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..

مبتدی (مناسب برای درک مفهوم کلی مطلب)

F1823

طراحی اتصال جدید به اندازه 243٪، هنوز بهتر از اتصال پایه, تحت همان ممان خمشی بود. این مقاومت در برابر خستگی ارتقایافته به این معنی بود که رزوه زن می تواند فرایند غلتاندن سرد ریشه های رزوه را بدون افت عملکرد پیش ببرد.

آزمایشات میدان اتصال

قبل از استقرار اتصال جدید در یک کاربرد تجاری، آزمایش میدانی به منظور اعتبارسنجی این مورد که این اتصال به صورت مورد نظر عمل می کند, انجام شد. یک رشته نمونه 5 اینچی از لوله مته با اتصالات ابزاری جریاندار تولید شد و 60 اتصال لوله با اتصال دلتای جدید (6 × in. OD × 3½ in. ID) برای اجرا در دکل آزمون NOV در Navasota تگزاس فرستاده شدند. دکل با ظرفیت 375 تن و 1500 اسب بخار با سیستم عامل اتوماسیون فرآیند حفاری – NOVOS – و نیز یک درایو آهنی ضد زنگ ST-100 و TDS-11SH مجهز شده است. علاوه بر این، سیستم به هم بستن-بازوی وسیله نقلیه انتقال جایگاه برای حمل جایگاه های لوله استفاده شد. بخشی از لوله مته با اندازه 1900 فوت در پایین رشته قرار گرفت که روی دکل آزمون در این کاربرد اجرا شد.

یک برنامه آزمون دو-مرحله ای طی سه ماه بعدی پیاده سازی شد. فاز اول برای واجد شرایط بودن دیگر ابزارها مورد استفاده قرار گرفت، زیرا لوله در پایین رشته قرار گرفت در حالی که دکل, چاه های آزمون را حفاری کرد؛ مرحله دوم متمرکز بر چرخه های ساخت-و-شکست بود. در پایان آزمایش، اتصالات باید مورد بررسی قرار گیرد تا تعیین شود که چگونه آنها در خدمات میدانی تحمل می کنند. سه چاه آزمایش جهتی، هر یک با شدت زاویه تند به اندازه کافی بالا برای قرار گرفتن در معرض لوله مته نمونه، برای این برنامه حفاری شدند. لوله مته تحت استفاده شدید در طول دوره آزمایش با استفاده و شکست مداوم اتصالات و دستکاری در داخل و خارج از چاه قرار گرفت.

اتصال دلتا با استفاده از اتصالات ابزار با بالاترین مقاومت و دردسترس از نظر تجاری آزمایش شد و این اتصال در معرض بالاترین پیش-بارگذاری آرایش قرار گرفت و حداکثر گشتاور آرایش گسترش یافته (که توسط ضریب اصطکاک 1.15 اصلاح می شود) 79000 فوت-پوند به کار برده شد. برای مقایسه، یک اتصال API NC50 برای اندازه و درجه لوله استفاده شده, دارای حداکثر گشتاور آرایش 38000 فوت-پوند بود. پرسنل دکل آموزش دیدند تا در هنگام اجرای اتصال, بیشتر دقت کنند و از یک هدایت کننده سوراخ دوری نمایند. تمایل به عدم تقلید از شرایط حفاری واقعی بود,  بلکه تمایل به قرار دادن اتصال در نامساعدترین شرایط امکان پذیر بود. یک آزمون چرخش تطبیقی ​​نیز با استفاده از همان roughneck آهنی به منظور ارزیابی سرعت آرایش اتصال جدید نسبت به اتصال نسل دوم اجرا شد. اتصال نسل دوم نیاز به چرخش های بیشتر برای شانه داشت و 8 ثانیه برای آرایش طول کشید؛ اتصال دلتا در 4 ثانیه ساخته شد.

هنگامی که آزمایشات میدانی کامل شدند، اجزای رشته مته مورد استفاده مجدداً مورد بازرسی قرار گرفتند. پس از تمیز کردن اتصالات برای اطمینان از دید مناسب از رزوه ها، شانه های آرایش و سطوح مهر و موم، یک بازرسی بصری انجام شد. رویه میدان به بازرسی احتمالات کرانی شانه های آرایش اولیه و ثانویه (به ترتیب وجوه مهر و موم و توقف گشتاور داخلی)، و نیز سطوح رزوه (جناح ها، نوک ها و ریشه ها) و مشخصات رزوه نیاز داشت. اگر چه برخی از آسیب های ضربه ای مربوط به حمل و نقل و بریدگی/ سائیدگی کمینه وجود داشت، این مسائل در اتصالات شانه-دوار معمول هستند و موجب نگرانی نیستند. یک بازرسی ابعادی, پس از بازرسی بصری انجام شد. در نهایت، هر دو یکپارچگی ابعادی و بصری حفظ شدند. علیرغم اجرای اتصالات تحت شرایط عملیاتی سخت و عمیق سخت و قرار دادن لوله در معرض میزان بی سابقه ای از گشتاور آرایش، تقریباً هیچ آسیبی برای اتصال وجود نداشت. نتایج, دوام بالایی را نشان داد که حاکی از توسعه معیارهای جدید و وسیعتر برای اتصال دلتا بودند.

استقرارات پس از-آزمون

اتصال جدید قبلاً در چند میدان در سراسر ایالات متحده به دلایل مختلف تعریف شده توسط اپراتور، با هر اندازه اتصال که ویژگی خاص خود را ارائه می دهد استفاده شده است. تجزیه و تحلیل گشتاور (شکل 2) نشان داد که یک اتصال ممتاز در لبه های طویل لازم است تا گشتاور بیشتری به حفاری تحویل دهد. مزیت عمومی داشتن یک گشتاور آرایش بالاتر با مشخصات باریک تر به اپراتورها اجازه می دهد تا از محدودیت های قبلی خود فراتر رود. یک مثال اولیه, استفاده از دلتای 544, 2/1 5 اینچ, 21.9 پوند در هر فوت(PPF) دلتا 544 است که در آن, 5-in., 19.50-ppf NC50  قبلا استفاده شده است. در حالی که اتصالات دارای یک اتصال ابزار OD مشترک –  و از اینرو قابلیت گیرانداختن – یکسان هستند اتصال دلتا 544، جریاندار برای لوله 2/1 5 اینچی, افزایش 64 درصدی گشتاور موجود را فراهم می کند.

شکل 3، نتیجه فشار پشت در 9-in، 47-ppf را نشان می دهد. لوله با اتصال دلتا را می توان در یک سوراخ چاه استفاده نمود، در حالی که افزایش قابل توجهی در گشتاور دردسترس را می توان فراهم نمود – گشتاور دردسترس برای دلتا 544 20000 فوت-پوند، در حالیکه این مقدار برای مورد NC50, تنها 5000 فوت پوند است. این نوع از تجزیه و تحلیل به طور منظم در WellPlan توسط بخش خدمات فنی Quail Tool از زمان انتشار اتصال دلتا انجام شده است.

اپراتورها درک می کنند که می توانند گشتاور حفاری دردسترس تری را بدون هیچ گونه مشکلی در گیر انداختن به دست آورند. این مخصوصا برای شرکت هایی که از سیستم های قابل هدایت چرخشی استفاده می کنند یا حتی سیستم های در حال چرخش در هنگام حفاری با یک موتور مفید هستند. لبه های طویل، که در حال حاضر در چاه های غیر شفاف آمریکای شمالی استاندارد هستند، به چرخش رشته نیاز دارند. اغلب چرخش ممکن است به منظور کاهش شدت خم شدن نیاز باشد، حتی اگر سوراخ مستقیماً توسط چرخش رشته حفر نشده باشد؛ یعنی, همیشه مزیت گشتاور بالاتر و بنابراین گزینه چرخش رشته وجود دارد حتی اگر این, طرح اصلی نباشد. همین را می توان برای استفاده از ½-in., 16.60ppf Delta 425 over 4-in., 14-ppf NC40. بیان نمود. اتصال ابزار استاندارد OD, همان است، اما اتصال دلتا گشتاور بسیار بالاتر از آرایش را ارائه می دهد. مزایای اضافی افزایش اندازه لوله عبارتند از: بهبود ریزش فشار رشته و مقاومت در برابر انقباض، شکل 4. کاهش فشار پایین در رشته به این معنی است که فشار بیشتری در طول شکست ایجاد می شود، در حالی که افزایش مقاومت در برابر انقباض وجود دارد، در حالی که قبل از ایجاد لرزش حلقوی, می لرزد

نتیجه گیری

با افزایش طول لبه ها و چاه های چالش برانگیز که نیاز به تجهیزات قوی تر دارند، تغییر پله ای در تکنولوژی اتصال, ضروری بود. اتصال دلتا به منظور برآورده سازی عملکرد یا عملکرد بهتر اتصالات پیشین توسعه داده شد, و در عین حال هزینه کل مالکیت کاهش یافت. اعتبارسنجی و آزمایش طراحی اتصال گسترده، بینش ارزشمندی را در مورد اختلافات عملکردی ارائه داد، در حالی که آزمایشات میدان اتصال، دوام دلتا برای پیاده سازی تجاری گسترده تر را نشان داد.

