پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 24 80 2016 02 20 An Adaptive and Fast Simulated Annealing Algorithm for Fracture Network Modeling in Naturally Fractured Reservoirs الگوریتم تبرید شبیه‌سازی شده‌ انطباق‌پذیر و سریع برای مدل‌سازی شبکه شکاف‌ها در مخازن شکاف‌دار طبیعی 4 18 448 10.22078/pr.2016.448 FA سجاد قلی نژاد دانشجو محسن مسیحی دانشیار دانشکده مهندسی نفت دانشگاه صنعتی شریف Journal Article 2015 04 25 Knowing the orientation and spatial configuration of fractures in naturally fractured reservoirs is necessary for the prediction of the flow in those reservoirs. Among the fracture network modeling methods, simulated annealing algorithm (SA), due to its capability in solving large problems and finding a global optimum, is well-known. This paper proposes a new adaptive and fast simulated annealing algorithm for modeling naturally fractured reservoirs. This algorithm improves computation performance without degrading solution quality by incorporating a method for the estimation of the initial value of the temperature like parameter, T0, using an adaptive Markov chain length, NT (inner iterations) and suggesting a new fast and adaptive annealing schedule. Moreover, we discuss some aspects of a special objective function and proof this issue that why the minimum of this objective function occurs when the final configuration is a two orthogonal fracture sets with the same number of fractures in each set. Finally, we extend this objective function and modify it to develop an objective function that could generate conjugate fractures with any arbitrary intersection angle. دانستن جهت و توزیع فضایی شکاف‌ها در مخازن شکاف‌دار برای پیش‌بینی جریان سیالات در این نوع مخازن امری ضروری است. در میان روش‌های موجود برای مدل‌سازی توزیع شکاف‌ها، روش بهینه‌سازی تبرید شبیه‌سازی شده به دلیل توانایی آن در حل مسائل بزرگ و نیز یافتن مقادیر کمینه مطلق از اهمیت خاصی برخوردار است. در این مطالعه، هدف ارائه یک روش تبرید شبیه‌سازی شده انطباق‌پذیر و سریع، برای مدل‌سازی شکاف‌ها می‌باشد. این روش با ارائه‌ یک مدل برای تخمین مقدار اولیه پارامتر شبه دما، پیشنهاد یک مدل انطباق‌پذیر برای طول زنجیر مارکوف و در نهایت پیشنهاد یک مدل انطباق‌پذیر و سریع برای کاهش مقدار پارامتر شبه دما، باعث افزایش سرعت محاسبات الگوریتم تبرید شبیه‌سازی شده می‌شود. همچنین در این مطالعه، یک تابع هدف خاص مورد بررسی قرار داده شده و این نکته نشان داده می‌شود که چرا الگوی شکاف‌های تولید شده با این روش منجر به دو دسته شکاف عمود برهم می‌شود. در ادامه تابع هدف بهبود داده شده که بتواند الگوی شکاف‌های مزدوج با هر زاویه دلخواهی را تولید کند.

https://pr.ripi.ir/article_448_bf5751c8c8d9902ac0ca016fddbac515.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 24 80 2016 02 20 Effects of Surface Active Agents on Hydrodynamics and Mass Transfer in a Packed Bed Airlift Bioreacto تأثیر مواد فعال سطحی بر هیدرودینامیک و انتقال جرم در بیورآکتور هواراند آکنده 19 27 449 10.22078/pr.2016.449 FA مصطفی کشاورز مروجی استاد دانشگاه امیرکبیر بهارک سجادی دانشکده مهندسی شیمی، دانشگاه صنعتی امیرکبیر، تهران، ایران Journal Article 2015 04 25 In this research, the effects of surface active agents on the hydrodynamic parameters and mass transfer characteristics in an internal loop airlift bioreactor with packed were investigated. Overall gas holdup, liquid circulation velocity and mixing time as the hydrodynamic parameters and volumetric mass transfer coefficient as the mass transfer characteristics were considered. Twenty five cylindrical packings were horizontally set inside the reactor. The experiments were carried out with two various surface active agent solutions containing cationic and non-ionic surfactants at a concentration of 5 ppm at the aeration velocities of 0.19-0.97 cm/s under ambient conditions (atmospheric pressure and temperature of 25 °C). The packings installation reduced the liquid circulation velocity, gas holdup, and oxygen volumetric mass transfer coefficient, while increased the mixing time compared with the unpacked column. Furthermore, bubble diameter was reduced around 30%, while they got the same diameter in the systems containing the surface active agents. It was concluded that the mixing time and gas holdup increased, whereas oxygen mass transfer coefficient and liquid circulation velocity decreased in the presence of surface active agents در این مقاله اثر حضور مواد فعال سطحی بر پارامترهای هیدرودینامیک و مشخصه انتقال جرم در یک بیورآکتور هواراند با گردش داخلی استوانه‌ای با بستر آکنده بررسی شده است. ماندگی کلی گاز، سرعت گردش مایع و زمان اختلاط به‌عنوان پارامترهای هیدرودینامیکی و ضریب حجمی انتقال جرم اکسیژن به‌عنوان مشخصه انتقال جرم در نظر گرفته شده‌ است. برای پرکردن بستر بیورآکتور، 25 آکنه‌ استوانه‌ای با فواصل منظم در کنار یکدیگر قرار داده شده است. کلیه آزمایش‌ها در سیستم هوا و آب حاوی دو نوع ماده فعال سطحی کاتیونی و غیر یونی با غلظت ppm 5، با سرعت هوادهی در محدوده 19/0 تا cm/s 97/0 و در شرایط محیطی (فشار اتمسفریک و دمای C° 25) انجام شده ‌است. در بیورآکتور هواراند با بستر آکنده نسبت به حالت بدون آکنه، سرعت گردش مایع، ماندگی کلی گاز و ضریب حجمی انتقال جرم اکسیژن کاهش و زمان اختلاط افزایش می‌یابد. در سیستم حاوی مواد فعال سطحی قطر حباب‌ها حدود 30% کاهش پیدا کرده و تقریبا یکسان می‌شوند. لذا، با تحلیل نتایج آزمایشگاهی مشاهده شد که در حضور مواد فعال سطحی، ماندگی گاز و زمان اختلاط افزایش و سرعت گردش مایع و ضریب حجمی انتقال جرم کاهش می‌یابد.

