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Avinoam Rabinovich - One of the best experts on this subject based on the ideXlab platform.
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optimization based upscaling for Gravity Segregation with 3d capillary heterogeneity effects
Journal of Hydrology, 2021Co-Authors: Kan Bun Cheng, Avinoam RabinovichAbstract:Abstract Multiphase flow driven by Gravity and capillary forces occurs in various applications pertaining to aquifers, the vadoze zone and hydrocarbon reservoirs. In particular, these processes have been under investigation for modeling CO2 migration in geosequestration applications. Solving such multiscale problems can be extremely computationally demanding and therefore upscaling is often employed. However, a recent study by Rabinovich and Cheng, 2020 showed that implementation of conventional upscaling methods fails to reproduce fine-grid simulations of Gravity-capilary driven flow. This work presents a new upscaling method based on an effective property formula for permeability (k), power law averaging in the capillary limit for relative permeability, and an optimization approach for capillary pressure ( P c ). The new method is tested on various example cases and coarse-grid simulations are shown to match fine-grid ones with sufficient accuracy. The challenge of upscaling the flows is found to be related to entry pressure trapping and the optimization upscaled P c is shown to have a unique structure allowing to model the trapping. The method is global, requiring a fine-grid simulation for calibration of the optimized parameters. However, we show that the method reduces computational time dramatically if calibrated parameters are used in cases in which the fine-grid solution is unknown, such as for varying k realizations.
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analytical model for Gravity Segregation of horizontal multiphase flow in porous media
Physics of Fluids, 2020Co-Authors: Avinoam Rabinovich, Pavel Bedrikovetsky, Daniel M TartakovskyAbstract:Simultaneous horizontal injection of two immiscible fluids into a porous medium gives rise to three regions of constant saturation. Due to Gravity impact, the region with fluid saturation reflectin...
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analytical model for Gravity Segregation of horizontal multiphase flow in porous media
Physics of Fluids, 2020Co-Authors: Avinoam Rabinovich, Pavel Bedrikovetsky, Daniel M TartakovskyAbstract:Simultaneous horizontal injection of two immiscible fluids into a porous medium gives rise to three regions of constant saturation. Due to Gravity impact, the region with fluid saturation reflecting the volume fraction and viscosity ratio of the injected fluids morphs into two horizontal layers fully saturated with one fluid or the other. The location of the discontinuity separating constant saturation regions is often estimated with the Stone–Jenkins (SJ) formula. Our numerical simulations of multiphase flow in porous media demonstrate that, for a wide range of hydraulic parameters of practical significance, the SJ formula has substantial error. We derive an approximate analytical solution, which neglects the vertical component of flow velocity and introduces a correction factor to enforce mass conservation. Comparison with numerical simulations reveals that our solution is accurate in the parameter regimes for which the SJ formula is not and vice versa. The two solutions are complementary, covering the entire range of physically realizable parameters.
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equilibrium Gravity Segregation in porous media with capillary heterogeneity
Journal of Fluid Mechanics, 2020Co-Authors: Avinoam Rabinovich, Kan Bun ChengAbstract:We study the equilibrium of two phases following Gravity Segregation under the influence of capillary heterogeneity. Such processes are important in a number of porous media applications, e.g. determining reservoir composition, secondary migration, Gravity drainage enhanced oil recovery and CO are present. Using numerical simulation, we extend the solution to include estimations of entry pressure trapping for a range of parameters and show its applicability. The comparison of analytical and numerical results helps illustrate and draw insight on the trapping mechanism.
Arlindo Da Costa E Silva - One of the best experts on this subject based on the ideXlab platform.