اتصال دلتا در میادین سراسر ایالات متحده با نرخ کل احیا 3.6٪ در مقایسه با نمونه گیری بیش از 40000 بازرسی اتصالات انجام می شود. استفاده از میدان مکرراً مزایای استفاده از اتصال جدید را تأیید می کند، همانطور که در مدل سازی انجام شده توسط Quail Tools نشان داده شده است. علاوه بر مزایای عملکرد استفاده از اتصالات قوی و لوله در همان چاه، دلتا به اپراتورها کمک می کند که کاهش قابل توجهی در هزینه تعمیر لوله صورت دهند و این به دلیل اتصالات کمتری که نیاز به برش های دوباره دارند، و قیمت پایین تر برای برش های دوباره در صورت لزوم می باشد.

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.

مبتدی (مناسب برای درک مفهوم کلی مطلب)

F1813

طراحی لوله جداری چاه برای انفجار
لوله جداری چاه تحت تنش انفجار قرار می گیرد. در عمل، طراحي لوله جداری چاه برای شرايط نامحدود, ایمن تر است. تحت طراحی نامحدود لوله جداری چاه در برابر انفجار، فرض بر این است که مایع مهاجم به طور کامل لوله جداری چاه را از پایین به بالا پر می کند. در بالای سوراخ، فشار خارجی ناشی از گل صفر است و فشار داخلی باید به طور کامل توسط بدنه لوله جداری چاه پشتیبانی شود. انفجار در بالا, بالاترین و در کفشک لوله جداری چاه, پایین ترین است.

نمایه طراحی لوله جداری چاه برای تنش کششی
محفظه بندی های چاه های نفت و گاز در برابر خرابی ناشی از تنش کششی طراحی می شوند. اعمال تنش بر روی یک لوله جداری چاه ناشی از وزن خود لوله جداری چاه و وزن دیگر محفظه بندی های حمایتی چاه می باشد. بالاترین بخش لوله جداری چاه در چاه, حامل بالاترین تنش است در حالی که آخرین لوله جداری چاه پایین در چاه حامل حداقل تنش است. از آنجا که لوله جداری چاه همیشه در گل حفاری غوطه ور می شود، بنابراین تأثیر خاصیت شناوری بر روی لوله جداری چاه شدن در طراحی لوله جداری چاه [8] مورد توجه قرار گرفته است. ضریب خاصیت شناوری،BF می تواند به صورت زیر بیان شود.

که در آن ƥmud = وزن گل (بر حسب پوند در هر گالن، PPG)
ƥsteel = وزن فولاد (بر حسب پوند در هر گالن، ppg) می باشد.

چک کردن طراحی محفظه بندی برای بارهای دومحوری
تحت تنش کششی، ضخامت لوله جداری چاه کاهش می یابد و مقاومت فروپاشی لوله جداری چاه نیز کاهش می یابد. مقاومت فروپاشی باقیمانده لوله جداری چاه باید تعیین شود تا اطمینان حاصل شود که لوله جداری چاه انتخاب شده بتواند تنش فروپاشی را در حداکثر عمق هیدرواستاتیک لوله جداری چاه تحمل کند. جدول زیر نشان دهنده مقاومت فروپاشی باقیمانده لوله جداری چاه به عنوان تابعی از نسبت کششی است.

انواع لوله جداری چاه
محفظه بندی رسانا
1. از سطح به عمق کم برای محافظت سطح سفت شده نزدیک
2. سازند
3. فراهم نمودن یک گردش برای گل حفاری به منظور محافظت از فنداسیون سکو
4. اتصال احتمالی BOP یا برش در سطح یا اتصال منحرف کننده
5. اندازه ها از 5/8 18 تا 20 اینچ

محفظه بندی سطح چاه (13 3/8 اینچ)
1. برای جلوگیری از تشکیل چاله در سازند هفته که در عمق های کم رخ می دهد
2. باید در سنگ های مناسب مانند سنگ آهک تنظیم شود: برای اطمینان از اینکه سازند در کفشک لوله جداری چاه به واسطه وزن گل بالا که بعداً در سوراخ بعدی استفاده می شود، دچار شکستگی نخواهد شد.
3. حفاظت در مقابل دمش کم عمق، در نتیجه BOP ها به بالا متصل می شوند

محفظه بندی میان چاه (9 5/8 اینچ)
1. معمولاً در ناحیه گذار زیر و یا بالای سازند تحت فشار (نمک و / یا چاله سنگ رست) تنظیم می شود.
2. به سیمان سازی خوب برای جلوگیری از ارتباط پشت لوله جداری چاه بین مناطق نیاز دارد؛ سیمانکاری چند مرحله ای را می توان برای رشته های طولانی استفاده نمود.

لوله جداری چاه تولید (7 اینچ)
1. جداسازی نواحی تولید
2. ارائه کنترل سیال مخزن
3. میسر نمودن تولید انتخابی در چند ناحیه تولید

محفظه بندی آستر
1. رشته ای از لوله جداری چاه که به سطح نمی رسد
2. آویزان کردن روی محفظه بندی میان, با استفاده از بسته بند مناسب و قلمه هایی به نام آویز آستر

رده های لوله جداری چاه
با توجه به مقاومت محفظه بندی های فولادی، آنها را می توان به درجات فولاد مختلف، یعنی J55, K55, N80, L80, C90, T95, P110, Q125, V150 و غیره تقسیم بندی نمود. تحت شرایط مناسب، رده های مختلف فولاد لوله جداری چاه دارای مقاومت های مختلفی هستند. در محیط های خورنده، خود لوله جداری چاه نیز نیاز به مقاومت در برابر خوردگی دارد. در شرایط زمین شناسی پیچیده، محفظه بندی به ویژگی های ضدفروپاشی نیز نیاز دارد. در طراحی، درجه های مختلف فولاد محفظه بندی در عمق های مختلف چاه تنظیم می شوند. درجات مختلف محفظه بندی دارای مقاومت های، مقاومت های انفجاری و مقاومت های کششی مختلف هستند. بنابراین تنظیم یک لوله جداری چاه در عمق بسیار مهم است، جایی که مقاومت در برابر تنش فروپاشی، تنش انفجار و تنش کششی در سراسر طول آن توانمند است.

عوامل طراحی ایمنی (F.O.S)
محفظه بندی ها معمولاً با توجه به تغییرپذیری در مقاومت ماده، خطای طراحی انسان و شرایط پیش بینی نشده در میدان طراحی می شوند.

بار فروپاشی
اولاً فروپاشی برای محفظه بندی سطح محاسبه می شود، فروپاشی در سطح, صفر خواهد بود.
فروپاشی در کفشک لوله جداری چاه = گرادیان گل * عمق کفشک لوله جداری چاه
از این رو، بار فروپاشی طراحی برابر خواهد شد = فروپاشی در کفشک لوله جداری چاه * F.O.S
F.O.S برای فروپاشی به طور کلی 1.1-1.25 است

بار انفجار
بار انفجار در کفشک لوله جداری چاه = فشار خارجی – فشار داخلی
جایی که:
فشار داخلی = گرادیان شکستگی * عمق کفشک لوله جداری چاه
فشار خارجی = گرادیان آب تازه * عمق کفشک لوله جداری چاه
انفجار طراحی در کفشک لوله جداری چاه = F.O.S * بار انفجار در کفشک لوله جداری چاه

F.O.S برای بار انفجار به طور کلی 1.2-1.8 است
بار انفجار در سطح نیز با استفاده از رویه ای مشابه محاسبه می شود.

