شهریور ماه 1392
تقدیم
تقدیم به هموطنانم ،
به امید آبادانی و آزادی
و
درخشش ایران و ایرانی بر فراز قله های علمی دنیا
تقدیم به پدر و مادرم
به پاس سالها دلسوزی
تا ببالم
تقدیم به اساتیدم
به پاس سالها تلاش
تا بیاموزم
تقدیم به همسرم
به پاس مهربانی
تا بیاسایم

سپاسگزاری

سپاس و آفرین ایزد جهان آفرین راست. آن که اختران رخشان به پرتو روشنی و پاکی او تابندهاند و چرخ گردان به خواست و فرمان او پاینده. آفرینندهای که پرستیدن اوست سزاوار. دهندهای که خواستن جز از او نیست خوشگوار. هست کننده از نیستی، نیست کننده پس از هستی…
اینک که به لطف خداوند توانستهام این پژوهش را به اتمام برسانم بر خود واجب میدانم که والاترین مراتب سپاس خود را به عزیزانی که مرا در این راه یاری کردند، استاد راهنمای بزرگوارم، جناب آقای دکتر رضا اسلاملوئیان که به حق از ایشان درس بزرگواری و زیبا زیستن را آموختم، اساتید مشاور محترم جناب آقای دکتر ریاضی و جناب آقای دکتر مهرانبد که صمیمانه مرا یاری کردند، تقدیم نمایم. همچنین سپاس فراوان دارم از جناب آقای دکتر وافری که همواره از راهنماییهای ایشان بهرهمند بودهام.
چکیده

کاربرد شبکه های عصبی مصنوعی برای تشخیص مدل چاه های افقی در مخازن نفتی با استفاده از داده های چاه آزمایی

به وسیلهی:
سمانه حیدری
در سالهای اخیر، چاههای افقی زیادی در اطراف جهان حفر شدهاست. دلیل عمدهی آن توانایی افزایش سطح مخزن در تماس با چاه است که باعث افزایش بهره بری از چاه میشود. از چاهآزمایی برای شناخت مدلهای مخازن هیدروکربوری و تشخیص پارامترهای مربوط به آنها استفاده میشود. چاهآزمایی بر مبنای ایجاد اختلال در جریان و ثبت فشار ته چاه ناشی از آن رفتار میکند. این تکنیک دادههای مورد نیاز برای آنالیز عددی پارامترهای مخزن را فراهم میکند. روش چاه آزمایی شامل دو مرحله میشود: 1) طبقهبندی مدل مخزن 2) تخمین پارامترها. شناسایی مدلهای چاه افقی و تعیین پارامترهای مدلهای آنها در مقایسه با چاه عمودی بسیار پیچیده تر میباشد. تعیین مدل‌ مخزن از نمودارهای مشتق فشار، یکی از مراحل مهم و پایه‌ای در تخمین پارامترهای مخزن از طریق آنالیز داده‌های چاه‌آزمائی می‌باشد. در این مطالعه از شبکه‌های عصبی مصنوعی، برای شناسائی مدل مخازن نفتی از طریق نمودارهای مشتق فشار استفاده شده‌است. شبکه‌های عصبی مصنوعی، مدل‌های ریاضی هستند که دارای توانایی منحصر به فرد در تخمین پارامتر و شناسایی الگو و … هستند. هشت مدل مختلف چاه افقی از مخازن نفتی که مخازن همگن و تخلخل دو‌گانه با مرز‌های مختلف را شامل می‌شود، مورد بررسی قرار گرفته است. شبکه‌ی عصبی پیشرو توسط داده‌های مشتق فشاری که به‌وسیله‌ی شبیه‌سازی با نرم‌افزار PANSYSTEM تولید شده‌اند، آموزش داده‌ شده‌ است. عملکرد شبکهی پرسپترون به وسیلهی متوسط خطاهای نسبی و مجذور میانگین مربعات خطا بررسی میشود. توانایی شبکه‌ی طراحی‌شده از طریق داده‌های دارای نویز مورد بررسی قرار گرفته‌است. دقت شبکه‌ به‌وسیله‌ی تعدادی پارامتر آماری مانند حساسیت و دقت دسته‌بندی کلی آورده شده و دقت کلی شبکه‌ی پیشرو 05/97 می‌باشند.
کلمات کلیدی: چاه افقی ، شبکه عصبی مصنوعی ، شناسایی مدل مخزن، چاه آزمایی

فهرست مطالب

عنوان صفحه1- مقدمه2
1-1- مقدمه‌ای بر مهندسی مخزن2
1-2- مخازن نفت و بهرهبرداری از مخازن نفتی3
1-3- تعاریف انواع مخزنها با استفاده از نمودارهای فازی5
1-4- مروری بر خواص سنگ مخزن8
1-4-1- درجه تخلخل8
1-4-2-تراکمپذیری همدما8
1-4-3- درجه اشباع سنگ9
1-5- مقدمه‌ای بر چاه‌آزمائی9
1-5-1- عوامل موثر بر چاه‌آزمائی12
1-5-1-1- ضریب پوسته12
– ضریب پوسته‌ی شکاف هیدرولیکی12
– تکمیل چاه جزئی و مشبک‌کاری جزئی12
1-5-1-2- اثر ذخیره درون چاهی14
– قانون سرانگشتی15
1-5-1-3- نفوذپذیری یا تراوائی15
1-5-1-4- نحوه‌ی حرکت سیال درون محیط متخلخل15
1-5-1-5- مرزهای مخزن16
– مرز داخلی16

