فهرست مطالب

پژوهش نفت - پیاپی 116 (فروردین و اردیبهشت 1400)

مجله پژوهش نفت
پیاپی 116 (فروردین و اردیبهشت 1400)

  • تاریخ انتشار: 1400/02/31
  • تعداد عناوین: 10
|
  • محمدی لیراوی، محسن محمدی*، مسعود حق شناس فرد، علیرضا خزعلی، رضا سروی، علی اکبر ازوجی صفحات 3-19

    در این پژوهش، ابتدا به شناسایی نقاط دارای پتانسیل ایجاد مشکل در حالت عدم حصول به شرایط طراحی واحد ژول-تامسون (تنظیم نقطه شبنم) یک پالایشگاه گاز پرداخته شده و در ادامه، اتصال این واحد با یک سیکل سردسازی پروپان به منظور بهبود عملکرد فرآیند مورد بررسی قرار گرفت. اتلاف حرارت از لوله ها و تجهیزات فرآیندی، پدیده حمل مایع در جداکننده، شرایط جریان ورودی فرآیند و عملکرد شیرژول-تامسون از مواردی هستند که در این تحقیق به عنوان عوامل موثر بر عملکرد فرآیند بررسی شدند. بدین منظور، براساس اطلاعات واقعی فرآیندی، شبیه سازی با استفاده از نرم افزار ASPEN HYSYS V10.0 انجام شد. با استفاده از سنجش های میدانی و روابط تجربی، اتلاف حرارتی و میزان تاثیر آن بر عملکرد فرآیند محاسبه شد. سپس، پدیده ی ماندگی مایع در گاز و گاز در مایع مربوط به جداکننده ی دما پایین و حساسیت تغییرات دما و فشار ورودی بر دمای نقطه شبنم گاز خروجی از واحد بررسی شد. عملکرد شیر ژول-تامسون مورد سنجش قرار گرفت. در انتها، به طراحی و آنالیز اقتصادی ایجاد یک سیکل سردسازی پروپان و اتصال آن با واحد ژول-تامسون برای بهبود عملکرد واحد پرداخته شد. نتایج نشان داد که با بهبود عایق کاری لوله ها و جداکننده، می توان C° 2 الی C° 4 دمای شبنم گاز خروجی را کاهش داد. به علاوه، ماندگی مایع در گاز و گاز در مایع درون جداکننده و همچنین عملکرد شیر ژول-تامسون، عوامل اصلی دور شدن از شرایط طراحی در این پالایشگاه نیست. در مرحله آخر یک سیکل تبرید طراحی و در قالب تعداد 10 طرح مختلف، به واحد مورد نظر متصل شد. برای یافتن بهترین عملکرد سیکل سردسازی، این طرحها از لحاظ انرژی مصرفی و اقتصادی مورد بررسی قرار گرفت. طرحی اتصال سیکل سردسازی به واحد از طریق یک مبدل در محل ورودی جداکننده و پس از شیر ژول-تامسون به عنوان طراحی بهینه از نظر اقتصادی تعیین شد.

    کلیدواژگان: پالایشگاه گاز، تنظیم نقطه شبنم، جداکننده دما پایین، شیرژول-تامسون، شبیه سازی و بهینه سازی
  • رویا خضرلو، سید علی معلمی، بهرام موحد صفحات 20-29

    در این پژوهش سازند خانه زو به عنوان یکی از مخازن هیدروکربوری ایران از نظر رخساره ها، محیط رسوبی، دیاژنز و کیفیت مخزنی مورد مطالعه قرار گرفته است. مطالعه سازند خانه زو با استفاده از تلفیق مطالعات سنگ چینه نگاری و زمین شناسی صحرایی در 2 برش سطحی (آب قد و برش خانه زو (برش الگو)) و 2 برش زیرسطحی (چاه افشار و چاه چهچه) در ناحیه کپه داغ واقع در شمال شرق ایران صورت گرفته است. مطالعات ‍پتروگرافی منجر به شناسایی 8 ریزرخساره گردیده که در قالب سه کمربند رخساره ای اصلی شامل رمپ میانی، رمپ خارجی و حوضه نهشته شده اند. براساس شواهدی چون نبود رخساره های دوباره نهشته شده و تبدیل تدریجی رخساره ها به یکدیگر می توان نتیجه گرفت که رخساره های سازند خانه زو در یک سکوی کربناته از نوع رمپ هم شیب نهشته شده اند. مطالعات پتروگرافی همچنین نشان می دهد که فرآیندهای دیاژنزی مختلفی از جمله میکریتی شدن، آشفتگی زیستی، سیمانی شدن (بلوکی و دروزی)، انحلال فشاری، دولومیتی شدن، انحلال، پیریتی شدن و سیلیسی شدن بر روی رسوبات توالی مورد مطالعه اثرگذار بوده است. انواع تخلخل شناسایی شده در توالی مورد مطالعه شامل حفره ای، بین بلوری و شکستگی است. سیمانی شدن و تراکم نیز از فرآیندهای دیاژنتیکی است که سبب کاهش ویژگی های مخزنی شده است. با توجه به درصد پایین تخلخل، غیرمفید بودن آن ها و عدم وجود تراوایی کافی، افق مخزنی در این سازند از کیفیت بالایی برخوردار نیست. به بیان دیگر، شکستگی و انحلال بر کیفیت مخزنی تاثیرگذار نبوده چراکه در غالب موارد توسط سیمان پر شده اند.

