X
تبلیغات
مهندسی نفت
قالب وبلاگ
مهندسی نفت
 

  فصل اول مقدمه     1-1- فرازآوری اولین استفاده از فرازآوری با هوا در سال 1782برای زدودن آب از معادنی که آب همراهشان بود گزارش شده است. پس تکنیک فراز آوری با هوا برای استفاده های مشابه در صنعت معدن برای بالا بردن سیالات از معادن توسعه یافت.در اوایل 1864،هوا برای فراز آوری آب همراه مقداری نفت در چاه های کم عمق واقع شده در دهکدهVenangoدر پنسیلوانیا در آمریکا مورد استفاده قرار گرفت.تکنیک فراز آوری با هوا در سال 1899 برای بالا بردن نفت در مخازن باکو در آذربایجان ،در شوروی سابق مورد استفاده قرار گرفت . در کالیفرنیا آمریکا ،فراز آوری با هوا برای بالا کشیدن سیالات از چاهها در مخزنKern River بخش Kernدر سال 1909 معرفی شد. هنگام استفاده از هوا برای فراز آوری نفت سه مشکل اساسی برای عملکرد وجود داشت : (1)اکسیژن در مواد خورنده بود و هم وسایل آهنی درون چاهی را مورد حمله قرار می داد (2)ترکیب هوا با گاز طبیعی (هیدروکربن ها)انفجاری بود و به عنوان تهدیدی برای انفجار تلقی می شد (3)وقتی هوا با گاز تولید شده ترکیب می شد ، ارزش گرمایی (مقدار Btu) گاز کاهش پیدا می کردو گاز اغلب بدون ارزش می شد. فراز آوری با گاز طبیعی پس بدلیل مشكلات فراز آوری با هوا معرفی شد . فرازآوری با گاز در اوایل صده 19در آمریکا و در چاههای Golf Coast به دلیل کاربردی های موفقی که داشت محبوبیت و فراگیری زیادی پیدا کرد. در صد چاهی که از روش فراز آوری با گاز استفاده می کردند بعد از جنگ جهانی دوم افزایش یافت محبوبیت به دلیل بهبود کیفیت تجهیزات و درک بهتر از فرایند بود . تحقیقات فراوانی در طول سال های 1965- 1952 برای تعیین مقدار افت فشار در جریان های عمودی دوفازی انجام گرفت . تحقیقات همچنین برروی انواع جریان هایی که داخل لوله عمودی اتفاق می افتد انجام شد.این تحقیقات کاربرد روش فراز آوری را از یک روش تجربی به آمیزه ای از روش های تجربی وعلمی ،عملی تبدیل کرد. بازدهی این سیستم با افزایش مقدار گاز بهبود پیدا کرد . در حال حاضر ، مهندسان قادر نیستندهم گاز را به صورت چرخه در آورند ؛ زیرا اقتصاددان ها به آنها دیکته می کنند که مقدار گازی که برای فرازآوری و تزریق لازم نیست را بفروشند. اقتصاددان ها همچنین عملکرد ها را وادار می کنند که در طراحی سیستم   فراز آوریبه گونه ای باشد که ، حداکثر گاز را جهت فروش برای کمک به افزایش درآمد پروژه داشته باشیم. 1-2- دوره های توسعه فرازآوری Brown (1973)دوره های توسعه فرازآوری را خلاصه کرده است. 1.    قبل از سال 1864 : آزمایشات آزمایشگاهی جهت امکان یک یا دو کاربرد عملی انجام می شد. 2.    1900- 1864 : فراز آوری سیال با استفاده از هوای تحت فشار ،که از طریق annulus یا لوله تزریق می شد. 3.    1920 – 1900 : رونق گرفتن استفاده از هوا در  Golf Coast. برای مثال در میدان Spindletop در آمریکا که بوسیله سیتم فرازآوری با هوا نفت تولید- می کرد. 4.    1929 – 1920 : فرازآوری مستقیم با استفاده از گاز طبیعی که در میدان Seminole  در Oklahoma درآمریکا مورد استفاده  قرار گرفت. 5.    1945- 1929 : توسعه گروهی از شیر های جریانی – مقدار بازده بالاتر برداشت براثر تحریک برای توسعه شیرهای جریانی . 6.    1967-  1946 : توسعه شیر های عملکرد فشاری که باعث شد در عمل جای همه انواع شیر های فراز آوری دیگر را بگیرد . شیر فرازآوری هم مرکز ، که از سال 1953 توسعه یافت ، برای چاههای باریک و چاههای تکمیل دو گانه خیلی مورد توجه قرار گرفت.               جدول 1-1 : مقایسه وزن مخصوص مایعات فراوانی نسبت به آب مقطر  1-3- نگاهی بر اساس فرازآوری 1-3-1- گرادیان فشار : آگاهی از دانش گرادیان فشار مایع برای مطالعه فرازآوری لازم است. وزن مخصوص مایعات فراوانی نسبت به آب مقطر در جدول 1-1 مقایسه شده است. برای مثال اگر SG آب نمک 1.04 باشد در نتیجه گرادیان فشار آن برابر با  است. رابطه بین گرادیان فشار و مقدار نمک در شکل 1 – 1 نشان داده شده است. اگر API نفت به ما داده شود ، گراویتی مخصوص (SG) آن در به شکل زیر تعیین می شود. (1-1)                                                   برای مثال S.G یک نفت با  برابر با  است. شکل ( 1-1 ) : رابطه بین گرادیان فشار و مقدار نمک تعیین فشار در ته یک ستون گاز فشار در نقطه 2 ،  بر حسب  در ستون گاز برابر است با : (1-2)                                                                          که نقطه 2 به فاصله  از نقطه 1 و در زیر آن است؛  فشار در نقطه یک ؛ و وزن مخصوص گاز بر حسب  است. از معادله حاالت   1 از گاز را در نظر می گیریم. که P فشار مطلق بر حسب  ، V حجم ویژه بر حسب  ، Z ضریب تراکم ، N برابر تعداد مول های گاز ، R ثابت جهانی گاز و T دمای مطلق بر اساس  می باشد. در نتیجه :      ؛ و با جایگذاری :                                                       و     و با انتگرال از طرفین :                                                  پس  یا                                                                          که در آن  برابر است با فشار در ته ستون گاز و  برابر فشار در سطح است. با ساده کردن توان و فرض کردن یک  از گاز : که  برابر است با گراویتی گاز در مقایسه با هوا که ( ). دمای میانگین ( ) در ستون گاز می تواند به شکل زیر محاسبه شود: (1-3)                                              که در آن دما بر حسب است و D برابر با عمق عمودیی چاه و  گرادیان گرمایی است که معمولاً برابر با  می باشد و بر حسب موقعیت ممکن است فرق کند. 1-3-2- انواع انبساط گاز انواع انبساط گاز و انرژی مشتق شده از آنها عموماً به سه نوع زیر طبقه بندی می شود :   ¨     هم دما ¨     آدیاباتیک ¨     پلي تروپیک انبساط هم دما : انبساط هم دما (ثابت) (Pv = Constant)  در شرایطی که نسبت گاز به نفت کم باشد و مقدار گرمای لازم برای نگهداری شرایط تقریباً هم دما به وسیله نفت تأمین شود، قابل کاربرد است. اگر فشار اولیه (ته لوله) برابر P1  و فشار خروجی (بالای لوله) برابر P2 (هر دو بر اساس Psia) باشد ، کار W ، برحسب ft – lb که توسط یک cu ft از گاز (اندازه گیری شده در فشار P2) که از فشار P1 تا فشار P2 منبسط می شود برابر است با : انبساط آدیاباتیک: انبساط آدیاباتیک ( ) (ثابت) برای جریان های باز که درآن سرعت گاز خیلی باشد که در ان هیچ گونه گرمایی (یا مقدار ناچیزی) از طریق نفت به گاز منتقل شود و در نتیجه ما یک افت دمای گاز در نتیجه انبساط داریم. کار W ، برحسب  برابر است با : (1-4)                                که K برابر است با نسبت گرمای ویژه در فشار ثابت به نسبت گرمای ویژه در حجم ثابت. مقدار K برای گاز طبیعی با گراویتی 0.7  ، در مقایسه با هوا ، در حدود 1.26 است. انبساط پلی تروپیک : انبساط پدی تروپیک  ( ) بیشترین کاربرد را در حالت فرازآوری دارد، زیرا معمولاً انبساط هم دما را در قسمت پایین و انبساط پدی تروپیک در انتهای بالا در عمل داریم در نتیجه : که n در حدود 1.2 در اغلب شرایط می باشد. 1-4- حجم گاز مورد نیاز برای فرازآوری با فرض باز دهی 100% ، حجم گاز ، Vg ، اغلب در شرایط استاندارد بر حسب cu ft ، لازم برای فراز آوری یک بشکه نفت به سطح با فشار سطحی P2 ، با توجه به معادله زیر قابل محاسبه است : (1-5)                                                                  که G0 برابر گراویتی مخصوص نفت ؛ Lw برابر عمق فراز آوری بر حسب ft ؛ W برابر کار انبساط یک cu – ft  گاز که از معادلات ذکر شده بالا محاسبه می شود و ثابت 349 مقدار lb یک بشکه آب خالص است. مقدار تئوری  مقدار واقعی   ضریب بازدهی فرازآوری ضریب بازدهی فرازآوری                          پایین و بین مقادیر 2 % تا 30 % (مقدار متوسط آن 12%) می باشد. 1-5- اتلاف انرژی شیوه های اتلاف انرژی : 1 -5-1- نشتی نشتی ممکن است در لوله جداری یا لوله رخ دهد . هر چند از نشتی می توان ممانعت کرد یا آنرا ترمیم نمود. 1-5-2- تلاف در ورودی ها و خروجی ها این اتلاف ها که اغلب کم هستند ، اغلب زمانی که سیالات وارد لوله ها با قطر مختلف می شوند اتفاق می افتد. 1-5-3-اتلاف لغزشی  اتلاف لغزشی در قسمت پایین لوله مکنده اتفاق می افتد ، که به علت پس زدن سیال به عقب از طریق گاز پایین رونده است. اتلاف لغزشی با استفاده از تکه های foot ، که می تواند به انتهای قسمت پایین لوله مکنده وصل شود ، کاهش یابد. استفاده از تکه های foot ، باعث دستیابی به ترکیب کامل و همگون گاز چرخشی با مایعی که بایستی بالا آورده شود ، می شود. یک روش دیکر برای کنترل اتلاف لغزشی ایجاد سرعت بالا در انتهای لوله ما بین 2 تا  است. 1-5-4-اتلاف اصطکاکی اکثر بخش اتلاف اصطکاکی در قسمت بالای لوله مکنده اتفاق می افتد. این اتلاف (hf) بوسیله تغییر سرعت سیال و گاز قابل کنترل است. ضریب اصطکاک ، f ، تابعی از عدد رینولدز Re برابر با  است. سرعت در قسمت بالایی لوله تقریباً 10 برابر بیشتر از قسمت پایینی است. Head loss بر اثر اصطکاک (h1f) برابر است با  که در آن   طول خط جریان بر حسب ft ، d قطر خط جریان بر حسب ft ، Vسرعت سیال برحسب  و g  شتاب گراویتی که برابر  است ، می باشد. هرچه سرعت بیشتر شود لغزش کمتر شده اما اصطکاک بالاتر می رود ، در نتیجه اتلاف های لغزشی و اصطکاک به طوری بالانس شود که ، حداقل مقدار افت (اتلاف) را داشته باشیم. 