بار محوری
بار محوری باید به طور جداگانه برای هر بخش از لوله جداری چاه محاسبه شود. ضریب ایمنی برای بارهای محوری بیشتر از موارد بار دیگر ناشی از فعالیت های عملیاتی مانند کشش بیش از حد رشته لوله جداری چاه در طول چسبیدن به نظر می رسد. ضریب قابل قبول ایمنی برای بار محوری بار / تنش 1.6-1.8 است. از این رو،
بار طراحی محوری = بار محوری * 1.8 (F.O.S).
طراحی محفظه بندی خوب باید تمامی این ضرایب باشد تا بتواند مقادیر کافی در برابر اشکال مختلف خرابی را لوله جداری چاه فراهم نماید.

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.

تحقیق بر روی فناوری ارزیابی کارایی و توسعه پراکنده ساز جدید نشت نفت سازگار با محیط زیست

Research on Development and Effectiveness Evaluation Technology of New Environment-friendly Oil Spill Dispersant

مبتدی (مناسب برای درک مفهوم کلی مطلب)

F2157

3. تحقیق بر روی فناوری ارزیابی تاثیر کاربرد سطح دریایی پراکنده ساز نشت نفت

3.1       پیشرفت تحقیق در مورد تاثیر کاربرد سطح دریایی پراکنده ساز نشت نفت

تاثیر پراکنده ساز نفتی مورد استفاده برای رسیدگی به حادثه نشت نفت تحت تاثیر عوامل زیادی است، مانند نوع نفت، نوع پراکنده ساز و شرایط محیطی. از لحاظ بین المللی، آزمایشات داخلی کوچک معمولا برای اجرای مقایسه عملکرد پراکنده ساز و مطالعه تاثیرات عوامل محیطی استفاده می شود. نمونه های معمول عبارتند از آزمایشات SFT، BFT، EXDET و WSL که توسط EPA انجام می شوند. چنین آزمایش هایی ساده، ارزان و قابل کنترل هستند اما نتایج آنها دقیق نیست زیرا آنها نمی توانند شرایط موجود بر روی دریا را منعکس سازند. خوشبختانه، آزمایش شبیه ساز تنگه موج که در سالهای اخیر توسعه پیدا کرده است می تواند نقصهای سابق را علاوه بر داشتن همان صلاحیت سابق پوشش دهد بطوریکه به یک ابزار موثر برای تعیین تاثیر پراکنده ساز نشت نفت تبدیل شده است. برای مثال، لی و همکاران (2008) از تنگه موج برای مطالعه قیاسی خود استفاده کردند که در آن تاثیر پراکنده ساز امولسیونی نفت خام MESA تحت امواج منظم و شرایط موجی مورد بررسی قرار گرفت؛ ترودل و همکاران (2010) از تنگه موج OHMSETT برای بررسی محدودیت ویسکوزیته مربوط به پراکنده ساز کراگزیت 9500 نفت خام استفاده کردند. برای حادثه رخ داده در مکزیک در سال 2010، تیم ارزیابی از تنگه موج SL Ross برای آزمایش قیاسی نرخهای امولسیون کنندگی پراکنده سازها استفاده کردند و آنهایی را که برای محیط زیست زیرآب مناسب بودند را شناسایی کردند.

با توجه به تحقیقات در مورد تاثیر کاربرد سطح دریای پراکنده سازها، کشورهای خارجی شروع به تحقیقات مربوطه از دهه 1990 کردند که به ندرت در چین دیده می شد. دالینگ و همکاران (1990) نرخ امولسیون کنندگی سه نوع از نفت خام امولسیون شده توسط پراکنده ساز نشت نفت و توزیع قطر قطرات را آزمایش کردند و یک مدل تجربی ریاضی را برای توصیف رابطه بین نرخ امولسیون کنندگی و توزیع قطر قطره مطابق با نتایج آزمایش ارائه دادند. مک کی و همکاران (2001) یک تحقیق شبیه سازی را بر روی رفتار نفت نشت یافته در سطح دریا و غلظت آب تحت تاثیر پراکنده ساز را با فرض اینکه نرخ امولسیون کنندگی پراکنده ساز به ترتیب 25، 50 و 75 درصد است را با استفاده از مدل SIMAP انجام دادند. یافته های تحقیق نشان داد که پراکنده ساز مورد استفاده می تواند نرخ جداسازی نفت و آب و توزیع اندازه قطره نفت را تغییر دهد و پراکندگی قطرات را به سمت آب تا نرخ تبخیر کمتر و افزایش غلظت نفت در آب افزایش دهد. چندراسکار و همکاران (2006) تاثیر بسیاری از عوامل (مانند نوع نفت، نوع پراکنده ساز، شوری، دما، درجه هوای آزاد و سرعت چرخش) را بر روی نرخ امولسیون کنندگی پراکنده-ساز را از طریق آزمایشات داخلی کوچک بررسی کردند و یک معادله تجربی چند عاملی را برای توصیف رابطه بین نرخ امولسیون کنندگی پراکنده ساز و بسیاری از عوامل تاثیرگذار ارائه کردند.

3.2       تحقیق در مورد آزمایش شبیه سازی بررسی تاثیر کاربرد سطح دریایی پراکنده ساز نشت نفت

با توجه به نوع پراکنده ساز مورد نیاز استفاده شده برای رسیدگی به حوادث نشت نفت دور از ساحل و شرایط فنی مورد نیاز بکارگیری پراکنده ساز نشت نفت، آزمایشگاه ما یک وسیله آزمایش شبیه سازی را برای ارزیابی اثر کاربرد سطح دریایی پراکنده ساز ساخت. این وسیله تنگه موج برای آزمایش شبیه سازی نشت نفت دور از ساحل نام دارد که در شکل 1 نشان داده شده است. ابعاد فیزیکی آن بصورت 4/0*3/0*5 (عمق*عرض*طول) است. هر دو انتهای این وسیله با ژنراتورهای موج تعبیه شده است که می تواند امواجی را با ماکزیمم ارتفاع 15/0 متر و فرکانس قابل تنظیم ایجاد کند. دستگاه دارای تابع تنظیم دمایی است که محدوده دمای بین 5 تا 30 درجه سانتیگراد را پشتیبانی می کند.

آزمایش با تزریق آب دریا به داخل سرریز موج تا رسیدن به عمق آب 25/0 متر آغاز می شود. سپس حلقه محدودکننده در ناحیه مرکزی سرریز جاگذاری می شود؛ یک تزریق کننده 100 میلی لیتری برای تزریق حجم خاصی از نفت خام به داخل سطح دریا استفاده می شود. سپس، پراکنده ساز نشت نفت با یک نسبت خاص (پراکنده ساز به نفت) به سطح نفت تزریق می شود. سپس، سیستم تولید موج شروع به مخلوط کردن نفت، پراکنده ساز و آب دریا برای مدت 20 دقیقه می کند.

نرخ امولسیون کنندگی و توزیع قطر قطره بعنوان شاخصهای ارزیابی اثر کابرد پراکنده ساز نشت نفت انتخاب می-شوند. ناحیه افقی سرریز موج با 5 مقطع نمونه برداری از آب طراحی شده است که در محدوده 4/0 متری از همدیگر قرار دارند. هر مقطع با 2 نقطه نمونه برداری در اعماق مختلف تعبیه شده است که نمونه بردای اتوماتیک با حجم نمونه 100 میلی لیتر از آب در زمانهای مختلف (2، 5، 10 و 20 دقیقه) صورت می گیرد. بعد از استخراج توسط دی کلرومتان، نمونه های آبی با طیف سنج UV برای تعیین غلظت نفت موجود در نمونه آب و نیز نرخ امولسیون کنندگی پراکنده ساز اندازه گیری می شوند. در همین حال، یک دوربین میکروسکوپی برای جمع آوری و آنالیز داده های قطر قطره های نفتی پراکنده شده در آب استفاده می شود.

