの液相が再び混和するようになる。結果は<html> CO 2に富む蒸気と平衡状態にある原油に富む液体から成り、原油に富む液相はニュートン流体として挙動する液体 - 蒸気（LV）系である。 <img alt="図5" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55749/55749fig5.jpg" /> 図5. 50℃および様々な剪断速度でCO 2を用いたZuata重質原油の粘度測定。 <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_2RedDash.jpg" />せん断速度限界が低い。 <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_dRedDot.jpg" /> 、周囲; <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_lRedDot.jpg" /> 、20バール; <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_orangeDot.jpg" /> 、40バール; <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_yellowDot.jpg" /> 、60バール、 <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_greenDot.jpg" /> 、80バール;<html> Hu らの許可を得て転載15.著作権2016 American Chemical Society。 <a href="http://ecsource.jove.com/files/ftp_upload/55749/55749fig5large.jpg" target="_blank">この図の拡大版を見るには、ここをクリックしてください。</a> <img alt="図6" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55749/55749fig6.jpg" /> 図6. 50℃のCO 2と様々な剪断速度でのZuata重質原油の粘度測定。 <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_2RedDash.jpg" />せん断速度限界が低い。 <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_purpleDot.jpg" /> 、120バール; <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_dRedDot.jpg" /> 、140バール; <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_lRedDot.jpg" /> 160バール;5749 / 55749_orangeDot.jpg &quot;/&gt;、180 bar; <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_yellowDot.jpg" /> 、200バール; <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_greenDot.jpg" /> 、220バール。 Hu らの許可を得て転載。 15 。 Copyright2016 American Chemical Society。 <a href="http://ecsource.jove.com/files/ftp_upload/55749/55749fig6large.jpg" target="_blank">この図の拡大版を見るには、ここをクリックしてください。</a> <img alt="図7" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55749/55749fig7.jpg" /> 図7. 50℃でのCO 2および様々なせん断速度でのZuata原油の相対粘度。 - 、測定変動幅; <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_dRedDot.jpg" /> 、周囲圧力; <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_lRedDot.jpg" /> 、20バール; <img alt="式"<html> src = &quot;/ files / ftp_upload / 55749 / 55749_orangeDot.jpg&quot; /&gt;、40 bar; <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_yellowDot.jpg" /> 、60バール、 <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_greenDot.jpg" /> 、80バール; <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_dGreenDot.jpg" /> 、100バール; <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_dRedX.jpg" /> 、120バール; <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_lRedX.jpg" /> 、140バール; <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_orangeX.jpg" /> 160バール; <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_yellowX.jpg" /> 、180バール; <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_greenX.jpg" /> 、220バール。 Hu らの許可を得て転載。 15 。 Copyright2016 American Chemical Society。 <a href="http://ecsource.jove.com/files/ftp_upload/55749/55749fig7large.jpg" target="_blank">この図の拡大版を見るには、ここをクリックしてください。</a> <html> e_content &quot;fo：keep-together.within-page =&quot; 1 &quot;&gt; <img alt="図8" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55749/55749fig8.jpg" /> 図8. 50℃および様々な剪断速度でCO 2を用いた希釈原油の粘度測定。 <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_2RedDash.jpg" />せん断速度限界が低い。 <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_dRedDiamond.jpg" /> 、1バール; <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_orangeDiamond.jpg" /> 、10バール; <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_lRedDiamond.jpg" /> 、20バール; <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_lGreenDiamond.jpg" /> 、30バール; <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_dGreenDiamond.jpg" /> 、40バール; <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_lBlueDiamond.jpg" /> 、50バール; <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_dBlueDiamond.jpg" /> 、60バール、d / 55749 / 55749_purpleDiamond.jpg &quot;/&gt;、70バー。 <a href="http://ecsource.jove.com/files/ftp_upload/55749/55749fig8large.jpg" target="_blank">この図の拡大版を見るには、ここをクリックしてください。</a> <img alt="図9" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55749/55749fig9.jpg" /> 図9. 50℃および様々な剪断速度でのCO 2を用いた希釈原油の粘度測定。 <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_2RedDash.jpg" />せん断速度限界が低い。 <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_dRedX.jpg" /> 、80バール; <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_orangeX.jpg" /> 、100バール; <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_lRedX.jpg" /> 、120バール; <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_lGreenX.jpg" /> 、140バール; <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_greenX.jpg" /> 160バール; <img alt="式"<html> src = &quot;/ files / ftp_upload / 55749 / 55749_lBlueX.jpg&quot; /&gt;、180 bar; <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_dBlueX.jpg" /> 、200バール; <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_purpleX.jpg" /> 、220バール。 <a href="http://ecsource.jove.com/files/ftp_upload/55749/55749fig9large.jpg" target="_blank">この図の拡大版を見るには、ここをクリックしてください。</a> <img alt="図10" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55749/55749fig10.jpg" /> 図10は、希釈された原油の50℃および様々な剪断速度でのCO 2による相対粘度である。 - 、測定変動幅; <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_dRedDiamond.jpg" /> 、1バール; <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_orangeDiamond.jpg" /> 、10バール; <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_lRedDiamond.jpg" /> 、20バール;tp_upload / 55749 / 55749_lGreenDiamond.jpg &quot;/&gt;、30 bar; <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_dGreenDiamond.jpg" /> 、40バール; <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_lBlueDiamond.jpg" /> 、50バール; <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_dBlueDiamond.jpg" /> 、60バール、 <img alt="式" src="/files/ftp_upload/55749/55749_purpleDiamond.jpg" /> 、70バール。 <a href="http://ecsource.jove.com/files/ftp_upload/55749/55749fig10large.jpg" target="_blank">この図の拡大版を見るには、ここをクリックしてください。</a>