https://pr.ripi.ir/article_449_0add5a4811aab97f23b6eee12ae3dda6.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 24 80 2016 02 20 Permeability Estimation in Carbonate Reservoirs Using Electrofacies in an Oil field in the Southwest of Iran تخمین تراوایی با استفاده از الکتروفاسیس‌ها در یکی از مخازن کربناته میادین جنوب غرب ایران 28 41 450 10.22078/pr.2016.450 FA حمیدرضا کیهانی مهندسی اکتشاف نفت، دانشگاه تهران، ایران محمدعلی ریاحی مؤسسه‌ ژئوفیزیک، دانشگاه تهران، ایران غلامحسین نوروزی مؤسسه‌ ژئوفیزیک، دانشگاه تهران، ایران Journal Article 2015 04 25 An electrofacies in defined by a similar set of log responses that characterize a specific bed and allow it to be distinguished from other beds. Electrofacies characterization is a simple and cost-effective approach to obtaining permeability estimates in heterogeneous carbonate reservoirs using commonly available well logs. Formation permeability is often measured directly from core samples in the laboratory or evaluated from the well test data. The first method is very expensive. Moreover, the well test data or core data are not available in every well in a field; however, the majority of wells are logged. We propose a two-step approach to permeability prediction from well logs that uses nonparametric regression in conjunction with multivariate statistical analysis. First, we classify the well-log data into electrofacies types. This classification does not require any artificial subdivision of the data population and it follows naturally based on the unique characteristics of well-log measurements reflecting minerals and lithofacies within the logged interval. A combination of principal components analysis (PCA), model-based cluster analysis (MCA), and discriminant analysis is used to characterize and identify electrofacies types. Second, we apply nonparametric regression techniques to predict permeability using well logs within each electrofacies. Three nonparametric approaches are examined, namely alternating conditional expectations (ACE), support vector machine (SVM), and artificial neural networks (ANN), and the relative advantages and disadvantages are explored. For permeability predictions, the ACE model appears to outperform the other nonparametric approaches. We applied the proposed technique to a highly heterogeneous carbonate reservoir in the southwest of Iran در این تحقیق یک رویکرد دو مرحله‌ای برای پیش‌بینی تراوایی از نمودارهای چاه ارائه شده است که با استفاده از رگرسیون غیرپارامتری در رابطه با آنالیز آماری چندمتغیره ارائه شده است. ابتدا، داده‌های چاه به انواع الکتروفاسیس‌ها طبقه‌بندی می‌شوند. این طبقه‌بندی بر اساس اندازه‌گیری‌های به دست آمده از نمودارهای چاه است که منعکس کننده‌ کانی‌ها و رخساره‌های سنگی در بازه نمودارگیری است. این فرایند ترکیبی از آنالیز مؤلفه‌های اصلی، آنالیز خوشه‌ای مبتنی بر مدل و آنالیز تفکیک کننده برای توصیف و شناسایی انواع الکتروفاسیس‌ها است. سپس، از تکنیک‌های رگرسیون غیرپارامتری برای پیش‌بینی تراوایی برای هر الکتروفاسیس استفاده شده است. سه روش غیرپارامتری مورد بررسی در این مقاله الگوریتم انتظار مشروط متناوب، ماشین بردار پشتیبان و شبکه عصبی مصنوعی هستند که مزیت‌ها و محدودیت‌های نسبی آنها بررسی شده است، در این میان الگوریتم انتظار مشروط متناوب نتایج بهتری برای داده‌های تست به دست می‌دهد. روش‌های پیشنهادی در این تحقیق در ‌یک مخزن کربناته‌ بسیار ناهمگن در جنوب غربی ایران مورد استفاده قرار گرفته است.

https://pr.ripi.ir/article_450_0ed54f906b8b89b57d28cb432bd61f5b.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 24 80 2016 02 20 Experimental Studies of Water Injection Process into Sandstone Reservoir Rock Sample with an Emphasis on Created Fracture Effect on Formation Damage مطالعه آزمایشگاهی فرآیند تزریق آب به نمونه سنگ مخزن ماسه‌ای با رویکرد اثر شکاف بر اندازه‌گیری آسیب‌دیدگی سازند 41 53 451 10.22078/pr.2016.451 FA سعید عباسی پژوهشکده مهندسی نفت، مرکز مطالعات اکتشاف و تولید، پردیس پژوهش بالادستی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران، ایرا عباس شهرآبادی پژوهشکده مهندسی نفت، مرکز مطالعات اکتشاف و تولید، پردیس پژوهش بالادستی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران، ایرا محمد حشمتی پژوهشکده مهندسی نفت، مرکز مطالعات اکتشاف و تولید، پردیس پژوهش بالادستی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران، ایرا علی اصغر قره شیخلو پژوهشکده مهندسی نفت، مرکز مطالعات اکتشاف و تولید، پردیس پژوهش بالادستی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران، ایران Journal Article 2015 04 25 Water injection process has inevitably been scaling process associated. One of the important discussions in this field is to evaluate formation damage. In the current paper, the effect of some parameters on permeability reduction is investigated. In this study, the fracture effect on formation damage in reservoir rock is studied using a physical model. In addition, injection rate and pressure effects are considered in the physical model. Rock structure and heterogeneity restrict investigating formation damage phenomena. We selected some core samples in one of the oil fields injecting water in aquifer for the simulation of the physical model in laboratory. We tried to perform different scenarios using injected water sample in core flooding process. Although, permeability reduction is observed in no fractured samples, injection pressure increasing is not concluded in injection process in the fractured sample. On the other hand, fracture creation in samples, especially the sandstone sample with weak cementation, can be cause of particle movement or formation damage transfer through reservoir (far from injection well). This subject create problems later after injection especially in production wells where they depend on more parameters e.g. rock structure, texture, pore and particle size distribution, and reservoir heterogeneity. طبیعت برخی فرآیندهای انجام شده در سازند، مانند فرآیندهای تزریق آب به گونه ای است که تا حدودی، آسیب وارده ناشی از آنها به سازند، غیر قابل اجتناب می نماید. یکی از مهمترین مباحث در این موضوع، تخمین و برآورد این آسیب دیدگی در سازند می‌باشد. در این مقاله تکیه اصلی بر روی اثرپذیری پارامترهایی نظیر فشار و ذرات معلق در آب تزریقی است که در ادامه سعی می‌گردد اثر شکاف ایجاد شده در نمونه سنگ مخزن بواسطه پارامترهای فوق، در مدل فیزیکی از دیدگاه آسیب‌دیدگی سازند مورد بررسی قرار گیرد. در این تحقیق با انتخاب نمونه مغزه‌های ماسه‌ای یکی از میادین نفتی ایران که در حال تزریق آب به آبده مخزن می باشد سعی گردیده مدل فیزیکی مخزن توسط نمونه های فوق در آزمایشگاه شبیه‌سازی گردد. با توجه به عدم کیفیت مناسب آب و وجود املاح و ذرات بالا در آب تزریقی، بر خلاف انتظار آسیب دیدگی محسوس در نتایج آزمایشگاهی مشاهده نگردید. هر چند کاهش نفوذپذیری نامحسوس در نمونه‌های بدون شکاف مشاهده شد اما نکته قابل توجه تغییر ساختار سنگ در هنگام تزریق و عدم افزایش فشار تزریق در نمونه‌های دارای شکاف بود. به عبارتی وجود شکافها و تغییر ساختار سنگ، به خصوص در سنگ‌های ماسه‌ای با سیمان شدگی ضعیف می تواند عاملی جهت حرکت ذرات و یا انتقال آسیب‌دیدگی به عمق مخزن و یا اطراف چاه تولیدی باشد. از طرفی عدم یکپارچگی سنگ مخزن و نیروهای جریانی بر ذرات، جدا شدن ذرات و تغییر ساختار سنگ را به دنبال خواهد داشت که افزایش فشار تزریق را جبران نموده و شرایط یکسانی را با تغییر جریان تزریقی به همراه خواهد داشت. این موضوع می‌تواند تفاوت مشاهدات میدانی را با نتایج آزمایشگاه به همراه داشته باشد. لذا در این تحقیق با فراهم سازی شرایط اطراف چاه و ایجاد مدل فیزیکی مشابه سعی گردید به طور کیفی نیز به منشاء این تفاوت‌ها اشاره شود.