4. تحقیق در مورد فناوری ارزیابی اثر کاربرد زیرآبی پراکنده ساز نشت نفت

4.1       نظریه نشت نفت در زیر آب

نشت نفت تحت فشار در زیر آب عمدتا شامل سه مرحله مهم و برجسته است (شکل 2): ناحیه فوران، ناحیه پالم و ناحیه برهمکنش سطحی. ناحیه فوران به ناحیه ای اشاره می کند که در آن نفت نشت شده در زیر آب به شکل فوران از ورودی نشت نفت خارج می شود و در سرعت اولیه توسط لوله یا فشار ایجاد شده افزایش پیدا می کند. ناحیه فوران مرحله اولیه نشت نفت در زیر آب است. ناحیه پالم نیز به ناحیه ای اشاره دارد که در آن نفت به شکل توده در سرعتهای کمتر تحت تاثیر شناوری بالا می آید و نقش فزاینده غالبی را بازی می کند. مرحله پالم بسیار طولانی تر است، مخصوصا از انتهای ناحیه فوران تا رسیدن به سطح دریا. خصوصیات رفتاری پالم در زیر آب بطور عمده ای با قطر قطره نفتی تشکیل شده در طول مرحله پالم در ارتباط است، به خصوص قطرات با قطر کوچکتر احتمال بیشتری را برای تشکیل پالم زیر آب دارند. مرحله پالم بطور قابل ملاحظه ای تحت تاثیر شناوری هستند و جریان عرضی تاثیر جدی بر رفتار و بروز نشت نفت در زیر آب دارد. در ناحیه برهمکنش سطحی، به دلیل تاثیر عوامل محیطی خارجی (مانند باد، موج)، ریزش های نفت نشت شده، یا پراکنده می شود یا ادامه پیدا می کند.

برای نشت نفت در زیر آب عمیق، بعد از اینکه نفت خام از نقطه نشت در زیر آب خارج می شود، نفت نشت شده به اطراف بدنه آب کشیده می شود. به دلیل دانسیته بیشتر نسبت به نفت، آب موجود در اطراف بطور مداوم به سمت فوران کشیده می شود که متعاقبا از لحاظ حجم و دانسیته رشد پیدا می کند. اکنون، قطرات نفت در نقطه فوران با آب جمع می شوند و سپس به شکل مخلوط حرکت می کنند. حرکت جسم اصلی پالم با شکل، اندازه و دانسیته قطرات نفت در ارتباط است. چونکه آب دریای با دانسیته بالا بطور دائم حرکت می کند، پالم از لحاظ دانسیته بیشتر رشد پیدا می کند؛ زمانیکه پالم به سمت محیط آبی با دانسیته پایین بالا می آید، یک حالت پایدار بین پالم و اطراف آب ایجاد می شود؛ اکنون قطرات نفت تمایل به پراکنده شدن دارند. در یک مرحله خاص، نیروی جنبشی پالم بطور کامل از بین می رود و پالم تحت تاثیر شناوری خود شناور می شود. قطر قطره نفتی کوچکتر منجر به این می شود که قطرات نفتی زمان بیشتری را برای رسیدن به سطح دریا طی کنند. در همین حال، قطرات نفت شروع به پراکنده شدن افقی تحت تاثیر جریان عرضی می کنند. مراحل رفتار پالم در زیر آب در شکل زیر نشان داده شده است.

پاشش پراکنده ساز نشت نفت قادر است که نفت نشت شده را در نقطه نشت نفت در زیر آب پراکنده کند و توزیع قطر قطرات را تغییر دهد و نیز فرآیند رفتاری و بروز نشتی در زیر آب را تحت تاثیر قرار دهد. با این حال، با توجه به مدل پیش بینی تاثیر کاربرد پراکنده ساز نشت نفت در زیر آب، مطالعه خارجی در حال حاضر در مرحله ابتدایی خود است در حالیکه هیچ مطالعه مرتبطی در چین دیده نشده است.

برای حادثه رخ داده در مورد نشت نفت در مکزیک، پاریس و همکاران (2012) رفتار و بروز اجزای هیدروکربنی در آب را یا استفاده از مدل جفتی تصادفی و هیدرودینامیکی ردیابی ذره شناور شبیه سازی کردند و همچنین فرآیند انتقال دور از میدان نفت را در عمق شبیه سازی کردند. نتیجه شبیه سازی نشان می دهد که پراکنده ساز می تواند تنها به مقدار جزیی حجم نفت خام تا سطح دریا را تحت شرایط فرض شده که پراکنده ساز به خوبی با نفت مخلوط شده کاهش دهد ( 1 تا 2 درصد)، اما می تواند بطور قابل ملاحظه ای محتوای نفتی موجود در پالم در عمق 1000 متری را افزایش دهد (10 تا 25 درصد).

4.2       تحقیق آزمایشی

به منظور بررسی اثر پراکنده ساز نشت نفت برای پراکنده کردن نفت نشت شده در زیر آب، آزمایشگاه ما یک وسیله آزمایش شبیه سازی پراکنده ساز را مطابق با خصوصیات نشت نفت در زیر آب و نیازمندیهای پراکنده ساز نشت نفت ساخت. سرریز آزمایش شبیه سازی برای پراکنده ساز نشت نفت در شکل 4 نشان داده شده است. این دستگاه بطور کامل یک کانال شیشه ای کاملا شفاف با ابعاد فیزیکی 2*1*1 متر (ارتفاع*طول*عرض) است که قادر به نگه داشتن 2 متر مکعب آب می باشد. عمق دستگاه با یک فوران کننده نفت خام و یک ورودی فوران پراکنده ساز تعبیه شده است که اجازه شبیه سازی تحت شرایط نشت نفت در زیر آب را می دهد.

مبتدی (مناسب برای درک مفهوم کلی مطلب) 

2.2 مدل عددی برای مخازن کروی و منابع انفجاری
یک مدل المان محدود برای خط استوای مماس بر ستون مخزن ذخیره سازی کروی 1000 مترمکعبی ایجاد شده است که متشکل از چهار بخش است: پوسته ی کروی ، ستون ها، گره ها و صفحات اتصال. ضخامت پوسته 45 میلی متر است. بعد مقطع عرضی اسمی از لوله های ستون دایره ای (قطر D ضخامت t) 250 میلی متر در 10 میلی متر است، و بُعد گره 48 در 6 میلی متر است. شکل 1 (الف) شکل و اندازه مدل مخزن ذخیره سازی کروی را نشان می دهد. در این مطالعه،
گاز محتوی آب مفزوض در مخزن ذخیره سازی کروی (شباکو و همکاران، 2007) با حجم 80٪ از آب به منظور به ساده سازی شبیه سازی اثر انفجار در خارج از مخزن مدل شد. فاصله بین مرکز انفجار تا سطح مخزن 25 متر در نظر گرفته شد.

2.3 المان ها و شبکه بندی
با توجه به اندازه واقعی مدل، المان قشری 163 برای شبیه سازی پوسته کروی، اتصال صفحه و ستون مخزن ذخیره سازی کروی استفاده شد و المان قلاب 160 برای نشان دادن گره ها استفاده شد. TNT، گاز مایع و هوا با استفاده از المان جامد 164 مدل شد. از آنجاییکه روش کوپلینگ مایع- جامد ALE نمی تواند به طور همزمان داخل و خارج سازه را در نظر بگیرد، روش ذرات هیدرودینامیک هموار بدون شبکه بندی (SPH) برای شبیه سازی مایع در مخزن استفاده شد و نیروهای منتقله از مایع به پوسته کروی می تواند با بررسی تماس بین آنها مدل سازی شود. برای این کار، شبکه بندی نگاشتی به تصویب رسید. اندازه المان های قشری و المان-های جامد عناصر معرف TNT 40 میلی متر و اندازه المان های جامد معرف هوا 100 میلی متر است.
فعل و انفعالات سیال و سازه با استفاده از یک الگوریتم کوپلینگ شبیه سازی شد. سیال با شبکه بندی ALE ثابت / متحرک مورد عمل قرار گرفت، در حالی که سازه با شبکه بندی تغییر شکل پذیری لاگرانژ مورد عمل بود. الگوریتم کوپلینگ، نیروهای کوپلینگ در رابطه با سیال- سازه را محاسبه می نماید. این نیروها به سیال و سازه نیروهای گرهی اضافه شدند، که بر اساس آنالیز المان محدود صریح محاسبه شد. پیش بینی حداکثر فشار محلی در سازه نیازمند الگوریتم کوپلینگ سیال و سازه دقیق است. الگوریتم کوپلینگ ALE ارائه شده در این مقاله از جریمه های برمبنای فرمول های شبیه به تماس با جرایم آنالیز لاگرانژی استفاده می نماید.