در این سایت فقط تکه هایی از این مطلب(به صورت کاملا تصادفی و به صورت نمونه) با شماره بندی انتهای صفحه درج می شود که ممکن است هنگام انتقال از فایل ورد به داخل سایت کلمات به هم بریزد یا شکل ها درج نشود-این مطالب صرفا برای دمو می باشد

ولی برای دانلود فایل اصلی با فرمت ورد حاوی تمامی قسمت ها با منابع کامل

اینجا کلیک کنید

– مرز بیرونی مخزن16

شما می توانید تکه های دیگری از این مطلب را با جستجو در همین سایت بخوانید

1-5-2- انواع آزمایشات چاه‌آزمائی17
1-5-2-1- آزمونهای دوره‌ای تولید (اندازه‌گیری روزانه‌ی دبی و فشار)17
1-5-2-2- آزمون‌های سنجش بهره‌دهی چاه18
1-5-2-2-1- برای مخازن نفتی18
1-5-2-2-2- برای مخازن گازی19
– آزمون شاخص بهره دهی تولید19
– آزمون عملکرد جریان به داخل چاه19
– تغییرات دبی در زمان طولانی تولید19
– تغییرات دبی در زمان کوتاه تولید19
– تغییرات دبی در زمان کوتاه تولید و بستن چاه20
1-5-2-3- آزمونهای فشار گذرا ( فشار با زمان)20
1-5-2-3-1- آزمایش‌ خیزش فشار21
– آزمایش خیزش فشار ایده‌آل22
– آزمایش خیزش فشار واقعی23
– انحراف از حالت ایده‌آل24
– روشهای تفسیر آزمایش خیزش فشار24
1-5-2-3-2- آزمایش جریانی26
مشکلات چاه‌آزمائی جریانی28
1-5-3- کاربرد نمودارهای مشتق در تحلیل آزمایشات چاه‌آزمائی29
1-5-3-1- مثال‌هایی از کاربرد منحنی‌های مشتق فشار29
1-6- انواع چاه در مخازن32
1-6-1- چاه های عمودی32
1-6-2-چاهها با شکست هیدرولیکی32
1-6-3- چاه افقی33
1-6-3-1- دورهی جریان شعاعی قائم34
1-6-3-2- دورهی جریان خطی میانی35
1-6-3-3- دورهی جریان شبه شعاعی انتهایی35
1-6-4 – معادلات زمان رژیمهای مختلف در چاه افقی36
1-6-4 – آنالیز فشار در چاه افقی37
1-7-1- آزمایش کاهش فشار37
– پاسخ فشار در دورهی جریان شعاعی قائم اولیه37
– پاسخ فشار در دورهی جریان خطی میانی37
– پاسخ فشار در دورهی جریان شبه شعاعی انتهایی37
1-7-1- آزمایش خیزش فشار38
– پاسخ فشار در دورهی جریان شعاعی قائم اولیه38
– پاسخ فشار در دورهی جریان خطی میانی38
– پاسخ فشار در دورهی جریان شبه شعاعی انتهایی38
1-8- شبکه های عصبی38
1-8-1- ساختار مغز39
1-8-2- مدل ریاضی یک نرون40
1-8-3-یادگیری شبکه42
الف) یادگیری با ناظر42
ب) یادگیری بدون ناظر42
ج) یادگیری تشدیدی42
1-8-4- تقسیم بندی بر اساس ساختار42
الف) شبکه های پیش خور42
ب) شبکه های بازگشتی43
1-8-5- شبکه پرسپترون43
1-8-6- ترتیب ارائه داده ها به شبکه44
1-8-7- تابع انتقال44
1-8-8- پایان آموزش45
1-8-9- تعداد نرون در لایه ها46
1-8-10- معیار‌های نیکویی برازش46
– تحلیل رگرسیون46
– ضریب همبستگی46
– مجذور میانگین مربعات خطا.47
– متوسط خطاهای نسبی47
2- مروری بر کارهای گذشته49
2-1- کارهای انجام شده بر روی شبکههای عصبی49
2-2- کارهای انجام شده بر روی چاههای افقی59
3- گردآوری داده های چاه آزمایی66
3-1- مقدمه66
3-2- پارامترهای مورد نیاز برای وارد کردن به نرم افزار67
3-3-پارامترهای چاه‌آزمائی مدل‌های مخزنی68
3-3- 1-استفاده از روش طراحی آزمایش برای تولید داده های اولیه69
3-3-2- تبدیل داده های فشار به شبه فشار و مشتق گیری از آنها70
3-4-نرمالیزه‌کردن71
3-5- ساختار شبکهی عصبی71
3-6- مدلهای در نظر گرفته شده73
– مخزن همگن فشار ثابت، بدون جریان و بدون مرز محدود73
– مخزن همگن فشار ثابت، بدون جریان با مرز گسل منفرد فشار ثابت74
– مخزن همگن فشار ثابت، بدون جریان با گسل منفرد بدون جریان75
– مخزن تخلخل دوگانه فشار ثابت، بدون جریان و بدون مرز محدود75
– مخزن تخلخل دوگانه فشار ثابت، بدون جریان با مرز گسل منفرد فشار ثابت77
– مخزن تخلخل دوگانه فشار ثابت، بدون جریان با مرز گسل منفرد بدون جریان78
– مخزن تخلخل دوگانه بدون جریان با مرزگسل منفرد فشار ثابت79
– مخزن تخلخل دوگانه ، بدون جریان با مرز گسل منفرد بدون جریان79
4- بحث و نتایج82
4-1- مقدمه82
4-2- تعیین ساختار بهینه‌ی شبکه‌ پیشرو82
4-2-1- آموزش شبکه85
4-3- بحث و نتایج87
4-3-1- امتحان شبکه با داده های تست87
4-3-2- بررسی استقامت شبکه در برابر نمودار‌های دارای نویز89
5- نتیجه‌گیری و پیشنهادات99
5-1- مقدمه99
5-2- نتایج99
– نتایج مرتبط با شبیه‌سازی داده به‌وسیله نرم‌افزار99
