شبيه سازي عددي جريان دوفازي پليمر غير نيوتني در محيط هاي متخلخل براي ازدياد برداشت نفت

Numerical simulation of twophase nonNewtonian polymer flooding in porous media to enhance oil recovery

در اين مقاله جريان سيال غيرنيوتني در يك مخزن نفتي براي حالت دوفاز مخلوط نشدني بصورت عددي مورد بررسي قرار گرفته است. جريان مورد نظر در يك محيط متخلخل بصورت تراكم پذير شبيه سازي شده است. معادله ساختاري كاريوياسودا به عنوان مدل مورد نظر براي شبيه سازي سيال غيرنيوتني استفاده شده است. از روش IMPES كه ميدان فشار را به صورت كاملاً ضمني و معادله اشباع را به صورت صريح در نظر ميگيرد، براي حل عددي بهره گرفته شده است. نتايج حاصل نشان ميدهد كه ويسكوزيته سيال غيرنيوتني در نرخ برش صفر تأثير زيادي بر بازده جاروب شدن مخزن و جلوگيري از كاناليزه شدن سيال تزريقي و رشد پديده انگشتي شدن آن در مخزن دارد. همچنين مشاهدات نشان ميدهند كه افزايش ويسكوزيته سيال غيرنيوتني باعث افزايش بازده و توليد تجمعي نفت و كاهش اثر انگشتي شدن سيال تزريقي در نفت مخزن ميگردد. ثابت زماني سيال كاريو ياسودا كه مشخص كننده خاصيت الاستيك سيالات غيرنيوتني مي باشد به ازاي مقادير كم تراوايي مخزن تأثير چنداني روي مشخصه هاي جريان سيال ندارد و افزايش نفوذپذيري مخزن باعث محسوس شدن تأثير آن روي جريان ايجاد شده در محيط متخلخل ميگردد. افزايش دبي حجمي تزريقي به مخزن نفتي باعث افزايش دبي حجمي سيال توليدي ميگردد، اما مقدار دبي تزريقي داراي يك بازه بهينه براي برداشت بهينه نفت ميباشد. علاوه بر اين، مدت زمان رسيدن اولين المان سيال تزريقي به چاه توليد با تغيير خواص مؤثر سيال تزريقي مورد بررسي قرار گرفته و نتايج ارائه شده است

In this paper, the nonNewtonian immiscible twophase polymer flow in a petroleum reservoir has been investigated numerically. The fluid flow in a porous medium is simulated as a compressible flow. The CarreauYasuda constitutive equation is employed as the model of nonNewtonian fluid. The IMPES method is used for numerical simulation, in which the pressure equation is discretized and solved by an implicit approach and the saturation equation is solved by an explicit method. Results reveal that zeroshear rate viscosity has a high impact on the sweep efficiency of the reservoir and also controls the channeling and viscous fingering effects. In addition increasing the viscosity of nonNewtonian fluid improves cumulative oil production and diminishes the viscous fingering phenomenon caused by injected fluid. The relaxation time of CarreauYasuda fluid, which is the elastic characteristic of the nonNewtonian fluid, for low permeability values cannot influence flow characteristics inside the reservoir, however for higher permeability values its effect becomes more sensible. Increasing the injection rates leads to the increase of fluid production, while the injection rate has an optimum range to reach the optimum oil production. In addition, the effect of variation of the injected fluid properties on the polymer breakthrough time has been investigated and results presented.