2.4مدل های مواد و معادله حالت
بارهای انفجاری در ارتباط با اثرات نرخ کرنش است. خواص مکانیکی فولاد به طور قابل ملاحظه ای از سویه تحت تاثیر نرخ کرنش است. بنابراین، در این مطالعه، یک مدل سفت شدگی جنبشی چند خطی (مدل جنبشی- پلاستیسیته- حصیری در LS-DYNA)، که قادر به در نظر گرفتن نرخ کرنش است، برای نشان دادن پاسخ فولاد Q235 استفاده شده است. استرس بازده اولیه فولاد 235 مگاپاسکال است، مدول الاستیک 206 گیگا پاسکال و ضریب پواسون 3/0 است. مدل پلاستیسیته وابسته به سرعت برای فشار بازده فولاد، پیشنهاد شده توسط کوپر و سیماندز 1957 با رابطه ی زیر نشان داده شده است: که در آن، 〖 σ〗_dy فشار بازده دینامیکی با توجه به اثر نرخ کرنش، 〖 σ〗_y قدرت بازده استاتیک، εpl نرخ کرنش پلاستیک هم ارز، γ پارامتر ویسکوزیته است، و m پارامتر سفت شدگی نرخ کرنش است. مقادیر پیشنهاد از این دو عامل برای فولاد γ=60 s^(-1) و m=4 است(لو و وانگ، 2012). پارامترهای مکانیکی اصلی برای مواد فولاد استفاده شده در سازه در جدول 1 نشان داده شده است.
مواد منفجره دارای چگالی 1630 کیلوگرم بر مترمکعب، با مواد منفجره با سرعت 6930 متر بر ثانیه و فشار C-J 11010/2 پاسکال هستند. شارژ انفجاری با استفاده از مدل مواد منفجره مواد با سوختگی بالا و معادله حالت جونز-ویلکین-لی (JWL) مدل شد (EOS). معادله حالت JWL فشار را به عنوان تابعی از حجم نسبی، V و انرژی اولیه در واحد حجم، E، به صورت کلی زیر تعریف می کند (لی و همکاران، 1973)

2.5 برآورد رابطه ی هم ارزی TNT مواد منفجره
اثرات انفجار ابر بخار (VCE) به شکل یک موج تلاطم متشکل از یک جبهه تلاطم با فشار بالاست، که با حداکثر فشار پوسیدگی با فاصله به بیرون از مرکز انفجار گسترش می یابد (ژان، 2003). روش هم ارزی TNT به طور گسترده ای برای تخمین بار انفجاری ابر بخار از طریق وزن معادل شارژ TNT استفاده می شود (مانان، 2004؛ پلاناس-کاچی و همکاران، 004). به منظور برآورد حداکثر فشار و ضربه مثبت درفاصله مشخص، انرژی شیمیایی موجود در یک ابر بخار تبدیل به یک وزن موثر مواد منفجره TNT بر اساس معادله زیر شد (بیکر و همکاران، 1983)

که در آن، W_TNT جرم معادل TNT است که می تواند همان اثرات انفجار را تولید نماید، α_e عامل بهره وری است، به طور کلی پذیرفته شده است که با در نظر گرفتن پایه ای برای محاسبه مقدار کل بخار در ابر، مقدار 〖 α〗_e بین 01/0 تا 05/0 برای بیش ترین انفجار است (لوباتو و همکاران، 2006) (در این مقاله، α_e=0.03 است). W_f جرم کل هیدروژن در ابر گازی، Q_f حرارت احتراق هیدروژن (418/0 مگاژول بر کیلوگرم)، و Q_TNT حرارت احتراق TNT (حدود 69/4 مگاژول بر کیلوگرم) (ون دن برگ و لانی، 1993)، ρ چگالی هیدروژن مایع (حدود 5×10^3 کیلوگرم بر مترمکعب است)، V_e حجم هیدروژن مایع در داخل مخزن، ξ یک عامل بهره وری از کل مقدار بنزین آزاد شده (برای مقاله ی حاضر، ξ=0.35)، با توجه به معادلات (6) و (7)، جرم هم ارزی W_TNT در 420 کیلوگرم برآورد شده است.

2.6 اعتبار سنجی مدل انفجار
نتایج محاسبات از پاسخ دینامیک سازه به شدت وابسته به مدل بارگذاری انفجار است. با این حال، به دست آوردن راه حل های دقیق تحلیلی از روش بارگذاری انفجار از طریق آنالیز ساده و یا محاسبه دستی دشوار است. با توسعه تکنیک های کامپیوتری، شبیه سازی عددی روش موثری برای تجزیه و تحلیل و حل مسایل انفجار است ، اگر چه دقت و قابلیت اطمینان از نتایج محاسبه نیازمند تاییدیه های تجربی است. لو و همکارانش (a2011، b2011) یک سری از مطالعات انفجار متلاطم تجربی بر روی پاسخ دینامیکی سقف شناور و سقف ثابت نمونه مخزن مورد بررسی قرار دادند. ویژگی های فشاری ناشی از انفجار بارگذاری شده بر روی دیواره ی صلب در مقیاس بزرگ کشتی ضد انفجار با استفاده از سنسورهای فشار دینامیکی فرکانس بالا اندازه گیری شد. با استفاده از نتایج فشار موج تلاطم به دست آمده از آزمایشات (لو و همکاران، a2011، b2011)، دقت و قابلیت اطمینان تکنیک های مدل سازی انفجار در حال بارگذاری و روش آنالیز اعتبار سنجی شد. روش ALE و روش هم ارزی TNT برای شبیه سازی فرآیند انفجار گاز قابل احتراق، انتشار امواج تلاطم هوا از طریق هوا، و اندرکنش های امواج تلاطم انفجار با دیوار سفت و سخت از کشتی ضد انفجار بزرگ مقیاس به کار گرفته شد. شکل 2 مقایسه نتایج شبیه سازی و داده های تجربی را نشان می دهد (لو و همکاران، a2011، b2011). شکل 2 (الف) و (ب) منحنی های فشار- زمان به دست آمده از مکان های مختلف کشتی به همراه و بدون موج فشار منعکس شده را نشان می دهد. شرح مفصلی از تکنیک های مدل سازی و اعتبار سنجی را در منابع یافت (لو و همکاران، a2011، b2011). مطالعه اعتبار سنجی از دقت و مناسب بودن مدل ارائه شده برای تخمین بارگذاری انفجار حمایت می کند.

3 .بحث و نتایج شبیه سازی
3.1 توزیع انفجار بارگذاری
به منظور اندازه گیری توزیع فشار از موج تلاطم انفجاری در سطح سازه مخزن ذخیره سازی کروی، تعدادی نقطه ی اندازه گیری در مکان های متفاوت از مخزن کروی انتخاب شدند. شکل 3 اطلاعات مربوط به مکان این نقاط اندازه گیری را نشان می دهد.
منحنی های فشار- زمان به دست آمده از اندازه گیری های نقاط مختلف در شکل 4 نشان داده شده است. این نشان می دهد که مقادیر پیک برای همه نقاط فشار انعکاسی بالاتر مقادیر متناظر در حالت تصادفی است. حداکثر مقدار نقطه A حاصل شده است، که در خط استوا کره با مقدار 92/1 مگاپاسکال می باشد، که در شکل 4 (الف) نشان داده شده است. در مقایسه با مقدار فشار به دست آمده در نقطه A، فشار انعکاسی در نقطه اندازه گیری B و G کمی کوچکتر هستند ، که به ترتیب 67/1 مگاپاسکال (شکل 4 (ج)) و 45/1 مگاپاسکال (شکل 4 (ب))، است. لازم به ذکر است که فشار انعکاسی پیک در نقطه B ( 45/1 مگاپاسکال)، که در یکی از پایه ها قرار دارد، نزدیک به یک مقدار تصادفی (37/1 مگاپاسکال) است، آشکار است که پایه ها تنها اثرات محدودی در بازتاب موج تلاطم دارند. نقطه اندازه گیری H، که در آن حداقل فشار اوج حاصل شده است، واقع در بالای مخزن ذخیره سازی کروی است. تقریبا همان مقادیر از فشار انعکاسی و تصادفی در آن نقطه مشاهده شد، که به ترتیب 78/0 و 77/0 مگاپاسکال بود (نگاه کنید به شکل 4 (د)).

