پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 34 1403-5 2024 12 21 Selecting the Best Pilot Area for Water-based EOR Using Artificial Intelligence and Multi Criteria Decision Making Algorithms انتخاب بهترین ناحیه پیاده‌سازی پایلوت برای روش‌های تزریق آب‌پایه با استفاده از الگوریتم‌های تصمیم‌گیری چند شاخصه 3 19 1450 10.22078/pr.2024.5315.3361 FA حسین خیرالهی دانشکده مهندسی نفت و گاز، دانشگاه صنعتی سهند، تبریز، ایران محمد چهاردولی دانشکده مهندسی نفت و گاز، دانشگاه صنعتی سهند، تبریز، ایران محمد سیم جو دانشکده مهندسی نفت و گاز، دانشگاه صنعتی سهند، تبریز، ایران Journal Article 2023 11 19 Selecting the best candidate pilot area is one of the most important and challenges decisions in the oil and gas filed development plan. Pilot-scale projects are conducted to reduce reservoir uncertainties and investment risk and the lesson learned from this study will be extended to the full field implementation. The main objective of this study is to utilize sseveral geological, operational and economic criteria to make decisions optimally among candidate areas. Firstly, reservoir similarity index (RSI) is calculated using the oil production history, saturation data. For this reason, clustering methods including k-means, k-medoids and c-means are used to identify the center of the dominant cluster. Afterwards, other operational criteria such as the number of interference, adjacent wells, the average distance between these wells and area center and the average distance from facilities are determined for all candidate areas. Finally, the decision matrix is created and then multi-criteria decision making (MCDM) methods are utilized to calculate pilot opportunity index for each area. According to the obtained results, the assigned pilot opportunity index of the hierarchical analysis method was equal to 11.50, 10.46 and 6.97%, and for the Shannon entropy method it was equal to 11.67, 9.80 and 6.80%, respectively for the top three pilot areas. The area with the highest value is selected as the first rank candidate for pilot implementation. Moreover, mean rank method is utilized to aggregate and introduce the best pilot area.  تعیین بهترین ناحیه کاندیدای پایلوت یکی از چالش‌های مهم و اساسی در ارزیابی اقتصادی پروژه‌های تزریق آب در میادین نفتی می‌باشد. نتایج و ثمرات این انتخاب مهم در گام‌ها و تصمیمات بعدی مرتبط با بررسی ریسک سرمایه‌گذاری در پروژه‌های کلان توسعه میدان نمایان‌گر خواهد‌ بود. برای تصمیم‌گیری در این خصوص می‌توان از معیار‌های زمین‌شناسی، عملیاتی و اقتصادی استفاده نمود. به همین منظور، در این مطالعه از روش‌های تصمیم‌گیری چند شاخصه به‌همراه الگوریتم‌های خوشه‌بندی همانند کا- میانگین جهت تعیین بهترین ناحیه پیاده‌سازی پایلوت استفاده شد. جهت نیل به این هدف مجموعه داده‌های تاریخچه تولید، توزیع اشباع نفت در گستره مخزن و پارامترهای توصیف‌کننده خواص مخزن برای نواحی مختلف میدان استخراج‌شده و سپس پارامتر شاخص شباهت مخزنی برای تمام نواحی در گستره میدان محاسبه شد. در ادامه، معیارهای عملیاتی از قبیل تعداد و متوسط فاصله چاه‌های تداخلی (چاه‌های موجود در ناحیه کاندید)، تعداد و متوسط فاصله چاه‌های موجود در همسایگی (چاه‌های موجود در شعاع مشخصی از ناحیه کاندید)، و فاصله نواحی کاندیدا از تجهیزات سرچاهی تعیین شد. سپس با تشکیل ماتریس تصمیم و اعمال روش‌های تصمیم‌سازی چندشاخصه از قبیل روش شانون آنتروپی، روش تاپسیس و روش سلسله مراتبی، مقدار شاخص فرصت پایلوت برای هر ناحیه از میدان محاسبه شد. در نهایت، رتبه‌بندی نهایی براساس تلفیق نتایج روش‌های تصمیم‌گیری چند شاخصه با به‌کارگیری استراتژی میانگین رتبه‌ها انجام گرفت. مطابق نتایج حاصله برای سه ناحیه برتر پایلوت، خروجی روش آنالیز سلسله مراتبی به‌ترتیب برابر با 50/11، 46/10 و97/6% و برای روش آنتروپی شانون برابر با 67/11، 80/9 و 80/6% بود. رتبه‌بندی نهایی براساس تلفیق نتایج روش‌های تصمیم‌گیری چند شاخصه با به‌کارگیری استراتژی میانگین رتبه‌ها تعیین شد. براین اساس، سه ناحیه مذکور بیشترین امتیاز فرصت پایلوت را در گستره میدان کسب نموده و به‌عنوان اولویت‌های اول کاندیدای پیاده‌سازی پایلوت روش‌های تزریق آب‌پایه برای مطالعات توسعه‌ای پیشنهاد شدند. https://pr.ripi.ir/article_1450_c5cc17e395d3049b03e0f1ccebb02b4d.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 34 1403-5 2024 12 21 A Review of the Acid-crude Oil Compatibility Experimental Procedure To Prevent Acid-Induced Emulsion and Sludge Formation and its Revision Based on Field Conditions مروری بر روش انجام آزمایش سازگاری اسید و نفت خام به‌منظور پیش‌گیری از تشکیل امولسیون و لجن اسیدی و بازبینی آن براساس شرایط میدانی 20 34 1439 10.22078/pr.2024.5359.3385 FA احمد عباسی مهندسی شیمی، دانشکده مهندسی شیمی نفت و گاز، دانشگاه شیراز، شیراز، ایران 0000-0002-2853-4675 میثم محمدزاده شیرازی مهندسی نفت، دانشکده مهندسی شیمی نفت و گاز، دانشگاه شیراز، شیراز ، ایران 0000-0001-8382-9460 محمد رضا ملایری مهندسی شیمی، دانشکده مهندسی شیمی نفت و گاز، دانشگاه شیراز، شیراز، ایران 0000-0001-8376-8055 Journal Article 2024 01 08 Potential formation damage assessment due to incompatibility of injected acid and reservoir crude oil is one of the essential investigations before acid stimulation in which the acid-oil emulsion, sludge formation, and applicability of controlling additives are evaluated according to RP-42. In the last revision of RP-42 (1990), there are not enough details of conducting the tests such as mixing conditions, no data quantification, and comparison of various experimental results. In addition, it has been mentioned explicitly that the results were not guaranteed and just included some recommendations to improve test accuracy. In this paper, along with analyzing RP-42 in detail and presenting a literature review, some ambiguities are distinguished in experimental conditions such as not considering the real reservoir temperature during emulsification, ambiguous mixing conditions of acid and crude oil, and its resulted shear, sludge determination uncertainty, and its washing method. Therefore, a revision was made to the acid-oil compatibility test procedure based on literature and experimental observations. The most important modifications are pre-heating the acid and oil phases and the container to the reservoir temperature, mixing with the same intensity as the shear of injecting acid into the reservoir, emulsion and sludge evaluation by an integrated experiment, using multi-step screening with various mesh size for sludge separation, microscopic study of emulsion droplets and their comparison with the reservoir pore size distribution to recognize the clogging potential, introducing useful fluids to wash and purify the formed sludge, lack of destructive effects of ferric ions, and study completion by parallel conducting injection tests in core samples or micromodel. Ultimately, the revised procedure according to these suggestions will help engineers to design the acidizing process more effectively and save money and resources through a more accurate and realistic assessment of emulsion and sludge formation in the laboratory. ارزیابی آسیب سازندی احتمالی ناشی از ناسازگاری میان اسید تزریقی با نفت خام درون سازند، یکی از بررسی‌های ضروری پیش از آغاز انگیزش اسیدی است که طی آن، پایداری امولسیون اسید-نفت، مقدار لجن تشکیل شده و عملکرد افزایه‌های کنترل‌کننده براساس دستورالعمل RP-42 ارزیابی می‌شود. در آخرین دستورالعمل موجود، به‌دلیل نامشخص بودن جزئیات دقیق انجام آزمایش‌ها نظیر شدت اختلاط و عدم کمی‌سازی داده‌ها، امکان مقایسه نتایج آزمایش‌های مختلف وجود ندارد. هم‌چنین، صراحتاً ذکر شده است که قطعیت نتایج آن تضمین نمی‌شود و صرفاً توصیه‌هایی برای افزایش دقت آزمایش‌ها ارائه شده است. در این مقاله، ضمن تحلیل دقیق دستورالعمل RP-42 موجود و بررسی پیشینه پژوهش، ابهاماتی در شرایط آزمایشگاهی هم‌چون اعمال نکردن دمای واقعی مخزن در مرحله تشکیل امولسیون، مبهم بودن شرایط اختلاط اسید و نفت و تنش حاصل از آن، عدم قطعیت در اندازه‌گیری لجن و شیوه شست و شوی آن شناسایی شد. بر این اساس، شیوه انجام آزمایش‌های بررسی سازگاری اسید و نفت براساس مطالعه منابع و مشاهدات آزمایشگاهی بازبینی شد. مهم‌ترین تغییرات لازم شامل پیش گرمایش فازهای اسید و نفت و ظرف اختلاط تا دمای مخزن، اختلاط با شدت مشابه با تنش تزریق سیالات به سازند، انجام یک‌باره و هم‌زمان آزمایش امولسیون و لجن، استفاده از توری‌های چند مرحله‌ای و با اندازه حفرات مختلف برای دسته‌بندی مقدار لجن، بررسی میکروسکوپی اندازه قطرات امولسیون و مقایسه آن با اندازه حفرات سازند به‌منظور ارزیابی احتمال گرفتگی، معرفی سیالات مناسب برای شست و شوی لجن، در نظر گرفتن اثرات مخرب یون‌های آهن و تکمیل بررسی‌ها با انجام موازی آزمایش‌های تزریق در نمونه‌های میکرومدل و مغزه بودند. دستورالعمل بازبینی شده براساس این تغییرات برای ارزیابی دقیق‌تر و واقع‌بینانه‌تر میزان تشکیل امولسیون و لجن اسیدی در آزمایشگاه به مهندسان در طراحی مؤثرتر عملیات اسیدکاری میادین نفتی کمک می‌کند و باعث صرفه‌جویی در هزینه و منابع می‌گردد. https://pr.ripi.ir/article_1439_540ae6b0f6ac6e155062f3dd4f0b2b01.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 34 1403-5 2024 12 21 The Challenges of Designing Enhanced Oil Recovery Methods in Large Gas Cap Fractured Reservoirs and their Solutions by the Approach of Advanced Screening چالش‌های مطالعه ازدیاد برداشت در مخازن شکاف‌دار با کلاهک گازی حجیم اولیه و ارائه راهکارها با رویکرد غربالگری پیشرفته 35 65 1451 10.22078/pr.2024.5335.3375 FA محمد پروازدوانی پژوهشکده ازدیادبرداشت از مخازن، پردیس توسعه صنایع بالادستی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران، ایران شیما ابراهیم زاده رجائی پژوهشکده ازدیادبرداشت از مخازن، پردیس توسعه صنایع بالادستی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران، ایران شهاب گرامی پژوهشکده ازدیادبرداشت از مخازن، پردیس توسعه صنایع بالادستی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران، ایران 0000-0002-7420-8360 Journal Article 2024 01 02 One of the current challenges in fractured reservoirs, especially those with a large gas cap, is the production of oil with a high gas-to-oil ratio, coupled with the entrapment of oil in the matrix. The lack of a correct understanding of the fracture distribution network and its impact on the performance of enhanced oil recovery methods can pose numerous challenges in designing these methods. This study aims to investigate the effect of fracture geometry and its network on the performance of enhanced oil recovery methods, as well as to determine the optimal amount of oil remaining in the matrix, by classifying fractured reservoirs into water and gas-invaded regions. Initially, inefficient water and