ویسکوزیته نفت خام بسیار سنگین و رفتار کشش سطحی با استفاده از تقویت کننده جریان و آب در شرایط دماهای مختلف

Extra heavy crude oil viscosity and surface tension behavior using a flow enhancer and water at different temperatures conditions

چکیده
1 مقدمه
2 بخش تجربی
3 نتایج و بحث
4 نتیجه گیری
منابع

چکیده
گزارش های تحقیقاتی حاکی از اهمیت استفاده از مواد شیمیایی مختلف به منظور بهبود انتقال نفت های خام فوق سنگین است. در طول فرایند جابه جایی نفت خام، برش های وارد شده بر خطوط لوله و سایر تجهیزات انتقال، سبب ایجاد یک امولسیون آب در نفت شده که با جذب مولکول های سورفکتانت طبیعی موجود در قطرات آب، باعث افزایش ویسکوزیته سیال می شود. این مطالعه، اثر روان کننده را بر رفتار ویسکوزیته نفت خام فوق سنگین(EHCO) و در امولسیون های تشکیل شده با میزان 5 و 10 درصد آب، ارائه می کند. نتایج بدست آمده حاکی از اثربخشی روان کننده با غلظت های 1، 3 و 5 درصد، در کاهش ویسکوزیته و ارائه یک رفتار جریانی نیوتنی بودند، که این مسئله، کاهش هزینه درمان حرارتی در طول عملیات انتقال نفت خام از طریق خطوط لوله را به دنبال دارد.

2- بخش تجربی
در این پژوهش، از نفت خام فوق سنگین شمال شرق جمهوری مکزیک استفاده شده است. مخلوط EHCO/FE و امولسیون W/EHCO/FE ساخته شد. روان کننده نیز، یک ماده شیمیایی بیودیزل بر پایه استر های اسید های چرب بود.

1-2- خصوصیات نفت خام و مخلوط
نمونه های نفت خام و مخلوط بر اساس رویه تعیین شده در استانداردهای انجمن مواد و آزمون آمریکا(ASTM) مشخص شدند. درجه API نفت خام، چگالی مخلوط و نمونه نفت در دمای 25 درجه سانتیگراد با روش پیکنومتر، میزان آسفالتین، کشش سطحی (ISO 1409) با استفاده از دستگاه اندازه گیری کشش سطحی خودکار TEN 202 و ویسکوزیته با استفاده از یک رئومتر RheolabQC مدل Anton Paar RheometeryRheometery تعیین شدند. تاثیر روان کننده و آب، از طریق اندازه گیری های دینامیکی رئولوژیکی، بر خواص رئولوژی نفت خام ارزیابی شد. غلظت بهبود دهنده و آب، از طریق افزودن مقادیر مختلف، مطابق جدول 1 ارزیابی شد. اندازه‌گیری‌های رئولوژیکی با انجام سه تکرار، در محدوده نرخ برشیs -1 01/0 – 100، و در دمای 25، 30، 40 و 60 درجه سانتی‌گراد ارزیابی شد.

2-2- آماده سازی مخلوط ها
همانطور که در جدول 1 نشان داده شده است، مخلوط هایی با نسبت های مختلف، به منظور مشخص کردن تاثیر روان کننده و آب بر ویسکوزیته نفت خام فوق سنگین، ساخته شدند. قبل از آغاز اندازه گیری ها، مخلوط های ساخته شده به مدت 20 دقیقه به صورت دستی هم زده شدند. پس از هم زدن مخلوط ها، به منظور ارزیابی خواص رئولوژیکی، نمونه به مدت 5 دقیقه درون سیلندر رئومتر قرار داده شد.

مطالعه روی تیکسوتروپی و ویژگی های بازیابی امولسیون نفت خام مومی

Study on the thixotropy and structural recovery characteristics of waxy crude oil emulsion

چکیده
1 مقدمه
۲ بخش آزمایشی
۲.۱. ابزارهای آزمایشی
۲.۲. عمل آوری نفت خام مومی
2.3. آماده‌ سازی امولسیون آب در نفت خام مومی
2.4. روش های آزمایشی
۳ نتایج و بحث
۳.۱. منحنی حلقه پسماند
۳.۲. تجزیه و تحلیل خواص تیکسوتروپی و بازیابی سیستم ژله کننده امولسیون آب در نفت خام مومی
۴ خلاصه و نتیجه ‌گیری
علائم و نشانه ها
مراجع

چکیده

امولسیون (نامیزه) نفت خام مومی دارای خواص تیکسوتروپیک در دمای نزدیک به نقطه ژل است که مشخصه یابی ریز مکانیکی گسیختگی سازه و بازیابی امولسیون نفت خام مومی محسوب می شود. در این مقاله، رفتارهای تیکسوتروپیک امولسیون نفت خام مومی نزدیک به نقطه ژل با استفاده از حلقه پسماند که به واسطه افزایش و کاهش خطی تنش شکل می گیرد و هم چنین خواص بازیابی سازه ای مورد مطالعه قرار گرفت. تاثیر حالات بارگذاری و مقدار آب بر تیکسوتروپی (روان وردی) امولسیون نفت خام مومی با مساحت حلقه پسماند تجزیه و تحلیل گردید. مفهوم «بازیابی سازه ای» جهت بررسی درجه بازیابی سازه ای پس از سخت شدگی متفاوت معرفی گردیده و عوامل موثر نیز مدنظر قرار گرفت. نتایج مطالعه نشان داده است که در امولسیون نفت خام مومی، گسیختگی جهت بازیابی کامل سازه بعد از کافت، علت تشکیل حلقه پسماند بوده و حالات بارگذاری نیز تاثیری بر مقاومت تیکسوتروپی و درجه بازیابی سازه ای نخواهند داشت. علاوه بر این، قطرات فاز پراکنده سبب تضعیف خواص تیکسوتروپی و بازیابی سازه امولسیون نفت خام مومی می شود و هرچه مقدار آب بیشتر باشد، تیکسوتروپی ضعیف‌ تر خواهد بود. این یافته‌ ها به درک بهتر عملیات ایمن و اقتصادی انتقال خط لوله نفت خام مومی-آب کمک می کند.

1 مقدمه

با توسعه بهره ‌برداری از نفت و گاز جهانی به دریای عمیق، اقیانوس به میدان اصلی نبرد بر سر بهره برداری از نفت و گاز تبدیل شده است. در تولید میدان نفتی ساحلی، آب و نفت خام مومی با هم در خط لوله جریان می یابند. به دلیل برش کم سرعت سوراخ چاه و خط لوله و برش پُرسرعت پمپ و شیر تنظیم جریان به راحتی می توان یک امولسیون آب در نفت (W/O) ایجاد کرد (عمر و همکاران، ۲۰۱۶). در این میان، رزین و آسفالتین های موجود در نفت خام، مواد طبیعی فعال در سطح هستند که به تشکیل امولسیون نفت خام با پایداری مناسب کمک می ‌کنند (میرشکار و همکاران، ۲۰۲۰).

