پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 34 1403-6 2025 02 19 Foam Flow Behavior for Fluid Diversion in Heterogeneous, Layered Porous Medium: Microscale Experimental Study رفتار جریانی فوم جهت انحراف سیال در یک محیط متخلخل ناهمگن لایه‌ای: مطالعه آزمایشگاهی در مقیاس میکرو 3 15 1462 10.22078/pr.2024.5381.3394 FA امیرحسین مولایی دانشکده مهندسی نفت و گاز، دانشگاه صنعتی سهند، تبریز، ایران محمد سیم جو دانشکده مهندسی نفت و گاز، دانشگاه صنعتی سهند، تبریز، ایران محمد ابراهیمی شرکت مهندسی و توسعه نفت، تهران، ایران ارس رومی شرکت مهندسی و توسعه نفت، تهران، ایران Journal Article 2024 02 12 One of the significant challenges in enhanced oil recovery studies is to control and diverte the path of injected fluid towards target zones containing more remaining oil. One of the promising methods for fluid diversion is using foam to increase the performance of injected flow behavior. However, to achieve such a performance, it is necessary to investigate the foam flow behavior at the pore scale to elucidate the governing mechanisms involved in the diversion process. To this end, a porous medium pattern was designed, consisting of dual-layer with different permeabilities and cross flow between them. To conduct experiments, first the oil-saturated micro-model was flooded by brine to reach its residual oil saturation condition. Subsequently, foam performance was examined in the form of simultaneous gas and foaming agent injection. In this study, sodium dodecyl sulfate was used as the foaming agent at 35000 ppm of NaCl brine. Results showed that in gas injection, due to very high gas mobility and thus no enough pressure gradient for liquid diversion, oil recovery was only obtained from high permeability later with almost no contribution from low permeability layer. However, foaming the injected gas improved gas apparent viscosity and thus improving in the heterogeneous dual-layer system in a way that diversion of the injected fluid from the high permeability to low permeability layer occurred. Accordingly, fluid diversion by foam led to an increase in residual oil production from the low permeability layer, increasing the production efficiency from 9% to 85%. The effectiveness of foam injection in a heterogeneous, layered porous media and subsequently increasing residual oil production could be described in the light of viscous cross-flow, diverting the injected fluid from high to low permeability regions, and also enhancing the performance of gas displacement front. Results of this study indicate the promising potential of foam as a viable fluid diversion agent for controlling the mobility of injected fluid in a heterogeneous, layered system. یکی از چالش‌های مهم در مطالعات ازدیاد برداشت نفت، کنترل و انحراف مسیر سیال تزریقی به سمت مناطق هدفی است که نفت باقیمانده بیشتری را دارند. یکی از روش‌های مناسب برای این‌کار، استفاده از فوم است که می‌تواند سبب ارتقای عملکرد جریان سیال تزریقی شود. با این ‌حال جهت بهینه کردن عملکرد فوم لازم است که رفتار آن در مقیاس حفرات بررسی شود تا ساز و کار‌های دخیل در فرآیند انحراف سیال تبیین شوند. در این راستا الگویی از محیط متخلخل طراحی شد که شامل دو لایه با تراوایی مختلف و با شرایط وجود ارتباط سیالی بین لایه‌ها بود. در این مطالعه از عامل فوم‌ساز سدیم دودسیل‌سولفات و شرایط شوری ppm 35000 کلریدسدیم استفاده شد. در انجام آزمایش‌ها، ابتداً میکرومدل اشباع از نفت تحت تزریق آب قرار گرفت، سپس عملکرد فوم در قالب تزریق هم‌زمان گاز و عامل فوم‌ساز بررسی شد. نتایج نشان داد که در طول تزریق گاز بواسطه تحرک‌پذیری بالای سیال تزریقی و عدم ایجاد افت فشار اضافی جهت انحراف سیال، تولید نفت عملاً از لایة پرتراوا صورت‌ گرفته و لایه کم‌تراوا مشارکت پایینی در تولید نفت داشت. اما فوم کردن گاز تزریقی سبب افزایش ویسکوزیته فاز گازی و بهبود بازده جاروبی در سیستم دو لایه ناهمگن شد، به‌گونه‌ای که انحراف سیال تزریقی از لایه پرتراوا به کم‌تراوا اتفاق افتاد. مطابق نتایج حاصله، انحراف سیال توسط فوم منجر به افزایش تولید نفت باقیمانده از لایه کم‌تراوا شده و بازده تولید را از 9% به 85% افزایش داد. اثربخشی فوم در محیط متخلخل ناهمگن لایه‌ای و متعاقباً افزایش تولید نفت باقیمانده در قالب رخدادهای جریان متقاطع ویسکوز، انحراف سیال تزریقی از نواحی پرتراوا به کم‌تراوا و نیز ارتقای عملکرد جبهه جابه‌جایی گاز توصیف شدند. نتایج حاصل از این مطالعه بیانگر پتانسیل مطلوب فوم به‌عنوان یک عامل انحراف سیال جهت کنترل تحرک‌پذیری سیال تزریقی در یک سیستم ناهمگن لایه‌ای می‌باشد. https://pr.ripi.ir/article_1462_7671a455d12cb29798cdaad3096ddd40.