    کلیدواژگان: سازند خانه زو، کپه داغ، رخساره، محیط رسوبی، فرآیندهای دیاژنزی، کیفیت مخزنی
  • امید زاده باقری، محمدرضا صالحی زاده*، وحید نقوی، مزدا معطری صفحات 39-50

    وقوع نشتی در خطوط انتقال نفت و گاز ممکن است باعث مشکلات جدی از قبیل انفجارها، آلودگی محیط زیست و از بین رفتن انرژی و منابع مالی گردد. به منظور جلوگیری از بروز این اتفاقات یا کاهش تلفات آنها، تشخیص زود هنگام نشتی در خطوط لوله از اهمیت بالایی برخوردار است. برای این منظور می توان از یک بخش تشخیص نشتی که برروی زیرساخت یک سیستم اسکادا قرار گرفته است استفاده نمود. در این مقاله، ابتدا با استفاده از نرم افزار الگا نشتی هایی با اندازه های مختلف و در فواصل متفاوت برروی یک خط لوله انتقال نفت شبیه سازی گردید. پس از آن، خروجی داده های شبیه ساز الگا که شامل فشار و جریان نقاط مختلف خط لوله هستند به کمک ابزار Power Query و Dax Studio جهت تحلیل آماده سازی شدند. در ادامه، داده ها وارد نرم افزار متلب گردید و شبکه عصبی مصنوعی به منظور شناسایی اندازه و محل نشتی طراحی و آموزش داده شد. در نهایت، این بخش به عنوان همتای دیجیتالی از آن خط لوله برروی سیستم اسکادا قرار خواهد گرفت و با استفاده از استانداردهای متداول صنعتی به صورت برخط داده های لازم را جهت پایش وضعیت خط لوله دریافت می نماید و در صورت وقوع نشتی هشدارهای لازم و اطلاعات مربوطه را صادر می نماید.

    کلیدواژگان: نشتی خطوط لوله، اسکادا، الگا، همتای دیجیتال، شبکه عصبی مصنوعی
  • مهدی فدائی، محمدجواد عامری شهرابی*، علی سلمانی صفحات 51-68

    تمرکز اصلی این پژوهش برروی بررسی عملکرد جداسازدوفازی (مایع- گاز) آزمایشگاهی به صورت تجربی و همچنین، ارایه مدل شبیه سازی دقیق به منظور استفاده در طراحی جداسازهای صنعتی بوده است. به همین منظور، جداسازصنعتی دوفازی در ابعاد آزمایشگاهی با استفاده از روابط تجربی موجود طراحی گردید. در مدل های نیمه تجربی علاوه بر فرض های ساده شونده، تاثیر منحرف کننده ورودی جداساز بر فرآیند جداسازی نادیده گرفته شده و قطر قطرات فاز ثانویه یک مقدار ثابت تعیین شده می باشد که تمامی قطرات مایع در بالاترین نقطه جداساز قرار دارند و از آن نقطه به طرف سطح مایع سقوط می کنند. همچنین، مفاهیم مربوط به جریان آشفته در این روش ها مد نظر گرفته نشده است. در این پژوهش، چرخه جریانیدوفازی در ابعاد آزمایشگاهی طراحی و ساخته شد. در چرخه جریانی ساخته شده، آب به عنوان سیال مایع و هوا به عنوان سیال گاز مورد استفاده قرار گرفتند. سیال آب و هوا در نقطه اختلاط که یک مخلوط کننده استاتیک می باشد، تشکیل جریان دوفازی داده و پس از طی مسافتی معادل با 160 برابر قطر خط لوله، جریان توسعه یافته تشکیل شده و وارد جداساز می شود. دبی آب در بازه m3/h 5/0-2 و دبی گاز در بازه m3/hا0-100 در نظر گرفته شد. به منظور بررسی عملکرد جداساز دوفازی، از فیلتر μ 20 در خروجی گازجداسازاستفاده شد وکسرحجمی قطرات آب باقی مانده در جریان گاز خروجی اندازه گیری شد. همچنین با استفاده از سیستم عکس برداری، قطر قطره های آب به دام افتاده در فیلتر اندازه گیری شد. نتایج شبیه سازی CFD جداساز دوفازی با نتایج تجربی به دست آمده اعتبارسنجی شدند و بهترین مدل شبیه سازی چندفازی، مدل اغتشاش و ضرایب تخفیف برای فرآیند شبیه سازی CFD جداساز دوفازی تعیین شدند.از مهم ترین دستاوردهای این پژوهش فراهم نمودن بستر لازم جهت طراحی جداساز دوفازی گاز- مایع در ابعادصنعتی با توجه به شرایط تولید و تاثیر هریک از اجزای داخلی جداساز می باشد.