gas-based enhanced oil recovery methods were eliminated based on preliminary screening. Subsequently, the study investigated the influenced parameters in the field-scale simulation of enhanced oil recovery methods using conceptual modeling. Additionally, a new algorithm for fuzzy multi-criteria decision-making was employed to rank and select pilot areas. Consequently, the field-scale simulation of enhanced oil recovery methods was conducted in pilot areas using an advanced screening approach. The results reveal that one of the most significant challenges in numerical simulation in fractured reservoirs with an initial large gas cap is determining a representative PVT model for both areas near the gas/oil contact and the interval of the oil datum. To address this challenge, a two-fluid PVT model was used. Another challenge involves the integration of static data with production and operational data for pilot area selection, considering reservoir properties. This challenge was addressed using a new fuzzy multi-criteria decision-making algorithm. Conceptual modeling results show that carbon dioxide injection is the top-ranked method technically. However, field-scale results of the pilot model demonstrate that nitrogen flooding is the best techno-economic method. The primary reason is the higher rate of the gravity drainage mechanism, and the lower cost of nitrogen compared to other candidate gases. Additionally, low salinity water flooding with a dilution ratio of 100 is the most effective water-based enhanced oil recovery method. Nevertheless, field-scale simulation results indicate that in reservoirs with a large gas cap, the efficiency of water or gas-based enhanced oil recovery methods is evident only in sectors with growing fracture networks. Conversely, in areas with a poor fracture network, other improved recovery methods such as workover of high gas-to-oil ratio wells can be promising candidates. یکی از مشکلات جاری مخازن شکاف‌دار خصوصا با کلاهک گازی حجیم، تولید نفت با نسبت گاز به نفت بالا و محبوس بودن نفت در ماتریس می‌باشد. عدم درک صحیح از شبکه توزیع شکاف و اثرگذاری آن می‌تواند منجر به چالش‌های زیادی در عملکرد روش-های ازدیادبرداشت این دسته مخازن گردد. در این مطالعه بر آن شدیم تا با تقسیم‌بندی مخازن شکاف‌دار به دو بخش آب‌روفته و گاز روفته، به بررسی اثر هندسه شبکه شکاف بر عملکرد روش‌های ازدیادبرداشتی و تعیین میزان بهینه نفت باقی مانده در ماتریس بپردازیم. بر این اساس در ابتدا انجام غربالگری اولیه روش‌های ناکارآمد آب و گاز پایه حذف گردیدند و در ادامه بر اساس مدل‌سازی مفهومی ‌به بررسی پارامترهای تاثیرگذار در شبیه‌سازی روش‌های ازدیادبرداشت پرداخته شد. همچنین از الگوریتم نوین تصمیم‌گیری چند معیاری فازی برای انتخاب مناطق پایلوت ازدیادبرداشتی استفاده گردید. سپس بر اساس نتایج مدل‌سازی مفهومی، به شبیه‌سازی برنامه‌های ازدیادبرداشت آب و گاز پایه در هر یک از پایلوت های منتخب با رویکرد غربالگری پیشرفته و انتخاب روش بهینه اهتمام ورزیده شد. بر اساس نتایج به‌دست آمده، یکی از چالش‌های مهم تعیین مدل سیال ترکیبی معتبر برای هر دو ناحیه نزدیک سطح تماس گاز/نفت و عمق مبنای نفتی می‌باشد تا بتوان گرادیان تغییرات فشار اشباع سیال نفتی را در گستره عمقی مخزن تعیین کرد. این چالش توسط روش مدل‌سازی سیال دوگانه حل گردید. چالش مهم دیگر نحوه تلفیق داده‌های استاتیکی جهت تعیین منطقه پایلوت بر اساس داده‌های تولیدی و عملیاتی می‌باشد که با استفاده از الگوریتم نوین تصمیم‌گیری چند معیاری فازی مرتفع گردید. نتایج مدل‌سازی مفهومی‌ ‌بیان می‌دارد که تزریق دی‌اکسیدکربن روش برتر فنی می‌باشد. در حالی که نتایج مدل پایلوت میدانی روش نیتروژن را به دلیل فعال‌سازی هرچه بیشتر مکانیسم ریزش ثقلی و نیز هزینه کمتر روش برتر فنی-اقتصادی عنوان می‌نماید. همچنین روش تزریق آب کم شور با نسبت رقت 100 برابر روش بهینه تزریق آب پایه معرفی گردیده است. با توجه به نتایج مدل‌سازی میدانی در مخزن مورد مطالعه با کلاهک گازی حجیم اولیه، تنها در بخش های با توسعه شکاف کمتر می‌توان توقع افزایش برداشت بالای روش‌های آب پایه و گاز پایه را داشت و سایر مناطق می‌توانند کاندیدای روش‌های ارتقا برداشتی از جمله تعمیرات چاه در اثر نسبت گاز به نفت بالا باشند. https://pr.ripi.ir/article_1451_80a8155eb153025ea1d513d0b2c4b675.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 34 1403-5 2024 12 21 Comprehensive Evaluation of Formation Damage Caused by Novel Packer Fluids ارزیابی جامع آسیب سازند سیالات مجرابند جدید 66 81 1455 10.22078/pr.2024.5402.3404 FA جواد مهدوی کلاته نو دانشکده مهندسی نفت و زمین انرژی، دانشگاه صنعتی امیرکبیر (پلی تکنیک تهران)، ایران 0000-0003-4772-5394 احسان خامه‌چی دانشکده مهندسی نفت و زمین انرژی، دانشگاه صنعتی امیرکبیر (پلی تکنیک تهران)، ایران 0000-0002-3907-6104 پارسا کاظمی حکم آباد دانشکده مهندسی نفت و زمین انرژی، دانشگاه صنعتی امیرکبیر (پلی تکنیک تهران)، ایران علیرضا کاظمی دانشکده مهندسی شیمی و نفت، دانشگاه سلطان قابوس، عمان Journal Article 2024 03 25 Well completion fluids are crucial for the successful completion and workover of oil and gas wells, particularly in challenging reservoirs characterized by high temperatures, high pressures, and low permeability. The primary objective of this study is to investigate and evaluate the formation damage inflicted by two novel packer fluids: one phosphate-based and the other nitrate-based. In