Experimental and numerical investigation of two-phase flow dynamics in porous media

A better understanding and characterization of multiphase flow in porous media with both experimental and modeling approach is the basis for modeling the reservoir and increase its recovery factor. The relative permeability curves are the key instrument for the model, design, production and optimization of the reservoir. This thesis aims to analyze and characterize the two-phase flow (oil-water) in the reservoir rock for the real measurement of relative permeability curves. Two approaches are performed in parallel: A type of experiments carried out in the laboratory of Petroleum Engineering and another type of modeling following the approach used in most oil companies for simulating the microscale. The activity is based on a experimental methodology with the use of indirect ionizing radiation (X-rays) during the flooding in the core sample. Doping one of the two phases with Potassium Bromide is possible to characterize the average ratio between the phases present in the sample due to the different coefficient of absorption of the radiation of the two fluids. In addition to validate the methodology and results prompted a study with different viscosity oils in order to assess the impact on the oil that may be present in the well prior to production and the amount of oil recoverable after a conventional flooding with water. The porous medium chosen is a Berea Sandstone-low permeability to represent a standard situations in conventional fields. The modeling activity is based on a Pore Network Model approach, where the porous medium is molded from a high resolution image made by Micro-CT and from which is extracted an equivalent network with geometries more simple for the numerical solution of fluid dynamics equations. A calibration phase of the model is necessary to optimize the representation of real porous medium. The experimental results are validated through the known experimental dataset of Oak and the behavior of the relative permeability curves as a function of the viscosity of the oil is also validated by recent articles in the literature. The modeling part is validated through experiments carried out. The results are in agreement with expectations.

Una maggiore conoscenza e caratterizzazione del flusso multifase in mezzo poroso sia con approccio sperimentale che modellistico è la base per la modellizzazione e l’incremento del fattore di recupero di un giacimento di idrocarburi. Le curve di permeabilità relativa sono lo strumento chiave per la fase di progettazione, produzione ed ottimizzazione fluidodinamica del giacimento. Questa tesi si prefigge lo scopo di analizzare e caratterizzare il flusso bifase (acqua-olio) in roccia serbatoio reale per la misura delle curve di permeabilità relativa. Vengono sviluppati parallelamente due metodologie: Una di tipo sperimentale svolta nei laboratori di Ingegneria Petrolifera e un’altra di tipo modellistico seguendo l’approccio più utilizzato nelle compagnie petrolifere per la simulazione alla microscala. L’attività sperimentala si basa su una metodologia con l’uso di radiazioni ionizzanti (raggi X) durante il flussaggio nella carota campione. Dopando una delle 2 fasi con Bromuro di Potassio è possibile caratterizzare mediamente il rapporto tra le fasi presenti nel campione grazie al diverso coefficiente di assorbimento della radiazione dei 2 fluidi. Oltre a validare la metodologia e i risultati viene richiesto uno studio con olii a differente viscosità per valutarne l’influenza sull’olio presente in pozzo prima della produzione e la quantità di olio recuperabile dopo un flussaggio convenzionale. Il mezzo poroso scelto è un Berea sandstone a bassa permeabilità per rappresentare una situazione modello in campi convenzionali. L’attività modellistica si basa su un’approccio di tipo Pore Network Model, dove il mezzo poroso viene modellato partendo da un immagine ad alta risoluzione fatta al MicroCT e da cui viene estratta una ”rete” equivalente con geometrie piu semplici per la risoluzione numerica delle equazioni fluidodinamiche. Una fase di calibrazione del modello è necessaria per ottimizzare la rappresentazione del mezzo poroso reale. I risultati sperimentali vengono validati tramite la nota libreria sperimentale di Oak e il comportamento delle curve di permeabilità relative in funzione della viscosità dell’olio viene validato anche da articoli di recente fattura. La parte di modellazione è validata attraverso l’attività sperimentale svolta. I risultati sono in accordo alle aspettative.