1-5-5- فشار برگشتی در خروجی اتلاف موقعی که ما مقدار فشار برگشتی اضافی زیادی در خط جریان و ادوات سطحی داشته باشیم می تواند اتفاق بیفتد. Kick – Off Pressure دو فشار مهم در عملیات فراز آوری عبارتند از : 1)    Kick – Off press   2)    فشار کاری فشار Kick – Off press فشاری است که(که در سطح در نقطه ورودی خط اندازه گیری می شود) برای شروع جریان دریک چاه فرازآوری لازم است. این مقدار فشار لازم برای Kick – Off  چاه و شروع حرکت از طریق خط جریان است ، موقعی که فشار گاز به تنهایی مورد استفاده قرار گیرد. فشار Kick – Off  تابعی از روش مورد استفاده برای شروع جریان است . یک شماتيك از رابطه فشار – زمان بر یک چاه فرازآوری نوعی در شکل نشان داده شده است. شکل ( 1-2 ) : رابطه فشار – زمان بر یک چاه فرازآوری که در شکل صفحه قبل :  (1) گاز در ابتدا وارد فضای حلقوی می شود (با هر فشاری) ، (2) گاز به انتهای لوله می رسد و در نقطه (2) شروع به بازگشت (فرار یا پس زدن گاز ) از لوله  می کند . در نتیجه افزایش فشار از نقطه (2) به (3) سرعت افزایش فشار از (1) به (2) را ندارد . (3) مایع به سطح می رسد (فشار Kick – Off ) . (4) نفتی که در ته چاه بود خارج شده است و مقدار نفت لازم از طریق سازند برای دستیابی به سطح سیال کاری هنوز وارد Well bore نشده است. (5) حالت پایدار که به فشار کاری ثابت رسیده ایم. فشار Kick – Off لازم برای فرازآوری از طریق لوله از معادله زیر مشتق می شود. فرض کنید که سطح مقطع لوله جداری و لوله ثابت باشد :                                       پس : ( 1-6)                                                      که در آن SS برابر شروع غوطه وری (شناوری) بر حسب ft ؛ d برابر قطر داخلی لوله بر حسب in ؛ d1 برابر قطر خارجی لوله بر حسب in ؛ d2 برابر قطر داخلی لوله جداری بر حسب in و h برابر ارتفاع سیال بدون گاز در داخل لوله بر حسب ft است. فشار در ته لوله جداری ، Pbc و فشار در بالای لوله جداری ، Ptc و فشار در بالای لوله ، Ptt ، به صورت زیر به هم مرتبط می شوند : با فرض اینکه برابر با فشار ستون گاز داخل لوله جداری ، با مجموع فشار های ناشی از ستون گاز درون لوله  ،  ، و افت فشار ناشی از اصطکاک داخل لوله  ،   ، خنثی می شود ، در نتیجه فشار Off -  kick برابر است با : یا که در آن G برابر گراویتی مخصوص سیال چاه و  برابر فشار اتمسفر یک است. فشار Off -  kick بر فراز آوری از طریق لوله جداری ، به عبارت دیگر ، از فرمول زیر قابل محاسبه خواهد بود. (1-7)              روش های زیر جهت کاهش فشار Off -  kick مورد استفاده قرار می گیرند : 1 – کاهش Head مایع در لوله به وسیله Swab . 2 – Rocking چاه با اعمال فشار متناوب بر لوله جداری و لوله ، در نتیجه اینرسی مایع درحال حرکت باعث می شود که گاز وارد لوله شود. 3 – استفاده از Off -  kick مرحله ای که در آن گاز به درون لوله مکنده به طور مرحله ای در عمق های پایین تر به وسیله شیر های فعال سطحی تزریق می شود. 4 –  Off -  kick از طریق لوله جداری . دامنه متداول فشار Off -  kick حدوداً مابین   است. 1-6- حجم گاز عملیات فرازآوری حجم گاز مورد نیاز برای عملیات فرازآوری معمولاً در حدود  می باشد و این می تواند تا  نیز بالا برود. حجم ورودی لازم برای نگهداری جریان تابعی است از : 1 – مقدار گاز سازند که همراه نفت تولید می شود. 2 – مقدار سیالی که باید بالا آورده شود. 3 – مشخصات فیزیکی سیالات . 4 – سطح مطلوب فشار برگشتی بر روی سازند . 5 – طول و قطر لوله مکنده . شکل پایین رابطه بین فشار در ته لوله و حجم گاز را نشان می دهد . اگر حجم گاز تزریقی خیلی کم باشد ، پس چگالی نفت داخل لوله مکنده بیشتر بوده و لغزش باعث ایجاد سرباره می شود ، که در نتیجه باعث ایجاد فشار متوسط عملیاتی بیشتر و بازدهی پایین تر می شود. در آن طرف قضیه ، اگر حجم گاز تزریقی خیلی زیاد باشد ، اتلاف اصطکاک باعث افزایش فشار عملیاتی و کاهش بهره برداری به دلیل فشار بیشتر در دهانه چاه می شود. در شرایطی که لوله پایین تر برده شود و عمق غوطه وری افزایش یابد ، حجم گاز بیشتر ، فشار عملیاتی بالاتر و فشار Off -  kick بیشتر نیاز است. با کاهش قطر لوله ، اتلاف اصطکاک و فشار عملیاتی افزایش می یابد، اگرچه لغزش و حجم گاز مورد نیاز کاهش می یابد.   شکل ( 1-3 ) : نمودار فشار برگشتی نسبت به حجم شکل ( 1-4 ) : نمودار گاز خروجی نسبت به تولید شکل صفحه قبل رابطه بین گاز خروجی و مقدار نفت فرازآوری شده در عملیات فراز آوری در یک چاه را نشان می دهد . گرافی به این شکل این قدرت انتخاب را به ما می دهد که گاز خروجی برای ماکزیمم بهره برداری یا برای ماکزیمم بازدهی انتخاب کنیم.  بهره برداری در شرایطی که فشار ته لوله برابر فشار سازند باشد برابر صفر خواهد بود و چگالی سیال داخل دهانه چاه مثل چگالی سیال سازند خواهد بود. تانژانت (شیب) که از مبدأ می گذرد مینمم شیب بر حسب  را به ما می دهد. رقابت و یا در نظر گرفتن مقادیر کنونی ممکن است ایجاب کند که ما ماکزیمم مقدار تولید را داشته باشیم ، در حالی که در شرایطی که رقابت کمتر باشد ما می توانیم مقدار بهره برداری را چیزی مابین ماکزیمم بازدهی و ماکزیمم تولید نگه داریم. ماکزیمم  برداشت نفت با حداقل نسبت     حاصل می شود که این خود به وسیله تنظیم فشار برگشتی بر روی سازند کنترل می شود. سرعت سیال داخل لوله مکنده سرعت سیال داخل لوله مکنده را می توان به وسیله فرمول زیر محاسبه کرد:  (1-8)                                       که Vn برابر سرعت در داخل لوله مکنده در نقطه n بر حسب ؛ و q0  برابر حجم نفت تولیدی بر حسب  ؛ و qg برابر حجم گاز تولیدی ( که در نقطه p2 محاسبه می شود ) بر حسب  ؛ و p2 برابر فشار خروجی ؛ px برابر فشار در نقطه x که سرعت محاسبه می شود بر حسب psia ؛ و A برابر با مساحت لوله جریانی بر حسب ft2 می باشد. میانگین متوسط وزن مخصوص سیال داخل لوله مکنده  از طریق فرمول زیر محاسبه می شود:  (1-9)                                  که در آن G0 برابر با گراویتی مخصوص نفت در متوسط دمای مخزن ؛   برابر با مقدار cu ft گاز تولید شده به ازای یک بشکه از نفت در فشار متوسط  ؛ و p1 برابر با فشار در ته لوله بر حسب psia ؛ و p2 برابر با فشار خروجی بر حسب psia ؛ و Gg برابر با گراویتی گاز (وقتی که air = 1.0 باشد)  در فشار و دمای خروجی است. تجمع پارافین در چاه هایی که عملیات فرازآوری در آنها انجام می شود نفت خام رسوبات واکسی (پارافین ها) را به خاطر انبساط گاز و در نتیجه سرد شدن ، در لوله (لوله) و یا (لوله جداری) به جا می گذارد. اکثر انبساط گاز در بخش بالایی چاه اتفاق می افتد ، در نتیجه اکثر رسوبات پارافینی در این منطقه رخ می دهند . پارافین بیشتری در چاه هایی که با سیستم فرازآوری کار می کنند نسبت به چاه های جریانی به دلیل تشکیل گاز سرد و انبساط بیشتر گاز تشکیل می شود. معمولا ً ذرات معلق غیر آلی Silt به عنوان هسته (ذرات معلق درون) نفت و آب هستند که رسوبات واکسی را تشکیل می دهند.روش های زدودن پارافین به شکل های زیر است : ¨     استفاده ازحلالهای گازی مثل Benzol , Gasiline  و فرآورده های سنگین تر (معمولاً حلال جهت افزایش حلالیت واکس پیش گرم می شود ) . ¨     استفاده مستقیم از گرما به منظور ذوب کردن Wax ؛ ¨     پیش گرم کردن گاز ورودی ؛ ¨     استفاده از خراشنده ها برای زدودن Wax به طور مکانیکی ؛ ¨     استفاده از مواد محترقه ؛ 1-7- قواعد و روش های فرازآوری مکانیسم مورد استفاده در Air lift قدیمی (1864 در پنسیلوانیا) استفاده از سیستم دو لوله ای بود ، که هوا از طریق یک لوله تزریق می شد و از طریق لوله دوم در یک عمق کمتر بر می گشت. هوای برگشتی به سطح مقداری سیال را جلو خود در لوله دوم به بالا هل می داد. اولین حق ثبت درآمریکا  برای بیرون راندن نفت در سال 1864 به ثبت رسید. استفاده از فرازآوری در آمریکا در منطقه Gulf Cost رواج پیدا کرد ، که این روش جهت بالا کشیدن حجم زیادی از سیال از چاه های کم عمق لازم بود. سپس این روش در Louisiana  و Texas شرقی بر چاه های کم عمق که مقدار گاز زیادی داشتند مورد استفاده قرار گرفت. این روش در میادین نفتی مثل میدان Evangeline درLouisiana و میدان های Smackover  و Spindle top  در Texas شرقی توسعه چشمگیر و موفقی یافت. ابتدا روش فراز آوری یک روش میانی فراز آوری در بهره برداری بود که بعد از اتمام دوره جریانی طبیعی چاه و قبل از نصب پمپ Sucker – rod مورد استفاده قرار  می گرفت. از روش اولیه فراز آوری اغلب به عنوان تکنیک “ U- tube” یاد می شد. (شکل 1-6) ؛ یک لوله کوتاه به داخل چاه فرستاده می شد و گاز با فشار بالاتر به پایین لوله جداری  یا لوله فرستاده می شد. سطح سیال در داخل لوله جداری – لوله annulus  به ته لوله جابجا می شد ، موقعی که گاز از طریق لوله جداری تزریق می شد و گازی که از طریق لوله بالا می آمد سیال را به وسیله حمل در داخل جریان گاز و همچنین با سبک کردن ستون سیال در نتیجه قاطی شدن گاز در بالای ته لوله ، به بالا می آورد . اگر گاز از اگر گاز ازطریق لوله تزریق می شد ، سطح سیال همچنین در ته لوله بود و ستون سیال در annulus مابین لوله جداری و لوله سبک می شد. شکل ( 1-5 ) : شماتیک ورود و خروج جریان چاه شکل ( 1-6 ) : لوله کوتاه به داخل چاه شکل ( 1-7 ) : اختلاف فشار بین لوله جداری و لوله شکل ( 1-8 ) : شیر داخل لوله اگر چه این روش ساده بود ، این سیستم خیلی غیر مؤثر بود و فشار اولیه زیادی جهت شروع جریان لازم داشت. (فشار Kick - Off). فشار سیستم بعد از شروع جریان و سبک شدن ستون  سیال بالای ته  لوله پایین می آمد . مشکل بالابودن فشار Kick – Off بوسیله توسعه شیر های فراز آوری حل شد ؛ که آنها در داخل لولهدر سطوح مختلفی کار گذاشته می شدند. ( پشت سرهم نقطه تزریق پایین می آمد ). آنها به طور پشت سر هم با پایین آمدن سطح سیال داخل annulus باز می شدند. اختلاف فشار بین لوله جداری و لوله (از طریق شیر) یا جریان گاز از طریق شیر (با توجه به نوع شیر) باعث می شد هر شیر به محض شروع جریان از مسیر شیر مستقیماً زیر آن ، بسته شود . (شکل 1-7 ) در اواسط دهه سوم روش فرازآوری با گاز تناوبی برای مخازنی که فشار نسبتاً پایین تری دارند ارائه شد . اوایل ، شیر های نوع تناوبی به وسیله یک اهرم (Lever) بر روی سطح که متصل به شیر بر روی لوله بود عمل می