Дипломная работа на тему "ТЮМГУ | Моделирование фильтрации газоконденсатной смеси с учетом изменения компонентного и фазового состава "

Работа на тему: Моделирование фильтрации газоконденсатной смеси с учетом изменения компонентного и фазового состава
Оценка: отлично.
Оригинальность работы на момент публикации 50+% на антиплагиат.ру.
Ниже прилагаю все данные для покупки.
https://studentu24.ru/list/suppliers/Anastasiya1---1326

Описание работы

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования
«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
ФИЗИКО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ
Кафедра прикладной и технической физики

РЕКОМЕНДОВАНО К ЗАЩИТЕ В ГЭК

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА
магистерская диссертация
МОДЕЛИРОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СМЕСИ С УЧЕТОМ ИЗМЕНЕНИЯ КОМПОНЕНТНОГО И ФАЗОВОГО СОСТАВА

16.04.01 Техническая физика

ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 4
ГЛАВА 1. РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 7
1.1 ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНОГО ГАЗА И КОНДЕНСАТА 7
1.2 УРАВНЕНИЯ СОСТОЯНИЯ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ 9
1.3 ВЯЗКОСТЬ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ФЛЮИДОВ 11
1.4 ПАРНОЕ ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ И КОМПОНЕНТНЫЙ СОСТАВ 13
1.5 ФАЗОВОЕ РАВНОВЕСИЕ 15
1.6 АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ 18
ГЛАВА 2. ОБЗОР НАУЧНЫХ РАБОТ И МЕТОДОВ МОДЕЛИРОВАНИЯ, ПОСВЯЩЕННЫХ ПЛАСТОВЫМ МНОГОКОМПОНЕНТНЫМ СИСТЕМАМ 20
2.1 МОДЕЛИРОВАНИЕ ФАЗОВОГО ПОВЕДЕНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СМЕСЕЙ 20
2.2 ОДНОМЕРНОЕ ОСЕСИММЕТРИЧНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ 23
2.3 ВЫВОДЫ 25
ГЛАВА 3. ФИЗИКО-МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ НЕСТАЦИОНАРНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ. 27
3.1 ДОПУЩЕНИЯ ФИЗИКО-МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ 27
3.2 ИСХОДНАЯ СИСТЕМА УРАВНЕНИЙ 28
3.3 УЧЕТ ФАЗОВОГО И КОМПОНЕНТНОГО СОСТАВА 30
3.4 ЛИНИИ ТОКА 30
ГЛАВА 4. РАЗРАБОТКА ЧИСЛЕННОГО МЕТОДА, АЛГОРИТМА РАСЧЕТА И КОМПЬЮТЕРНОЙ ПРОГРАММЫ 34
4.1 АЛГОРИТМ РАСЧЕТА 34
4.2 ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ УРАВНЕНИЯ 42
4.3 КОМПЬЮТЕРНАЯ ПРОГРАММА 47
ГЛАВА 5. ПРИМЕР РАСЧЕТА И АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТНО- ПАРАМЕТРИЧЕСКОГО ИССЛЕДОВАНИЯ 53
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 63
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 64

