Дипломная работа на тему "ТЮМГУ | Разработка математической модели для прогнозирования характерных размеров зоны дренирования пласта с трещиной автогидроразрыва"

Работа на тему: Разработка математической модели для прогнозирования характерных размеров зоны дренирования пласта с трещиной автогидроразрыва
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

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
РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ДЛЯ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ХАРАКТЕРНЫХ РАЗМЕРОВ ЗОНЫ ДРЕНИРОВАНИЯ ПЛАСТА С
- ТРЕЩИНОЙ АВТОГИДРОРАЗРЫВА

03.03.02 Физика
Профиль «Фундаментальная физика»

Тюмень 2023 год

ОГЛАВЛЕНИЕ
СПИСОК ИЛЛЮСТРАЦИЙ 3
ГЛАВА 1. Введение 4
1.1 Возникновение и развитие трещин автогидроразрыва пласта в
промысловых условиях 4
1.2 Существующие подходы к моделированию развития трещин авто-ГРП в промысловых условиях 8
1.3 Цели и задачи исследования. 13
ГЛАВА 2. Математическая модель определения размеров зоны дренирования нагнетательной скважины с трещиной авто-ГРП 16
2.1. Математическая модель определения размеров зоны дренирования
нагнетательной скважины с трещиной авто-ГРП при постоянном давлении на забое этой скважины 16
2.2 Математическая модель определения размеров зоны дренирования нагнетательной скважины с трещиной авто-ГРП при постоянном расходе
закачиваемого реагента. 31
ГЛАВА 3. Математическая модель задачи о механизмах воздействия частиц на пласт с трещиной авто-ГРП 34
3.1 Апробация математической модели определения размеров зоны дренирования нагнетательной скважины с трещиной авто-ГРП при
постоянном давлении на забое этой скважины на примере задачи 34
3.2 Численная оценка размеров зоны дренирования нагнетательной скважины с трещиной авто-ГРП при постоянном давлении на забое этой скважины и определение изменения расхода суспензии после обработки ПЗЗ полимер- дисперсной смесью 42
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 44
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 46