this research, two high-density completion fluids have been used. The first fluid is the phosphate based fluid with a density of 114 pcf and the next fluid is the nitrate based fluid, which has reached a density greater than 95 pcf by the addition of solvents. This research has conducted various formation damage tests, including assessments of wettability alteration, clay swelling, compatibility of the packer fluid with reservoir fluids, and fluid invasion into the plug (coreflood). The experimental results reveal that compatibility assessments of the fluids indicate no emulsion formation with crude oil and condensates for all fluids tested. However, in the evaluation of formation water compatibility with the phosphate-based fluid, a minor amount of precipitation was observed. Fluid invasion tests into carbonate and sandstone plugs for the phosphate-based fluid demonstrate that this fluid can cause 41.17% and 30.5% reduction in formation permeability, respectively. In contrast, fluid invasion tests into carbonate plugs for the nitrate-based fluid show that this fluid can cause 29.33% reduction in formation permeability, which is significantly less than that caused by other fluids such as drilling mud. Furthermore, the results from the clay swelling tests indicate that the clay swelling caused by both fluids is less than 5 milliliters per 2 grams of clay. Consequently, these fluids can be effectively employed as packer fluids in oil and gas wells, enhancing operational efficiency and safety, particularly in challenging reservoir conditions characterized by high temperatures, high pressures, and low permeability. سیالات تکمیل چاه برای تکمیل و تعمیر موفقیت‌آمیز چاه‌های نفت و گاز، به‌ویژه در مخازن چالش برانگیز با دما، فشار بالا و نفوذپذیری پایین ضروری هستند. هدف اصلی این مطالعه به بررسی و ارزیابی آسیب سازند دو سیال مجرابند جدید، یکی پایه فسفاتی و یکی پایه نیتراتی می‌باشد. در این پژوهش دو سیال تکمیل با چگالی بالا مورد استفاده قرار گرفته است. اولین سیال، سیال پایه فسفاتی با چگالی pcf 114 و بعدی سیال پایه نیتراتی است که با افزودن حل‌کننده به چگالی بیشتر از pcf 95 رسیده است. در این مطالعه آزمایش‌های آسیب سازندی هم‌چون تغییر ترشوندگی، تورم رس، سازگاری سیال مجرابند با سیالات مخزن و نفوذ سیال به پلاگ (سیلاب‌زنی) انجام شده است. نتایج تجربی نشان می‌دهد که ارزیابی‌های سازگاری سیالات عدم وجود امولسیون با نفت خام و میعانات را برای همه سیالات نشان می‌دهد، اما در ارزیابی مربوط به سازگاری آب سازند در سیال پایه فسفاتی مقدار رسوبات جزئی مشاهده شد. نتایج آزمایش نفوذ سیال به پلاگ کربناته و ماسه‌سنگی برای سیال پایه فسفاتی نشان می‌دهد که این سیال می‌تواند به‌ترتیب 17/41% و 5/30% و نتایج آزمایش نفوذ سیال به پلاگ کربناته برای سیال پایه نیتراتی نشان می‌دهد که این سیال می‌تواند 33/29% تراوایی سازند را کاهش دهد که این میزان آسیب سازند به‌طور قابل توجهی کمتر از سایر سیالات مانند گل حفاری می‌باشد. همچنین نتایج حاصل از آزمایش تورم رس نشان می‌دهد که میزان تورم رس ناشی از هر دو سیال کمتر از mL 5 در g 2 رس می‌باشد. از این‌رو این سیالات می‌توانند به‌عنوان سیال مجرابند در چاه‌های نفت و گاز استفاده شوند و بهره وری و ایمنی را به ویژه در مخازن چالش برانگیز با دما و فشار بالا و نفوذپذیری کم افزایش دهند. https://pr.ripi.ir/article_1455_0a1bf96b7165e962e90cb14648c9462d.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 34 1403-5 2024 12 21 Determining the Fluid Type and Lithology of One of the Heterogeneous Reservoirs in the Northwest of the Persian Gulf using the AVO and Fluid Replacement Method تعیین نوع سیال و سنگ‌شناسی یکی از مخازن ناهمگن در شمال غرب خلیج‌فارس با استفاده از روش AVO و جانشینی سیال 82 112 1454 10.22078/pr.2024.5389.3399 FA سپیده یاسمی خیابانی گروه زمین شناسی نفت، پژوهشکده علوم پایه کاربردی، تهران، ایران سجاد قره چلو گروه زمین شناسی نفت، پژوهشکده علوم پایه کاربردی، تهران، ایران مهران کلهری گروه زمین شناسی نفت، پژوهشکده علوم پایه کاربردی، تهران، ایران ابراهیم الیاسی گروه زمین شناسی، دانشکده زمین‌شناسی، دانشگاه آزاد ارومیه، ارومیه، ایران Journal Article 2024 03 03 Seismic data, in addition to qualitative interpretation, are also considered to be valuable numerical data in hydrocarbon fields. It is very important to determine the distribution of the fluid type in the field scale and also to determine the lithology in the Asmari reservoir, which is considered a heterogeneous formation in this field. This study aims to analyze the variation of amplitude versus offset based on depth and rock physics studies to understand the behavior and properties of the reservoir due to oil, gas, or water saturation. To predict the behavior of the reservoir in the upper carbonate part of Asmari, the target field has been modeled with different saturations. Finally, after investigating and understanding the seismic behavior of the reservoir the main indicators in the description of reservoir fluids, AVO attributes have been extracted. For determination of fluid type in the Asmari reservoir four methods were used: 1: fluid replacement method (FRM), 2: elastic impedance inversion, 3: AVO attributes, and 4: Vp/Vs ratio showed that gas fluid has accumulated homogeneously in the target zone. Also, based on the Vp/Vs