Comportement de phase de simple et multi

Dec 05, 2023

Rapports scientifiques volume 13, Numéro d'article : 4507 (2023) Citer cet article

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Le phénomène d'altération de phase a une influence considérable sur la dynamique et la distribution des fluides dans les milieux poreux. L'un des principaux facteurs affectant le comportement de phase des fluides dans les réservoirs est l'effet de capillarité, qui devient inévitablement important à mesure que le milieu se resserre (effet de confinement) et contient plus de pores à des tailles nanométriques. Comprendre la nature de la vaporisation et de la condensation des hydrocarbures dans de tels milieux confinés est important pour une modélisation précise des enveloppes biphasiques et donc des performances de production d'énergie à partir des réservoirs d'hydrocarbures. Cet article étudie la vaporisation des hydrocarbures à un ou plusieurs composants dans différents types de roches (à savoir les grès, les calcaires, les grès serrés et les schistes). Les températures de vaporisation ont été mesurées expérimentalement dans chaque type de roche et comparées aux points d'ébullition mesurés dans des conditions globales pour étudier l'écart entre les températures de changement de phase dans les milieux capillaires et les valeurs globales. L'écart entre les températures de vaporisation mesurées et les mesures brutes variait de 4,4 % (1,6 % en unité Kelvin) à 19,7 % (5,2 % en unité Kelvin) avec des solvants monocomposants et de 1,4 % (0,4 % en unité Kelvin) à 27,6 % (5,3% en unité Kelvin) avec les mélanges d'hydrocarbures. Les températures de vaporisation, obtenues à partir des expériences, ont également été comparées aux enveloppes à deux phases calculées, calculées par l'équation d'état de Peng-Robinson classique. Les pourcentages d'écart des températures de vaporisation mesurées par rapport aux valeurs calculées étaient d'au moins 4,4 % (1,6 % en unité Kelvin) avec les solvants monocomposants et de 2,1 % (0,7 % en unité Kelvin) avec les mélanges d'hydrocarbures.

L'un des phénomènes physiques les plus courants dans les réservoirs d'hydrocarbures, lors des étapes de production ou d'injection, est l'altération de la phase fluide due au changement de pression ou de température régionale. Tout au long des périodes de production, la pression diminue progressivement dans les zones proches du puits de forage, ce qui entraîne une vaporisation des composants plus légers au fil du temps. L'injection de gaz étrangers dans les applications de récupération assistée du pétrole (EOR), par exemple, conduit à une altération considérable de la phase des gaz introduits dans le réservoir, en raison des conditions non isobares dans les milieux poreux. Un tel phénomène peut se produire fréquemment dans les réservoirs à haute pression.

Une pratique courante dans les applications d'huile lourde consiste à injecter de la vapeur dans la matrice pour réduire thermiquement la viscosité de l'huile et, par conséquent, améliorer sa mobilité dans le système capillaire. En raison de la perte de chaleur massive, la vapeur a tendance à perdre son énergie thermique et à se condenser après l'injection, ce qui augmente sa densité. Généralement, l'apparition de vaporisation et de condensation dans les réservoirs est primordiale car elle impacte le comportement dynamique des fluides, c'est-à-dire la distribution et la vitesse de propagation des fluides. Une autre pratique courante dans les réservoirs pétroliers consiste à utiliser des solvants liquides ou gazeux avec ou sans assistance thermique. Le changement de température et de pression au cours de ce type d'application affecte de manière critique la récupération des hydrocarbures et la récupération du solvant coûteux.

Dans de telles circonstances, il est extrêmement critique de prédire avec précision le changement de phase dans les matrices poreuses car le fait d'avoir une phase souhaitée peut avoir une amélioration significative à la fois sur la récupération du pétrole et sur le coût. Un projet d'injection de propane dans des réservoirs étanches de Bakken est un exemple approprié pour les cas où la phase de fluide injecté joue un rôle majeur dans la réalisation d'une récupération ultime du pétrole. L'un des principaux objectifs de l'injection de solvants hydrocarbonés est de réduire la viscosité de l'huile lourde dès que les solvants entrent en contact avec l'huile. L'injection des solvants sous leurs formes gazeuses est contrainte par la forte résistance capillaire au sein des pores qui limite la propagation des gaz et le contact avec l'huile. Dans les réservoirs de Bakken, le propane a été sélectionné en raison de sa pression de changement de phase appropriée qui lui permettait d'être en phase liquide à l'état du réservoir ainsi que de son contact efficace avec l'huile1.

