DOI: https://doi.org/10.26089/NumMet.v25r319

Использование естественных переменных для снижения алгоритмической сложности некоторых задач гидравлики

Авторы

  • Г. А. Макеев

Ключевые слова:

гидравлическое трение
потери давления на трение
гидростатическое давление
обратная задача
эффективный алгоритм
характеристическая переменная

Аннотация

Гидравлические расчеты являются частью разнообразного инженерного программного обеспечения во многих областях, включая нефтегазодобычу. Повышение эффективности их численной реализации важно для решения практических обратных задач восстановления неизвестных параметров многих процессов. Целью данной работы является снижение алгоритмической сложности расчета изменяющегося во времени перепада давления при движении смеси в трубе при известных параметрах смеси. Рассматриваются задачи расчета изменения гидростатического давления и потери давления на трение для заданной зависимости удельных потерь давления на трение от расхода. Показано, как за счет правильного выбора переменных можно свести расчет потерь давления на трение к алгоритму линейной сложности, а расчет гидростатического давления — к алгоритму линейно-логарифмической сложности от размерности входных данных.

Загрузки

Опубликован

2024-06-27

Выпуск

Том 25 (2024): Выпуск 3.

Раздел

Методы и алгоритмы вычислительной математики и их приложения

Автор

Г. А. Макеев

ООО "РН–БашНИПИнефть"
управление разработки ПО для моделирования
ул. Ленина, д. 86/1, 450006, Уфа
• заместитель начальника управления

Библиографические ссылки

  1. A. A. Akhtyamov, G. A. Makeev, K. N. Baydyukov, et al., “Corporate Fracturing Simulator RN-GRID: from Software Development to in-Field Implementation,” Neftyanoye Khozyaistvo, No. 5, 94-97 (2018).
    doi 10.24887/0028-2448-2018-5-94-97
  2. I. S. Zheltova, A. A. Filippov, A. V. Pestrikov, et al., “Coiled Tubing Simulation Software Development,” Neftyanoye Khozyaistvo, No. 7, 120-126 (2020).
    doi 10.24887/0028-2448-2020-7-120-126
  3. M. J. Economides and K. G. Nolte, Reservoir Stimulation (Wiley, Chichester, 2000).
  4. A. V. Degovtsov, V. N. Ivanovskiy, S. A. Karelina, et al., Equipment and Technologies of Operations on Oil and Gas Wells Using Coiled Tubing (Gubkin Oil and Gas University, Moscow, 2020) [in Russian].
  5. A. Ya. Malkin and A. I. Isaev, Rheology: Concepts, Methods, Applications (Professiya, St. Petersburg, 2007) [in Russian].
  6. A. C. Barbati, J. Desroches, A. Robisson, and G. H. McKinley, “Complex Fluids and Hydraulic Fracturing,” Annu. Rev. Chem. Biomol. Eng. 7, 415-453 (2016).
    doi 10.1146/annurev-chembioeng-080615-033630
  7. E. S. Batyrshin, R. R. Sharipov, M. G. Volkov, et al., “Rheological Features of Guar Gum Based Cross-Linked Fracturing Gels,” Neftyanoye Khozyaistvo, №. 11, 127-131 (2022).
    doi 10.24887/0028-2448-2022-11-127-131
  8. Y. Yi, B. Lund, B. Aas, et al., “An Advanced Coiled Tubing Simulator for Calculations of Mechanical and Flow Effects; Model Advancements, and Full-Scale Verification Experiments,” in SPE/ICoTA Coiled Tubing Conference and Exhibition, Houston, USA, March 2004. Paper Number SPE-89455-MS.
    doi 10.2118/89455-MS
  9. T. D. Reed and A. A. Pilehvari, “A New Model for Laminar, Transitional, and Turbulent Flow of Drilling Muds,” in SPE Production Operations Symposium, Oklahoma, USA, March 1993. Paper Number SPE-25456-MS.
    doi 10.2118/25456-MS
  10. P. F. Osipov, Hydroaeromechanics of Drilling and Fastening Wells (Ukhta State Technical University, Ukhta, 2004) [in Russian].
  11. N. Makovei, Drilling Hydraulics (Nedra, Moscow, 1986) [in Russian].
  12. A. V. Gnoevoy, D. M. Klimov, and V. M. Chesnokov, Fundamentals of the Theory of Flows of Bingham Media (Fizmatlit, Moscow, 2004) [in Russian].
  13. I. E. Idel’chik, Handbook of Hydraulic Resistance (Mashinostroenie, Moscow, 1992; Begell House, Danbury, 1996).
  14. W. L. Wilkinson, Non-Newtonian Liquids: Fluid Mechanics, Mixing and Heat Transfer (Pergamon, London, 1960; Mir, Moscow, 1964).
  15. S. G. Kandlikar, S. Garimella, D. Li, et al., Heat Transfer and Fluid Flow in Minichannels and Microchannels (Elsevier, Amsterdam, 2014).
    doi 10.1016/B978-0-08-044527-4.X5000-2
  16. V. I. Klimanov and K. N. Baidyukov, “Constructing Maps of Hydraulic Fracturing Fluid According to Downhole Pressure Gauges of a Horizontal Well of Complex Design,” Neftyanoye Khozyaistvo: Scientific and Technical Materials Conference: Electronic Version (2020).
    http://new.oil-industry.ru/SD_Prezent/2020/10/01-32(Cited June 11, 2024).
  17. S. Shah, Y. Zhou, M. Bailey, and J. Hernandez, “Correlations to Predict Frictional Pressure Loss of Hydraulic-Fracturing Slurry in Coiled Tubing,” SPE Prod. & Oper. 24 (03), 381-395 (2009).
    doi 10.2118/104253-PA
  18. R. G. Keck, W. L. Nehmer, and G. S. Strumolo, “A New Method for Predicting Friction Pressures and Rheology of Proppant-Laden Fracturing Fluids,” SPE Prod. Eng. 7 (01), 21-28 (1992).
    doi 10.2118/19771-PA
  19. K. G. Nolte, “Fluid Flow Considerations in Hydraulic Fracturing,” in SPE Eastern Regional Meeting, Charleston, USA, November 1988. Paper Number SPE-18537-MS.
    doi 10.2118/18537-MS
  20. SciPy Library Technical Documentation.
    https://docs.scipy.org/doc/scipy/reference/generated/scipy.signal.fftconvolve.html.(Cited June 11, 2024).
  21. A. V. Aksakov, O. S. Borshchuk, I. S. Zheltova, et al., “Corporate Fracturing Simulator: from a Mathematical Model to the Software Development,” Neftyanoye Khozyaistvo, No. 11, 35-40 (2016).

Лицензия

Copyright (c) 2024 Г. А. Макеев

Лицензия Creative Commons

Это произведение доступно по лицензии Creative Commons «Attribution» («Атрибуция») 4.0 Всемирная.