کردند. یک ماشین زمانی در سطح زمین پیستون دریافت گاز را فعال می کرد ، که بازوی اهرم و سیم را فشار می داد و یک شیر مخصوص را باز می کرد. معمولاً شیر بر روی لوله همراه با یک rod (میله) طوری طراحی می شد که با بالا امدن یا پایین رفتن حالت های باز و بسته شیر را کنترل کند. شیر داخل لوله مثل ( شکل 1-8 ) . با گذر میله از شیر ، میله باعث می شد که توپی از نشیمن گاهش خارج شود و شیر باز شود. معایب این گونه شیر ها این بود که :  1 – احتمال سائیدن یک روزنه در داخل لوله ؛  2 – Wireline در معرض خوردگی قرار می گیرد و معمولاً پاره می شود ؛ 3 – مشکلات تخلیه کردن سیال در لوله. شیر های عمل کننده با Wireline با پیدایش شیر های عمل کننده با فشار ، که کار با انها راحت تر بود  ، رفته رفته از کاربردشان کاسته شد. 1-8- اصطلاحات فنی فرازآوری اصطلاحات زیر در عملیات فرازآوری بکار برده می شود: فراز آوری : روش فرازآوری سیالات به وسیله یک گاز متراکم برای بالا آوردن سیالات از چاه از طریق لوله مکنده از یک سطح پایین تر به یک سطح بالاتر . سیالی که بالا می آید از گاز به عنوان یک یا ترکیبی از فرآیند های زیر استفاده می کند. 1 ) کار انبساط گاز متراکم 2 ) سبک شدن ستون چاه 3 ) جابجایی نفت به وسیله گاز متراکم. Lift : (L) فاصله عمودی بین سطح سیال و سطح خروجی در سطح سطح استاتیک سیال : سطحی که سیال در دهانه چاه تحت شرایط تعادل فشار بالا    می آید. هد (سرباره) عمودی استاتیک (Hs) : فاصله عمودی ستون سیال بین سطح استاتیک سیال و نقطه وسط  مشبک کاری. غوطه وری استاتیک (SS): فاصله عمودی بین سطح استاتیک سیال و ته لوله. سطح کاری سیال : سطح تئوری سیال که در محاسبه کار غوطه وری و کار فراز آوری مورد استفاده قرار می گیرد. به عنوان سطحی که ستون نفت که پشت لوله بهره برداری به خاطر داشتن فشار کاری در ته لوله بالا می آید.  فرض می شود که annulus پشت لوله بهره برداری بوسیله ستون گاز به خروجی سطح وصل شده باشد. هدکاری (Hw) : فاصله بین سطح کاری سیال و نقطه مشبک کاری در ته بازۀ تولیدی چاه ، که می توان آن را بر حسب psia مطابق با ارتفاع ستون سیال Hw بیان کرد. Working lift (Lw) : فاصله بین سطح سیال کاری و نقطه خروجی سیال . غوطه وری کاری (Sw): فاصله عمودی بین سطح کاری سیال و ته لوله (Lt-Lw) که برابر است با ارتفاع ستون سیال چاه که فشاری برابر فشار کاری ته لوله و کمتر از فشار خروجی سطح و وزن ستون گاز متصل وارد می کند. Total lift (Lt): مجموع غوطه وری کاری (Sw) و Working lift (Lw) می باشد. در صد غوطه وری کاری : غوطه وری کاری (Sw) تقسیم بر Total lift (Lt) بر حسب در صد:                                                شکل ( 1-9 ) : انواع فرازآوری 1-9- انواع فرازآوری عموماً ، ادوات و اتصالات زیر زمینی فرازآوری به سه نوع تقسیم می شود : (1)خروجی سیال از طریق لوله صورت می گیرد و تزریق گاز از طریق annulus صورت می گیرد. (2) خروجی سیال از طریق annulus صورت می گیرد و تزریق گاز از طریق لوله صورت می گیرد. (3) در این روش دو لوله متصل به هم وجود دارد که گاز از طریق یکی از لوله ها تزریق می گردد و از طریق لوله دیگر سیال بالا آورده می شود. سیال طبق شکل (1-10) که از طریق  لوله  بالا می آید دارای باز دهی بیشتر فراز آوری و نیز استفاده کمتر از مقدار گاز مشخص به ازای هر بشکه نفت برای فراز آوری می باشد . این سیستم مستلزم فشار تزریقی گاز بیشتر از دسته بندی های 121و131 می باشد . درنتیجه baek pressure بیشتری در هنگام تولید از سازند وجود دارد که باعث می شود که تولید از سازند کاهش یابد . این سیستم (تولید از طریق لوله ) نباید به سازندهای کم فشار که احتمال دزدیدن گاز پر فشار می رود ،استفاده  شود . اگر گاز از طریق لوله تزریق شود و سیال از طریق  annulus بالا آورده شود (شکل1-10) مقدار حجم بیشتری از گاز به نسبت روش اول مورد نیاز است ، اما سطح فشار تزریقی پایین است . از این روش معمولاً درحضور H2S و هوا به دلیل خوردگی لوله جداری استفاده نمی شود .  زیرا مشکلات خوردگی در لوله جداری خیلی حادتر از لوله  است چون  لوله جداری را می توان به سختی جایگزین یا تعمیر کرد . شکل ( 1-10 ) :  بالا آمدن سیال از طریق  لوله برای باز دهی بیشتر فراز آوری شکلی که از دو لوله بهره می گیرد (شکل 1-10) ، در شرایط زیرا دارای مزیت است : (1) جایی که فشار سازند نزدیک به فشار تزریقی در ته چاه  است و (2) جایی که روزنه در داخل لوله جداری و سازند های دزد وجود دارد (در بالای ته لوله) که ممکن است حجم زیادی از گاز تزریق را بدزدد . گاز از طریق یکی از لوله ها تزریق و از طریق دیگری بالا می آید وهیچ تماسی با سازند ندارد . 1-10- فرازآوری مستقیم Brown (1973) در یافت که روش های پیشین فرازآوری که از آنها به عنوان  U-لوله یاد می شد ، می بایست یک لوله کوتاه  لوله به داخل دهانه چاه فرستاده شود و فشار گاز تزریقی می بایست بیشتر از فشار ته لوله باشد . با سبک شدن ستون سیال داخل لوله فشار لازم تزریقی گاز کمتر می شود .به دلیل نیاز به فشار بالا در نقطه عملکرد  ²kick-off² لازم است که کمپرسور های قوی تری را نسبت به فشاری که برای بقیه فرآیند لازم است نصب کند . بعد از توسعه شیر های فرازآوری (داخللوله ) ، فشار های بالا ²kick-off² دیگر لازم نیست . یک کمپرسور کوچک در دوره تولید لازم است زمانی که ، شروع فرآز آوری را در چندین مرحله به جای یک مرحله انجام دهیم . به دلیل عدم بهره دهی فرازآوری مستقیم یا² ²U-tube نیاز به حجم بالایی از گاز برای بالا آوردن سیال دارد . مزایای استفاده از سیستم U-tube :  1- کمبود ادوات متحرک در چاه 2-کمپرسور های و دیگر ماشین ها واقع بر سطح بودند و در نتیجه همه تعمیرات تجهیزات چاهی را می توان بر روی سطح انجام داد 3- جابه جا کردن حجم سیال بالا 4- سیستم به راحتی قابل اتوماتیک شدن است 5- تمیز کردن چاه به ندرت لازم است ،چون اکثر جامدات تولید شده به سطح می آید 6- سیستم با چاه های به طور افقی حفاری شده سازگار است 7- وسایل کنترل bach pressare تحت آنچه که چاه دارد تولید می کند . معایب فرازآوری :  1- هزینه بالای اولیه تجهیزات برای کمپرسور ها و دیگر تجهیزات سطحی همچنین هزینه نگه داری زیاد است . 2- ایجاد امولسیون Gas، نفت وآب که جدا کردن آن مستلزم هزینه است 3- میل به خوردگی زمانی که H2S ، آب و اکسیژن موجود باشد 4- رسوب پارافین ها یا آسفالت در خطوط جریان ، در نتیجه سرد شدن به دلیل انبساط گاز . در نتیجه تزریق گاز در سیستم جریان پیوسته فرازآوری ، چگالی سیال از نقطه تزریق تا سطح به خاطر هوادهی سبک می شود . یک تغییر شیب و سبک شدن ستون از نقطه تزریق صورت می گیرد . (شکل 1-11)  گرادیان فشار بستگی به نسبت گاز به مایع (GLR)  دارد . با افزایش GLR گرادیان فشار برای یک سیال نوعی سبک تر می شود . تا رسیدن به یک حد مشخص ، تزریق گاز بیشتر از این حد باعث سنگین تر شدن گرادیان به دلیل افت در نتیجه اصطکاک که در سرعت های بالا بوجود می آید می شود . این حد گرادیان را « گرادیان مینیمم» می گویند . مطالعات show  (1949) رابطه بین مقدار گاز تزریقی و سیال تولیدی را نشان می دهد ( شکل 1-2 و شکل x – 12) . او همچنین متذکر شد که تا زمانی که فشار گاز تزریقی به حد مشخص برای بالا آوردن سیالات دهانه چاه نرسد ، یا جریان کم یا هیچ جریانی نخواهیم داشت . شکل ( 1-11 ) : تغییر شیب و سبک شدن ستون از نقطه تزریق شکل ( 1-12 ) : رابطه بین مقدار گاز تزریقی و سیال تولیدی بیشترین ظرفیت بیانگر بیشترین مقدار سیال است که می توان بوسیله حجم گاز تزریقی بدست آورد بعد از این نقطه بازدهی به دلیل افزایش اصطکاک نسبت کاهش لغزش ، کاهش می یابد. بعد از رسیدن به نقطه ماکزیمم ، افزایش بیشتر در تزریق گاز جریان سیال تا رسیدن به مقدار صفر کاهش می دهد (شکل 1-12) این زمانی اتفاق می افتد که فشار جریان گاز در ته لولهبرابر با فشار مخزن باشد (تصحیح شده برای اختلاف فشار استاتیک بین ته لوله و مشبک ها ) . طراحی سیستم فرازآوری مستقیم مراحل اولیه در طراحی سیستم فرازآوری پیوسته شامل تعیین : 1- نقطه تزریق 2- حجم گاز مورد نیاز 3- فشار تزریقی می باشد . پس منحنی گرادیان فشار با استفاده از اطلاعات زیر تهیه می شود : 1- مقدار سیال تولیدی مطلوب (bbl/day) 2- اندازه لوله 3- نسبت آب به نفت WOR ، 4- نسبت گاز به مایع ،  (cuft/bbl) GLR 5- فشار جریان لوله در سطح ، pwh بر حسب psig 6- فشار استاتیک ته چاه ، SBHB بر حسب psigو 7- ضریب بهره دهی چاه (بر حسبbbl/day/psig  ؛ که Dp برابر با فشار استاتیک منهای فشار جریان است) . در تهیه منحنی گرادیان ، گرادیان شیب جریان در زیر نقطه تزریق با استفاده از فشار جریانی ته چاه FBHP ؛ مقدار تولید PFBD ؛ نسبت گاز به مایع ، GLRونسبت آب به نفت   WOR  (شکل 1-13) به دست می آید . منحنی جریان بالای نقطه تزریق با فشار جریانی لوله در سر چاه شروع می شود که از یک مقدار معقولGLR استفاده می شود . نقطه تزریق جایی است که این منحنی ، منحنی پایین را قطع کند . در ( شکل 1-14)، گرادیان فشار گاز تزریقی با در نظر گرفتن اختلاف فشار کافی از gasing به لوله برای تأمین گاز تزریقی لازم کشیده شده است . معمولاً این اختلاف فشار از  40 تا 60 پام متغیر است و بستگی به شیر مورد استفاده دارد . اطلاعات زیر را از ( شکل  1-14) می توان به دست آورد : (1) فشار گاز تزریقی در سطح (2) نقطه تزریق گاز  و(3)نسبت گاز به مایع (GLR) تزریقی . فاصله بین شیر ها بعد از آن تعیین می شود . لازم است که به خاطر سپرده شود که اطلاعات ضریب بهره دهی ، J ، همیشه قابل اعتماد نیستند و در نتیجه نقطه تزریق بهتر است با توجه به تجربیات قبلی مخزن در بسیاری از شرایط تعیین میشود  در روش دوم یک درصدی از drawdown (به طور مثال 50% فرض می شود) ، که کاهش فشار ته چاه ، افزایش نسبت آب و بار سیال را در نظر می گیرد. ماکزیمم نقطه تزریق ویا عمیق ترین نقطه فراز آوری تحت تاثیر این سر متغیر قرار می گیرد . شکل ( 1-13 ) : نسبت گاز به مایع شکل ( 1-14 ) : گرادیان فشار گاز تزریقی با در نظر گرفتن اختلاف فشار 1-11- فاصله بین شیر های فرازآوری فاصله بین شیر های فرازآوری بوسیله تعادل فشار بین casing و  لوله تعیین می شود . DBV = DP/GRSL که DBV برابر فاصله بین شیر ها بر حسب FT و DPبرابر اختلاف فشار بین casing و لوله در محل شیر بر حسب plig و GRSL برابر با گرادیان استاتیک سیال بر حسب ft/psi می باشد .