Computer Modeling of the Displacement Behavior of Carbon Dioxide in Undersaturated Oil Reservoirs

Modélisation par ordinateur du comportement de déplacement du dioxyde de carbone dans des réservoirs d’huile non saturés

¹ School of Energy Resources, China University of Geosciences, Xueyuan Road No.29, Beijing, 100083 - P.R. China
² Colorado School of Mines, 80401, Colorado - USA
³ PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Xueyuan Road No.20, Beijing, 100083 - P.R. China
e-mail: jubs2936@163.com - ywu@mines.edu - qinjs@petrochina.com.cn

^⋆ Corresponding author

Abstract

The injection of CO₂ into oil reservoirs is performed not only to improve oil recovery but also to store CO₂ captured from fuel combustion. The objective of this work is to develop a numerical simulator to predict quantitatively supercritical CO₂ flooding behaviors for Enhanced Oil Recovery (EOR). A non-isothermal compositional flow mathematical model is developed. The phase transition diagram is designed according to the Minimum Miscibility Pressure (MMP) and CO₂ maximum solubility in oil phase. The convection and diffusion of CO₂ mixtures in multiphase fluids in reservoirs, mass transfer between CO₂ and crude and phase partitioning are considered. The governing equations are discretized by applying a fully implicit finite difference technique. Newton-Raphson iterative technique was used to solve the nonlinear equation systems and a simulator was developed. The performances of CO₂ immiscible and miscible flooding in oil reservoirs are predicted by the new simulator. The distribution of pressure and temperature, phase saturations, mole fraction of each component in each phase, formation damage caused by asphaltene precipitation and the improved oil recovery are predicted by the simulator. Experimental data validate the developed simulator by comparison with simulation results. The applications of the simulator in prediction of CO₂ flooding in oil reservoirs indicate that the simulator is robust for predicting CO₂ flooding performance.

Résumé

L’injection de CO₂ dans des réservoirs d’huile est réalisée non seulement pour améliorer la récupération d’huile mais aussi pour stocker le CO₂ émis par la combustion de combustibles fossiles. L’objectif de ce travail est de développer un simulateur numérique pour prédire quantitativement les écoulements de CO₂ supercritique pour la récupération assistée d’hydrocarbures (EOR; Enhanced Oil Recovery). Un modèle mathématique d’écoulement compositionnel non isotherme est développé. Le diagramme de transition de phase est conçu à partir de la Pression de Miscibilite Minimum (PMM) et de la solubilité maximum de CO₂ dans l’huile. La convection et la diffusion des mélanges de CO₂ dans les fluides à phases multiples se trouvant dans les réservoirs, le transfert de masse entre le CO₂ et le brut ainsi que la séparation de phase sont pris en considération. Les équations directrices sont discrétisées en appliquant une technique de différences finies complètement implicite. La technique itérative de Newton-Raphson a été utilisée pour résoudre les systèmes d’équations non linéaires et un simulateur a été développé. Les performances des écoulements de CO₂ non miscible et miscible au sein des réservoirs d’huile sont prédites par le nouveau simulateur. La distribution de pression et de température, les saturations de phase, la fraction molaire de chaque composant dans chaque phase, les dommages à la formation provoqués par la précipitation d’asphaltène et la récupération améliorée d’huile sont prédits par le simulateur. Les données expérimentales valident le simulateur développé par comparaison avec les résultats de simulation. Les applications du simulateur en matière d’écoulement de CO₂ dans les réservoirs d’huile indiquent que le simulateur est robuste pour la prédiction des performances des écoulements de CO₂.