فایل ورد کامل تحقیق مهندسی مخزن و چاه آزمایی و عوامل موثر برآن ۷۷ صفحه در word

توجه : به همراه فایل word این محصول فایل پاورپوینت (PowerPoint) و اسلاید های آن به صورت هدیه ارائه خواهد شد

 فایل ورد کامل تحقیق مهندسی مخزن و چاه آزمایی و عوامل موثر برآن ۷۷ صفحه در word دارای ۷۷ صفحه می باشد و دارای تنظیمات در microsoft word می باشد و آماده پرینت یا چاپ است

لطفا نگران مطالب داخل فایل نباشید، مطالب داخل صفحات بسیار عالی و قابل درک برای شما می باشد، ما عالی بودن این فایل رو تضمین می کنیم.

فایل ورد فایل ورد کامل تحقیق مهندسی مخزن و چاه آزمایی و عوامل موثر برآن ۷۷ صفحه در word  کاملا فرمت بندی و تنظیم شده در استاندارد دانشگاه  و مراکز دولتی می باشد.

توجه : در صورت  مشاهده  بهم ریختگی احتمالی در متون زیر ،دلیل ان کپی کردن این مطالب از داخل فایل ورد می باشد و در فایل اصلی فایل ورد کامل تحقیق مهندسی مخزن و چاه آزمایی و عوامل موثر برآن ۷۷ صفحه در word،به هیچ وجه بهم ریختگی وجود ندارد

بخشی از متن فایل ورد کامل تحقیق مهندسی مخزن و چاه آزمایی و عوامل موثر برآن ۷۷ صفحه در word :

بخشی از فهرست مطالب فایل ورد کامل تحقیق مهندسی مخزن و چاه آزمایی و عوامل موثر برآن ۷۷ صفحه در word

۱-مهندسی مخزن و چاه آزمایی و عوامل موثر برآن    
۱-۱-مقدمهای بر مهندسی مخزن    
۱-۲-مخازن نفت و بهرهبرداری از مخازن نفتی    
۱-۳-تعاریف انواع مخزنها با استفاده از نمودارهای فازی    
۱-۴-مروری بر خواص سنگ مخزن    
۱-۴-۱- درجهی تخلخل    
۱-۴-۲-تراکم پذیری همدما    
۱-۴-۳- درجهی اشباع سیال    
۱-۵- مقدمه‌ای بر چاه‌آزمائی    
۱-۵-۱- عوامل موثر بر چاه‌آزمائی    
۱-۵-۱-۱-  ضریب پوسته    
۱-۵-۱-۲- اثر ذخیره درون چاهی    
۱-۵-۱-۳-  نفوذپذیری یا تراوائی    
۱-۵-۱-۴- نحوه‌ی حرکت سیال درون محیط متخلخل    
۱-۵-۱-۵- مرزهای مخزن    
۱-۵-۲- انواع آزمایشات چاه‌آزمائی    
۱-۵-۲-۱- آزمون‌های دوره‌ای تولید (اندازه‌گیری روزانه‌ی دبی و فشار)    
۱-۵-۲-۲- آزمون‌های سنجش بهره‌دهی چاه (میزان دبی چاه بر حسب فشار جریانی چاه)    
۱-۵-۲-۲-۱- برای مخازن نفتی:    
۱-۵-۲-۲-۲- برای مخازن گازی:    
۱-۵-۲-۳- آزمونهای فشار گذرا ( فشار با زمان)    
۱-۵-۲-۳-۱- آزمایش‌ خیزش فشار    
۱-۵-۲-۳-۲- آزمایش کاهش فشار(جریانی)    
۱-۵-۳- کاربرد نمودارهای مشتق در تحلیل آزمایشات چاه آزمائی    
۱-۵-۳-۱- مثالهایی از کاربرد منحنی‌های مشتق فشار    
۱-۶- انواع چاه در مخازن    
۱-۶-۱- چاه های عمودی    
۱-۶-۲- چاهها با شکست هیدرولیکی    
۱-۶-۳- چاههای افقی    
۱-۶-۳-۱- دورهی جریان شعاعی قائم اولیه    
۱-۶-۳-۲- دورهی جریان خطی میانی    
۱-۶-۳-۳- دورهی جریان شبه شعاعی انتهایی    
۱-۶-۴- معادلات زمان رژیمهای مختلف در چاه افقی    
۱-۷- آنالیز فشار در چاه افقی    
۱-۷-۱- آزمایش کاهش فشار    
۱-۷-۲- آزمایش خیزش فشار    
۱-۸- شبکه های عصبی    
۱-۸-۱- ساختار مغز    
۱-۸-۲- مدل ریاضی یک نرون    
۱-۸-۳- یادگیری شبکه    
۱-۸-۴- تقسیم بندی بر اساس ساختار    
۱-۸-۵- شبکه پرسپترون    
۱-۸-۶- ترتیب ارائه داده ها به شبکه    
۱-۸-۷- تابع انتقال    
۱-۸-۸- پایان آموزش    
۱-۸-۹- تعداد نرون در لایه ها    
۱-۸-۱۰- معیارهای نیکویی برازش    
۲-مروری بر کارهای گذشته    
۲-۱- مروری بر کارهای انجام شده بر روی شبکه های عصبی    
۲-۲- مروری بر کارهای انجام شده بر روی چاههای افقی    
منابع    