ratio results, the distribution of three lithology types, limestone, dolomite, and anhydrite, was determined in the upper part of the Asmari Formation. داده‌های لرزه‌ای علاوه‌بر تفسیر کیفی از نظر کمی نیز جزء داده‌های با ارزش یک میدان هیدروکربنی محسوب می‌شوند. تعیین توزیع نوع سیال و سنگ‌شناسی در مقیاس میدان که مخزن آسماری در آن یک سازند ناهمگن محسوب می‌شود بسیار حائز اهمیت است. هدف از این مطالعه، تجزیه و تحلیل تغییرات دامنه بر پایه دورافت و مطالعات فیزیک سنگ به‌منظور شناخت رفتار و خواص مخزن در اثر اشباع شدگی نفت، گاز یا آب است. جهت پیش بینی رفتار مخزن در بخش کربناته بالایی سازند آسماری در میدان مورد مطالعه با اشباع شدگی‌های مختلفی مورد مدل‌سازی قرار گرفته است و نهایتا پس از بررسی و شناخت رفتار لرزه‌ای مخزن و درک نشان‌گرهای اصلی در توصیف سیالات مخزنی، نشان‌گرهای AVO استخراج گردیده است. نتایج چهار روش 1: جانشینی سیال 2: وارون‌سازی مقاومت کشسان 3: نسبت سرعت موج Vp/Vs و 4: ترسیم متقاطع نشان‌گرهای AVO، نشان داد که در بخش هدف به‌صورت همگن سیال گاز تجمع پیدا کرده است. همچنین از نظر سنگ‌شناسی نتایج نسبت Vp/Vs توزیع نوع لیتولوژی آهک، دولومیت و انیدریت را در بخش بالایی سازند آسماری مشخص کرد. https://pr.ripi.ir/article_1454_3bbfdde8842a5c44a0323518eec97cbe.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 34 1403-5 2024 12 21 Solubility and Diffusion Measurements of Propane in Sulfolane اندازه‌گیری حلالیت و ضریب نفوذ پروپان در سولفولان 113 120 1457 10.22078/pr.2024.5414.3409 FA محمد شکوهی آزمایشگاه تصفیه و ترمودینامیک، پردیس توسعه صنایع پایین دستی، پژوهشکده گاز، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران، ‌ایران 0000-0002-4321-5664 کیاندخت نشاطی دانشکده مهندسی شیمی، دانشگاه تهران، ایران Journal Article 2024 04 15 The mixture of physical solvents and alkanol amines as hybrid solvents are a new class of solvents that are used in the sweetening industry of natural gases (C1 and C2) and condensed gas (C3 and C4). In order to have a physical solvent with a very high efficiency as a medium for chemical reactions and separation of gases, it is necessary to have accurate information about the solubility and diffusion coefficient of gases in them. In this study, the experimental method of measuring the solubility and diffusivity of propane gas in sulfolane was carried out in detail and based on the available materials, the isochoric saturation methods for measuring solubility and the infinite volume method for measuring the diffusivity were selected. The obtained results show that the solubility and diffusivity of propane gas in sulfolane decrease and increase, respectively, with increasing temperature. Then, the solubility data were modeled and correlated with the Peng-Robinson-Stryjek-Vera with the Panagiotopoulos-Reid mixing rule. Correlation results of experimental pressure data with the above model show respectively, 2.30% and 7.07% average and maximum error. مخلوط حلال‌های فیزیکی و آلکانول آمین‌‌ها با عنوان حلال‌های هیبریدی، کلاس جدیدی از حلال‌هایی هستند که در صنعت شیرین‌سازی گازهای طبیعی (C1 و C2) و گاز چگال (C3 و C4) مورد استفاده قرار گرفته‌اند. برای اینکه یک حلال فیزیکی با کارایی خیلی بالا در یک محیط هیبریدی برای جداسازی گازها داشته باشیم، نیاز به اطلاعات دقیقی از میزان حلالیت و ضریب نفوذ گازها می‌باشیم. در این مقاله روش تجربی اندازه‌گیری حلالیت و ضریب نفوذ گاز چگال پروپان در حلال سولفولان به تفصیل بررسی و بر اساس بضاعت موجود روش‌های هم حجم - اشباع برای اندازه‌گیری حلالیت و روش حجم بی نهایت برای اندازه‌گیری ضریب نفوذ که به ترتیب بر اساس اندازه‌گیری دما و فشار و سرعت افت فشار می‌باشند، انتخاب شدند. نتایج به‌دست آمده نشان می‌دهند که حلالیت و نفوذ گاز پروپان در سولفولان با افزایش دما به ترتیب کاهش و افزایش می‌یابند. سپس داده‌های حلالیت با معادله حالت درجه سوم پینگ-رابینسون-استرجیک-ویرا با قاعده اختلاط پاناجیوتوپولس – رید مدل‌سازی و همبسته شدند. نتایج همبستگی داده‌های فشار تجربی با مدل فوق، 30/2% خطای میانگین و 07/7% خطای بیشینه را نشان می‌دهد. https://pr.ripi.ir/article_1457_01d8bae291b1e4724443375634ccfa0e.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 34 1403-5 2024 12 21 Interpretation of Changing Wellbore Storage During a Well Testing - A Case Study تفسیر تغییرات اثر انباشتگی دهانه چاه طی فرایند چاه آزمایی در یکی از چاه‌های جنوب کشور 121 128 1452 10.22078/pr.2024.5342.3377 FA مهدی ملکوتی خواه دانشکده نفت، دانشگاه صنعتی امیرکبیر، تهران، ایران محمد شریفی دانشکده نفت، دانشگاه صنعتی امیرکبیر، تهران، ایران 0000-0002-2623-4038 امیر مسعود فولادگر شرکت مهندسی و توسعه نفت، تهران،‌ ایران Journal Article 2023 12 25 This study investigates wellbore storage changes through well testing data before and after acidizing one of the wells in the southern region of Iran. The findings reveal that acidizing creates a highly permeable yet limited zone, transforming the wellbore storage behavior from constant to variable. The constant storage effect of 0.014 bbl/psi decreased to a final variable storage value of 0.0024 bbl/psi. The analysis includes pressure derivative plots and compares the well’s behavior before and after acidizing, providing physical interpretations based on the well’s modified conditions. The outcomes of this research offer valuable insights for optimizing well