«Автоматизация и информатизация ТЭК»

Развитие методов сетевой гидродинамики применительно к двухфазным течениям несмешивающихся жидкостей

УДК: 532.5-1/-9+622.276
DOI: 10.33285/2782-604X-2023-10(603)-70-74

Авторы:

¹ Сибирский Федеральный Университет, Красноярск, Россия

Ключевые слова: теория гидравлический цепей, валидация математической модели, микрофлюидные чипы, поросетевая модель

Аннотация:

В статье представлены результаты валидации математической модели, предназначенной для расчета двухфазных течений несмешивающихся жидкостей. Валидация выполнялась в сравнении с результатами эксперимента, проведенного на микрофлюидном чипе с регулярной решеткой микроканалов. Математическая модель основана на методе теории гидравлических цепей, адаптированной к моделированию поросетевого пространства. Такой подход, в сравнении с методами вычислительной гидродинамики, дает существенный выигрыш по вычислительным затратам. Валидация выполнялась путем сравнения динамики движения фронта вытесняющей жидкости в расчетной модели и эксперименте. Сравнение результатов экспериментов и расчетов показало, что модель качественно и количественно описывает эксперимент на удовлетворительном уровне. Проведена проверка работоспособности и численной устойчивости математической модели на серии методических расчетов, в которых варьировались свойства двухфазной среды.

Список литературы:

1. Khademolhosseini R., Jafari A., Shabani M.H. Micro Scale Investigation of Enhanced Oil Recovery Using Nano/Bio Materials // Procedia Materials Science. – 2015. – Vol. 11. – P. 171–175. – DOI: 10.1016/J.MSPRO.2015.11.069
2. Emulsion flooding for enhanced oil recovery: Interactive optimization of phase behavior, microvisual and core-flood experiments / M.S. Karambeigi, R. Abbassi, E. Roayaei, M.A. Emadi // J. of Industrial and Engineering Chemistry. – 2015. – Vol. 29. – P. 382–391. – DOI: 10.1016/j.jiec.2015.04.019
3. Dezfully M.G., Jafari A., Gharibshahi R. CFD Simulation of Enhanced Oil Recovery Using Nanosilica/Supercritical CO2 // Advanced Materials Research. – 2015. – Vol. 1104. – P. 81–86. – DOI: 10.4028/www.scientific.net/AMR.1104.81
4. Azhar M., Sanyal J. Numerical Study of Water Flooding Simulations Using ANSYS Fluent // Proc. of the 4th World Congress on Momentum, Heat and Mass Transfer (MHMT'19), April 10–12, 2019, Rome, Italy. – 2019. – DOI: 10.11159/icmfht19.113
5. Теория гидравлических цепей / А.П. Меренков, В.Я. Хасилев, В.Г. Сидлер [и др.]; отв. ред. М.Г. Сухарев. – М.: Наука, 1985. – 280 с.
6. Filimonov S., Dekterev A., Minakov A. Computational modelling of flow in a microporous environment of a natural reservoir with consideration of the topological structure // E3S Web of Conf. – 2020. – Vol. 219. Mathematical Models and Methods of the Analysis and Optimal Synthesis of the Developing Pipeline and Hydraulic Systems. – P. 01007. – DOI: 10.1051/e3sconf/202021901007
7. Development and Testing of a Mathematical Model for Dynamic Network Simulation of the Oil Displacement Process / S.A. Filimonov, M.I. Pryazhnikov, A.I. Pryazhnikov, A.V. Minakov // Fluids. – 2022. – Vol. 7, Issue 9. – P. 311. – DOI: 10.3390/fluids7090311
8. Fatt I. The Network Model of Porous Media // Transaction of AIME. – 1956. – Vol. 207. – P. 144–181. – DOI: 10.2118/574-G
9. Lenormand R., Touboul E., Zarcone C. Numerical models and experiments on immiscible displacements in porous media // J. of Fluid Mechanics. – 1988. – Vol. 189. – P. 165–187. – DOI: 10.1017/S0022112088000953
10. Chatzis I., Dullien F.A.L. Modelling Pore Structure by 2-D and 3-D Networks with Application to Sandstones // J. of Canadian Petroleum Technology. – 1977. – Vol. 16, Issue 01. – DOI: 10.2118/77-01-09
11. Verification and Validation of a Network Algorithm for Single-phase Flow Modeling using Microfluidic Experiments / S.A. Filimonov, D.V. Guzei, A.S. Yakimov [et al.] // J. of Applied and Computational Mechanics. – Shahid Chamran University of Ahvaz, 2023. – Vol. 9, No. 4. – P. 1156–1167.