بخشی از منابع و مراجع فایل ورد کامل تحقیق مهندسی مخزن و چاه آزمایی و عوامل موثر برآن ۷۷ صفحه در word

[۱] Odeh, A.S: (1968). “Steady-State flow capacity of wells with limited Entry to flow”, Society of Petroleum Engineering Journal 43-51, Trans., AIME,

[۲] Schlumberger Documents, (2003). “Well Test Interpretation”, Schlumberger Oil and Gas Well Service

[۳] May, E. A. and Dagli, C. H. (1998). “Hybrid System for Well Test Analysis,” Neural Networks Proceedings, 1998. IEEE World Congress on Computational Intelligence. Volume 1, May 4-8, pp 295 – ۳۰۰

[۴] Kok M. V. and Karakaya E. (2000). ” Well Test Model Identification by Artificial Neural Networks,” Petroleum Science and Ttechnology, ISSN ۱۰۹۱-۶۴۶۶, ۲۰۰۰, vol. 18, n 7, pp. ۷۸۳-۷۹۴

[۵] R. Kharrat and S. M. Razavi. (2005). “Determination of the Reservoir Model from Well Test Data by using Artificial Neural Network.” ۱۰th Iranian Chemical Engineering Congress (IChEC10), Sistan & Balochestan University, 15-17 Nov.,

[۶] Kuchuk, F.J., goode, P.A., Wilkinson, D.J. and Thambynayagam, R.K.M. (1991). “Pressure -Transient Behavior of Horizontal Wells With and Without Gas Cap or Aquifer,” SPE Formation Evaluation, March 1991, pp.86-

[۷] Ozkan, E. and Raghavan, R. (1991). “New Solutions for Well-Test Analysis problems: Part1- Analytical Considerations,” SPE Formation Evaluation, September 1991, pp. 359-

[۸] Ozkan, E. and Raghavan, R. (1991). “New Solutions for Well-Test Analysis problems: Part 2- Computational Considerations Application,” SPE Formation Evaluation, September 1991, pp. 369-

[۹] Sinha, S. and Panha, M.N. (1996). “Well-Test Model Identification with Self-Organizing Feature Map” SPE Computer Application, Auguste 1996. pp 106-

[۱۰] Cheng, S. (1997). “Application of Neural Networks and Expert System in the Interpretation of Well Test,” Journal of Engineering and Applied Science, v 12, n 2, 1997, 3pp

[۱۱]   Al-Kaabi, A. U.  McVay, D.A. Holditch, S.A. and Lee, W .J. (1988). “Using an Expert System to Identify the Well­-Test Interpretation Model.” Paper SPE 18158 presented at the 64th Annual Technical Conference and Exhibition of the SPE held in Houston, TX, October 2-

۱-مهندسی مخزن و چاه آزمایی و عوامل موثر برآن

۱-۱-مقدمه­ای بر مهندسی مخزن

نفت خام­، گاز طبیعی و آب موادی هستند که برای مهندسان نفت دارای اهمیت ویژه­ای هستند­. این مواد که در دما و فشار پایین گاهی به صورت جامد یا نیمه جامد­­ (مانند پارافین­، هیدرات­های گازی­، یخ و نفت خام با نقطه ریزش بالا) یافت می­شوند­­، در اعماق زمین ودر ستون چاه به حالت سیال­، به صورت فاز بخار (گاز) یا مایع یا عمدتا دو فازی ظاهر می­شوند­. مواد جامدی که در عملیات حفاری­، سیمان­کاری و ایجاد شکاف به­کار برده می­شوند نیز به حالت سیال یا دوغاب استفاده می­شوند­. تقسیم ­بندی سیالات مخزن و چاه به فازهای مایع و بخار­، به دما و فشار وابسته است­. وقتی دما ثابت است­، حالت یا فاز سیال درون مخزن با فشار تغییر می­کند­. در بسیاری از موارد­، حالت یا فاز سیال درون مخزن با حالت یا فاز سیال در هنگام تولید در شرایط سطح مطابقت ندارد­. شناخت دقیق رفتار نفت خام­، گاز طبیعی و آب – به صورت تکی یا ترکیبی- تحت شرایط مختلف از مهمترین اهداف مهندسان نفت است­

