فایل ورد کامل تحقیق مدل های جریان دو فازی و انتقال حرارت در چاه نفت و فرازآوری با گاز ۲۶ 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 مدل های جریان دو فازی و انتقال حرارت در چاه نفت و فرازآوری با گاز ۲۶ صفحه در word دارای ۲۶ 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 مدل های جریان دو فازی و انتقال حرارت در چاه نفت و فرازآوری با گاز ۲۶ 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 مدل های جریان دو فازی و انتقال حرارت در چاه نفت و فرازآوری با گاز ۲۶ صفحه در word،به هیچ وجه بهم ریختگی وجود ندارد

---

بخشی از متن فایل ورد کامل تحقیق مدل های جریان دو فازی و انتقال حرارت در چاه نفت و فرازآوری با گاز ۲۶ صفحه در word :

بخشی از فهرست مطالب فایل ورد کامل تحقیق مدل های جریان دو فازی و انتقال حرارت در چاه نفت و فرازآوری با گاز ۲۶ صفحه در word

مقدمه    
۲-۱-مدلهای جریان دو فازی و انتقال حرارت در چاه    
۲-۱-۱- روابط تجربی    
۲-۱-۲- مدلهای مکانیکی    
۲-۱-۲-۱- مدلهای همگن و جریان رانده    
۲-۱-۲-۲- مدلهای دو سیالی یا چند سیالی    
۲-۱-۳- مدلهای انتقال حرارت در چاه    
۲-۲- شبیه سازی هم زمان چاه و مخزن    
۲-۳- بررسی اثر فرض تعادل بین فازها در محاسبات جریانهای چندفازی    
۲-۴- فرازآوری با گاز    
منابع    

بخشی از منابع و مراجع فایل ورد کامل تحقیق مدل های جریان دو فازی و انتقال حرارت در چاه نفت و فرازآوری با گاز ۲۶ صفحه در word

 Guo, B., W. C. Lyons and A. Ghalambor (2011). Petroleum production engineering, a computer-assisted approach, Gulf Professional Publishing

API (1994). Gas lift book 6 of the vocational training series, American Petroleum Institute

Bellarby, J. (2009). Well completion design, Elsevier

Baxendell, P. and R. Thomas (1961). “The calculation of pressure gradients in high-rate flowing wells.” Journal of Petroleum Technology 13(10): 1,023-021,

Fancher Jr, G. H. and K. E. Brown (1963). “Prediction of pressure gradients for multiphase flow in tubing.” Society of Petroleum Engineers Journal 3(01): 59-

Forero, G., K. McFadyen, R. Turner, B. Waring and E. Steenken (1993). Artificial lift manual part 2A, Shell

ziz, K. and G. W. Govier (1972). “Pressure drop in wells producing oil and gas.” Journal of Canadian Petroleum Technology

Griffith, P. and G. B. Wallis (1961). “Two-phase slug flow.” Journal of Heat Transfer 83(3): 307-

Hagedorn, A. R. and K. E. Brown (1965). “Experimental study of pressure gradients occurring during continuous two-phase flow in small-diameter vertical conduits.” Journal of Petroleum Technology 17(04): 475-

Hasan, A. R. and C. S. Kabir (1988). “A study of multiphase flow behavior in vertical wells.” SPE production engineering 3(02): 263-

Hasan, A. R., C. S. Kabir and D. Lin (2005). “Analytic wellbore temperature model for transient gas-well testing.” SPE Reservoir Evaluation & Engineering 8(03): 240-

Hasan, A. R., C. S. Kabir and C. Sarica (2002). Fluid flow and heat transfer in wellbores, Society of Petroleum Engineers Richardson, TX

Ansari, A., N. Sylvester, C. Sarica, O. Shoham and J. Brill (1994). “A comprehensive mechanistic model for upward two-phase flow in wellbores.” SPE Production & Facilities 9(02): 143-

Yahaya, A. U. and A. Al Gahtani (2010). A Comparative Study Between Empirical Correlations and Mechanistic Models of Vertical Multiphase Flow. SPE/DGS Saudi Arabia Section Technical Symposium and Exhibition, Society of Petroleum Engineers

Sharma, Y., O. Shoham and J. P. Brill (1989). “Simulation of downhole heater phenomena in the production of wellbore fluids.” SPE production engineering 4(03): 309-

Shi, H., J. A. Holmes, L. J. Durlofsky, K. Aziz, L. Diaz, B. Alkaya and G. Oddie (2005). “Drift-flux modeling of two-phase flow in wellbores.” Spe Journal 10(01): 24-

Shoham, O. (2006). Mechanistic modeling of gas-liquid two-phase flow in pipes, Richardson, TX: Society of Petroleum Engineers

مقدمه

بیشتر مخازن نفت دنیا از نوع مخازن حجمی هستند که با مکانیزم انبساط گاز محلول، تولید می­کنند. در صورتی که مکانیزهای طبیعی رانش (مانند آبران یا کلاهک گازی) یا مکانیزم­های تثبیت فشار (مانند تزریق آب یا گاز) در مخازن موجود نباشند،  مخازن با ادامه تولید دچار افت فشار می­شوند و با گذشت زمان قادر نخواهند بود با یک دبی اقتصادی به تولید ادامه دهند. در اینگونه موارد تنها راه، افزایش دادن اختلاف فشار تولید با کم کردن فشار ته چاه با استفاده از روش­های فرازآوری مصنوعی است. (Guo et al. 2011)

