منابع و ماخذ پایان نامه نفوذپذیری، مکان یابی، شبیه سازی

دانلود پایان نامه

v=[1,y] . SL ، s(τ) از s0=s0=[1,1] شروع شده و تا نقطه s(1) دنبال شده است. 61
شکل 3-4: مسیر SL ها 70
شکل 3-5: شمای کلی فایل های ورودی وخروجی FrontSim 75
شکل 3-6: نحوه ارتباط دو نرم افزار 77
شکل4- 1: اشباع نفت در اولین بازه زمانی 82
شکل4- 2: اشباع نفت در آخرین بازه زمانی 83
شکل4- 3: منحنی FOPT بر حسب زمان شبیه سازی 83
شکل4- 4: منحنی FWCT بر حسب زمان شبیه سازی 84
شکل4- 5: اشباع نفت در آخرین بازه زمانی 85
شکل4- 6: اشباع نفت در اولین بازه زمانی برای مخزن 2 85
شکل 4-7: منحنی NPV بر حسب مکان های مختلف چاه تزریق 88
شکل 4-8: مقایسه دو روش بهینه سازی PSO و ژنتیک 92
شکل 4-9: کنترلر ILC 93
شکل 4-10: بلوک دیاگرام مسئله مکان یابی چاه به عنوان مسئله کنترلی 94
شکل 4-11: نتایج خروجی کنترلر در تکرار های مختلف (مخزن مدل شده به روش SL) 96
شکل 4-12: نتایج خروجی کنترلر در تکرار های مختلف (مخزن مدل شده به روش FD) 97
شکل 4-13: نحوه پیاده سازی تکنیک LGR در یک مخزن 99
شکل 4-14: تکرارهای مختلف الگوریتم جهت رسیدن به نقطه بهینه (شروع قرمز و بهینه آبی) 100
شکل 5-1: منحنی Z(x+h) بر حسب Z(x) 105
شکل 5-2: فضای دو بعدی که داده ها به طور نامنظم پراکنده شده اند (سیاه رنگ) و نقطه ای که قرار است تخمین زده شود. (سفید رنگ) 108
شکل 5-3: تخمین یک تابع دو بعدی نمونه توسط روش Kriging 109
شکل 5-4: فلوچارت الگوریتم ترکیبی ژنتیک و Kriging 111
شکل 5-5: فلوچارت الگوریتم ترکیبی FDG وKriging 113
شکل 5-6: مکان یابی بهینه چاه تزریق به کمک روش ترکیبی FDG و Kriging 114
شکل 5-7: مکان یابی بهینه دو چاه تزریق به کمک روش ترکیبی FDG و Kriging 115
شکل 6-1: ضرایب اختصاص بین یک تولید کننده P و یک تزریق کننده I به همراه یک آبده 120
شکل 6-2: مخزن همگن مدل شده برمبنای SL 121
شکل 6-3: فلوچارت الگوریتم ترکیبی ژنتیک و میزان بازدهی چاه ها 125
شکل 6-4: مقایسه روش پیشنهادی ترکیبی با روش ژنتیک معمولی 126
شکل 6-5: مقایسه روش پیشنهادی ترکیبی با روش ژنتیک معمولی 128
شکل 6-6: محل نقاط بهینه چاه های تزریق کننده 129
شکل 7-1: ساختار اصلی سیستم های فازی خالص 133
شکل 7-2: ساختار اصلی سیستم های فازی با فازی ساز و غیرفازی ساز 134
شکل 7-3: بلوک دیاگرام کنترلر فازی پیشنهادی 138
شکل 7-4: جهت دور شدن چاه 141
شکل 7-5: تابع عضویت برای WPAPi,Ii* 142
شکل 7-6: تابع عضویت برای WWPTPi 142
شکل 7-7: تابع عضویت برای جهت خروجی 143
شکل 7-8: منحنی FOPT برای مخزن1 144
شکل 7-9: منحنی FWPT برای مخزن1 145
شکل 7-10: جهت حرکت الگوریتم به ازای شرایط اولیه مختلف 145
شکل 7-11: نفوذپذیری در جهت x 146
شکل 7-12: منحنی FOPT مخزن 2 147
شکل 7-13: منحنی FWPT برای مخزن 2 147
شکل 7-14: موقعیت چاه های مخزن شماره 3 148
شکل 7-15: منحنی FWPT برای مخزن 3 148
شکل 7-16: منحنی FOPT برای مخزن 3 149
شکل 7-17: منحنی FOPT برای مخزن 4 149
شکل 7-18: منحنی FWPT برای مخزن 4 150
شکل 7-19: محل مکان بهینه چاه تزریق در مخزن 4 150