– نتایج مرتبط با شبکه عصبی مصنوعی99
5-3-2- پیشنهادات100
منابع101
فهرست اشکال
شکل (1-1) نمودار فازی دما – فشار سیال یک مخزن6
شکل (1-2) نمودار مدل فشاری10
شکل (1-3) نمودار مدل مشتق فشاری11
شکل (1-4) اثر ذخیره درون چاهی با شیب 1 در اطراف چاه15
شکل (1-5) نمودار تغییر فشار نسبت به زمان در آزمایش‌ خیزش فشار21
شکل (1-6) برونیابی نمودار هرنر برای به‌دست آوردن P*25
شکل (1-7) نمودار تغییر فشار نسبت به زمان در آزمایش جریانی26
شکل (1-8) دو برابر شدن شیب نشانگر وجود یک گسل29
شکل (1-9) تفاوت چاه‌آزمائی خیزش فشار و جریانی30
شکل (1-10) نمایی از ناحیه نهایی یک مرز با فشار ثابت30
شکل (1-11) نمودار چاه آزمائی در حالت افت فشار در یک مخزن با مرزهای غیرقابل نفوذ31
شکل (1-12) نمایی از وجود دو گسل غیرقابل نفوذدر مرز خارجی مخزن31
شکل (1-13) نمایی از تغییرات فشار چاه نزدیک به یک گسل نیمه گذرا32
شکل (1-14) نمای از یک چاه افقی34
شکل (1-15) جریان شعاعی قائم34
شکل (1-16) جریان خطی میانی35
شکل (1-17) جریان شبه شعاعی.35
شکل (1-18) مشخصات اصلی یک نرون بیولوژیک40
شکل (1-19) ساختار یک نرون مصنوعی41
شکل (1-20) ساختار یک MLP سه لایه44
شکل (1-21) تابع انتقال سیگموئید45
شکل (1-22) تابع انتقال تانژانت هایپربولیک45
شکل (3-1) نمودارهای مشتق فشار شبیه‌سازی شده‌ی مدل یک74
شکل (3-2) نمودارهای مشتق فشار شبیه‌سازی شده‌ی مدل دو75
شکل (3-3) نمودارهای مشتق فشار شبیه‌سازی شده‌ی مدل سه76
شکل (3-4) نمودارهای مشتق فشار شبیه‌سازی شده‌ی مدل چهار77
شکل (3-5) نمودارهای مشتق فشار شبیه‌سازی شده‌ی مدل پنج78
شکل (3-6) نمودارهای مشتق فشار شبیه‌سازی شده‌ی مدل شش79
شکل (3-7) نمودارهای مشتق فشار شبیه‌سازی شده‌ی مدل هفت80
شکل (3-8) نمودارهای مشتق فشار شبیه‌سازی شده‌ی مدل هشت80
شکل (4-1) ساختار بهینه‌ی شبکه‌ی پیشرو84
شکل(4-3) تغییرات خطا در جریان آموزش شبکه‌ی پیشرو با ساختار بهینه87
شکل(4-4) نمودار مشتق فشار نرمالیزه‌شده مدل یک همراه با داده‌های پرت اعمال‌شده به آن89
شکل(4-5) نمودار مشتق فشار نرمالیزه‌شده مدل دو همراه با داده‌های پرت اعمال‌شده به آن90
شکل(4-6) نمودار مشتق فشار نرمالیزه‌شده مدل سه همراه با داده‌های پرت اعمال‌شده به آن90
شکل(4-7) نمودار مشتق فشار نرمالیزه‌شده مدل چهار همراه با داده‌های پرت اعمال‌شده به آن91
شکل(4-8) نمودار مشتق فشار نرمالیزه‌شده مدل پنج همراه با داده‌های پرت اعمال‌شده به آن91
شکل(4-9) نمودار مشتق فشار نرمالیزه‌شده مدل یشش همراه با داده‌های پرت اعمال‌شده به آن92
شکل(4-10) نمودار مشتق فشار نرمالیزه‌شده مدل هفت همراه با داده‌های پرت اعمال‌شده به آن92
شکل(4-11) نمودار مشتق فشار نرمالیزه‌شده مدل هشت همراه با داده‌های پرت اعمال‌شده به آن93
شکل(4-12) خروجی شبکه‌ی پیشرو به نمودار مشتق فشار مدل یک همراه با داده‌های پرت اعمال‌شده به آن 93
شکل(4-13) خروجی شبکه‌ی پیشرو به نمودار مشتق فشار مدل دو همراه با داده‌های پرت اعمالشده به آن94
شکل(4-14) خروجی شبکه‌ی پیشرو به نمودار مشتق فشار مدل سه همراه با داده‌های پرت اعمال‌شده به آن94
شکل(4-15) خروجی شبکه‌ی پیشرو به نمودار مشتق فشار مدل چهار همراه با داده‌های پرت اعمالشده به آن95
شکل(4-16) خروجی شبکه‌ی پیشرو به نمودار مشتق فشار مدل پنج همراه با داده‌های پرت اعمالشده به آن95
شکل(4-17) خروجی شبکه‌ی پیشرو به نمودار مشتق فشار مدل شش همراه با داده‌های پرت اعمالشده به آن96
شکل(4-18) خروجی شبکه‌ی پیشرو به نمودار مشتق فشار مدل هفت همراه با داده‌های پرت اعمالشده به آن96
شکل(4-19) خروجی شبکه‌ی پیشرو به نمودار مشتق فشار مدل هشت همراه با داده‌های پرت اعمالشده به آن97
فهرست جداول
جدول (3-1): شرایط فرض‌شده مخزن، چاه و سیال موجود درآن67
جدول (3-2): محدوده‌ی انتخاب‌شده پارامترهای چاه‌آزمائی69
جدول (3-3): تعداد داده‌ی تولید‌شده برای هر مدل و توزیع داده‌های آموزشی و آزمون73
جدول (4-1): تعیین ساختار بهینه‌ی شبکه‌ی پیشرو84
جدول (4-2): تعیین الگوریتم آموزشی بهینه‌ی شبکه‌ی پیشرو85
جدول (4-4): توانایی شبکه‌ی پیشرو در شناسائی مدل واقعی مخزن از داده‌های آزمون شبیه‌سازی88