Dans les études de simulation desdites applications, la saisie précise des données sur le comportement de phase des hydrocarbures est essentielle car elle a un impact considérable sur la dynamique des processus et, par conséquent, sur la prédiction de la récupération du pétrole. Peng et Robinson2 ont développé un modèle d'équation d'état (EoS) pour prédire le comportement de phase des fluides à composants purs et à composants multiples, y compris d'autres propriétés physiques, telles que les densités et les comportements volumétriques :

où \(R\) est la constante universelle des gaz (8,31 J/mol.K), \(T\) est la température du fluide (une plage comprise entre 293,15 et 473,15 K), \({V}_{m}\) est molaire volume de fluide, en fonction de la pression et de la température du système. Le tableau 1 montre les volumes molaires des composants purs utilisés à 293,15 K (20 ° C). \(a (T)\) et \(b\) sont le paramètre d'attraction et le co-volume de van der Waals dont les quantités sont soumises à la pression et à la température.

Plus tôt, Redlich et Kwong3 ont proposé une équation qui reliait la variation de pression avec le volume et la température. L'équation a ensuite été modifiée par Soave4 pour améliorer la précision du modèle EOS précédent3. Les formes originales de l'EoS cubique Peng Robinson (PR) et Redlich Kwong (RK) ne tiennent pas compte de la pression capillaire et de l'effet d'adsorption. Cependant, il a été récemment montré que la négligence de ces facteurs peut amener le PR-EoS et le RK-EoS à donner une estimation inexacte du comportement de phase dans les milieux poreux confinés, en particulier lorsqu'ils sont constitués d'un pourcentage plus élevé de nanopores5,6,7.

Plusieurs études8,9,10,11,12 ont été menées pour appliquer la notion d'effet capillaire (ou de confinement) dans l'EoS cubique d'origine. Travalloni et al.13 ont développé une version étendue de PR-EoS qui a pris en compte les effets de capillarité et de pore-molécule sur le comportement de phase des fluides confinés. Nojabaei et al.14 ont inclus la pression capillaire dans les calculs d'équilibre vapeur-liquide (VLE), puis ont adopté PR-EoS pour calculer les enveloppes de phase pression-température pour un certain nombre de mélanges binaires. La prise en compte de l'effet de capillarité dans les équations VLE a conduit à une réduction de la pression au point de bulle et à une augmentation/diminution de la pression au point de rosée. Au fur et à mesure que le milieu se resserre, les fluides contraints commencent à être fortement affectés par la paroi des pores (interaction molécule-pore), en raison du nombre limité de molécules15 qui entraîne une distribution hétérogène des fluides16. Cui et al.15 ont introduit une version modifiée de PR-EoS en ajustant le terme de volume molaire en fonction du nombre de moles réduites du fluide, dont résulte le phénomène d'adsorption.

Comprendre le comportement de changement de phase des fluides dans les milieux poreux est un aspect important pour prédire avec précision la dynamique des fluides, la distribution des phases et les récupérations de pétrole/gaz. La question devient plus critique dans les réservoirs étanches (schistes, grès étanches, etc.) car ces roches sont principalement régies par des nanopores17,18. Les températures et les pressions d'altération de phase décalées des fluides deviennent observables une fois que les tailles moyennes descendent en dessous de 1000 nm (nm) comme indiqué par l'équation classique de Kelvin19 ou 100 nm comme indiqué par Cui et al.15.

Dans une étude précédente18, une analyse de la distribution de la taille des pores a été effectuée pour identifier l'écart de taille des pores dans le schiste, le grès serré, le calcaire de l'Indiana et le grès de Berea. L'analyse a montré qu'environ 4% des canaux dans les roches perméables (grès et calcaire) étaient inférieurs à 100 nm. En conséquence, des pressions de vaporisation décalées du propane, de l'heptane et de l'octane ont été observées dans les roches perméables, y compris les roches compactes (schiste et grès compact) pour lesquelles un pourcentage élevé de leurs diamètres de pores sont à l'échelle nanométrique (< 100 nm). Cet article est une continuation de nos travaux précédents5, 6, 7, 18, 20, et il étudie la température de vaporisation des solvants hydrocarbonés à composants purs, des mélanges binaires et des mélanges ternaires dans différentes roches réservoirs et sous diverses pressions. Des données expérimentales et des preuves sont fournies quant à l'effet de l'environnement confiné (nano-pores et hautes pressions capillaires) sur le comportement de phase (vaporisation) des solvants. Les résultats expérimentaux sont ensuite comparés aux températures de vaporisation calculées obtenues par le PR-EoS classique.