اوایل سال ۱۹۲۸­، توجه خاصی به روابط گاز و انرژی شد­ و مهندسان نفت در مورد شرایط فیزیکی چاه­ها و مخازن زیر­زمینی­، دست­یابی به اطلاعات دقیق­تر را لازم دانستند­. پیشرفت­های اولیه در مورد روش­های بازیافت نفت این موضوع را آشکار ساخت که محاسبات انجام شده بر اساس اطلاعات سر چاه یا داده­های سطح­،اغلب گمراه­کننده هستند­. اسکلاتر و استفانسون[۱] اولین دستگاه ثبت فشار  درون چاهی و نمونه­گیر را برای نمونه­گیری از سیالات تحت فشار درون چاه­ها ابداع کردند[۱]. جالب اینکه این دستگاه داده­های درون چاهی را باتوجه به مقادیر مثبت فشار، دما، نسبت­های گاز به نفت و طبیعت فیزیکی و شیمیایی سیالات مشخص می­کند­. لزوم اندازه­گیری فشارهای صحیح درون چاهی هنگامی مورد توجه قرار گرفت که اولین دستگاه فشار سنج دقیق توسط میلیکان و سیدول[۲] ساخته شد و اهمیت اساسی فشارهای درون چاهی در تعیین مؤثرترین روش­های بازیافت و فرایند­های فرازآوری، به مهندسان نفت نشان داده شد[۲]­. به این ترتیب مهندس مخزن قادر خواهد بود فشار مخزن که مهمترین داده­ی پایه ای مورد نیاز محاسبات عملکرد مخزن است­، اندازه­گیری کند­

دانش پتروفیزیک­، مطالعه ­ی خواص سنگ­ها و ارتباط با سیالات موجود در آن­ها در هر دو حالت استاتیک و جریانی می­باشد­. تخلخل­، تراوایی­، درجه اشباع و توزیع سیالات­، ضریب هدایت الکتریکی سنگ و سیال­، ساختار منافذ و رادیواکتیویته­، برخی از مهم­ترین خواص پتروفیزیکی هستند­. پیشگامان علم مهندسی مخزن از همان ابتدا به این نکته پی برده بودند که قبل از محاسبه­ی حجم­های نفت و گاز درجا­، آگاهی از تغییر خواص فیزیکی نمونه­های ته چاهی سیالات مخزن­، نسبت به فشار، ضروری است­

طی دهه­ی ۱۹۶۰­، عبارات شبیه سازی و مدل­سازی ریاضی مخزن عمومیت یافت[۳]­­. این عبارت مترادف هستند و به توانایی استفاده از معادلات ریاضی جهت پیش بینی عملکرد مخزن نفت یا گاز اشاره دارند­. پیدایش رایانه­های دیجیتالی پرسرعت در مقیاس وسیع­، باعث تقویت علم شبیه سازی مخازن گردید­. روش­های عددی پیچیده نیز با استفاده از شیوه­های اختلاف محدود یا المان محدود­، جهت حل تعداد زیادی از معادلات گسترش یافت­

با توسعه این روش­ها­، مفاهیم و معادلات مهندسی مخزن به صورت شاخه­ای قوی تعریف شده از مهندسی نفت در آمد­. مهندسی مخزن عبارت است از کاربرد اصول علمی جهت حل مسائل تخلیه که ضمن توسعه و بهره­برداری مخازن نفت و گاز بروز می­نماید­. مهندسی مخزن (هنر توسعه و بهره­برداری سیالات نفت وگاز به طریقی که بازیابی اقتصادی بالا حاصل شود) نیز تعریف شده است[۴]­

­۱-۲-مخازن نفت و بهره­برداری از مخازن نفتی

توده­های نفت و گاز داخل تله­های زیر­زمینی یافت می­شود که به واسطه­ی خصوصیات ساختاری و چینه­ای شکل گرفته­اند[۵]­. خوشبختانه توده­های نفت و گاز معمولا در قسمت­های متخلخل­تر و نفوذپذیرتر بسترها که به صورت عمده ماسه­ها­، سنگ­های ماسه­ای­، سنگ­های آهکی و دولومیت­ها هستند­ و نیز در منافع بین دانه­ای یا فضای منافذ که با درزها­، شکاف­ها و فعالیت محلول ایجاد شده­­اند یافت می­شوند­