ВВЕДЕНИЕ
Газодобывающая отрасль одна из молодых и развивающихся направлений. Год от года доля потребления газа в нашей стране растет, газ необходим как для промышленности, так и в бытовых нуждах. Кроме того, растет и экспорт газа за границу в Китай и страны Европы.
В настоящее время известно более 700 месторождений как газовых, так и газоконденсатных. В активной эксплуатации находятся только около 200 месторождений газа. По данным геологоразведки наша страна находится на первом месте в мире по запасам природного газа. Одними из крупнейших месторождений являются Уренгойское и Ямбургское находящиеся на севере Тюменской области. Кроме того, активная разработка месторождений газа и газовых конденсатов проходит и в Томской области.
Необходимость развития газовой отрасли в Сибири обуславливают высокие требования к разработке и проектированию эксплуатации месторождений газа и конденсата. Главной задачей разработки является обоснование технологического режима работы скважин, при котором дебит скважин не будет снижаться ниже проектноустановленного и как следствие отсутствие дополнительных капитальных затрат и расходов для поддержания проектного плана добычи.
Как и в нефтяной промышленности, качественный анализ и выбор технологического режима полностью зависит от качества и объема исходных данных, гидродинамических, геологических исследований скважин, проб керна и пластового флюида.
Во время эксплуатации газовых или газоконденсатных месторождений возникает проблема прогнозирования режима работы скважин. Своевременная корректировка технологического режима работы способствует более длительному нахождению проектном на уровне добычи.
Исследование подтверждает актуальность развития науки в области моделирования процессов, происходящих при разработке и эксплуатации газоконденсатных месторождений. Изучение уже существующих, опубликованных работ в этом направлении, способствует новым научным открытиям.
Таким образом, целью данной научной работы является разработка физико-математической модели с целью исследования процессов, происходящих вблизи прибойной зоны газоконденсатной скважины.
Задачи научного исследования:
1. Обзор существующих исследований по данной тематике.
2. Создание физико-математической модели для описания течения газоконденсатной смеси в пласте.
3. Разработка алгоритма расчета и численного метода.
4. Написание программы расчета.
5. Получение расчетных параметров газоконденсатной смеси.
Объектом исследования является призабойная часть пласта системы пласт – скважина на газоконденсатном месторождении.
Предметом исследования являются фазовые переходы, происходящие вблизи призабойной зоны в широком диапазоне изменения пластового давления, и изменение компонентного состава, связанное с более быстрым выносом легких фракций многокомпонентной углеводородной смеси к скважине.
Научная новизна
1. Предложена метод перехода от одномерной физико-математической модели описания течения газоконденсатной смеси в пласте с учетом изменения компонентного и фазового состава к двумерному.
2. На основе предложенной модернизаций создан алгоритм расчета и расчетная программа. С ее помощью проведены расчеты для заданных пластовых условий и компонентного состава смеси.
3. Получены расчетные значения параметров многокомпонентной углеводородной системы.
4. Проведен анализ, в ходе которого установлены зависимости свойств пластовой углеводородной многокомпонентной системы (приведенная
плотность, газонасыщенность, концентрации компонентов углеводородной системы) от времени и расстояния от скважины (пластового давления).

