Multiphase Flow, Oil Drinage, Enhanced Oil Recovery, Pore Network, OpenFOAM.

Abstract

Fluid flow as two-phase in porous media is found in many processes, for example in enhanced oil recovery (EOR). That is why understanding the flow behavior at the pore scale is essential for the efficient exploitation of an oil reservoir. The fluid properties modeling is modeled for oil drainage systems, in which the investigation measures the main factor that affects the fluid behavior in a complex pore network, mainly focused on Reynolds number, and capillary pressure. In this study, the Darcy-Brinkman multiphase approach will be used, using an open-source in OpenFOAM to simulate two-phase flow for a complex pore network, including regions without solids and porous matrices. The main results indicate that fluid properties have an important impact on oil drainage, by reducing the volume of oil recovery due to the presence of the solid region. The fluid properties influenced the fluid flow in a complex porous medium, it is observed when the Reynold number was changed, and this behavior is in concordance of fluid flow at the microscale (pore-scale).

Analysis of the Viscosity Ratio of Two-Phase Flow in a Porous Media by Numerical Modeling

“…En simulación de reservorios se tienen ecuaciones diferenciales parciales que representan el flujo de fluidos en el medio poroso, estas ecuaciones no suelen tener una solución analítica por lo que se recurre a métodos numéricos para hallar una solución aproximada; Para la discretización en el espacio, el método de volumen finito (FVM por sus siglas en inglés de Finite Volume Method) permite una interpretación física directa de las ecuaciones discretas mediante la aplicación de los principios de conservación sobre volúmenes finitos o subdominios [6] y requiere menor tiempo de cómputo que otros métodos [7], asimismo en [8] se evidencia la ventaja del FVM al resolver las ecuaciones acopladas usando un enfoque secuencial. Mientras que en la discretización en el tiempo se suele usar el método totalmente implícito (FIM por sus siglas de Fully Implicit Method) debido a su estabilidad numérica y la reducción de errores de división al resolver problemas de flujo multifásico [9].…”