    کلیدواژگان: مطالعه تجربی، شبیه سازی، CFD، جداساز، دوفازی
  • علیرضا فضلعلی*، وهب قلعه خندابی، زینب اسدی صفحات 69-82
    محصول نفت سوخت حاصل از کراکینگ مخلوط پیچیده ای از هیدروکربن های آروماتیک با میزان 31-13% از نفتالین است که از فرآیند اولفین به دست می آید. در سال های اخیر، کاربردهای جدیدی برای نفتالین خالص و صنعتی توسعه یافته است. بنابراین، بایستی یک روش جایگزین برای تقطیر و هیدروژناسیون کاتالیزوری انتخاب شود، تا هزینه اقتصادی و اثرات زیست محیطی ناشی از افزایش تقاضا برای نفتالین خالص، کاهش یابد. در مطالعه حاضر، مقایسه ای میان روش تقطیر و یک فرآیند ترکیبی از بلورینگی و استخراج با حلال، در خالص سازی نفتالین از یک نفت سوختی انجام شده است. از طراحی باکس-بنکن به عنوان یکی از روش های طراحی آزمایش سطح-پاسخ، برای به حداقل رساندن تعداد آزمایش ها و بهینه سازی فرآیند استفاده گردیده است. خلوص بلورها و بازده نفتالین در فرآیند بلورینگی با دمای بهینه سردسازی C° 25  به ترتیب 71/73% و 73/96% به دست آمدند که در دماهای پایین تر، بازدهی بازیابی نفتالین کمتر خواهد شد. دمای ذوب، بازدهی استخراج و خلوص نفتالین تحت شرایط بهینه (دمای استخراج C° 08/15، نسبت فنول به متانول برابر با 01/1 و نسبت حلال به خوراک برابر با 72/1) به ترتیب C° 13/80، 36/97% و 42/99% حاصل شدند. نتایج آماری نشان داد که مدل درجه دوم پاسخ برای پارامترهای مورد مطالعه قابل قبول هستند (0001/0> P-value) و مطابقت زیادی (9989/ 0=R2) بین مدل آماری (طراحی آزمایش) و اطلاعات آزمایشگاهی وجود دارد. به علاوه، طبق آنالیز واریانس، دمای استخراج و اثر متقابل آن با پارامتر نسبت فنول به متانول، تاثیر چشم گیری برروی دمای ذوب دارند. همچنین مخلوط حلال، قابلیت بازیابی بالایی از متانول و فنول را خواهد داشت. به طور کلی، نتایج ما نشان می دهد که رویکرد معرفی شده یک روش کارآمد برای تولید نفتالین بومی از نفت سوخت حاصل از کراکینگ است.
    کلیدواژگان: استخراج با حلال، بهینه سازی، روش سطح-پاسخ، نفتالین، نفت سوخت حاصل از کراکینگ
  • صبا صیادی، محمد چهاردولی*، محمد سیم جو صفحات 83-95
    استفاده از روش تزریق متناوب پلیمر و گاز کربن دی اکسید در مخازن نفت سنگین می تواند باعث افزایش بازیافت نفت شود. در این روش، بازده جابه جایی میکروسکوپی با حضور گاز بهبود می یابد و بازده جاروبی ماکروسکوپی توسط پلیمر بهبود می یابد و مجموع این دو اثر باعث عملکرد بهتر این روش می شود. در این مطالعه، سازوکار های تولید نفت در فرآیند تزریق متناوب پلیمر و گاز کربن دی اکسید با استفاده از میکرومدل شیشه ای بررسی شده است. میکرومدل دوبعدی آب دوست با الگوی تولیدی-تزریقی مورب برای تجسم حفرات در طول آزمایش های جریان استفاده شد که توسط یک دوربین با وضوح بالا به منظور ضبط رخدادهای میکروسکوپی در هنگام جابه جایی نفت گرانرو تجهیز گردید. یک نفت مدل پارافینی با ویسکوزیته Pa.s 028/0 برای شبیه سازی شرایط مخزن نفت گرانرو، و پلی آکریل آمید جزیی هیدرولیز شده با غلظت ppm 1500 برای کنترل تحرک فاز آبی استفاده شد. در ابتدا میکرومدل به ترتیب با تزریق آب شور تا رسیدن به اشباع صد در صدی آب و سپس با تزریق نفت تا رسیدن به اشباع آب کاهش نیافتنی اشباع گردید. سپس برای بررسی جریان های سه فازی بازیافت نفت باقی مانده، چرخه های متناوب پلیمر و گاز در دو نسبت پلیمر به گاز 1:1 و 2:1 تزریق شد. در این پژوهش، رخدادهای میکروسکوپی موثر در جابه جایی نفت گرانرو در طی فرآیند تزریق متناوب پلیمر و گاز کربن دی اکسید بررسی شد که منجر به شناسایی چندین سازوکار موثر در بازیافت نفت از طریق بهبود جریان بین منافذ دور زده شده و سیال تزریقی گردید. تشکیل خوشه های متحرک گاز و الاستیسیته پلیمر منجر به بازیابی افزایشی نفت شد. خوشه گازی متحرک، دو پدیده آشام دوتایی و تخلیه دوتایی را در مقیاس منافذ ایجاد نمود. جاروب حفره به حفره نفت توسط محلول پلیمر، تشکیل رشته های پلیمری پیوسته و ناپیوسته، وجود حباب ها و خوشه های گازی متحرک از دیگر سازوکار های شناسایی شده برای بازیابی افزایشی نفت در این فرآیند هستند. بررسی ماکروسکوپی و کمی آزمایش ها نشان دهنده بهبود بازده جاروب حجمی نفت گرانرو در اثر تزریق متناوب پلیمر و گاز می باشد. بازیافت نهایی نفت حاصل از این روش در دو نسبت 1:1 و 2:1 به ترتیب 76 و 73% بود که نشان دهنده ی عملکرد بهتر نسبت پلیمر به گاز 1:1 می باشد. نتایج بیانگر عملکرد خوب این روش در مقیاس آزمایشگاهی است و این روش از پتانسیل خوبی برای ازدیاد برداشت نفت برخوردار است.
    کلیدواژگان: میکرومدل، مطالعه سازوکاری، تزریق متناوب پلیمر و گاز کربن دی اکسید، نفت گرانرو، ازدیاد برداشت
  • محسن لیاقت*، محمدرضا نورایی نژاد، محمدحسین آدابی صفحات 96-111