СПИСОК ИЛЛЮСТРАЦИЙ
Рисунок 1.1 Статистика использования метода ГРП в России при освоении
месторождений, характеризующихся трудноизвлекаемыми запасами 5
Рисунок 1.2 Схематическое изображения осуществления процесса нагнетания рабочего агента в разрабатываемый пласт 6
Рисунок 2.1 Схематическое изображение разрабатываемого пласта 16
Рисунок 3.1 Модель распределения полимер-дисперсных частиц в трещине
прямоугольного сечения.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Хендерсон Д., Освоение месторождений нефти низкопроницаемых пород в России // Rogtec magazine 2014. №37. С 38-63
2. Нескоромных В. В.. Направленное бурение. Бурение горизонтальных и многозабойных скважин: учебник для бакалавров направления подготовки
21.03.01 "Нефтегазовое дело", специалистов направления подготовки 23.04.03 "Эксплуатация транспортно-технологических машин и комплексов" 2020. С. 408.
3. Смирнов Н. Н., Никитин В. Ф., Скрылева Е. И., Фахретдинова Р. Р.. Вычислительное моделирование процесса очистки трещины ГРП и процесса вытеснения нефти из области, содержащей трещину ГРП // Успехи кибернетики 2022. Т. 3. №11 С. 14–21.
4. B. Milad, F. Civan, D. Devegowda, R.F. Sigal. Practical compartmental model for shale-gas production by multiple-fractured horizontal wells considering transport influenced by nano-pore proximity // Society of Petroleum Engineers. Conference paper SPE-169011-MS. 2014. P. 1–26.
5. Z. Han, G. Ren, R.M. Younis. Unified reservoir and seismic simulation with explicit representation of fractures and faults // Society of Petroleum Engineers. Conference paper SPE-203979-MS. 2021.
6. Дубиня Н.В., Вершинин А.В., Пирогова А.С., Тихоцкий С.А. Использование имитационных геолого-петрофизических моделей для снижения рисков при бурении при освоении шельфовых месторождений // Society of Petroleum Engineers. Статья с конференции SPE-201978-RU. 2020. С. 1–21. DOI:
7. J.E. Odo, P.M. Ikpeka, N.U. Okereke, B.C. Odo, U.U. Idika, D.C. Ofoegbu. Model for estimating optimum hydraulic fracture geometry in gas condensate reservoir // Society of Petroleum Engineers. Conference paper SPE-203653-MS. 2020. P. 1–14.
8. Галкин В.И., Колтырин А.Н. Исследование и анализ методов определения эффективности применения технологии пропантного гидроразрыва пласта // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2019. Т. 330. № 11. С. 50–58
9. Байков В.А., Жданов Р.М., Муллагалиев Т.И., Усманов Т.С. Выбор оптимальной системы разработки для месторождений с низкопроницаемыми коллекторами // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2011, №1. С. 84-100
10. A.M. Wijesinghe, I. Kececioglu. Analysis of interference pressure tests in naturally fractured reservoirs with macroscopic fracture and pore system permeabilities and unsteady interporosity flow // Society of Petroleum Engineers. Conference paper SPE 14522. 1985. P. 1–14.
11. Давлетова А.Р., Федоров А.И., Щутский Г.А. Анализ риска самопроизвольного роста трещины гидроразрыва пласта в вертикальном направлении // Нефтяное хозяйство. 2019. № 6. С. 50–53.
12. Приходченко, Д. И. Изучение технологий, улучшающих качество проводимых ГРП / Д. И. Приходченко. - Текст: непосредственный // Молодой ученый. 2020. № 52 (342). С. 91-92.
13. Исламов Д.Э. Совершенствование методов проектирования операций по гидроразрыву пластов для повышения продуктивности скважин: дис. канд. техн. наук: 21.03.01. 2015. С. 124
14. Li H., Huang B., Zhao X., Wu Z., Han X., Jiao X., Sun Z. Experimental investigation on proppant transport and distribution characteristics in coal hydraulic fractures under true triaxial stresses // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2022. V. 218. P. 1–13.
15. Zheng S., Lin M., Jiang W., Qiu X., Chen Z. New method of in situ high-resolution experiments and analysis of fracture networks formed by hydraulic fracturing // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2022. V. 217. P. 1–11.
16. Tie Y., Wei L., Xueliang B. An experimental study of fracture initiation mechanisms during hydraulic fracturing // Petroleum Science. 2011. V. 8. P. 87–92.
17. Савенков Е.Б., Борисов В.Е. Математическая модель развития трещины гидроразрыва пласта в трёхмерной пороупругой среде // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Механика. 2018. № 1. С. 5–17.
18. Singh P., Agarwal R.G. Two-step rate test: new procedure for determining formation parting pressure // J. Pet. Technol. 1990. V. 42. № 1. P. 84–90.