شماتیک ( شکل 1-15) باز کردن شیر دوم را نشان می دهد . جهت به دست آوردن معادله فاصله بین شیر ها (شیرهای عمل کننده با سیال) فرض می شود که فشار گاز تزریقی برابربا فشارلوله درلحظه باز کردن (valve)  شیر باشد . معادله عمومی برای تعیین موقعیت شیر Gase lift به شکل زیر می باشد : DBR = [(PC  at  La)- pwh – (DVA *SF)]/grsl که در آن DBV فاصله بین دو شیر متوالی بر حسب ft به PC در La که برابر فشار کاز تزریقی در بالای شیر  pwhبرابر back pass در  wellhead لوله ؛ DVA برابر با عمق شیر بالای آن بر حسب ft ؛ SF برابر فاکتور spacing برحسب  psi/ftوgrsl  برابر با گرادیان استاتیک سیال بر حسب psi/ft است معمولاً با افزایش فشار باز کردن شیر برای هر فشار داده شده گاز تزریقی ، شیرها باید بسته تر شوند. .همچنین با افزایش فشار برگشتی سر چاه یک ستون مایع کمتر برای عملکرد شیر لازم است ، این فشار بر محاسبات فاصله شیر تأثیر نمی گذارد . معادلات فاصله با فرض اینکه فشار  لوله در بالای شیر به کمتر فشار باز کردن (op) در محل شیر نرسد . اگر سیال خارج شود و هیچ جریانی از سازند و جود نداشته باشد ، روش زیر توسط Thrash وBrown (1966) برای تعیین فاصله پیشنهاد شد تا فاصله بیشتری بین شیر ها به دست آید . فاصله بین شیرها برابر یک ft بر یک بازه یک psi از فشار تزریقی است . برای مثال اگر 600 psi فشار تزریقی موجود باشد ، شیر ها به فاصله 600 ft کار گذارده شوند . فشار های باز کردن وبستن به اندازه افزایش فشار در لوله جداری در نتیجه وزن ستون گاز افزایش می یابد ، تا اینکه یک اختلاف فشار  ثابت در طول هر شیر عمیق تر متوالی نگه داشته شود . این روش در زمانی که جریان از سازند داشته باشیم و یا برگشت مایع داشته باشیم مورد استفاده قرار نمی گیرد و اینها ممکن است فشار اضافی لازم برای ترتیب شیر بالایی را تأمین کنند .برگشت که تقریباً برابر 100% در شیر بالایی است ، با عمق افزایش می یابد . موقعی که فشار ته چاه بتواند سیالی را با حدی تحویل دهد که برای باز کردن شیر سیال در عمق مورد نظر کافی باشد ، همه شیر های باقی مانده ممکن است با استفاده است قانون ft/psi 1 کار گذاشته شوند . برای جبران برگشت و خوراک (feed-in)  از سازند ، همچنین ممکن است که فشار لوله را تا حد باز کردن شیر بالایی و تخلیه بار از چاه افزایش داد . شکل ( 1-15 ) : شماتیک باز کردن شیر دوم طراحی گرافیکی جریان فرازآوری مداوم (شیر های ناموزون) برای طراحی یک جریان مداوم فرازآوری ، اطلاعات زیر مورد نیاز است : 1- عمق چاه      2- اندازهلوله و لوله جداری 3- فشار سر چاهی مورد نیاز (بوسیله اندازه خط جریان سطحی و طول آن که سیالات تولید شده باید قادر باشند به تفکیک گر جریان پیدا کنند ) 4- مقدار نفت مطلوب برای بهره برداری و در صد آب همراه آن 5- گراویتی گاز  تزریقی 6- فشار گاز تزریقی (فشار عملیاتی گاز) و یا ماکزیمم جمع گاز موجود 7- رابطه IP (Inflow performanu ) چاه و فشار استاتیک ته چاه BHP  8- دمای ته چاه ، BHP، گرادیان زمین دمایی (یا دمای جریان سطح ) 9- گراویتی نفت و آب و گاز محلول ، 10- مقدار گاز محلول 11-  نسبت گاز به مایع (G/L) سازند و گرادیان سیال سازند 12- فشار kick-off ؛ PKO ؛ و13- گرادیان استاتیک kill- fluid (حداقل گرادیان سیال برای مخزن به اضافه گاز تا جریان قطع شود ). شکل ( 1-16 ) : طراحی گرافیکی جریان فرازآوری مداوم شکل ( 1-17 ) : نقطه تزریق گاز را با تعیین نقطه ای که با تفاوت فشار بین گرادیان فشار سازند و گرادیان جریانی فشار گاز تزریقی فشار جریانی ته چاه برای مقدار جریان مطلوب بوسیله رابطه IP (عملکرد جریان) تعیین می شود . گرادیان فشار سیال سازند استفاده از فشار ته چاه رسم می شود . حداکثر فشار عملیاتی گاز در سطح Pco همچنین رسم می شود که در این رسم از گراویتی گاز و فشار جریانی تزریقی در لوله جداری بهره گرفته می شود . شکل (1-17) نقطه تزریق گاز را با تعیین نقطه ای که با تفاوت فشار بین گرادیان فشار سازند و گرادیان جریانی فشار گاز تزریقی برابر 100 psi باشد ، به دست آورد . خط گرادیان واقعی فشار جریان چاه را می توان ، اتصال فشار سرچاه به نقطه تزریق گاز بر روی خط گرادیان فشار سازند بدست آورد . دانستن اطلاعات فشار سر چاهی ، اندازه لوله  ، مقدار جریان چاه ، عمق تا نقطه تزریق گاز ، مقدار water out محاسبه نسبت گاز به مایع (g/l) را با استفاده از روابط جریانی عمودی ممکن می سازد . مقدار گاز تزریقی مورد نیاز برای سیستم پس از فرمول زیر محاسبه می شود (qig) qig [(G/L)VFC - (G/L)F]qp که در آن   (G/L)VFCبرابر با G/L تعیین شده از رابطه جریان عمودی بر حسب scf/bbl  ، (G/L)F برابر با G/L بر حسب scf/bbl ، qp برابر با (نفت به اضافه آب ) مقدار جریان مایع بر حسب bbl/day می باشد. خط گرادیان فشار استاتیک لوله جداری بوسیله گرادیان فشار گاز و فشار  kill- fuidبر روی گراف از نقطه Pwh تا ته چاه گسترش می یابد (شکل 1-17) . اولین خط از نقطه Pwh تا خط گرادیان فشار لوله جداری رسم می شود ، در حالی که دیگر خطوط پشت سر هم از خط گرادیان فشار طراحی  لوله  تا خط گرادیان  فشار تزریقی جریانی  لوله جداری رسم می شوند .  عمق شیر ها بوسیله نقطه تلاقی با خط گرادیان جریانی فشار تزریقی در لوله جداری (با فشار استاتیک در نمونه شیر اول ) تعیین می شود. در عمق شیر ، فشاری که بر روی خط گرادیان فشار طراحی لوله خوانده می شود برابر با فشار باز شدن شیر بر روی لوله ، PVTO  است . درحالی که فشار برروی خط گرادیان فشار جریانی تزریقی لوله جداری برابر فشار باز شدن شیر بر روی لوله جداری ، Pvco است . نوع شیر با توجه به تنوع و اندازه های آن می تواند انتخاب شود اما در بعضی از شرایط به  خاطر عدم موجود بودن هم اندازه های شیر یا به دلیل دیگر محدودیت ها مثل clearance بین لوله- لوله جداریانتخاب ها محدودتر می شود . فشار شارژ برآمدگی در عمق شیر ، pdf را می توان بوسیله رابطه زیر محاسبه کرد : Pdf = PVcO (1-R) + PVTO R که در آن R = AV/Ab را می توان از جدول 11  برای انواع شیر و اندازه های port  تعیین کرد . فشار برآمدگی (dome) در شرایط 600 frack با استفاده از (شکل 1-18) می توان تعیین کرد . مثال های زیر جهت نشان دادن این راه حل است . فشار اضافی اعمال شده بوسیله ستون چاه را می توان ( شکل 1-19 ) تعیین کرد . شکل ( 1-18 ) : فشار برآمدگی شکل ( 1-19 ) : فشار اضافی اعمال شده بوسیله ستون چاه                                                                                                                                                                                                             فصل سوم بهينه سازي سيستم فرازآوري     3-1- بهينه سازي توزيع گاز در سيستم فرازاوري فعاليتهاي بسيار گوناكوني ازجهان واقعي را مي توان بصورت يك سيستم توصيف و بيان نمود سيستم هاي فيزيكي مانند كارخانجات پتروشيمي تا پديده هاي نظري از قبيل مدل هاي اقتصادي ، نمونه هايي ازاين فعاليت ها هستند . عملكرد كارايي اين سيستم ها غالباً مستلزم بهينه سازي شاخص هاي متفاوتي است كه عملكرد سيستم را اندازه گيري مي كنند . در برخي موارد اين شاخص ها كمي شده و بصورت متغيرهاي جبري بيان مي شوند در اين گونه موارد ، هدف تعيين مقاديري از اين متغيرها است به طوري كه بازدهي سيستم را به حداكثر رسانده و زيان يا اثرات منفي آن را به حداقل برسانند . چنين فرض مي شود كه اين متغيرها وابسته به تعدادي از عوامل هستند . بعضي ازاين عوامل غالبآ تحت كنترل كامل وباجزئي تحليلگري هستند كه مسئول سيستم است. معمولآ فرايند تخصيص منابع محدود يك سيستم را ميتوان به سه بخش تقسيم كرد 1-تحليل رياضي سيستم 2-تعيين اعتبار مدل 3-راه اندازي مدل به منظوربه دست اوردن پاسخي بهينه ياحداقل رضايت بخش براي ان 5- پياده سازي پاسخ انتخابي 6- بيان استراتژي نظارت برعملكرد سيستم پس ازپياده سازي نظريه بهينه سازي به مرحله چهارم مربوط مي شود در مديريت هر سيستمي ساير مراحل نيز مهم هستند و برخورد با انها مستلزم بررسي هاي گسترده تري نسبت به مرحله بهينه سازي است. بهرصورت نظريه بهينه سازي بعنوان مجموعه اي مهم ازدانش رياضي حلقه اي اساسي از زنجيره مديريت سيستمها راتشكيل مي دهد . برنامه ريزي رياضي زيرمجموعه اي ازفنون بهينه سازي فرايندي است كه با ان ميتوان پاسخ بهينه يك سيستم راتعيين كرد ريشه كلمه بهينه كلمه لاتين Optimus به معنايبهترين است يكي ازمهمترين فنون بهينه سازي برنامه ريزي خطي است . يك مسئله برنامه ريزي خطي به وسيله يك تابع خطي چند متغيره مشخص ميشودكه بايد ان را باتوجه به تعدادي محدوديت خطي بهينه (بيشينه يا كمينه)نمودبراي اولين باررياضيداني بنام G.B.dontzing الگوريتمي ابداع نمود كه مي تواند مسائلي از اين نوع را حل كند اين الگوريتم راروش سيمپلكس مي نامند . بعدها روش اوليه سيمپلكس به الگوريتمي با كارايي بيشتر تغيير يافت بنحوي كه بتواند مسائل بزرگ برنامه ريزي خطي را با رايانه حل كند.مسائل گوناگوني اززمينه هاي بسيار متفاوت جهان واقعي را ميتوان ازطريق برنامه ريزي خطي تدوين حل كرد .مسائل تخصيص منابع در برنامه ريزي دولت ،و مديريت سيستمهاي انتقال وتوزيع فقط نمونه هايي ازكاربرد اين فن هستند .بنابرين برنامه ريزي خطي يكي از موارد موفق نظريه بهينه سازي است .   