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 34 1403-6 2025 02 19 Investigating the Synergistic Effect of Hybrid- nanofluids (Hnfs) Dispersed on Smart Water, Modified with Green Surfactant on Solution Stability, Viscosity and Interfacial Tension in Contact with Crude Oil of A Southwestern Field of Iran بررسی اثر هم افزایی نانوسیالات هیبریدی پراکنده در آب هوشمند اصلاح‌شده با ماده‌فعال‌سطحی سبز بر پایداری، ویسکوزیته وکشش‌بین‌سطحی در تماس با نفت میدان جنوب‌غرب ایران 16 37 1459 10.22078/pr.2024.5376.3393 FA آذین خواجه کولکی گروه مهندسی نفت، دانشکده‌ مهندسی شیمی، نفت و گاز، دانشگاه سمنان، سمنان، ایران سید مجتبی حسینی نسب گروه مهندسی نفت، دانشکده‌ مهندسی شیمی، نفت و گاز، دانشگاه علم و صنعت ایران، تهران، ایران فرامرز هرمزی گروه مهندسی شیمی، دانشکده‌ مهندسی شیمی، نفت و گاز، دانشگاه سمنان، سمنان، ایران. Journal Article 2024 02 05 When the combination of salinity water, surfactants and Nanoparticles (NPs) are used simultaneously, the interfacial tension (IFT) could reach its lowest value and subsequently the oil recovery could be improved. In this paper, the method of modified metal oxide NPs with environmentally friendly surfactant dispersed in different base fluids was applied. Silica and gamma-alumina NPs and their hybrid nanofluids (HNFs) were used with mass ratios of 10:90, 30:70 and 50:50. Also, distilled water and various smart waters with salinities 4071, 8142, 20400 and 40710 (ppm) were considered as basic fluids. The presence of Ca2+ and Mg2+ ions in salinity water creates amphoteric properties in HNFs, which greatly causes the instability of nanomaterials in the vicinity of saline water. Therefore, in order to be more stable, gum arabic was used as a green surfactant.  After evaluating the duration of stability of HNFs, IFT was tested at temperatures 25 and 60 °C and viscosity at temperatures 25, 35, 45 and 55 °C. On the other hand, the results showed that an increase at temperature could lead to a decrease at IFT and viscosity for nanofluids. The lowest IFT at 60 °C was obtained for the HNFs with a mass ratio of gamma-alumina and silica of 50:50 dispersed in smart water with a salinity of 4071 ppm. The lowest viscosity at 55 °C was reported for HNFs with a mass ratio of 50:50 dispersed in distilled water. Minimizing the IFT and improving the rheological behavior of optimal nanofluids towards a strong water wet system could be considered as a promising solution in EOR applications. هنگامی‌که ترکیب آب نمک، موادفعال‌سطحی و نانوذرات به‌صورت همزمان استفاده می‌‍شود، کشش‌بین‌سطحی می‌تواند به کمترین مقدار خود برسد و متعاقبا بازیافت نفت افزایش یابد. در این مقاله از روش ترکیبی نانوذرات اکسیدفلزی اصلاح‌شده با ماده‌فعال‌سطحی دوست‌دار محیط زیست پراکنده شده در سیالات‌پایه با شوری متفاوت، استفاده شد. از نانوذرات سیلیکا و گاما-آلومینا و نانوهیبریدهای آنها با نسبت‌جرمی 10:90، 30:70 و 50:50 استفاده شد. همچنین آب‌مقطر و ‌آب‌های هوشمند با شوری ppm 4071، 8142، 40710 و 40710 به عنوان سیالات‌پایه در نظر گرفته شدند. وجود یون‌های کلسیم و منیزیم در آب نمک باعث ایجاد خواص دوخصلتی در نانوسیالات می‌شود که بشدت باعث ناپایداری نانومواد در مجاورت با آب نمک می‌گردد. از این رو به منظور پایداری بیشتر از صمغ‌عربی به عنوان یک ماده فعال‌سطحی سبز استفاده شد. پس از ارزیابی مدت زمان پایداری نانوسیالات‌هیبرید، آزمون بررسی کشش‌بین‌سطحی در دماهای C° 25 و 60 و ویسکوزیته در دماهای C° 25، 35 ، 45و 55 انجام شد. نتایج آزمایشگاهی نشان داد در نانوسیالات هیبریدی که از صمغ‌عربی استفاده نشد حدوداً تا دو ساعت پایداری خود را حفظ کردند. از طرفی دیگر نتایج نشان داد که افزایش دما می‌تواند منجر به کاهش کشش‌بین‌سطحی و ویسکوزیته برای نانوسیال‌ها شود. کمترین کشش بین سطحی در دمای C° 60 برای نانوهیبرید با نسبت جرمی گاما-آلومینا و سیلیکا 50:50 در آب هوشمند با شوری ppm 4071 به‌دست آمد. کمترین ویسکوزیته در دمای C° 55 برای نانوهیبرید با نسبت‌جرمی50:50 در آب‌مقطر گزارش شد. به حداقل رسیدن کشش‌بین‌سطحی و بهبود رفتار رئولوژی نانوسیالات بهینه به سمت یک سیستم آب‌دوست قوی می‌تواند یک راه‌حل امیدوارکننده در کاربردهای ازدیاد و برداشت نفت در نظر گرفته شود. https://pr.ripi.ir/article_1459_261c763c6a4e84be732bae8dbe6f8706.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 34 1403-6 2025 02 19 aluation of Produced Water Control Technologies Using a Technology Management Approach in an Iranian Oil Field ارزیابی فن‌آوری‌‌های کنترل آب تولیدی با رویکرد مدیریت فن‌آوری‌ در یکی از مخازن نفتی ایران 38 54 1461 10.22078/pr.2024.5434.3425 FA ازاده دباغی پژوهشکده ازدیادبرداشت از مخازن، پردیس توسعه صنایع بالادستی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران، ایران محمد زاهدزاده پژوهشکده ازدیادبرداشت از مخازن، پردیس توسعه صنایع بالادستی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران، ایران ساراسادات مرتضوی راوری معاونت برنامه‌ریزی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران، ایران شیما ابراهیم زاده رجائی پژوهشکده ازدیادبرداشت از مخازن، پردیس توسعه صنایع بالادستی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران، ایران جمال اعلایی پژوهشکده فن‌آوری‌‌های شیمیایی، پلیمری و پتروشیمی، پردیس توسعه صنایع پایین‌دستی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران، ایران سعید فرقانی 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 