    این پژوهش برای اولین بار به مطالعه مخزن خامی از جنبه الکتروفاسیس و تفکیک بخش های مخزنی در 5 چاه و شناسایی واحدهای جریانی در 2 چاه در میدان نفتی مارون می پردازد. همچنین برای اولین بار در این میدان نفتی داده های واحدهای جریانی با داده های حاصل از مطالعات پتروگرافی در این مطالعه مورد مقایسه قرار گرفتند. در این میدان براساس داده های حاصل از نگارهای چاه پیمایی و روش خوشه بندی 5 الکتروفاسیس شناسایی و تفکیک شدند. در ادامه الکتروفاسیس های مورد مطالعه با واحدهای جریانی حاصل از تخلخل و تراوایی مغزه ها مطابقت شدند. داده های حاصل از آزمایش فشار مویینه نشان می دهند که از واحد جریانی 1 به سمت واحد جریانی 4 به مقدار و اندازه گلوگاه های تخلخل اضافه شده و ارتباط این گلوگاه ها افزایش می یابد. مقایسه الکتروفاسیس ها و داده های واحدهای جریانی همراه با مطالعات پتروگرافی مخزن نشان دهنده ارتباط مناسب الکتروفاسیس ها و لیتوفاسیس ها است. همچنین، ارتباط نزدیکی بین اطلاعات مربوط به الکتروفاسیس ها و لیتوفاسیس ها نشان می دهد که مخزن خامی تا حدودی یک مخزن پتروفیزیکی است، به طوری که تغییرات زون های تولیدی با تغییرات پتروفیزیکی همخوانی کاملا واضحی نشان می دهد. در خاتمه مدل نهایی حاصله در چاه مبنا براساس تلفیق الکتروفاسیس های تعیین شده و لیتوفاسیس های مورد مطالعه این مدل در کل چاه های موجود واقع در میدان نفتی مارون بسط داده شد. این مدل قادر به شناسایی و تفکیک نواحی دارای کیفیت مخزنی خوب و بد از یکدیگر است. مدل حاصله در مخزن خامی از میدان مارون می تواند جهت توسعه مدل استاتیک مورد استفاده قرار گیرد.

