КЕУЕКТІ ОРТАДА СҰЙЫҚ ҚОЗҒАЛЫСЫН МОДЕЛьДЕУ ЕРЕКШЕЛІКТЕРІН ЗЕРТТЕУ

Құбырлардағы дәстүрлі ағыннан ерекшеленетін кеуекті ортадағы сұйықтық ағынын зерттеу дұрыс анықталмаған ағындармен және кеуекті құрылымдардың әртүрлілігімен байланысты қиындықтарды ескере отырып, мұнайды және басқа да пайдалы қазбалар өндірудің тиімді әдістерін әзірлеудің кілті. Бұл жұмыста кеуекті ортадағы сұйықтық ағынын зерттеудің күрделілігі қарастырылады, бұл құбылыс құбырлардағы сұйықтық ағынынан айтарлықтай ерекшеленеді. Өлшеу мен талдауды қиындататын кеуекті ортада нақты анықталған ағын түтіктерінің болмауына назар аударылды. Зерттеу әртүрлі кеуекті орталарға қолданылатын аналитикалық және сандық әдістерді қамтитын жаңа тәсілді ұсынады. Зерттеу өткізгіштік, ағынның жылдамдығы потенциалы, бір фазалы және көп фазалы жүйелердің сипаттамалары мен сұйықтықтың сығылғыштығы ұғымдарын қамтитын жүйелерді сипаттау үшін заңдар мен корреляцияға негізделген математикалық модельді ұсынады. Инженерлер бағалаған қабаттағы сұйықтықтардың қасиеттеріне, оның ішінде кеуектілігі мен қанықтылығына қарай анықталатын мұнай қабаттарының сипаттамаларына ерекше назар аударылады. Сандық нәтижелер тегіс арнадағы сұйықтықтың орын ауыстыруын және кеуекті ортадағы бір өлшемді есепті ұсынады, ол айқын схеманы пайдалана отырып, теңдеулердің соңғы айырмашылығын жақындату арқылы орындалады. Бұл модельдің сандық нәтижелері Matlab бағдарламалық ортасында жүзеге асырылды.

1. Gуmora-Figueroa P., Camacho-Velбzquez R.G., (2019) Guadarrama-Cetina, J. and Guerrero-Sarabia, I.T.Oil emulsions in naturally fractured Porous Media. Petroleum: vol. 5(3), pp. 215–226, https://doi.org/10.1016/j.petlm.2018.12.004.

2. Feldmann F., Hagemann B., Ganzer L. et al. (2016) Numerical simulation of hydrodynamic and gas mixing processes in underground hydrogen storages. Environ Earth Sci 75, 1165, https://doi.org/10.1007/s12665-016-5948-z.

3. Hagemann B., Rasoulzadeh M., Panfilov M. et al. (2016) Hydrogenization of underground storage of natural gas. Comput Geosci 20, pp. 595–606, https://doi.org/10.1007/s10596-015-9515-6.

4. Panfilov M., Fourar M. (2006) Physical splitting of nonlinear effects in high-velocity stable flow through porous media. Advances in Water Resources, vol. 29(1), pp. 30–41, https://doi.org/10.1016/j.advwatres.2005.05.002.

5. Kim D., Yeo I.W. (2022) Flow visualization of transition from linear to nonlinear flow regimes in rock fractures. Water Resources Research, vol. 58(11), https://doi.org/10.1029/2022WR032088.

6. Salih Ozen Unverdi, Gretar Tryggvason (1992) A front-tracking method for viscous, incompressible, multi-fluid flows // Journal of Computational Physics, vol.100(1), pp. 25–37.

7. Lions J.L. (1969) Quelques methodes de resolution des problemes aux limites non lineaires Dunod, Gauthier-Villars, Paris.

8. Ladyzhenskaya O.A. (1969) The mathematical Theory of Viscous Incompressible Flow, Gordon and Breach, New York.

9. Kamrava S., Sahimi M. and Tahmasebi P. (2021) Simulating fluid flow in complex porous materials by integrating the governing equations with deep-layered machines. npj Comput Mater 7, 127, https://doi.org/10.1038/s41524-021-00598-2.

10. Haghi A.H., Chalaturnyk R. and Talman S. (2019) Stress-Dependent Pore Deformation Effects on Multiphase Flow Properties of Porous Media. Sci Rep 9, 15004, https://doi.org/10.1038/s41598-019-51263-0.

11. Kirk W. A., Sims B. (2001) Handbook of Metric Fixed Point Theory. Kluwer Academic, London.

12. Nguetseng G. (1989) A general convergence result for a functional related to the theory of homogenization. SIAM J. Math. Anal. 20, pp. 608–623.

13. Siegel M., Caflish R.E., Howison S. (2004) Global existence, singular solutions, and ill-posedness for the Muskat problem, Comm. on Pure and Appl. Math. LVII, pp. 1–38.

14. Mahdi D.S., Al-Khdheeawi E.A., Yuan Y. et al. (2021) Hydrogen underground storage efficiency in a heterogeneous sandstone reservoir. Advances in Geo-Energy Research, vol. 5(4): 437–443, https://doi.org/10.46690/ager.2021.04.08.

15. Riaz A., Hesse M., Tchelepi H. and Orr F. (2006) Onset of convection in a gravitationally unstable diffusive boundary layer in porous media. Journal of Fluid Mechanics, 548, pp. 87–111, https://doi:10.1017/S0022112005007494.

16. Panfilov M.B., Baishemirov Z.D. and Berdyshev A.S. (2020) Macroscopic Model of Two-Phase Compressible Flow in Double Porosity Media. Fluid. Dyn., vol. 55, pp. 936–951, https://doi.org/10.1134/S001546282007006X.

17. Panfilov M. Underground and pipeline hydrogen storage (2015) Compendium of Hydrogen Energy: Hydrogen Storage, Distribution and Infrastructure: vol. 2, pp. 91–115, https://doi:10.1016/B978-1-78242-362-1.00004-3.

18. Van Odyck Daniel E.A, Bell John B., Monmont Franck and Nikiforakis Nikolaos (2009) The mathematical structure of multiphase thermal models of flow in porous mediaProc. R. Soc. A.465523–549, https://doi.org/10.1098/rspa.2008.0268.

19. Zeng Z. and Grigg R. (2006) A criterion for non-Darcy flow in porous media, Transport Porous Med., 63, pp. 57–69, https://doi.org/10.1007/s11242-005-2720-3.

20. Scheidegger A. E. (1958) The physics of flow through porous media, Soil Sci., 86, pp. 355–362, https://doi.org/10.3138/9781487583750.

21. Clement C. (2009) Finite volume scheme for two-phase flows in heterogeneous porous media involving capillary pressure discontinuities 7 ESAJM: Mathematical Modelling and Numerical Analysis, vol. 43, pp. 973–1001.

22. Shiyapov K. (2015) The oil-to-water displacement in porous media with and without surface tension: classical models and 1d numerical upscaling. Proceedings of the 7th International Scientific and Practical Conference “Problems of Innovative Development of the Oil and Gas Industry”, Almaty, KBTU, pp. 365–369.