test data interpretation and selecting appropriate models for reservoir characterization. These results can also assist in designing future well operations to mitigate variable wellbore storage effects. تفسیر داده‌های چاه آزمایی یکی از مهمترین عواملی است که مهندسان نفت از آن برای رسیدن به خصوصیات سنگ مخزن استفاده می‌کنند. تفسیر داده‌های چاه آزمایی دارای قسمت های مختلفی است که یکی از آن‌ها شامل اثر انباشت چاه است که می‌تواند اثر قابل توجهی برروی داده داشته باشد. اثر انباشت چاه خود دارای حالت مختلف است که این حالات شامل اثر انباشت چاه ثابت و متغیر است. اثر انباشت متغیر چاه می‌تواند به دلایل متفاوتی رخ دهد اما یکی از حالات آن وجود یک ناحیه بسیار محدود اطراف چاه با تراوایی بسیار بالا است که می‌تواند موجب اثر انباشت متغیر چاه شود. در این مطالعه با بررسی داده‌های چاه آزمایی یکی از چاه های جنوب کشور ایران، این نتیجه حاصل شد که اسید کاری چاه، با ایجاد یک ناحیه محدود ولی بسیار تراوا می‌تواند موجب ایجاد اثر انباشت متغیر چاه شود و مقدار اثر انباشت ثابت چاه را از bbl/psi 014/0 به مقدار انباشت متغیر نهایی bbl/psi 0024/0 برساند . تفسیر حاضر با مقایسه داده های چاه آزمایی قبل و بعد از اسید کاری و بررسی نمودار های مشتق فشار، رفتار چاه با اثر انباشتگی متغیر مدلسازی و تفسیرهای مربوطه بیان شده است. نتایج این پژوهش می‌تواند در تفسیر بهتر داده‌های چاه آزمایی به همراه توجیه فیزیکی مدل های انتخابی مورد استفاده قرار گیرد. https://pr.ripi.ir/article_1452_6786f3c62fbf9021694f6e51cc07fe3c.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 34 1403-5 2024 12 21 Reservoir Characterization of the Ilam Formation using the Integrated Core Data and Petrophysical Logs in an Oilfield in the Abadan Plain, SW Iran سرشت‌نمایی مخزنی سازند ایلام با تلفیق نتایج مطالعات مغزه و لاگ‌های پتروفیزیکی در یکی از میادین نفتی دشت آبادان، جنوب غرب ایران 129 158 1458 10.22078/pr.2024.5454.3431 FA ساغرسادات قریشی گروه سافت راک، دانشکده زمین شناسی، دانشکدگان علوم، دانشگاه تهران حمزه مهرابی گروه سافت راک، دانشکده زمین شناسی، دانشکدگان علوم، دانشگاه تهران 0000-0002-2211-4899 وحید توکلی گروه سافت راک، دانشکده زمین شناسی، دانشکدگان علوم، دانشگاه تهران Journal Article 2024 05 15 The Ilam Formation is considered as one of the significant hydrocarbon reservoirs in the Abadan Plain region. The present study aims to investigate the geological and reservoir characteristics of this formation in three wells from one of the fields in the mentioned region. Facies studies led to the recognition of seven sedimentary microfacies in this formation, which are deposited on a carbonate platform ramp in a range of inner, middle, and outer sub-environments. Important diagenetic processes affecting the reservoir properties of this formation include microscopic dissolution, dolomitization, compaction, and cementation. Determination of hydraulic flow units based on flow zone indicators resulted in the identification of five flow units in the Ilam Formation. Using the modified Lorenz method, the entire studied sequence was divided into four reservoir, barrier, and seal zones. Electrical facies of the Ilam Formation were distinguished using petrophysical logs including gamma ray, neutron, sonic, density, effective water saturation, and effective porosity logs in the studied wells, and were correlated with facies, flow units, and sequence stratigraphic positions. The results of the comprehensive studies indicate that the accumulation of open marine facies (ranging from mudstone, wackestone to packstone containing oligosteginids and planktonic foraminifera) with high (up to 20%) microscopic porosities has resulted in the development of a baffle zone in the lower half of the Ilam Formation. In this zone, the presence of microporosities among micrite particles along with interparticle and moldic pores has led to the creation of a significant storage capacity in the reservoir. However, the permeability of these facies is often low, resulting in low flow capacity. This baffle zone corresponds to the transgressive tract of the third-order depositional sequence of the Ilam Formation. The middle part of the Ilam Formation does not exhibit significant reservoir quality, while the upper part shows an improvement in porosity and permeability. The reason for the improved reservoir quality in this part is the dominance of high-energy facies and grain-dominated facies belonging to the shoal belt, as well as dissolution occurrences in these facies. This zone corresponds to the regressive systems tract of the third-order depositional sequence of the Ilam Formation. سازند ایلام یکی از مخازن مهم هیدروکربوری در ناحیه دشت آبادان به شمار می‌رود. مطالعه حاضر به‌دنبال بررسی خصوصیات زمین شناختی و مخزنی این سازند در سه چاه از یکی از میادین ناحیه مذکور می‌باشد. مطالعات رخساره‌ای منجر به تفکیک تعداد ۷ ریزرخساره رسوبی در این سازند شد که این ریزرخساره‌ها در طیفی از زیرمحیط‌های درونی، میانی و بیرونی یک سکو کربناته از نوع رمپ نهشته شده‌اند. فرآیندهای مهم دیاژنزی اثرگذار بر خصوصیات مخزنی این سازند شامل انحلال میکروسکوپی، دولومیتی شدن، فشردگی و سیمانی شدن می باشند. تعیین واحدهای جریانی هیدرولیکی بر مبنای نشانگر واحد جریان منجر به تفکیک تعداد ۵ واحد جریانی در سازند ایلام شد. با استفاده