اثر حرارتی بر ثبات چاه در طول عملیات حفاری به صورت افقی و طولانی مدت

Thermal effect on wellbore stability during drilling operation with long horizontal section

مبتدی (مناسب برای درک مفهوم کلی مطلب)

F2129

در بخش افقی حفاری ، محور چاه موازی با جهت افقی است. انتقال حرارت در هر دو حالت محوری و شعاعی باید در نظر گرفته شود. فورویی و همکاران یک مدل جریان ورودی به مخزن را برای یک چاه افقی مورد بررسی قرار داد و فشار و دما در مخزن را به صورت جریان شعاعی یک بعدی در نزدیکی چاه، و یک جریان خطی یک بعدی دورتر از دیواره چاه تقریب زدند که در شکل2 نشان داده شده است.آنها تخمین زدند که فاصله از چاه که در آن جریان خطی به صورت شعاعی  است به صورت     /2 H درنظر گرفته می شود و H  در شکل نشان داده شده است.

هنگامی که هیچ سیالی در بخش شکل گیری جریان ندارد (منطقه خطی ساده وجود دارد)، تنها انتقال حرارت در نظر گرفته شده است، معادله تعادل انرژی به صورت زیر می شود:

2-2 صحت مدل

یک چاه عمیق افقی (با عمق 6180 متر) در میدان نفتی تاریم، با یک بخش افقی بلند (678 متر) برای حفاری انتخاب شد. از یک لوله مته با قطر 88.9 میلی متر در یک سوراخ به قطر 152.4 میلی متر استفاده شد،که دما در پایین بخش افقی بسیار بالا و در حدود 150 درجه سانتیگراد می باشد.سیال بر پایه روغن برای ثبات گمانه مورد استفاده قرار گرفت.سرعت نفوذ از 0.71 تا 3.76 متر بر ساعت متفاوت است، که به طور میانگین نرخ نفوذ 1.6 متر بر ساعت در نظر گرفته می شود. خواص فیزیکی مواد در سیستم حفاری در جدول 1 نشان داده شده است.

 MWD (وسیله اندازه گیری در حفاری) برای تشخیص دمای بخش حلقوی در دیواره های چاه مورد استفاده قرار گرفت.درجه حرارت اندازه گیری شده در دستگاه های پایین چاه ذخیره شد. این دستگاه قادر است به طور مداوم دمای چاه در بخش حلقه را در طول گردش ضبط کند.

شکل 3 دما را در اعماق مختلف در طول عملیات حفاری پیش بینی کرده و اندازه گیری می کند.زمان صفر در نقطه شروع  (آغاز بخش افقی) تنظیم شد. درجه حرارت استاتیکی به عنوان درجه حرارت شروع در شروع شبیه سازی مورد استفاده قرار گرفت. این شرایط مطلوب نیست، اما پس از8  ساعت شبیه سازی، دیده شد که نتایج به میزان قابل توجهی وابسته به شرایط اولیه نیست. دمای محاسبه شده نزدیک به مقادیر اندازه گیری شده است، و درجه حرارت سوراخ پایین به تدریج با افزایش عمق اندازه گیری شده افزایش می یابد.

2 عوامل موثر برروی دیواره های افقی دمای چاه

برای دیواره های عمودی، تغییر درجه حرارت چاه به طور عمده به انتقال حرارت سیال بین بخش شکل گیری و چاه وابسته است زیرا ،دمای شکل گیری تا حد زیادی در جهت عمودی متفاوت است. در مقایسه با تغییر حرارت ناشی از گرادیان زمین گرمایی، اثر حرارتی جزئی مانند گرمای ناشی از اتلاف گرانروی در حفاری را می توان نادیده گرفت. با این حال، برای چاه های افقی، گرادیان دما، به ندرت در بخش افقی تغییر میکند. هنگامی که حرارت کافی بین بخش افقی چاه و بخش شکل گیری وجود داشته باشد، هر اثر حرارتی می تواند تاثیر قابل توجهی بر تغییر درجه حرارت چاه داشته باشد.

شکل4 توزیع شار حرارتی مربوط به همرفت اجباری، انرژی هیدرولیکی و انرژی مکانیکی منابع را برای واحد های مختلف در بخش های مختلف چاه در حفاری چاه افقی نشان می دهد. نسبت توزیع انتقال حرارت و منبع انرژی برای بخش عمودی و بخش منحنی و بخش افقی و بخش مته محاسبه شد. از شکل 4 می توان دریافت که با افزایش عمق، حرارت منتقل شده ناشی از همرفت اجباری کاهش می یابد،زیرا بخش افقی در تماس کامل با بخش شکل گیری است، که منجر به تغییرات کوچکی در درجه حرارت سیال در جهت محوری می گردد.با این حال، حرارت تولید شده توسط انرژی های هیدرولیکی و انرژی های مکانیکی به تدریج با عمق افزایش می یابد و یک افزایش قابل توجهی را در نزدیکی مته نشان می دهد. انتقال حرارت بین بخش شکل گیری و بخش افقی چاه، و منابع مکانیکی و حرارتی خود از دلایل اصلی برای درجه حرارت  متفاوت در چاه های افقی نسبت به چاه های عمودی می باشد.

خواص فیزیکی مواد و هندسه چاه به عنوان پایه ای برای آنالیزهای حساس می باشد. تفاوت عمده بین دمای چاه های افقی و چاه های عمودی در این است که بخش افقی چاه حرارت مورد نیاز را به بخش شکل گیری منتقل می کند. طول بخش افقی نشان دهنده ی اندازه ی سطح تماس بین سیال و بخش شکل گیری می باشد که در شکل 5 نشان داده شده است.دمای سوراخ پایینی با افزایش طول بخش افقی افزایش می یابد. هنگامی که این طول به 700 متر یا بیشتر برسد، درجه حرارت سوراخ پایینی به بیش از دمای استاتیک میرسد.

شکل6 اثر توزیع افت فشار در درجه حرارت چاه را نشان می دهد.دمای بخش افقی چاه عمدتا تحت تاثیر افت فشار می باشد، که باعث یک افزایش 8 درجه سانتیگرادی، بدون در نظر گرفتن افت فشار اصطکاکی، می شود. شکل 7 اثر گرمای تولید شده توسط گشتاور در بخش حلقوی را نشان می دهد.بدون توجه به منبع گرمایی گشتاور،کاهش 3 درجه سانتیگرادی در دمای سوراخ پایینی وجود دارد.

سیالات با گرمای ویژه متفاوت به طور کلی رفتار حرارتی متفاوتی را نشان میدهند. شکل 8 نشان می دهد که اثر سیستم های گل مختلف بر روی دمای گمانه نشان می دهد. ظرفیت گرمایی ویژه گل های برپایه آب حدود دو برابر گل های بر پایه روغنی است. در مقایسه با گل های پایه روغنی، دمای بخش حلقوی گل های پایه آبی حدود  20 درجه کاهش می یابد و دمای خروجی حدود 7 درجه سانتیگراد افزایش می یابد.

از یک سو کاهش نرخ پمپ گل ، ضریب انتقال حرارت را بین سیال حفاری شده و بخش شکل گیری کاهش می دهد. از سوی دیگر، افت فشار منبع حرارتی ،درجه حرارت سوراخ پایینی را کاهش می دهد.در نتیجه، رابطه مشخصی میان نرخ پمپ و درجه حرارت سوراخ پایین وجود ندارد و رابطه باید با توجه به شرایط خاص تعیین گردد.

-تنش های حرارتی برروی پاه های افقی

1-3 تنش ناشی از تغییرات دمایی در بخش شکل گیری در دیواره افقی

هنگامی که درجه حرارت در نزدیکی چاه تغییر می کند، تنش حرارتی در بخش شکل گیری رخ می دهد.تنش حرارتی تنها زمان گرمایش یا سرمایش رخ می دهد.