https://pr.ripi.ir/article_451_4b1306997efd3b8cf66c0ad7023ea59d.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 24 80 2016 02 20 Synthesis of Coated Nickel Nanoparticle and its Application as Nanolubricant ساخت نانو ذره نیکل پوشش‌دار و بررسی کاربرد آن در روانکارها 54 62 452 10.22078/pr.2016.452 FA مرضیه شکرریز پژوهشکده توسعه فناوریهای شیمیایی، پلیمری و پتروشیمی، پردیس پژوهش و توسعه صنایع پایین‎دستی نفت، پژوهشگاه صنعت نفت فروزان حاجی علی اکبری پژوهشکده توسعه فناوریهای شیمیایی، پلیمری و پتروشیمی، پردیس پژوهش و توسعه صنایع پایین‎دستی نفت، پژوهشگاه صنعت نفت الهه ابراهیم پورضیایی پردیس پژوهش و توسعه صنایع پایین دستی نفت، پژوهشگاه صنعت نفت Journal Article 2015 04 25 Lubricants and their additives are important due to their properties which allow longer life and are used widely as an in tribology. In recent decades, they have become more important because of environmental affairs. There are a lot of nanoparticles which can decrease this problem, but they are not suitable enough as their solubility and dispersion in lubricants is low. The best way is using organic coating agent to overcome this problem. In this paper, we synthesized coated nickel nanoparticles by using a micro-emulsion method, sodium dodecylsulfate as a surface active agent in water and ethanol as solvents. Some effective parameters were considered such as the type and quantity of coating agent. The physical properties such as particle size and specific surface area were determined by analytical instruments (TEM, BET, and XRD). The synthesized nickel nanoparticle has a spherical morphology. The particle size is between 7-13 nm and its special surface area is 30 m2/gr. Antiwear properties of nickel nanoparticles in base and multigrade oil were also determined via four ball and Falex tests. روانکارها و مواد افزودنی به آنها که سبب افزایش طول عمر و کیفیت روغن می‌گردد، به دلیل مسایل زیست محیطی بسیار مورد توجه هستند. نانو ذرات مختلفی برای این منظور معرفی شده‌اند. استفاده از این نانو ذرات مشکلاتی همچون عدم حلالیت و یا پراکندگی مناسب در محیط روغن دارد که برای رفع این معضل از پوشش‌های آلی استفاده می‌شود. در این تحقیق نانو ذره نیکل پوشش‌دار به روش میکروامولسیون تهیه شد. از سدیم دودسیل سولفات به عنوان ماده فعال سطحی و حلال‌های آب و اتانول استفاده گردید. پارامترهای موثر نظیر نوع و میزان پوشش در واکنش بررسی شد. مشخصات فیزیکی (قطر ذره و سطح موثر) محصول، توسط تکنیک‌های دستگاهی XRD, BET, TEM بررسی گردید. نانوذره تهیه شده دارای مرفولوژی کروی، اندازه nm 13-7 و سطح موثر m2/g 30 می‌باشد. عملکرد ضد سایشی نانوذره نیکل در روغن پایه و روغن چند درجه‌ای توسط آزمون‌های چهار ساچمه و فالکس بررسی شد. نانوذره نیکل با پوشش دی الکیل دی تیو فسفریک اسید، افزایش قدرت جوش خوردگی روغن موتور چنددرجه‌‍‌ای را در آزمون چهار ساچمه از خود نشان داد.

https://pr.ripi.ir/article_452_64c6f698db69d2969deedcb972d2f0e8.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 24 80 2016 02 20 Organic-matter-rich Zones Determination in the Aghajari and Pazanan Oilfields by Using Geochemical and Petrophysical Data بررسی زون‌های غنی از ماده آلی با استفاده از داده‌های ژئوشیمیایی و پتروفیزیکی سازندهای پابده و کژدمی در میادین نفتی آغاجاری و پازنان 63 74 453 10.22078/pr.2016.453 FA نرگس عدالتی منش دانشکده علوم طبیعی، دانشگاه تبریز، ایران علی کدخدایی دانشکده علوم طبیعی، دانشگاه تبریز، ایران بهرام علیزاده دانشکده علوم زمین، دانشگاه شهید چمران اهواز، ایران 0000-0002-8033-4080 محمد حسین حیدری فرد شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب Journal Article 2015 04 25 Based on the geochemical and petrophysical data, an exact depth of possible source rocks of Pabdeh and Kazhdumi formations in the Aghajari and Pazanan oilfields was separated and the formation spread (thickness) and organic material variations for each well was examined. Pabdeh formation can be divided into three units based on TOC amount, namely the upper and the lower units A and C with less than 1% TOC and the middle unit with higher than 1% TOC (unit). A and C units are mainly lime stony and the shale is more spread in B unit. Zone B is the main source rock zone and A and C are identified as sub-zones. Observing the rich unit (B) in Pabdeh formation and according to its quality having more than 2% organic matter, it is identified as a rich zone. The thickness of B is more than the two other units in all the wells. The average of organic matter in Pabdeh formation is 1 to 3 percent. Some of these wells are located on Paleo height, in which geothermal gradient increases the transition of organic matter to oil and decreases an average amount of organic matter. This phenomenon is impressed by adjacent fault zones or Paleo height boundaries. Pz#23 has high organic matte richness due to the location out of the Paleo height limit, but in Pz#17, due to location in the high thermal portion of Paleo height, high thermal conditions have caused a decrease in organic matter content immediately and low organic matter remained; but, it still has rich zones. For an accurate and comprehensive examination of organic matter enrichment in Pabdeh and Kazhdumi formations in these wells, an exact position of sampling and amount of organic matter are characterized with software and their adaptation rate with enriched zone is determined by using Rock Eval pyrolysis. در این پژوهش براساس داده‌های ژئوشیمیایی و پتروفیزیکی، عمق دقیق سنگ‌های منشاء احتمالی سازندهای پابده و کژدمی در میادین نفتی آغاجاری و پازنان تفکیک شده و گسترش این سازندها (ضخامت) و تغییرات ماده آلی در دیگر چاه‌ها نیز مورد بررسی قرار گرفته است. سازند پابده را از نظر میزان TOC می‌توان به 3 بخش فوقانی و زیرین (A و C) با TOC کمتر از 1% و میانی با TOC بالاتر از 1% (بخش B)، تقسیم نمود که بخش‌های A و C غالبا آهکی بوده و در بخش B شیل گسترش بیشتری دارد. با مشاهده بخش غنی (B) در سازند پابده و با توجه به کیفیت آن، مقدار ماده آلی بالای 2% به عنوان زون غنی شناسایی شد. ضخامت بخش B در همه چاه‌ها بیشتر از دو بخش دیگر است. میانگین ماده آلی سازند پابده 1 تا 3% است. زون B به عنوان زون اصلی سنگ‌های منشاء و زون‌های (A و C) به عنوان زون فرعی مشخص شدند.‌ سازند کژدمی در چاه پازنان شماره 23 به دلیل قرارگیری در خارج از محدوده بلندی‌های قدیمی بیشترین میزان غنای ماده آلی را دارد. اما چاه 17 به دلیل قرارگیری در ناحیه پرحرارت بلندی‌های قدیمی، اگرچه دارای زون غنی می‌باشد، اما در اثر حرارت بالا مواد آلی سریع به نفت تبدیل شده و مواد آلی کمتری باقی‌مانده است. جهت بررسی جامع وضعیت غنای ماده آلی سازندهای پابده و کژدمی در این چاه‌ها، محل دقیق نمونه‌برداری و میزان ماده آلی توسط نرم‌افزار مشخص شده است که میزان انطباق زون غنی آنها با پیرولیز راک ایول مشخص می‌شود.