۴ خلاصه و نتیجه ‌گیری

در این مقاله، خواص تیکسوتروپیک نزدیک نقطه ژل سیستم ژل امولسیون آب در نفت خام مومی با به کارگیری حالت بارگذاری مورد مطالعه قرار گرفته اند به طوری که تنش برشی به منظور تشکیل حلقه پسماند به صورت خطی افزایش و کاهش می ‌یابد. با در نظر گرفتن مساحت حلقه پسماند به عنوان کمیت مشخصه یابی، خواص تیکسوتروپیک و عوامل موثر بر خواص بازیابی سازه ای سیستم ژل امولسیون آب در نفت خام مومی مورد تجزیه و تحلیل قرار گرفتند.

• از آنجا که سازه سیستم ژله ای از مقاومت خاصی در نزدیکی نقطه ژل برخوردار است، نمونه نفتی در فرآیند خزش در مرحله اولیه بارگذاری قرار داشته و سپس فرآیند صعودی افزایش آهنگ برش را نشان می ‌دهد. بعد از آن، نمونه نفتی تحت فرآیند نزولی کاهش آهنگ برش ناشی از کاهش تنش برشی قرار می گیرد. منحنی رو به بالا و منحنی رو به پایین، یک حلقه پسماند تحت بارگذاری تنشی تشکیل می ‌دهند.

Abstract

Waxy crude oil emulsion has thixotropic properties at the temperature near gel point, which is a macro-mechanical characterization of the structure failure and recovery of waxy crude oil emulsion. In this paper, the thixotropic behaviors of waxy crude oil emulsion near gel point were studied using hysteresis loop formed by stress linear increase and decrease, as well as the structural recovery characteristics. The influence of the loading conditions and water content on the thixotropy of waxy crude oil emulsion were analyzed with hysteresis loop area. The concept of “structural recovery” was introduced to study the degree of structural recovery after different stewing, and influencing factors were taken into account. Results have shown that for waxy crude oil emulsion, the failure to fully restore of the structure after lysis is the cause of the formation of hysteresis loop, and the loading conditions will not affect the strength of thixotropy and the degree of structural recovery. Additionally, the dispersed phase droplets weaken the thixotropy and structure recovery characteristics of waxy crude oil emulsion, and the greater the water content, the weaker the thixotropy. The findings can help to better understand the safe and economic operation of waxy crude oil-water pipeline transportation.

1 Introduction

With the development of global oil and gas exploitation to the deep sea, the ocean has become the main battlefield of oil and gas exploitation. In the production of offshore oilfield, waxy crude oil and water flow together in the pipeline. Due to the low-speed shear of the wellbore and pipeline and the high-speed shear of the pump and throttle valve, it is easy to form a water-in-oil (W/O) emulsion (Umar et al., 2016). Meanwhile, the resin and asphaltenes in crude oil are natural surfactants, which promote the formation of crude oil emulsion with good stability (Mirshekar et al., 2020).

4 Summary and conclusions

In this paper, the thixotropic characteristics near the gel point of W/O waxy crude oil emulsion gel system are studied by using the loading mode that shear stress increases linearly and decreases linearly to form hysteresis loop. Taking the area of hysteresis loop as the characterization quantity, the thixotropic characteristics and the influencing factors of structural recovery characteristics of W/O waxy crude oil emulsion gel system were analyzed.

– Because the structure of gelled system has a certain strength near the gel point, the oil sample is in a creep process at the initial stage of loading, and then shows an upward process of increasing shear rate. After that, the oil sample undergoes a downward process of shear rate reduction caused by shear stress reduction. The upward curve and downward curve form a hysteresis loop under stress loading.

تصویری از مقاله ترجمه و تایپ شده در نرم افزار ورد

مطالعه روی تیکسوتروپی و ویژگی های بازیابی امولسیون نفت خام مومی

Study on the thixotropy and structural recovery characteristics of waxy crude oil emulsion

بررسی عددی مخلوط میزان نفت خام در یک کانال طولانی

Numerical study of crude oil batch mixing in a long channel

چکیده

1- مقدمه

2- فرمول مدل

2-1- مدل چند لایه ناپایدار

2-2- مدل URANS

2-3- مدل LES

2-4- شرایط مرزی و عددی

3- نتایج

4- نتیجه گیری

منابع

چکیده

هدف اصلی این مقاله پیشبینی ترکیب شدن دو نفت امتزاج پذیر متفاوت در یک کانال بسیار طویل است. زمینه این مشکل به ترکیب نفت سنگین و سبک در خطوط لوله مربوط است. در گام اول، یک کانال دو بعدی با نسبت ابعادی 250 در نظر گرفته شد. بچ ترکیبی دو نفت خام امتزاج پذیر که دارای دانسیته و ویسکوزیته مختلفی هستند شبیه سازی شد. اینکار با استفاده از مدل چند لایه ناپایدار و نیز مدل RANS ناپایدار موجود در نرم افزار تجاری CFD ANSYS-Fluent انجام شد. به منظور مقایسه، مدل LES برای نسخه 3D از کانال 2D استفاده گردید. ویژگی متمایز این مقاله سیستم مختصات لاگرانژ است که از شرایط مرزی دیواره بدون لغزش استفاده می کند. مدل CFD جهانی نسبت به شرایط تحلیلی کلاسیک اعتبارسنجی شد. بر اساس اعتبار سنجی انجام شده، مطابقت عالی بدست آمد. شبیه سازی برای عدد رینولدز 6300 (که بر اساس خصوصیات نفت خام محاسبه شد) و عدد اشمیت 104 انجام شد. نتایج نشان داد، برخلاف مدل RANS ناپایدار، مدل LES و مدل چند لایه ناپایدار دینامیک ترکیب قابل مقایسه ای برای دو نفت مختلف در کانال تولید می کنند. همچنین آنالیز شبیه سازی نشان داد که برای کانالی با طول 100 متر و ارتفاع 0.4 متر، ترکیب شدن کامل دو نفت در طول کانال 100 متر اتفاق نمی افتد. در این مقاله نشان دادیم که ناحیه ترکیب شامل سه منطقه ترکیب شدن فرعی است، این مناطق فرعی با استفاده از متوسط نسبت جرمی نفت سنگین در راستای جریان شناسایی شدند. منطقه فرعی اول مربوط به منطقه انتشار جبهه اصلی طول کانال در چندین ارتفاع مختلف است. مناطق فرعی دوم و سوم، با توجه به ترکیب جریان برشی (جریان شیر) تعیین می شوند، زیرا گرداب های کلوین- هلموتز بین دو نفت در جهت محوری ایجاد شده اند. مشاهده شد که منطقه فرعی سوم در جهت محوری، شیب کسر جرمی نفت سنگین تند تری به نسبت منطقه فرعی دوم دارد، که این شیب مربوط به متوسط نسبت جرمی جریان 0.5 برای نفت سنگین می باشد.