    کلیدواژگان: الکتروفاسیس، لیتوفاسیس، خوشه بندی، روش SOM، گروه خامی، میدان نفتی مارون
  • علی نقی دهقان* صفحات 112-126
    در این مطالعه، تغییر شکل دیواره چاه ناشی از رفتار خزش در سنگ نمک طی عملیات حفاری و نیز مچالگی لوله جداری در زمان تولید برای یکی از میادین نفتی جنوب غرب ایران مورد بررسی قرار گرفته است. از این رو، در میدان نفتی مورد نظر، 3 چاه (Aا، B و C) با ویژگی های لازم انتخاب و مورد بررسی قرار گرفت. تحلیل ها با توسعه یک مدل عددی سه بعدی کوپل شده زمین- چاه- سیال و به کمک نرم افزار تفاضل محدود FLAC3D انجام شد. به منظور تعیین محدوده تنش و تغییر شکل های ایجاد شده برروی دیواره چاه از مدل رفتاری ویسکوالاستیک برگر برای سنگ نمک استفاده شد. ابتدا، مدل سازی تغییر شکل دیواره چاه در زمان عملیات حفاری (بدون نصب لوله جداری) و با در نظر گرفتن وزن گل های مختلف مورد بررسی قرار گرفت. نتایج مدل سازی عددی نشان داد که افزایش وزن گل تا مقدار مشخصی سبب کاهش تغییر شکل و هم گرایی دیواره چاه می گردد و با افزایش بیش از اندازه آن، سبب تغییر شکل های واگرایی دیواره چاه شده که می تواند باعث ایجاد شکستگی های کششی در دیواره چاه و در نتیجه، هرزروی گل حفاری و ناپایداری چاه گردد. بهینه ترین وزن گل های حفاری برای چاه های شماره A و Bا، lb/ft3 145 (به ترتیب با هم گرایی 76/3 و cm 93/3) و برای چاه شماره Cا، lb/ft3 140 (با هم گرایی cm 94/3) برآورد گردید. سپس به منظور بررسی اثر لوله جداری بر تغییر شکل دیواره چاه (چاه شماره B و C)، تحلیل های عددی در دو حالت مختلف انجام شد؛ یکی چاه جداره گذاری شده بدون سیمان و دیگری چاه جداره گذاری شده به همراه سیمان. با اجرای سیمان در پشت لوله جداری، مقادیر حداکثر تنش اعمال شده برروی دیواره چاه B از MPa90/446 (چاه جداره گذاری شده بدون سیمان) به MPa 350 کاهش یافته است (هم گرایی mm20/0). همچنین برای چاه C، حداکثر تنش برروی دیواره آن از MPa 4/435 (چاه جداره گذاری شده بدون سیمان) به MPa 1/387 کاهش یافته است (هم گرایی mm 12/0). با اعمال سیمان در پشت لوله جداری، میزان تغییر شکل کاهش یافته و در نتیجه، پایداری چاه در برابر وقوع پدیده گسیختگی و مچالگی لوله جداری به شکل قابل توجهی افزایش می یابد.
    کلیدواژگان: تغییر شکل چاه، گسیختگی لوله جداری، تحلیل پایداری، خزش، مدل سازی عددی
  • حامد فرهادی، مهدی نظری صارم* صفحات 127-140
    ساز و کار های تزریق آب کم شور در مخازن کربناته به دلیل طبیعت پیچیده آن نسبت به مخازن ماسه سنگی به خوبی درک نشده است. با استفاده از سنگ آهک و نفت خام یکی از چاه های میدان نفتی شادگان، آزمایش تزریق مغزه با توالی آب پرشور و کم شور انجام شد. آب دریای 10 بار رقیق شده به عنوان آب کم شور توانست 5/14% از نفت درجای اولیه را پس از تزریق ثانویه آب دریا بازیافت کند. در نقطه مقابل، تزریق ثالثیه همان آب کم شور در سنگ مصنوعی از جنس کلسیت خالص (با خواص پتروفیزیکی مشابه با سنگ واقعی) تنها 4/3% از نفت درجای اولیه را تولید کرد.  نتایج زاویه تماس، ازدیاد برداشت نفت در تزریق آب کم شور را به تغییر ترشوندگی سنگ ها به سمت آب دوستی بیشتر نسبت داد. با این حال، میزان تغییر ترشوندگی در سنگ آهک میدان نفتی شادگان (°42) نسبت به سنگ کلسیتی خالص (°16) به صورت معنی داری بیشتر بود. بر اساس نتایج پتانسیل زتا، تغییر ترشوندگی توسط آب کم شور به منفی تر شدن بار الکتریکی میان رویه های نفت خام/ شورآب و سنگ/ شورآب نسبت داده شد. روند افزایشی pH با کاهش شوری نشان داد جذب بیشتر CO3-2 در شوری پایین عامل کاهش بار الکتریکی سطح کلسیت می باشد. میزان بار الکتریکی سنگ آهک میدان نفتی شادگان در ازای کاهش شوری آب تزریقی از آب دریا به آب دریای 10 بار رقیق شده کاهش بیشتری (mV 7/7) نسبت به  سنگ کلسیتی خالص (mV 1/4) تجربه کرد. نتایج طیف سنجی فلورسانس پرتوی ایکس این رفتار را به حضور ناخالصی هایی همچون سیلیکا، سولفات و فسفات در سنگ آهک میدان نفتی شادگان نسبت داد.
    کلیدواژگان: ازدیاد برداشت نفت، تزریق آب کم شور، کشش بین سطحی، تغییر ترشوندگی، بار الکتریکی سطح
  • حسین کشتکار، محمدحسین جاذبی زاده* صفحات 141-159