جدول (4-5): مقایسه‌ی توانایی شبکه‌ی پیشرو در شناسائی مدل واقعی مخزن از داده‌های آزمون شبیه‌سازی88
فهرست علائم اختصاری
بایاسضریب تشکیل نفتذخیره‌ی درون چاهی بدون بعدضریب تراکم‌پذیری نفتذخیره‌ی درون چاهیضریب تراکم‌پذیری کلیضریب تراکم‌پذیری آبتابع انتگرال نماییتابع فعالیتعمق مخزن هیدروکربنیتراوائی شکافتراوائی ماتریسطول شکافشعاع مخزنشعاع بدون بعدمساحت بلوک ماتریس/حجم بلوک ماتریسشعاع چاهمدت زمان جریانضریب پوستهضریب پوسته‌ی شکاف هیدرولیکیضریب پوسنه ناشی از ورود جریان عمودیمدت زمان تولیدطول شکافتراوائی عمودیتراوائی درجهت xتراوائی در جهت yطول چاه افقیLمیزان فشار در زمان یک ساعتفشار بدون بعدورودی‌های شبکه‌ی عصبیفشار اولیه مخزنفشار مخزن در حین تولیدفشار مخزن در حین بسته بودنشدت جریان چاهوزن سیناپسیخروجی‌های شبکه‌ی عصبیمقادیر مشاهده شده (واقعی)میانگین مقادیر مشاهده شده (واقعی)مقادیر تخمینی (خروجی شبکه)میانگین مقادیر تخمینی (خروجی شبکه)ویسکوزیتهتخلخلتخلخل شکافتخلخل ماتریستغییرات زمانتغییرات حجم سیال داخل چاه تحت شرایط چاهتغییرات فشاری اعمال شده به چاهتغییرات فشارنسبت جریان بین دانه‌ایضریب شکلنسبت ظرفیت شکاف به ماتریس
فصل اول
مقدمه
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. تقسیمبندی 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 1928، 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 استفانسون1 اولین دستگاه ثبت فشار درون چاهی و نمونهگیر را برای نمونهگیری از سیالات تحت فشار درون چاهها ابداع کردند[1]. 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 سیدول2 ساخته شد و اهمیت اساسی فشارهای درون چاهی در تعیین مؤثرترین روشهای بازیافت و فرایندهای فرازآوری، به مهندسان نفت نشان داده شد[2]. 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، مطالعهی 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 1960، عبارات شبیه سازی و مدلسازی ریاضی مخزن عمومیت یافت[3]. 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[4].
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[5]. 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 منطقهی 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 1986 جامعهی مهندسان نفت (SPE)3 تعریف زیر را برای ذخایر انتخاب کرد:
ذخایر، میزان حجمهای 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[6]. میزان ذخایر با استفاده از دادههای زمینشناسی و مهندسی موجود محاسبه میگردد. به تدریج که طی بهرهبرداری 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.
فرایند جابهجایی دیگری فرایند بازیابی مرحلهی سوم نامیده می شود، در مواقعی که فرایندهای بازیافت ثانویه کارایی ندارد،کاربرد مییابد. همچنین این فرایندها در مخازنی به کار میروند که از روشهای بازیابی ثانویه به دلیل پتانسیل پایین بازیابی استفاده نمیشود. در این حالت کلمهی مرحلهی سوم نامگذاری غلطی است. در برخی از مخازن، اعمال فرایند ثانویه یا مرحلهی سوم پیش از فرایند پایان بازیابی مرحلهی اول سودمند است. در این مخازن عبارت ازدیاد برداشت به کار میرود و عموماً شامل هر فرایند بازیابی میشود که برداشت از مخازن را بیش از آنچه از انرژی طبیعی مخزن انتظار میرود، بهبود بخشد.
تعاریف انواع مخزنها با استفاده از نمودارهای فازی
از نقطه نظر فنی، میتوان انواع مختلف مخزن را به کمک موقعیت اولیهی دما و فشار مخزن با توجه به محدودهی دو فازی ( گاز و مایع) که معمولاً بر روی نمودار حالات فشار – دما نشان داده میشود، تعریف کرد. شکل (1-1) نمودار فازی فشار – دما می باشد که در آن هر دو فاز گاز و مایع وجود دارند. ناحیهی سمت چپ نمودار به پایین که با منحنیهای نقاط حباب و شبنم محصور میباشد، محدودهای است مرکب از دما و فشارهایی که در آن هر دو فاز وجود خواهند داشت. منحنیهای درون ناحیهی دوفازی، در صدی از حجم کل هیدروکربن را به صورت مایع میباشد، به ازای مقادیر مختلف فشار و دما نشان می دهند. در ابتدا هر تودهی هیدروکربنی، نمودار حالت مخصوص خود را خواهد داشت که فقط به ترکیب آن توده بستگی دارد.
شکل(1-1): نمودار فازی دما – فشار سیال یک مخزن[7]