4- نتیجه گیری

در این کار، ما از یک مدل مخلوط نفت بدون جریان ورودی با مرزهای متحرک استفاده کردیم، تا الگوی ترکیب بچ دو نفت خام امتزاج پذیر با ویسکوزیته ها و تراکم های مختلف را در یک کانال دو بعدی طولانی (100 متر) مدلسازی کنیم. رفتار اختلاط نفت خام سبک و سنگین، به صورت عددی و با توجه به عدد رینولدز 6300 و عدد اشمیتس 104 بررسی شد. شبیه سازی ها با استفاده از مدل های چندلایه ناپایدار، LES و URANS انجام شد. نتایج تمام شبیه سازی های نشان داد که حتی یک کانال طویل با طول 100 متر و ارتفاع 0.4 متر نیز برای محاسبه طول منطقه ترکیب کافی نیست. مدل URANS کوچک ترین ناحیه ترکیب در t=100 s را پیشبینی کرد، در حالی که مدل چندلایه طولانی ترین ناحیه ترکیب را نشان داد که در آن CHO بزرگتر از صفر و کوچکتر از یک است.

Abstract

The main objective of this work is to predict the mixing of two different miscible oils in a very long channel. The background to this problem relates to the mixing of heavy and light oil in a pipeline. As a first step, a 2D channel with an aspect ratio of 250 is considered. The batch-mixing of two miscible crude oils with different viscosities and densities is modeled using an unsteady laminar model and unsteady RANS model available in the commercial CFD solver ANSYSFluent. For a comparison, a LES model was used for a 3D version of the 2D channel. The distinguishing feature of this work is the Lagrangian coordinate system utilized to set no-slip wall boundary conditions. The global CFD model has been validated against classical analytical solutions. Excellent agreement has been achieved. Simulations were carried out for a Reynolds number of 6300 (calculated using light oil properties) and a Schmidt number of 104. The results show that, in contrast to the unsteady RANS model, the LES and unsteady laminar models produce comparable mixing dynamics for two oils in the channel. Analysis of simulations also shows that, for a channel length of 100 m and a height of 0.4 m, the complete mixing of two oils across the channel has not been achieved. We showed that the mixing zone consists of the three different mixing sub-zones, which have been identified using the averaged mass fraction of the heavy oil along the flow direction. The first sub-zone corresponds to the main front propagation area with a length of several heights of the channel. The second and third sub-zones are characterized by so-called shear-flow-driven mixing due to the Kelvin– Helmholtz vortices occurring between oils in the axial direction. It was observed that the third sub-zone has a steeper mass fraction gradient of the heavy oil in the axial direction in comparison with the second sub-zone, which corresponds to the flow-averaged mass fraction of 0.5 for the heavy oil.

4- Conclusions

In this work, we used a simple no-inflow model of oil mixing with moving boundaries, to model the batch-mixing of two miscible crude oils with different viscosities and densities in a long (100 m) 2D channel. The mixing behavior of the light and heavy crude oils was investigated numerically at a Reynolds number of 6300 and Schmidt number of 104. Simulations were conducted using an unsteady laminar model, URANS and LES. The results of all models showed that even a 100-m-long channel with a height of 0.4 m was not sufficient to determine a steadystate mixing zone length. The URANS model predicted the shortest mixing zone at t ¼ 100 s, while the laminar model showed the longest mixing zone corresponding to the channel length where 0<CHO<1.

تصویری از مقاله ترجمه و تایپ شده در نرم افزار ورد

بررسی عددی مخلوط میزان نفت خام در یک کانال طولانی

Numerical study of crude oil batch mixing in a long channel

بررسی مقایسه ای استخراج به روش تزریق آب و سورفکتانت سیل با کمک اولتراسوند

Comparative study of ultrasound assisted water and surfactant flooding

چکیده
1- مقدمه
1-1- مکانیزم های برداشت نفتی فراصوت
2- روش و راه اندازی آزمایشی
2-1- تجهیزات
2-2- خواص مایع
2-3- توده متخلخل
2-4 سورفکتانت
2-5- روش آزمایشی
3- نتایج و بحث
3-1- تزریق آب
3-2 سورفکتانت سیل
3-3- اثر غلظت سورفکتانت
3-4- تاثیر شدت فراصوت بر برداشت از مخزن نفت
3-5- تاثیر اصول فراصوت بر برداشت نفت
4- نتیجه گیری
منابع

چکیده

تکنیک فراصوتی یک روش نامرسوم برای ازدیاد برداشت از مخزن نفت (EOR) است که سود اقتصادی دارد و دوست دار محیط زیست می باشد و مورد توجه محققان و مهندسین مخازن قرار گرفته است. ثابت شده است که ادغام فراصوت با روش تزریبلق آب و ادغام فراصوت با سورفکتانت، با کاهش جذب سورفکتانت در ازدیاد برداشت از مخزن نفت، موثر بوده است. مطالعات قبلی بر رفتار فازی شورآب نفتی سورفکتانت تمرکز نمودند تا مشخص کنند آیا فراصوت با سورفکتانت می تواند میزان مصرف سورفکتانت را کاهش دهد. با این حال، رفتار فازی به تنهایی نمی تواند به این سوال پاسخ دهد. بنابراین در این مطالعه، نقش غلظت بحرانی تشکیل میسل (CMC) در سورفکتانت سیل را مطالعه کردیم و اثر غلظت سورفکتانت بر ازدیاد برداشت از مخزن نفت را در طی فراصوت با شدت های مختلف مورد بررسی قرار دادیم. برای این هدف از یک مدل بسته ماسه ای ناپیوسته در یک حمام فراصوتی و از اشعه فراصوتی استفاده نمودیم. استخراج به روش تزریق آب و سورفکتانت، ازدیاد برداشت از مخزن نفت را به ترتیب تا 11٪ و 12٪ بهبود می دهند. تشکیل ریز امولسیون (میسل ها) در حین سورفکتانت سیل در حضور فراصوت، مهم ترین مکانیزمی است که ازدیاد برداشت از مخزن نفت را برعهده دارد. امواج فراصوت با غلظت بالای سورفکتانت و ترجیحا بالاتر از غلظت بحرانی میسل و شدت بالای امواج فراصوت، کاراتر است.

4- نتیجه گیری

هدف این مطالعه، مقایسه تاثیر امواج فراصوتی بر تزریق آب و سورفکتانت بود، از نتایج تجربی نتایج زیر به دست آمد: 1. برای افزایش جریان تزریق آب و سورفکتانت، قرار گرفتن در معرض امواج فراصوت توصیه می شود، زیرا می تواند برداشت نفت را به ترتیب به ۱۱ و ۱۲ درصد افزایش دهد. 2. تحریک موج فراصوت با دو روش مختلف، ویسکوزیته را تحت تاثیر قرار می دهد؛ (الف) تغییر دما به صورت تغییرات انرژی صوتی به انرژی گرمایی در محیط متخلخل. (ب) اثر بین مولکولی انرژی صوتی بر مولکول‌ها به دلیل حرکت براونی. 3. تشکیل ریز امولسیون (میسل ها) طی سورفکتانت سیل در حضور موج فراصوت، مهم ترین مکانیزم برای افزایش برداشت نفت بود. 4. برای سورفکتونت سیل در غلظتی بالاتر از غلظت بحرانی و در شدت بالاتر، موج فراصوت کارآمدتر است.

