Дипломная работа на тему "ТЮМГУ | Расчетно-экспериментальная модель определения относительных фазовых проницаемостей водонефтяной смеси в масштабе Керна"

Работа на тему: Расчетно-экспериментальная модель определения относительных фазовых проницаемостей водонефтяной смеси в масштабе Керна
Оценка: хорошо.
Оригинальность работы на момент публикации 50+% на антиплагиат.ру.
Ниже прилагаю все данные для покупки.
https://studentu24.ru/list/suppliers/Anastasiya1---1326

Описание работы

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
бакалаврская работа
РАСЧЕТНО-ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ МОДЕЛЬ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ ВОДОНЕФТЯНОЙ СМЕСИ В МАСШТАБЕ КЕРНА

03.03.02 Физика
Профиль «Фундаментальная физика»

Тюмень 2023

ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 4
ГЛАВА 1. ОБЗОР ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ ПО ТЕМАТИКЕ 5
1.1 ПОНЯТИЕ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ И СВОЙСТВА (СИСТЕМА УРАВНЕНИЙ ФИЛЬТРАЦИИ) 5
1.2 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ 9
1.3 МЕТОДЫ РАСЧЕТНОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ 14
1.4 ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 17
ГЛАВА 2. РАСЧЕТНАЯ МОДЕЛЬ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ В МАСШТАБЕ КЕРНА 19
2.1 ГЕОМЕТРИЧЕСКАЯ И КЛАСТЕРНАЯ ЧЕТОЧНАЯ МОДЕЛЬ ТЕЧЕНИЯ СМЕСИ «НЕФТЬ – ВОДНЫЙ РАСТВОРЫ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНОГО ВЕЩЕСТВА» 19
2.2 ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ ПРИ ТЕЧЕНИИ ФЛЮИДОВ В «БОЛЬШИХ» И
«МАЛЫХ» КАНАЛАХ 22
2.3 ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ ИЗ-ЗА ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ МЕЖДУ ФАЗАМИ НЕФТИ И ВОДНОГО РАСТВОРА ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНОГО ВЕЩЕСТВА 26
2.4 ОТНОСИТЕЛЬНЫЕ ФАЗОВЫЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ 27
ГЛАВА 3. РАСЧЕТНО-ПАРАМЕТРИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕЧЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНОЙ СМЕСИ 29
3.1 АЛГОРИТМ И МЕТОДИКА РАСЧЕТА 29
3.2 РАСЧЕТНО-ПАРАМЕТРИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ И РЕЗУЛЬТАТ 33
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 39
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 41
ПРИЛОЖЕНИЕ 1. КОД ДЛЯ РАСЧЕТА ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ 45