ازمسائل ديگري كه در بهينه سازي وجود دارد به مديريت يك شبكه مربوط ميشود مسائلي از قبيل جريان ترافيك ، ارتباطات ، توزيع كالا،وزمان بندي پروژه غالبا ازاين نوع هستند .اگر چه بسياري از اين مسائل را ميتوان با استفاده از روشهاي برنامه ريزي با اعداد صحيح حل كرد ولي معمولآ به علت ساختار ويژه انها ،فنون خاص كاراتري براي حل انها به وجود امده است عمده ترين تحقيقات در اين زمينه توسط دو رياضي دان بنامهايFOrd و  Fulkerson (1962)صورت گرفته است .انها روش نامنظم را براي به حداقل رساندن هزينه حمل مقداري مفروض از يك كالا از داخل يك بشكه ابداع نمودند.اين روشها را مي توان با برنامه ريزي با اعداد صحيح تركيب نمود وتعداد بيشماري از مسائل عملي شبكه ها را حل كرد . بعضي از مسائل را ميتوان به قسمت هاي مختلف تجربه كرد و انگاه فرايند هاي تصميم را بهينه نمود .گاهي اوقات ممكن است جواب بهينه مسئله اصلي را فقط از طريق درك چگونگي بهينه نمودن قسمتهاي تشكيل دهنده ان تعيين كرد .اين فرايند تجزيه بسيار سودمند است زيرا اين امكان را ميدهد تا بجاي حل مسئله بزرگ وپيچيده ،تعدادي مسئله كوچكتر وساده تر حل شوند.سيستمهاي كه اين روش ميتواند منجر به يك جواب بهينه معتبر براي انها شود را سيستمهاي چند مرحله اي مي نامند . برنامه ريزي پويا يكي از بهترين فنون حل چنين مسائلي است كه توسط رياضي داني بنام R.E.Bellman  (1975) ارائه شده است .سيستمهاي سري چند مرحله اي به وسيله فرايندي مشخص مي شوند كه در مرحله هاي مختلف انجام ميگيرد .به عنوان مثال مي توان به فرايند هاي توليدي اشاره كرد .به جاي بهينه كردن يك معيار عملكرد با توجه به كل مسئله ،برنامه ريزي پويا مسئله را مرحله به مرحله بهينه ميكند تا مجموعه اي ازتصميمها ي بهينه رابراي كل فرايند ايجاد نمايد .مسائلي در زمينه هاي مختلف مانند بودجه بندي سرمايه ،قابليت اطمينان ماشين الات ، وتحليل شبكه اي را ميتوان از جمله سيستمهاي سري چند مرحله اي دانست بنابراين  برنامه ريزي پويا كاربرد هاي وسيعي دارد . در تدوين بسياري از مسائل بهينه سازي نميتوان فرض 'خطي بودن 'را صادق دانست .از سوي ديگر رويه هاي عمومي براي حل مسائل غير خطي وجود ندارند .البته تعداد زيادي الگوريتم هاي خاص براي حل موارد ويژه ايجاد شده است. بسياري از اين الگوريتمها براساس يك نظريه رياضي مرتبط با ساختار اين گونه مسائل قرار دارند اين نظريه را معمولا با عنوان بهينه سازي كلاسيك بيان ميكنند .يكي از مهمترين دستاورد هاي اخير در زمينه اين نظريه توسط دو رياضيدان بنامهاي  kuhnوtucker (1951 ) انجام شده است .مجموعه فنوني را كه ازاين نظريه به وجود امده اند برنامه ريزي غير خطي مي نامند.علي رغم اين حقيقت كه حل تعداد زيادي از مسائل برنامه ريزي غير خطي بسيار مشكل است ولي مسائل عملي متعددي را ميتوان به صورت غير خطي تدوين نمود وبا روشهاي موجود حل كرد .نمونه هايي از اين مسائل عبارتند از مبدلهاي الكتريكي ،فرايند هاي شيميايي ،چگالنده هاي بخاروتعويض بهينه قطعات . بناباين ميتوان گفت ماهيت نظريه بهينه سازي يك نظره رياضي است.اين نظريه معمولا شامل به حداكثر يا حداقل رساندن يك تابع است كه بيانگر عملكرد يك سيستمي باشد .اين عمل مستلزم تعيين مقاديرمتغيرهايي كه تابع مورد نظر را بهينه ميكنند ،مي باشد بعضي از مسائل بهينه سازي را ميتوان از طريق فنون كلاسيك پيشرفته،از قبيل روشهاي ژاكوبي وضرايب لاگرانژ حل كرد .اما بسياري ازمسائل حل كرد اما بسياري ازمسائل بهينه سازي شرايط لازم را براي حل با اين روشها را ندارند .اين گونه مسائل را بايد با روشها كاراتر كه براي همين منظور طراحي شده اند ،حل كرد در روند تكامل رياضييات ،مجموعه اي از اين روشها ي ويژه ايجاد شده است كه بعضآ به فراموشي سپرده شده اند وبرخي نيز با اختراع و كاربرد وسيع راايانه ها از لحاظ محاسباتي امكان پذير گشته ومورد استفاده قرار گرفته اند . هدف بهينه سازي ،بيشينه با كمينه كردن (به حداقل يا حداكثر رساندن ) يك كميت مشخص مي باشد .اين كميت به تعداد محدودي متغير ورودي بستگي دارد .اين متغيرها ممكن است مستقل از يكديگر بوده و يا از طريق يك يا چند محدوديت ،به همديگر وابسته باند . يك برنامه ريزي يك مسئله بهينه سازي است كه در ان هدف به صورت يك تابع رياضي و محدوديتها به صورت معادلات يا نامعادلات رياضي بيان شده اند .شكل كلي برنامه هاي رياضي مورد بحث به صورت زير است: Opt .z=f(x1,x2,…,xn) B1s.t g1=(x1,x2,…xn≤ G2=(x1,x2,…xn)  b2 G3=(x1,x2,…xn)  b3 (3-1 ) هر يك از m  محدوديت موجود در شكل كلي (3-1) داراي فقط يكي از علائم>,=,است .يك برنامه رياضي را در صورتي خطي مي گويند كه (x1,x2,…xn)f و هر يك از توابع (x1,x2,…xn) g خطي باشند ،يعني (3-2)                                          c1x1+c2x2+…+caxa =  (x1,x2,…xn)f x1,x2,…xn)= a1x1+a2x2 +…+an xn) g                در حاليكه c1  و(i=1,2,…,m,i=1,2,…,n)ajj مقادير ثابت معلوم هستند .هر برنامه رياضي ديگرراغيرخطي مي نامند .بنابرين مسئله بهينه سازي (1) يك برنامه غير خطي را بيان ميكند (با توجه به تايع z). يك برنامه با اعداد صحيح برنامه اي است كه مقادير ممكن تمام متغيرها ي ورودي ان اعداد صحيح هستند .اين ضرايب ومقادير ثابت نيزعدد صحيح هستند. برنامه درجه دوم يك برنامه رياضب است كه هريك ازمحدوديتهاي ان خطي است .يعني كليه محدوديتها داراي شكل كلي (2-3) مي باشند اما تابع هدف داراي شكل كلي زير است: (3-2 )                              dixj  F(x1,x2,...xn)= كه در ان cijهاوd1 ها مقادير ثابت معلوم هستند .برنامه ارائه شده در مسئله بهينه سازي (1) يك برنامه درجه دوم است . مراحل تبديل يك مسئله تشريحي به يك برنامه رياضي : 1-كميتي كه بايد بهينه شود را معين نموده و سپس انرا به صورت يك تابع رياضي از متغير هاي ورودي بيان مي كنند انجام اين كار منجر به تعريف تابع هدف ومتغيرهاي ورودي يا متغيرها تصميم مي شود 2-تمام احتياجات ،حدود وقيود تصريح شده شناسايي ميشوند و انها نيز به صورت توابع رياضي بيان مي شوند .به اين ترتيب محدوديتها ي مسئله معين مي شوند. 3-هر گونه شرايط تلويحي بايد ذكر شوند .معمولا اين شرايط  صريحآ در مسئله عنوان نمي شوند ولي انها راميتوان  از وضعيت فيزيكي مسئله استنتاج نمود .غالبآ ويژگيهايي از قبيل غير منفي بودن طيف مقادير متغيرها ي ورودي جزء اين گونه شرايط هستند. اصولآ برنامه هاي رياضي مدلهايي كلي هستند كه منابع محدود وكمياب را به فعاليتهايي كه با يكديگر براي كسب اين منابع در رقابت هستند ،بنحو بهينه اختصاص ميدهند .همانگونه كه گفته شد توانايي در انعكاس مفاهيم كميابي وبهينگي اساسآ بيان يك وضعيت واقعي به صورت يك مدل رياضي مستلزم برخورداري از علم وهنر چنين كاري است .بنابراين اگر چه اگاهي داشتن به مراحل سه گانه فوق ونيز ساختار كلي برنامه هاي رياضي كمك مهمي در زمينه تدوين مسائل بهينه سازي است ، ولي اطلاعات به هيچ وجه كافي نيستند . 3-2- بهينه سازي توابع چند متغيره با محدوديت: برنامه هاي غير خطي با محدويت  داراي سه شكل استاندارد هستند .اين شكل ها به ترتيب عبارتند از : مدل (3-4) بيانگر يك برنامه خطي است كه كليه محدوديت هاي ان از نوع معادله ي هستند لازم به ذكر است كه مسئله كمينه سازي را مي توان با ضرب تابع هدف در 1- به يك مسئله بيشينه سازي تبديل كرد .برنامه خطي كه كليه محدوديتها ي ان از نوع نامعادله اي مي باشند داراي يكي از دو شكل استاندارد زير است: دو مدل (3-5) و(3-6) معادل هستند .مدل (3-6) زماني مناسب است كه روش حل مسئله مستلزم غير منفي بودن متغير ها باشد در مدلهاي سه گانه فوق ،f يك تابع غير خطي است در حاليكه توابع g ممكن است خطي باشند . . اگر برنامه ي غير خطي به شكل استاندارد نباشد ،مي توان به يكي از دو طرريق عمل نمود 1-          ان را به صورت يكي از شكلهاي استاندارد تبديل كرد. 2-          روش حل مورد استفاده را بنحوي تعديل نمود.     3-3- بهينه سازي فراز اوري با گاز در شرايط محدود بودن گاز در دسترس يكي از مشكلات كه غالبآ در هنگام فرازاوري  با گاز در مجموعه اي از چاهها رخ ميدهد .محدود بودن منبع گاز در دسترس ميباشد.دراين مواقع نميتوان در هر چاه مقدار گازي كه در پي ان نرخ توليد نفت بيشينه باشد را تزريق كرد .به عنوان مثال در ميدان تحت بررسي اين تحقيق در حال حاضر مجموعآ پنج چاه توليدي وجود دارد ،با توجه به محاسبات انجام شده در بخش (6-3) با تزريق 65 ،5/6، 5/5 ،5/5 ،و55 ميليون فوت مكعب بترتيب در پنج چاه به بيشينه به نرخ توليد نفت 33122 بشكه در روز منجر مي شود .به اين ترتيب كل گاز مورد نياز براي اين پنج چاه برابربا 5/29 ميليون فوت مكعب در روز است حال اگر منبع گاز در دسترس محدود باشد بايد گاز بين پنج چاه به نحوي تقسيم شود كه حداكثر توليد از ميدان انجام شود. 3-4- بهينه سازي فراز اوري با گازبا استفاده از بهينه سازي غيرخطي در شرايطي كه گاز كافي در دسترس نباشد ،با استفاده از نرم افزارlingo  كه يكي از نرم افزارهاي بهينه سازي غير خطي مي باشد توليد نفت در ميدان تحت بررسي بهينه سازي مي شود. همچنان كه گقته شد براي تدوين يك مسئله بهينه ابتدا بايد يك تابع رياضي براي بهينه سازي هدف مورد نظر تعريف كرده و سپس ان را با فنون مربوط حل كرد .در اينجا براي نسبت دادن تابع رياضي براي توليد نفت بهينه از ميدان از توابع چند جمله اي استفاده شده است. از انجايي كه هدف توليد بهينه از پنج چاه توليدي در ميدان مورد نظر با منبع گاز محدود مي باشد ،بنابراين ابتدا كارايي فراز اوري باگاز هر يك از چاهها به صورت يك تابع چند جمله اي بيان مي شود .در واقع ميزان نرخ گاز تزريقي به هر چاه با استفاده از يك تابع چند جمله اي به نرخ توليد نفت نسبت داده مي شود .