این نمودار به پنج ناحیه تقسیم شده است در ناحیه پنجم سیال در حالت تک فازی قرار دارد و ماده ای که در این قسمت قرار دارد، گاز نامیده میشود. چون سیال باقیمانده در مخزن در ضمن بهرهبرداری در همان دمای مشخص باقی میماند، واضح است وقتی که فشار در این مسیر کاهش مییابد سیال همچنان در حالت تک فازی، یعنی گاز باقی میماند. به علاوه همچنان که مخزن تخلیه میشود ترکیب سیالی که استخراج میگردد، تغییر نمیکند. این حالت برای هر تودهای از این ترکیب تا آنجا که دمای مخزن به دمای نقطه کری کاندنترم ( حداکثر دمای دوفازی ) نرسیده باشد، به همین ترتیب ثابت میماند. گرچه در این محدوده، سیال باقیمانده در مخزن در حالت تک فازی باقی میماند، در عین حال سیالی که از درون چاه و در تفکیککنندههای سر چاه استخراج میشود و همان ترکیب را دارا میباشد ممکن است به علت کاهش دما وارد ناحیه دو فازی شود. مایعی که در سر چاه از گاز موجود در یک مخزن گازی تولید میشود به علت همین تحول میباشد.
این بار مخزن را در موقعیت سه و چهار در نظرمیگیریم. در این ناحیه نیز دمای مخزن افزون بر دمای نقطه بحرانی(نقطه C) است حالت اولیه سیال تک فازی است که مجدداً فاز گاز میباشد. با وجود اینکه فشار بر اثر بهرهبرداری کاهش مییابد، ترکیب سیال استخراج شده همان ترکیب سیال مخزن ناحیه پنجم بوده و این حالت تا فرا رسیدن نقطه شبنم برقرار می ماند. در فشار کمتر از این مقدار ، مایع غلیظی شبیه مه یا شبنم از سیال مخزن شکل میگیرد، و بدین جهت چنین مخزنی، مخزن نقطه شبنم نامیده میشود. این مایع میعانی ، از فاز گاز گه اکنون مقداری از مایع خود را از دست داده جدا میشود و چون به دیوارههای خلل و فرج سنگ میچسبد هیچگونه حرکتی ندارد. در این حالت گازی که در سر چاه استخراج میشود مقداری کمتری مایع به همراه دارد، لذا نسبت گاز به نفت تولیدی افزایش مییابد. این عمل که میعان معکوس نامیده میشود همچنان ادامه مییابد تا نقطهN فرا رسد که در آنجا حجم مایع به حداکثر مقدار خود میرسد. اصطلاح معکوس بدین جهت بهکار می رود که در ضمن انبساط هم دما، به جای عمل میعان، معمولاً باید عمل تبخیر صورت گیرد. بالاخره پس از آنکه نقطه شبنم فرا رسید چون ترکیب سیال استخراج شده تغییر کرده است، ترکیب سیال باقیمانده در مخزن نیز تغییر مینماید و تغییر مکان منحنی حالت شروع میشود، زیرا نمودار فازی که در شکل(1-1) دیده میشود فقط و فقط یک مخلوط هیدروکربنی را نشان میدهد. متاسفانه این تغییر مکان به سمت راست متمایل است که خود به هدردهی مقدار بیشتری از مایع به صورت میعان معکوس در خلل و فرج سنگ مخزن شدّت بیشتری می بخشد و در نتیجه بازیابی مایع نمیتواند به حداکثر میزان خود برسد.
به هدر رفتن مایع میعان معکوس، به طور محسوسی در موارد زیر افزایش مییابد: الف- پایین بودن دمای مخزن، ب- بالا بودن فشار ترک مخزن، ج- تمایل بیشتر نمودار فازی به طرف راست، که البته مورد اخیر مشخصه خاص سیستم اخیر به شمار میآید.
اگر توده هیدروکربنی در موقعیت یک و دو قرار گیرد، مخزن در حالت تک فازی می باشد چون دما کمتر از دمای نقطه بحرانی است، این فاز، فاز مایع خواهد بود. چنین مخزن، مخزن نقطه حباب نامیده میشود زیرا همچنان که فشار کاهش مییابد نقطه حباب فرا میرسد. بلافاصله در زیر این نقطه، حبابهای گاز یا فاز گاز آزاد ظاهر می شود سرانجام، گاز آزادی که از مایع خارح شده در حالیکه هر لحظه بر مقدارش افزوده میشود به طرف حفره چاه جریان مییابد. از طرف دیگر، نفت در حالی به جریان خود ادامه میدهد که هر لحظه از مقدارش کاسته میشود و در نتیجه مقدار زیادی نفت غیر قابل بازیابی در مخزن باقی میماند. نامهای دیگر این قبیل مخازن نفت عبارتند از: نفت تخلیهای، مخزن گاز محلول، مخزن با رانش گاز محلول، مخزن انبساطی و مخزن با رانش گاز داخلی.
بلاخره اگر همین مخلوط در ناحیه دو فازی قرار داشته باشد،دمخزن در حالت دو فازی است که شامل یک منطقهی مایع یا منطقهی نفتی است و در بالای آن منطقهی گازی یا کلاهک گازی واقع میباشد. چون ترکیبات این دو منطقه با یکدیگر تفاوت کلی دارند میتوان هر یک را به طور جداگانه با نمودار فازی مخصوص خود در نظر گرفت تا بدین وسیله این دو سیال یا ترکیبشان، با یکدیگر ارتباط کمتری داشته باشند.
مروری بر خواص سنگ مخزن