از روش اصلاح شده لورنز بر مبنای چینه‌نگاری، کل توالی مورد مطالعه به ۴ واحد مخزنی، تله‌ای و سدی تفکیک گردید. رخساره‌های الکتریکی سازند ایلام با استفاده از لاگ‌های پتروفیزیکی گاما، نوترون، صوتی، چگالی، اشباع آب مؤثر و تخلخل مؤثر در چاه‌های مورد مطالعه تفکیک گردیده و با رخساره‌ها، واحدهای جریانی و جایگاه‌های سکانسی مطابقت داده شدند. نتایج مجموعه مطالعات فوق نشان داد که تجمع رخساره‌های دریای باز (مادستون، وکستون تا پکستون‌های حاوی الیگوستژینا و فرامینیفرای پلانکتون) با مقادیر بالای (تا ۲۰%) تخلخل‌های میکروسکوپی سبب بوجود آمدن یک واحد با کیفیت مخزنی مناسب در نیمه پایینی سازند ایلام شده است. در این واحد، ریزتخلخل‌های موجود در بین ذرات میکرایت به همراه حفرات ریز قالبی و درون اسکلتی منجر به ایجاد ظرفیت ذخیره قابل توجه در مخزن شده‌اند. البته تراوایی این رخساره‌ها اغلب پایین بوده و از ظرفیت جریان پایین برخوردارند. این واحد مخزنی منطبق بر سیستم ترکت پیشرونده از سکانس رسوبی رده سوم سازند ایلام می‌باشد. بخش میانی سازند ایلام از کیفیت مخزنی چندانی برخودار نبوده و در بخش بالایی مجددا مقادیر تخلخل و تراوایی بهبود می‌یابد. دلیل بالارفتن کیفیت مخزنی در این بخش، غلبه رخساره‌های پرانرژی و دانه غالب متعلق به کمربند رخساره‌ای شول و نیز وقوع انحلال در این رخساره‌ها می‌باشد. این واحد منطبق با بخش انتهایی سیستم ترکت پسرونده از سکانس رده سوم سازند ایلام می‌باشد. https://pr.ripi.ir/article_1458_4dcae38ee11d3a6606cc6cd636a3628b.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 34 1403-5 2024 12 21 Adsorptive Denitrogenation of Fuel with the Help of Biological Adsorbent Prepared from Green Walnut Skin نیتروژن‌زدایی جذبی از سوخت به‌کمک جاذب زیستی تهیه شده از پوست سبز گردو 159 174 1453 10.22078/pr.2024.5372.3391 FA امین علمداری مهندسی شیمی، دانشگاه ارومیه، ایران صدرا رستمی مهندسی شیمی، دانشگاه ارومیه، ایران عباس آقایی نژاد میبدی مهندسی شیمی، دانشگاه ارومیه، ایران Journal Article 2024 02 02 The aim of this research is to study the effect of activated carbon synthesized from green walnut skin on the activity of the adsorption process to remove the nitrogen compounds of indole and quinoline from model fuel. The synthesized adsorbent was analyzed using XRD, FTIR and BET methods. Furthermore, process parameters such as time, temperature, initial concentration of nitrogen compounds and adsorbent dose were investigated on the adsorptive denitrogenation process. The results of the surface adsorption process showed that the activated carbon adsorbent synthesized from the green skin of walnut, 200 ppm of indole and quinoline in a period of six hours, with a catalyst amount of 0.05 g per 10 ml of normal - heptane fuel containing quinoline and indole removes 42.26 and 37.68 mg.g-1 at 25 ºC, respectively. In addition, pseudo-first-order and pseudo-second-order kinetic models were used to investigate adsorption kinetics, while adsorption isotherms were used to evaluate equilibrium data. It was found that the adsorption of nitrogenous compounds by the synthesized activated carbon has the best fit with the Langmuir isotherm for quinoline and indole with the maximum adsorption capacity of 39.52 and 44.64 mg.g-1. Ultimately, based on the experimental data, the pseudo-second order model showed the best fit for quinoline and indole with linear regression (R2) of 0.9989 and 0.9999. From isotherm studies and adsorption kinetics, it was proved that the activated carbon synthesized from the green skin of walnut shows a great potential in removing nitrogenous compounds. هدف از این پژوهش مطالعه اثر کربن فعال سنتز شده از پوست سبز گردو بر فعالیت فرآیند جذب سطحی برای حذف ترکیبات نیتروژنی ایندول و کینولین از سوخت مدل است. جاذب سنتز شده به‌کمک روش‌های تعیین مشخصات XRD ، FTIR و BET تحلیل شد. پارامترهای فرآیندی از جمله زمان، دما، غلظت اولیه ترکیب نیتروژنی و دوز جاذب بر فرآیند نیتروژن‌زدایی جذبی بررسی شد. نتایج فرآیند جذب سطحی نشان داد که جاذب کربن فعال سنتز شده از پوست سبز گردو، ppm 200 ایندول و کینولین را در مدت زمان شش h 6، با مقدار جاذب g 05/0 بر mL 10 سوخت نرمال- هپتان حاوی کینولین و ایندول در دمای ºC 25 به‌ترتیب به‌میزان 26/42 و mg.g-1 68/37 حذف می‌کند. برای بررسی سینتیک جذب از مدل‌های سینتیکی شبه مرتبه اول و شبه مرتبه دوم استفاده شد، درحالی‌که از همدما‌های جذب برای ارزیابی داده‌های تعادلی استفاده شد. مشخص شد که جذب ترکیبات نیتروژنی توسط کربن فعال سنتز شده بهترین تناسب با همدمای لانگمویر برای کینولین و ایندول با حداکثر ظرفیت جذب 52/39 و mg.g-1 64/44 دارد. براساس داده‌های تجربی، مدل شبه مرتبه دوم بهترین برازش را برای کینولین و ایندول با رگرسیون خطی (R2) 9989/0 و 9999/0 نشان داد. از مطالعات همدما و سینتیک جذب ثابت شد که کربن فعال سنتز شده از پوست سبز گردو پتانسیل زیادی در حذف ترکیبات نیتروژنی نشان می‌دهد. https://pr.ripi.ir/article_1453_536a76f94cf7535158f66cfbd4b113b6.