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Thomas F. B., Bennion D. B., Andersen G. Gas Condensate Reservoir Performance // Paper PETSOC 09-07-18. Journal of Canadian Petroleum Technology.
– 2009. – Vol. 48. – Issue 7. – 7 pp.
2. Шарф И. В., Борзенкова Д. Н. Трудноизвелкаемые запасы нефти: понятие, классификационные подходы и стимулирование разработки // Фундаментальные исследования. – 2015. – No 2-16. – С. 3593-3597.
3. Ахмед Т. Разработка перспективных месторождений / Т. Ахмед, П. Д. МакКинли. – Пер. с англ. – М.: ООО «Премиум инжиниринг», 2010. – 550 с.
4. Beliveau D. Waterflooding Viscous Oil Reservoirs // Paper SPE-113132- MS. Society of Petroleum Engineers, SPE Indian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition, 4-6 March 2008, Mumbai, India. – 2008. – 13 pp.
5. Бурже Ж. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов / Ж. Бурже, П. Сурио, М. Комбарну. Пер. с франц. – М.: Недра, 1988. – 422 с.
6. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / Под ред. Ш. К. Гиматудинова. – М.: Недра, 1983. – 455 с.
7. Crabtree E. H. Oil Shale And Shale Oil // Paper SPE-1067-MS. Society of Petroleum Engineers, Annual Meeting of the American Institute of Mining, Metallurgical, and Petroleum Engineers, 14-18 February 1965, Chicago, Illinois. – 1965. – 7 pp.
8. Желтов Ю. П. Механика нефтегазоносного пласта. – М.: Недра, 1975.
– 216 с.
9. Гиматудинов Ш. К. Физика нефтяного и газового пласта: Учебник / Ш. К. Гиматудинов, А. И. Ширковский. – 3-е изд. – М.: Недра, 1982. – 311 с.
10. Ahmed T., Evans J., Kwan R., Vivian T. Wellbore Liquid Blockage in Gas-Condensate Reservoirs // Paper SPE 51050. Society of Petroleum Engineers. – 1998. – 11 pp.
11. Fuad I. I. M., Lee J. H., Akhir N. A. M. Enumeration Approach in Condensate Banking Study of Gas Condensate Reservoir // Paper SPE- 188589-MS. Society of Petroleum Engineers. – 2017. – 12 pp.
12. Abdallah M. S., Al-Zawad M. A., Fraim M. L. Common Misinterpretations of Gas Condensate Reservoirs // Paper SPE-187995- MS. Society of Petroleum Engineers. – 2017. – 26 pp.
13. Желтов Ю. П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. – М.: Недра, 1986. – 332 с.
14. Мирзаджанзаде А. Х. Основы технологии добычи газа / А. Х. Мирзаджанзаде, О. Л. Кузнецов, К. С. Басниев, З. С. Алиев. – М.: Недра, 2003. – 881 с.
15. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. – М.- Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. – 606 с.
16. Баренблатт Г. И. Движение жидкостей и газов в природных пластах
/ Г. И. Баренблатт, В. М. Ентов, В. М. Рыжик. – М.: Недра, 1984. – 211 с.
17. Fawzy F. Investigation of the Optimum Production Strategies for the Economic Recovery of Gas Condensate Reservoirs with Different Aquifer Strength // Paper SPE-189285-STU. Society of Petroleum Engineers. – 2017. – 10 pp.
18. ГОСТ Р 56676-2015. Проектирование разработки и освоение газовых и газоконденсатных месторождений. Подсчёт запасов газа и газового конденсата объёмным методом. Основные технические требования. – Введён впервые 01.04.2016. – М.: Стандартинформ, 2016. – 42 с.
19. Базаров И. П. Термодинамика: Учебник. 5-е изд., стер. – СПб.: Издательство «Лань», 2010. – 384 с.
20. Рид Р. Свойства газов и жидкостей: Справочное пособие / Р. Рид, Дж. Праусниц, Т. Шервуд. – Пер. с англ. под ред. Б. И. Соколова. – 3-е изд., перераб. и доп. – Л.: Химия, 1982. 596 с.
21. Брусиловский А. И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. – М.: «Грааль», 2002. 575 с.
22. Tsonopulos C. An Empirical Correlation of Second Virial Coefficients // American Institute of Chemical Engineers Journal. – 1974. – Vol. 20. – Pp. 263-272.
23. Hayden J. G., O’Connell J. P. A Generalized Method for Predicting Second Virial Coefficients // Industrial and Engineering Chemistry Process Design and Development. – 1975. – Vol. 14. – Pp. 209-216.
24. Redlich O., Kwong J. N. S. On the Thermodynamics of Solutions. V. An Equation of State. Fugacities of Gaseous Solutions// Chemical Reviews. – 1949. – Vol. 44, No 1. – Pp. 233-244.
25. Soave G. Equilibrium constants equation of state // Chemical Vol. 27, issue 6. – Pp. 1197-1203.