وزن بحرانی گل با استفاده از معادلات بالا و پارامترهای ورودی که در جدول 2 آورده شده است محاسبه میگردد.در این مقاله در مورد این داده های ورودی و  هندسه و خواص فیزیکی مواد در بخش2.2 به تفضیل اورده شده است.

حداقل و حداکثر وزن مورد  نیاز گل برای شکست و فروپاشی به عنوان تابعی از  گمانه در شکل 10 آورده شده است.با افزایش زاویه ی چرخش ،وزن گل برای شکست کاهش می یابد، و وزن گل برای فروپاشی افزایش یافته است و چاه افقی برای شکستگی یا تخریب مناسبتر میگردد.

3.3 اثر حرارتی در چاه افقی

شکل 11 اثر حرارتی بر روی وزن بحرانی برای چاه عمودی و افقی نشان می دهد.ارتباط خطی اثر حرارتی در وزن بحرانی گل برای چاه های افقی به دست آمد.با این حال اثر حرارتی بر روی چاه های افقی حساس تر از چاه های عمودی است. هنگامی که درجه حرارت شکل گیری کاهش می یابد،چاه شکننده تر می گردد. افزایش درجه حرارت شکل گیری سبب افزایش وزن گل شکست شده و فروپاشی شده میگردد.

با شرایط حفاری درست، وزن بحرانی گل از چاه افقی در امتداد بخش افقی با گل های مختلف در شکل12 نشان داده شده است.برای گل برپایه نفت، درجه حرارت در انتهای بخش افقی افزایش می بابد، و باعث می شود وزن بحرانی گل افزایش یابد.   

مقاله انگلیسی رایگان (PDF)

ترجمه فارسی رایگان (PDF)

خرید ترجمه با فرمت ورد

بخشی از ترجمه فارسی مقاله:

1. مقدمه
هدف این کار توسعه یک مدل ریاضی برای ارزیابی کمی و کیفی خطر برای نصب تاسیسات زیرزمینی با استفاده از تکنولوژی حفاری افقی جهت (HDD) بود. فن آوری HDD برای نصب لوله های آب، گاز، گرمایش، تخلیه، فاضلاب و کابل تحت شرایط وجود موانعی مانند رودخانه ها، خیابان های شلوغ، بزرگراه ها، خطوط هوایی فرودگاه، مناطق پرجمعیت شده با ساختمان ها یا تاسیسات زیرزمینی و مناطق حساس محیط زیست استفاده می شود. تجزیه و تحلیل عوامل خطر برای چنین سرمایه گذاری ها و توصیف ریاضی آنها جزء هدف این مقاله گنجانده شده است.
بسیاری از پیمانکاران که تاسیسات زیرزمینی را با استفاده از تکنولوژی HDD نصب می کنند، قادر به انجام ارزیابی ریسک در مرحله برنامه ریزی پروژه نیستند، زیرا آنها هیچ مدل ریاضی ندارند که به آنها اجازه دهد تا برای اندازه های مختلف نصب و راه اندازی HDD از آن استفاده کنند. پیمانکاران قبل از شروع سرمایه گذاری، ضرورت ارزیابی ریسک را تاکید می کنند، زیرا برآورد سطح خطر، نقطه شروعی برای تجزیه و تحلیل امکان سنجی پروژه و ارزیابی هزینه است. در نتیجه، با انجام ارزیابی خطر ، می توان از بسیاری از عواقب جدی اقتصادی و قانونی مرتبط با خرابی HDD، به عنوان مثال آسیب به دیگر تاسیسات زیرزمینی موجود، آسیب به تجهیزات سخت افزاری HDD گران قیمت پایین چالی، آسیب به خط لوله نصب شده و غیره اجتناب نمود. در حال حاضر نیز هیچ استراتژی مدیریت خطری وجود ندارد که بتواند ابزار موثری برای کاهش سطح خطر باشد.
نویسندگان مجلات (Woodroffe و Ariaratnam، 2008) استفاده از مدل شاخص ریسک کل را به عنوان یک راهنما برای خطرات کلی طرح پروژه شهری پیشنهاد کردند. زیر شاخص هایی که در ذیل آمدند: یک طرح احتمالی، قیمت پیشنهاد تعیین قیمت، عوامل محیطی اجتماعی و عوامل در نظر گرفته شده را تجزیه و تحلیل کردند. به تازگی مقالاتی (Abdelgawad و همکاران، 2010؛ Ma و همکاران، 2010) در ادبیات نشان داده شده است که در آن نویسندگان سعی کردند ارزیابی ریسک را برای تاسیسات HDD انجام دهند. در (Abdelgawad و همکاران، 2010)، نویسندگان خطر کمی و کیفی نمونه ای از یک نصب HDD را ارزیابی کردند. این مدل برخی از عوامل خطرساز را که تاثیر قابل ملاحظه ای در سطح ریسک کل دارد در نظر نگرفتند (مانند: اشتباهات مختلف طراحی، خرابی در نصب، موانع طبیعی و موانع غیرمنتظره، مشکلات مختلف با کارهای ساختمانی HDD، مشکلات عرضه، مواد، کیفیت، شرایط حقوقی و مشکلات اقتصادی). نویسندگان (Ma و همکاران، 2010 با استفاده از فرآیند سلسله مراتبی تحلیلی و روش ارزیابی جامع فازی مدلی برای ارزیابی خطر پیشنهاد کردند که تنها برای پروژه های MAXI HDD استعمال می شود. در این کار عوامل خطرساز به اندازه کافی از نظر جزئیات توسعه نیافتند، بنابراین ممکن است در هنگام ارزیابی ریسک یک عنصر خاص، برخی از اجزای مهم از دست رفته و سطح خطر نهایی درست نباشد. گفته می شود که فرایند تحلیلی سلسله مراتب بحث برانگیز است، زیرا ترجیحات تصمیم گیرندگان با ارزیابی اهمیت نسبی معیارهای زیر تمام سطوح سلسله مراتبی مشخص می شود. هر دو مدل ارائه شده اجازه نمی دهند که مشخصات پروژه (امکان اختیاری استفاده از ابزارها و ماشینهای مختلف) در نظر گرفته شود. طبقه بندی اساسی خطر و کاهش تونل زنی مکانیزه سنگ در کار شهریار و همکاران، 2007 ارائه شده است. خطرات اصلی ژئوتکنیک و برخی از اقدامات کاهش دهنده مهم نشان داده شده است. تأکید شد که مراحل ارزیابی خطر و تاثیر اقدامات کاهش خطر، عناصر بسیار مهمی در مراحل اولیه مهندسی هستند.
در ادبیات هیچ نوع مدل ارزیابی خطری برای فن آوری HDDدیسک که استراتژی مدیریت ریسک را در نظر بگیرد، یافت نشد. این موضوع نشان می دهد نیاز به توسعه یک مدل ریاضی جدید برای ارزیابی ریسک در تکنولوژی HDD با در نظر گرفتن عوامل مهم خطر، مشخصات نصب (امکان اختیاری استفاده از سیستم تمیز کردن گل، موتور گل، سیستم بلسترینگ یا وزنه متعادل کننده، بلوک غلتک، غلتک گهواره و جرثقیل های جانبی) و امکانی شامل استراتژی مدیریت ریسک همراه است. به همین دلیل مهم است که دوباره مسئله ارزیابی ریسک را مورد بحث قرار دهیم و تعدادی از عوامل خطر اضافی را که تاکنون مورد توجه قرار نگرفته اند را مورد توجه قرار دهیم. علاوه بر این، مدل پیشنهادی به منظور نصب HDD های مختلف از جمله MINI HDD، MIDI HDD و MAXI HDD استفاده می شود. بنابراین هر یک از مدل های ارائه شده در ادبیات که تا کنون توصیف شده است، برای هر اندازه نصبی نامناسب است، یعنی مدل پیشنهاد شده توسط Abdelgawad و همکاران، 2010 برای MINI HDD بهتر است و مدل پیشنهاد شده توسطMa و همکاران 2010 می تواند فقط برای نصب MAXI HDD استفاده شود.
در روشی معمول از تئوری احتمالات برای حل درخت خطا (FT)، استفاده شده است. ارزش های واضح و دقیق از احتمال وقایع اولیه باید شناخته شوند. حتی گاهی اوقات در عمل غیر ممکن و بسیار دشوار است است که مقادیر واضح احتمال وقایع اولیه برای پروژه های HDD را بدست آوریم. حتی زمانی که مقادیر واضحی از احتمال ها به دست می آید، متخصصان HDD، که امكان سنجی را ارزیابی می كردند، نشان می داند كه آنها نامشخص و نادرست، ناقص و مبهم هستند، چرا كه رویدادهای اصلی ثابت نیستند و اغلب فاقد داده های كافی برای تخمین احتمالات رویدادهای اساسی و تازه هستند. استفاده از روش معمول برای حل FT ممکن است منجر به کسب اطلاعات نامناسب حاصل از تجزیه و تحلیل خطر یا افزایش عدم اطمینان تجزیه و تحلیل آن شود. در این کار از درخت گریختگی فازی برای غلبه بر این مشکلات استفاده شد. راه حل های تکنیکی تصمیم گیری های مبتنی بر فاز اجازه می دهد تا احتمال شکست رویدادهای اساسی را حتی زمانیکه بتوانیم اطلاعات کمی را به دست آوریم، ایجاد کنیم. نظریه مجموعه های فازی و نظریه احتمالی، که در تجزیه و تحلیل درخت فازی فازی استفاده می شود، به اطلاعاتی مبهم، نادرست و اطلاعات کمی ناقص رسیدگی می کند. اصطلاحات زبانی (بسیار کم، کم، متوسط، زیاد و بسیار زیاد) در این کار برای ارزیابی احتمال وقوع رویدادهای اصلی فرد مورد استفاده قرار گرفت. اعمال نظریه مجموعه های فازی اجازه می دهد تا انتقال تدریجی بین اصطلاحات زبان شناختی صورت گیرد.