https://pr.ripi.ir/article_453_aa820183da725f44e5dc4a6b18b075f7.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 24 80 2016 02 20 Development of a Novel Empirical Method for Prediction of Gas Viscosity ارائه یک معادله تجربی جدید برای پیش‌بینی گرانروی گاز 75 84 454 10.22078/pr.2016.454 FA سید حمیدرضا یوسفی دانشکده مهندسی نفت، دانشگاه صنعتی امیرکبیر علیرضا صناعی دانشکده مهندسی نفت، دانشگاه صنعتی امیرکبیر علیرضا ناصری پژوهشگاه صنعت نفت Journal Article 2015 04 25 Gas viscosity is one of the most important parameters in petroleum engineering affecting fluid flow in porous media, well, and pipelines. Therefore, it is important to use an accurate value in any ranges of operational pressure and temperature. Gas viscosity is measurable in laboratories but it is costly and time consuming. Also, in Iran, there is no apparatus to measure gas viscosity accurately in laboratories; thus engineers rely on empirical correlations to estimate gas viscosity. In this study, a novel method is used to predict hydrocarbon gas viscosity. This new gas viscosity correlation is developed using artificial neural network, statistical techniques, and a non-linear optimization. Moreover, the validation of this correlation has been approved. The results show that this model has more accuracy compared to other ones for a massive data set. گرانروی گاز یکی از مهم‌ترین پارامترهای مهندسی نفت می‌باشد، به‌طوری‌که گرانروی، جریان گاز در محیط متخلخل، چاه و خطوط لوله را تحت تاثیر قرار می‌دهد. لذا تعیین مقدار دقیق آن در فشار و دمای عملیاتی (به ویژه در شرایط مخزن) هیدروکربوری بسیار حائز اهمیت است. گرانروی گاز در آزمایشگاه قابل اندازه‌گیری است؛ ولی آزمایشات مربوط به آن پرهزینه و زمان‌بر می‌باشند. در ایران نیز تا‌کنون دستگاه آزمایشگاهی اندازه‌گیری گرانروی گاز وجود نداشته است. با توجه به این شرایط معمولا برای محاسبه گرانروی گاز از روابط و معادلات تجربی استفاده می‌شود. در این مقاله یک رابطه تجربی جدید برای پیش‌بینی گرانروی گازها ارائه شده است. این رابطه تجربی جدید با استفاده از شبکه های عصبی مصنوعی، تکنیک‌های آماری و بهینه‌سازی خطی به دست آمده است. اعتبارسنجی این معادله تجربی با رسم مقادیر پیش‌بینی شده گرانروی گاز بر حسب فشار در دماهای مختلف صورت گرفته است. نتایج مقایسه این معادله با معادلات تجربی ارائه شده قبلی برای داده های واقعی نشان می‌دهد که این رابطه از دقت و صحت بالاتری نسبت به روابط گذشته برخوردار است

https://pr.ripi.ir/article_454_25050f81957246177b09b1dccc34a9c2.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 24 80 2016 02 20 Desulfurization of Gasoil by Using Ultrasonic Waves کاهش گوگرد گازوییل به کمک امواج اولتراسونیک 85 95 455 10.22078/pr.2016.455 FA مریم قائدیان پژوهشکده توسعه ‌فناوری‌های پالایش نفت، گروه فناوری‌های تبدیل و بهینه‌سازی پژوهشگاه صنعت نفت، تهران، ایران امین شفقت پژوهشکده توسعه ‌فناوری‌های پالایش نفت، گروه فناوری‌های تبدیل و بهینه‌سازی پژوهشگاه صنعت نفت، تهران، ایران مهرداد محرابی پژوهشکده توسعه فناوری‌های پالایش شیمی و پتروشیمی، گروه توسعه فرآیندهای شیمیایی پلیمری و پتروشیمیایی پژوهشگاه صنعت نفت، تهران، ایران Journal Article 2015 04 25 Environmental restrictions on emission due to fossil fuel combustion have pushed refiners to decrease the sulfur content of products like gasoil and gasoline. The simple concept of ODS method has drawn the attention of many research groups in last few years. Some advantages of this method comparing to other new ones include its simplicity, mild operation condition, low investment cost, and no hydrogen consumption. Many aspects of this process have been investigated; therefore, some different reaction systems are developed. The basis of ODS is oxidizing the organo-sulfur compounds to their sulfones and then removing sulfones from hydrocarbon media. The combination of new technical facilities and traditional chemical processes tend to improve the chemical reaction systems. In this study, by using the ultrasonic waves, the sulfur content of a gasoil sample is decreased to an acceptable limit by Euro environmental laws. Optimum parameters for maximum desulfurization are determined by the analysis of experimental design results. Applying the ultrasonic waves and using optimized parameters, more than 90 percent desulfurization and less than 5 percent hydrocarbon losses are achieved محدودیت‌های زیست‎محیطی درخصوص کاهش انتشار آلاینده‌ها مانند اکسیدهای گوگرد ناشی از سوختن سوخت‌‌های فسیلی، کاهش محتوای گوگرد برش‌های مختلف نفتی را الزام‌آور نموده است. روش گوگردزدایی اکسیداسیونی از جمله روش‌هایی است که به‎دلیل مزایایی همچون سادگی نسبی فرآیند، شرایط عملیاتی ملایم، هزینه سرمایه‌گذاری کمتر و عدم نیاز به هیدروژن، در سال‌های اخیر بسیار مورد توجه محققین قرار گرفته است. تلفیق تکنولوژی‎های نوین در عرصه شیمی با فرآیندهای شیمیایی متداول، باعث افزایش بازده برخی واکنش‌های شیمیایی گردیده است. در این پژوهش از امواج اولتراسونیک برای کمک به فرایند گوگردزدایی اکسیداسیونی استفاده شده است تا میزان گوگرد گازوییل نمونه به حد استاندارد قوانین زیست محیطی برسد. اثر هر یک از پارامترهای مربوط به دو بخش اکسیداسیون و استخراج مورد بررسی قرار گرفته و با تحلیل نتایج آزمایشگاهی به‌دست آمده از طراحی آزمایش، پارامترهای مناسب برای دست‌یابی به حداکثر گوگردزدایی تعیین گردید. با بهره‌گیری از امواج اولتراسونیک و پارامترهای بهینه در گوگردزدایی اکسیداسیونی، 90% گوگردزدایی با بازدهی بیش از 95 % از فاز آلی حاصل شد.

