ورود به حساب

نام کاربری گذرواژه

گذرواژه را فراموش کردید؟ کلیک کنید

حساب کاربری ندارید؟ ساخت حساب

ساخت حساب کاربری

نام نام کاربری ایمیل شماره موبایل گذرواژه

برای ارتباط با ما می توانید از طریق شماره موبایل زیر از طریق تماس و پیامک با ما در ارتباط باشید


09117307688
09117179751

در صورت عدم پاسخ گویی از طریق پیامک با پشتیبان در ارتباط باشید

دسترسی نامحدود

برای کاربرانی که ثبت نام کرده اند

ضمانت بازگشت وجه

درصورت عدم همخوانی توضیحات با کتاب

پشتیبانی

از ساعت 7 صبح تا 10 شب

دانلود کتاب Integrated Modeling of Reservoir Fluid Properties and Multiphase Flow in Offshore Production Systems (Petroleum Engineering)

دانلود کتاب مدل‌سازی تلفیقی ویژگی‌های سیال مخزن و جریان چند فازی در سیستم‌های تولید فراساحل (مهندسی نفت)

Integrated Modeling of Reservoir Fluid Properties and Multiphase Flow in Offshore Production Systems (Petroleum Engineering)

مشخصات کتاب

Integrated Modeling of Reservoir Fluid Properties and Multiphase Flow in Offshore Production Systems (Petroleum Engineering)

ویرایش:  
نویسندگان: ,   
سری:  
ISBN (شابک) : 3031398491, 9783031398490 
ناشر: Springer 
سال نشر: 2023 
تعداد صفحات: 301
[296] 
زبان: English 
فرمت فایل : PDF (درصورت درخواست کاربر به PDF، EPUB یا AZW3 تبدیل می شود) 
حجم فایل: 5 Mb 

قیمت کتاب (تومان) : 37,000



ثبت امتیاز به این کتاب

میانگین امتیاز به این کتاب :
       تعداد امتیاز دهندگان : 2


در صورت تبدیل فایل کتاب Integrated Modeling of Reservoir Fluid Properties and Multiphase Flow in Offshore Production Systems (Petroleum Engineering) به فرمت های PDF، EPUB، AZW3، MOBI و یا DJVU می توانید به پشتیبان اطلاع دهید تا فایل مورد نظر را تبدیل نمایند.

توجه داشته باشید کتاب مدل‌سازی تلفیقی ویژگی‌های سیال مخزن و جریان چند فازی در سیستم‌های تولید فراساحل (مهندسی نفت) نسخه زبان اصلی می باشد و کتاب ترجمه شده به فارسی نمی باشد. وبسایت اینترنشنال لایبرری ارائه دهنده کتاب های زبان اصلی می باشد و هیچ گونه کتاب ترجمه شده یا نوشته شده به فارسی را ارائه نمی دهد.


توضیحاتی در مورد کتاب مدل‌سازی تلفیقی ویژگی‌های سیال مخزن و جریان چند فازی در سیستم‌های تولید فراساحل (مهندسی نفت)

این کتاب برای مهندسین شاغل در صنعت نفت، محققان و دانشجویان فارغ التحصیل علاقه مند به طراحی و شبیه سازی سیستم های تولید هیدروکربن دریایی در نظر گرفته شده است. این سیستم از دیدگاهی یکپارچه به سیستم‌های تولید نفت در دریا نزدیک می‌شود که مدل‌سازی خواص ترموفیزیکی سیالات مخزن و جریان آنها را به عنوان یک مخلوط چند فازی در چاه‌ها، خطوط جریان و رایزرها ترکیب می‌کند. بخش اول کتاب یک روش سازگار داخلی را برای محاسبه پارامترهای بحرانی و ضریب غیرمرکز بخش‌های عدد کربن منفرد (SCN) مخلوط‌های نفتی با استفاده از تکنیک‌های برازش چند متغیره ارائه می‌کند. این روش با استفاده از داده‌های فلاش و آزادسازی تفاضلی از نمونه‌های میدان واقعی نشان داده و تأیید می‌شود. در بخش دوم کتاب، مدل‌های جریان چند فازی مکانیکی با توجه به توانایی آن‌ها در پیش‌بینی فشار، دما، و نگه‌داری فاز سیالات تولیدی در چاه‌ها، خطوط جریان، و رایزرها مورد بحث قرار می‌گیرند. روش‌های اتصال چند متغیره دوباره برای ارزیابی حساسیت نتایج با توجه به پارامترهای رابطه بسته، مانند نگه‌داشتن گاز بدنه راز، تنش برشی دیوار و زبری دیوار در خطوط لوله و لوله‌های تولید اعمال می‌شوند. در نهایت، چارچوب مدل‌سازی با استفاده از داده‌های میدانی واقعی از چاه‌های تولید فراساحل تأیید می‌شود.


توضیحاتی درمورد کتاب به خارجی

The book is intended for practicing engineers in the oil industry, researchers, and graduate students interested in designing and simulating offshore hydrocarbon production systems. It approaches offshore oil production systems from an integrated perspective that combines the modeling of thermophysical properties of reservoir fluids and their flow as a multiphase mixture in wellbores, flow lines, and risers. The first part of the book presents an internally consistent method to compute the critical parameters and acentric factor of Single Carbon Number (SCN) fractions of petroleum mixtures using state-of-the-art multivariate fitting techniques. The procedure is illustrated and validated using flash and differential liberation data from actual field samples. In the second part of the book, mechanistic multiphase flow models are discussed in light of their ability to predict the pressure, temperature, and phase holdup of production fluids in wellbores, flow lines, and risers. Multivariate fitting procedures are again applied to evaluate the sensitivity of the results with respect to closure relationship parameters, such as slug body gas holdup, wall shear stress, and wall roughness in pipelines and production tubing. Finally, the modeling framework is validated using actual field data from offshore production wells.