Les fluides confinés héritent de propriétés physiques distinctes différentes de celles existant dans des conditions de vrac21 ; par conséquent, les effets de confinement tendent à modifier le comportement de changement de phase des fluides contraints22,23,24. Dans des conditions massives, le comportement de la transition de phase est principalement régi par les interactions molécule-molécule (liaisons intermoléculaires), et la majorité des molécules de fluide ne sont pas impactées par les forces d'adhésion, en raison de l'interaction solide-molécule. Le nombre de molécules dans le volume spatial diminue à mesure que la taille moyenne diminue. En conséquence, l'influence des forces d'adhésion (interaction pore-molécule) sur une grande partie des molécules commence à se produire et introduit l'adsorption des molécules sur la paroi des pores. Ce phénomène contribue à modifier le changement de phase température/pression des fluides contraints13. De plus, l'adsorption des molécules dans les nanopores entraîne une hétérogénéité de la distribution de la densité des fluides qui pourrait être à l'origine de comportements de déphasage25. La figure 1 illustre une représentation schématique des interactions des molécules avec la paroi des pores dans les conditions globales et capillaires.

(a) Distribution des molécules de fluide dans un pore serré. Du fait de l'effet de confinement, la plupart des molécules sont adsorbées par la surface interne des pores ; (b) distribution de molécules fluides dans un milieu en vrac sans effet capillaire. La minorité des molécules est adsorbée par la surface solide puisque les forces de cohésion (forces intermoléculaires) sont dominantes.

D'autre part, le changement de phase des fluides dans le réservoir a un contrôle significatif sur la dynamique des fluides dans les milieux poreux et, par conséquent, influence la distribution des phases dans le réservoir, la propagation des gaz du réservoir et des solvants injectés, et les récupérations globales d'hydrocarbures. L'injection de fluides à haute température (c.-à-d. vapeur, eau chaude), l'injection de solvants comme additif à la vapeur26,27, ou pendant l'épuisement de la pression du réservoir, la vaporisation ou la condensation du réservoir en contact et des fluides injectés se produit en continu tout au long des étapes de production ou d'injection. Les roches réservoirs étanches sont principalement caractérisées par une étanchéité prolongée, introduisant un effet capillaire important sur le comportement de la phase. Par conséquent, une compréhension approfondie de l'impact de la capillarité sur la nature du changement de phase est essentielle pour obtenir une modélisation précise des propriétés des fluides et effectuer des calculs VLE précis pour les fluides confinés dans des réservoirs étanches. Les EoS cubiques standard ne tiennent pas compte de l'effet du confinement sur le changement de phase, ce qui les conduit à ne pas être des candidats appropriés pour réaliser des calculs VLE précis pour les fluides confinés dans des milieux étanches.

Outre l'amélioration de la précision des prédictions dynamiques de phase, la modélisation précise du comportement de phase dans les roches réservoirs est essentielle dans les applications EOR à haute température (c'est-à-dire l'injection de vapeur) pour estimer les bonnes températures pour atteindre des récupérations optimales d'hydrocarbures. Par exemple, connaître la bonne température de la vapeur/eau chaude injectée dans l'injection de solvant sur vapeur dans un réservoir fracturé (SOS-FR) est important pour atteindre la récupération optimale des solvants injectés27. L'estimation correcte de la température est bénéfique pour réduire les coûts d'exploitation en éliminant le besoin d'énergie thermique excessive. L'analyse de la distribution de la taille des pores (PSDA) a été menée précédemment dans nos travaux antérieurs6,7,8,9,10,11,12,13,14,15,16,17,18 pour mesurer expérimentalement la distribution des tailles de pores dans plusieurs roches réservoirs . Ces études ont montré que près de 4,5 % du volume poreux des roches perméables (grès de Berea et calcaire de l'Indiana) sont de taille nanométrique, malgré leurs perméabilités relativement élevées. L'existence de nanopores pourrait entraîner un déplacement des pressions de vapeur ou des températures d'ébullition dans les roches perméables, bien que le pourcentage volumique de pores confinés (< 1000 nm) soit considérablement mineur.

Les solvants monocomposants testés (heptane et octane) représentaient les solvants hydrocarbonés injectés dans l'injection de solvant froid ou l'application EOR thermique dans laquelle les solvants sont utilisés comme additifs à la vapeur. Le mélange binaire (pentane-heptane) représentait une huile légère non complexe ; pendant ce temps, le mélange ternaire agissait comme une huile plus lourde avec une complexité légèrement supérieure en termes de composants, par rapport au mélange binaire. Les températures d'ébullition décalées ont été mesurées sous trois pressions principales : (a) la pression atmosphérique (1 atm, 14,7 psi) ; (b) 64,7 psi; (c) 114,7 psi. Une cellule fenêtrée spéciale haute pression-haute température (HPHT) a été utilisée pour effectuer l'analyse et conservée dans un four à température constante pour contrôler la température de la cellule fenêtrée et, plus précisément, les roches dans la cellule. Aux températures de vaporisation, les bulles de vapeur générées ont été détectées à l'aide d'une caméra vidéo, équipée d'un système de grossissement qui a fourni une visualisation claire des microbulles de vapeur sur l'échantillon de roche externe. Les températures d'ébullition décalées ont été comparées aux températures de vaporisation calculées par PR-EoS, et les pourcentages d'écart ont été calculés entre les valeurs mesurées à partir des expériences et les valeurs calculées à partir de l'EoS cubique.