چند نمونه از روش­های معمول فراز آوری مصنوعی موارد زیرند

فراز آوری با گاز

استفاده از پمپ­های الکتریکی شناور

استفاده از پمپ­های میله ای

استفاده از پمپ­های پیستونی هیدرولیکی

استفاده از پمپ­های جت هیدرولیکی

استفاده از پمپ­های خلأ

انتخاب روش فراز آوری مصنوعی برای یک چاه مشخص به عوامل مختلفی بستگی دارد. زمانی که فراز آوری با گاز یکی از روش­های مد نظر است، یکی از عوامل مهم که از اهمیت زیادی برخوردار است دسترسی به گاز کافی است. اگر کاز کافی چه به صورت محلول در نفت یا از یک منبع خارجی در دسترس باشد، فراز آوری با گاز می­تواند یکی از روش­های ایده­آل برای افزایش تولید باشد.(API 1994)

در روش فرازآوری با گاز، گاز که از نفت سبکتر است وارد لوله مغزی می­شود و از این طریق با کم کردن چگالی سیال درون لوله مغزی، وزن ستون سیال روی سازند را کاهش می­دهد. این کاهش وزن باعث ایجاد یک اختلاف فشار بین چاه و مخزن میشود و به این ترتیب نفت از مخزن به سمت چاه جریان پیدا می­کند

دو روش مختلف برای فرازآوری با گاز در صنعت وجود دارد

فرازآوری با جریان پیوسته گاز[۱]

فرازآوری با جریان منقطع گاز[۲]

در فرازآوری با جریان پیوسته، گاز با فشار نسبتا زیاد به درون ستون سیال داخل چاه تزریق می­شود. این گاز تزریقی به سیال درون چاه اضافه میشود تا به وسیله یک یا چند مورد از مکانیزم­های زیر سیال را به سطح زمین برساند:(API 1994)

کاهش دادن چگالی و وزن ستون سیال به صورتی که اختلاف فشار بین چاه و مخزن افزایش پیدا کند

انبساط گاز تزریقی به نحوی که وزن ستون سیال روی سازند بیشتر کاهش پیدا کند و اختلاف فشار بین چاه و مخزن بیشتر شود

جابجایی لخته­های[۳] مایع درون چاه به وسیله حباب­های بزرگ گاز تزریقی که مانند پیستون عمل می­کنند

در طراحی فرایند فرازآوری با جریان پیوسته گاز، دو پارامتر مهم وجود دارند. این دو پارامتر نرخ تزریق گاز و عمق تزریق گاز هستند. در طراحی این فرایند باید به موارد زیر دقت شود:(Bellarby 2009)

محدودیتی برای میزانی که می­توان فشار ته چاهی را کاهش داد و در نتیجه اختلاف فشاری که می­توان به مخزن اعمال کرد وجود دارد. به طور کلی گرادیان فشار مینیمم به ندرت کمتر از ۱۵/۰ پام بر فوت می­شود

هر چقدر نقطه تزریق پایین تر انتخاب شود، می­توان فشار ته چاهی را بیشتر کاهش داد. در عمق­های کم در چاه، یک فرازآوری گاز طبیعی بر اثر جداشدن گاز از نفت اتفاق می­افتد

یک مقدار بهینه برای نرخ تزریق گاز وجود دارد. این مقدار معمولاً حدود ۴ میلیون فوت مکعب استاندارد در یک روز است. تزریق مقدار بیشتری گاز باعث می­شود فشار هیدرواستاتیکی کاهش پیدا کند اما اصطکاک را افزایش می­دهد. در نرخ­های تزریق گاز بیشتر از نرخ بهینه، تولید چاه کاهش پیدا می­کند زیرا میزان تأثیر منفی که افزایش تزریق گاز به دلیل ایجاد اصطکاک بر جای می­گذارد از میزان تأثیر مثبتی که در کاهش چگالی سیال چاه دارد، بیشتر است. بنابر این به بیان دیگر یک نسبت گاز به مایع بهینه برای رساندن نرخ تولید چاه به حداکثر وجود دارد

اگر فشار مخزن کم باشد یا چاه با نرخ بسیار کم تولید کند، از روش فرازآوری با جریان منقطع استفاده می­شود. در این روش گاز به صورت منقطع به چاه تزریق می­شود. چون نرخ تولید از مخزن کم است ابتدا زمان کافی برای انباشته شدن یک ستون سیال در چاه، در نظر گرفته می­شود. سپس با تزریق گاز با فشار زیاد به درون چاه و زیر ستون سیال، سیال به سمت بالا رانده شده و تولید می­گردد. این فرایند شبیه شلیک یک گلوله از لوله یک تفنگ بر اثر فشار گاز ایجاد شده پشت آن است. مدت زمان بین دو تزریق گاز متوالی به زمان لازم برای تجمع نفت در چاه

و تشکیل ستون سیال وابسته است. طول مرحله تزریق گاز نیز با توجه به زمان لازم برای تولید ستون سیال مشخص می­شود.(API 1994)

در طراحی سیستم فراز آوری با گاز عوامل زیادی باید در نظر گرفته شوند تا عملکرد سیستم مطابق با میزان توان مخزن برای تولید نفت باشد. گام­های اساسی در امکان سنجی، طراحی و اجرایی کردن سیستم فرازآوری با گاز به شرح زیرند: (Forero et al. 1993)

مشخص کردن رفتار مخزن و جمع آوری داده­های مورد نیاز برای طراحی فرازآوری با گاز

انجام مطالعات امکان سنجی فرازآوری با گاز (و مقایسه این روش با سایر روش­های فرازآوری مصنوعی)

طراحی چاه و امکانات مورد نیاز

طراحی سیستم فرازآوری با گاز و جزئیات تکمیل چاه

مدیریت تولید و بهینه­سازی

[۱] Black Oil Model

[۱] Continuous Flow Gas Lift

[۲] Intermittent Flow Gas Lift

[۳] Slugs