فهرست مطالب

Preface
Contents
Symbols and Abbreviations
	Roman
	Greek
	Subscripts and Superscripts
	Abbreviations
1 Introduction
	1.1 Motivation
	1.2 Oil Constituents
	1.3 Classification of Reservoirs
	1.4 Volumetric and Phase Behavior
	1.5 The Flow of Oil Mixtures
	1.6 Well Flow Rate Determination
	1.7 Scope and Objectives of the Book
	References
2 Thermodynamics of Petroleum Mixtures
	2.1 Introduction
	2.2 Equations of State
		2.2.1 Van der Waals Equation
		2.2.2 Modern Equations of State
		2.2.3 Further Improvements
		2.2.4 Solution of Cubic Equations of State
		2.2.5 Mixing Rules
	2.3 Vapor-Liquid Equilibrium
		2.3.1 Types of Problems and Formulation
		2.3.2 Chemical Potential and Fugacity of a Component
		2.3.3 Calculation of Equilibrium Constants
		2.3.4 Solving the Vapor-Liquid Equilibrium Problem
		2.3.5 Stability Analysis in Flash Calculations
	2.4 Obtaining the Thermodynamic Properties  of the Mixture
	2.5 Characterization of Oil Reservoir Fluids
		2.5.1 Critical Properties, Acentric Factor and Specific Heat of SCN Fractions
		2.5.2 Splitting the Heavy Fraction
		2.5.3 Lumping Components
		2.5.4 Model Fitting
	2.6 Preliminary Results
	References
3 Developing a Fluid Model
	3.1 Introduction
	3.2 Initial Assumptions
	3.3 New Expressions for the Angular Coefficient of the alpha(T) Function
		3.3.1 Consistency Test and Extrapolation of Current Expressions
		3.3.2 Fitting of New Functions
	3.4 New Correlations for the Characterization of SCN Fractions
		3.4.1 Consistency Test and Extrapolation of Current Correlations
		3.4.2 New Fitting of Exponential Functions
		3.4.3 Results and Comparisons
	3.5 Methodology for Fitting the Proposed Fluid Model
		3.5.1 Introduction of Fitting Coefficients
		3.5.2 Definition of the Minimum Set of Variables
		3.5.3 Composition of the Objective Function
		3.5.4 Objective Function Optimization Using the Response Surface Methodology
		3.5.5 Definition of Weights, Results and Comparison
	3.6 Empirical Correlations for the Calculation of Other Properties
		3.6.1 Thermodynamic Properties of Formation Water
		3.6.2 Transport Properties
	3.7 Results and Validation
	References
4 Fluid Flow in Oil Production Systems
	4.1 Introduction
	4.2 Stratified Flow
		4.2.1 Interface Shape
		4.2.2 Shear Stresses
	4.3 Annular Flow
		4.3.1 Shear Stresses
		4.3.2 Liquid Entrained Fraction
	4.4 Bubbly and Dispersed Bubble Flows
		4.4.1 Slip Law Parameters
		4.4.2 Wall Shear Stress
	4.5 Slug and Elongated Bubble Flow
		4.5.1 Slip Law Parameters
		4.5.2 Gas Volume Fraction in the Liquid Slug
		4.5.3 Wall Shear Stress
	4.6 Flow Pattern Determination
		4.6.1 Liquid Film Stability
		4.6.2 Gas Bubbles Stability
		4.6.3 Liquid Slug and Dumitrescu-Taylor Bubble Stability
	4.7 Solution of Two-Phase Flows Using the Mechanistic Approach
		4.7.1 North Sea Model
		4.7.2 Gulf of Mexico Model
	4.8 Preliminary Results
	References
5 Simulation of Offshore Production Systems
	5.1 Introduction
	5.2 Conservation Equations
		5.2.1 Mass Conservation
		5.2.2 Momentum Conservation
		5.2.3 Energy Conservation
	5.3 Heat Transfer in Offshore Production Wells
	5.4 Application of the Marching Algorithm
	5.5 Data Collection and Model Construction
	5.6 Preliminary Results
		5.6.1 Qualitative Analysis of the Profiles Obtained
		5.6.2 Calculation of Pressure Drop in Offshore Production Wells
	References
6 Improving the Fluid Flow Model
	6.1 Introduction
	6.2 Identification of the Most Relevant Parameters
		6.2.1 Introduction of Fitting Coefficients
		6.2.2 Effect of Fitting Coefficients on Pressure Drop Estimates
	6.3 Survey of Alternatives to Current Calculation Methods
		6.3.1 Wall Shear Stress in Bubbly Flow
		6.3.2 Volume Fraction of Gas in the Liquid Slug for the Slug Pattern
	6.4 Review of Wall Roughness in Production Tubing and Pipelines
	6.5 Accuracy Test and Definition of the Best Set
	6.6 Results and Validation
		6.6.1 Flow Pattern, Volumetric Fraction and Pressure Gradient Maps
		6.6.2 Calculation of Pressure Drop in Offshore Production Wells
		6.6.3 Simulations with a Simplified Reservoir Model
	References
7 Concluding Remarks
	7.1 Modeling the Properties of Oil Reservoir Fluids in the Pre-salt Cluster
	7.2 Two-Phase Flow Modeling in Pre-salt Offshore Production Wells
	7.3 Integration Between the Two Disciplines
	References
Appendix A Obtaining the Roots of Cubic Equations of State
Appendix B Calculation of Departure Functions
B.1  Redlich-Kwong Equation of State
B.2  Peng-Robinson Equation of State
Appendix C Weighting of Liquid Phase Properties




نظرات کاربران