La cellule HPHT représentée sur la figure 2 a été pressurisée à des pressions constantes par un gaz inerte. L'azote a été choisi comme gaz de pressurisation car il est chimiquement inactif avec les fluides à l'intérieur de la cellule dans les conditions de nos expériences, et c'est généralement l'un des principaux gaz préexistants dans les réservoirs de pétrole et de gaz. La plage de pression applicable était de 14,7 à 114,7 psi en fonction de la température de conception maximale de la cellule fenêtrée, qui était de 260 ° C (533,15 K). Aller au-delà de 114,7 psi nous obligerait à dépasser la température de conception maximale afin d'approcher les températures de changement de phase en vrac des solvants utilisés.

Un schéma du système expérimental utilisé pour la mesure de la température de vaporisation du solvant. L'échantillon de roche a été immergé dans du glycérol qui a agi comme un liquide chauffant. Le thermocouple a également été plongé dans du glycérol pour mesurer sa température en continu.

La pression du système était contrôlée par une pompe à seringue, caractérisée par une précision de pression standard de 99,5 %. La température globale de la cellule a été augmentée progressivement de la température ambiante (21 ° C) à la température d'ébullition globale du solvant testé, soit un liquide à composant pur, soit un mélange, en utilisant le four à température constante. Dans toutes les expériences, les températures ont été augmentées avec une vitesse de chauffage de 0,05 °C/sec. Avant de commencer les essais, des roches sélectionnées ont été aspirées à 12 psi (sous la pression atmosphérique) pour éliminer complètement l'air emprisonné. Ensuite, ils ont été saturés avec les solvants hydrocarbonés pendant au moins 24 h pour assurer une saturation complète dans chaque échantillon de roche. L'un des points critiques de l'investigation est de garantir une répartition uniforme de la chaleur autour de la roche. Pour ce faire, les échantillons de roche ont été immergés dans un bain de glycérol qui agissait comme un liquide chauffant. Le glycérol, en tant que liquide soluble dans l'eau, n'est pas soluble dans les solvants hydrocarbonés non polaires ; par conséquent, une telle propriété chimique empêcherait les solvants testés de se mélanger au glycérol, formant une solution. D'autres raisons pour lesquelles le glycérol a été choisi comme moyen de chauffage approprié (uniforme) de la roche sont qu'il était très difficile pour le glycérol de s'imbiber dans les pores de la roche en raison de sa viscosité élevée et du fait que les échantillons de roche ont été soigneusement aspirés pour éliminer complètement l'air emprisonné et entièrement saturé d'hydrocarbures. D'autre part, même si le glycérol a accès aux pores de la roche, sa température d'ébullition (~ 290 °C) est supérieure à la température maximale conçue pour les expériences qui était de 180 °C. Par conséquent, le glycérol n'a pas rencontré d'altération de phase ou d'interaction avec la roche même dans les conditions de température maximales de nos expériences.

La figure 2 illustre schématiquement le montage expérimental utilisé pour étudier le comportement de phase des solvants hydrocarbonés dans les roches réservoirs. En utilisant un système d'acquisition de données, la pression et la température de la cellule HPHT, y compris les roches, ont été enregistrées toutes les secondes à l'aide d'un thermocouple à immersion et d'un transducteur de pression. La faible vitesse de chauffage (0,05 °C/sec) a été choisie pour éviter toute différence de température entre le liquide de chauffage (glycérol) et l'échantillon de roche pendant le processus de chauffage. Ainsi, la température du glycérol a été enregistrée en continu avec la pression. Aux étapes de vaporisation, la phase vapeur formée a été détectée par une caméra vidéo pour capturer la formation de bulles de gaz à la surface de la roche. L'étalonnage du système a été effectué pour minimiser toute erreur de mesure possible. La vaporisation dans des conditions globales a été utilisée comme référence pour calibrer la configuration et inspecter les inexactitudes potentielles qui pourraient être causées par les capteurs ou l'hétérogénéité de la chaleur dans le système. Les points d'ébullition normaux des liquides testés ont été mesurés à l'aide du système expérimental (Fig. 2) et comparés à des températures de changement de phase normalisées mesurées dans des conditions identiques en termes de volume et de pression.

