دانلود رایگان ترجمه مقاله شبیه سازی سیستم های تولید Coalbed Methane و پیش بینی قابلیت تحول – هینداوی ۲۰۱۷

مقاله انگلیسی رایگان (PDF)

ترجمه فارسی رایگان (PDF)

خرید ترجمه با فرمت ورد

بخشی از ترجمه فارسی مقاله:

مقدمه
متان کبالت CBM یکی از مهمترین انرزی های پایدار برای استراتژی توسعه پایدار در قرن ۲۱ است. چین یک منبع سرشار از CBM است. حدود ۳۶٫۸۱ ترلیون متر مکعب در میدانی با عمق کمتر از ۲۰۰۰ متر زیر زمین وجود دارد [۱]. چاه ها به میزان زیادی در بلوک های CBM توزیع شده اند. پارامترهای تولید گاز و عملیات خط لوله برای پروژه احداث را می توان با تجمیع شبکه خط لوله سطح/چاه/سطح پیش بینی کرد تا به داده های تولید واقعی دقیقتری دست پیدا کرد تا سود اقتصادی این صنعت را به حداکثر رساند. در طول چند دهه اخیر، بسیاری از دانشگاهیان تجمیع سیستم تولید نفت و گاز را مطالعه کرده اند و مدل های متعددی ارائه شده است. Dempsey و همکاران [۲] شبیه سازی جفت شدگی جریان سفره گازی و شبیه سازی سیستم سطحی را مطالعه کردند که اساس دیگر پژوهش های مربوط در زمینه تجمیع سیستم تولید بود. Startzman و همکاران [۳]، Trick و همکاران، Litvak و Darlow [5]، Coats و همکاران [۶]، Al-Mutairi و همکاران [۷] و Guyaguler و همکاران [۸] نیز مدل های خود در زمینه تجمیع سیستم انباره/چاه/سطح را ارائه دادند. Startzman و همکاران مدلی از شبیه سازی سیستم جفت شده انباره به سطح پیشنهاد دادند، اما این مدل تنها برای توسعه میدان های گازی دور از ساحل دریا مناسب بود و دامنه کاربرد آن محدود بود. Trick و همکاران [۴] نرم افزار شبیه سازی IMEX مربوط به انباره نفت سیاه و نرم افزار شبیه سازی FORGAS برای سیستم زیرزمینی را به منظور پیش بینی تولید از میدان گازی ترکیب کردند. فرایند جفت شدگی این دو مدل در جفت شدگی هر شبیه ساز انباره با مدل سیستم زمینی که در آن منحنی دینامیک جریان حفره-کف و ماژول محاسبه افت فشار حفره-کف وجود دارد قابل استفاده است. Litvak و Darlow [5] مدل جفت شده انباره و شبکه لوله زمینی را بررسی کردند و یک روش ضمنی برای حل گره شبکه و شبکه انباره را پیشنهاد دادند. Coats و همکاران [۶] یک مدل در زمینه تجمیع سیستم انباره/چاه/سطح پیشنهاد دادند. مدل شرایط پیچیده اندازه چاه و تجهیزات حفره را در نظر گرفت و کل سیستم را در هر مرحله از تکرار نیوتنی حل کرد. Al-Mutairi و همکاران [۷] منحنی های IPR را با استفاده از فشار در ناحیه زهکشی نزدیک محاسبه کردند که به کمبود حساسیت قبلی در تغییرات تولید چاه به هنگام محاسبه منحنی های IPR با استفاده از پارامترهای شبکه مخازن غلبه می کند. Guyaguler و همکاران [۸] یک روش مشابه پیشنهاد دادند، اما در این روش هر زیر دامنه باید به طور مکرر قبل از رسیدن به تعادل حل شود و سپس هنگامی که تعادل نهایی به منحنی IPR برسد می تواند شرایط حاصل شده مخزن نزدیک چاه را انعکاس دهد. اگرچه این روش زمانبر است و تعداد محاسبات زیاد است، اما می تواند خطای بالانس را کاهش دهد. روش منحنی IPR به طور عمده برای شبیه سازی متداول مخزن استفاده می شود و روش شبیه سازی عددی مخزن گاز غیرمتداول زمان بر است. این مقاله با ترکیب با روش بالانس مواد برای جذب همدمای متان کبالت، یک روش برای پوشش نیاز شبیه سازی تجمیع متان کبالت غیرمتداول با جفت شدگی CBM با در نظر گرفتن مدل شبکه، افت فشار چاه، حالت جذب CBM و مکانیزم بازیابی گاز زهکشی را پیشنهاد می دهد.
توصیف مدل
مدل چاه
مخزن زغال سنگ و شبکه خط لوله سطحی توسط چاه CBM متصل می شود. پارامترهای جریان چاه به طور مستقیم روی تولید گاز و حالت جریان شبکه سطح اثر می گذارند. در فرایند تولید CBM، تولید مستقیما با استفاده از فشار جریان حفره-کف (BHFP) تعیین می شود. شکل ۱ توزیع حلقوی سایل را در چاه CBM نشان می دهد. گاز و آب به ترتیب از حلقه و کانال به سیستم سطح وارد می شوند. سیال در حلقه می تواند با سطح کار سیال به عنوان ستون گاز در سطح بالاتر و ستون سیال هوادهی شده در سطح پایین تر تشخیص داده شود. افت فشار حلقوی چاه شامل افت فشار هر دو قسمت است. پژوهش های بسیاری درباره محاسبه BHFP پیشنهاد شده است.