https://pr.ripi.ir/article_455_26d8a2a7be3b1980bed5351f35ec3517.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 24 80 2016 02 20 Using Ozonation as an Advanced Oxidation Process for Reduction of Biological Sludge in Wastewater Treatment Unit of Bandar Abbas Refinery استفاده از فرآیند اکسیداسیون پیشرفته ‌ازناسیون جهت کاهش لجن‌ بیولوژیکی تصفیه‌خانه پالایشگاه بندرعباس 96 104 456 10.22078/pr.2016.456 FA مهدی جلایر 1-اداره مهندسی پالایش، شرکت پالایش نفت بندرعباس، بندرعباس، ایران 2- دانشکده محیط زیست و انرژی، واحد علوم و تحقیقات تهران، دانشگاه آزاد اسلامی، تهران، ایران رضا مرندی دانشکده فنی و مهندسی، ‌دانشگاه آزاد اسلامی واحد تهران شمال، تهران، ایران تورج نصرآبادی دانشکده محیط زیست، دانشگاه تهران، تهران، ایران Journal Article 2015 04 25 Considering the development of refining industries, the ability of the treatment of heavy crude oil with high sulfur, salt, heavy metals, and other undesirable conditions, and the severity of environmental standards, the treatment of refinery wastewater and the disposal of remaining sludge is more difficult than before. With the development of wastewater treatment processes, nowadays more attention are paid to advanced oxidation processes (AOPs). In this work, ozonation as an advanced oxidation process is used for the reduction of biological sludge of Bandar Abbas refinery wastewater. Samples of returned sludge to oxidation basin were ozonated for 20-120 minutes with an amount of 0.0516 to 0.6192 mgO3/mgTSS and in each case COD and remained sludge were defined. The results show that ozone can reduce the amount of sludge and COD with an improvement in the settling conditions. The best conditions were in case of ozone injection for 80 minutes at 0.4128 mgO3/mgTSS. This case can reduce the final sludge up to 36.67% and in this condition COD was reduced from 15570mg/l to 8920mg/l with a 42.71% reduction. Considering the monthly production of 40-50 tons of excess sludge in Bandar Abbas refinery, using this procedure can reduce the final sludge up to 18 tons/month with reducing environmental hazards with the minimization of the waste management costs. همگام با توسعه فرآیندهای تصفیه پساب، فرآیند اکسیداسیون پیشرفته در سالیان اخیر مورد توجه خاص قرار گرفته است. در این تحقیق از فرآیند ازناسیون به عنوان یک روش اکسیداسیون پیشرفته جهت کاهش مقدار لجن بیولوژیکی حاصل از تصفیه پساب پالایشگاه نفت بندرعباس استفاده گردید. نمونه‌های لجن برگشتی به حوض اکسیداسیون در شرایط آزمایشگاهی تحت ازن‌زنی با سرعت ثابت و طی مدت‌زمان 20 تا 120دقیقه و با مقادیر 0516/0 تا mgO3/mgMLSS 6192/0 قرار گرفت و در زمان‌های مختلف COD و مقدار لجن باقی‌مانده نمونه‌ها تعیین گردید. نتایج نشان می‌دهد که ازناسیون لجن مورد آزمایش موجب کاهش چشم‌گیر مقدارلجن، بهبود شرایط ته‌نشینی و کاهش بارآلودگی شده است. بهترین شرایط در مدت‌زمان تزریق 80 دقیقه و با مقدار ازن mgO3/mgMLSS 4128/0 حاصل شد که منجر به کاهش 67/36 % لجن ‌نهایی گردید. در این شرایط، میزان بارآلودگی لجن از mg/L 15570 با کاهش 71/42% به mg/L 8920 تنزل یافته است. با توجه به تولید ماهیانه 40 تا50 تن لجن‌مازاد در پالایشگاه‌بندرعباس، استفاده از این روش موجب کاهش بیش از 18 تنی لجن‌نهایی شده و علاوه بر کاهش مخاطرات زیست‌محیطی، باعث کاهش هزینه‌های مدیریت پسماند می‌گردد. هرچند اظهار نظر نهایی درخصوص مقدار کاهش هزینه، نیازمند آنالیزهای دقیق‌تر و برآوردهای اقتصادی و تحقیقات بیشتر است.

https://pr.ripi.ir/article_456_b76f582a136d08692a23213f63d2feb2.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 24 80 2016 02 20 A Comparison between MMFH and Solid Model Performance in Predicting the Effect of Sour Gas on Asphaltene in Petroleum Reservoirs مقایسه عملکرد مدل MMFH و مدل جامد جهت پیش‌بینی اثر نوع و میزان تزریق گاز ترش بر تشکیل آسفالتین در مخازن نفتی 105 113 457 10.22078/pr.2016.457 FA سیدعلی موسوی دهقانی پردیس پژوهش و توسعه صنایع بالادستی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران، ایران Journal Article 2015 04 25 In this work, the MMFH model and Solid model performance in predicting sour gas injection effects on the asphaltene formation and precipitation in crude oils is investigated. The asphaltene is the heaviest and the most polar parts of the crude oil. The changes in pressure, temperature, and/or composition can cause instability of the asphaltene in petroleum system and finally lead to asphaltene precipitation and deposition. Herein, two models, i.e. MMFH and Solid models, are investigated to predict asphaltene instability in three real oil samples. The stability of the models and their compatibility with the experimental and field observation are assumed as the model application comparison basis. First, the model parameters are tuned via the experimental data and then the adjusted models are used for predicting the sour gas injection and pressure effects on the asphaltene precipitation. As it can be seen, the MMFH models is better than the solid model (this model is used in the commercial software for reservoir simulation) in both comparison criteria, namely the model stability and compatibility with the other results. در این مقاله به بررسی عملکرد مدل MMFH و مدل جامد در پیش بینی اثر تزریق گازهای ترش بر میزان تشکیل آسفالتین در مخازن نفتی پرداخته می‌شود. آسفالتین به عنوان قطبی‌ترین و سنگین‌ترین جزء موجود در ترکیبات هیدروکربنی است که با به‌هم‌خوردن شرایط تعادلی آن در یک ترکیب نفتی در اثر تغییر عواملی همانند دما، فشار و ترکیب سیال از فاز هیدروکربنی جدا شده و فاز آسفالتین را تشکیل می‌دهد. علی‌رغم مطالعات و کارهای زیادی که برای مدل‌سازی رفتار فازی آسفالتین تحت تاثیر عوامل مختلف انجام شده‌است،‌ به‌دلیل پیچیدگی‌های زیاد این ترکیبات تعداد بسیار محدودی مدل قادر به پیش‌بینی درست رفتار فازی آسفالتین می‌باشند. دو مدل مهم در این زمینه یکی مدل اصلاح شده میلر بر پایه تئوری محلول پلیمری فلوری- هاگینز و دیگری مدل جامد می‌باشد. پارامترهای هردو مدل در ابتدا با تعدادی داده آزمایشگاهی برازش شده و سپس، اثر تزریق گازهای اسیدی در دما و فشارهای بالا بر روی میزان تشکیل آسفالتین با استفاده از مدل‌های مذکور پیش‌بینی می‌گردد. در بخش پیش‌بینی،‌ پایداری مدل و نیز تطابق نتایج با تئوری‌ها و یا داده‌های آزمایشگاهی به‌عنوان ملاک مقایسه و برتری مدل‌ها انتخاب شده است. همان‌طور که در بخش نتایج دیده می‌شود، در هردو مورد یعنی پایداری مدل و نیز تطابق با مشاهدات میدانی، ‌تئوری و داده‌های آزمایشگاهی، مدل MMFH برتری نسبی بر مدل جامد مورد استفاده در نرم‌افزارهای تجاری دارد.