Dans nos études précédentes6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, la PSDA a été réalisée pour mesurer la déviation de la taille des pores dans le grès de Berea, le calcaire de l'Indiana, le grès serré et le schiste. . L'étude a montré plusieurs paramètres mesurés dont le pourcentage d'occupation des pores plus serrés que 1000 nm dans chaque roche. L'analyse de la distribution de la taille des pores a été effectuée en quantifiant la désorption et l'adsorption d'azote à la surface de la roche. Le tableau 2 présente les pourcentages volumiques de nanopores (< 1000 nm), la perméabilité, la densité dans le grès, le calcaire, le grès serré et le schiste.

Les roches à haute perméabilité (grès et calcaire) sont principalement constituées de macropores et près de 95,5 % des pores sont supérieurs à 1000 nm, selon le PSDA. Sur la base de la littérature, le comportement de phase des fluides à l'intérieur de la majorité des pores dans les roches perméables pourrait éventuellement être prédit par le PR-EoS classique puisque l'effet capillaire ne serait pas suffisant pour provoquer une altération des températures d'ébullition. Néanmoins, les fluides dans les pores confinés, minoritaires dans le grès et le calcaire, se comporteraient différemment en termes d'altération de phase en raison des fortes pressions capillaires et des effets d'adsorption. De plus, les températures d'ébullition décalées ne seraient pas modélisées avec précision par l'EoS cubique conventionnel, tel que PR-EoS et RK-EoS. Dans les matrices serrées (schistes et grès serrés), la modélisation du comportement de changement de phase des hydrocarbures est extrêmement critique car les pores confinés (< 1000 nm) occupent les roches serrées à des pourcentages considérables.

L'investigation a été initiée par l'étude du comportement à la vaporisation de solvants monocomposants (heptane et octane). Ensuite, l'étude s'est concentrée sur des mélanges plus compliqués avec des composants hydrocarbonés binaires et ternaires. Le tableau 3 indique la fraction molaire et la pureté des alcanes utilisés.

Le PR-EoS a été utilisé pour modéliser les enveloppes biphasiques des solvants hydrocarbonés monocomposants et multicomposants. Les enveloppes à deux phases ont été générées à l'aide du logiciel Computer Modeling Group (CMG). Les plages de température et de pression sélectionnées pour les calculs d'enveloppe de phase étaient de 0 ° C (273,15 K) à 250 ° C (523,15 K) et de 0 psi (0 bar) à 200 psi (13,7 bar). Les températures moyennes de changement de phase dans les roches ont ensuite été comparées à celles calculées par l'EoS cubique. Pour les mélanges, les températures mesurées ont été comparées aux températures de point de bulle calculées par le PR-EoS. Pour chaque essai, le pourcentage d'écart \({(\Delta T}_{v}\%)\) entre les valeurs de température décalées et les valeurs calculées à partir du PR-EoS a été obtenu, et il a été exprimé comme suit :

dans laquelle \({T}_{v}\) est la température du point de bulle calculée par le PR-EoS à la pression donnée, et \({T}_{exp}\) est la température de vaporisation mesurée dans la roche. Le tableau 4 (voir la section Matériel supplémentaire) présente la température d'ébullition du solvant mesurée dans chaque roche, à différentes pressions environnantes, et le pourcentage d'écart (\(\Delta {T}_{v}\%\)) entre les températures obtenues à partir du expérimentales et celles modélisées par le PR-EoS.

En raison de la nature hétérogène des roches réservoirs, le mouvement de la phase vapeur à l'intérieur du milieu poreux rocheux changerait légèrement à chaque essai, ce qui signifie que la température à laquelle la bulle générée apparaîtrait à la surface de la roche pourrait varier légèrement. Par conséquent, les expériences ont été répétées plus d'une fois pour obtenir des valeurs représentatives en faisant la moyenne des températures d'ébullition mesurées. Les valeurs moyennes des températures de changement de phase à diverses pressions dans des conditions globales ont été prises en compte dans l'analyse, comme le montrent les Fig. 4, 5, 6 et 7. Les valeurs des conditions globales ont été obtenues à partir de la littérature ou d'autres sources (catalogues, etc.) et des valeurs hautement comparables ont été observées entre le PR-EoS et la mesure globale des températures de vaporisation comme on le voit dans ces parcelles. Les températures de changement de phase mesurées des solvants dans les roches du réservoir étaient différentes de la mesure en vrac et des valeurs calculées à partir de PR-EoS.

