ابزار هدایت به بالای صفحه

توضیحات:

تحقیق،پروژه،پایان نامه تعیین بهینه پارامترهای مختلف مؤثر در بهره‎برداری به روش فرازآوری مصنوعی  رشته مهندسی نفت در 78 صفحه در قالب word و قابل ویرایش همراه با جزئیات کامل

چکیده:

به‌مرور زمان با افزایش تولید از مخزن فشار سیال درون مخزن کاهش می­یابد. این کاهش فشار باعث کاهش نرخ تولید نفت از طریق چاه­های تولیدی می­شود. چراکه فشار دهانه ورودی چاه باید به‌اندازه‌ای باشد که توانایی جابجا کردن ستون سیال درون چاه را داشته باشد که به این نوع جریان سیال، جریان طبیعی گفته می­شود. هنگامی‌که فشار سیال مخزن به‌گونه‌ای کاهش یافته باشد که دیگر قابلیت­­­­­­ حمل و جابجایی ستون سیال درون چاه را نداشته باشد، بایستی به کمک روش­های فرازآوری مصنوعی امکان ادامه تولید از چاه را به وجود آورد. فرازآوری مصنوعی یکی از روش­هایی است که با افزودن انرژی به سیال درون چاه و اضافه شدن به انرژی طبیعی خود سیال موجود در چاه به آن اجازه می­دهد که با دبی اقتصادی مناسب تولید کند؛ در حقیقت روشی برای افزایش طول عمر تولیدی چاه می­باشد. فرازآوری مصنوعی به‌عنوان یکی از روش‌های IOR فشار حداقل لازم در ته چاه جهت تولید را کاهش می­دهد و بدین‌وسیله موجب افزایش میزان برداشت از مخزن می­گردد. انتخاب صحیح روش فرازآوری مصنوعی برای سوددهی بلندمدت اغلب چاه­های تولیدی خیلی مهم می­باشد. در واقع انتخاب ضعیف می­تواند باعث کاهش تولید و افزایش هزینه‌های عملیاتی شود.

فهرست مطالب:

