Науковий вісник НГУ

Математичне моделювання процесів тепломасообміну при розкладенні газових гідратів у пористому середовищі

• 
• 

Рейтинг користувача:  / 0

ГіршийКращий 

Деталі

Категорія: Зміст №5 2020

Останнє оновлення: 02 листопада 2020

Опубліковано: 31 жовтня 2020

Перегляди: 2454

Authors:

А. Ю. Дреус, orcid.org/0000-0003-0598-9287, Дніпровський національний університет імені Олеся Гончара, м. Дніпро, Україна, e-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

В. І. Бондаренко, orcid.org/0000-0001-7552-0236, Національний технічний університет «Дніпровська політехніка», м. Дніпро, Україна, e‑mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

В. С. Білецький, orcid.org/0000-0003-2936-9680, Національний технічний університет «Харківський політехнічний інститут», м. Харків, Україна

Р. С. Лисенко, orcid.org/0000-0003-4651-5571, Національний технічний університет «Дніпровська політехніка», м. Дніпро, Україна, e‑mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

повний текст / full article

Abstract:

Мета. Розробка методики дослідження та аналіз процесів тепломасообміну в гідратовміщуючому пористому шарі при падінні тиску на його границі.

Методика. Математичне моделювання, обчислювальний експеримент.

Результати. Представлена математична модель теплофізичних процесів при розкладенні газового гідрату в пористому шарі гірської породи. Досліджено випадок розкладення газового гідрату в пористому шарі гірської породи, що знаходиться у стабільному стані при відносно високих початкових показниках температурі й тиску. Виконані чисельні дослідження полів температури й тиску при розкладенні газового гідрату. Представлено нестаціонарний розподіл температури й тиску вздовж пористого пласта при розкладенні газового гідрату внаслідок падіння тиску на його границі. Визначена швидкість просування фронту розкладення газового гідрату та зміна розмірів області розкладеного газового гідрату переходу у часі.

Наукова новизна. Запропоновано алгоритм розрахунку полів тиску й температури в пористому шарі у випадку, коли температура стабільного газового гідрату вище значення температури його дисоціації. Фактором, що забезпечує процес розкладення газового гідрату, є падіння тиску на границі породного шару. Показано вплив ендотермічної реакції дисоціації газового гідрату на процеси теплообміну в пористому шарі. Показано, що значення температури й тиску, які визначають точку розкладення газового гідрату, змінюються в міру просування фронту фазового переходу.

Практична значимість. Запропоновані математична модель та алгоритм розрахунку можуть бути використані для прогнозування часових характеристик і розмірів зон розкладення газових гідратів навколо експлуатаційних свердловин.

References.

1. Hanushevych, K., & Srivastava, V. (2017). Coalbed methane: places of origin, perspectives of extraction, alternative methods of transportation with the use of gas hydrate and nanotechnologies. Mining of Mineral Deposits, 11(3), 23-33. https://doi.org/10.15407/mining11.03.023.

2. Li, X.-S., Xu, C.-G., Zhang, Y., Ruan, X.-K., Li, G., & Wang, Y. (2016). Investigation into gas production from natural gas hydrate: A review. Applied Energy, (172), 286-322. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2016.03.101.

3. Sánchez, M., Santamarina, C., Teymouri, M., & Gai, X. (2018). Coupled numerical modeling of gas hydrate bearing sediments: from laboratory to field-scale analyses. Journal of Geophysical Research: Solid Earth. https://doi.org/10.1029/2018jb015966.

4. Sai, K., Malanchuk, Z., Petlovanyi, M., Saik, P., & Lozynskyi, V. (2019). Research of Thermodynamic Conditions for Gas Hydrates Formation from Methane in the Coal Mines. Solid State Phenomena, (291), 155-172. https://doi.org/10.4028/www.scientific.net/SSP.291.155.

5. Sun, Y., Lü, X., & Guo, W. (2014). A review on simulation models for exploration and exploitation of natural gas hydrate. Arabian Journal of Geoscienes, (7), 2199-2214. https://doi.org/10.1007/s12517-014-1294-1.

6. Yin, Z., Khurana, M., Tan, H. K., & Linga, P. (2018). A review of gas hydrate growth kinetic models. Chemical Engineering Journal, (342), 9-29. https://doi.org/10.1016/j.cej.2018.01.120.

7. Vlasov, V. A. (2015). Diffusion model of gas hydrate formation from ice. Heat and Mass Transfer, 52(3), 531-537. https://doi.org/10.1007/s00231-015-1575-6.