براي بدست اوردن معادلات چند جمله اي از نرم افزار excel استفاده شده است كه نتايج ان در اشكال (3-1) تا (3-5) وجدول (3-1) مشاهده مي شود . شکل 3-1 : نمودار توابع چند جمله ای عملکرد فرازآوری با گاز در چاه 1 شکل 3-2 : نمودار توابع چند جمله ای عملکرد فرازآوری با گاز در چاه 2 شکل 3-3 : نمودار توابع چند جمله ای عملکرد فرازآوری با گاز در چاه 3 شکل 3-4 : نمودار توابع چند جمله ای عملکرد فرازآوری با گاز در چاه 4 شکل 3-5 : نمودار توابع چند جمله ای عملکرد فرازآوری با گاز در چاه 5     جدول 3-1 : توابع جند جمله ای برای چاههای تحت فرازآوری که نهایتاً نرخ نفت نفت تولیدی از کل میدان مجموع سه جمله ای فوق به صورت زیر خواهد بود : همانطور که مشاهده می شود در مجموع از پنجاه موجود میدان ، با تزریق 5/29 میلیون فوت مکعب در روز ، معادل 33122 بشکه نفت در روز تولید خواهد شد .در اینجا فرض میشود توانایی تزریق حداکثر 18 میلیون فوت مکعب در روز وجود داشته باشد ، در نتیجه اولین محدودیت برای تابع  ایجاد میگردد که به شکل زیر است : همچنین با توجه به مطالعات شبیه سازی مخزن میتواند برای هر چاه یک حداقل تولید در نظر گرفت .با فرض این حداقل تولید که در جدول 3-2 مشاهده میشود و بیان این حداقل تولید بر حسب مقدار گاز تزریقی به هر چاه می توان محدودیت های جدول 3-3 را نیز برای حل معادله لحاظ کرد . جدول 3-2 : حداقل تولید هر چاه برای اعمال محدودیت در حل معادله جدول 3-3 : محدودیت های اعمال شده برای حل معادله جدول 3-4 : نتایج حاصل از حل معادله 4-9 و در نهایت مدل ریاضی مورد نظر برای حل و بهینه سازی به شکل معادله ی (6-6 ) خواهد شد . سپس معادله غیر خطی فوق را می توان با استفاده از نرم افزار Lingo  به صورت عددی حل نمود که نتایج حاصله در جدول 3-4 قید شده است . همچنان که از جدول فوق بر می آید با تزریق گاز به میزان 18/4 ،67/3، 15/3 ، 87/3 ، 11/3 میلیون فوت مکعب در روز به ترتیب در پنجچاه به تولید بهینه ای به میزان 32250 بشکه در روز می توان رسید .لازم به ذکر است که همواره محاسبات اقتصادی برای تخصیص گاز به چاههاه  باید مد نظر قرار گیرد به خصوص برای دریایی یا میادینی که از گاز فاصله دارند رساندن گاز و تزریق آن امری پر هزینه می باشد که همواره باید نسبت به میزان تولید نفت بهینه گردد .       فصل چهارم تزریق گاز در مخازن ایران             4-1- نمونه هایی از تزریق گاز در مخازن ایران 4-1-1 - مخزن آغاجاری  مجتمع تفكيك آغاجاري با قرار گرفتن در محل كاملاً مرتفع و زير پوشش داشتن قسمت عمده بخشهاي شمالي و جنوبي بيش از 60 درصد تولید مخزن آغاجاري را به خود اختصاص داده است. درحال حاضربه دلیل افت فشار بیش از حد مخزن ناشي ازتاخير در شروع تزريق گاز،چاههاي دور دست وچاههايي كه بواسطه توليد  ناخواسته گاز تحت تعمير قرار گرفته اند قادر به جريان به اين مجتمع تفكيك با فشار انتهايي مورد نياز (120پام) نمي‌باشد . لذا تولید بهينه و مستمرازاين چاهها عليرغم اقدامات لازم شامل مشبك كاري٬ مسدود سازي٬ اسيد كاري و احياء با تزريق نيتروژن توسط دستگاه لوله مغزي تاكنون ميسر نگرديده است. در اين پروژه افزايش فشار جريان سر چاهي با استفاده فرازآوري نفت با گاز جهت راه اندازي و توليد مستمراز چاههاي دور دست ميدان وچاههايي كه بواسطه توليد  ناخواسته گاز تحت تعمير قرار گرفته اند مورد بررسي قرار مي‌گيرد . مشخصات مخزن مخزن آسماري آغاجاري با ميزان تفت درجا اوليه 29600 ميليون بشكه از مخازن نسبتاً بزرگ كشور مي‌باشد كه در 24 كيلو متري شرق شهرستان اميديه واقع گرديده است . بهره برداري از اين ميدان از سال 1332اغاز گرديده است . توليد بيش از حد از اين مخزن در سالهاي اوليه باعث افت فشار مخزن از فشار اوليه 3600 پام به 2400پام و كاهش ضخامت ستون نفت از  1033متر اوليه به 490 متر و نتيجتاً هرز رفت بيش از حد نفت گرديد . جهت جلوگيري از افت فشار و همچنين بازيافت بخشي از تفت باقيمانده در مخزن تزريق گاز به مخزن برنامه ريزي گرديد كه با توجه به مشكلات ، تزريق گاز در مخزن با تاخير 20ساله از ابتداي ساعت 1387 با دبي 130 ميليون فوت مکعب در روز (حدود يك سوم ميزان برنامه شد 400 ميليون فوت مكعب )آغاز گرديد . متعاقباً كليه تلاشها جهت رساندن توليد مخزن از حدود 50ه ب ر به ظرفيت مجاز توليد 161 ه ب رآغاز گرديد . در همين راست نيمه اول سال 78 توليد روزانه از مخزن به ميزان دو برابر یعنی100 ه ب رافزايش يافت كه مجدداً به دليل مواجه شدن چاهها با معضلات توليد ناخواسته گاز ، توليد از ميدان حدود 75 ه ب ر كاهش يافت . در همين زمينه عدم امكان توليد بهينه و مستمر از چاههاي دور دست و فشار پايين در محدوده مجتمع تفكيك آغاجاری و همچنين چاههايي كه بواسطه توليد  ناخواسته گاز تحت تعمير قرار گرفته اند و در حال حاضر توانايي جريان به مرحله پرفشاررا ندارند از مشكلات بوجود آمده مي باشد . اقدامات انجام شده  از آن زمان تاكنون بيانگر نياز به بررسي احداث تاسيسات مضاعف جهت راه اندازي چاههاي دوردست مخزن مي‌باشد .     اطلاعات اوّلیه مخزن              سال کشف مخزن                                               1330            سال شروع تولید                                               1332           مساحت مخزن(هکتار)                                         14933           نفت درجا(م.ب)                                                29600           ذخیره نفت قایل بازیافت اولیه+ثانویه(م.ب)               2950          ذخیره گاز درجای اولیه(ت.ف.م)                             1837          کل چاههای حفاری(حلقه)                                       72          تعداد چاههای تولیدی نفت(حلقه)                               54     ترکیب درصد نفت تولیدی مخزن       شرایط فعلی(فشارمخزن2400پام)         شرایط اولیه(فشار مخزن3600پام)                    Mole %                                                                     Mole %                       92/27                                    42/42                 Methane                    705/6                                       75/9                        Ethan                       75/4                                       79/5                     Propan                    806 / 0     04/1                     Isobutan                     022/2                                      13/3                         Butan                     052/1                                      13/1                 Isopentan                     322/1                                       77/1                     Pentan                     423/2                                      78/2                      Hexane                     627/27                                 264/19                           C7+                   0149/0                    H2S      207/8                            C18+                   1825/0CO2                        719 /4                             C29+                  1956/25      H2O            هنگام بهره برداری عموما نسبت گاز به نفت نفتهای سیاه معمولی بین 200 تا   SCF/STB700 و چگالی آنها بین 15 تا 45 درجه API است. این نفت در حالت انبار(Stoke-Tank) معمولا به رنگ قهوه ای تا سبز تیره می باشد. شکل 4-1 : نمودار p – T برای یک نمونه نفت سیاه معمولی مخزن آغاجاری شکل 4-2 : منحنی کاهش حجم مایع برای نفت سیاه مخزن آغاجاری هدف مخزن این چاه تولید کننده نفت از مخزن آسماری می باشد که بدلیل تولید گاز اضافی تعمیر می گردد.در این تعمیر تمیز سازی چاه تا عمق نهایی 5/2605 متر حفار٬تعمیق چاه بصورت جهت دار با حفظ زاویه 60 درجه و جهت 164 درجه شمال تا عمق 5/2681حفار٬راندن نمودارهای ارزیابی مخزن درطول حفره باز چاه٬راندن آستری "5 بر اساس نتایج حاصل از نمودارهای ارزیابی مخزن و سیمانکاری آن٬آزمایش فشار و خشک فشار لبه آستری٬راندن بست سیمان٬جابجائی سیال ستون چاه با گازوئیل٬نصب تاج چاه و آزمایش فشار آن٬مشبک کاری آستری"5 براساس نتایج نمودارهای ارزیابی مخزن٬بدست آوردن تزریق پذیری از شبکه ها و در صورت نیاز اسید کاری آنها٬جریان دادن چاه و ثبت کامل اطلاعات جریانی مد نظر می باشد.  پس از تعمير و تعميق چاه به سمت مجتمع تفكيك امكان راه اندازي آن وجود نداشت  ̣ اطلاعات چاه 1-ارتفاع ميز دوار از سطح دريا (مبنا) 690متر 2-فشارها و سطوح تماس سيالات فشار بسته سر چاه : 1730پام فشار پشت جداريها : فشار گاز درعمق مبناء :1790 متر حفار 2212پام(نيمه دو سال 1385) فشار نفت درعمق مبناء :2490متر حفار 2462پام(نيمه دو سال 1385) فشارآب درعمق مبناء:2840متر حفار 2956پام  (نيمه دوم سال )1385 سطح تماس گاز و نفت :2330متر حفار سطح تماس آب و نفت :2550متر حفار گردايان نفت : 318/0 پام /فوت گردايان گاز : 06/0 پام /فوت فشار مخزن در بالاي سازند آسماري در عمق 2390متر حفار 2507 پام  می باشد. آب اضافه فشاری معادل 844 پام در عمق 2390 متر حفار نسبت به فشار  سازند آسماري اعمال مي نمايد . خلاصه تاريخچه بهره برداري از این مخزن 1-پس از نصب تسهيلاتي سر چاهي در نسبت به تعيين عمق قابل دسترس ، آزمايش مميزي فشار ساكن از چاه اقدام شد كه عمق قابل دسترس 3515 متر حفار و نتايج فشار ساكن بيانگر سيال با گراديانت 36/0 در عمق مذكور بود . 2- چاه با فشار صفر به گودال سوخت باز گرديد كه هيچگونه جرياني مشاهده نشد 3-چاه توسط دستگاه لوله مغزي سيار در تاريخ با 8 هزارگالن اسيد كلريد ريك 28% اسيدكاري و توسط 430 بشكه گازوئيل با فشار صفر و حداكثر دبي 7بشكه در دقيقه اسيد برون سازند رانده شد . سپس توسط 2000 گالن نيتروژن برروي كاهنده" 8/7 به گودال سوخت جريان داده شد كه پس از تثبيت فشار روي380پام و عادي شدن ميزان نمك به ميزان 14 گ.م.