19. Cheng C., Milsch H. Hydromechanical investigations on the self-propping potential of fractures in tight sandstones // Rock Mech. Rock Eng. 2021. V. 54. P. 5407–5432.
20. C.-H. Liu, K. Nakajima, M.J. King. Application of novel stabilized zone simulation and flow diagnostics for the interpretation of the SRV and assessment of multiwell interference // Society of Petroleum Engineers. Conference paper URTEC-208354- MS. 2021.
21. Valiullin R., Ramazanov A., Sharafutdinov R., Sharipov A., Nizaeva I., Badetz K., Zhafrezik V. Investigation of temperature fields in reservoirs with a hydraulic fracture
// Society of Petroleum Engineers. Conference paper SPE-187748-RU. 2017, P. 1–20.
22. Davletbaev A.Ya., Baikov V.A., Bikbulatova G.R., Asmandiyarov R.N., Nazargalin E.R., Slabetsky A.A., Sergeychev A.V., Nuriev R.I. Field research on the study of spontaneous development of man-made cracks in injection wells // Society of Petroleum Engineers. Conference paper SPE-171232-RU. 2014. С. 1–9.
23. Ruchkin A.A., Yagafarov A.K. Optimization of the use of flow diverting technologies at the Samotlor field. Tyumen: Publishing house "Vector Buk", 2005. P. 165
24. Fedorov K.M., Zubkov P.T. Placement of gels in stratified reservoirs using a sequential injection technique // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 1996. V. 15, №. 1. P. 69–80.
25. K.M. Fedorov, A.Ya. Gilmanov, A.P. Shevelev, A.V. Kobyashev, D.A. Anuriev A theoretical analysis of profile conformance improvement due to suspension injection // Mathematics. 2021. V. 9, №. 15. P. 1727–1741.
26. Vydysh I.V., Fedorov K.M., Anuriev D.A. Comparison of the suspension stabilized by polymer treatment efficiency for injection wells of various completions // Tyumen State University Herald. Physical and Mathematical Modeling. Oil, Gas, Energy. – 2022. V. 8, №. 1 (29). P. 58–74.
27. Seright R. Gel propagation through fractures // Society of Petroleum Engineers. Conference paper SPE 59316. 2000. P. 1–9.
28. L. Naizhen, L. Ming. Application of temporary-blocking fracturing technology in casing-deformed shale gas well // Society of Petroleum Engineers. Conference paper SPE-190982-MS. 2018. P. 1–8.
29. G. Singh, G. Pencheva, K. Kumar, T. Wick, B. Ganis, M.F. Wheeler. Impact of accurate fractured reservoir flow modeling on recovery predictions // Society of Petroleum Engineers. Conference paper SPE 168630. 2014. P. 1–10.
30. Yu. A. Pityuk, A. Ya. Davletbaev, A. A. Musin, D. F. Maryin, E. V. Seltikova, I.
A. Zarafutdinov, L. A. Kovaleva, and Nazargalin E.R., Mustafin D.A. 3D Numerical simulation of pressure and temperature dynamics in a well with a hydraulic fracture // Society of Petroleum Engineers. Conference paper SPE-181971-RU. 2016. С. 1–15.
31. C. Sambo, Y. Feng. Physics inspired machine learning for solving fluid flow in porous media: a novel computational algorithm for reservoir simulation // Society of Petroleum Engineers. Conference paper SPE-203917-MS. 2021.
32. Hagoort J. A simplified analytical method for estimating the productivity of a horizontal well producing at constant rate or constant pressure //Journal of Petroleum Science and Engineering. 2009. V. 64. Issues 1–4. P. 77–87. D
33. Dheyauldeen A., Alkhafaji H., Alfarge D., Elgmati A., Falih K.T., Alali N. Using Agarwal analytical approach with superposition rate and time solutions to analyze multi and single well systems // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2022. V. 215. Part B. Paper 110693. P. 1–20.
34. Колодежнов, В. Н. Плоское вихревое течение в цилиндрическом слое. Вычислительная механика сплошных сред, 2021. № 14(2), С. 159–170.
35. Пак, В. В. (2018). Моделирование эволюции трехслойного стоксова течения и некоторые геофизические приложения. Вычислительная механика сплошных сред, № 11(3), С. 275–287.
36. Зуев Ю.В. Влияние граничных условий на характеристики турбулентности двухфазных струйных течений с фазовыми превращениями // Прикладная механика и техническая физика. 2005. Т. 46, № 3. С. 29–40.
37. Юдин Е. В. Моделирование фильтрации жидкости в неоднородных средах для анализа и планирования разработки нефтяных месторождений: дис. канд. ф.- м. наук: 25.00.10. 2014. С. 173
38. Овчарова, Л. П. Анализ опыта применения горизонтальных скважин с многостадийным ГРП для разработки низкопроницаемых коллекторов нефтяных залежей / Л. П. Овчарова. — Текст: непосредственный // Молодой ученый. 2020.
№ 8 (298). С. 44-48.