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Analise de reprodutibilidade de digitações viscosas em meios porosos naturais consolidados
2017Co-Authors: Arlindo Da Costa E SilvaAbstract:Resumo: Objetivou-se, através da técnica de tomografia computadorizada de Raios-X, visualizar o desenvolvimento de digitações viscosas durante o deslocamento de uma fase óleo por uma fase aquosa em um meio poroso homogêneo, natural e consolidado (arenito Vosges ). Foram escolhidos parâmetros de velocidade de injeção e razão de mobilidade de modo a propiciar o surgimento de digitações viscosas durante o escoamento bifásico. Com a utilização de um sofisticado sistema computacional (Khoros) para o tratamento das imagens gráficas, foi possível a determinação dos perfis de porosidade e de saturação de fluidos ao longo das amostras de rocha. A análise das imagens das secções transversais mostrou que, em condições de estabilidade hidrodinâmica, o deslocamento se desenvolve de acordo com o modelo pistonado sofrendo, apenas, efeitos gravitacionais bastante suavizados. Em contra-partida, em condições hidrodinamicamente instáveis, o fluido injetado se desloca através de regiões bem definidas do meio poroso indicando a existência de canais com pequeno gradiente positivo de permeabilidade. Observou-se, neste caso, efeitos de segregação gravitacional ainda mais marcantes. A análise dos perfis de saturação mostrou que, sob condições de saturação de água inata constante, as curvas de saturação da fase aquosa contra a variável de similaridade (XoITD) são semelhantes. Mantidos os mesmos parâmetros de injeção, observou-se que, as curvas de permeabilidade relativa ao óleo se sobrepõem. O mesmo acontececom as curvas de permeabilidade relativa à agua. Ficou evidente que tais curvas de permeabilidade relativa são bastante sensíveis à velocidade de injeção da fase de maior mobilidade. As curvas de permeabilidade relativa à água sugerem a existência de dois regimes de escoamento no interior do meio poroso e que, a mudança de um regime para o outro acontece em valores muito próximos de saturação da fase aquosa na rochaAbstract: The purpose of this work is to apply computerized X-Ray tomography techniques to visualize the development of viscous fingering during the displacement of an oil phase through an homogeneous, natural and consolidated porous media. Viscous fingering during two-phase flow is obtained by appropriate selection of both injection rate and mobility ratio. The porosity and saturation profiles have been computed by means of image analysis through the use of a graphical interpretation software. The image analysis of the cross sections shows that, under conditions of hidrodynamic stability, the displacement of water by oil occurs as predicted by the piston-like model, with small gravitational effects. On the other hand, when the oil phase is displaced by a water phase under unstable hidrodynamic conditions, the injected water flows through well defined regions of the porous medium. Gravity Segregation is also observed in this case. Provided the injection parameters and the connate water saturation are kept constant, the water saturation profiles as a function of self-similar variable (xo / to) merge into a single curve. For the same injection conditions, it was observed that curves of oil permeability versus water saturation overlap themselves. Such overlapping also happens with the water relative permeability versus water saturation curves. It was evident that the oil relative permeabilities are strongly influenced by the injection rate of a higher mobility fluid. The shape of the water relative permeability curves indicates the existence of two different displacement mechanisms taking place along the core. Moreover, the water fractionary flow curve is characteristic of unstabledisplacemen
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Analise de reprodutibilidade de digitações viscosas em meios porosos naturais consolidados
Universidade Estadual de Campinas. Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências, 1995Co-Authors: Arlindo Da Costa E SilvaAbstract:Objetivou-se, através da técnica de tomografia computadorizada de Raios-X, visualizar o desenvolvimento de digitações viscosas durante o deslocamento de uma fase óleo por uma fase aquosa em um meio poroso homogêneo, natural e consolidado (arenito Vosges ). Foram escolhidos parâmetros de velocidade de injeção e razão de mobilidade de modo a propiciar o surgimento de digitações viscosas durante o escoamento bifásico. Com a utilização de um sofisticado sistema computacional (Khoros) para o tratamento das imagens gráficas, foi possível a determinação dos perfis de porosidade e de saturação de fluidos ao longo das amostras de rocha. A análise das imagens das secções transversais mostrou que, em condições de estabilidade