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 34 1403-5 2024 12 21 Diagenesis, Geochemistry and Reservoir Quality of the Fahliyan Formation in One of the Oil Fields in Southwestern Iran بررسی دیاژنز، ژئوشیمی و کیفیت مخزنی سازند فهلیان در یکی از میادین نفتی جنوب غرب ایران 175 182 1456 10.22078/pr.2024.5407.3406 FA امیر کاظمی گروه زمین‌شناسی، دانشکده علوم، دانشگاه اصفهان، ایران محمدعلی صالحی گروه زمین‌شناسی، دانشکده علوم، دانشگاه اصفهان، ایران جواد سبحانی رسوب‌شناسی، دانشکده زمین‌شناسی، دانشکدگان علوم، دانشگاه تهران جواد هنرمند پردیس توسعه صنایع بالادستی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران، ایران نواب خدائی پردیس توسعه صنایع بالادستی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران، ایران Journal Article 2024 04 03 The Fahliyan Formation (Early Cretaceous) is considered to be one of the major oil reservoirs in many fields of the Zagros sub-basins such as the Abadan Plain and the Persian Gulf. In order to investigate the diagenesis, geochemistry and reservoir quality of this carbonate succession in one of the fields located in the Abadan Plain, the results of geological-petrophysical studies including petrographic study of microscopic thin sections, conventional core analysis (porosity-permeability), XRD, petrophysical diagrams, carbon-oxygen isotope and elemental geochemical analysis are combined with SEM and CL microscopy. This formation has been affected by various diagenetic processes, including micritization, bioturbation, compaction, cementation, dissolution, dolomitization, and fracturing. Moreover, calcite cementation, compaction and extensive dolomitization are the main factors that have controlled the decrease of porosity and permeability, while dissolution (in the form of voids and molds) and fracturing have increased the reservoir quality of the studied succession. The core porosity and permeability data in the reservoir part of the Fahliyan Formation range from 0.01 to 27.5% and from less than 0.01 to more than 630 mD. These changes in porosity and permeability are strongly dependent on diagenetic processes that follow the pattern of facies changes. In addition, reservoir quality studies also show that diagenesis has had a major positive and negative impact on the Fahliyan Formation and has largely controlled the distribution of the pore system. Using elemental geochemistry and oxygen and carbon isotopic data, a surface corresponding to the maximum relative sea-level fall was identified. The porosity and permeability data associated with the facies of the lower (reservoir) part of the Fahliyan Formation were plotted on the Lucia diagram resulting in the separation of four different rock types, among which the floatstone/bondstone-greenstone has a higher reservoir quality. Moreover, two petrophysical methods were used to determine flow units, including flow zone index and porosity throat radius at 35% mercury saturation. Based on the FZI method, one non-reservoir unit and four reservoir flow units were identified, and based on the porosity throat radius method at 35% mercury saturation, four rock types and one non-reservoir rock type were identified according to the pore size. سازند فهلیان (کرتاسه آغازین) از مخازن مهم نفتی در بسیاری از میادین حوضه زاگرس نظیر دشت آبادان و خلیج فارس محسوب می‌شود. به منظور بررسی دیاژنز، ژئوشیمی و کیفیت مخزنی این توالی کربناته در یکی از میادین واقع در ناحیه دشت آبادان، نتایج مطالعات زمین‌شناسی-پتروفیزیکی شامل مطالعه پتروگرافی مقاطع نازک میکروسکوپی، آنالیز معمول مغزه (تخلخل- تراوایی)، آنالیز پراش اشعه ایکس، نمودارهای پتروفیزیکی، آنالیز ایزوتوپ کربن-اکسیژن و آنالیز عنصری همراه با مطالعات میکروسکوپ الکترونی و کاتودولومینسانس تلفیق شده است. این سازند تحت تأثیر فرآیندهای دیاژنزی مختلفی شامل میکرایتی‌شدن، آشفتگی‌زیستی، تراکم، سیمانی‌شدن، انحلال، دولومیتی‌شدن و شکستگی قرار گرفته است. سیمانی‌شدن کلسیتی، تراکم و دولومیتی‌شدن فراگیر عوامل اصلی کنترل‌کننده کاهش تخلخل و تراوایی می‌باشند، در حالی که انحلال (به صورت حفره‌ای و قالبی) و شکستگی، کیفیت مخزنی توالی مورد مطالعه را افزایش داده‌اند. تخلخل و تراوایی مغزه در بخش مخزنی سازند فهلیان در توالی مورد مطالعه به ترتیب دارای تغییراتی در محدوده 01/0 تا 5/27% و کمتر از 01/0 تا بیشتر از mD 630 می‌باشد. این تغییرات در تخلخل و تراوایی شدیداً وابسته به فرآیندهای دیاژنزی با پیروی از الگوی تغییرات رخساره‌ای است. بررسی‌های کیفیت مخزنی نیز نشان می‌دهد که دیاژنز تأثیر عمده‌ای به صورت مثبت و منفی در سازند فهلیان داشته و به میزان عمده‌ای توزیع سیستم منافذ را کنترل نموده است. با استفاده از داده‌های ژئوشیمی عنصری و ایزوتوپی اکسیژن و کربن یک سطح مطابق با حداکثر پایین افتادگی سطح نسبی آب دریا شناسایی گردید که می‌توان نتیجه گرفت که دیاژنز جوی تأثیر زیادی در بهبود کیفیت مخزنی توالی زیرین این سطح داشته است. به جهت بررسی کیفیت مخزنی رخساره ها و ایجاد ارتباط بین رخساره‌ها با رده‌های پتروفیزیکی لوسیا و تعیین گونه‌های سنگی، داده‌های تخلخل و تراوایی مربوط به رخساره‌های بخش پایینی (مخزنی) سازند فهلیان بر روی نمودار لوسیا ترسیم و منجر به تفکیک چهار گونه سنگی متفاوت گردید؛ در بین آنها فلوتستون/ باندستون-گرینستون از کیفیت مخزنی بالاتری برخوردار است. در راستای تعیین واحدهای جریانی از دو روش پتروفیزیکی شامل شاخص زون جریانی و شعاع گلوگاه تخلخل در اشباع 35% جیوه استفاده گردید. نتایج نشان داد که شاخص زون جریانی و شعاع گلوگاه تخلخل، عمدتاً ناهمگنی‌های مخازن کربناته را در مقیاس کوچک آشکار می‌کند. بر اساس روش شاخص زون جریانی، یک واحد غیر مخزنی و چهار واحد جریانی و بر اساس روش شعاع گلوگاه تخلخل در اشباع 35% جیوه چهار گونه سنگی و یک گونه غیرمخزنی با توجه به اندازه منافذ شناسایی گردید. https://pr.ripi.ir/article_1456_5e76bef6e019b2541ff53db39f407a98.pdf