Вычислительная технология для определения функции межфазного взаимодействия на основе моделирования течения в капиллярном кластере

Вестник ТюмГУ. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика.


Выпуск:

2016. Том 2. №1

Название: 
Вычислительная технология для определения функции межфазного взаимодействия на основе моделирования течения в капиллярном кластере


Об авторах:

Степанов Сергей Викторович, доктор технических наук, профессор кафедры прикладной и технической физики, Тюменский государственный университет; старший эксперт, Тюменский нефтяной научный центр; svstepanov@tnnc.rosneft.ru

Шабаров Александр Борисович, доктор технических наук, профессор кафедры прикладной и технической физики, Тюменский государственный университет; kaf_mms@utmn.ru

Бембель Георгий Сергеевич, аспирант, Тюменский государственный университет; bembel_gsr@mail.ru

Аннотация:

В статье рассматривается оригинальная вычислительная технология для определения функции межфазного взаимодействия, используемая при расчете относительных фазовых проницаемостей воды и нефти на основе обобщенных уравнений Бернулли. Определение функции межфазного взаимодействия основывается на математическом моделировании четочного течения воды и нефти в пористой среде, представимой в виде кластера осесимметричных капилляров. В рамках такой модели решение задачи сводится к численному решению системы уравнений Навье-Стокса методом объема флюидов c использованием функции поверхностной силы для учета капиллярного давления на менисках. Показано, что разработанная технология позволяет проводить расчет функции межфазного взаимодействия для разных капиллярных чисел.

Список литературы:

  1. Бембель Г. С. Математическое моделирование четочного двухфазного течения в системе капиллярных каналов / Г. С. Бембель, С. В. Степанов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. Июнь 2015. С. 30-38. 
  2. Добрынин В. М. Фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа / В. М. Добрынин, А. Г. Ковалев, А. М. Кузнецов, В. Н. Черноглазов. М.: ВНИИОЭНГ, 1988. 
  3. Медведский Р. И. Оценка извлекаемых запасов нефти и прогноз уровней добычи по промысловым данным / Р. И. Медведский, А. А. Севастьянов. Тюмень: Недра, 2004. 192 с. 
  4. Мирзаджанзаде А. Х. Физика нефтяного и газового пласта / А. Х. Мирзаджанзаде, И. М. Аметов, А. Г. Ковалев. Москва-Ижевск: ИКИ, 2005. 280 с. 
  5. Степанов С. В. Использование данных разработки месторождений нефти для получения кривых фазовых проницаемостей / С. В. Степанов // Нефтяное хозяйство. 2006. Апрель. С. 67-69. 
  6. Степанов С. В. Расчетный метод получения относительных фазовых проницаемостей на основе решения обобщенных уравнений Бернулли для системы поровых каналов / С. В. Степанов, С. В. Соколов, А. Е. Алтунин, Н. А. Черемисин, А. Б. Шабаров // Нефтепромысловое дело. 2013. Август. С. 40-46. 
  7. Baroud Ch. N. Dynamics of microfluidic droplets / Ch. N. Baroud, F. Gallare, R. Dangla // Lab Chip. 2010. No 10. Pp. 2032-2045. DOI: 10.1039/c001191f
  8. Blunt M. J. Detailed physics, predictive capabilities and macroscopic consequences for pore-network models of multiphase flow / M. J. Blunt, M. D. Jackson, M. Piri, P. H. Valvante // Advances in Water Resources. 2002. No 25. Pp. 1069-1089. DOI: 10.1016/S0309-1708(02)00049-0 
  9. Dahle H. K. A Dynamic network model for two-phase immiscible flow / H. K. Dahle, M. A. Celia // Computational Geosciences 3 (1999), 1-22. DOI: 10.1023/A:1011522808132 
  10. Raeini A. Q. Modelling multiphase flow through micro-CT images of the pore space. Ph. D. dissertation / Ali Qaseminejad Raeini. 2013. 
  11. Ramakrishnan T. S. The relative permeability function for two-phase flow in porous media: effect of capillary number / T. S. Ramakrishnan, D. T. Wasan // SPE/DOE 12693. 1984. Pp. 163-181. 
  12. Renardy Y. PROST: A parabolic reconstruction of surface tension for the volume-of-fluid method / Y. Renardy, M. Renardy // Journal of Computational Physics. 2002. Vol. 183. Pp. 400-421. DOI: 10.1006/jcph.2002.7190
  13. Santos L. O. E. dos, Wolf F. G., Philippi P. C. Dynamics of interface displacement in capillary flow / L. O. E. dos Santos, F. G. Wolf, P. C. Philippi // Journal of Statistical Physics. Vol. 121. No 1/2. October 2005. Pp. 197-207. DOI: 10.1007/s10955-005-7001-6
  14. Stark J. The motion of long bubbles in a network of tubes / J. Stark, M. Manga // Transport in Porous Media. 2000. No 40. Pp. 201-218. DOI: 10.1023/A:1006697532629
  15. Yakimchuk I. V. X-ray micro-CT in conjunction with other techniques for core analysis / I. V. Yakimchuk, A. S. Denisenko, B. D. Sharchilev, I. A. Varfolomeev // Proceedings of Micro-CT User Meeting. 2015. Pp. 68-73.