La figure 3 montre la génération de phase vapeur de solvants à composants purs et de mélanges d'hydrocarbures dans différents types de roches de réservoir et pressions. Le tableau 5 (voir la section Matériel supplémentaire) présente la température d'ébullition du solvant mesurée dans chaque roche, à chaque pression sélectionnée, et le pourcentage d'écart \((\Delta {T}_{B}\%\)) entre les températures moyennes obtenues à partir de les expériences et celles mesurées dans des conditions de vrac, données comme suit :

où \({T}_{B}\) est le point d'ébullition du solvant à l'état brut, et \({T}_{exp}\) est la température de vaporisation expérimentale dans la roche. Avec des solvants hydrocarbonés purs (heptane et octane), on a observé des pourcentages d'écart variant de 4,4 (1,6 % en unité Kelvin) à 19,7 % (5,2 % en unité Kelvin), en raison de l'existence de pores confinés dans les roches réservoirs. Pendant ce temps, avec des mélanges d'hydrocarbures, les pourcentages d'écart observés varient de 1,4 (0,4 % en unité Kelvin) à 27,6 % (5,3 % en unité Kelvin).

(a) Vaporisation d'heptane pur dans du grès à 137 °\(\mathrm{C}\) et 64,7 psi ; (b) vaporisation d'octane pur dans du calcaire à 163 °\(\mathrm{C}\) et 64,7 psi ; (c) vaporisation du mélange pentane-heptane dans du grès serré à 134 °\(\mathrm{C}\) et 114,7 psi ; (d) vaporisation du mélange pentane-heptane-octane dans le schiste à 127 °\(\mathrm{C}\) et 64,7 psi.

Les figures 4 et 5 montrent les températures de vaporisation mesurées de l'heptane et de l'octane, respectivement, en tant que solvants à composants purs dans le grès, le calcaire, le grès serré et le schiste. Les figures 6 et 7 montrent les températures de vaporisation mesurées du mélange pentane-heptane et du mélange pentane-heptane-octane dans le grès, le calcaire, le grès serré et le schiste, respectivement. En outre, ils présentent les enveloppes biphasiques calculées des solvants testés à l'aide du PR-EoS classique, y compris les températures d'ébullition en masse de chaque solvant qui ont été mesurées expérimentalement dans des conditions en masse sans effets capillaires. En raison de l'effet capillaire dans les roches, les pourcentages d'écart entre les températures de changement de phase mesurées et calculées allaient de 4,4 (1,6 % en unité Kelvin) à 19,3 % (5,1 % en unité Kelvin) avec des solvants purs (heptane et octane) . Alors qu'avec les solvants multicomposants, les pourcentages d'écart allaient de 2,1 (0,7 % en unité Kelvin) à 25,7 % (5 % en unité Kelvin).

Températures moyennes de vaporisation de l'heptane dans diverses roches et températures de changement de phase calculées obtenues à partir du PR-EoS à différentes pressions. Les données expérimentales ont été obtenues à partir de la mesure de changement de phase dans des conditions de masse.

Températures moyennes de vaporisation de l'octane dans diverses roches et températures de changement de phase calculées obtenues à partir du PR-EoS à différentes pressions. Les données expérimentales ont été obtenues à partir de la mesure de changement de phase dans des conditions de masse.

Températures moyennes de vaporisation du mélange pentane-heptane dans diverses roches et températures calculées du point de bulle/point de rosée obtenues à partir du PR-EoS à différentes pressions. Les données expérimentales ont été obtenues à partir de la mesure de changement de phase dans des conditions de masse.

Températures moyennes de vaporisation du mélange pentane-heptane-octane dans diverses roches et températures calculées du point de bulle/point de rosée obtenues à partir du PR-EoS à différentes pressions. Les données expérimentales ont été obtenues à partir de la mesure de changement de phase dans des conditions de masse.

Les figures 8a à d illustrent l'écart entre les températures de vaporisation mesurées expérimentalement dans les roches et les mesures globales d'heptane, d'octane, de mélange binaire (pentane-heptane) et de mélange ternaire (pentane-heptane-octane). Les lignes continues représentent un écart nul entre les valeurs brutes et les mesures de température dans les roches. Avec des solvants à composants purs (Fig. 8a, b), le décalage des températures de vaporisation mesurées par rapport aux mesures globales a été observé à toutes les pressions et tous les types de roches sélectionnés. Systématiquement, la température nécessaire pour qu'une pression donnée déclenche l'ébullition est inférieure à celle des conditions vrac sans exception. Pendant ce temps, avec des mélanges binaires et ternaires, des écarts relativement mineurs ont été détectés à la pression atmosphérique (Fig. 8c, d). Au fur et à mesure que la pression augmentait, la différence entre les valeurs mesurées et les valeurs brutes augmentait. Il a été observé que les températures requises pour l'ébullition étaient inférieures à la condition globale à des pressions plus élevées (Fig. 8c, d), comme dans les cas à un seul composant (Fig. 8a, b).