بخشی از مقاله انگلیسی:

۱٫ Introduction

CBM is one of the most important sustainable energy for the strategy of sustainable development in the 21st century. China is abundant with CBM resource. About 36.81 trillion cubic meters is stored in depth of less than 2000 m under the ground in the field [1]. The wells are intensively distributed in the on-site CBM blocks. The gas production and pipeline operation parameters for undergoing construction project could be predicted by the integration of surface/wellbore/surface pipeline network to get closer to the actual production data, which optimizes and guides the CBM surface construction and improves the production to maximize the industry economic benefit. Over the past few decades, many scholars have been studying the integration of the oil and gas production system and several models have been put forward. Dempsey et al. [2] first studied the coupling of gas reservoir flow simulation and surface system simulation, which built the foundation of other relative research on the production system integration. Startzman et al. [3], Trick et al. [4], Litvak and Darlow [5], Coats et al. [6], Al-Mutairi et al. [7], and Guyaguler et al. [8] also put forward their models of the reservoir/wellbore/surface system integration afterwards. Startzman et al. [3] proposed a model of reservoirto-surface system coupled simulation, but this model only applied to the development of large offshore oil fields and the scope of application was narrow. Trick et al. [4] combined the black oil reservoir simulation software IMEX and the ground system simulation software FORGAS for forecasting the production of gas field. The coupling process of these two models is applicable to the coupling of any reservoir simulator with the ground system model which includes bottom-hole inflow dynamic curve and bottom-hole pressure loss calculation module. Litvak and Darlow [5] studied the coupled model of reservoir and ground pipe network and proposed an implicit method to solve the network node and the reservoir grid. Coats et al. [6] proposed a model of the reservoir/wellbore/surface system integration. The model considered the complex condition of wellbore size and the down-hole equipment and solved the entire system at every step of the Newton iteration. Al-Mutairi et al. [7] calculated the IPR curves by using the pressure in the nearwell drainage area, which overcome the shortcomings of previous sensitivity to the variation of well production when calculating the IPR curves using the grid parameters of reservoirs. Guyaguler et al. [8] proposed a similar approach, but in this method each subdomain needs to be solved repeatedly before reaching equilibrium, and then when the final equilibrium is reached the IPR curve that can reflect the condition of near-well reservoir is obtained. Although this method is time-consuming and the amount of calculation is large, it can reduce the balance error. The IPR curve method is mainly used for the conventional reservoir simulation and the unconventional gas reservoir numerical simulation method is time-consuming. Combined with material balance method for isothermal adsorption of coalbed methane, this paper proposes a method to meet the need of unconventional coalbed methane integrated simulation coupling CBM considering network model, wellbore pressure drop, CBM adsorbed state, and its drainage gas recovery mechanism

۲٫ Model Description

۲٫۱٫ Wellbore Model.

Coal reservoir and surface pipeline network was connected by CBM wellbore. The wellbore flow parameters directly affect gas production and surface network flow state. In the process of CBM production, the production is directly determined by bottom-hole flow pressure (BHFP). Figure 1 shows the annulus fluid distribution in the CBM wellbore. Gas and water enter the surface system from the annulus and tubing, respectively. Fluid in annulus can be distinguished by working fluid level as the gas column in the upper level and aerated fluid column in the lower level. Wellbore annulus pressure drop consists of the pressure drop of both parts. Many researches about calculation of BHFP had been suggested.