خواصی که در این بخش بررسی میشود عبارتند از درجهی تخلخل، تراکمپذیری همدما، درجه اشیاع سیال، تراوایی و نفوذپذیری که اهمیت زیادی در برداشت از مخزن دارند.
1-4-1- درجهی تخلخل
درجهی تخلخل محیط متخلخل با نماد Ø نشان داده شده و عبارت است از نسبت فضای خالی یا حجم منافذ به حجم کل تودهی سنگ. این نسبت به صورت کسری یا بر حسب درصد بیان میشود. هنگامی که از مقدار تخلخل در معادله استفاده میشود، این مقدار تقریباً همیشه به صورت کسری خواهد بود. اصطلاح درجهی تخلخل هیدروکربنی به آن بخش از تخلخل اشاره دارد که حاوی هیدروکربن باشد. تخلخل هیدروکربنی، حاصلضرب تخلخل کلی در کسری از حجم منافذ است که حاوی هیدروکربن هستند.
میزان درجهی تخلخل معمولاً به روش اندازهگیری استفاده شده بستگی دارد و به صورت درجهی تخلخل کلی یا موثر گزارش میشود. درجهی تخلخل کلی، مقدار فضای خالی کل محیط را نشان می دهد و درجهی تخلخل مؤثر آن مقدار از فضای خالی است که در جریان سیالات سهیم است.این نوع درجهی تخلخل معمولاً در آزمایشگاه اندازهگیری میشود و در محاسبات مربوط به جریان سیال مورد استفاده قرار میگیرد.
روشهای آزمایشگاهی اندازهگیری درجه تخلخل عبارت هستند از قانون بویل، درجهی اشباع آب، درجه و درجهی اشباع مایع آلی.
1-4-2-تراکم پذیری همدما
تراکم پذیری همدما در ماده ، با معادلهی زیر نشان داده می شود :
(1-1) c=-1/V dV/dP
که در آن P فشار ، c تراکم پذیری و v حجم را نشان میدهد.
این معادله تغییر حجم ماده را در دمای ثابت بر اثر تغییر فشار توصیف می کند و واحدهای آن معکوس واحدهای فشار است.
1-4-3- درجهی اشباع سیال
نسبت حجم اشغال شده توسط سیال به حجم منافذ ، درجهی اشباع سیال نامیده میشود. نماد درجهی اشباع نفت ، So است که S درجهی اشباع و o به نفت اطلاق میشود. درجهی اشباع به صورت کسر یا درصد بیان میشود، اما در معادلات به صورت کسری مورد استقاده قرار میگیرد. مجموع درجههای اشباع تمام سیالات موجود در محیط متخلخل برابر 1 است.
1-5- مقدمه‌ای بر چاه‌آزمائی4
به محض حفر یک چاه در درون مخزن و آغاز استخراج سیال درون آن، تغییراتی در پارامتر‌های مخزنی مانند فشار، حجم سیال درون مخزن، گرانروی سیال و… ایجاد می‌شود. تغییر پارامتر‌های مخزن باعث تغییر رفتار مخزن مانند چگونگی فاز‌های سیال (مایع و گاز) درون مخزن، در نتیجه چگونگی فازهای سیال استخراج شده، میزان دبی و… می‌شود.
بنابراین با گذشت زمان و ادامه‌ی برداشت از مخزن، رفتار مخزن تغییر می‌کند. در واقع پارامترهای مخزن به نوعی تابع زمان هستند. عملیات چاه‌آزمائی تجزیه و تحلیل رفتار مخزن و چاه بر اساس زمان است، نتایج حاصل از آن می‌تواند تأثیر زیادی در تشخیص مقادیر واقعی پارامترهای مخزنی داشته باشد، از این رو چاه‌آزمائی یکی از مهم‌ترین ابزار‌های مهندسان برای شناخت مخزن نفت محسوب می‌شود. به دست آوردن مقدار واقعی این تغییرات نقش عمده‌ای در ایجاد یک مدل دقیق و به روز از مخزن دارد.
در سال‌های 1937، چاه‌آزمائی به عنوان ابزاری برای شناخت رفتار واقعی مخزن در قبال تغییرات ایجاد شده‌ی درون چاه، وارد مهندسی نفت شد[8]. مخزن نفت محیطی ناشناخته و بسیار ناهمگن است که تشخیص دقیق آن عملاً امکان پذیر نیست. با توجه به ویژگی‌های کلی مخزن، مدل‌های ریاضی اولیه‌ای برای تفسیر رفتار مخزن و چگونگی حرکت سیال در درون محیط‌های متخلخل مختلف از جمله محیط متخلخل مخازن شکافدار، وجود دارد. این مدل‌ها که اصطلاحاً مدل‌های ایده‌آل گفته می‌شوند، تا اندازه‌ای توانایی پیش‌بینی رفتار واقعی مخزن را دارند. پارامتر‌های مدل را باید پس از تطبیق با رفتار مخزن اصلاح کنند، تا رفتار مدل، رفتار واقعی مخزن را نشان دهد. پس از انجام هرآزمایش، روی مخزن واقعی، اطلاعات فشار و زمان را روی نمودارهایی (مختصات لگاریتمی، شبه لگاریتمی یا دکارتی) پیاده کرده و آن را بر اساس نمودار‌های مدل‌های اولیه تفسیرمی‌کنند و اطلاعاتی مانند نوع رژیم جریان(خطی، شعاعی، کره‌ای)، مساحت مخزن و… غیره را به‌دست آورند.
درحدود سال‌های 1970به بعد، محققین با ارائه کردن نمودارهای مدل5 فشار در برابر زمان، به تشخیص حالت‌های کلی شکل مخزن پرداختند که در تفسیر نمودارهای چاه‌آزمایی نقش بسیار زیاد و مهمی دارند.