05 08 Oil and gas production is usually associated with the production of water. As the life of the field increases, water production and related problems such as losing a large part of the hydrocarbon reserves, decrease in oil production, increase in production costs, formation damages, etc. also increase; So far, excessive water production has been considered as one of the main challenges of mature fields. In this research, in order to screen the appropriate technology for solving the excessive produced water problem in one of the southern Iranian oil fields, required technologies were identified and prioritized by employing the comprehensive approach. This approach was employed before conducting laboratory tests, simulation study, and pilot operations to save money and time. Therefore, before focusing on technical details, other contributing factors such as economy, environment, political/social aspects, market, technical capacities, and the effects of new technology entering the existing industrial ecosystem and finally the interaction of new technology with other industry components as a vital part in the technology development process were considered. Technology evaluation using the above-mentioned approach helps the organization’s technology strategy development process. In order to perform the methodology, sixteen technologies were identified in two categories of chemical and mechanical by reviewing scientific references and field preliminary data to reduce or eliminate excessive produced water. Fifteen attractiveness criteria along with six criteria for evaluating the company’s capability of using them were identified. These criteria were localized and weighted using the literature of technology management and experts’ opinions. Using the questionnaire, data related to each technology was collected from the perspective of each criterion. Therefore, the position of the technology in the attractiveness-capability matrix was determined; «Mechanical plugs (cement bridge, etc.)», «Short liner», «side track», «casing patch», «Straddle Packer», «Horizontal drilling» and «Polymer gel» were determined as the technology portfolio for the organization and proposed as candidates for future detailed studies. استخراج نفت و گاز از مخازن هیدروکربوری زیرزمینی معمولا با تولید آب همراه است. با افزایش عمر مخزن،‌ تولید آب همراه و هم‌چنین مشکلات مربوط به آن مانند از دست‌رفتن بخش اعظمی از ذخیره هیدروکربور، کاهش تولید نفت، افزایش هزینه‌های تولید، آسیب‌دیدگی‌های سازندی و ... نیز افزایش می‌یابد؛ تاجایی‌که می‌توان تولید آب همراه را به‌عنوان یکی از بزرگ‌ترین چالش‌ها در میادین بالغ قلمداد نمود. در این پژوهش به‌منظور به‌کارگیری فن‌آوری‌ مناسب کنترل آب تولیدی در یکی از میادین نفتی جنوب ایران، تلاش شده است پیش از انجام مطالعات آزمایشگاهی، شبیه‌‌‌سازی و عملیات پایلوت میدانی، با شناخت اولیه مخزن و منشأ تولید آب همراه، فن‌آوری‌‌ها با اتخاذ رویکردی جامع، شناسایی، ارزیابی و اولویت‌بندی گردند. بدین‌تر‌تیب پیش از تمرکز بر جزئیات فنی، معیارهای فنی، اقتصادی، زیست‌محیطی، سیاسی/ اجتماعی، بازار، ظرفیت‌های فنی و اثرات ورود فن‌آوری‌ جدید به زیست‌بوم صنعتی موجود و تعامل فن‌آوری‌ جدید با سایر اجزای صنعت نیز به‌عنوان یک جزء حیاتی در فرآیند توسعه فن‌آوری‌ به‌صورت روش‌مند در نظر گرفته شده است. ارزیابی فن‌آوری‌ با چنین دیدگاه کلانی، به فرآیند تدوین استراتژی فن‌آوری‌ سازمان نیز کمک شایانی می‌نماید. از این‌رو با رویکرد حذف و یا کاهش آب تولیدی، ضمن مروری بر تجارب جهانی، شانزده فن‌آوری‌ در دو دسته فن‌آوری‌‌های مسدود‌سازی شیمیایی و مکانیکی شناسایی شدند. معیارهای جذابیت فن‌آوری‌ (پانزده معیار) از یک‌سو و از سوی دیگر معیارهای ارزیابی میزان توانمندی شرکت در به‌کارگیری فن‌آوری‌‌ها (شش معیار) با استفاده از ادبیات مدیریت فن‌آوری‌ و نظرات خبرگان شناسایی، بومی‌سازی و وزن‌دهی شدند. با استفاده از پرسش‌نامه، داده‌های مربوط به ارزیابی هریک از فن‌آوری‌‌ها از منظر هریک از معیارها جمع‌آوری و موقعیت فن‌آوری‌ در ماتریس جذابیت- توانمندی مشخص شد؛ «مسدود کننده‌های مکانیکی (پلاگ سیمانی، پلاگ فلزی و....)»، «راندن آستری و مسدودسازی مشبک‌ها»، «حفاری حفره کنارگذر»، «وصله لوله جداری»، «توپک دوپا»، «حفر چاه افقی» و «ژل پلیمر» درقالب سبد فن‌آوری‌‌های اولویت‌دار برای سازمان تعیین و به‌عنوان گزینه‌هایی جهت مطالعات تفصیلی آتی پیشنهاد گردیدند. https://pr.ripi.ir/article_1461_a4ccd8bfa78f6e5a6ff3aff0f0e9bd77.