پیشینه تحقیق مهندسی مخزن و چاه آزمایی و عوامل موثر برآن دارای ۷۰ صفحه می باشد فایل پیشینه تحقیق به صورت ورد  word و قابل ویرایش می باشد. بلافاصله بعد از پرداخت و خرید لینک دنلود فایل نمایش داده می شود و قادر خواهید بود  آن را دانلود و دریافت نمایید . ضمناً لینک دانلود فایل همان لحظه به آدرس ایمیل ثبت شده شما ارسال می گردد.

فهرست مطالب

۱-مهندسی مخزن و چاه آزمایی و عوامل موثر برآن    ۵
۱-۱-مقدمهای بر مهندسی مخزن    ۵
۱-۲-مخازن نفت و بهرهبرداری از مخازن نفتی    ۶
۱-۳-تعاریف انواع مخزنها با استفاده از نمودارهای فازی    ۸
۱-۴-مروری بر خواص سنگ مخزن    ۱۰
۱-۴-۱- درجهی تخلخل    ۱۱
۱-۴-۲-تراکم پذیری همدما    ۱۱
۱-۴-۳- درجهی اشباع سیال    ۱۲
۱-۵- مقدمه‌ای بر چاه‌آزمائی    ۱۲
۱-۵-۱- عوامل موثر بر چاه‌آزمائی    ۱۴
۱-۵-۱-۱-  ضریب پوسته    ۱۵
۱-۵-۱-۲- اثر ذخیره درون چاهی    ۱۷
۱-۵-۱-۳-  نفوذپذیری یا تراوائی    ۱۸
۱-۵-۱-۴- نحوه‌ی حرکت سیال درون محیط متخلخل    ۱۸
۱-۵-۱-۵- مرزهای مخزن    ۱۹
۱-۵-۲- انواع آزمایشات چاه‌آزمائی    ۱۹
۱-۵-۲-۱- آزمون‌های دوره‌ای تولید (اندازه‌گیری روزانه‌ی دبی و فشار)    ۲۰
۱-۵-۲-۲- آزمون‌های سنجش بهره‌دهی چاه (میزان دبی چاه بر حسب فشار جریانی چاه)    ۲۰
۱-۵-۲-۲-۱- برای مخازن نفتی:    ۲۱
۱-۵-۲-۲-۲- برای مخازن گازی:    ۲۱
۱-۵-۲-۳- آزمونهای فشار گذرا ( فشار با زمان)    ۲۳
۱-۵-۲-۳-۱- آزمایش‌ خیزش فشار    ۲۳
۱-۵-۲-۳-۲- آزمایش کاهش فشار(جریانی)    ۲۹
۱-۵-۳- کاربرد نمودارهای مشتق در تحلیل آزمایشات چاه آزمائی    ۳۱
۱-۵-۳-۱- مثالهایی از کاربرد منحنی‌های مشتق فشار    ۳۲
۱-۶- انواع چاه در مخازن    ۳۵
۱-۶-۱- چاه های عمودی    ۳۵
۱-۶-۲- چاهها با شکست هیدرولیکی    ۳۵
۱-۶-۳- چاههای افقی    ۳۶
۱-۶-۳-۱- دورهی جریان شعاعی قائم اولیه    ۳۷
۱-۶-۳-۲- دورهی جریان خطی میانی    ۳۸
۱-۶-۳-۳- دورهی جریان شبه شعاعی انتهایی    ۳۸
۱-۶-۴- معادلات زمان رژیمهای مختلف در چاه افقی    ۳۹
۱-۷- آنالیز فشار در چاه افقی    ۴۰
۱-۷-۱- آزمایش کاهش فشار    ۴۰
۱-۷-۲- آزمایش خیزش فشار    ۴۱
۱-۸- شبکه های عصبی    ۴۱
۱-۸-۱- ساختار مغز    ۴۲
۱-۸-۲- مدل ریاضی یک نرون    ۴۳
۱-۸-۳- یادگیری شبکه    ۴۵
۱-۸-۴- تقسیم بندی بر اساس ساختار    ۴۵
۱-۸-۵- شبکه پرسپترون    ۴۶
۱-۸-۶- ترتیب ارائه داده ها به شبکه    ۴۷
۱-۸-۷- تابع انتقال    ۴۷
۱-۸-۸- پایان آموزش    ۴۸
۱-۸-۹- تعداد نرون در لایه ها    ۴۹
۱-۸-۱۰- معیارهای نیکویی برازش    ۴۹
۲-مروری بر کارهای گذشته    ۵۱
۲-۱- مروری بر کارهای انجام شده بر روی شبکه های عصبی    ۵۱
۲-۲- مروری بر کارهای انجام شده بر روی چاههای افقی    ۶۰
منابع    ۶۶

منابع

[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, 243.

[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.” ۱۰^th Iranian Chemical Engineering Congress (IChEC10), Sistan & Balochestan University, 15-17 Nov., 2005

[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.86-94.

[۷] Ozkan, E. and Raghavan, R. (1991). “New Solutions for Well-Test Analysis problems: Part1- Analytical Considerations,” SPE Formation Evaluation, September 1991, pp. 359-368.

[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. 369-378.

[۹] Sinha, S. and Panha, M.N. (1996). “Well-Test Model Identification with Self-Organizing Feature Map” SPE Computer Application, Auguste 1996. pp 106-110.

[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 64^th Annual Technical Conference and Exhibition of the SPE held in Houston, TX, October 2-5.

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

تمامی فایل های پیشینه تحقیق و پرسشنامه و مقالات مربوطه به صورت فایل دنلودی می باشند و شما به محض پرداخت آنلاین مبلغ همان لحظه قادر به دریافت فایل خواهید بود. این عملیات کاملاً خودکار بوده و توسط سیستم انجام می پذیرد. جهت پرداخت مبلغ شما به درگاه پرداخت یکی از بانک ها منتقل خواهید شد، برای پرداخت آنلاین از درگاه بانک این بانک ها، حتماً نیاز نیست که شما شماره کارت همان بانک را داشته باشید و بلکه شما میتوانید از طریق همه کارت های عضو شبکه بانکی، مبلغ  را پرداخت نمایید.