Дипломная работа на тему "ТЮМГУ | Моделирование движения пароводянной смеси по стволу скважины"

Работа на тему: Моделирование движения пароводянной смеси по стволу скважины
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 моделирования физических процессов и систем

РЕКОМЕНДОВАНО К ЗАЩИТЕ В ГЭК

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА
бакалаврская работа
МОДЕЛИРОВАНИЕ ДВИЖЕНИЯ ПАРОВОДЯННОЙ СМЕСИ ПО СТВОЛУ СКВАЖИНЫ

03.03.02 Физика: фундаментальная физика

Тюмень 2023 г.

ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 3
ГЛАВА 1. ПРЕДМЕТНАЯ ОБЛАСТЬ 4
1.1 ВЫСОКОВЯЗКАЯ НЕФТЬ 4
1.2 ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ 6
1.3 СУЩЕСТВУЮЩИЕ МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ 9
1.4 РЕЖИМЫ ТЕЧЕНИЯ ЖИДКОСТИ 10
ГЛАВА 2. ДВИЖЕНИЕ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ В ВЕРТИКАЛЬНОЙ СКВАЖИНЕ 12
2.1 МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ 12
2.2 МЕТОДИКА РАСЧЕТА 18
2.3 РЕЖИМ ТЕЧЕНИЯ 21
2.4 АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ХАРАКТЕРИСТИК ТЕПЛОИЗОЛЯЦИИ И РАСХОДА ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ НА РАСПРЕДЕЛЕНИЕ СУХОСТИ ПАРА 22
ГЛАВА 3. ДВИЖЕНИЕ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ ВДОЛЬ НАКЛОННОЙ СКВАЖИНЫ 24
3.1 МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ С УЧЕТОМ УГЛА НАКЛОНА 24
3.2 ВЛИЯНИЕ УГЛА НАКЛОНА СКВАЖИНЫ НА ПАРАМЕТРЫ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ НА ЗАБОЕ СКВАЖИНЫ 26
3.3 АНАЛИЗ ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ 28
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 31
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 32
ПРИЛОЖЕНИЕ. КОД ПРОГРАММЫ 35

ВВЕДЕНИЕ
В настоящее время проблема истощения ресурсов легкоизвлекаемой нефти является актуальной. Решить такую проблему можно с помощью вовлечения в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, к которым в том числе относится высоковязкая нефть. Для разработки таких месторождений используют тепловые методы обработки, задача которых заключается в снижении вязкости нефти, увеличении притока к добывающим скважинам и повышении продуктивности скважин. Среди таких методов в наиболее полной степени используют закачанное в пласт тепло, т. е. пароциклическое воздействие. Одной из основных проблем в ходе применения такого метода является необходимость доставки как можно большего количества пара на забой скважины. Указанная проблема является актуальной, поскольку ряд месторождений имеет в результате пароциклической обработки обводнённую продукцию, что свидетельствует о конденсации пара ещё в стволе скважины. В работе описано построение физико-математической модели нагнетания теплоносителя (пар-вода) в пласт с учетом движения теплоносителя по стволу скважины, потерь тепла через стенки скважины, угла наклона скважины и режимов течения, которые учитываются впервые. Разработанная математическая модель основана на законах сохранения массы, импульса и энергии, потери напора на трение рассчитываются с учётом эмпирических формул для различных режимов течения [1].