26. Peng D. Y., Robinson D. B. A New Two-Constant Equation of State // Industrial and Engineering Chemistry: Fundamentals. – 1976. – Vol.15 - Pp. 59–6
27. Соколов В. С., Киселев Д. А., Смирнов А. Ю. Методика прогнозирования коэффициента конденсатоотдачи на 98 месторождениях с низкой степенью изученности // Нефтепромысловое дело. – 2016. – No4. – С. 5- 9.
28. Pitzer K. S. Thermodynamics(third ed.) – New York: McGraw-Hill,
1995.1006 pp.
29. Wilson G. M. Vapor-Liquid Equilibrium. XI. A New Expression for the Excess // Free Energy of Mixing, Journal of the American Chemical Society – 1964. – Vol. 86. – Pp. 127-130.
30. Nitta T., Katayama T. A New Interpretation of the Wilson Equation as a Short-Cut Form of the Associated Solution Theory // Journal of Chemical Engineering of Japan. – 1974. – Vol. 7. – Pp. 381-382.
31. Martin J. J. Cubic Equations of State – which? // Industrial & Engineering Chemistry Fundamentals. – 1979. – Vol. 18. – Pp. 81-97.
32. Joffe G., Schroeder G. M., Zudkevitch D. Vapor-Liquid Equilibria with the Redlich-Kwong Equation of State // American Institute of Chemical Engineers Journal. – 1970. – Vol. 16. – No3. – Pp. 496-498.
33. Каневская Р. Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований,2002. – 140 с.
34. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. – М.- Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. – 628 с.
35. Muskat M., Meres M. W. The Flow of Heterogeneous Fluids through Porous Media // Journal of Applied Physics. – 1936. – Vol. 7. – Issue 9. – P. 346.
36. Kabir A., Ahmed M., Elew D. Three Dimensional Compositional Variation in Gas Condensate Reservoirs // Paper SPE-194898-MS. Society of Petroleum Engineers, SPE Middle East Oil and Gas Show, 18- 21 March 2019, Manama, Bahrain. – 2019. – 9 pp.
37. Тер-Саркисов Р. М. Разработка месторождений природных газов. – М.: Недра, 1999. – 660 с.
38. Басниев К.С.Подземная гидромеханика. – М.: Недра, 1993. – 416 с.
39. Spivak A., Dixon T. N. Simulation of Gas-Condensate Reservoirs // Paper SPE-4271. Society of Petroleum Engineers. – 1973. – 25 p.
40. Coats K. H. Simulation of Gas-Condensate Reservoir Performance // Journal of Petroleum Technology. – 1985. – Vol. 37. – Issue 10. – 17 p.
41. Басниев К. С. Нефтегазовая гидромеханика / К. С. Басниев, Н. М. Дмитриев, Г. Д. Розенберг. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005. – 544 с.
42. Азиз Х. Математическое моделирование пластовых систем / Х. Азиз, Э. Сеттари. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. – 416
43. Bryne D. K., Sadighi S., Lane G. L. Simulation of North Brae Gas Condensate Reservoir Development // Paper SPE-21245-MS. Society of Petroleum Engineers, SPE Symposium on Reservoir Simulation, 17-20 February 1991, Anaheim, California, USA. – 1991. – 10 p.
44. Лейбензон Л. С. Движения природных жидкостей и газов в пористой среде. – М.-Л.: ОГИЗ Государственное издательство технико-теоретической литературы, 1947. – 244 с.
45. Todd M. R., Longstaff W. J. The development, testing and application of a numerical simulator for predicting miscible flood performance // Journal of Petroleum Technology. – 1972. – Vol. 24. – No 7. – Pp. 874- 882.
46. Лапук Б. Б. Теоретические основы разработки месторождений природных газов. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002. – 296 с.
47. Чарный И. А. Подземная гидрогазодинамика. – М.: Государственное научно-техническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы, 1963. – 397 с.
48. Хасанов М. М. Моделирование процессов нефтегазодобычи / М. М. Хасанов, А. Х. Мирзаджанзаде, Р. Н. Бахтизин. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. – 368 с.
49. Швидлер М. И. Статистическая гидродинамика пористых сред. – М.: Недра, 1985. – 288 с.
50. Хасанов М. М. Нелинейные и неравновесные эффекты в реологически сложных средах / М. М. Хасанов, Г. Т. Булгакова. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. – 288 с.
51. Степанова Г. С. Фазовые превращения углеводородных смесей газоконденсатных месторождений. – М.: Недра, 1974. – 224 с.
52. Dake L. P. The Practice of Reservoir Engineering. – Amsterdam- Lausanne-New York-Oxford-Shannon-Tokyo: Elsevier, 1994. – 534 p.