Abstract

Ultrasound technique is an economic advantageous and environmental friendly unconventional enhanced oil recovery (EOR) method that has been of great interest to researchers and reservoir engineers. The integration of ultrasound with water flooding and ultrasound with surfactant has been proven to be effective in increasing oil recovery by decreasing surfactant adsorption. Previous studies focused on the phase behaviour of surfactant-brine-oil to determine if ultrasonic with surfactant can actually decrease the rate of surfactant consumption. However, phase behaviour alone cannot answer this question. In this study therefore, the role of critical micelle concentration (CMC) in ultrasound assisted surfactant flooding, and the effect of surfactant concentration on oil recovery during ultrasound at different intensities were investigated. An unconsolidated sand-pack model placed inside an ultrasonic bath and ultrasonic radiation was used for this purpose. Ultrasound assisted water and surfactant flooding improve recovery up to 11% and 12% respectively. The formation of micro-emulsion (micelles) during surfactant flooding in the presence of ultrasonic wave was the most significant mechanism responsible for the increased recovery. Ultrasound vibration is more efficient at higher concentration of surfactant, preferably above CMC and at higher intensity of ultrasound.

4- Conclusions

This study was aimed at comparing the effect of ultrasonic waves on water and surfactant floodings, from the experimental results, the following conclusions were drawn; 1. Ultrasonic wave exposure is recommended for enhancing water and surfactant flooding process as it can increase oil recovery up to 11 and 12% respectively. 2. Ultrasonic wave stimulation affected the viscosity by two different ways; (a) temperature change as the sound energy changes to thermal in the porous media. (b) intermolecular effect of the sound energy on the molecules resulting in Brownian motion. 3. The formation of microemulsion (micelles) during surfactant flooding in the presence of ultrasonic wave was the most significant mechanism responsible for the increased oil recovery. 4. Ultrasonic wave is more efficient for surfactant flooding at concentration above CMC and at high intensity.

تصویری از مقاله ترجمه و تایپ شده در نرم افزار ورد

بررسی مقایسه ای استخراج به روش تزریق آب و سورفکتانت سیل با کمک اولتراسوند

Comparative study of ultrasound assisted water and surfactant flooding

مدل محاسبه فشار شکستگی سنگ با چندین حوزه در فرایند شکستن

Calculation Model of Rock Fracture Pressure with Multifields in
the Process of Fracturing

1- مقدمه
2- استنتاج مدل فشار شکستگی سنگ
2-1 تنش موثر سنگ- سنگ از شمار زیادی از ذرات جامد و منافذ بین گرانول تشکیل شده است-
2-2 مدل میدان تنش سوراخ چاه-
2-3 تنش محیط تولیدشده توسط تنش زمین روی دیواره چاه-
2-4- تنش محیطی ناشی از فشار داخلی سوراخ چاه-
2-5 تنش محیطی تولیدشده توسط سیال نفوذکننده و تنش موثر بدنه- جریان شعاعی سیال حفاری در سازند,
2-6 تنش محیطی تولید شده توسط میدانی شیمیایی-
2-7 تنش محیطی تولیدشده توسط میدان دمایی-
2-8 تنش محیطی کلی دیواره یک سوراخ چاه- چون فرض می شود که سنگ سازند,
2-9- مینیمم تنش محیطی ساختار
2-10- تاثیر تنش تکتونیک و تنش رویی بر فشار شکستگی-
3- محاسبه نمونه مدل فشار شکستگی سنگ
3-1 رابطه بین استحکام کششی و محتویات آب-
3-2 مثالی از محاسبه فشار شکستگی سازند-
3-3 اثر محتوای آب روی فشار شکستگی-
4- نتایج

در این مقاله، یک مدل جامع برای محاسبه فشار شکستگی سنگ توسط نظریه تنش موثر دوبل محیط متخلخل ایجاد شده است که عوامل موثر مانند میدان تنش پوسته، میدان تنش هیدراسیون (آبدهی)، میدان درجه حرارت، میدان تنش تکتونیک، تخلخل سنگ و میدان تنش اضافی تولید شده توسط نفوذ سیال حفاری در نظر می گیرد. این مدل جدید, برای پیش بینی فشار شکستگی انواع مختلف سنگ ها قابل کاربرد است. با استفاده از پارامترهای آزمايشگی شکستگی میدان و نتایج تجربی فشرده سازی سه محوره هسته های سنگی با محتویات مختلف آب، می توانیم فشار شکستگی را محاسبه کنیم. در مقایسه با فشار شکستگی اندازه گیری شده در میدان نفتی، نتیجه محاسبه شده در این تحقیق, هماهنگی خوبی را نشان می دهد. علاوه بر این، اثر محتویات آب بر مقاومت کششی و فشار شکستگی تجزیه و تحلیل می شوند. نتایج نشان می دهند که هر دوی مقاومت کششی و فشار شکستگی با افزایش محتویات آب کاهش می یابد، که ناشی از کاهش ویژگی های مکانیکی سنگ ها از طریق هیدراسیون است..
1. مقدمه
فشار شكستگي سازند به فشاري اشاره می کند كه باعث شكست سازند يا شكستگي اصلي مي شود که تحت عمل فشار گل و لای در چاه حفره باز دوباره باز می شود. این مقوله به طور گسترده ای در حفاری سازه چاه، طراحی و بهره برداری از کنترل چاه، شکستگی و افزایش تولید در فرآیند تولید میدان نفتی استفاده می شود. به منظور برآورده سازی تقاضای جامعه برای منابع نفت و گاز، منابع غیرمعمول نفت و گاز مورد بررسی و توسعه قرار گرفته اند. این ساختار زمین شناسی در حال پیچیده شدن هستند، و از میدان شیمیایی [1-3]، میدان درجه حرارت [4,5]، میدان نفوذ [6]، و تنش تکتونیک [7] تاثیر می پذیرد. چگونگی به دست آوردن فشار شکستگی سازند دقیق و تولید راهنما، بسیار حیاتی و مشکل تر شده است [8[.
محققان, بسیاری از مدل ها را برای پیش بینی فشار شکستگی سازند پیشنهاد داده اند. آندرسون [9] از ثبت های چاه های برای محاسبه فشار شکستگی استفاده کردند. Li [10] یک مدل فشار شکستگی را توسط تئوری تنش موثر دوبل [11] پیشنهاد کرد، که ترکیبی از مزایای هر دو فرمول فشار شکستگی H-F [12] و فرمول فشار شكستگی H-W [13] را به همراه دارد؛ تئوری تنش موثر دوبل به طور گسترده در بسیاری از حوزه ها مانند نفت، سنگ، ذغال سنگ و مهندسی فنداسیون [14-16] مورد استفاده قرار گرفته است. در مقایسه با مدل Li، هوانگ [7] رابطه بین تنش رویی و عمق، تنش تکتونیکی و استحکام سنگ را در نظر گرفت. با این حال، هر دو مدل لی و مدل هوانگ, تاثیر حوزه های شیمیایی و درجه حرارت را در نظر نگرفتند. یان [17] یک مدل ساده برای محاسبه فشار شکست را با توجه به تنش هیدراسیون خلق کرد که دقت پیش بینی را بهبود بخشید. لی [4] مدل ریاضی برای تنش اضافی حرارتی تولید شده توسط تغییر دما بر روی آستر شفت ایجاد کرد و روش محاسبه فشار اضافی شکستگی را که باعث تغییر دما شده است را پیشنهاد کرد. دنگ [18], یک مدل محاسبه فشار شکستگی برای تشکیل درجه حرارت بالا و فشار بالا ایجاد کرد که در آن, تغییرات درجه حرارت حفره چاه و نفوذ پذیری حفره چاه را مورد توجه قرار داد، اما تاثیر میدان علت شیمیایی را در نظر نگرفت نشده است و فقط برای ماسه سنگ استفاده می شود.