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 34 1403-6 2025 02 19 Optimization of the Injected Gas Dynamically in the Artificial Lift Process Using an Integrated System بهینه‌سازی دبی گاز تزریقی در فرآیند فرازآوری مصنوعی با تزریق گاز با بهره‌گیری از سیستم یکپارچه تولید 38 54 1463 10.22078/pr.2024.5428.3416 FA لیلا زین العابدینی دانشکده مهندسی شیمی،نفت و گاز ، دانشگاه علم و صنعت ایران، تهران، ایران فروغ عاملی دانشکده مهندسی شیمی،نفت و گاز ، دانشگاه علم و صنعت ایران، تهران، ایران 0000-0001-9474-303X Journal Article 2024 04 27 One of the most crucial procedures for enhancing oil well extraction from those with little to no production is artificial gas lift. There is an optimum gas injection rate in gas production, and altering this rate will result in less oil being produced. During production, this optimal point changes, resulting in an ideal path. Additionally, the distribution of gas in a single time step lowers reservoir pressure and modifies the output of various wells. This problem may have an impact on the next time step›s ideal gas distribution. Numerous studies on the optimization of gas lift have been conducted in the past, but the majority of them did not make use of the effective tool in a dynamic model to identify a good optimal path. IPM software was utilized to simulate the field in this paper. Software from Pvtp, Mbal, Prosper, and Gap was used to model the fluid, reservoir, well, and surface equipment, in that order. Gap software was then used to integrate all the components into a single system to create a unified system. Lastly, the best gas rate path for the artificial gas lift wells was determined using gap optimization, which takes the dynamic model into account. The outcomes demonstrated that there is an optimal point at which higher production may be achieved when using integrated system optimization with less available gas limitation. This is because the integrated system optimizes the gas injection rate by taking into account the dynamic model and the impact of reservoir pressure. فرازآوری مصنوعی با گاز یکی از روش‌های مرسوم برای بهبود تولید از چاه‌های نفت با تولید کم یا بدون تولید است. درفرازآوری با گاز، نرخ تزریق گاز باید بهینه گردد زیرا افزایش بیش از اندازه یا کاهش مقدار آن، میزان تولید نفت را کاهش می‌دهد. این نقطه بهینه در زمان تولید تغییر می‌کند و یک مسیر بهینه ایجاد می‌کند. همچنین تخصیص گاز در یک مرحله زمانی باعث تولید در چاه‌های مختلف شده و در نتیجه تولید فشار مخزن کاهش می یابد. این مسئله یعنی کاهش فشار مخزن می‌تواند بر تخصیص بهینه گاز در مرحله زمانی بعدی تأثیر بگذارد. در گذشته تحقیقات زیادی در زمینه بهینه‌سازی فرازآوری با گاز انجام شده است اما اکثر آن‌ها از ابزار قدرتمند در یک مدل دینامیکی برای یافتن یک مسیر بهینه خوب استفاده نکرده‌اند. در این مقاله برای شبیه‌سازی میدان از نرم‌افزار IPM استفاده شد. سیال، مخزن، چاه، تجهیزات سرچاهی به‌ترتیب با نرم‌افزارهای پیوی تی پی، امبل، پراسپر و گپ شبیه‌سازی شدند. سپس برای ایجاد سیستم یکپارچه، همه بخش‌ها با نرم‌افزار گپ به‌هم متصل شدند. درنهایت از بهینه‌سازی گپ که مدل دینامیکی را در نظر می‌گیرد برای یافتن مسیر بهینه نرخ گاز چاه‌ها در فرازآوری مصنوعی استفاده شد. نتایج نشان داد که استفاده از بهینه‌سازی سیستم یکپارچه با محدودیت گاز در دسترس کمتر، دارای نقطه بهینه با تولید بالاتر است. دلیل این امر، در نظر گرفتن مدل دینامیک و تاثیر فشار مخزن بر نرخ تزریق گاز برای بهینه‌سازی توسط سیستم یکپارچه می‌باشد https://pr.ripi.ir/article_1463_d7a2991daba917cbb78a4729aedf7a93.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 34 1403-6 2025 02 19 Utilizing Machine Learning Classification Models for Acid-Oil Emulsion Prediction in Laboratory Acidizing Static Tests by Using a Hybrid Databank به‌کارگیری مدل‌های یادگیری ماشین برای پیش‌بینی تشکیل امولسیون اسید و نفت در آزمایش‌های استاتیک اسیدکاری با استفاده از بانک اطلاعات ترکیبی 73 91 1468 10.22078/pr.2024.5452.3426 FA سپیده عطربرمحمدی دانشکده مهندسی شیمی و نفت، دانشگاه صنعتی شریف، تهران ایران حسین خیرالهی دانشکده مهندسی شیمی و نفت، دانشگاه صنعتی شریف، تهران ایران سید شهاب الدین آیت الهی دانشکده مهندسی شیمی و نفت، دانشگاه صنعتی شریف، تهران ایران 0000-0001-7561-6393 سید محمودرضا پیشوائی دانشکده مهندسی شیمی و نفت، دانشگاه صنعتی شریف، تهران ایران Journal Article 2024 05 08 During the lifetime of an oil well, the near wellbore areas are usually exposed to formation damage due to factors such as fines migration, clay swelling, etc., significantly reducing the oil well›s productivity and injectivity rates. One of the widely used well-stimulation methods to remove formation damage is acidizing in which the acid and chemicals (additives) are injected into the formation to increase the permeability of the formation by dissolving carbonate rocks. However, the lack of laboratory examination of the compatibility of injection fluids with formation fluids at the design stage results in induced damage such as acid emulsion in oil in formation. The conduction of laboratory tests in order to execute compatibility between fluids is time-consuming, expensive, and has issues related to safety. This research aims to predict the primary results of anti-emulsion tests using data-driven models in a short time. For this purpose, the most influential data on the results of these tests, including type and concentration of acid, and