https://pr.ripi.ir/article_457_365ff8629be3acdd1c9ad99d93e03d49.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 24 80 2016 02 20 Investigation and Determination of the Appropriate Model for Relative Permeability in Iranian Carbonate Reservoirs بررسی و تعیین مدل مناسب تراوایی نسبی آب- نفت در مخازن کربناته ایران 114 122 458 10.22078/pr.2016.458 FA حامد همت پور پژوهشکده مهندسی نفت، پردیس پژوهش و توسعه صنایع بالادستی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران ایران مصطفی نعمت زاده پژوهشکده مهندسی نفت، پردیس پژوهش و توسعه صنایع بالادستی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران ایران محمدرضا اصفهانی پژوهشکده مهندسی نفت، پردیس پژوهش و توسعه صنایع بالادستی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران ایران حسام آلوکی بختیاری پژوهشکده مهندسی نفت، پردیس پژوهش و توسعه صنایع بالادستی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران ایران Journal Article 2015 04 25 The determination of relative permeability model used in reservoir simulation software is the corner stone of reservoir studies. Nowadays, in order to estimate relative permeability, several models are presented, having their own features. Corey model is one of the most well-known models, because it has simple calculation. However, it behaves inappropriately in facing heterogenic carbonate rock. Also, insufficient studies on comparing different models on carbonate rock are undeniable. Therefore, the assessment of different models and determining the appropriate model to result in a better estimation in carbonate rock is the aim of this study. In this work, after conducting unsteady-state relative permeability experiment under reservoir conditions from three reservoirs, namely A, B, and C, the relative permeability was calculated by using JBN method. Then, all the models could be compared. According to the results, it can be concluded that the LET model in heterogenic carbonate rock (various rock type) leads to a better result compared with the other models and it causes a significant decrease in standard error value for the relative permeability of oil and water to 0.00488 and 0.00119. Furthermore, it is found that this model can predict the S-shape behavior of relative permeability, seeing in Iranian carbonate reservoirs, perfectly تعیین مدل تراوایی نسبی جهت استفاده در نرم‌افزارهای شبیه‌سازی مخزن یکی از بنیادی‌ترین موضوعات در مطالعات مخزن است. در این مطالعه تراوایی نسبی آب- نفت با انجام آزمایشات در حالت ناپایا و در شرایط مخزن بر روی نمونه سنگ‌های کربناته سه مخزن B ،A وC با استفاده از روش JBN محاسبه شده و سپس با استفاده از این داده‌ها مدل‌های مختلف تراوایی نسبی با یکدیگر مقایسه گردیده است.با بررسی نتایج آزمایشات، می‌توان نتیجه گرفت که مدل LET در مخازن کربناته و ناهمگون (در گروه‌های مختلف سنگی) جواب‌های بهتری نسبت به مدل‌های دیگر می‌دهد. به‌طوری که میانگین خطای استاندارد در این مدل برای تراوایی نسبی نفت و آب به ترتیب حدود 00488/0 و 00119/0 است که به میزان قابل توجهی پایین‌تر از مدل‌های دیگر می‌باشد. همچنین این مدل می‌تواند حالت s-شکل منحنی‌های تراوایی نسبی که در اکثر مخازن کربناته ایران دیده می‌شود را بهتر پیش‌بینی نماید.

https://pr.ripi.ir/article_458_2dcfd9b6de94e8ee9c93d47f9ab4cff8.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 24 80 2016 02 20 Application of Singular Value Decomposition for Random Noise Attenuation in Synthetic and Real Seismic Data کاربرد تجزیه مقدار منفرد در تضعیف نوفه تصادفی در داده‌های مصنوعی و واقعی لرزه‌ای 123 134 459 10.22078/pr.2016.459 FA سید احمد مرتضوی دانشکده مهندسی نفت دانشگاه صنعتی امیرکبیر، تهران، ایران عبدالرحیم جواهریان دانشکده مهندسی نفت دانشگاه صنعتی امیرکبیر، تهران، ایران Journal Article 2015 04 25 The presence of many types of noises such as random noise in the seismic data cause some problems; so, they must be attenuated in the processing steps. Singular value decomposition (SVD) is a coherency and linear algebra based filter, which can detect horizontal events in the first eigenimages. For random noise attenuation, after geometry assigning, in common depth point (CDP) gather, after velocity analysis and dynamic corrections and before stacking data, SVD is applied to data. The aligned reflectors are detected at first eigenimages, then they are reconstructed; hence another eigenimage, which contains random noise, is zeroed and the random noise will be attenuated. Because the SVD can detect the horizontal event, if static and dynamic corrections are not applied to data correctly and in the common depth point gather, the reflectors have fluctuations and SVD cannot separate between reflectors and random noise viable. In this paper, these steps are applied to a synthetic common depth point gather with various ratios of signal to noise and to a real common depth point gather from one of the Iranian land hydrocarbon field. According to the results, singular value decomposition can attenuate the random noise and preserves the reflectors considrably. Furthermore, this subject is shown in the synthetic data with high noise level (SNR=1). حضور انواع نوفه از جمله نوفه تصادفی در داده لرزه‌ای همواره مشکلاتی را در استفاده از داده لرزه‌ای بوجود می‌آورد، لذا این نوع از نوفه‌ها باید در مراحل پردازشی تضعیف گردند. روش تجزیه مقدار منفرد بر اساس جبر خطی و بر پایه همدوسی داده بنا شده است که می‌تواند پدیده‌های همدوس افقی را در تصاویر مشخصه ابتدایی شناسایی نماید. برای تضعیف نوفه تصادفی در داده نقطه عمقی مشترک پس از تحلیل سرعت و انجام تصحیحات دینامیک و پیش از برانبارش، تجزیه مقدار منفرد روی داده اعمال می‌گردد. بازتاب‌های افقی شده در تصاویر مشخصه ابتدایی شناسایی شده و بازسازی می‌گردند و سایر تصاویر مشخصه که حاوی نوفه تصادفی هستند برابر صفر قرار گرفته و در نتیجه نوفه تصادفی تضعیف خواهد شد. از آنجایی که تجزیه مقدار منفرد می‌تواند پدیده‌های افقی را به خوبی شناسایی نماید، بنابراین اگر تصحیحات استاتیک و یا دینامیک به خوبی روی داده‌ها اعمال نشده باشند و در داده نقطه عمقی مشترک بازتاب‌ها به‌جای افقی بودن دارای اعوجاج باشند، تجزیه مقدار منفرد، نمی‌تواند آنها را به خوبی از نوفه شناسایی نماید. در این مقاله مراحل مذکور روی یک داده نقطه عمقی مشترک مصنوعی با سطوح مختلفی از نسبت سیگنال به نوفه و یک داده واقعی مربوط به یکی از میادین هیدروکربوری ایران واقع در خشکی اعمال شده است. بر اساس نتایج، فیلتر تجزیه مقدار منفرد به خوبی می‌تواند ضمن حفظ بازتاب‌ها تا حد زیادی نوفه تصادفی را تضعیف نماید. این مسئله در داده مصنوعی حتی با سطح نوفه زیاد یعنی (نسبت سیگنال به نوفه یک) نیز به خوبی قابل مشاهده است