م به دليل ناقص بودن اتصالات ورودي در چند راهه واحد راه اندازي ، چاه بسته شد -پس از تكميل اتصالات ، بدليل طولاني بودن مسير و پائين بودن فشار در چند راهه واحد راه اندازي چاه مقدور نگرديد . 4- چاه با كاهنده" 4/3-1 و دبي تقريبي 3 ه.ب.ر به تفكيك گر كم فشار  مجتمع تفكيك پارسي جريان داده شد. لازم بذكر است كه نتايج آزمايش مميزي فشار جريان بيانگر افت فشار تحتاني 7 پام در دبي 3 ه.ب .ر بوده است . 5-به علت افزايش فشار جرياني چاه از تاريخ به 1000 پام و توليد گاز اضافي ، دبي به 2 ه.ب.ر كاهش و به علت ادامه اين روند مجدداً به 1ه.ب.ر كاهش داده شد و نهايتاً به دليل عدم امكان توليد (افزايش فشار جرياني 1000 پام و توليد بيش از حد گاز ) چاه بسته شد. ترتيب لايه هاي مخزن در جدول زير لايه هاي تشكيل دهنده يكي از چاههاي مخزن ثبت شده است̣ نام لايه هاي تشكيل دهنده                 فوت             متر   بختياري                                       -                  - آغاجاري                                        سطح   زمین ميشان                                  2/3160         20/963 2/4563            8/1390 6/4993               1522 گ 7 گ 6  گچساران   کپ راک                              2/5221              1591 آسماری                               6/5474           4/1668 پابده                                    9/6754              2059 گورپی                                 7/7726              2355 8343              2543 5/8133              2479 ايلام سروكبنگستان     کژدمی داریان گدوان فلیج نهلیان گاروئی سرم    11954         7/3643 5/13025            3970 3/13186            4019 5/13317            4059 8/13553            4131     13603           1446          -                  -        خامي هیت                                             -                   - نی ریز                                         -                     4-1-2- مخزن پارسی مجتمع تفكيك پارسي با قرار گرفتن در محل كاملاً مرتفع و زير پوشش داشتن قسمت عمده بخشهاي شمالي و جنوبي بيش از 60 درصد تولید مخزن پارسي را به خود اختصاص داده است.   درحال حاضربه دلیل افت فشار بیش از حد مخزن ناشي ازتاخير در شروع تزريق گاز،چاههاي دور دست وچاههايي كه بواسطه توليد  ناخواسته گاز تحت تعمير قرار گرفته اند قادر به جريان به اين مجتمع تفكيك با فشار انتهايي مورد نياز (120پام) نمي‌باشد . لذا تولید بهينه و مستمرازاين چاهها عليرغم اقدامات لازم شامل مشبك كاري٬ مسدود سازي٬ اسيد كاري و احياء با تزريق نيتروژن توسط دستگاه لوله مغزي تاكنون ميسر نگرديده است. در اين پروژه افزايش فشار جريان سر چاهي با استفاده فرازآوري نفت با گاز جهت راه اندازي و توليد مستمراز چاههاي دور دست ميدان وچاههايي كه بواسطه توليد  ناخواسته گاز تحت تعمير قرار گرفته اند مورد بررسي قرار مي‌گيرد . مشخصات مخزن مخزن آسماري پارسي با ميزان تفت درجا اوليه 10980 ميليون بشكه از مخازن نسبتاً بزرگ كشور مي‌باشد كه در 100 كيلو متري شمال شهرستان اميديه واقع گرديده است . بهره برداري از اين ميدان از سال 1345آغاز گرديده است . توليد بيش از حد از اين مخزن در سالهاي اوليه باعث افت فشار مخزن از فشار اوليه 3600 پام به 2400پام و كاهش ضخامت ستون نفت از  1033متر اوليه به 490 متر و نتيجتاً هرز رفت بيش از حد نفت گرديد . جهت جلوگيري از افت فشار و همچنين بازيافت بخشي از تفت باقيمانده در مخزن تزريق گاز به مخزن برنامه ريزي گرديد كه با توجه به مشكلات ، تزريق گاز در مخزن با تاخير 20ساله از ابتداي ساعت 1387 با دبي 130 ميليون فوت مکعب در روز (حدود يك سوم ميزان برنامه شد 400 ميليون فوت مكعب )آغاز گرديد . متعاقباً كليه تلاشها جهت رساندن توليد مخزن از حدود 50ه ب ر به ظرفيت مجاز توليد 161 ه ب رآغاز گرديد . در همين راست نيمه اول سال 78 توليد روزانه از مخزن به ميزان دو برابر یعنی100 ه ب رافزايش يافت كه مجدداً به دليل مواجه شدن چاهها با معضلات توليد ناخواسته گاز ، توليد از ميدان حدود 75 ه ب ر كاهش يافت . در همين زمينه عدم امكان توليد بهينه و مستمر از چاههاي دور دست و فشار پايين در محدوده مجتمع تفكيك پارسی و همچنين چاههايي كه بواسطه توليد  ناخواسته گاز تحت تعمير قرار گرفته اند و در حال حاضر توانايي جريان به مرحله پرفشاررا ندارند از مشكلات بوجود آمده مي باشد . اقدامات انجام شده  از آن زمان تاكنون بيانگر نياز به بررسي احداث تاسيسات مضاعف جهت راه اندازي چاههاي دوردست مخزن مي‌باشد . اطلاعات اوّلیه مخزن            سال کشف مخزن                                               1343            سال شروع تولید                                               1345           مساحت مخزن(هکتار)                                         14933           نفت درجا(م.ب)                                                10980           ذخیره نفت قایل بازیافت اولیه+ثانویه(م.ب)               2950          ذخیره گاز درجای اولیه(ت.ف.م)                             1837          کل چاههای حفاری(حلقه)                                       72          تعداد چاههای تولیدی نفت(حلقه)                               54   ترکیب درصد نفت تولیدی مخزن       شرایط فعلی(فشارمخزن2400پام)         شرایط اولیه(فشار مخزن3600پام)                    Mole %                                                      Mole %                       92/27                                     42/42                  Methane                    705/6                                        75/9                         Ethan                       75/4                                        79/5                      Propan                    806 / 0      04/1                      Isobutan                     022/2                                       13/3                          Butan                     052/1                                       13/1                   Isopentan                     322/1                                        77/1                      Pentan                     423/2                                       78/2                       Hexane                     627/27                                  264/19                            C7+                   0149/0                    H2S      207/8                              C18+                   1825/0CO2                        719 /4                              C29+                  1956/25      H2O     هنگام بهره برداری عموما نسبت گاز به نفت نفتهای سیاه معمولی بین 200 تا  SCF/STB700 و چگالی آنها بین 15 تا 45 درجه API است. این نفت در حالت انبار(Stoke-Tank) معمولا به رنگ قهوه ای تا سبز تیره می باشد. هدف مخزن پارسی این چاه تولیدی نفت از مخزن آسماری می باشد که بدلیل تولید گاز اضافی تعمیر می گردد.در این تعمیر تمیز سازی چاه تا عمق نهایی 5/2605 متر حفار٬تعمیق چاه بصورت جهت دار با حفظ زاویه 60 درجه و جهت 164 درجه شمال تا عمق 5/2681حفار٬راندن نمودارهای ارزیابی مخزن درطول حفره باز چاه٬راندن آستری "5 بر اساس نتایج حاصل از نمودارهای ارزیابی مخزن و سیمانکاری آن٬آزمایش فشار و خشک فشار لبه آستری٬راندن بست سیمان ٬ جابجائی سیال ستون چاه با گازوئیل٬نصب تاج چاه و آزمایش فشار آن٬مشبک کاری آستری"5 براساس نتایج نمودارهای ارزیابی مخزن٬بدست آوردن تزریق پذیری از شبکه ها و در صورت نیاز اسید کاری آنها٬جریان دادن چاه و ثبت کامل اطلاعات جریانی مد نظر می باشد.  پس از تعمير و تعميق چاه به سمت مجتمع تفكيك امكان راه اندازي آن وجود نداشت  ̣ اطلاعات چاه 1-ارتفاع ميز دوار از سطح دريا (مبنا) 690متر 2-فشارها و سطوح تماس سيالات فشار بسته سر چاه : 1730پام فشار پشت جداريها : فشار گاز درعمق مبناء :1790 متر حفار 2212پام(نيمه دو سال 1385) فشار نفت درعمق مبناء :2490متر حفار 2462پام(نيمه دو سال 1385) فشارآب درعمق مبناء:2840متر حفار 2956پام  (نيمه دوم سال )1385 سطح تماس گاز و نفت :2330متر حفار سطح تماس آب و نفت :2550متر حفار گردايان نفت : 318/0 پام /فوت گردايان گاز : 06/0 پام /فوت فشار مخزن در بالاي سازند آسماري در عمق 2390متر حفار 2507 پام  می باشد. آب اضافه فشاری معادل 844 پام در عمق 2390 متر حفار نسبت به فشار  سازند آسماري اعمال مي نمايد .   خلاصه تاريخچه بهره برداري 1-پس از نصب تسهيلاتي سر چاهي در نسبت به تعيين عمق قابل دسترس ، آزمايش مميزي فشار ساكن از چاه اقدام شد كه عمق قابل دسترس 3515 متر حفار و نتايج فشار ساكن بيانگر سيال با گراديانت 36/0 در عمق مذكور بود . 2- چاه با فشار صفر به گودال سوخت باز گرديد كه هيچگونه جرياني مشاهده نشد 3- چاه توسط دستگاه لوله مغزي سيار در تاريخ با 8 هزارگالن اسيد كلريد ريك 28% اسيدكاري و توسط 430 بشكه گازوئيل با فشار صفر و حداكثر دبي 7بشكه در دقيقه اسيد برون سازند رانده شد . سپس توسط 2000 گالن نيتروژن برروي كاهنده" 8/7 به گودال سوخت جريان داده شد كه پس از تثبيت فشار روي380پام و عادي شدن ميزان نمك به ميزان 14 گ.م.م به دليل ناقص بودن اتصالات ورودي در چند راهه واحد راه اندازي ، چاه بسته شد پس از تكميل اتصالات ، بدليل طولاني بودن مسير و پائين بودن فشار در چند راهه واحد راه اندازي چاه مقدور نگرديد . 4- چاه با كاهنده" 4/3-1 و دبي تقريبي 3 ه.ب.ر به تفكيك گر كم فشار  مجتمع تفكيك پارسي جريان داده شد. لازم بذكر است كه نتايج آزمايش مميزي فشار جريان بيانگر افت فشار تحتاني 7 پام در دبي 3 ه.ب .ر بوده است . 5- به علت افزايش فشار جرياني چاه از تاريخ به 1000 پام و توليد گاز اضافي ، دبي به 2 ه.