additives like anti-emulsion, anti-sludge, surface tension reducer, and iron ion reducer, as well as properties of 13 different types of oil from various reservoirs, such as viscosity, density, and ferric ion concentration, were collected and recorded as inputs to a data set. Then, some supervised classification models including random forest, support vector machine, multi-layer perceptron, and extreme gradient boosting algorithms have been implemented to predict the output of anti-emulsion tests. Additionally, the statistical technique SMOTE (Synthetic Minority Oversampling Technique) was employed to generate artificial data samples and enhance AI models’ performance. Ultimately, results indicate that the extreme gradient boosting with five estimators achieved the best performance with Cohen›s kappa values of 0.79 and 0.523 for training and testing datasets, respectively. در طول مدت بهره‌برداری از مخازن نفتی، معمولاً نواحی نزدیک به دیواره‌ چاه به دلایل مختلفی همچون جابه‌جایی ذرات سازندی، تورم رس و موارد دیگر در معرض آسیب‌های مختلف قرار گرفته و نرخ تولید/تزریق از آن‌ها به‌شدت کاهش می‌یابد. یکی از پرکاربردترین روش‌های انگیزش چاه برای رفع این آسیب‌های سازندی روش اسیدکاری است که در طی آن اسید و مواد شیمیایی ( افزایه‌ها) به داخل سازند تزریق می‌شوند تا با انحلال سنگ در سازندهای کربناته تراوایی سازند را افزایش دهند. با این وجود، عدم بررسی آزمایشگاهی سازگاری سیالات تزریقی با سیالات سازندی در مرحله طراحی می‌تواند منجر به ایجاد آسیب‌های القائی همچون تشکیل امولسیون اسید در نفت شود. آزمایش‌های آزمایشگاهی که به‌منظور بررسی سازگاری سیالات مذکور و انتخاب سیالات تزریقی مناسب صورت می‌گیرند، زمان‌بر، پرهزینه و نیز از لحاظ ایمنی خطرناک می‌باشند. به همین منظور در این پژوهش سعی شده‌است تا نتایج اولیه آزمایش‌های امولسیونی با استفاده از مدل‌های مبتنی بر داده و در زمان کوتاه‌تر پیش‌بینی شوند. بنابراین داده‌های مؤثر بر نتایج این آزمایش‌ها، شامل متغیرهای نوع و غلظت اسید، افزایه‌های ضد امولسیون، ضد لخته، کاهنده کشش سطحی، کاهنده یون آهن و همچنین ویژگی‌های ۱۳ نوع نفت از مخازن مختلف مانند گرانروی، چگالی و غلظت یون فریک، جمع‌آوری و به‌عنوان ورودی‌های یک مجموعه داده ثبت شدند. سپس مدل‌های طبقه‌بندی نظارت‌شده شامل الگوریتم جنگل تصادفی، ماشین بردار پشتیبان، پرسپترون چندلایه و تقویت گرادیان شدید جهت پیش‌بینی خروجی آزمایش‌های ضد امولسیون برروی مجموعه داده جمع‌آوری‌شده اعمال شدند. با توجه به کمبود داده‌های آزمایشگاهی از تکنیک آماری بیش نمونه‌گیری مصنوعی به منظور تولید نمونه داده‌ مصنوعی و بهبود عملکرد مدل‌های هوش مصنوعی استفاده گردید. براساس نتایج به‌دست آمده، روش تقویت گرادیان شدید با پنج تخمین‌گر به‌ترتیب با مقادیر کوهن-کاپای 79/0 و 523/0 برای مجموعه داده‌های آموزش و آزمایش بهترین عمکرد را داشته است. https://pr.ripi.ir/article_1468_d3806e09612897cd1cd2de3d32a607b9.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 34 1403-6 2025 02 19 Evaluation of the Mechanical Index of Hydraulic Fracturing Candidate Layers Using Rock Physics ارزیابی شاخص مکانیکی لایـه‌هـای کـاندید شـکافـت هــیدرولیـکی بـا اسـتفاده از فیـزیک‌سـنگ 92 104 1467 10.22078/pr.2024.5470.3436 FA صبا خوشکلام گروه زمـین‌شناسی نفت و حوضـه‌های رسـوبی، دانشـکدۀ علـوم‌زمیـن، دانشـگاه شـهید چـمران اهـواز، ایـران مرتضی آزادپور کارشـناس ژئـومـکانیـک، مـناطق نفـت‌خیـز جنـوب، اهـواز، ایـران Journal Article 2024 05 21 Evaluation of the mechanical properties of reservoir rocks is an essential criterion in determining suitable points for hydraulic fracturing operations. Meanwhile, Young›s modulus and Poisson›s ratio are two mechanical parameters controlling rock layers› brittleness. These two parameters can be calculated by performing tests on rock samples in different laboratory conditions (static method) or using sonic and density log data (dynamic method). The calculation of dynamic elastic moduli requires shear wave velocity data, which, despite its great importance, is only measured in a small number of wells in the field due to the limitation and high cost of measurement. In this study, due to the lack of shear wave velocity in the well in question, the bulk and shear moduli of the rock were estimated with the help of a carbonate rock physics model. Then, by calculating Poisson›s ratio and Young›s dynamic modulus and using the laboratory relationship to convert these moduli into the static state, the brittleness index was determined, and considering the effective reservoir parameters, the candidate layers for hydraulic fracturing operations were identified and prioritized. ارزیابی خواص مکانیکی سنگ‌های مخزن معیار بسیار مهمی در تعیین نقاط مناسب برای اجرای عملیات شکافت هیدرولیکی است. در این ‌بین، مدول یانگ و نسبت پواسون دو پارامتر مکانیکی هستند که شکنندگی لایه‌های سنگ را کنترل می‌کنند. این دو پارامتر را می‌توان با انجام آزمایش بر روی نمونه‌های سنگ در شرایط مختلف آزمایشگاهی (روش استاتیک) و یا با استفاده از داده‌های لاگ صوتی و چگالی (روش دینامیک) محاسبه کرد. محاسبۀ مدول‌های کشسان دینامیک به داده‌های سرعت موج ‌برشی نیاز دارد که علی ‌رغم اهمیت زیاد، به دلیل محدودیت و هزینۀ بالای اندازه‌گیری، صرفاً در تعداد اندکی از چاه‌های میدان اندازه‌گیری می‌شود. در این مطالعه، با توجه به عدم وجود سرعت موج‌ برشی در چاه مورد نظر ابتدا به کمک یک مدل فیزیک سنگ کربناته مدول‌های بالک و برشی سنگ تخمین زده‌ شده و سپس با محاسبۀ نسبت پواسون و مدول یانگ دینامیک و استفاده از رابطۀ آزمایشگاهی برای تبدیل این مدول‌ها به حالت استاتیک، شاخص شکنندگی تعیین و با در نظرگیری پارامترهای مخزنی مؤثر، لایه‌های کاندید برای انجام عملیات شکافت هیدرولیکی شناسایی و اولویت‌بندی شد. https://pr.ripi.ir/article_1467_a0da433ce1a8900d44d29b805b968141.