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

リザーバ状態で二酸化炭素と平衡状態にある原油のレオロジーを測定する方法を提示する。

COとの平衡状態における原油のレオロジーの測定<sub&gt; 2</sub&gt;貯水池の条件で

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

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Research

JoVE Journal

Environment

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

12.7K ビュー.  Imperial College London, Qatar Carbonate and Carbon Storage Research Centre. リザーバ状態で二酸化炭素と平衡状態にある原油のレオロジーを測定する方法を提示する。 

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Measuring Carbon-based Contaminant Mineralization Using Combined CO2 Flux and Radiocarbon Analyses

A method is described which uses the absence of radiocarbon in industrial chemicals and fuels made from petroleum feedstocks which frequently contaminate the environment. This radiocarbon signal &#8212; or rather the absence of signal &#8212; is evenly distributed throughout a contaminant source pool (unlike an added tracer) and is not impacted by biological, chemical or physical processes (e.g., the 14C radioactive decay rate is immutable). If the fossil-derived contaminant is fully degraded to CO2, a harmless end-product, that CO2 will contain no radiocarbon. CO2 derived from natural organic matter (NOM) degradation will reflect the NOM radiocarbon content (usually &#60;30,000 years old). Given a known radiocarbon content for NOM (a site background), a two end-member mixing model can be used to determine the CO2 derived from a fossil source in a given soil gas or groundwater sample. Coupling the percent CO2 derived from the contaminant with the CO2 respiration rate provides an estimate for the total amount of contaminant degraded per unit time. Finally, determining a zone of influence (ZOI) representing the volume from which site CO2 is collected allows determining the contaminant degradation per unit time and volume. Along with estimates for total contaminant mass, this can ultimately be used to calculate time-to-remediate or otherwise used by site managers for decision-making.

Measuring Carbon-based Contaminant Mineralization Using Combined CO2 Flux and Radiocarbon Analyses

A protocol is described wherein CO2 mineralized from organic contaminant (derived from petroleum feedstocks) biodegradation is trapped, quantified, and analyzed for 14C content. A model is developed to determine CO2 capture zone's spatial extent. Spatial and temporal measurements allow integrating contaminant mineralization rates for predicting remediation extent and time.

複合COを用いたカーボンベースの汚染鉱化作用を測定します<sub&gt; 2</sub&gt;フラックスと放射性炭素分析

A method is described which uses the absence of radiocarbon in industrial chemicals and fuels made from petroleum feedstocks which frequently contaminate ...

環境学

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.

X線マイクロトモグラフィーを使用した複数の流体相の貯水池条件ポアスケールのイメージング

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 ...

工学

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.

原油の水を収容する画分の化学分析は、TIMS-FT-ICR MSを用いて流出します

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

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.

油回収用多孔質媒体における細孔スケール イベント プロセスを特徴づけるためのマイクロ流体デバイス

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.

シンクロトロン高速断層撮影法を使用した炭酸における反応の動的細孔スケール貯水池条件イメージング

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.

接触分解変換により菜種油からバイオ燃料および生化学の研究室の生産

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 ...

化学

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.

製油所のプロセス条件下で油試料の相挙動のその場可視化で

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 ...

Combining Microfluidics and Microrheology to Determine Rheological Properties of Soft Matter during Repeated Phase Transitions