https://pr.ripi.ir/article_459_85173420168d8944de96e91cba871aa2.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 24 80 2016 02 20 Numerical Analysis of Chemical Reactions between Shale Formation and Drilling Fluid of Water Base (in One of the Southwest Formations of Iran تحلیل عددی واکنش‏های شیمیایی بین سازندهای شیلی و محلول حفاری پایه آبی در یکی از سازند‏های جنوب غرب ایران 135 146 460 10.22078/pr.2016.460 FA علیرضا نصیری پژوهشکده مهندسی نفت، پردیس پژوهش و توسعه صنایع بالادستی، پژوهشگاه صنعت نفت تهران، ایران محمد محمدزاده ثانی دانشکده مهندسی نفت و گاز دانشگاه باهنر کرمان، کرمان، ایران حسین جلالی فر 1- دانشکده مهندسی نفت و گاز دانشگاه باهنر کرمان، کرمان، ایران 2- پژوهشکده مهندسی نفت، پردیس پژوهش و توسعه صنایع بالادستی، پژوهشگاه صنعت نفت تهران، ایران سعید جعفری پژوهشکده مهندسی نفت، پردیس پژوهش و توسعه صنایع بالادستی، پژوهشگاه صنعت نفت تهران، ایران Journal Article 2015 04 25 Instability in shale layers is accounted as one of the biggest problems in drilling industry and area of gas and oil craft. Yearly, industrialists spend a great deal of money to solve this problem. Connection between drilling fluid water base and shale formation causes the swelling development and an increase of pore pressure in the walls of wells; the continuation of this process during time span will be one of the most important factors for the stability of well walls. The potential difference developed/created between drilling fluid and shale formation will cause changes in pore pressure, swelling pressure, water absorption percentage by the shale and the coefficient of membrane. By using the mathematical methods and numerical modeling of finite difference methods, the physical and chemical reactions developed between drilling fluid of water base and shale formation were studied in this work. The results obtained from the numerical modeling express this fact that using fluids in the studied field, to prevent the instability of well resulted from swellings of shells, creates the necessary efficiency and the potassium chloride fluid shows better performance among them. Therefore, the least swelling pressure and pore pressure have been developed by using it. ناپایداری در لایه‏های شیلی یکی از مشکلات بارز در صنعت حفاری مخصوصا در حیطه صنایع نفت و گاز به شمار می‏رودکه هرساله هزینه زیادی صرف جلوگیری از این مشکل می‏گردد .تماس بین محلول حفاری پایه آبی و سازند شیلی باعث ایجاد تورم و افزایش فشار منفذی در دیواره چاه شده و ادامه این فرآیند طی زمان باعث ناپایداری دیواره چاه می‌باشد. اختلاف پتانسیل ایجاد شده بین محلول حفاری و سازند شیلی باعث تغییرات در فشار منفذی، فشار تورم، درصد جذب‏آب توسط شیل و ضریب غشاء می‎گردد. در این مقاله با استفاده از روش‏های تحلیلی و مدل‌سازی عددی، تفاضل محدود، واکنش‏های فیزیکی و شیمیایی ایجاد شده بین محلول حفاری پایه آبی و سازند شیلی مورد بررسی قرار گرفته است. نتایج حاصل از مدل‌سازی عددی نشان داد که سیالات مورد استفاده در میدان مورد مطالعه, جهت جلوگیری از ناپایداری چاه ناشی از تورم شیل‏ها, از کارائی لازم برخوردار می‌باشند وهمچنین مشخص شد که محلول کلرید پتاسیم از عملکرد بهتری برخوردار می‏باشد، بطوریکه کمترین فشار تورم و فشار منفذی در حالت استفاده از آن بوجود خواهد آمد.

https://pr.ripi.ir/article_460_1cec2879e6b9165fd91b9d8aeb9d0682.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 24 80 2016 02 20 Dolomitization Process of C-4 to F Members of the Qum Formation and its Effect on Reservoir Qualit بررسی فرآیند دولومیتی شدن در بخش‌های C4 تا F سازند قم در برش یورتشاه و تاثیر آن بر کیفیت مخزنی 147 161 461 10.22078/pr.2016.461 FA فاطمه مظاهری دانشکده علوم، دانشگاه آزاد اسلامی واحد علوم و تحقیقات تهران، ایران فرج اله فیضی دانشکده علوم، دانشگاه تربیت معلم تهران، تهران، ایران جهانبخش دانشیان دانشکده علوم، دانشگاه تربیت معلم تهران، تهران، ایران داریوش باغبانی اداره سطح‌الارضی مدیریت اکتشاف و تولید، تهران، ایران داود جهانی دانشکده علوم، دانشگاه آزاد اسلامی واحد تهران شمال، تهران، ایران Journal Article 2015 04 25 Petrographic studies on samples of C-4 to F members of Qum Formation shows that dolomitization is one of the most important diagenetic processes affecting carbonate members. Despite this fact that the dolomitization process is one of main reasons for developing porosity and reservoir properties, in section under study, reservoir properties are totally poor and matrix porosity is low. The distribution of dolomicrite and dolomicrosparite has mainly outspreaded the matrix porosity in a limited distance; much of the dolomite in this section is partial dolomitization. The development of cement (mainly dolomitic cement) in deep burial depth as filling the pore, the high percentage of dolomitization formed intertwined mosaics, compaction, stylolitization, and illitization closing the pore throat and reducing porosity and permeability caused reservoir property to become poor. Microscopic studies revealed the presence of 9 types of dolomite, four models of dolomitization in Qum Formation in this section, including Sabkha model, the leakage model, deep burial model, and Do-Rag model. Upper Red Formation on the Qum Formation and the presence of clay and marl in Qum Formation as a combination of clay are the main sources of Mg supply for the Qum Formation dolomites. در این پژوهش نمونه‏های بخش‌های C4 تا F سازند قم از منظر پتروگرافی مورد مطالعه و بررسی قرار گرفته است. نتایج این مطالعه نشان می‏دهد که مهم‎ترین فرآیند دیاژنتیکی تاثیرگذار بر روی کربنات‎ها، دولومیتی شدن می‏باشد. اما دولومیتی شدن مخزن نتوانسته تخلخل مخزن را بالا ببرد و تخلخل ماتریکس به طور کلی پایین است. دولومیکرایت و دولومیکروسپارایت که به‌طور عمده باعث توسعه تخلخل ماتریکس می‌شوند، به‌صورت محدود توسعه یافته و عمده دولومیت‌های تشکیل شده در این برش از نوع انتخابی است. توسعه سیمان (به‌خصوص سیمان دولومیتی) در مراحل تدفین عمیق باعث پرشدن تخلخل‌ موجود در سنگ شده و درصد بالای دولومیتی شدن باعث تشکیل موزاییک‏های درهم قفل شده می‌گردد. همچنین فشردگی و تشکیل استیلولیت‌ها و نیز ایلیتی شدن با بستن گلوگاه حفره‏ها منجر به کاهش تخلخل و تراوایی می‌شود. مطالعات میکروسکوپی حاکی از حضور 9 نوع دولومیت در این منطقه است که در چهار مدل دولومیتی شدن شامل مدل سبخا، مدل برگشتی، مدل تدفینی عمیق و مدل دو رگ شکل گرفته‏اند. وجود سازند قرمز بالایی در بالای سازند قم، همچنین وجود رس و مارن در سازند قم به‌عنوان ترکیبات رسی می‏تواند از منابع اصلی تامین Mg برای تشکیل دولومیت‏های سازند قم باشد.

