«Автоматизация и информатизация ТЭК»

Поросетевое моделирование процесса вытеснения нефти из микрофлюидного чипа водными растворами, модифицированными различными добавками

УДК: 532.5-1/-9+622.276
DOI: -

Авторы:

¹ Сибирский федеральный университет, Красноярск, Россия
² Институт теплофизики имени С.С. Кутателадзе СО РАН, Новосибирск, Россия

Ключевые слова: поросетевая модель, вытеснение нефти, модифицирующие добавки, микрофлюидный чип

Аннотация:

В статье численно исследуется влияние на процесс вытеснения нефти из микрофлюидного чипа применения различных добавок, которые модифицируют физические свойства вытесняющей жидкости. Для моделирования используется хорошо зарекомендовавший себя поросетевой подход. Распространение модифицирующей добавки по вытесняющей жидкости моделируется как перенос пассивной примеси. Таким образом, концентрация добавки и, как следствие, распределение физических свойств по вытесняющей жидкости являются неравномерными. Для моделирования этого процесса была разработана уникальная математическая поросетевая модель конвективно-диффузионного переноса пассивной компоненты по сети с подавлением численной диффузии. В статье рассматриваются три вида модифицирующих добавок: ПАВ AES изменяет коэффициент поверхностного натяжения, акриловый полимер Полифлок А2020 модифицирует вязкость вытесняющей жидкости, наночастицы оксида кремния (SiO2) изменяют значение контактного угла на границе вода–нефть–порода. Результаты исследования показали, что все три добавки повышают количество извлеченной в процессе довытеснения нефти, но в случае модификации вязкости существенно увеличивается перепад давления в микрочипе.

Список литературы:

1. Rheological study of polymeric fluids based on HPAM and fillers for application in EOR / B.R. Cancela, L.C.M. Palermo, P.F. de Oliveira, C.R.E. Mansur // Fuel. – 2022. – Vol. 330. – P. 125647. – DOI: 10.1016/j.fuel.2022.125647
2. Viscous Oil Recovery by Polymer Injection; Impact of In-Situ Polymer Rheology on Water Front Stabilization / B. Vik, A. Kedir, V. Kippe [et al.] // SPE Europec featured at 80th EAGE Conf. and Exhibition, Copenhagen, Denmark, June 11–14, 2018. – DOI: 10.2118/190866-MS
3. Experimental study and numerical modeling for enhancing oil recovery from carbonate reservoirs by nanoparticle flooding / M. Sepehri, B. Moradi, A. Emamzadeh, A.H. Mohammadi // Oil & Gas Science and Technology – Rev. IFP Energies nouvelles. – 2019. – Vol. 74. – P. 5. – DOI: 10.2516/ogst/2018080
4. Pore Scale Simulation of Surfactant Flooding by Lattice Boltzmann Method / Wei Bei, Hou Jian, Wu Dejun [et al.] // SPE Int. Heavy Oil Conf. and Exhibition, Kuwait City, Kuwait, Dec. 10–12, 2018. – DOI: 10.2118/193660-MS
5. Hirt C.W., Nichols B.D. Volume of fluid (VOF) method for the dynamics of free boundaries // J. of Computational Physics. – 1981. – Vol. 39, Issue 1. – P. 201–225. – DOI: 10.1016/0021-9991(81)90145-5
6. Zhao Jin, Wen Dongsheng. Pore-scale simulation of wettability and interfacial tension effects on flooding process for enhanced oil recovery // RSC Advances. – 2017. – Vol. 7, Issue 66. – P. 41391–41398. – DOI: 10.1039/C7RA07325A
7. Numerical study of the mechanisms of enhanced oil recovery using nanosuspensions / A.V. Minakov, M.I. Pryazhnikov, V.A. Zhigarev [et al.] // Theoretical and Computational Fluid Dynamics. – 2021. – Vol. 35, Issue 4. – P. 477–493. – DOI: 10.1007/s00162-021-00569-9
8. 3D pore-scale modeling of nanofluids-enhanced oil recovery / A.V. Minakov, D.V. Guzei, M.I. Pryazhnikov [et al.] // Petroleum Exploration and Development. – 2021. – Vol. 48, Issue 4. – P. 956–967. – DOI: 10.1016/S1876-3804(21)60080-0
9. Pore-scale simulation of remaining oil distribution in 3D porous media affected by wettability and capillarity based on volume of fluid method / Yang Yongfei, Cai Shaobin, Yao Jun [et al.] // Int. J. of Multiphase Flow. – 2021. – Vol. 143. – P. 103746. – DOI: 10.1016/j.ijmultiphaseflow.2021.103746
10. Aghaei A., Piri M. Direct pore-to-core up-scaling of displacement processes: Dynamic pore network modeling and experimentation // J. of Hydrology. – 2015. – Vol. 522. – P. 488–509. – DOI: 10.1016/j.jhydrol.2015.01.004
11. Finger Thickening during Extra-Heavy Oil Waterflooding: Simulation and Interpretation Using Pore-Scale Modelling / M. Regaieg, S. McDougall, I. Bondino, G. Hamon // PLoS One. – 2017. – Vol. 12, Issue 1. – P. e0169727. – DOI: 10.1371/journal.pone.0169727
12. Development and Testing of a Mathematical Model for Dynamic Network Simulation of the Oil Displacement Process / S.A. Filimonov, M.I. Pryazhnikov, A.I. Pryazhnikov, A.V. Minakov // Fluids. – 2022. – Vol. 7, Issue 9. – P. 311. – DOI: 10.3390/fluids7090311
13. Filimonov S., Pryazhnikov M., Pryazhnikov A. Network simulation of two-phase flows in a microfluidic chip // E3S Web Conf. – 2023. – Vol. 397. Mathematical Models and Methods of the Analysis and Optimal Synthesis of the Developing Pipeline and Hydraulic Systems 2022. – P. 01007. – DOI: 10.1051/e3sconf/202339701007
14. Microfluidic Study of the Effect of Nanosuspensions on Enhanced Oil Recovery / M.I. Pryazhnikov, A.V. Minakov, A.I. Pryazhnikov [et al.] // Nanomaterials. – 2022. – Vol. 12, Issue 3. – P. 520. – DOI: 10.3390/nano12030520
15. Microfluidic Study of Enhanced Oil Recovery during Flooding with Polyacrylamide Polymer Solutions / M.I. Pryazhnikov, A.I. Pryazhnikov, A.D. Skorobogatova [et al.] // Micromachines. – 2023. – Vol. 14, Issue 6. – P. 1137. – DOI: 10.3390/mi14061137
16. Application of microfluidics in chemical enhanced oil recovery: A review / M. Fani, P. Pourafshary, P. Mostaghimi, N. Mosavat // Fuel. – 2022. – Vol. 315. – P. 123225. – DOI: 10.1016/j.fuel.2022.123225
17. A microfluidic study of oil displacement in porous media at elevated temperature and pressure / M. Saadat, N.B. Vikse, G. Øye, M. Dudek // Scientific Reports. – 2021. – Vol. 11, Issue 1. – P. 20349. – DOI: 10.1038/s41598-021-99796-7
18. Филимонов С.А., Пряжников М.И., Пряжников А.И. Развитие методов сетевой гидродинамики применительно к двухфазным течениям несмешивающихся жидкостей // Автоматизация и информатизация ТЭК. – 2023. – № 10(603). – С. 70–74. – DOI: 10.33285/2782-604X-2023-10(603)-70-74