hidrodinâmica, o deslocamento se desenvolve de acordo com o modelo pistonado sofrendo, apenas, efeitos gravitacionais bastante suavizados. Em contra-partida, em condições hidrodinamicamente instáveis, o fluido injetado se desloca através de regiões bem definidas do meio poroso indicando a existência de canais com pequeno gradiente positivo de permeabilidade. Observou-se, neste caso, efeitos de segregação gravitacional ainda mais marcantes. A análise dos perfis de saturação mostrou que, sob condições de saturação de água inata constante, as curvas de saturação da fase aquosa contra a variável de similaridade (XoITD) são semelhantes. Mantidos os mesmos parâmetros de injeção, observou-se que, as curvas de permeabilidade relativa ao óleo se sobrepõem. O mesmo acontece com as curvas de permeabilidade relativa à agua. Ficou evidente que tais curvas de permeabilidade relativa são bastante sensíveis à velocidade de injeção da fase de maior mobilidade. As curvas de permeabilidade relativa à água sugerem a existência de dois regimes de escoamento no interior do meio poroso e que, a mudança de um regime para o outro acontece em valores muito próximos de saturação da fase aquosa na rochaThe purpose of this work is to apply computerized X-Ray tomography techniques to visualize the development of viscous fingering during the displacement of an oil phase through an homogeneous, natural and consolidated porous media. Viscous fingering during two-phase flow is obtained by appropriate selection of both injection rate and mobility ratio. The porosity and saturation profiles have been computed by means of image analysis through the use of a graphical interpretation software. The image analysis of the cross sections shows that, under conditions of hidrodynamic stability, the displacement of water by oil occurs as predicted by the piston-like model, with small gravitational effects. On the other hand, when the oil phase is displaced by a water phase under unstable hidrodynamic conditions, the injected water flows through well defined regions of the porous medium. Gravity Segregation is also observed in this case. Provided the injection parameters and the connate water saturation are kept constant, the water saturation profiles as a function of self-similar variable (xo / to) merge into a single curve. For the same injection conditions, it was observed that curves of oil permeability versus water saturation overlap themselves. Such overlapping also happens with the water relative permeability versus water saturation curves. It was evident that the oil relative permeabilities are strongly influenced by the injection rate of a higher mobility fluid. The shape of the water relative permeability curves indicates the existence of two different displacement mechanisms taking place along the core. Moreover, the water fractionary flow curve is characteristic of unstable displacemen
Daniel M Tartakovsky - One of the best experts on this subject based on the ideXlab platform.
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analytical model for Gravity Segregation of horizontal multiphase flow in porous media
Physics of Fluids, 2020Co-Authors: Avinoam Rabinovich, Pavel Bedrikovetsky, Daniel M TartakovskyAbstract:Simultaneous horizontal injection of two immiscible fluids into a porous medium gives rise to three regions of constant saturation. Due to Gravity impact, the region with fluid saturation reflectin...
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analytical model for Gravity Segregation of horizontal multiphase flow in porous media
Physics of Fluids, 2020Co-Authors: Avinoam Rabinovich, Pavel Bedrikovetsky, Daniel M TartakovskyAbstract:Simultaneous horizontal injection of two immiscible fluids into a porous medium gives rise to three regions of constant saturation. Due to Gravity impact, the region with fluid saturation reflecting the volume fraction and viscosity ratio of the injected fluids morphs into two horizontal layers fully saturated with one fluid or the other. The location of the discontinuity separating constant saturation regions is often estimated with the Stone–Jenkins (SJ) formula. Our numerical simulations of multiphase flow in porous media demonstrate that, for a wide range of hydraulic parameters of practical significance, the SJ formula has substantial error. We derive an approximate analytical solution, which neglects the vertical component of flow velocity and introduces a correction factor to enforce mass conservation. Comparison with numerical simulations reveals that our solution is accurate in the parameter regimes for which the SJ formula is not and vice versa. The two solutions are complementary, covering the entire range of physically realizable parameters.
Marco Tulio De Carvalho Ferraz - One of the best experts on this subject based on the ideXlab platform.