در شرایط اولیه­ی مخزن­، سیالات هیدروکربنی به حالت تک فاز یا دو فاز می­باشند­.حالت تک فاز ممکن است فاز مایع باشدکه تمام گاز موجود در نفت حل شده است­. در این حالت­، ذخایر گاز طبیعی محلول باید همانند ذخایر نفت خام برآورد شوند­. از طرف دیگر­، حالت تک فاز ممکن است فاز گاز باشد­. اگر در فاز گاز­، هیدروکربن­های تبخیرشده­ای وجود داشته باشند که در سطح زمین به صورت مایعات گاز طبیعی قابل بازیابی باشند­، این مخزن را مخزن گاز میعانی یا مخزن گاز تقطیری می­نامند­. در این حالت­، ذخایر مایعات همراه موجود ( میعانی یا تقطیری ) باید همانند ذخایر گاز برآورد شوند­­­. زمانی که توده­ی هیدروکربنی به صورت دوفاز باشد­­، فاز بخار را کلاهک گازی می­نامند­ و فاز مایعی که در زیر آن واقع می­شود­­، منطقه­ی نفتی نام دارد­. در این­جا چهار نوع ذخایر هیدروکربوری وجود خواهد داشت­

گاز آزاد یا گاز همراه­، گاز محلول­، نفت موجود در منطقه ­ی نفتی و مایعات گاز طبیعی که از کلاهک گازی بازیابی می­شوند­

هرچند هیدروکربن­های موجود در مخزنکه به آن ذخیره می­گویند­، مقادیر ثابتی دارند، میزان ذخایر به روش بهره برداری از مخزن بستگی دارد­. در سال ۱۹۸۶ جامعه­ی مهندسان نفت (SPE)[3] تعریف زیر را برای ذخایر انتخاب کرد­

ذخایر­، میزان حجم­ های برآورد شده­ی نفت خام­، گاز طبیعی­، مایعات گاز طبیعی و مواد همراه قابل عرضه در بازار هستند که از یک زمان به بعد تحت شرایط اقتصادی موجود­، با عملیات بهره­برداری مشخص و تحت آیین­نامه­های جاری دولت به لحاظ اقتصادی­، قابلیت بازیابی و سوددهی وعرضه در بازار را داشته باشند[۶]. میزان ذخایر با استفاده از داده­های زمین­ شناسی و مهندسی موجود محاسبه می­گردد­. به تدریج که طی بهره ­برداری از مخزن داده­های بیشتری به­دست می­آید­، برآورد ذخایر نیز روزآمد می­شود­

تولید اولیه­ی هیدرو کربن­ها از مخازن زیر زمینی که با استفاده از انرژی طبیعی مخزن صورت می­گیرد­­، بهره­برداری اولیه محسوب می­شود­. در بهره­برداری اولیه، نفت یا گاز بر اثر الف) انبساط­، ب) جابه­جایی سیال­، ج) ریزش ثقلی و د) نیروی مویینه دافعی به سمت چاه­های تولیدی رانده می­شوند­. در صورتی که مخزن فاقد سفره­ی آبی باشد و سیالی به آن تزریق نشود­، بازیابی سیالات هیدروکربنی عمدتا با انبساط سیال صورت می­گیرد­. در حال که در مورد نفت ­، ممکن است بازیابی به کمک ساز­و­کار ریزش ثقلی انجام شود­. در صورتی که شار آب ورودی از سفره­ی آبی وجود داشته باشد یا به جای آن آب به درون چاه­های انتخابی تزریق شود­، بازیابی با ساز­و­کار جابه­جایی صورت می­گیرد که ممکن است همرا با ساز­و­کار ریزش ثقلی یا نیروی مویینه­ی دافعی باشد­­. گاز نیز که سیال جابه­جا کننده است­، به منظور کمک به بازیابی نفت به چاه­ها تزریق می­شود­. همچنین از گاز به منظور بازیابی سیالات گاز میعانی در چرخه­ی گاز استفاده می­شود­

استفاده از طرح تزریق گاز طبیعی یا آب­، عملیات بازیابی ثانویه نامیده می­شود­. زمانی که برنامه­ی تزریق آب فرایند بازیابی ثانویه را به دنبال داشته باشد­، فرایند سیلاب زنی آبی نامیده می­شود­. هدف اصلی از گاز طبیعی یا آب­ به مخزن­، حفظ فشار است­. به همین دلیل از عبارت برنامه­ی حفظ فشار نیز در تشریح فرآیند بازیابی ثانویه استفاده می­شود­

۱ Sclater & Stephenson

۲ Millikan & Sidwell

۱  Society of Petroleum Engineers