This work provides new insights into the dynamics of silica nanoparticle-based removal of organic fluids (here oil) from naturally occurring porous media. We have used 4D (time-resolved 3D) imaging at pore-scale using X-ray computed micro-tomography (μCT) technique. The captured 3D tomographic time-series data reveal the dynamics of immiscible oil displacement from a carbonate rock upon injection of nanoparticle (NP) suspensions (0.06 and 0.12 wt% SiO2 in deionised water). Our analysis shows significant pore-scale remobilisation of initially trapped oil upon injection of the NP suspensions, specifically, at higher concentration. Our data shows that oil clusters become significantly smaller with larger fluid/fluid interface as a result of the higher concentration NP injection. This paper demonstrates that use of 2D radiograms collected during fluid injections allows monitoring flow dynamics at time resolutions down to a few seconds using conventional laboratory-based μCT scanners. Here, as an underlying mechanism for oil remobilisation, we present the first 4D evidence of in-situ formation of an oil in water emulsion induced by nanoparticles.

No abstract

No presente trabalho, tratamos de um problema vindo das ciências aplicadas, a potencialização da extração petrolífera, com o objetivo de destacar seu caráter interdisciplinar. Acompanhamos as principais etapas da determinação de parâmetros petrofísicos de rochas via simulação de fenômenos físicos. Intentamos a exposição dos conceitos pertinentes e nos referimos à literatura para detalhes técnicos específicos. A importância dos ensaios experimentais no desenvolvimento de algoritmos simulatórios, assim como a relevância da colaboração de profissionais de diferentes áreas para uma pesquisa científica abrangente são abordados em uma breve discussão no final do texto. A intenção é mostrar a amplitude das aplicações da física, discutindo as aproximações e limitações da descrição do problema em questão.

Neste trabalho desenvolve-se um método semianalítico para calcular a permeabilidade absoluta de rochas a partir de imagens microtomográficas. Enfatiza-se as questões fenomenológicas do modelo, bem como suas hipóteses, e nesse sentido aponta-se alguns equívocos encontrados na literatura. A metodologia é aplicada a três amostras de rochas areníticas. O método foi capaz de predizer a ordem de grandeza para as duas amostras que possuem valores experimentais disponíveis. Para a amostra que não apresenta valor experimental de permeabilidade, o resultado concorda com a ordem de grandeza prevista por outros métodos. I. INTRODUÇÃONas últimas décadas, devido a motivações energéticas e ambientais, a investigação sobre meios porosos tem se tornado um tópico importante na pesquisa científica. Trata-se de um domínio amplo que se desdobra em muitos ramos da ciência aplicada e engenharia com a intenção de estudar as propriedades desses materiais.A primeira indagação sobre um meio poroso está relacionada com a capacidade -ou sua falta -de um fluido atravessar o espaço vazio (fase porosa) de sua estrutura. E essa questão se torna mais difícil quando fluidos diferentes disputam o mesmo espaço, i.e., dá-se um escoamento multifá-sico. Nesse caso a permeabilidade relativa é a grandeza buscada. Por exemplo, o escoamento de petróleo -que, na verdade, é uma variedade de hidrocarbonatos -no interior de rochas. No entanto, para compreender melhor o modelo, primeiramente efetua-se a simulação de escoamentos monofási-cos, e determina-se a permeabilidade absoluta. Neste trabalho, propõe-se um modelo para calcular esta última grandeza.De um ponto de vista teórico e computacional, esses estudos baseiam-se na simulação de escoamentos de fluidos no interior do material. Porém, devido à complexidade de sua estrutura, não há uma metodologia genérica que seja capaz de satisfazer todas as questões, e apenas são feitos cálculos específicos.Nesse sentido, algumas movimentos apontam na direção da simplificação da estrutura, bem como do regime de escoamento. Em 1956, devido às limitações de execução de cál-culos ordinários, Fatt [1] interpretou a fase porosa como uma associação plana de resistores elétricos, associando a estrutura real 3D a uma rede regular 2D. Chatzis e Dullien [2] se opuseram a esse argumento, mostrando que a rede 2D é incapaz de abranger a interconectividade. Outras tentativas de utilizar redes 3D regulares foram feitas [3,4], mas não obtiveram sucesso em descrever as propriedades estatísticas do meio real. * cunha@lmpt.ufsc.br † denise@lmpt.ufsc.br ‡ anderson@lmpt.ufsc.br § iara@lmpt.ufsc.br ¶ celso@lmpt.ufsc.br Na tentativa de captar toda a complexidade da estrutura porosa, os trabalhos de Bryant et al. [5][6][7] usaram a técnica de microtomografia computadorizada de raios-X para extrair a intricada rede porosa do material. A partir dessas imagens, esses trabalhos assumiram que o espaço vazio poderia ser simplificado por um empacotamento de esferas. Essa metodologia foi expandida por trabalhos subsequentes [8][9][10][11][12], os qu...

This study reveals the pore-scale details of oil mobilisation and recovery from a carbonate rock upon injection of aqueous nanoparticle (NP) suspensions. X-ray computed micro-tomography (μCT), which is a non-destructive imaging technique, was used to acquire a dataset which includes: (i) 3D images of the sample collected at the end of fluid injection steps, and (ii) 2D radiogram series collected during fluid injections. The latter allows monitoring fluid flow dynamics at time resolutions down to a few seconds using a laboratory-based μCT scanner. By making this dataset publicly available we enable (i) new image reconstruction algorithms to be tested on large images, (ii) further development of image segmentation algorithms based on machine learning, and (iii) new models for multi-phase fluid displacements in porous media to be evaluated using images of a dynamic process in a naturally occurring and complex material. This dataset is comprehensive in that it offers a series of images that were captured before/during/and after the immiscible fluid injections.