    در استخراج نفت و گاز، مقادیر زیادی آب برای دست یابی به سطح بازیابی بالا به داخل مخزن تزریق می شود. زمانی که این مایع به سطح برمی گردد، غنی شده از هیدروکربن های ارزشمند است و عنوان این مایع "آب تولیدشده" است. از عملیات غشایی جهت جداسازی این مخلوط مایع و استفاده مجدد از آب تولیدشده استفاده می شود. یکی از فاکتورهای مهم در تصفیه آب تولیدی، کاهش میزان اکسیژن مورد نیاز شیمیایی (COD) است. حداکثر حد مجاز COD آب همراه نفت خام که از طریق چاه های نفت به سطح زمین می آید، برای تخلیه در آب های سطحی ppm 60 است. در این پژوهش، از فرآیند اسمزمعکوس استفاده گردید و تاثیر پارامترهای فشار، درصد وزنی پلیمر و نانو ذره بر میزان شار عبوری و کاهش COD پساب، با استفاده از غشای پلی آمید همراه با نانو ذره سیلیکا مورد بررسی قرار گرفت. با توجه به تصاویر SEM ملاحظه گردید که غشا از سه لایه تشکیل شده و لایه پلی آمیدی که کار اصلی جداسازی را بر عهده دارد، لایه ای چگال بوده و دارای شکل ظاهری سطحی تپه و دره است و لایه پلی اتر سولفون (میانی) دارای تخلخل های انگشتی شکل است. در این پژوهش، از مخلوط زایلن و آب مقطر به عنوان آب تولیدشده استفاده گردید و از روش آماری پاسخ سطح و طرح مرکب مرکزی جهت طراحی آزمایش ها و بررسی آماری نتایج استفاده شد. به منظور انتخاب غشای بهینه، شار و درصد جداسازی بیشینه لحاظ شد که مقدار غلظت پلیمر پلی اتر سولفون 05/10% وزنی، نانوذره سیلیکا 09/2% وزنی و فشار عملیاتی بهینه bar 10 پیشنهاد شد و نتایج آزمایشگاهی بهینه برای مقدار شار، درصد جداسازی و میزان COD در جریان تراوش یافته به ترتیب kg.m-2.h-1 11/39، 65/98% و ppm 30 حاصل شد که حتی بهتر از استانداردهای تخلیه پساب های نفتی به آب های سطحی بود.