https://pr.ripi.ir/article_461_18f25ccb5f2d43132d46c3c546bbd2b6.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 24 80 2016 02 20 A Visual Study of Microbial Enhanced Oil Recovery Using Micromodels مطالعه مشاهده‌ای ازدیاد برداشت میکروبی نفت با استفاده از میکرومدل 162 169 462 10.22078/pr.2016.462 FA حسین امانی دانشکده مهندسی شیمی،دانشگاه صنعتی نوشیروانی بابل، مازندران، ایران Journal Article 2015 04 25 In recent years, micromodels have been used to investigate and understand the mechanisms of oil recovery. Micromodels provide the opportunity to observe fluid flow and investigate displacement efficiency on the pore scale. In this work, the ability of Pseudomonas aeruginosa HATH to grow and produce rhamnolipid biosurfactant on sunflower as a carbon source is shown. The produced rhamnolipid can reduce the surface tension from 70 mNm/ to 28 mN/m and interfacial tension from 36 mN/m to 4 mN/m at the CMC concentration. These characteristics show that the produced rhamnolipid has a great potential for the oil recovery, especially in microbial enhanced oil recovery. Furthermore, the effect of produced rhamnolipid on enhanced oil recovery has been studied using a micromodel. The results of the experiments show that after rhamnolipid flooding at the CMC concentration (120 mg/l), about 5% of crude oil is recovered from a micromodel. در سال‌های اخیر استفاده از میکرومدل‌های شیشه‌ای به‌منظور فهم و مشاهده مکانیسم ازدیاد برداشت نفت مورد توجه محققین قرار گرفته است. میکرومدل این امکان را فراهم می‌کند تا با مشاهده حرکت سیال، بازده جابه‎جایی در مقیاس حفرات بررسی شود. در این تحقیق، توانایی باکتری HATH سودومناس آرجینوزا برای رشد و تولید بیوسورفکتنت رامنولیپید با استفاده از روغن آفتاب‌گردان به‎عنوان ماده کربنی بررسی شده است. رامنولیپید تولید شده می‌تواند کشش سطحی را ازmN/m 70 به mN/m 28 و کشش بین سطحی را از mN/m 36 به mN/m 4 در غلظت CMC کاهش دهد. این ویژگی‌ها تایید می‌کند رامنولیپید تولید شده پتانسیل خوبی برای کاربرد در ازدیاد برداشت نفت به‌خصوص در ازدیاد برداشت به ‌روش میکروبی دارد. همچنین با استفاده از دستگاه میکرومدل در آزمایش‌های مشاهده‌ای، اثر رامنولیپید تولید شده در ازدیاد برداشت نفت مورد مطالعه قرار گرفت. نتایج نشان می‌دهد با تزریق رامنولیپید با غلظت mg/l 120، در حدود 5% ازدیاد برداشت برای نفت خام حاصل می‌شود.

https://pr.ripi.ir/article_462_64b7ba9bf86a2637607f79453ba2abd5.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 24 80 2016 02 20 Shale Volume Estimation Using FMI Image Log تخمین حجم شیل با استفاده از نمودار تصویری FMI 170 174 463 10.22078/pr.2016.463 FA محسن عزتی گروه زمین‌شناسی، دانشکده علوم زمین، دانشگاه شهید چمران اهواز، اهواز، ایران بهمن سلیمانی گروه زمین‌شناسی، دانشکده علوم زمین، دانشگاه شهید چمران اهواز، اهواز، ایران فرهاد خوشبخت پژوهشکده مطالعات مخازن، پردیس پژوهش و توسعه صنایع بالادستی، پژوهشگاه صنعت نفت محمد صفرخان مؤذنی گروه زمین‌شناسی، دانشکده علوم زمین، دانشگاه شهید چمران اهواز، اهواز، ایران Journal Article 2015 04 25 Shale volume is one of the main parameters in petrophysical and reservoir studies. Using core to petrophysical parameter determination has some problems and limitations such as coring costs too much and normally it cannot be completely recovered (especially in fractured reservoirs). Image logs dominantly have been used for fracture analysis in Iran, while they have been used to a lesser extent in other fields such as shale volume calculation, porosity, sedimentary environment recognition, etc. In this study, the shale volume of Dalan formation was estimated by applying Binarization method to the FMI image log in one of carbonate reservoirs of the SouthWestern oil fields of Iran. For the validation of suggesting approach, shale volume has also been estimated from GR log Index (CGR) and was compared with FMI shale volume. Shale volume resulted from FMI and CGR logs are compatible and shale volume determination using FMI has some errors caused by locating open fractures next to the shale interlayers. حجم شیل یکی از مهم‌ترین پارامترهای مورد بررسی در کلیه مطالعات پتروفیزیکی و کیفیت مخزنی است. استفاده از مغزه، برای اندازه‌گیری خصوصیات پتروفیزیکی با محدویت‌ها و مشکلاتی همراه است به عنوان مثال مغزه‌گیری همراه با صرف هزینه‌های بالا بوده و معمولا بازیافت آن (به‌ویژه در مخازن شکاف‌دار) به‌طور کامل انجام نمی‌پذیرد. در ایران از نمودارهای تصویری غالبا برای تحلیل شکستگی استفاده شده و در سایر زمینه‌ها مانند محاسبه حجم شیل، تخلخل، شناسایی محیط رسوبی و ... چندان مورد استفاده قرار نگرفته است. در این مقاله حجم شیل موجود در سازند دالان، با اعمال روش باینریزاسیون بر روی نمودار تصویری FMI در یکی از مخازن کربناته جنوب غرب ایران محاسبه گردید. برای راستی آزمایی روش پیشنهادی، حجم شیل با استفاده از اندیس نمودار گاما (CGR) نیز محاسبه شد و مقادیر حجم شیل به‌دست آمده از نمودارهای FMI و گاما با هم مقایسه گردید. میزان حجم شیل به‌دست آمده از دو نمودار تطابق خوبی با هم نشان می‌دهد و قسمت‌هایی که محاسبه حجم شیل با استفاده از نمودار FMI با خطا همراه می‌شود، مربوط به مکان‌هایی است که شکستگی‌های باز در مجاورت میان لایه‌های شیلی قرار می‌گیرند.

https://pr.ripi.ir/article_463_db68bb02f94d68a3c36274a5d5a94ab5.pdf