8. Klymenko, V. (2019). Modeling of the kinetics of the gas hydrates formation on the basis of a stochastic approach. Solid State Phenomena, (291), 98-109. https://doi.org/10.4028/www.scientific.net/SSP.291.980.

9. Lorenzo, M. D., Aman, Z. M., Kozielski, K., Norris, B. W. E., Johns, M. L., & May, E. F. (2018). Modelling hydrate deposition and sloughing in gas-dominant pipelines. Journal of Chemical Thermodynamics, (117), 81-90. https://doi.org/10.1016/j.jct.2017.08.038.

10. Rao, Y., Ding, B., Wang, S., Wang, Z., & Zhou, S. (2019). Flow pattern and pressure drop of gas-liquid two-phase swirl flow in a horizontal pipe. Journal of Central South University, 26(9), 2528-2542. https://doi.org/10.1007/s11771-019-4192-6.

11. Bondarev, E., Rozhin, I., & Argunova, K. (2019). Problem of conjugate heat transfer between main gas pipeline and frozen ground. E3S Web of Conferences, (102), 01001. https://doi.org/10.1051/e3sconf/201910201001.

12. Tsypkin, G. G. (2017). Formation of the impermeable layer in the process of methane hydrate dissociation in porous media. Fluid Dynamics, (52), 657-665. https://doi.org/10.1134/S0015462817050076.

13. Haiko, H., & Pyha, L. (2017). Shielded development of bottom gas hydrates. Mining of Mineral Deposits, 11(3), 117-123. https://doi.org/10.15407/mining11.03.117.

14. Lobkovskii, L. I., & Ramazanov, M. M. (2018). Front Regime of Heat and Mass Transfer in a Gas Hydrate Reservoir under the Negative Temperature Conditions. Fluid Dynamics, 53(4), 517-530. https://doi.org/10.1134/s0015462818040092.

15. Shagapov, V. S., Khasanov, M. K., Musakaev, N. G., & Duong, N. H. (2017). Theoretical research of the gas hydrate deposits development using the injection of carbon dioxide. International Journal of Heat and Mass Transfer, (107), 347-357. https://doi.org/10.1016/j.ijheatmasstransfer.2016.11.034.

16. Yu, L., Xu, Y., Gong, Z., Huang, F., Zhang, L., & Ren, S. (2018). Experimental study and numerical modeling of methane hydrate dissociation and gas invasion during drilling through hydrate bearing formations. Journal of Petroleum Science and Engineering, (168), 507-520. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2018.05.046.

17. Li, M., Fan, S., Su, Y., Ezekiel, J., Lu, M., & Zhang, L. (2015). Mathematical models of the heat-water dissociation of natural gas hydrates considering a moving Stefan boundary. Energy, 90, 202-207. https://doi.org/10.1016/j.energy.2015.05.064.

18. Bondarenko, V., Kovalevska, I., Astafiev, D., & Malova, O. (2018). Examination of Phase Transition of Mine Methane to Gas Hydrates and their Sudden Failure – Percy Bridgman’s Effect. Solid State Phenomena, 277, 137-146. https://doi.org/10.4028/www.scientific.net/ssp.277.137.

19. Bondarenko, V., Sai, K., Prokopenko, K., & Zhuravlov, D. (2018). Thermodynamic and geomechanical processes research in the development of gas hydrate deposits in the conditions of the Black Sea. Mining of Mineral Deposits, 12(2), 104-115. https://doi.org/10.15407/mining12.02.104.

20. Ahmadi, A. M., & Bahadori, A. (2017). Gas Hydrates. Fluid Phase Behavior for Conventional and Unconventional Oil and Gas Reservoirs, (pp. 405-444). Gulf Professional Publishing. https://doi.org/10.1016/B978-0-12-803437-8.00008-7.

21. Bulat, A., Blyuss, B., Dreus, A., Liu, B., & Dziuba, S. (2019). Modelling of deep wells thermal modes, Mining of Mineral Deposits, 13(1), 58-65. https://doi.org/10.33271/mining13.01.058.

22. Kozhevnikov, A. A., Sudakov, A. K., Dreus, A. Yu., & Lysenko, Ye. Ye. (2014). Study of heat transfer in cryogenic gravel filter during its transportation along a drillhole. Naukovyi Visnyk Natsionalnoho Hirnychoho Universytetu, (6), 49-54.

• < Попередня
• Наступна >