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 34 1403-6 2025 02 19 Investigation of the Surface Activity of Di-acetylated Acid Sophorolipid Biosurfactant and its Performance Evaluation in Enhanced Oil Recovery بررسی فعالیت سطحی بایوسورفکتانت دی‌استیلات اسید سوفورولیپید و ارزیابی عملکرد آن در ازدیاد برداشت نفت 105 118 1465 10.22078/pr.2024.5473.3437 FA فردین سقندلی تحقیق و توسعه شرکت بسپارش یکتا نوآور ایرانیان، تهران، ایران فرزین سقندلی تحقیق و توسعه شرکت بسپارش یکتا نوآور ایرانیان، تهران، ایران/پژوهشکده مهندسی نفت، پژوهشگاه شیمی و مهندسی شیمی ایران، تهران، ایران مهسا باغبان صالحی پژوهشکده مهندسی نفت، پژوهشگاه شیمی و مهندسی شیمی ایران، تهران، ایران Journal Article 2024 05 22 This study investigates the performance of diacetylated sophorolipid acid biosurfactant in enhanced oil recovery (EOR) using oil displacement tests, surface and interfacial tension measurements, wettability alteration, and flooding in homogeneous and heterogeneous micromodels. The biosurfactant demonstrated significant potential, reducing the surface tension of pure water from 74 to 41.33 mN/m at 5000 ppm. In the presence of 80,000 ppm salinity, the interfacial tension decreased from 42.37 to 14.9 mN/m. Moreover, wettability alteration tests revealed that the biosurfactant changed carbonate rock wettability from oil-wet to water-wet, increasing the contact angle from 20.30° to 42.11°. Finally, micromodel flooding tests showed oil recovery rates of 78% and 71% in homogeneous and heterogeneous micromodels, respectively, under optimal conditions. در این پژوهش به بررسی عملکرد بایوسورفکتانت دی‌استیلات اسید سوفورولیپید در ازدیاد برداشت نفت با استفاده از آزمون‌های کنارزدن نفت، آزمایش کشش سطحی و کشش بین‌سطحی، تغییر ترشوندگی و سیلاب‌زنی میکرومدل‌های همگن و ناهمگن پرداخته شده است. در ابتدا توانمندی بایوسورفکتانت در کنارزدن نفت خام مورد مطالعه قرار گرفت. آزمایش کشش سطحی و کشش بین‌سطحی با لحاظ‌کردن تأثیر شوری در کاهش کشش بین‌سطحی انجام شد. در این آزمایش مشخص شد که حضور دی‌استیلات اسید سوفورولیپید در غلظت ppm 5000 کشش سطحی آب خالص را از mN/m 74 به mN/m 41/33 کاهش می‌دهد. همچنین مشخص شد که محلول دی‌استیلات اسید سوفورولیپید در غلظت ppm 5000 و شوری ppm 80000 کشش بین‌سطحی را از mN/m 42/37 به عدد mN/m 14/9 کاهش می‌دهند. در آزمون تغییر ترشوندگی، با اندازه‌گیری زاویه تماس مشخص شد که محلول دی‌استیلات اسید سوفورولیپید توانایی تغییر ترشوندگی سنگ کربناته از نفت‌دوست به آب‌دوست را دارد. محلول دی‌استیلات اسید سوفورولیپید زاویه تماس قطره‌ نفت روی سنگ کربناته را از °20/30 به °42/109 افزایش داد. در نهایت با استفاده از الگوهای مختلف میکرومدل توانایی بایوسورفکتانت‌ دی‌استیلات اسید سوفورولیپید در ازدیاد برداشت نفت سنجیده شد. برای این منظور از دو میکرومدل همگن و ناهمگن استفاده شده است. محلول دی‌استیلات اسید سوفورولیپید در غلظت و شوری بهینه به‌ترتیب در میکرومدل همگن و ناهمگن، موجب 78% و 71% بازیافت نفت شد. https://pr.ripi.ir/article_1465_ead9cc0a16e2a7758a5e3d4b06d3e700.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 34 1403-6 2025 02 19 Destruction of Kerosene in Water with the Zirconium Oxide Nanocatalyst تخریب شیمیایی نفت سفید موجود در آب با کمک نانو کاتالیزور زیرکونیوم اکسید 119 127 1464 10.22078/pr.2024.5483.3442 FA اسدالله فرهادی ساختمان علوم پایه، دانشگاه صنعت نفت، اهواز، ایران Journal Article 2024 06 04 Due to the high toxicity of kerosene composition in humans and living organisms, in this project; the degradation of kerosene in water in the presence of nano zirconium oxide was investigated in different conditions. Moreover, the kerosene used in this research has aliphatic compounds whose number of carbons is between 6-22. Hydrocarbons in this sample were identified using the gas chromatography method and compared with ASTMD2163 test results. The degradation of kerosene in the presence of nano zirconium oxide was investigated using gas chromatography, a viscometer, a density meter, and a pH meter. In this project, data related to kinematic viscosity and dynamic viscosity were measured. The pH changes measured in the water show that the degradation of kerosene produces carbon dioxide gas