| Keterangan |
: Abstrak
Aliran Non-Darcy biasanya timbul di area sekitar sumur bor pada reservoir gas
maupun rekahan karena hydraulic fracturing. Ini disebabkan oleh aliran fluida
dengan kecepatan tinggi dan mengakibatkan adanya tambahan kehilangan
tekanan. Pada rejim aliran ini kehilangan tekanan tidak berlaku linear dengan
kecepatan fluida. Tambahan kehilangan tekanan yang timbul dikarenakan adanya
aliran inertial dari fluida. Pada produksi gas dan minyak ini bisa menyebabkan
masalah baik pada reservoir gas, reservoir rekahan bahkan pada aliran multifase.
Banyak studi yang dikembangkan untuk memahami mekanisme aliran Non-Darcy
dan memprediksi parameter alirannya. Pendekatan analitis sering kali datang dari
model yang sangat sederhana sementara pendekatan empiris biasanya terbatas
pada kasus-kasus tertentu. Pendekatan dengan metode numerik adalah opsi untuk
memodelkan aliran fluida. Belakangan ini metode Lattice Boltzmann mendapatkan
popularitas karena implementasinya cukup robust untuk geometri kompleks seperti
media berpori. Hal ini membuka kesempatan untuk memodelkan aliran fluida pada
skala pori dan memprediksi sifat aliran fluida dengan menggunakan metode Lattice
Boltzmann.
Riset ini dipersiapkan untuk mempelajari efek dari geometri pori terhadap aliran
Non-darcy. Aliran fluida disimulasikan dengan cara memberikan beda tekanan
pada medium hingga kondisi aliran mencapai steady-state. Parameter aliran
kemudian dihitung dan kondisi rerata di seluruh domain medium. Model yang dites
adalah geometri sederhana seperti pipa divergen-convergen dan susunan bola
regular (regular sphere packing) untuk mengetes kontribusi dari geometri pori
terhadap aliran Non-Darcy. Beberapa aspek geometri pori yang diuji antara lain:
rasio aspek, bentuk pori dan pengaturan butir (grain arrangement). Rasio aspek
adalah rasio dari diameter badan pori terhadap leher pori. Bentuk pori
menunjukkan sudut bentuk dari pori. Sementara pengaturan butiran berkaitan
dengan struktur susunan bola teratur (regular sphere packing). Setelah hasil
diperoleh dengan geometri sederhana, simulasi dilanjutkan dengan geometri
kompleks untuk menguji kemampuan metode Lattice Boltzmann untuk memprediksi
parameter aliran Non-Darcy.
Geometri yang kompleks terdiri dari batuan sintetis yang dibuat dengan
menggunakan metode susunan bola tidak teratur (irregular sphere packing) dan
citra 3 dimensi (3D) batuan asli dari scan micro-CT. Batuan sintetis digunakan
sebagai jembatan simulasi ke geometri pori yang lebih kompleks pada citra batuan
3D. Ada 2 citra batuan hasil micro-CT scan yang digunakan pada studi ini yaitu:
batupasir Bentheimer dan batupasir TG. Citra 3D batupasir Bentheimer adalah
data terbuka sementara batupasir TG di-scan dari sidewall core dari batuan
reservoir lapangan gas TG. Resolusi citra batupasir Bentheimer sangat tinggi
mencapai 3,5 micron sementara resolusi citra batupasir TG hanya setengahnya
yaitu 8 micron. Batu Bentheimer memiliki sortase yang baik dengan pori
intergranular yang jelas. Citra digitalnya juga berkualitas tinggi menandakan
resolusi alat and prosesing citra yang sangat baik. Pada sisi lain hasil scan dari
batu TG memiliki banyak gangguan citra. Proses filter sebelum digunakan pada
simulasi cukup membuat kompromi terhadap kualitas citra. Maka ada potensi dari
proses filter untuk mengurangi atau menambah ruang pori.
Hasil dari simulasi mengindikasikan bahwa geometri pori mempengaruhi aliran
Non-Darcy. Rasio aspek dan pengaturan butiran menunjukan efek yang cukup
tinggi terhadap aliran fluida. Rasio aspek mempengaruhi ekspansi-kontraksi dari
fluida sementara posisi butir mempengaruhi arah dari aliran. Kedua geometri ini
menyebabkan aliran Non-Darcy yang cukup kuat. Sementara untuk factor bentuk,
sudut bentuk dari pori sepertinya tidak signifikan mempengaruhi aliran Non-
Darcy.