( a ) Écart des températures de vaporisation mesurées de l'heptane par rapport aux mesures en vrac. (b) Écart des températures de vaporisation mesurées de l'octane par rapport aux mesures en vrac. ( c ) Écart des températures de vaporisation mesurées du mélange pentane-heptane par rapport aux mesures en vrac. ( d ) Écart des températures de vaporisation mesurées du mélange pentane-heptane-octane par rapport aux mesures en vrac.

Les caractéristiques capillaires des roches telles que la perméabilité, la texture des pores, la mouillabilité et la teneur en argile peuvent également jouer un rôle dans le processus d'ébullition. Tous ces paramètres affectent la distribution de phase et le piégeage du gaz généré, ce qui aboutit finalement à un comportement de phase différent dans les systèmes multi-composants. Dans les situations où un solvant monocomposant existe, à l'étape de changement de phase, un grand pourcentage de la phase vapeur n'est pas interrompu ou piégé par la phase liquide du même fluide20. Ce phénomène explique la cause des écarts de température notables des solvants purs par rapport à leurs points d'ébullition normaux (Fig. 8a,b). D'autre part, avec les solvants multicomposants, la phase liquide des composants plus lourds avec des températures d'ébullition plus élevées limite le mouvement de la phase vapeur des composants plus légers, comme observé dans notre étude précédente20 dans les puces microfluidiques en verre de silicate. Le délai d'apparition des bulles de vapeur à la surface de la roche entraîne une réduction des écarts de température spécifiquement à la pression atmosphérique. Par conséquent, l'impact des propriétés d'interface de la roche est plus prononcé dans le cas de systèmes multi-composants, ce qui nécessite des recherches supplémentaires.

La plupart des études antérieures sur l'effet capillaire sur le comportement de la phase ont été réalisées pour des conditions isothermes et des changements de pression. Ces études se limitent à des développements théoriques et informatiques avec des vérifications expérimentales limitées. Ils ont conclu que des pressions plus basses sont nécessaires par rapport aux conditions globales pour la vaporisation, ce qui est conforme à l'équation de Kelvin6,7. Dans ces études, des gaz d'hydrocarbures (généralement du propane) ont été utilisés. Dans la présente étude, cependant, nous avons testé des hydrocarbures liquides et des conditions non isothermes. Il s'agit d'un cas courant dans les réservoirs de pétrole dans lesquels des solvants ont été utilisés avec de la vapeur pour améliorer la récupération du pétrole. L'exigence de température minimale pour ce type d'applications est un problème critique27 mais les modèles théoriques et, plus critique encore, les données expérimentales sont rares pour ce type d'applications. La tendance était d'utiliser des hydrocarbures liquides (gamme pentane-décane) plutôt que gazeux (propane-butane) pour un mélange plus efficace et moins de précipitation d'asphaltènes.

Les preuves expérimentales de ce type d'hydrocarbures sont rares. Alfi et al.28 ont testé l'hexane, l'heptane et l'octane sur des puces nanofluidiques à des températures variables. Cho et al.29 ont utilisé des matériaux de silice mésoporeux pour un mélange décane-méthane. Les deux études ont rapporté une très légère augmentation des températures du point de bulle, ce qui est conforme à l'équation de Kelvin. Le manque de données expérimentales est un problème critique sur ce phénomène complexe, comme l'ont conclu Barsotti et al.22 après leur examen approfondi de l'effet capillaire sur le comportement de phase. Ils ont indiqué qu'il existe encore de nombreuses inconnues sur la condensation/vaporisation capillaire et la transition de phase induite par le confinement. Cela nécessite plus de preuves expérimentales.

Avec les efforts sur les expériences de roche, nous avons fourni des preuves expérimentales substantielles. Les données sont en contradiction avec les théories (équation de Kelvin) dans certaines conditions, en particulier à des températures et des pressions plus élevées (Figs. 4, 5, 6 et 7). Cela pourrait être attribué aux caractéristiques moyennes. Les roches sont plus complexes que les micro/nano puces car elles représentent une large gamme de tailles de capillaires avec des caractéristiques de réseau complexes, des caractéristiques de mouillabilité et des facteurs minéralogiques (teneur en argile, etc.). Cela nécessite des clarifications supplémentaires et nous espérons que les données expérimentales fournies dans ce travail seront utiles pour mener à d'autres études expérimentales et informatiques.