The microstructure of soft matter directly impacts macroscopic rheological properties and can be changed by factors including colloidal rearrangement during previous phase changes and applied shear. To determine the extent of these changes, we have developed a microfluidic device that enables repeated phase transitions induced by exchange of the surrounding fluid and microrheological characterization while limiting shear on the sample. This technique is &#181;2rheology, the combination of microfluidics and microrheology. The microfluidic device is a two-layer design with symmetric inlet streams entering a sample chamber that traps the gel sample in place during fluid exchange. Suction can be applied far away from the sample chamber to pull fluids into the sample chamber. Material rheological properties are characterized using multiple particle tracking microrheology (MPT). In MPT, fluorescent probe particles are embedded into the material and the Brownian motion of the probes is recorded using video microscopy. The movement of the particles is tracked and the mean-squared displacement (MSD) is calculated. The MSD is related to macroscopic rheological properties, using the Generalized Stokes-Einstein Relation. The phase of the material is identified by comparison to the critical relaxation exponent, determined using time-cure superposition. Measurements of a fibrous colloidal gel illustrate the utility of the technique. This gel has a delicate structure that can be irreversibly changed when shear is applied. &#181;2rheology data shows that the material repeatedly equilibrates to the same rheological properties after each phase transition, indicating that phase transitions do not play a role in microstructural changes. To determine the role of shear, samples can be sheared prior to injection into our microfluidic device. &#181;2rheology is a widely applicable technique for the characterization of soft matter enabling the determination of rheological properties of delicate microstructures in a single sample during phase transitions in response to repeated changes in the surrounding environmental conditions.

We demonstrate the fabrication and use of a microfluidic device that enables multiple particle tracking microrheology measurements to study the rheological effects of repeated phase transitions on soft matter.

繰り返し相転移の間に柔らかい物質のレオロジー的性質を決定するためのマイクロ流体システムとレオロジーを組み合わせること

The microstructure of soft matter directly impacts macroscopic rheological properties and can be changed by factors including colloidal rearrangement ...

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.

細孔構造の観察と x 線マイクロトモグラフィーによる地下の条件で炭化水素貯留岩濡れ性の評価

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

Calibration Procedures for Orthogonal Superposition Rheology

Orthogonal superposition (OSP) rheology is an advanced rheological technique that involves superimposing a small-amplitude oscillatory shear deformation orthogonal to a primary shear flow. This technique allows the measurement of structural dynamics of complex fluids under non-linear flow conditions, which is important for the understanding and prediction of the performance of a wide range of complex fluids. The OSP rheological technique has a long history of development since the 1960s, mainly through the custom-built devices that highlighted the power of this technique. The OSP technique is now commercially available to the rheology community. Given the complicated design of the OSP geometry and the non-ideal flow field, users should understand the magnitude and sources of measurement error. This study presents calibration procedures using Newtonian fluids that includes recommendations for best practices to reduce measurement errors. Specifically, detailed information on the end-effect factor determination method, sample filling procedure, and identification of the appropriate measurement range (e.g., shear rate, frequency, etc.) are provided.

We present a detailed calibration protocol for a commercial orthogonal superposition rheology technique using Newtonian fluids including end-effect correction factor determination methods and recommendations for best practices to reduce experimental error.

直交重ね合わせレオロジーの校正手順

Orthogonal superposition (OSP) rheology is an advanced rheological technique that involves superimposing a small-amplitude oscillatory shear deformation ...

COとの平衡状態における原油のレオロジーの測定

要約

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複合COを用いたカーボンベースの汚染鉱化作用を測定します

X線マイクロトモグラフィーを使用した複数の流体相の貯水池条件ポアスケールのイメージング

原油の水を収容する画分の化学分析は、TIMS-FT-ICR MSを用いて流出します

油回収用多孔質媒体における細孔スケールイベントプロセスを特徴づけるためのマイクロ流体デバイス

シンクロトロン高速断層撮影法を使用した炭酸における反応の動的細孔スケール貯水池条件イメージング

接触分解変換により菜種油からバイオ燃料および生化学の研究室の生産

製油所のプロセス条件下で油試料の相挙動のその場可視化で

繰り返し相転移の間に柔らかい物質のレオロジー的性質を決定するためのマイクロ流体システムとレオロジーを組み合わせること

細孔構造の観察と x 線マイクロトモグラフィーによる地下の条件で炭化水素貯留岩濡れ性の評価

直交重ね合わせレオロジーの校正手順

COとの平衡状態における原油のレオロジーの測定

要約

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複合COを用いたカーボンベースの汚染鉱化作用を測定します

X線マイクロトモグラフィーを使用した複数の流体相の貯水池条件ポアスケールのイメージング

原油の水を収容する画分の化学分析は、TIMS-FT-ICR MSを用いて流出します

油回収用多孔質媒体における細孔スケール イベント プロセスを特徴づけるためのマイクロ流体デバイス

シンクロトロン高速断層撮影法を使用した炭酸における反応の動的細孔スケール貯水池条件イメージング

接触分解変換により菜種油からバイオ燃料および生化学の研究室の生産

製油所のプロセス条件下で油試料の相挙動のその場可視化で

繰り返し相転移の間に柔らかい物質のレオロジー的性質を決定するためのマイクロ流体システムとレオロジーを組み合わせること

細孔構造の観察と x 線マイクロトモグラフィーによる地下の条件で炭化水素貯留岩濡れ性の評価

直交重ね合わせレオロジーの校正手順

油回収用多孔質媒体における細孔スケールイベントプロセスを特徴づけるためのマイクロ流体デバイス