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Analise do comportamento de reservatorios submetidos a segregação gravitacional usando pseudo-funções
2014Co-Authors: Marco Tulio De Carvalho FerrazAbstract:Resumo: O objetivo deste trabalho é a análise do comportamento de um reservatório de gás em solução, submetido ao mecanismo de segregação gravitacional, durante a fase de recuperação primária. O sistema físico contempla a análise bidimensional de um reservatório cilíndrico, com o poço no centro, produzindo da porção inferior do mesmo. Foi analisado o fluxo de óleo e gás na presença de água conata imóvel. Efeitos capilares são desprezados e efeitos gravitacionais são considerados. O fluido pode ser descrito pelo modelo Beta. Resultados são gerados por um simulador comercial totalmente impléito. Essencialmente, este estudo é uma analogia dos trabalhos de Serra, Chen e Poston e Lima, com maior enfoque nos aspectos de segregação gravitacional. Aspectos do comportamento de reservatórios submetidos à segregação gravitacional, são mostrados, com análise acerca de alguns parâmetros que a controlam. Dentro de algumas limitações, o uso de pseudo-funções nas equações de fluxo multifásico, leva a formas lineares, análogas à solução do líquido de baixa compressibilidade e propriedades constantes. Fazendo uso destas definições e hipóteses acopladas às curvas tipo de Fetkovich, comparações são feitas quando da obtenção de parâmetros do reservatório, para as análises com e sem o uso das pseudo-funções. Os resultados obtidos mostram que o uso das pseudo-funções reduzem bastante as não linear idades presentes nas equações de fluxo multifásicoAbstract: The main purpose of this work is to study the behavior of a solution - gas reservoir under a gas-cap drive during natural depletion. The physical system consists of a two-dimensional cylindrical reservoir, with a well at the center, producing from its lower portion. We consider the flow of oi! and gas in the presence of gravitacional effects. Capillary effects are negleted. Thé fluid behavior can be described by the Black-Oil model (13 - model). Results are generated from a commercial multipurpose reservoir simulator. Essentially, this work is similar the ones developed by Serra, Chen and Poston and Lima, but with more emphasys to Gravity Segregation in two-dimensional flow. Aspects of the behavior of reservoirs under Gravity Segregation are shown, with some analysis of the parameters which control the mecanism.Under certain conditions the use of pseudo-functions in the multiphase flow equations, give linear aspects similar to the solution of low compressibility liquid. Using these approaches and definitions and the type curve of Fetkovich, comparisions are made to obtaining reservoirs parameters, with and without the use of pseudo- function
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Analise do comportamento de reservatorios submetidos a segregação gravitacional usando pseudo-funções
Universidade Estadual de Campinas. Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências, 1991Co-Authors: Marco Tulio De Carvalho FerrazAbstract:O objetivo deste trabalho é a análise do comportamento de um reservatório de gás em solução, submetido ao mecanismo de segregação gravitacional, durante a fase de recuperação primária. O sistema físico contempla a análise bidimensional de um reservatório cilíndrico, com o poço no centro, produzindo da porção inferior do mesmo. Foi analisado o fluxo de óleo e gás na presença de água conata imóvel. Efeitos capilares são desprezados e efeitos gravitacionais são considerados. O fluido pode ser descrito pelo modelo Beta. Resultados são gerados por um simulador comercial totalmente impléito. Essencialmente, este estudo é uma analogia dos trabalhos de Serra, Chen e Poston e Lima, com maior enfoque nos aspectos de segregação gravitacional. Aspectos do comportamento de reservatórios submetidos à segregação gravitacional, são mostrados, com análise acerca de alguns parâmetros que a controlam. Dentro de algumas limitações, o uso de pseudo-funções nas equações de fluxo multifásico, leva a formas lineares, análogas à solução do líquido de baixa compressibilidade e propriedades constantes. Fazendo uso destas definições e hipóteses acopladas às curvas tipo de Fetkovich, comparações são feitas quando da obtenção de parâmetros do reservatório, para as análises com e sem o uso das pseudo-funções. Os resultados obtidos mostram que o uso das pseudo-funções reduzem bastante as não linear idades presentes nas equações de fluxo multifásicoThe main purpose of this work is to study the behavior of a solution - gas reservoir under a gas-cap drive during natural depletion. The physical system consists of a two-dimensional cylindrical reservoir, with a well at the center, producing from its lower portion. We consider the flow of oi! and gas in the presence of gravitacional effects. Capillary effects are negleted. Thé fluid behavior can be described by the Black-Oil model (13 - model). Results are generated from a commercial multipurpose reservoir simulator. Essentially, this work is similar the ones developed by Serra, Chen and Poston and Lima, but with more emphasys to Gravity Segregation in two-dimensional flow. Aspects of the behavior of reservoirs under Gravity Segregation are shown, with some analysis of the parameters which control the mecanism.Under certain conditions the use of pseudo-functions in the multiphase flow equations, give linear aspects similar to the solution of low compressibility liquid. Using these approaches and definitions and the type curve of Fetkovich, comparisions are made to obtaining reservoirs parameters, with and without the use of pseudo- function
Silva, Arlindo Da Costa E - One of the best experts on this subject based on the ideXlab platform.