In this paper, a comprehensive model to calculate the rock fracture pressure by the theory of double efective stress of porous medium is established, which considers such efective factors as the crustal stress feld, hydration stress feld, temperature feld, tectonic stress feld, the porosity of rock, and additional stress feld generated by seepage of drilling fuid. Tis new model is applicable to predict the fracture pressure of diferent types of rocks. Using the experimental parameters of feld fracturing and the experimental results of three-axis compression of rock cores with diferent water contents, we may get the calculated fracture pressure. Compared with the measured fracture pressure in the oilfeld, the result calculated in the present study shows good agreement. Besides, the efects of water contents on the tensile strength and fracture pressure are analyzed. Results show that both the tensile strength and fracture pressure decrease with the increase of water contents, which is due to the reduction of the mechanical properties of rocks by hydration.

1. Introduction

Formation fracture pressure refers to the pressure which causes formation fracture or original fracture to be reopened under the action of mud string pressure in the open hole well. It is widely used in drilling well structure, well control design and operation, fracturing, and increasing production in oilfeld production process. In order to meet the society’s demand for oil and gas resources, unconventional oil and gas resources have been explored and developed. Te geological structure is becoming complex, which is afected by the chemical feld [1–3], temperature feld [4, 5], seepage feld [6], and tectonic stress [7]. How to obtain accurate formation fracture pressure and guide production become more critical and difcult [8].

Scholars have put forward many models to predict the formation fracture pressure. Anderson [9] used the well logs to calculate fracture pressure. Li [10] proposed a fracture pressure model by the double efective stress theory [11], which combines the advantages of both H-F fracture pressure formula [12] and the H-W fracture pressure formula [13]; the double efective stress theory has been widely applied in many felds such as oil, rock, coal, and foundation engineering [14–16]. Compared with Li’s model, Huang [7] considered the relationship between overlying stress and depth, tectonic stress and rock strength. However, both Li’s model and Huang’s model did not consider the infuence of chemical and temperature felds. Yan [17] built a simple model for calculating the fracture pressure considering hydration stress, which improved the prediction accuracy. Li [4] established the mathematical model of additional thermal stress produced by temperature change on the shaf lining and proposed the calculation method of additional fracture pressure caused by temperature change. Deng [18] established a fracture pressure calculation model for high temperature and high pressure formation, which took into account the variation of wellbore temperature and wellbore permeability, but it did not consider the infuence of chemical feld and it is only ft for sandstone..

مقالات انگلیسی و ترجمه های فارسی رایگان با فرمت PDF آماده دانلود رایگان میباشند

همچنین ترجمه مقاله با فرمت ورد نیز قابل خریداری و دانلود میباشد

مقاله انگلیسی رایگان (PDF)

ترجمه فارسی رایگان (PDF)

خرید ترجمه با فرمت ورد

فهرست مقاله:

مقدمه
شکست خطوط لوله pipeline failures))
شکست لوله های بالارو/ رایزر (Riser Failure)
شکست کابل مرکزی (Umbilical cable failures)
نتیجه گیری

بخشی از ترجمه فارسی مقاله:

• نتیجه گیری 
این مقاله به بررسی گزارشات مربوط به وقایع ناگوار صنعت نفت و گاز ، در مورد خطوط لوله ، رایزر و کابل های مرکزی پرداخته است.
خطوط لوله ، ساختارهایی هستند که بطور گسترده ، در تاسیسات تولید (استخراج) نفت و گاز استفاده می شودند و گاهی اوقات ممکن است منجر به انتشار هیدروکربن ها شوند. در ده سال گذشته ، 300 مورد حوادث مربوط به خطوط لوله ، اتفاق افتاده است که در 71 مورد از آن ها ، انتشار هیدرو کربن گزارش شده است (Aljaroudi et.al . 2015) . این ارقام ، نیاز به مطالعه عمیق تر در مورد علل شکست های ساختاری را بیان می کنند.
دلایل اصلی شکست خطوط لوله در حین تولید (استخراج) ، با عناوین آسیب های مکانیکی (ضربه یا آسیب اتفاقی) ، خوردگی خارجی یا داخلی ، نقص در ساختار یا مواد یا شکست مکانیکی ، خطرات طبیعی و خستگی ، شناخته می شوند ، که با توجه به رویدادهای شکست گزارش شده ،ضربه (به عنوان شایع ترین علت از حالت های شکست) ، عامل 56% از حوادث ، در دریای شمال است.
حالت دیگری از شکست ، مربوط به خوردگی داخلی است که نشان دهنده ی 31% از حوادث ، در ایالات متحده است. خوردگی داخلی بطور عمده ، توسط خوردگی میکروبیولوژیکی (MIC) یا ورود دی اکسید کربن (Co₂) همراه با H₂S ، توضیح داده می شود. علاوه بر این ، خمش لوله ، خمش بیش از حد (ناشی از تنش فشاری طولانی مدت ویا افزایش دما در اثر اصطکاک خاک یا در انتهای مقید لوله) ، نیز می توانند از دلایل دیگر شکست باشند. (Simonsen . 2014)
با توجه به اندرکنش خطوط لوله با بستر دریا در اثر امواج یا جریان ، بررسی گسترده ای از تحقیقات توسط Fredse . 2016)) ، در سه موضوع : جوشش آب دریا ، مایع سازی و ثبات جانبی خط لوله ، صورت گرفته است. فرایند جوشش در اطراف خطوط لوله ، وابسته به اندرکنش خط لوله با بستر دریا است که در اثر حرکت خط لوله (به دلیل خمش) در حین فرایند جوششش آب ، رخ می دهد. هنکامی که لوله در یک دهانه آزاد قرار می گیرد ، ممکن است در اثر موج یا جریان ، جابجا شود که این امر ، موجب ایجاد جریان ضربه ای اضافی در اطراف لوله شده ، و باعث انبساط پروفیل بستر می شود. (Sumer et.al . 1989 , Shen et.al . 2000 , Zhao & Cheng . 2010) ، زمانی که خطوط لوله در دریا قرار می گیرند ، ممکن است غرق شوند. اگر تراکم غوطه وری آن ها ، بالاتر از تراکم خاک مایع باشد ، خاک چسبنده بستر دریا در اثر موج ، در معرض مایع شدن قرار می گیرد. به همین ترتیب خطوط لوله های دفن شده ممکن است در صورتی که چگالی غوطه وری آن ها ، پایین تر از چگالی خاک مایع شده اطراف باشد ، در سطح تخت (bed surface) شناورشوند. (Fredse . 2016)
(Teh et.al . 2003 , Gao .et.al . 2002) سه مرحله مشخص در فرآیند ناپایداری جانبی لوله ، شناسایی کرده است :
1. شروع جوشش شن و ماسه (onset of sand scour)
2. تکان دادن لوله (pipe rocking)
3. شکست لوله (pipe breakout)
رایزرهای صلب را می توان به رایزرهای کششی (TTR) و رایزرهای زنجیره ای فولادی (SCR) تقسیم کرد. یکی از عوامل ایجاد شکست در رایرزهای کششی ، حوادث عملیات حفاری می باشد که ارتعاش ناشی از عملیات حفاری و سائیدگی در اثر تماس با مته حفاری ، منجر به شکست ناشی از خستگی در رایزرهای کششی میشود.
با وجود اینکه رایزرهای زنجیره ای فولادی بطور گسترده استفاده نمی شوند ، گزینه ی مناسبی برای آب های عمیق هستند. با این حال SCR ها ، به علت تاثیر پذیری زیاد از بارهای چرخه ای ، نسبت به خستگی حساس هستند. دو ناحیه ی خستگی مهم در SCR ها وجود دارد : نقطه فراز (hang-0ff) و نقطه فرود (touch dowe) ، جایی که ممان خمشی زیاد است.
با توجه به (Hokstad et.al . 2010) ، حدود 85% از رایزرها در سیستم های شناور ، از نوع انعطاف پذیر هستند. این مقدار (85%) با توجه به کاربرد وسیع آن در صنعت ، توجه زیادی به حالت های شکست احتمالی دارد. پس از بررسی جامع مطالعات ، برخی از حالت های شکست مشخص شدند که عبارتند از :
• فروپاشی (collapse)
• انفجار (burst)
• گسست کششی (tensile rupture)
• گسست فشاری (compression rupture)
• خمش بیش از حد (overbending)
• گسست پیچشی (torsional rupture)
• خستگی (fatigue)
• فرسایش (erosion)
• خوردگی (corrosion)
اگرچه رایزرهای انعطاف پذیر ممکن است به طرق مختلف دچار شکست شوند ، فروپاشی به دلیل فشار خارجی ، به عنوان پر تکرارترین حالت شکست گزارش شده است. موارد شکست مربوط به گسست پوشش کششی و انفجار نیز گزارش شده است.
(Bryant . 1990) شکست ناشی از : تنش یا فشار ، پیچش ، خستگی ، سایش و ایجاد شیار روی بدنه را به عنوان علل ایجاد شکست ، گزارش کرد. آخرین مورد مکانیزم شکست با تکرار زیاد ، مربوط به استفاده از شیار استاتیک ، مانند صفحات منحنی در هنگام نصب کابل مرکزی ، است.
یکی دیگر از نویسندگان (Rabelo . 2013) فهرستی از نقایص کابل های مرکزی را مطرح کرده است. از قبیل : ترک در پوسته خارجی ، موج دار شدن ، تاب برداشتن ، خمش پوشش خارجی و شکست سیم های پوشش کششی.
از نظر ساختار تجزیه و تحلیل ، بعضی از عوامل کلیدی باید ، با توجه به نقص گزارش شده ، یعنی : عمق آب ، پیچیدگی ساختار و شرایط محیطی ، بررسی شود. افزایش عمق آب بطور بلقوه ، نصب و بهره وری از چنین سازه هایی را خطرناک تر می کند. زیرا بارهای درگیر ، مانند : کشش محوری ، فشار خارجی ، خمش و پیچش ، بیشتر است. اغلب ، نقص های گزارش بطور مستقیم ، به شرایط بارهای اضافه و یا ترکیبی از آن ها مربوط می شود. همچنین پیچیدگی ساختاری نیز ، حالت های پاسخ مکانیکی و قابلیت های شکست را افزایش می دهد. واضح است که ، لوله های چند لایه و کابل ها ، مکانیزم شکست بیشتری را نسبت به سازه ی یک دیواره ، ارائه می دهد.
در نهایت ، شرایط محیطی همیشه برای چنین ساختارهای مهندسی مضر است. این شرایط می توانند ، خوردگی (شیمیایی تهاجمی) ، دینامیکی (مسبب خستگی) و گاهی اوقات ، شرایط شدید آب و هوایی باشد. به همین دلیل ، طراحی ، نصب و بهره برداری خطوط لوله ، رایزر و کابل های مرکزی همیشه کار چالش برانگیزی است.

بخشی از مقاله انگلیسی:

5. Conclusions

This paper aims at reporting a literature review on failure events experienced by the oil and gas industry concerning pipelines, risers, and umbilical cables. Pipelines are structures widely used in oil and gas production facilities and occasionally may fail leading to hydrocarbons releases. In the past ten years, three hundred offshore pipeline incidents happened, and seventy one of them involved hydrocarbon releases (Aljaroudi et al., 2015). These numbers are relevant and pointed out the need of deeper studies about the causes of these structural failures. The main failure modes experienced by pipelines during production are identified as mechanical damage (impact or accidental damage), external and/or internal corrosion, construction defect, material or mechanical failure, natural hazards and fatigue. Taking into account the failure events reported, impact is indicated as the most frequent cause of failure modes, representing 56% of the incidents in the North Sea. Another relevant failure mode is associated with internal corrosion, which represents 31% of the incidents in the US. Internal corrosion is mostly explained by microbiologically induced corrosion (MIC) or by ingress of CO2 traces combined with H2S. Facing these statistics, further studies and analysis addressing impact and corrosion failures in pipelines are strongly recommended for future studies. Additionally, pipe buckling and overbending can result from longitudinal compressive stresses caused by an increase of temperature combined with the presence of soil friction or constrained ends (Simonsen, 2014). Concerning the pipeline-seabed interaction under waves and/or currents, a vast review of published researches is presented by Fredsøe (2016), including three issues: scour, liquefaction, and lateral stability of pipelines. The process of scour around a pipeline is dependent on the pipeline-seabed interaction, which is influenced by the movement of the pipeline due to bending along the scour process. When the pipe is located in a free span, it may vibrate as a result of waves and/or current (Sumer et al., 1989; Shen et al., 2000; Zhao and Cheng, 2010), which causes an additional pulsating flow around the pipe, leading to an expansion of the scoured-bed profile. Noncohesive soil in the seabed exposed to waves may undergo liquefaction, when pipelines placed on the seabed may sink if their submerged density is higher than the liquefied soil density. Similarly, buried pipelines may float to the bed surface when their submerged density is lower than that of the surrounding liquefied soil (Fredsøe, 2016). In terms of flow-pipe-soil interaction mechanism, advances were shown by Gao et al. (2002, 2007), and Teh et al. (2003). Gao et al. (2002) identified three characteristic stages in the process of pipe lateral instability: (a) onset of sand scour; (b) pipe rocking, and (c) pipe breakout. Rigid risers can be split into top tensioned risers (TTR) and steel catenary risers (SCR). The main failure incidents to the former occur in workover/drilling operations. The main failure modes associated are drilling induced vibration fatigue and riser wear due to contact with the drill string. Even though steel catenary risers are not widely used, they are a very attractive option for deeper waters. However, they are very sensitive to cyclic loadings and, consequently, susceptible to fatigue failure. There are two critical fatigue areas in these structures: the vessel hang-off point and the touchdown point, where the bending moment is the highest. It can be noticed from literature review, that few studies about failure in rigid risers were accomplished. According to Hokstad et al. (2010), approximately 85% of floating systems risers are of flexible pipe type. This is a huge number, which deserves high attention to possible failures modes, considering their wide application by industry. After a comprehensive literature review, some failure modes were identified: collapse, burst, tensile rupture, compressive rupture, overbending, torsional rupture, fatigue, erosion and corrosion. Although flexible risers may fail in different ways, collapse due to external pressure was reported as the most frequent failure mode. Failure cases involving tensile armors rupture and burst were also reported. The paper also discussed failures in umbilical cables. Bryant (1990) reported failures due to tension or compression, torsion, fatigue, wear and sheaving. The last one is a frequent failure mechanism associated with the use of static sheaves, such as curved plates during umbilical installation. Another author (Rabelo, 2013) cataloged the major non-compliances that occurred in umbilical cables, such as cracks in the outer jacket, ripples, kinks, offset of the external sheath, and tensile armour wire break. These failure modes are widely covered by the industry, with a lot of studies and projects aiming to mitigate or solve the related problems. Although the readers may be concerned about the failure mechanisms of the reported structures, it is not possible to explore them in a single article. Here the aim is to bring a general view of the documented failures, so that the reader can go in deep from the mentioned references. From the analyzed structures, some key factors should be highlighted in view of the reported failures, i.e. water depth, structure complexity and environmental conditions. The increasing water depth potentially makes the installation and operation of such structures more dangerous, since the involved loads are higher, i.e. axial tension, external pressure, bending and torsion. Most of the reported failures are directly related to conditions of extreme loads or combinations of them. Structural complexity also increases the mechanical response modes and so far, the failure possibilities. It is clear that the multi-layered pipes and cables present much more failure mechanisms than single wall structures. Certainly, there are hundreds of publications addressing these different failure mechanisms and the readers are encouraged to access them. Finally, the environmental conditions are always harmful for such engineering structures. They can be corrosive (chemically aggressive), dynamical (causing fatigue) and sometimes extreme within severe weather conditions. Because of this, the design, installation and operation of pipelines, risers and umbilicals will be always a challenging task.