ب.ر كاهش و به علت ادامه اين روند مجدداً به 1ه.ب.ر كاهش داده شد و نهايتاً به دليل عدم امكان توليد (افزايش فشار جرياني 1000 پام و توليد بيش از حد گاز ) چاه بسته شد.           فصل پنجم نتیجه گیری و منابع     5-1- نتیجه گیری از مطالعات صورت گرفته در این تحقیق نتایج زیر قابل استنتاج است و با توجه به نتایج به دست آمده ، اهمیت بهینه سازی درست و اصولی در سیستم فرازآوری با گاز به وضوح مشهود است .موارد زیر برای تحقیقات بعدی پیشنهاد می گردد . 1-    استفاده از فرازآوری مصنوعی تاثیر قابل توجهی در افزایش تولید از مخزن داشته باشد 2-    با توجه به نمودارهای تولید نفت بر حسب گاز تزریقی می توان دریافت که با افزایش بیش از حد گاز تزریقی تولید نفت از چاه کاهش می یابد زیرا کسر حجمی گاز در لوله مغزی زیاد می شود و این امر سبب پیوسته شدن فاز گاز می گردد .این پدیده سبب تشکیل فیلم نازکی از فاز مایع روی جداره لوله مغزی و در نتیجه سبب کاهش تولید از چاه و افزایش فشار ته چاه می شود . 3-    نظر به اینکه در بهینه سازی توزیع گاز با توجه به محدودیت های موجود هدف تولید پیشینه نفت از چاه می باشد با تزریق حد اکثر 5/29 میلیون فوت مکعب می توان 33122 بشکه نفت در روز از 5 چاه تولید نمود .با توزیع هوشمند و منطقی گاز بین چاهها می توان با کاهش گاز تزریقی تولید از چاه را بهینه نمود به گونه ای که با توزیع منطقی 18 میلیون فوت مکعب 32250 بشکه نفت در روز تولید نمود به عبارت دیگر با تزریق 60% مقدار بیشینه گاز تولید از چاهها 3% کاهش می یابد که با توجه به هزینه متراکم کردن گاز توزیع منطقی گاز اقتصادی و ضروری است . 4-    افت فشار در مخازنی که منابع تامین فشار از قبیل کلاهک گازی یا آبران قوی داشته باشند بسیار کمتر از مخازنی است که با رانش تخلیه گر تولید می کنند در نتیجه در این نوع مخازن فرازآوری با گاز به دلیل تغییر نکردن وضعیت تکمیلی چاهها و مکان سوپاپها موثرتر خواهد بود . 5-    با توجه به اینکه میزان گاز موجود برای تزریق در لوله مغزی ، در طراحی هر نوع فرازآوری با گاز از اهمییت بالایی برخوردار است ، لذا هنگامی که هدف تولید ، تولید نفت بهینه از تمامی چاهها تحت فرازآوری موجود در میدان باشد ، نمی توان عملکرد فرازآوری با  گاز در هر چاه را به طور جداگانه مورد بررسی قرار داد .بنابراین باید با روشهای بهینه سازی میزان گاز موجود و تولید از کل میدان مورد مطالعه قرار داد . 6-    استفاده از بهینه سازی غیر خطی برای فرازآوری با گاز در مجموعه ای از چاهها ، رو.شی مناسب بوده به شرط آن که بتوان تابع مناسب به میزان تولید نفت بهینه از میدان نسبت داد.بنابراین همواره باید در تعریف محدودیت ها برای بهینه سازی هدف مورد نظر دقت کرد و آنها را متناسب با عملکرد فرازآوری با گاز برای هر چاه به طور جداگانه مشخص نمود . 7- شبیه سازی و بهینه سازی سیستم فرازآوری با گاز متناوب در میادین نفتی . در این حالت سعی شود رژیم جریانی به صورت توده در آید .زیرا در این رژیم جریانی حداقل تغییرات فشار در طول مسیر وجود دارد (حدود 04/0 پوند بر اینچ مربع بر فوت ) و سیال با حرکت پیستونی به جلو رانده شود .در این روش حجم گاز تزریقی و تولید نفت از چاه تحت تزریق با زمان تغییر می کنند.بنابراین با تنظیم چرخه های تزریق گاز با تولید نفت می توان از چاه های نفتی با ضریب بهره دهی پایین ، تواید نفت بیشتر و بهینه ای داشت .در این روش در زمان تزریق گاز هیچ گونه تولید نفتی صورت نمی گیرد .بعد از پایان چرخه تزریق ناگهان چرخه تولید آغاز می گردد .در نتیجه نفت با فشار مناسب و به مقدار مناسب و با رژیم جریانی توده از چاه تولید می شود .با کاهش فشار مخازن نفتی و ضریب بهره دهی چاهها در آینده نزدیک استفاده از این روش بیشتر رایج خواهد شد . 8- استفاده از یک کنترل کننده مناسب برای از بین بردن اختلالات وارد شده به سیستم فرازآوری با گاز و تحلیل پایداری آن . هرگونه تغییری در شرایط عملیاتی سیستم فرازآوری با گاز نیاز به بهینه سازی این سیستم دارد .عدم بهینه سازی این سیستم موجب میگردد که حجم قابل توجهی از گاز با با صرف هزینه هنگفت فشار افزایی و تزریق گردد ولی این تزریق نه تنها موجب افزایش تولید نمی شود ، بلکه در نواردی موجب کاهش تولید نفت نیز میشود . 9- بهتر است در تزریق گاز در سیستم فرازآوری با گاز از گازهای همراه چاههای همان میدان نفتی استفاده نمی گردد .در غیر این صورت از گازی که از لحاظ خصوصیات شبیه به گازهای همراه تولیدی باشند ، استفاده گردد همچنین به علت اینکه متراکم کردن گاز برای تزریق هزینه بر است استفاده از گاز همراه نفت برای تزریق مجدد موجب کاهش هزینه ها می گردد . 10- برای میدان تحت بررسی ساخت مدل شبیه ساز مخازن موجود ، برای بررسی عملکرد فرازآوری با گاز در سالهای آتی همچنین انجام محاسبات اقتصادی برای تشخیص مقرون به صرفه بودن عملیات فرازآوری با گاز در زمان اهی متفاوت از طول عمر چاهها پیشنهاد می گردد . 11- برای بهینه سازی یک سیستم فرازآوری با گاز به صورت کامل برای یک میدان لازم است لبتدا نمودارهای مربوط به هر چاه را با توجه محدودیت هایی نظیر فشار گاز تزریقی در سطح ، شرایط سیستم تفکیک کننده ، محدودیت های تولیدی از هر چاه و سایر پارامتر های موثر ، را بدست آورد و با دسته بندی چاهها این فرآیند را بهینه نمود . 12- استفاده از روابط تحلیلی پیش بینی رژیم های جریانی و گرادیان فشار جریانهای چند فازی در فرازآوری و مقایسه آن با روابط تجربی .                             5-2- منابع 1- Brown, K.E." The Technology of Artificial Lift Method" Vol 4,Penwell Publishing, 1989 2- Aziz, K.,Govier. G.W, Fogarsia. M," Pressure drop in Wells Producing Oil and Gas" Journal of Canadian Petroleum Technology, July-September 1972, 3- Vazquez .M, Beggs. HD, " Correlations for Fluid Physical Prediction" JPT, June 1980, ** 4- Standing. MB, " A Pressure-Volume-Temperature Correlation for Mixture of California Oil and Gases" Drilling and Production Practices, 1952 5- Kermit. E, Brown, "فراز آوری Theory and Practice" Englewood Cliffs, New jersey 1970 6- Aytollahi. S, Bahadori. A, " Simulation and Optimization of - Continuous فراز آوری System in Oil Field " 4th International and ,5th    National    Iranian    Chemical    Engineering    Congresses Proceeding, Shiraz University, Iran, 24-27 April 2000, 7- Brill. J.P , Beggs. HD," Two Phase Flow in Pipes " Penwell .Publishing, Tusla,1984 &r 8- 43 Beggs, H. D. and Robinson, J. R.: ''Estimating the Viscosity of Crude Oil Systems," JPT, Sept, 1959. 9-   Standing, M.B., and Katz, D.L.: "Density of Natural Gases,"' Trans. ,AIME (1942) 10- Dranchuk, P.M., and Abu-Kassem, J.H.: "Calculations of Z-Factors for Natural Gases Using Equation of State," J. Canadian Pet. Tech. (July-Sep 1975) 11- William  D,  Mccain Jr," Petroleum Fluids  " 2nd Edition, Penmvell Publishing company, 1990 12- Craft, Hawkins " Applied Petroleum Reservoir Engineering" Penmvell Publishing company, 1991 13- EDINBURGH PETROLEUM SERVICES LTD(EPS) "wellflo manual software" Version 3.6d, September 2001 14- CAMCO company " Basic Gaslift Technology-Study Guide" 1986 15- وطنی ، علی – مخاطب سعید اصول طراحی هیدرولیکی خطوط لوله جریانهای دوفازی  ( انتشارات جهاد دانشگاهی – 1380 ) 16- عرب مازار ، علی اکبر ، برنامه ریزی ریاضی ، چاپ و انتشارات دانشگاه شهید بهشتی 1376 17- واین ال – وینسون ، تحقیق در عملیات و برنامه ریزی خطی ، ترجمه زنجیرانی – رضا – چاپ اول 1380       - Abstract Natural production driving forces in oil reservoir are classified as Gas cap drive, Solution gas drive and aquifer water drive. Descending reservoir pressure during production, enfeeble the reservoir to supply a sufficient energy of lifting the oil from the bottom whole to the surface. Therefore use of artificial lift methods would be beneficial to provide required lifting force at this step of production. Considering field at this study has an elljptical shape with larger diameter of 14.5 Km and small diameter of 12.5 Km. The main reservoir of this field is composed of 4 productive layers. Field data of 5 wells are used to compare between the natural and artificial production mechanisms in a 2- year life span of this reservoir. The position of main & subordinate injection valves in each well are determined by Willful software which is applied for artificial gaslift operation design. Consequently, the production oil rate vs. gas injection rate for each well is obtained. These curves show that the cumulative rate of 33125 STB/day in the maximum possible rate. Required injection gas rate to supply foregoing oil rate is 30 MMscf/day. Finally, according to restriction of 18 MMscf/day gas injection rate, Lingo software is used for optimization of gas distribution among wells in order to have maximum oil rate.  This maximum is predicted to be 32250 STB/day.  
[ دوشنبه بیست و سوم بهمن 1391 ] [ 12:2 ] [ مهندس ولی پوری ]
.: Weblog Themes By Pichak :.

درباره وبلاگ

شما از طريق اين وبلاگ مي توانيد تمامي پروژه ها و تحقيقات درسي تخصصي خود را درسفارش وبعد از سفارش به صورت رايگان در يافت كنيد.آدرس ایمیل برای سفارش در سایت موجود است.

مديريت وبلاگ
موضوعات وب
آرشيو مطالب
امکانات وب
  • تعبیر خواب
  • داد زن