نمودار‌های مدل نسبت به روش قبلی، جزئی‌تر و دقیق‌تر بوده و حالت‌های بیشتری را نشان می‌دهند، از این رو برای مهندس نفت این امکان ایجاد می‌شود که با اخذ اطلاعات مخزن و پیاده کردن داده‌های مربوط به آزمایش روی نمودار، نمودار بدست آمده از مخزن واقعی را با نمودارهای مدل منطبق کرده و براساس آن پارامترهای دیگر مهندسی مخزن ( نفوذ‌پذیری، ضریب پوسته و….) را به دست ‌آورد، و یا درحالت عدم انطباق کامل با نمودار‌های مدل، برخی از پارامترهای نمودار مدل را تغییر داده تا بهترین نمودار بیان‌کننده‌ی حالت واقعی مخزن را شناسایی کند. پس از این برای افزایش دقت، روش استفاده از نمودارهای مشتق ( نمودار مشتق فشار در برابر زمان ) ارائه شد.
در واقع نمودار‌های مشتق نیز یک نوع نمودار مدل هستند که محاسبات مهندسی بر اساس آن‌ها بیشتر، در تأیید و تکمیل نتایج بدست آمده از نمودارهای مدل معمولی بکارمی‌رود. نمونه‌ای از این نمودارها در شکل زیر آمده است.