ВВЕДЕНИЕ
Определение относительной фазовой проницаемости (ОФП) является актуальной задачей в геологии и нефтяной промышленности. Принимая во внимание развитие вычислительных возможностей, использование расчетно- экспериментальных методов для определения ОФП становится все более актуальным. Это позволяет экономично и эффективно получать данные о функциях ОФП без необходимости проведения длительных и дорогостоящих физических экспериментов. Расчетно-экспериментальные методы — это эффективный подход, сочетающий возможности вычислительных моделей и экспериментальных исследований. Эти методы позволяют проводить не только расчеты, но и расчетно-параметрический анализ, который является важным инструментом для изучения различных параметров и их влияния на функции относительной фазовой проницаемости. Такой подход позволяет более глубоко исследовать механизмы фильтрации и оптимизировать процессы разработки нефтяных месторождений.
Цель: провести анализ влияния отношения вязкости нефти и воды, а также распределения пор по диаметрам на функции относительных фазовых проницаемостей.
Задачи:
1. Создание алгоритма, программы для расчета относительных фазовых проницаемостей по нефти и воде на основе кластерной гидродинамической модели;
2. Сравнение результатов моделирования с известными расчетными данными для проверки эффективности и точности модели;
3. Расчетно-параметрический анализ влияния структуры порового пространства и флюидов на функции относительных фазовых проницаемостей.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Шабаров А.Б. Методы определения функций относительной фазовой проницаемости в задачах многофазной фильтрации / А.Б. Шабаров, А.В. Шаталов, П.В. Марков, Н.В. Шаталова // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2018. Том 4. № 1. С. 79–109.
2. Ложкин М.Г. Модель относительных фазовых проницаемостей для вытеснения газа конденсатом и водой и вытеснения нефти водой и газом // Экспозиция Нефть Газ. 2015. № 1. С. 39–41.
3. Алтунин А.Е. Расчетный метод получения ОФП на основе решения обобщенных уравнений Бернулли для системы поровых каналов / А.Е. Алтунин, С.В. Соколов, С.В. Степанов, Н.А. Черемисин, А.Б. Шабаров // Нефтепромысловое дело. 2013. № 8. С. 40–46.
4. Виков Р., Ботсет М. Движение смеси жидкости и газа в несцементированных песках. (Flow of Gas-Liquid Mixtures through Unconsolidated sands) // Physics. 1936. Vol. 7. Pp. 325–345.
5. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. 606 с.
6. Buckley S.E., Leverett M.C. Mechanism of fluid displacement in sands // Trans. AIME. 1942. 146. Pp. 107–116.
7. Басниев К.С. Подземная гидромеханика: учебник для вузов / К.С. Басниев, И.Н. Кочина, В.М. Максимов. М.: Недра, 1993. 416 с.
8. Коллинз Р. Течения жидкостей через пористые материалы / Р. Коллинз; под ред. Г.И. Баренблатта, пер. с англ. Р.Л. Салганика. М.: МИР, 1964. 351 с.
9. Тиаб Дж. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов / Дж. Тиаб, Э.Ч. Доналдсон; пер. с англ. М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2009. 868 с.
10. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти / М. Маскет; пер. с англ. М.А. Геймана. Москва-Ленинград: Гостоптехиздат, 1953. 607 с.: ил.
11. ГОСТ 39-235-89 Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации. Москва. 1989. 14–16 с.
12. Honarpour M. Relative Permeability of Petroleum Reservoirs / M. Honarpour, L. Koederitz, A.H. Harvey. Boca Raton, Florida: CRC Press, Inc, 1986. 143 p.
13. Fatt I. The network model of porous media. II. Dynamic properties of a single size tube network // Transactions of the AIME. 1956. Pp. 160–181.
14. Фатихов С.З. К вопросу вычисления относительных фазовых проницаемостей // Нефтегазовое дело: электрон. научн. журнал. 2012. № 1. С. 324–332.
15. Фатихов С.З. Ремасштабирование сеточных моделей нефтяных месторождений с учетом микронеоднородности пористой среды: дисс. … канд. физ.-мат. наук: 01.02.05. Тюменский государственный университет, Тюмень, 2012. 95 с.
16. Расчетный метод получения ОФП на основе решения обобщенных уравнений Бернулли для системы поровых каналов / А.Е. Алтунин, С.В. Соколов, С.В. Степанов, Н.А. Черемисин, А.Б. Шабаров // Нефтепромысловое дело. 2013. № 8. С. 40–46.
17. Итоговый отчет по теме «Численное исследование процесса вытеснения в масштабах керна для получения согласованных кривых капиллярного давления и относительных фазовых проницаемостей» / А.Б. Шабаров, Н.В. Саранчин, Н.Ф. Чистякова [и др.] // Тюмень: ТюмГУ, 2011. 167 с. Рамочный договор ТННЦ – ТюмГУ от 16.06.2011.
18. Шабаров А.Б. Гидрогазодинамика: учеб. пособие / А.Б. Шабаров. 2-е изд., перераб. Тюмень: Изд-во Тюменского государственного университета, 2013. 460 с. С. 156.
19. Исследование динамических фазовых проницаемостей на основе численного моделирования двухфазного течения в поровых каналах / С.В. Степанов, А.Б. Шабаров, Г.С. Бембель, А.В. Шаталов // Материалы XI Всероссийского съезда по фундаментальным проблемам теоретической и прикладной механик. Казань, 2015. С. 3600–3601.
20. Степанов С.В. Вычислительная технология для определения функции межфазного взаимодействия на основе моделирования течения в капиллярном кластере / С.В. Степанов, А.Б. Шабаров, Г.С. Бембель // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, Газ, Энергетика. 2016. Том 2. № 1. С. 63–71.
21. Al-Gharbi M.S. Dynamic Pore-Scale Modelling of Two-Phase Flow: The Thesis for PhD Degree / M.S. Al-Gharbi. Imperial College of the University of London. London, June 2004. 154 p
22. Губайдуллин А.А. Обобщение подхода Козени к определению проницаемости модельных пористых сред из твердых шаровых сегментов / А.А. Губайдуллин, Д.Е. Игошин, Н.А. Хромова // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, Газ, Энергетика. 2016. Том 2. № 2. С. 105–120.
23. Игошин Д.Е. Численные и аналитические оценки проницаемости пористой среды, образованной каналами, имеющими вращательную симметрию
/ Д.Е. Игошин, А.Ю. Максимов // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, Газ, Энергетика. 2015. Том 1. № 3. С. 112–121.
24. Игошин Д.Е. Численное исследование зависимости проницаемости от пористости среды, образованной каналами регулярной структуры / Д.Е. Игошин, Р.С. Сабуров // Вестник Тюменского государственного университета. Физико- математическое моделирование. Нефть, Газ, Энергетика. 2015. Том 1. № 1. С. 84– 90.
25. Чугаев Р.Р. Гидравлика: учебник для вузов / Р.Р. Чугаев. 4-е изд., доп. и перераб. Ленинград: Энергоиздат. Ленингр. отд-ние, 1982. 672 с.; ил.
26. Шабаров А.Б. Гидрогазодинамика: учеб. пособие / А.Б. Шабаров. 2-е изд., перераб. Тюмень: Изд-во Тюменского государственного университета, 2013. 460 с. С. 256.
27. Демьянов А.Ю. Применение метода функционала плотности для численного моделирования течений многокомпонентных многофазных смесей / А.Ю. Демьянов, О.Ю. Динариев // Журнал прикладной механики и технической физики (ПМТФ). 2004. Том 45. № 5. С. 68–78.
28. Демьянов А.Ю. Основы метода функционала плотности в гидродинамике / А.Ю. Демьянов, О.Ю. Динариев, Н.В. Евсеев. М.: Физматлит, 2009. 312 с.
29. Кузина О.А. Расчетно-экспериментальный метод определения параметров фильтрации смеси «нефть — водный раствор поверхностно- активных веществ» / О.А. Кузина, А.Б. Шабаров // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2020. Том 6. № 1 (21). С. 41–64.
30. Шабаров А.Б. Потери давления при течении водонефтяной смеси в поровых каналах / А.Б. Шабаров, А.В. Шаталов // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, Газ, Энергетика. 2016. Том 2. № 2. С. 50–72.
31. Кузина О.А. Двухфазная фильтрация смеси «Нефть-водные растворы поверхностно-активных веществ»: дис. … канд. физ.-мат. наук: 01.04.14. Тюменский государственный университет, Тюмень, 2020. 98–111 с.