    کلیدواژگان: آب تولیدی، اکسیژن مورد نیاز شیمیایی، اسمز معکوس، غشا پلی آمید، زایلن
|
  • Mohammadi Liravi, Mohsen Mohammadi *, Masoud Haghshenasfard, AliReza Khaz’Ali, Reza Sarvi, AliAkbar Ezoji Pages 3-19

    In this study, first potentials of problem were identified in case of failure to meet the design condition of the Joule-Thomson unit, and then, connection of this unit with a propane cooling cycle was studied in order to improve the process performance. For this purpose, based on real information, a simulation process was performed using ASPEN HYSYS V10.0 software. The unit heat loss and its effect on the process were obtained using field measurements and empirical correlations. Then, the carryover related to the separator and the sensitivity of inlet pressure and temperature changes to the dew point temperature of the exhaust gas from the unit were investigated. Further, the performance of the Joules-Thomson valve was studied. Finally, the design and economic analysis of a propane cooling cycle and its connection to the Joule-Thomson unit are discussed to improve unit performance. The results showed that by improving the insulation of pipes and separators, the dew temperature of the exhaust gas can be reduced by 2 °C to 4 °C. Finally, a cooling cycle was designed and connected to the unit in the form of 10 different scenarios. To find the best performance of the cooling cycle, these scenarios were examined in terms of energy consumption and economy.

    Keywords: Gas Refinery, dew point adjustment, Separator, Joules-thomson Valve, simulation, optimization
  • Roya Khezerloo, Ali Moallemi, Bahram Movahed Pages 20-29

    This investigation is focused on the Khaneh-Zu Formation as a hydrocarbon reservoir as a point of view of microfacies, depositional environment, diagenetic processes and their effects on reservoir characterization. This study is based on the integration of lithostratigraphy, field study and petrography of this formation in 2 surfaces (Abghad and Khaneh-Zu) and 2 subsurface sections (Chahchaheh and Afshar wells) in the Kopet-Dagh basin. According to petrographic studies, 9 microfacies has been identified which were deposited in 3 facies belts including mid ramp, outer ramp and basin. The lack of calciturbidites and gradual change of microfacies to each other indicates the deposition in a carbonate hompclinal ramp. Diagenetic processes which have been affected on the studied interval are bioturbation, micritization, cementation (blocky and drusy), compaction, dolomitization, dissolution, pyritization and silicification. Vuggy, intercrystalline and fracture are different identified types of porosity. The porosity types are non-facies selective and formed as a result of diagenetic processes include dissolution, dolomitization and fracturing. Cementation and compaction have negative effects on reservoir characteristics. Based on low porosity percentage and low permeability, the studied sections dose not show high reservoir quality since most of the pores are filled with calcite cements. Dissolution, chemical compaction as stylolite and cementation are the most important diagenetic processes in this formation that result burial diagenesis. As a matter of fact porosities in Khaneh-Zu Formation are vuggy type, and they are not connected to each other to make permeability and a good reservoir. However, this report would be able to introduce more information about sedimentary environment and diagenetic processes controller for Khaneh-zu formation in Kopeth Dagh area.

    Keywords: Khaneh-zu Formation, Kopet Dagh Basin, Depositional Environment, Diagenetic Processes, reservoir characterization
  • Omid Zadehbagheri, MohammadReza Salehizadeh *, Vahid Naghavi, Mazda Moattari Pages 39-50

    Leaks in oil and gas pipelines could cause serious problems such as explosions, environmental pollution, and the loss of energy and financial resources. Early detection of leaks in pipelines is critical to prevent or reduce the occurrence of these losses. For this purpose, a leak detection module located on the infrastructure of a Scada system can be used. In this paper, first, Olga simulates leaks of different sizes and distances on oil pipeline. The output of the Olga, which includes the pressure and flow of different parts of the pipeline, was prepared for analysis using Power Query and Dax Studio tools. The data was entered into MATLAB and the artificial neural network was designed and trained to identify the size and location of the leak. Eventually, this module will be placed on the Scada system as a digital twin of that pipeline and will receive the necessary online data to monitor the condition of the pipeline using the industrial protocols.