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Гильманов А. Я. Расчет расходных характеристик теплоносителя в стволе скважины с учетом режимов течения / А. Я. Гильманов, А. П. Шевелев, А. В. Родионова // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2022. № 4.
2. Basta G. Semi-analytical model to predict the performance of cyclic steam stimulation oil wells / G. Basta, M. A. El Ela, A. El-Banbi, S. El-Tayeb, S. E.-
D. M. Desouky, M. H. Sayyouh // Journal of Petroleum Exploration and Production. 2021. № 11. pp. 1993-2007.
3. Алтунина Л. К. Тенденции и перспективы развития физико-химических методов увеличения нефтеотдачи месторождений тяжёлой нефти / Л. К. Алтунина, В. А. Кувшинов, Л. А. Стасьева, И. В. Кувшинов // Химия в интересах устойчивого развития. 2018. № 26. с. 261-277.
4. Подковыркин А. А. Анализ эффективности применения тепловых методов с целью извлечения высоковязкой нефти/ А. А. Подковыркин, Е. У. Сафиуллина // Науки о земле. 2022. № 2. с. 133-140.
5. Антониади Д. Г. Увеличение нефтеотдачи пластов газовыми и парогазовыми методами: Научное издание. М.: ОАО «Издательство Недра», 1998. 304 с.
6. Клюверт Н. Л. Анализ методов разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов // Отраслевые научные и прикладные исследования: Науки о земле. 2018. № 1. с. 168-188.
7. Al Yousef Z. An overview of steam injection projects in fractured carbonate reservoirs in the Middle East / Z. Al Yousef, H. AlDaif, M. Al Otaibi // Journal of Petroleum Science Research. 2014. Vol. 3. № 3. p. 101.
8. Swadesi B. Optimizing the development strategy of combined steam flooding and cyclic steam stimulation for enhanced heavy oil recovery through reservoir proxy modeling / B. Swadesi, S. A. Muraji, A. Kurniawan, I. Widiyaningsih, R. Widiyaningsih, A. Budiarto, B. M. Aslam // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. 2021. vol. 11. pp. 4415-4427.
9. Xiao D. Research on wellbore temperature control and heat extraction methods while drilling in high-temperature wells / D. Xiao, Y. Hu, Y. Meng, G. Li, T. Wang, W. Chen // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2022. vol. 209. № 109814. pp. 1-17.
10. Sun F. Numerical simulation of superheated steam flow in dual-tubing wells /
F. Sun, Y. Yao, X. Li // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. 2018. vol. 8. pp. 925-937.
11. Sun F. The heat and mass transfer characteristics of superheated steam in horizontal wells with toe-point injection technique / F. Sun, Y. Yao, X. Li // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. 2018. vol. 8. pp. 1295-1302.
12. Moradi B. Calculation of temperature profile in injection wells / B. Moradi,
M. Ayoub, M. Bataee, E. Mohammadian // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. 2020. vol. 10. pp. 687-697.
13. Chen N. H. An explicit equation for friction factor in pipe // Industrial & Engineering Chemistry Fundamentals. 1979. vol. 18. pp. 296-297.
14. Альтшуль А. Д. Гидравлические сопротивления / А. Д. Альтшуль. 2-е изд. перераб. и доп. М.: Недра, 1982. 224 с.
15. Чефранов С. Г. Энергетически оптимальные нестационарные режимы течения вязкой несжимаемой жидкости / С. Г. Чефранов // Известия РАН. Механика жидкости и газа. 2017. № 2. c. 36-49.
16. Кострыкин С. В. Режимы стационарных течений в задаче об интенсивной ветровой циркуляции в тонком слое вязкой вращающейся жидкости / С. В. Кострыкин // Журнал экспериментальной и теоретической физики. 2018. Том 154. № 1(7). c. 193-205.
17. Moradi B. Calculation of temperature profile in injection wells / B. Moradi,
M. Ayoub, M. Bataee, E. Mohammadian // Jornal of Petroleum Exploration and Production Technology. 2020. № 10. pp. 689-697.
18. Ховалыг Д. Методы расчёта градиента давления двухфазного потока при течении в малых каналах / Д. Ховалыг, А. В. Бараненко // Вестник Международной академии холода. 2012. № 1. c. 3-10.
19. Лурье М. В. Механика пробкового течения газа и жидкости в горизонтальном трубопроводе / М. В. Лурье // Транспорт и хранение нефти и газа. 2017. № 7-8. c. 106-111.