فصل اول

مقدمه‌

1-1- اهمیت مسئله
تامین انرژی مورد نیاز انسان ها یکی از مسائل مهمی است که با افزایش جمعیت جهان، روز به روز بر اهمیت آن افزوده می شود. منابع تامین انرژی متعددند و می توان آن را به دو دسته کلی منابع تجدید پذیر نظیر باد، آب، انرژی خورشیدی و … و منابع تجدید ناپذیر شامل زغال سنگ، گاز طبیعی و نفت تقسیم بندی کرد. اما علی رغم آن که نقش منابع تجدید پذیر روز به روز در حال پر رنگ تر شدن است، سوخت های فسیلی از جمله نفت همچنان یکی از پرکاربردترین منابع تامین انرژی می باشد که با افزایش برداشت ها رو به اتمام است. به علاوه اکثر میادین نفتی موجود در جهان در مرحله بلوغ بازدهی خود هستند و همچنین تعداد اکتشافات بزرگ مخازن نفت رو به کاهش است. با توجه به حجم تقاضا و محدودیت برداشت ها، توجه هر چه بیشتر به برداشت بهینه، از منابع موجود و کاهش هزینه های عملیاتی و اقتصادی الزامی است. در نتیجه این موضوع باعث شکل گیری مسئله مدیریت مخازن می شود. شکل 1-1 بیانگر افزایش میزان تقاضای جهانی برای نفت در طی سال های اخیر می باشد.