because the pH is <7. Ultimately, in this study, the amount of changes in hydrocarbon fractions was investigated by gas chromatography method. Also, based on the obtained results, a mechanism for the degradation of kerosene, which can be carried out through the production of hydroxy radical, was reported. باتوجه به مسمومیت بالای ترکیب نفت سفید در انسان و موجودات زنده، بنابراین در این پروژه تخریب نفت سفید موجود در آب در حضور نانوکاتالیزور زیرکونیوم اکسید در شرایط مختلف بررسی شد. نفت سفیدی که در این تحقیق استفاده شد دارای ترکیبات آلیفاتیکی است که تعداد کربن‌های آنها بین 6-22 می‌باشد. شناسایی هیدروکربن‌های موجود در این نمونه به‌روش کروماتوگرافی گازی و با مقایسه با نتایج تست ASTMD2163 شناسایی شد. بررسی تخریب نفت سفید در حضور نانو کاتالیزور زیرکونیم اکسید توسط دستگاه‌های کروماتوگرافی گازی، ویسکومتر، دانسیته‌متر.و pH متر اندازه‌گیری شد. در این پروژه داده‌های مربوط به ویسکوزیته کینماتیک و ویسکوزیته دینامیک اندازه‌گیری شد. تغییرات pH اندازه‌گیری شده در آب نشان می‌دهد که تخریب نفت سفید باعث ایجاد گاز دی‌اکسید کربن می‌شود زیرا pH<7 می‌باشد. در این مطالعه میزان تغییرات ایجاد شده در برش‌های هیدروکربنی توسط روش کروماتوگرافی گازی بررسی شد. براساس نتایج به‌دست آمده سازوکاری برای تخریب نفت سفید که از مسیر تولید رادیکال هیدروکسی انجام می‌شود گزارش شد. https://pr.ripi.ir/article_1464_e71a6394979d5bd70783de2e19756286.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 34 1403-6 2025 02 19 Intensification of Acid-Induced Sludge Formation During Stimulation of Asphaltenic Oil Reservoirs: an Experimental Study بررسی آزمایشگاهی تشدیدپذیری تشکیل لجن اسیدی در انگیزش مخازن نفتی آسفالتینی 128 140 1440 10.22078/pr.2024.5308.3357 FA اسماعیل هدایتی گروه مهندسی نفت، دانشکده مهندسی شیمی نفت و گاز، دانشگاه شیراز، شیراز، ایران 0009-0009-5621-3519 میثم محمدزاده شیرازی گروه مهندسی نفت، دانشکده مهندسی شیمی نفت و گاز، دانشگاه شیراز، شیراز، ایران 0000-0001-8382-9460 احمد عباسی گروه مهندسی شیمی، دانشکده مهندسی شیمی نفت و گاز، دانشگاه شیراز، شیراز، ایران 0000-0002-2853-4675 محمد رضا ملایری گروه مهندسی شیمی، دانشکده مهندسی شیمی نقت و گاز، دانشگاه شیراز، شیراز، ایران 0000-0001-8376-8055 Journal Article 2023 11 15 Acidizing process increases the productivity of oil and gas wells, but its improper design can cause the formation of acid-induced sludge as a serious formation damage. There is a main question that is it possible to control the sludge through regulating operational parameters instead of using additives. In this research, the effect of main parameters such as crude oil-acid mixing speed (as a representative of acid injection rate), acid-crude oil mixture ratio (as a representative of acid injection volume), temperature, and crude oil specification (colloidal instability index and asphaltene content) were examined on sludge formation. Standard compatibility test RP-42 with some modification was utilized for this purpose. In addition, in order to study the effect of viscosity, some experiments were done using synthetic oil prepared by diluting the crude oil with toluene and heptane. Moreover, the results showed the noticeable effect of mixing speed, increasing it from 500 to 1500 rpm was led to increase the amount of sludge in three crude oil samples A, B and C by 2.1, 1.58 and 1.49 times, respectively. In addition, it can be attributed to create more interface area of acid and crude oil droplets for higher shears. Also, by changing the acid mixture ratio from 0.2 to 0.8 in crude oil samples A, B and C, caused to intense the sludge deposition by 1.27, 2.37 and 3 times, respectively. Furthermore, increasing the temperature from 30 to 85 °C produced similar behavior for sludge formation by increasing 2.7, 1.57 and 1.84 times, respectively. The crude oils have been shown different tendencies for sludge formation. The sample A has formed the sludge 6.1 and 37.7 times higher than B and C oils, respectively. Ultimately, the composition of sample A with higher colloidal instability index and asphaltene content leads to higher tendency for sludging. In addition, in order to investigate the effect of oil viscosity exclusively, the results of crude oil B and its synthetic oil showed the sludge reduction due to 1.68-fold decrease of viscosity in the prepared synthetic oil. اسیدکاری سبب افزایش بهره‌‌دهی چاه‌های نفت و گاز می‌شود اما طراحی نامناسب آن باعث تشکیل رسوب لجن اسیدی و آسیب سازندی جدی می‌گردد. در این پژوهش، پارامترهای سرعت اختلاط نفت و اسید (به‌عنوان نماینده نرخ تزریق اسید به درون سازند)، نسبت اسید به کل سیستم (به‌عنوان نماینده حجم تزریق اسید به درون سازند)، دما و خصوصیات نفت خام (گرانروی، شاخص ناپایداری کلوئیدی و میزان آسفالتین) بر پدیده تشکیل رسوب لجن اسیدی بررسی شده است. بدین منظور، از آزمایش سازگاری استاندارد RP-42 با اصلاحات کمک گرفته شده است. نمونه‌های نفت براساس