Numerical models for multi phase flow in porous media for applications to oil engineering

Abstract

This thesis presents and validates the numerical solution strategy developed by CIMNE to solve the multi-phase flow problem associated to oil recovery in experimental laboratory samples. First of all, a review of the most relevant physical concepts associated to oil recovery process, known as Enhanced oil recovery processes (EOR) are presented. Thus, the physical problem and the adopted computational solution are better understood. The developed computational model simulates the laboratory experiments on cylindrical samples using a multiscale approach. The macroscale model analyses the sample at the same laboratory conditions while the mesoscale model analyses the pore scale of the sample. Mesoscale model output provides the relative permeability curves that are transferred to the macroscale model to evaluate the evolution of phase saturations in time and to obtain the residual oil. The goal of this work is to assess the validity of the developed strategy for the mesoscale model by performing a set of sensibility analysis. These analyses study the relative permeabilities curves in order to detect whether the model is giving proper results or not.

Esta tesina presenta y valida un método computacional desarrollado en CIMNE para resolver el problema multifásico asociado a la recuperación de petróleo en las probetas experimentales de laboratorio. Primeramente, se hace un breve explicación de los conceptos físicos más relevantes asociados a los procesos de recuperación de petróleo, conocidos como procesos de recuperación de petróleo mejorados. De esta forma, el problema físico y la solución numérica adoptada son mas fácilmente entendibles. El método computacional desarrollado simula los experimentos que se realizan en laboratorio sobre probetas cilíndricas y las analiza utilizando un enfoque multiescala. La macro escala analiza la probeta con las mismas condiciones presentadas en el laboratorio mientras que la micro escala analiza la probeta a escala de poro. Del modelo mesoscopico se obtienen las curvas de permeabilidad relativa, las cuales son transferidas al modelo macroscópico para evaluar la saturación de las fases en el tiempo y obtener el petróleo residual. El objetivo de este trabajo es evaluar la validez del método desarrollado en la mesoescala. Esta validación se lleva a cabo realizando unos análisis de sensibilidad que estudian las curvas de permeabilidad relativa obtenidas y así poder detectar si el modelo genera buenos resultados o no.