شکل 1-1: میزان تقاضا برای نفت [1]
با استفاده از روش های سنتی مدیریت مخزن، تنها در حدود 10 درصد نفت موجود در مخزن در بازیافت اولیه تولید می شود ( طی رانش نفت به صورت طبیعی ). در بازیافت ثانویه ( تزریق آب یا گاز ) میزان تولید نفت به 20 تا 40 درصد می رسد (DOE 2008). با افزایش قیمت نفت ، بهبود در هر روش مدیریت مخازن به طوری که بتواند میزان تولید و سود را افزایش دهد، مورد توجه است. در نتیجه یکی از موضوعات کلیدی که در مدیریت مخازن مطرح می شود، مکان یابی بهینه، یک یا چند چاه در یک بازه زمانی مشخص به منظور حداکثر کردن میزان تولید و سود حاصل از برداشت با در نظر گرفتن محدودیت های فیزیکی و اقتصادی مسئله می باشد.
در مورد مسئله مکان یابی، مدل سازی و شبیه سازی مخزن از گام های مهم است. هر اندازه مدل مخزن به مدل واقعی نزدیک تر باشد، مکان یابی بهینه مخزن، از دقت بالاتری برخوردار خواهد شد. در اکثر روش های پیشنهادی، مدل سازی مخزن در محورهای مختصات دکارتی، منجر به مدل پیچیده تری می شود. در این پژوهش سعی بر آن است که با ارائه مدل ساده تری برای مخزن بر اساس Streamline ها و بهره جستن از طبیعت حاکم بر حرکت سیال در مخزن، به روندی موثرتر و ساده تر جهت مسئله مکان یابی بهینه چاه ها دست یافت . سرعت و کارایی روش Streamline ، این روش را به یکی از ابزارهای
قدرتمند جهت حل مسائل پیچیده بهینه سازی مرتبط با تطبیق تاریخچه مخزن و مکان یابی بهینه چاه ها تبدیل کرده است.
جهت تعریف مسئله مکان یابی بهینه چاه های نفت و بررسی چالش های آن آشنایی با مفاهیم اولیه مخازن نفتی لازم به نظر می رسد. بدین منظور در ادامه این فصل، مروری بر خواص سنگ و سیال مخازن نفتی خواهیم داشت.
1-2- مروری بر خواص سنگ و سیال مخازن نفتی
به منظور مکان یابی بهینه چاه های نفت در یک مخزن، نیاز به شبیه سازی مخزن می باشد. در نتیجه لازم است ابتدا مفاهیم و پارامترهای پر اهمیت مخزن معرفی شوند.
1-2-1- زمین شناسی نفت و چگونگی تشکیل مخازن هیدروکربنی
این دانش در مورد چگونگی تشکیل مخازن هیدروکربنی، ویژگی های فیزیکی و شیمیایی هیدرکربن های از جامد تا گاز، چگونگی حرکت و انباشته شدن این مواد در سنگ ها، لایه ها و طبقات گوناگون زمین بحث و گفتگو می کند. هیدورکربن ها در مخازن زیر زمین به صورت دریاچه وجود ندارند بلکه در خلل و فرج لایه های متخلخل رسوبی خاصی از زمین می توانند جمع شوند [2].
1-2-2- مهاجرت مواد نفتی از رسوبات سنگ مادر به درون سنگ مخزن
ذرات پراکنده ی هیدروکربن ها و آب نمک همراه آن که در رسوبات سنگ مادر قرار دارند، از درون شکاف ها و ترک های موجود در لایه های رسوبی به نقاط با فشار کمتر مهاجرت می کنند. طول مسیر این حرکت گاهی به صدها کیلومتر می رسد.نیروهایی که باعث این حرکت می شوند عبارتند از:
فشردگی لایه های رسوبی
دیاستروفیسم1
نیروی گرانش2
نیروی گرانش سبب می شود تا سیال دارای چگالی کمتر به سمت بالا حرکت کند و در نتیجه سیالات در سنگ مخزن بر حسب چگالی از هم جدا شوند.گاز در قسمت بالای مخزن، نفت در وسط و آب نمک در زیر قرار دارد. این مرحله را مهاجرت ثانویه می نامند.
نیروی موئینگی3
نیروی موئینگی سبب می شود تا سیال تر کننده در خلل و فرج سنگ به سمت بالا حرکت کند. بالا آمدن نفت چراغ در فیتیله بر اساس همین خاصیت است. خاصیت ترکنندگی بستگی به جنس جامد (سنگ مخزن) و جنس و مشخصات سیال (آب ، نفت و گاز) دارد. روی هم رفته آب نسبت به نفت ترکننده تر است و نفت در مقابل گاز ترکننده تر می باشد. بنابراین با وجود سنگین تر بودن آب نسبت به نفت نیروی موئینگی آن را به سمت بالا می کشد تا در نهایت با نیروی گرانش به تعادل برسد [2].
برای اطلاعات بیشتر درباره نحوه چگونگی تشکیل سنگ های مخزن نفت، پوش سنگ و انواع نفتگیر ها و چگونگی تشکیل آن ها به [2] مراجعه کنید.

این مطلب مشابه را هم بخوانید :   دانلود پایان نامه صلح و امنیت بین المللی و فعالیت های اقتصادی

1-2-3- ویژگی های مخازن هیدروکربنی
یک مخزن نفت شامل نفتگیری است که در خلل و فرج آن گاز، نفت و آب شور به نسبت های گوناگون وجود دارد. این فضاها با هم ارتباط دارند به گونه ای که با حفر چاه سیال درون لایه ها می تواند به درون چاه که دارای فشار کمتری است وارد شود.
یک مخزن هیدروکربنی در صورتی قابل برداشت است که دارای ویژگی های زیر باشد:
سنگ مخزن دارای تخلخل و نفوذ پذیری کافی باشد تا سیالات هیدروکربنی بتوانند با سرعت کافی درون آن حرکت کنند.
حجم گاز و نفت موجود در سنگ در مخزن در حد تجاری باشد.
انرژی لازم جهت رانش به سطح زمین را داشته باشد.

