Abstract The objective of this study is to formulate a drilling cost model which incorporates the drilling parameters, encountered during drilling operation of the petroleum well. This model is coupled with the selected drilling rate model proposed by Bourgoyne & Young, in order to predict the bit rotating time utilized in this model. The new drilling cost model was formulated using actual drilling data collected from thirteen wells selected in three oil fields in Sirte Basin (Ghani, Zenad, and Ed Dib).The drilling engineer can use drilling correlations in the planning stages of a well to help evaluate various drilling parameters encountered during drilling operations in order to update the proposal drilling plan and to evaluate any deviations from original projections. The gathered information will help selecting the best completion strategies as well as gaining experiences in the drilled area which will be the basis for the planning of future drilling activities in the area.
عزالدين أحمد أحمد (2009)

تتسم المروحة الهوائية من النوع المعروف بإسم Darrieus بمميزات من بينها البساطة في تصميم الدوار و موقع المُولِّد فضلا عن البساطة في تصميم أي منظومة تحكم تحتاجها. و حيث أن الدوار يعتبر المسؤول الرئيس على إستخلاص طاقة الحركة الكامنة في الريح، عليه فإنه من المنتظر بكل تأكيد أن يكون لخصائص الشكل الهندسي لهذا الدوار أثر ملحوظ على أدائه و بالتالي على أداء المروحة بوجه عام. وقد تم في إطار هذه الرسالة دراسة تأثير خصائص الشكل التالية: عدد ريش الدوار، نسبة وتر الريشة إلى نصف قطر الدوار، نسبة الصلادة، و نسبة إرتفاع الدوار إلى قطره. كما تم أيضا دراسة تأثير قيمة رقم رينولدز على أداء الدوار. أسِّست الدراسة على إستخدام نموذج رياضي يدعى "Multiple Streamtube" و مقطع ريشة من نوع "NACA0012" كما أعدت النتائج النهائية في هيئة مخططات بيانية توضح كلا من معامل العزم و معامل القدرة كدالة فيما يسمى بالسرعة الطرفية النسبية. Abstract Darrieus wind turbines offer a number of advantages such as simplicity of design of structure, generator, and any control system. With the rotor being the direct means of extracting kinetic energy from the wind, its particular geometry must undoubtedly have a great effect on the overall performance of the turbine. The rotor geometrical parameters investigated in this study were: number of blades, chord to radius ratio, solidity, height to radius ratio. Moreover, the effects of Reynolds number were also included. The analysis was based on the use of a multi streamtube model and NACA0012 rotor-blade profile. Results are presented in the form of power and torque coefficients as functions of tip-speed ratio.
هشام إبراهيم أبوسنوقة (2010)

يعتمد البدء في إقامة مشروع لطاقة الرياح في موقع ما على تقدير الطاقة المحتمل إنتاجها هناك. ولعل من أهم البيانات المدخلة للوصول إلى هكذا تقديرات هي سرعة الرياح في الموقع. من المعروف أن الغرض الأساس من بيانات سرعات الرياح التي يقوم برصدها المركز الوطني للأرصاد الجوية كل ثلاثة ساعات هو استخدامها في مجال التنبؤات الجوية. وحيث أن سرعات الرياح تعد دالة قوية في الزمن، عليه فإن طول الفترة الزمنية ( 3 ساعات) بين كل رصدتين متتاليتين قد يكون له تأثير مباشر على تقديرات طاقة الرياح المحتملة. وقد تم في إطار هذه الدراسة تحديد ما إذا كان استخدام بيانات سرعة الرياح الذي قام برصدها المركز في موقع محدد يؤدي إلى الحصول على تقديرات صحيحة لطاقة الرياح المحتملة هناك. وتشير نتائج هذه الدراسة إلى أن طاقة الرياح المرتقب إنتاجها سنويا استنادا إلى بيانات سرعة الرياح الذي قام برصدها المركز تقل بنسبة تصل إلى 22% عن نظيرها عند استخدام رصدات لسرعة الرياح في صورة متوسط لكل عشرة دقائق تم الحصول عليها من الجهاز التنفيذي للطاقات المتجددة. Abstract The decision to establish a wind energy project at a site depends, among other things, on the estimated energy expected to be produced there. Among the important input data for reaching such estimate is wind speed data at the site. The wind velocity data available from the National Center for Meteorology (NCM) come in the form of 3-hourly readings or measurements. This data is essentially collected for climatology purposes. It is well known that wind velocity is a strong function of time. Due to this functional relationship, it is expected that the above 3-hour readings will have an effect on the estimated wind energy yield. It was therefore sought in this study to determine whether the use of wind speed data from NCM in the 3-hour format at a certain site would or would not lead to correct estimates of expected wind energy yield there. Results of this study indicate that the annual expected wind energy yield based on the NCM data is lower by up to 22% than the corresponding value based on the 10-minutes average wind velocity data made available by the Renewable Energy Authority of Libya.
تركية محمد موسي (2015)