53. Уэйлес С.Фазовые равновесия в химической технологии. В 2-х частях. Часть 1. – Пер. с английского А. В. Беспалова, А. П. Жукова и В. В. Паукова, под ред. В. С. Бескова. – М.: «Мир», 1989. – 304 с.
54. Уэйлес С. Фазовые равновесия в химической технологии. В 2-х частях. Часть 2. – Пер. с английского А. В. Беспалова, А. П. Жукова и В. В. Паукова, под ред. В. С. Бескова. – М.: «Мир», 1989. – 360 с.
55. Abbott M. M. Cubic Equations of State (review) // American Institute of Chemical Engineers Journal. – 1973. – Vol. 19. – Pp. 596-601.
56. Abbott M. M. Cubic Equations of State: An Interpretive Rewiew. / K. C. Chao and R. L. Robinson (eds.). // Equation of State in Engineering Research, Advances in Chemistry. – 1979. – Series 182. – Pp. 47-70.
57. Guo T. M., Du L. A New Three-Parameter Cubic Equation of State for Reservoir Fluids. Development of the Thermodynamic Model // Paper SPE-19372-MS. Society of Petroleum Engineers. – 1989. – 20 p.
58. Peng D. Y., Robinson D. B. Calculation of Three-Phase Solid-Liquid- Vapor-Equilibrium / K. C. Chao and R. L. Robinson (eds.). // Equation of State in Engineering Research, Advances in Chemistry. – 1979. – Series 182. – Pp. 185-196.
59. Шабаров А. Б., Заночуев С. А. Метод расчёта изменения компонентного и фазового состава газоконденсатной смеси в призабойной зоне пласта // Вестник Тюменского государственного университета. Физико- математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2015. – Том 1. – No1 (1). – С. 7-21.
60. Шабаров А. Б. Гидрогазодинамика. Тюмень: Изд-во ТюмГУ, 2011.
404с
61. Брусиловский А. И. Методология и результаты применения
кубических уравнений состояния для моделирования термодинамических свойств природных углеводородных флюидов / А. И. Брусиловский // Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов: сб. науч. статей: в 2 ч. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. -Ч. 2. - С. 150-165. - (Вести газовой науки).
62. Ширковский А. И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: Недра, 1987. – 309 c.
63. Стрижов И. Н. Добыча газа / И. Н. Стрижов, И. Е. Ходанович. – М.- Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. – 376 с
64. Antezanne F. J., Cheh J. Y. Component Fugacities in Hydrogen- Ammonia-Propane Mixtures. The Fugacity of hydrogen // Industrial and Engineering Chemistry Fundamentals. – 1975. – Vol. 14. – Pp. 224-232.
65. Carpenter C. Determination of H2S Partial Pressures and Fugacities in Flowing Streams // Journal of Petroleum Technology. – 2016. – Vol. 68. - Issue 12. – 2 p.
66. Benedict M., Webb G. B., Rubin L. C. An Empirical Equation for Thermodynamic Properties of Light Hydrocarbons and Their Mixtures: Fugacities and Liquid-Vapor Equilibria // Chemical Engineering Progress. – 1951. – Vol. 47. – Issue 9. – Pp. 449-454.
67. Joffe J. Fugacities in Gas Mixtures // Industrial Engineering Chemistry. – 1948. – Vol. 40. – Pp. 1738-1741.
68. Tsuboka T., Katayama T. Correlation Based on Local Fraction Model between New Excess Gibbs Energy Equation // Journal of Chemical Engineering of Japan. – 1975. – Vol. 8. – Pp. 404-406.
69. Yen L. C., Alexander R. E. Estimation of Vapor and Liquid Enthalpies // American Institute of Chemical Engineers Journal. – 1965. – Vol. 11. – Pp. 334-339.
70. Edmister W. C. Isothermal Pressure Correlations to the Enthalpy and Entropy // Hydrocarbon Processing. – 1967. – Vol. 46. – Issue 4. – Pp. 165-170.
71. Eckert C. A., Thomas E. R., Newman B. A., Nicolaides G. L. Limiting Activity Coefficients from Differential Ebulliometry // Journal of Chemical Engineering Data. – 1982. – Vol. 27. – Pp. 233-240.
72. Заночуев, Сергей Анатольевич. Фазовые переходы и массообмен в призабойной зоне газоконденсатных скважин: диссертация ... канд. техн. наук :
01.04.14 : защищена 27.09.2017 / С. А. Заночуев ; науч. рук. А. Б. Шабаров ; Тюм. гос. ун-т. Тюмень, 2017. 128 с.
73. Киселев, Данила Алексеевич. Моделирование фазового поведения газоконденсатных смесей в условиях неопределенности исходных данных : дис.
… канд. техн. наук : 01.04.14- Теплофизика и теоретическая теплотехника / Д. А. Киселев ; Министерство науки и высшего образования Российской Федерации; Тюменский государственный университет; науч. рук. А. П. Шевелев. Тюмень, 2019. 106 с. : ил. ; 30 см. (в пер.) .