روند تغییر خصوصیاتی شامل گرانروی، محتوی آسفالتین و شاخص ناپایداری کلوئیدی انتخاب شدند تا وابستگی مقدار لجن اسیدی تشکیل شده با نوع نفت بررسی گردد. هم‌چنین، به‌منظور مطالعه دقیق‌تر تأثیر گرانروی نفت بر میزان تشکیل لجن اسیدی، تعدادی آزمایش با استفاده از نفت سنتزی انجام شد. به‌جای انحلال آسفالتین در مخلوط تولوئن و هپتان، نفت سنتزی توسط رقیق‌سازی نفت خام با تولوئن و هپتان تهیه شده است به‌طوری که شاخص ناپایداری کلوئیدی ثابت باقی بماند. نتایج آزمایشگاهی نشان داد که سرعت اختلاط تأثیر محسوسی دارد و با افزایش آن از 500 تا rpm 1500، میزان رسوب لجن اسیدی در سه نمونه نفت خام A ،B و C که از نظر گرانروی، محتوی آسفالتین و شاخص ناپایداری کلوئیدی به‌ترتیب نزولی کدگذاری شده‌اند، 1/2، 58/1 و 49/1 برابر افزایش یافته است. این مشاهدات می‌تواند ناشی از افزایش سطح تماس قطرات اسید و نفت باشد. با تغییر نسبت حجمی اسید از 2/0 تا 8/0 در نمونه‌های A ،B و C، تشکیل رسوب لجن به‌ترتیب به‌میزان 27/1، 37/2 و 3 برابر افزایش یافته است. افزایش دما از 30 تا C° 85 نیز رفتار مشابهی داشته و به‌ترتیب 7/2، 57/1 و 84/1 برابر میزان رسوب لجن افزایش یافته است. نفت‌های مختلف، تمایل به تشکیل لجن متفاوتی را نشان دادند. نفت A در مقایسه با نفت‌های B و C به‌ترتیب، 1/6 و 7/37 برابر رسوب لجن بیشتری تشکیل داده است که ناشی از بیشتر بودن شاخص ناپایداری کلوئیدی و مقدار آسفالتین آن بوده است. مقایسه نتایج نفت خام B و نفت سنتزی حاصل از آن نشان داد که کاهش گرانروی در نفت سنتزی سبب کاهش 68/1 برابر رسوب لجن شده است. https://pr.ripi.ir/article_1440_c9c8e75b0aa8b37c90b47df35845a8d0.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 34 1403-6 2025 02 19 Simulation and Two-phase Void Fraction Measurement Utilizing Gamma Technique in Conjunction with Flat Panel Detector شبیه‌سازی و اندازه‌گیری کسر حباب جریان دوفازی با استفاده از تلفیق فن‌آوری گاما و آشکارساز صفحه تخت 141 147 1469 10.22078/pr.2024.5499.3447 FA مجتبی عسکری پژوهشکده کاربرد پرتوها، پژوهشگاه علوم و فنون هسته‌ای، تهران،ایران امیرمحمد بیگ زاده پژوهشکده کاربرد پرتوها، پژوهشگاه علوم و فنون هسته‌ای، تهران،ایران محسن شریف زاده پژوهشکده کاربرد پرتوها، پژوهشگاه علوم و فنون هسته‌ای، تهران،ایران Journal Article 2024 06 29 The presence of bubbles is evident in most two-phase gas-liquid flows. The measurement of void fraction in various industries, such as nuclear, chemical and petrochemical, provides valuable insight into the distribution of phases in a multiphase system. This understanding can lead to the improvements in the design, operation and maintenance of industrial processes in sectors like oil and gas, petrochemicals, chemical reactors, heat exchangers, and geothermal power plants. In many cases, bubbles are evenly distributed in the liquid, creating uncertainty in measurements. To address this issue, this research utilized a wide gamma beam in conjunction with a flat panel detector to minimize systematic errors caused by fluctuations in bubble placement along the path of the gamma ray passing through the flow tube. Next, in the Monte Carlo simulation environment, the numerical density of the bubble is calculated in a fixed volume. Using the calibration chart, the fraction of the bubble is determined in terms of the numerical density for various bubble radius values. Ultimately, after validating the code by comparing the results of the spectrum produced from the code with the spectrum of a reference sample from an X-ray tube, the graph displaying numerical density changes in terms of bubble fraction at different radii demonstrates the method’s ability to distinguish varying amounts of bubble fraction for different radii. حضور حباب در عمده جریان‌های دوفازی گاز-مایع خودنمایی می‌کند. اندازه‌گیری کسر حباب در صنایع مختلف مانند هسته‌ای، شیمیایی و پتروشیمی درک مفیدی از توزیع فازها در یک سیستم چندفازی خواهد داد. اندازه‌گیری کسر حباب می‌تواند منجر به بهبود طراحی، بهره‌برداری و نگهداری فرآیندهای صنعتی در صنایع نفت و گاز، پتروشیمی، راکتورهای شیمیایی، مبدل‌های حرارتی، نیروگاه‌های زمین گرمایشی و غیره شود. در موارد زیادی حباب‌ها به‌صورت همگن در سیال مایع پخش می‌شوند که اندازه‌گیری کسر حباب را با خطای بالایی همراه می‌کند. در این کار تحقیقاتی برای اجتناب از خطای سیستماتیک نوسان در قرارگیری کسر یکسانی از حباب در مسیر پرتو گامای عبوری از لوله جریان از یک باریکه پهن گاما در تلفیق با یک آشکارساز صفحه تخت استفاده گردید. در ادامه در محیط شبیه‌سازی مونت‌کارلو با استفاده از محاسبه چگالی عددی حباب در حجمی ثابت و بهره‌گیری از نمودار کالیبراسیون، کسر حباب برحسب چگالی عددی به‌ازای مقادیر مختلف شعاع حباب مقدار کسر حباب محاسبه گردید. پس از اعتبارسنجی کد با استفاده از مقایسه نتایج طیف تولیدی از کد با طیف نمونه مرجع یک تیوب اشعه ایکس، نمودار تغییرات چگالی عددی برحسب کسر حباب در شعاع‌های مختلف گویای توانایی روش ارائه‌شده در این کار تحقیقاتی برای تفکیک مقادیر مختلف کسر حباب به‌ازای شعاع‌های مختلف می‌باشد. https://pr.ripi.ir/article_1469_328df82615a049b4722c3e3965b2c937.pdf