بخشی از مقاله انگلیسی:

1. Introduction

The objective of this work was to develop a mathematical model for the quantitative and qualitative risk assessment for the installation of underground utilities using Horizontal Directional Drilling (HDD) technology. HDD technology is used to install water, gas, heating, drain, sewers pipes and cables under obstacles such as rivers, busy streets, highways, airport runways, areas congested with buildings or underground utilities, and environmentally sensitive areas. The analysis of the risk factors for such investments and their mathematical description are included in the aim of this work. Many contractors who install underground utilities applying HDD technology are not able to carry out risk assessment in the project planning phase, as they do not have any mathematical model which allows to do it for various sizes of HDD installations. The contractors emphasize the necessity of risk assessment before starting the realization of the investment, as the estimation of the risk level is the starting point to analyze the project feasibility and cost estimation. Thanks to carrying out a risk assessment, a lot of serious economic and legal consequences connected with HDD failure e.g. the damage of other existing underground utilities, the damage of expensive HDD down-hole equipment, the damage to the installed pipeline, etc. can be avoided. Currently, there is also no risk management strategy available, which could be an effective tool to reduce the risk level. In (Woodroffe and Ariaratnam, 2008) the authors suggested using the total risk index model as a guide for the overall risks of an urban utility project. The following sub indexes were analyzed: a contingency plan, the determining bid price, the eco-social factors and consideration factors. Recently papers (Abdelgawad et al., 2010; Ma et al., 2010) have appeared in literature in which the authors tried to carry out the risk assessment for HDD installations. In (Abdelgawad et al., 2010), the authors evaluated quantitatively and qualitatively the risk on the example of one HDD installation. This model did not take into consideration some of the risk factors which have a significant influence on the total risk level (such as: various design mistakes, the downtime in installation, the unexpected natural and man-made obstacles, various problems with HDD construction works, problems with supply, materials, quality, the legal conditions and economic problems). In (Ma et al., 2010) the authors suggested a model for the risk assessment only for MAXI HDD projects, applying the Analytical Hierarchy Process and the Fuzzy Comprehensive Evaluation Method. In this work the risk factors were not developed to a sufficient level of detail, therefore when carrying out the risk assessment of a particular element, some important components may be missed and the final risk level may be incorrect. The Analytical Hierarchy Process is said to be controversial, as the decision-maker preferences are characterized by the relative importance assessment of the sub criteria of all the hierarchy levels. Both of the presented models did not allow to consider the project specificity (the optional possibility of applying various tools and machines). In (Shahriar et al., 2007) the fundamental of risk classification and mitigation in mechanized rock tunneling were presented. The main geotechnical hazards and some important mitigation measures were shown. It was emphasized that that risk assessment stages and the effect of risk mitigation measures are very important elements during the early engineering phase. In the literature no risk assessment model for HDD technology was found, which takes into account the risk management strategy. It indicates the need to develop a new mathematical model for the risk assessment in HDD technology, taking into consideration the important risk factors, the installation specificity (the optional possibility of applying a mud cleaning system, mud motor, ballasting system, roller blocks, roller cradles and side cranes) and the possibility of including the risk management strategy. That is why it is important to discuss the problem of risk assessment again and take into consideration a number of additional risk factors which have not been considered so far. Moreover, the proposed model is aimed to be applied to HDD installations of various sizes, namely MINI HDD, MIDI HDD and MAXI HDD. For any of the presented models described in the literature so far it is improper to apply for each size of installation, namely the model suggested in (Abdelgawad et al., 2010) would be better for MINI HDD, and the model suggested in (Ma et al., 2010) could be applied only for MAXI HDD installations. In the conventional approach to solving the fault tree (FT), the probability theory is used. The crisp values of the basic events probabilities must be known. In practice, it is very difficult and sometimes even impossible to get crisp values of the basic events probabilities for HDD projects. Even when the crisp values of probabilities are obtained, HDD experts, who assessed the probabilities indicated that they are imprecise, deficient and vague, because the basic events are not stationary and there is often the lack of suffi- cient data to estimate the crisp probabilities of the basic events. Applying the conventional approach to solving FT may lead to gaining insufficient information in the risk analysis or increasing the uncertainty of the analysis. To overcome those difficulties, the Fuzzy Fault Tree was employed in this work. Fuzzy based solutions techniques allow to generate the basic events failure probabilities even when we are able to obtain only a little quantitative information. The fuzzy sets theory and possibility theory, which are used in Fuzzy Fault Tree Analysis, allowed to deal with ambiguous, inaccurate and quantitatively incomplete information. The linguistic terms (very low, low, medium, high and very high) were applied in this work to assess the probability of the individual basic events occurrence. Applying the fuzzy sets theory allowed for a gradual transition between the linguistic terms.

حفاری یک جفت بهتر: تکنولوژی های جدید در حفاری جهت دار SAGD

Drilling Better Pair: New Technologies in SAGD Directional Drilling

Abstract

The precise placement of well pairs is one of the most-crucial factors in the successful execution of a steam-assisted-gravity-drainage (SAGD) drilling program. A SAGD drilling program includes placing the producer well relative to the reservoir boundaries and twinning the producer with the injector well accurately. Delivering on these high expectations in unconsolidated formations (e.g., the McMurray oil sands in Canada) requires a strong focus on technological innovation. A common practice in drilling SAGD wells in northeast Alberta is to drill lateral SAGD pairs with conventional, steerable mud motors and logging-while-drilling (LWD) resistivity measurements. Although this combination has delivered success, certain limitations exist in terms of wellbore quality and placement. At a demonstration project by a major oil company, several industry firsts were implemented successfully, including a combination of the newest and most-cutting-edge directional, measurement, and LWD technology. The keystone of these industry firsts was the application of a soft-formation-modified, point-the-bit rotary-steerable system (RSS) used on 20 horizontal wells. Combined with an ultradeep azimuthal resistivity sensor, the RSS provided precise geosteering along the bottombed boundary in the producer wells, resulting in improved reservoir capture and characterization. More on-bottom time enabled more-efficient drilling and reduced well costs significantly. Highly smooth liner runs reflected the lack of tortuosity in the wellbore, made possible by the rotary bottomhole assembly (BHA). Improved directional control made uniform well separation possible between lateral pairs, thereby reducing the risk of hot spots and short circuiting during SAGD operations. The use of an even-walled power section above the RSS increased the bit rev/min for improved BHA responsiveness while minimizing casing and pipe wear. Overall, the results and lessons learned from the demonstration of these new techniques provide a clear indication of the progressive future of directional drilling in SAGD.