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Analise de reprodutibilidade de digitações viscosas em meios porosos naturais consolidados
[s.n.], 2018Co-Authors: Silva, Arlindo Da Costa EAbstract:Orientadores: Antonio Celso Fonseca de Arruda, Euclides Jose BonetDissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia MecanicaResumo: Objetivou-se, através da técnica de tomografia computadorizada de Raios-X, visualizar o desenvolvimento de digitações viscosas durante o deslocamento de uma fase óleo por uma fase aquosa em um meio poroso homogêneo, natural e consolidado (arenito Vosges ). Foram escolhidos parâmetros de velocidade de injeção e razão de mobilidade de modo a propiciar o surgimento de digitações viscosas durante o escoamento bifásico. Com a utilização de um sofisticado sistema computacional (Khoros) para o tratamento das imagens gráficas, foi possível a determinação dos perfis de porosidade e de saturação de fluidos ao longo das amostras de rocha. A análise das imagens das secções transversais mostrou que, em condições de estabilidade hidrodinâmica, o deslocamento se desenvolve de acordo com o modelo pistonado sofrendo, apenas, efeitos gravitacionais bastante suavizados. Em contra-partida, em condições hidrodinamicamente instáveis, o fluido injetado se desloca através de regiões bem definidas do meio poroso indicando a existência de canais com pequeno gradiente positivo de permeabilidade. Observou-se, neste caso, efeitos de segregação gravitacional ainda mais marcantes. A análise dos perfis de saturação mostrou que, sob condições de saturação de água inata constante, as curvas de saturação da fase aquosa contra a variável de similaridade (XoITD) são semelhantes. Mantidos os mesmos parâmetros de injeção, observou-se que, as curvas de permeabilidade relativa ao óleo se sobrepõem. O mesmo acontece com as curvas de permeabilidade relativa à agua. Ficou evidente que tais curvas de permeabilidade relativa são bastante sensíveis à velocidade de injeção da fase de maior mobilidade. As curvas de permeabilidade relativa à água sugerem a existência de dois regimes de escoamento no interior do meio poroso e que, a mudança de um regime para o outro acontece em valores muito próximos de saturação da fase aquosa na rochaAbstract: The purpose of this work is to apply computerized X-Ray tomography techniques to visualize the development of viscous fingering during the displacement of an oil phase through an homogeneous, natural and consolidated porous media. Viscous fingering during two-phase flow is obtained by appropriate selection of both injection rate and mobility ratio. The porosity and saturation profiles have been computed by means of image analysis through the use of a graphical interpretation software. The image analysis of the cross sections shows that, under conditions of hidrodynamic stability, the displacement of water by oil occurs as predicted by the piston-like model, with small gravitational effects. On the other hand, when the oil phase is displaced by a water phase under unstable hidrodynamic conditions, the injected water flows through well defined regions of the porous medium. Gravity Segregation is also observed in this case. Provided the injection parameters and the connate water saturation are kept constant, the water saturation profiles as a function of self-similar variable (xo / to) merge into a single curve. For the same injection conditions, it was observed that curves of oil permeability versus water saturation overlap themselves. Such overlapping also happens with the water relative permeability versus water saturation curves. It was evident that the oil relative permeabilities are strongly influenced by the injection rate of a higher mobility fluid. The shape of the water relative permeability curves indicates the existence of two different displacement mechanisms taking place along the core. Moreover, the water fractionary flow curve is characteristic of unstable displacementMestradoMestre em Engenharia de Petróle