درکشورما به دلیل اهمیت داشتن تولید روزانه، بستن چاه به مدت دو یا سه روز برای انجام آزمایش تا حدود زیادی امکان‌پذیر نیست و یا خیلی سخت است به‌همین دلیل مجهز کردن چاه‌ها به سیستم‌های هوشمند (چاه هوشمند6) برای ثبت فشار و زمان و دبی تولید می‌تواند تا حدودی ما را از عملیات چاه‌آزمایی بی‌نیاز کند. یکی از نکات جالب درمورد چاه‌آزمایی این است که با استفاده از اطلاعات سه متغیر زمان، فشار و دبی تولیدی یا دبی تزریقی، اکثر پارامترهای مهندسی مخزن نظیر نفوذپذیری، ضریب پوسته، سطح تخلیه چاه (حجم مؤثر درتولید چاه، به بیان دیگر حجمی از مخزن که توسط هر چاه تخلیه می‌شود)، نوع مخزن (ساده یا ترکیبی) را به ‌دست می‌آورند.

1-5-1- عوامل موثر بر چاه‌آزمائی
1-5-1-1- ضریب پوسته7
فاصله‌ی نزدیک به چاه که به دلیل عواملی مانند ورود آب از گل حفاری به داخل سازند، عوارض حاصل از مشبک‌کاری، آزاد شدن گاز نزدیکی چاه به دلیل افت فشار و هم‌چنین رسوب آسفالتین (نوعی نفت بسیار سنگین با گرانروی بسیار بالا) خواص فیزیکی خود را از دست داده باشد را ضریب پوسته گویند [10]. میزان آسیب‌دیدگی مخزن را با یک ضریب به اسم ضریب پوسته نشان می‌دهند. به‌عبارت دیگر به هر نوع عاملی که باعث افت فشار غیر معمول و نیز کاهش یا افزایش تراوائی در ناحیه‌ی اطراف چاه گردد ضریب پوسته گفته می‌شود.
– ضریب پوسته‌ی شکاف هیدرولیکی
ضریب پوسته‌ی است که از طریق شکاف هیدرولیکی ایجاد می‌گردد. این ضریب به طول شکاف و هدایت آن بستگی دارد. ضریب پوسته‌ی شکاف هیدرولیکی “” از طریق معادله‌ی (1-2) قابل محاسبه است.
(1-2) G (Cr) یک تابع کاهشی از هدایت شکاف می‌باشد و از طریق نمودار به‌دست می‌آید [10].
– تکمیل چاه جزئی و مشبک‌کاری جزئی
بعضی اوقات تکمیل چاه ناقص بوده و به‌صورت کامل انجام نمی‌گیرد. در این حالت در مقیاس نیمه‌لگاریتمی ممکن است دو خط متقاطع وجود داشته‌باشد که خط راست اولی مربوط به kh/µ ناحیه‌ی مشبک‌کاری شده و kh/µ دوم مربوط به کل سازند می‌باشد. در بعضی موارد ممکن است که خط راست ابتدایی، به علت اثر ذخیره درون چاهی یا اثرات دیگر ظاهر نگردد [11].
مشبک‌کاری جزئی در بعضی از موارد به طور ناخواسته ایجاد می‌گردد و در پاره‌ای از موارد باید آن را ایجاد کرد [10].
موارد ضروری انجام مشبک‌کاری8 به طور جزئی
اجتناب از تولید سیال نامطلوب: واضح است که در نزدیکی‌های سطح تماس گاز و نفت، مشبک‌کاری در قسمت پایین‌تر انجام می‌گیرد تا گاز تولید نشود و در حالیکه در نزدیکی‌های سطح تماس نفت و آب مشبک‌کاری در قسمت بالاتر صورت می‌گیرد تا آب تولید نشود.
زمانی که قسمتی از یک لایه‌ی تولیدی دارای خصوصیات بهتر و مطلوب‌تری برای برداشت هیدروکربور باشد و مشبک‌کاری کل لایه از لحاظ اقتصادی مقرون به صرفه نباشد [10].
موارد ناخواسته انجام مشبک‌کاری به طور جزئی
قسمتی از مشبک‌کاری به خوبی عمل نکرده و جریان را به خوبی از خود عبور ندهد.
قسمتی از لایه‌ی تولیدی دارای نواحی غیر قابل نفوذ باشد و جریان سیال را به خوبی از خود عبور ندهد [10].
جریان در اطراف چاهی که به طور نسبی مشبک‌کاری شده‌است دارای سه مکانیزم می‌باشد.
الف- بلافاصله بعد از تولید در اطراف چاه جریان شعاعی به وجود می‌آید که معمولاً به واسطه‌ی اثر ذخیره‌ی درون چاهی ناپدید می‌گردد.
ب- بعد از جریان شعاعی، جریان کروی حاصل می‌شود.

دسته بندی : پایان نامه

پاسخ دهید