Comprendre le comportement des phases dans les roches réservoirs est essentiel pour réaliser des prédictions précises de la dynamique et des distributions des fluides dans les milieux poreux. L'impact de l'effet de confinement sur les comportements de vaporisation et de condensation devient plus prononcé dans les réservoirs étanches, tels que les matrices de schiste et de grès étanches. L'existence de nanopores dans les roches perméables (grès de Berea et calcaire de l'Indiana) pourrait également entraîner des températures de changement de phase décalées, comme observé dans le tableau 4 et les figures. 4, 5, 6 et 7. Les pourcentages d'écart des températures de vaporisation mesurées dans tous les échantillons de roche par rapport aux mesures en vrac variaient de 4,4 % (1,6 % en unité Kelvin) à 19,7 % (5,2 % en unité Kelvin) avec un composant unique. solvants et 1,4 % (0,4 % en unité Kelvin) à 27,6 % (5,3 % en unité Kelvin) avec les mélanges d'hydrocarbures. Les températures de changement de phase décalées ont également été comparées aux enveloppes à deux phases modélisées par la version originale de PR-EoS, comme observé dans le tableau 5 et les figures. 4, 5, 6 et 7. Les pourcentages d'écart des températures de vaporisation mesurées par rapport aux valeurs calculées étaient d'au moins 4,4 % (1,6 % en unité Kelvin) avec les solvants monocomposants et de 2,1 % (0,7 % en unité Kelvin) avec les mélanges d'hydrocarbures .

L'objectif de cet article était de montrer comment le comportement de phase des mélanges d'hydrocarbures dans les roches réservoirs réelles (capillaire - milieu confiné) s'écarte des conditions globales. Ceci a été réalisé grâce à une étude expérimentale. Notre future étude portera sur la modification de la version originale PR-EoS pour la rendre plus applicable dans la modélisation du comportement de changement de phase dans les milieux poreux confinés. Les données expérimentales fournies dans ce travail seraient utiles dans la validation de tels modèles analytiques/informatiques.

Les ensembles de données utilisés et/ou analysés au cours de l'étude en cours sont disponibles auprès de l'auteur correspondant sur demande raisonnable.

Équation d'état de Peng Robinson

Récupération améliorée du pétrole

Peng Robinson

Kwong honnête

Équilibre vapeur-liquide

Constante du gaz universel

Température

Paramètre d'attraction

Volume molaire

Co-volume Van der Waals

Facteur de compressibilité

Constantes

Pression

Analyse de la distribution de la taille des pores

Haute pression-haute température

Kelvin

Degré Celsius

Deuxième

Livre par pouce carré

Pourcentages d'écart

Point d'ébullition du solvant à l'état brut

Température de vaporisation expérimentale dans la roche

Température du point de bulle calculée par le PR-EoS

Pourcentage

Atome de carbone

Atome d'hydrogène

Heptane

Octane

Injection de solvant sur vapeur dans des réservoirs fracturés

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Cette recherche a été menée dans le cadre de la chaire de recherche industrielle du CRSNG sur la récupération du pétrole non conventionnel du deuxième auteur (les partenaires industriels sont Petroleum Development Oman, Husky Energy, Saudi Aramco, Suncor, CNRL et BASF) et d'une subvention à la découverte du CRSNG (No : RES0011227) . Nous reconnaissons avec gratitude ces soutiens. Le premier auteur (IK) remercie Petroleum Development Oman Co. (PDO) d'avoir fourni le soutien financier pour ses études supérieures à l'Université de l'Alberta. Nous tenons également à remercier Computer Modeling Group Ltd. (CMG) pour avoir fourni à l'Université de l'Alberta l'accès à son logiciel de simulation qui nous a offert l'aide nécessaire pour effectuer les calculs VLE.

Department of Civil and Environmental Eng., School of Mining and Petroleum Engineering, 7-277 Donadeo Innovation Centre for Engineering, University of Alberta, 9211 - 116th Street, Edmonton, AB, T6G 1H9, Canada

Ilyas Al-Kindi & Tayfun Babadagli

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IA-K. : curation des données, rédaction - préparation du projet original, enquête, visualisation. TB : Conceptualisation, Méthodologie, Supervision, Rédaction-Revue et Édition.

Correspondance à Tayfun Babadagli.

Les auteurs ne déclarent aucun intérêt concurrent.

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Réimpressions et autorisations

Al-Kindi, I., Babadagli, T. Comportement de phase des hydrocarbures liquides à un ou plusieurs composants dans des roches réservoirs réelles. Sci Rep 13, 4507 (2023). https://doi.org/10.1038/s41598-023-31651-3

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Reçu : 11 décembre 2022

Accepté : 15 mars 2023

Publié: 18 mars 2023

DOI : https://doi.org/10.1038/s41598-023-31651-3

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