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 21 است. چین یک منبع سرشار از CBM است. حدود 36.81 ترلیون متر مکعب در میدانی با عمق کمتر از 2000 متر زیر زمین وجود دارد [1]. 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 [2] 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 [3]، Trick و همکاران، Litvak و Darlow [5]، Coats و همکاران [6]، Al-Mutairi و همکاران [7] و Guyaguler و همکاران [8] 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 [4] 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 [6] 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 [7] 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 [8] 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 1 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:

1. 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

2. Model Description

2.1. 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.

چارچوبی برای ارزیابی کمی ریسک نشت از کشتی های سوخت ال.ان.جی با رویداد سی.اف.دی درختی

Framework for the quantitative assessment of the risk of leakage from LNG-fueled vessels by an event tree-CFD

• برای دانلود رایگان مقاله انگلیسی با فرمت pdf بر روی عنوان انگلیسی مقاله کلیک نمایید.
• برای خرید و دانلود ترجمه فارسی آماده با فرمت ورد، روی عنوان فارسی مقاله کلیک کنید.

چارچوبی برای ارزیابی کمی ریسک نشت از کشتی های سوخت ال.ان.جی با رویداد سی.اف.دی درختی

Framework for the quantitative assessment of the risk of leakage from LNG-fueled vessels by an event tree-CFD

• برای دانلود رایگان مقاله انگلیسی با فرمت pdf بر روی عنوان انگلیسی مقاله کلیک نمایید.
• برای خرید و دانلود ترجمه فارسی آماده با فرمت ورد، روی عنوان فارسی مقاله کلیک کنید.

همبستگی منشا – نفت پالازوئیک در حوضه تاریم، NW چین: یک مرور

Palaeozoic oil–source correlation in the Tarim Basin, NW China: A review

• برای دانلود رایگان مقاله انگلیسی با فرمت pdf بر روی عنوان انگلیسی مقاله کلیک نمایید.
• برای خرید و دانلود ترجمه فارسی آماده با فرمت ورد، روی عنوان فارسی مقاله کلیک کنید.

تصویری از مقاله ترجمه و تایپ شده در نرم افزار ورد

بررسی همبستگی منشا – نفت پالازوئیک در حوضه تاریم ، NW چین

Palaeozoic oil–source correlation in the Tarim Basin, NW China: A review

• برای دانلود رایگان مقاله انگلیسی با فرمت pdf بر روی عنوان انگلیسی مقاله کلیک نمایید.
• برای خرید و دانلود ترجمه فارسی آماده با فرمت ورد، روی عنوان فارسی مقاله کلیک کنید.

اندازه گیری منحنی عملکرد آسفالتین در یک پلتفرم میکروسیالی

Asphaltenes yield curve measurements on a microfluidic platform

چکیده

مقدمه

روش‌ها و مواد

مجموعه نمونه

تراشه‌های میکروسیالی

سیستم کامل

روش

نتایج و بحث

به دست آوردن منحنی عملکرد از داده‌های خام

مقایسه روش‌های سنتی و میکروسیالی

مجموعه داده‌های عملکرد نمونه

اثر رقت بی‌نهایت

جمع‌بندی

در این مقاله، یک دستگاه و روش میکروسیالی برای اندازه‌گیری عملکرد آسفالتین روی نمونه‌های نفت خام توصیف می‌شود. اندازه‌گیری‌های طیف‌سنجی نوری با یک پلتفرم میکروسیالی نگهداری سیال ترکیب شده است تا یک دستگاه میکروسیالی خودکار برای اندازه‌گیری عملکرد آسفالتین ایجاد شود. اندازه‌گیری‌های میکروسیالی همخوانی خوبی با اندازه‌گیری‌های شیمیایی مرطوب متعارف و نیز مدل‌های موجود نشان می‌دهند. جذب اولیه نفت اندازه‌گیری می‌شود و آسفالتین با افزودن تدریجی n-آلکان از نفت حذف می‌گردد که منجر به لخته‌سازی  و فیلتراسیون متعاقب می‌شود. سپس، جذب نفت فاقد آسفالتین (مالتن ) اندازه‌گیری می‌شود و مقدار آسفالتین اولیه توسط تغییر در مقدار جذب تعیین می‌گردد. انحلال‌پذیری آسفالتین با تغییر نسبت تیترکننده -به-نفت (یعنی n-هپتان به نفت) موردبررسی قرار می‌گیرد، که بسته به نسبت انتخابی، منجر به عدم رسوب، جزئی، یا رسوب کامل آسفالتین می‌شود. جذب تراویده  اندازه‌گیری می‌شود و به حداکثر مقدار برای تعیین کسر رسوب در هر نسبت نرمال می‌شود. معمولاً منحنی عملکرد شامل 20 مورد از چنین نسبت‌هایی است که به هفته‌ها تا ماه‌ها وقت نیاز دارد، و بیش از 6 لیتر حلال و بیش از 100 گرم نمونه نفت خام مصرف می‌کند. با استفاده از رویکرد میکروسیالی شرح داده شده در اینجا، همین اندازه‌گیری را می‌توان در یک روز با 0.5 لیتر حلال و 10 گرم نمونه نفت خام انجام داد. کاهش قابل‌توجه زمان و مواد مصرفی باعث می‌شود که تکرار اندازه‌گیری عملکرد آسفالتین تا حد زیادی افزایش یابد و اثرات زیست‌محیطی آن به‌طور قابل‌توجهی کاهش پیدا کند.