Hasil dari batuan sintetis dan sampel batu asli menunjukkan korelasi yang kuat
antara permeabilitas dengan koefisien Non-Darcy (faktor beta). Permeabilitas dan
faktor beta yang diprediksi dari simulasi berada pada rentang dari korelasi
empiris. Namun hasil simulasi dari batu TG menunjukkan nilai permeabilitas dan
factor beta yang pesimistis. Ini mungkin mengindikasikan bahwa kualitas citra
dapat membatasi metode LBM untuk memprediksi parameter aliran.
Abstract
Non-Darcy flow usually occurs in the area in proximity to the wellbore in gas
reservoirs or factures from hydraulic fraturing. This is due to high velocity flow of
the fluid and resulted in more pressure loss. In this flow regime the pressure loss is
not in linear relation with fluid velocity. Additional pressure loss occurs due to the
inertial flow of the fluid. In oil and gas production, this creates problem whether in
gas reservoir, fractured reservoir or even in the multiphase flow into the wellbore.
Many studies have been developed to understand the mechanism of Non-Darcy
flow and to predict the flow parameters. Analitical approach usually comes from
very simple model and the empirical approach is usually very specific to certain
cases. Numerical approach is another option to model the fluid flow. In recent times,
Lattice Boltzmann method has gained popularity due to its robust implementation
on the complex geometry such as porous media. This open an opportunity to model
the fluid flow in pore scale and to predict the flow behavior using Lattice Boltzmann
method.
This research was set up to assess the effect of pore geometry to the Non-Darcy
flow. The fluid flow was simulated by applying pressure gradient until steady state
condition was achieved. The flow parameters were then calculated from the average
condition over the whole rock domain. The model tested were simple geometries
such as diverging-conveging tube and regular sphere packing to test the
contribution of pore geometry to the Non-Darcy flow. Several aspects of pore
geometries were tested: aspect ratio, pore shape, and grain arrangement. Aspect
ratio is the ratio of the diameter of pore body to pore throat, pore shape defines the
angularity of the pore space and the grain arrangement is related with the sphere
packing arrangement of the grain. After the results achieved from the simple
geometries above, the simulation continues to more complex geometry to test the
capability of Lattice Boltzmann method to predict the Non-Darcy flow parameters.
The complex geometries consist of synthetic rock which was created using irregular
sphere packing method and 3D real rock images from micro-CT scan. The synthetic
rock was used as a bridging of the simulation to more complex pore geometries in
the 3D real rock images. There were two real rock micro-CT images used in this
study: Bentheimer sandstone and TG sandstone. Bentheimer sandstone 3D digital image was an open data source whereas the TG sandstone digital image were
scanned from sidewall core from reservoir rock of TG gas field. The image
resolution for Bentheimer rock is very high (~3.5 micron) whereas for the scanned
TG rock is half lower of the resolution (8 micron). Bentheimer rock has very good
grain sorting with clear intergranular pores. The digital image is also high quality
suggesting detail image processing coming from high resolution scanner. TG rock
scan result on the other hand had some amount of noises. The filtering process
before the application of the fluid simulation simulation was to some extent
compromised the image. Therefore, there was potential of the filtering process to
the pore imaging whether to add or reduce the pore spaces.
The result of the simulation indicated that pore geometry can affect the Non-Darcy
flow. Aspect ratio and grain arrangement showed the high impact to the fluid flow.
Aspect ratio affects the expansion-contraction of the fluid whereas the grain
arrangement affects the flow direction. Both of these geometries generate a strong
Non-Darcy flow. As for the shape factor, the angularity of the pore space does not
significantly affect the Non-Darcy flow.
The result from the synthetic rock and real rock samples shows a strong correlation
between the permeability with the Non-Darcy coeffient (beta factor). The predicted
permeability and the beta factor from the simulation falls within the empirical
correlation. However, simulation from TG sample resulted in more pessimistic
value of the permeability and the beta factor. This may indicate the quality of the
image has introduced limitation to the extent of the LBM method to predict the flow
parameters. |