پارامترهای پراهمیت مخزن که در شبیه سازی مخزن با آن ها مواجه خواهیم شد، به شرح زیر است.
1-2-4- اشباع
میزان اشباع شدگی4 یک فاز که با Sp نشان داده می شود، معادل است با آن کسر حجمی از کل فضای خالی قابل پر شدن که فاز p اشغال کرده است، لذا برای یک مخزن نفتی که عمدتاً شامل سه فاز گاز(g) ، آب(w) و نفت(o) می باشد، رابطه (1-1) برقرار است[3] :
S_o+S_g+S_w=1 (1-1)
1-2-5- نفوذپذیری نسبی5
وقتی بیش از یک سیال در محیط متخلخل حرکت کنند، با پدیده نفوذپذیری نسبی مواجه خواهیم شد. نفوذپذیری نسبی، به صورت نفوذپذیری مؤثر یک سیال در یک درجه ای از اشباع به نفوذپذیری سیال در اشباع صد در صد تعریف می شود:
k_rl=k_l/k (1-2)

به طوریکه نفوذپذیری نسبی فاز l و نفوذپذیری مطلق می باشد. باید توجه داشت که محدوده تغییرات حداکثر یک و حداقل صفر می باشد. معمولاً برای نفوذپذیری نسبی، مشابه فشار موئینگی، نتایج آزمایشگاهی بر حسب درجه اشباع فاز ارائه می شود، به طور مثال برای سیستم آب-نفت، مقادیر نفوذپذیری نسبی نفت و نفوذپذیری نسبی آب ، به صورت تابعی از درجه اشباع آب بیان می شود (شکل 1-2).

شکل 1-2: نمایش تابعیت نفوذپذیری نسبی از اشباع[3]

در شکل 1-2 پدیده هیستریزیس6 برقرار است، یعنی بسته به اینکه آزمایش بر اساس پرشدن7 است یا خالی شدن8 ، مقادیر مربوطه فرق می کنند. نقاط حدی و انتهایی منحنی نفوذپذیری نسبی، معروف به مقادیر بازگشت ناپذیر یا تقلیل ناپذیر هستند، یعنی وقتی نفوذپذیری نسبی به سمت صفر میل می کند، مقادیر اشباع شدگی، مقادیر تقلیل ناپذیر هستند. برای شکل 1-2 ، مقادیر تقلیل ناپذیر و ، مربوط به فاز آب و نفت می باشند[4].

1-2-6- تخلخل
تخلخل9 که با φ نمایش می دهند، یکی دیگر از ویژگی های سنگ مخزن می باشد که بیانگر نسبت فضای خالی به کل حجم موجود می باشد. آن را از نظر عددی به صورت کسر (کوچکتر از یک) یا درصد بیان می کنند، و به کمک رابطه زیر قابل محاسبه است.
φ=(v_b-v_s)/v_b (1.3)
که در رابطه فوق v_b بیانگر حجم توده سنگ و منظور از v_s حجم خالصی است که سنگ پر کرده است [5].
1-2-7- ترشوندگی10
وقتی دو سیال امتزاج ناپذیر11 در تماس با یک
سطح جامد قرار بگیرند، یکی از آن دو از نظر سطح تماس، بیشتر از دیگری به جامد می چسبد و به عبارتی آن را بیشتر تَر می کند. از نظر پدیدارشناسی، این اختلاف ناشی از رقابت و انرژیهای مابین سطحی است. یک میزان و معیار آزمایشگاهی برای این پدیده، زاویه تماس12 است که با نمایش داده می شود. این زاویه تابع انرژی سطح تماس بین دو فاز جامد و سیال می باشد. به طور مثال برای سیستم آب-نفت-جامد داریم:
(1-4)

دیدگاهتان را بنویسید