مقدمه

رسوب آسفالتین مانع اصلی تولید، حمل‌ونقل و فرآوری سیالات مخزن است. رسوب غیرمنتظره و بالقوه آسفالتین می‌تواند باعث آسیب رساندن به مخازن، انسداد چاه و خطوط جریان، و همچنین مسائل مربوط به جرم‌گرفتگی و چالش‌های فرآوری برای تأسیسات سطحی شود [1]. بااین‌حال، مکانیزم‌های اثر تجمع و رسوب به طور کامل ثابت نشده است [1،2] و تنها چند مدل پیش‌بینی در دسترس است [3]. آسفالتین یک مؤلفه جزئی از نفت خام است که انحلال ضعیفی در n-آلکان‌ها (به عنوان مثال n-هپتان) و انحلال بالایی در حلال‌های آروماتیک (به عنوان مثال تولوئن) دارد [4]. آسفالتین به علت تغییر در ماتریس حلالیت ناشی از تغییر فشار، دما یا ترکیب نفت رسوب می‌کند [5-8]. به عنوان مثال، ترکیب دو نفت ناسازگار ممکن است باعث ایجاد تغییر در ترکیب شود؛ هرچند هر دو نمونه دارای کسرهای مستقل از آسفالتین باشند و در حالت‌های دیگر در محلول پایدار باقی بمانند [9-10]. اطمینان از جریان بهینه نیازمند مطالعات مشخصه یابی دقیق سیال و رفتار فاز آسفالتین برای هر نمونه خام است. اندازه‌گیری‌های کمی که میزان رسوب آسفالتین را در پاسخ به اختلالات مختلف توضیح می‌دهند، به درک رفتار عمومی این انبوهه‌های گوناگون کمک می‌کنند و منجر به کاهش یا جلوگیری از روش‌های جبران پرهزینه برای حذف مواد مشکل‌زا می‌شوند.

جمع‌بندی

در این مطالعه، ما یک دستگاه میکروسیالی برای به دست آوردن منحنی عملکرد برای یک نمونه از نفت خام را معرفی کردیم. این سیستم بر اساس یک روش برای اندازه‌گیری آسفالتین با استفاده از طیف‌سنجی نوری همراه با یک پلت فرم سیال میکروسیالی ساخته شده است. برای ساخت هر منحنی عملکرد، ده‌ها اندازه‌گیری حلالیت آسفالتین در هپتان در یک روز، به‌جای چندین هفته یا ماه همانند روش‌های سنتی، تکمیل می‌شود. سیستم میکروسیالی همچنین ضایعات، نفت و حلال10 برابر کمتری را تولید می‌کند، و برای مطالعات فشرده، سیستم را قابل‌حمل و ارزان‌تر می‌کند. ما نشان دادیم که شروع و حداکثر رسوب را می‌توان از داده‌ها تعیین کرد و مدل‌های راه‌حل منظم را می‌توان برای مدل‌سازی مناسب داده‌ها تنظیم کرد. به طور کلی، چنین سیستم‌های میکروسیالی، اندازه‌گیری‌های سریع، دقیق، قابل تکرار و مقرون به صرفه‌ای را برای تنظیم فرایندها و مدل‌های نفتی امکان‌پذیر می‌سازند.

We describe a microfluidic apparatus and method for performing asphaltene yield measurements on crude oil samples. Optical spectroscopy measurements are combined with a microfluidic fluid handling platform to create an automated microfluidic apparatus to measure the asphaltene yield. The microfluidic measurements show good agreement with conventional wet chemistry measurements as well as available models. The initial absorbance of the oil is measured, and asphaltenes are removed from the oil by the gradual addition of n-alkane, which leads to flocculation and subsequent filtration. The absorbance of the de-asphalted oil (maltenes) is then measured and the initial asphaltene content is determined by the change in absorbance. The solubility of asphaltene is evaluated by varying the titrant-to-oil ratio (e.g., n-heptane– oil), which induces no, partial, or full precipitation of asphaltenes depending on the chosen ratio. The absorbance of the filtrate is measured and normalized to the maximum content to determine the fractional precipitation at each ratio. Traditionally, a yield curve comprised of 20 such ratios would require weeks to months to generate, while consuming over 6 L of solvent and more than 100 g of crude oil sample. Using the microfluidic approach described here, the same measurement can be performed in 1 day, with 0.5 L of solvent and 10 g of crude oil sample. The substantial reduction in time and consumables will enable more frequent asphaltene yield measurements and reduce its environmental impact significantly.

Introduction

Asphaltene precipitation and deposition is a major impediment in production, transportation and processing of reservoir fluids. Unexpected precipitation and the subsequent potential for deposition of asphaltenes can cause reservoir impairment, plugging of wells and flowlines, as well as fouling issues and processing challenges for surface facilities.1 However, the mechanisms of agglomeration and deposition are not fully proven,1,2 with only a few available predictive models.3 Asphaltenes are a sub-component of crude oil that are conventionally defined as being poorly soluble in n-alkanes (e.g. n-heptane), and highly soluble in aromatic solvents (e.g. toluene).4 Asphaltenes precipitate due to a shift in solubility matrix caused by a change in pressure, temperature, or composition of the oil.5–8 For example, simply combining two incompatible oils may initiate precipitation through a change in composition; even though, both stand-alone samples have asphaltene fractions that otherwise remain stable in solution.9,10 Optimal flow assurance requires frequent and accurate fluid characterization and asphaltene phase behavior studies for each crude sample. Quantitative measurements that describe the degree of asphaltene precipitation in response to varying perturbations aid in understanding the general behavior of these diverse aggregates and help mitigate or prevent costly remedial techniques to remove the problematic material.

Conclusions

In this study, we have introduced a microfluidic apparatus for rapidly obtaining the yield curve for a sample of crude oil. The system is built upon a technique for measuring asphaltenes using optical spectroscopy combined with a microfluidic fluid handling platform. To build each yield curve, tens of asphaltene solubility measurements in heptane are completed in one day instead of the several weeks to months required by conventional approaches. The microfluidic system also produced 10-fold less waste, oil and solvent, making the system portable and more cost-effective for such resource intensive studies. We have shown that the precipitation onset and maximum precipitation can be determined from the data and that regular solution models can be tuned to model the data reasonably well. Generally, such microfluidic systems will enable fast, accurate, repeatable and cost-effective solubility measurements for tuning petroleum processes and models.

تصویری از مقاله ترجمه و تایپ شده در نرم افزار ورد

اندازه گیری منحنی عملکرد آسفالتین در یک پلتفرم میکروسیالی

Asphaltenes yield curve measurements on a microfluidic platform