چکیده    1

فصل اول: لزوم استفاده از فرازآوری مصنوعی

1-1- مقدمه        2

1-2- فرازآوری مصنوعی     3

1-3- وضعیت امروز نقش فرازآوری مصنوعی در توسعه میدانهای نفتی    6

1-4- معیارهای انتخاب روشهای فرازآوری       8

1-4-1- ویژگی‌های چاه و مخزن       9

1-4-2- محل واقع شدن میدان         10

1-4-3- مشکلات عملیاتی 10

1-4-4- شرایط اقتصادی      10

1-4-5- پیاده‌سازی روشهای انتخاب فرازآوری مصنوعی 11

فصل دوم: بهینه‌سازی عملکرد چاه

2-1- مقدمه        13

2-2- شاخص بهرهدهی    13

2-3- منحنی عملکرد جریان            14

2-3-1- خواص IPR خطی   15

2-3-2- چه موقع میتوان رابطه IPR خطی را به کار برد؟            15

2-3-3- چه موقع نمیتوان از رابطه IPR خطی استفاده کرد؟       15

2-3-4- انحراف IPR از حالت خطی   15

2-4- رسم منحنیهای IPR با استفاده از روش Vogel    16

2-5- توسعه روش Vogel   19

2-5-1- روش Standing      19

2-5-2- روش فتکوویچ        19

2-6- جریان طبیعی           20

2-6-1- اثر فشار سر چاه بر جریان طبیعی     21

2-6-2- اثر GLR بر روی جریان طبیعی           21

2-6-3- اثر تغییر منحنی IPR بر روی جریان طبیعی      22

2-7- مدل‌سازی چاه          22

2-7-1- مدل‌سازی چاه با استفاده از نرم‌افزار pipesim  23

فصل سوم: انواع روشهای بهینه سازی

3-1- روشهای فرازآوری مصنوعی     25

3-2- بررسی انواع روشهای فرازآوری مصنوعی           26

3-2-1- پمپهای میلهای      26

3-2-2- پمپ الکتریکی شناور          28

3-2-3- پمپ خلأ پیشرو     30

3-2-4- پمپهای هیدرولیکی            31

3-3- فرازآوری با گاز           31

3-3-1- فرازآوری با گاز پیوسته         32

3-3-2- فرازآوری با گاز ناپیوسته       32

3-4- سیستم فرازآوری مصنوعی با گاز         33

3-4-1- توابع سیستم فرازاوری با گاز            33

3-4-2- عملیات سیستم فرازآوری با گاز        34

3-4-2-1- اجزای سیستم   34

3-4-2-2- سیستم توزیع فرازآوری با گاز         34

3-4-3- منحنی عملکرد چاه گاز رانی (GLPC) 35

3-4-4- بهینه‌سازی عملیات فرازآوری با گاز    36

3-5- مقایسه روشهای فرازآوری مصنوعی     38

3-6- مقایسه با استفاده از جدول J.D. Clegg و S.M. Bucaram 38

3-7- مقایسه با استفاده از نمودار شرکت Weatherford          38

فصل چهارم: مدل‌سازی و نتایج

4-1- مطالعات موردی        42

4-2- معرفی مخزن            42

4-2-1- فرازآوری با گاز        48

4-2-2- پمپ سانتریفیوزESP           52

4-2-3- پمپهای رفت و برگشتی SRP            53

4-2-4- پمپ چرخشی PCP            54

4-2-5- Jet Pump 55

4-2-6- تعیین قطر بهینه لوله مغزی  56

4-2-7- تأثیر پدیده فرسایش لوله مغزی         58

فصل پنجم: جمع‌بندي و نتيجه‌گيري

5-1- نتایج           60

5-2- پیشنهادات  62

منابع     63

فهرست جداول

جدول (3-1): ملاحظات طراحی فرازآوری مصنوعی و مقایسه کلی         39

جدول (3-2): ملاحظات طراحی فرازآوری مصنوعی و مقایسه کلی         39

جدول (3-3): ملاحظات طراحی فرازآوری مصنوعی و مقایسه کلی         40

جدول (4-1): اطلاعات عمومی مخزن           43

جدول (4-2): اطلاعات آماری           43

جدول (4-3): تغییر شرایط فرازآوری با گاز       49

جدول (4-4): تغییر شرایط پمپ E S P           53

جدول (4-5): تغییر شرایط مخزن برای طراحی پمپ S R P         54

جدول (4-6): تغییر شرایط مخزن برای طراحی پمپ PCP           55

جدول (4-7): اطلاعات مربوط به تغییرات شرایط Jet pump        56

جدول (5-1): دبی تولیدی روش فرازآوری با گاز            60

جدول (5-2): دبی تولیدی روش ESP 60

جدول (5-3): دبی تولیدی روش S R P          61

جدول (5-4): دبی تولیدی روش P C P          61

جدول (5-5): دبی تولیدی روش JET P u m p 61

فهرست شکل‌ها

شکل (1-1): عدم تولید طبیعی چاه]2[         4

شکل (1-2): کاربرد پمپ برای به جریان انداختن سیال]4[        5

شکل (1-3): نسبت استفاده از روشهای مختلف فرازآوری مصنوعی در دنیا ]1،4[ 6

شکل (1-4): نسبت استفاده از روشهای مختلف فرازآوری مصنوعی در ایالات‌متحده ]1،4[  6

شکل (1-5): مقایسه مصرف انرژی در روشهای اصلی فرازآوری مصنوعی ]6[       11

شکل (2-1): تعیین شاخص بهرهدهی از طریق اندازهگیری تولید چاه ]19[          14

شکل (2-2): منحنی  IPR خطی ]19[          15

شکل (2-3): اثر تغییر فشار بر روی پارامترهای  µO وB o   ]16[ 16

شکل (2-4): منحنی  IPR با استفاده از روش Vogel ]14[        17

شکل (2-5): منحنی  IPR برای چاههای نفتی زیر اشباع با فشار جریانی ته چاه زیر فشار نقطه حباب ]17[  18

شکل (2-6): شرایط جریان طبیعی ]19[        20

شکل (2-7): اثر فشار سر چاه بر جریان طبیعی ]15[   21

شکل (2-8): اثر  GLRبر روی جریان طبیعی ]7[          21

شکل (2-9): اثر تغییر منحنی IPR بر روی جریان طبیعی ]7[     22

شکل (3-1): متداولترین روشهای فرازآوری مصنوعی ]1[          26

شکل (3-2): سیستم درون‌چاهی پمپ میلهای ]2[    27

شکل (3-3): سیستم سطحی پمپ میلهای ]2[        28

شکل (3-4): سیستم پمپهای الکتریکی شناور ]2[     29

شکل (3-5): سیستم فرازآوری مصنوعی با استفاده از پمپ خلأ پیشرو ]9[         30

شکل (3-6): فرایند فرازآوری با گاز پیوسته (چپ) و متناوب (راست) ]8[  33

شکل (3-7): فرازآوری با گاز متناوب ]9[         35

شکل (3-8): منحنی عملکرد فرازآوری با گاز ]12[        36

شکل (3-9): نمودار مربوط به روشهای فرازآوری مصنوعی براساس محدوده عملیاتی ]11[  41

شکل (4-1): نمودار عملکرد چاه و مخزن در ابتدای تولید           44

شکل (4-2): خواص نفت   44

شکل (4-3): اطلاعات انحراف چاه    45

شکل (4-4): قطر لوله مغزی در اعماق مختلف           45

شکل (4-5): زاویه‎ی چاه در اعماق مختلف    46

شکل (4-6): نمودار عملکرد چاه و مخزن بعد از گذشت اندکی از زمان تولید         46

شکل (4-7): اطلاعات مربوط به فشار مخزن در اعماق مختلف چاه         47

شکل (4-8): مدل فیزیکی تزریق گاز در نرم‌افزار           48

شکل (4-9): گازهای مورد استفاده در فرایند تزریق گاز و مقدار مورد استفاده از آن‎ها         49

شکل (4-10): نمودار تأثیر تغییر دبی گاز تزریقی بر نمودار عملکرد چاه و مخزن در روش فرازاوری با گاز           50

شکل (4-11): نمودار تعیین حداکثر دبی تزریقی         50

شکل (4-12): مدل فیزیکی بعد از قرار دادن چندراهه کاهنده     51

شکل (4-13): نمودار تولید سیال برحسب اندازه کاهنده          52

شکل (4-14): نمودار تأثیر تغییر ضخامت Tubing بر عملکرد چاه و مخزن در روش ESP         53

شکل (4-15): نمودار تأثیر تغییر سرعت بر نمودارهای عملکرد چاه و مخزن در استفاده از پمپ رفت و برگشتی            54

شکل (4-16): نمودار تأثیر تغییر ضخامت Tubing بر نمودارهای عملکرد چاه و مخزن در روش PCP     55

شکل (4-17): نمودار تأثیر نصب Jet pump بر نمودارهای عملکرد چاه و مخزن       56

شکل (4-18): نمودار تعیین مقدار دبی تولیدی به ازای قطرهای مختلف لوله مغزی           57

شکل (4-19): نمودار تعیین مقدار دبی تولیدی با آنالیز نودال     58

شکل (5-20): نمودار بررسی تأثیر پدیده فرسایش در لوله مغزی            59

مناسب جهت استفاده رشته مهندسی نفت و ...