    Keywords: Pipeline leakage, Scada, OLGA, Digital twin, Artificial Neural Network
  • Mehdi Fadaei, MohammadJavad Ameri Shahrabi *, Ali Salmani Pages 51-68

    The performance of two-phase separator was investigated in this paper. Two-phase separator was designed and manufactured using empirical correlations. The simplifying assumptions were used in these empirical correlations which make the results of these empirical correlations less valuable. The effect of inlet diverter was neglected in designing methods and the diameter of the liquid droplets assumed to be constant and predetermined. In these designing methods, it was assumed that the liquid droplets were falling from the top of the two-phase separator vessel but in reality, the inlet diverter leads to separate the majority of liquid droplets because of momentum changing. Also, the fundamentals of the turbulent multi-phase flow were not considered in these designing methods. The two-phase flow loop was designed and manufactured. Air and water flows were mixed together at mixing section that was a 45° Tee and two-phase flow was formed. The two-phase flow had been considered as developed two-phase flow after passing 160*D distance along the pipe length which D is the pipe diameter. Water and air flow rates were in ranges of 0-2.5m3/h and 0-100m3/h, respectively. The liquid droplets trapper with 20-micron filter was mounted at gas outlet section of the separator to measure the volume fraction of the liquid phase in outlet gas flow and photography of liquid droplets in order to determine the diameter of the liquid droplets in outlet gas flow. The CFD results were validated using experimental results and compared together in order to obtain the best multiphase flow model, turbulent flow model and under relaxation factors. Finally, the dimensionless groups were developed in order to model and investigate the separator performance. One of the most important achievements of this paper was providing the suitable platform to design well head two-phase separators based on the production conditions.

    Keywords: Experimental, Study, CFD, Simulation, Two-Phase, Well-Head, Separator
  • Alireza Fazlali *, Vahab Ghalehkhondabi, Zeynab Asadi Pages 69-82
    The cracked fuel oil product (CFO) derived from the olefin process is a complex mixture of the polycyclic aromatic hydrocarbons (PAHs) with 13 to 31% of naphthalene. In recent years, new applications for industrial and extremely pure naphthalene have been developed. Therefore, an alternative method of the distillation and catalytic hydrogenation must be chosen to reduce the economic cost and environmental impact resulting from the increase in demand for pure naphthalene. In the present study, purification of naphthalene from a CFO using the crystallizations followed by the solvent extraction process has been compared with the distillation method. The Box-Behnken design (BBD) as a method of the response surface methodology (RSM) was applied to minimize the number of runs and process optimization. The crystals’ purity of 73.71% and the crystallization yield of naphthalene of 96.73% have been achieved at an optimum cooling temperature of 25 °C, which at lower temperatures, the yield of naphthalene recovery will be lower. The melting temperature, the extraction yield and the purity of naphthalene were 80.13 °C, 97.36% and 99.42%, respectively under optimum operational conditions of extraction temperature of 15.08 °C, phenol/methanol volume ratio of 1.01, and solvent/feed volume ratio of 1.72. The statistical results indicated that the response surface quadratic model for our parameters was significant (p-value <0.0001) and a perfect correlation (R2=0.9989) between the statistical model (Design-Expert) and experimental data was found. Furthermore, according to the analysis of variance (ANOVA), the temperature of extraction and its interaction with the phenol to methanol volume ratio has a significant impact on the melting temperature. Also, the solvent mixture will be highly recoverable from methanol and phenol. In general, our results suggest that the introduced approach is an efficient and promising technique for producing native naphthalene from CFO.
    Keywords: Cracked Fuel Oil, Naphthalene, Optimization, Response Surface Methodology, Solvent Extraction
  • Saba Sayadi, Mohammad Chahardowli *, Mohammad Simjoo Pages 83-95
    In gas injection processes, due to a large viscosity contrast, sweep efficiency is incomplete and large volume of oil is left behind in the reservoir. Polymer alternating CO2 gas (CO2-PAG) injection can be used to improve sweep efficiency and increase oil recovery. This method benefits form an improved microscopic displacement with the injection of gas, and an enhanced macroscopic sweep efficiency with the injection of polymer. To the best of our knowledge, this method has not been studied in the micr scale. The purpose of this study is to investigate the mechanisms of oil production in the CO2-PAG injection process using glass micromodels. Two-dimensional water-wet micromodel with a diagonal injection-production pattern was utilized to visualize the pore-scale oil recovery mechanisms. The micromodel was well equipped with a high resolution camera to capture microscopic phenomena during the oil displacement. A paraffinic model oil with a viscosity of 0.028 Pa.s was used as the representative of viscous crude oil. Moreover, partially hydrolyzed polyacrylamide with a concentration of 1500 ppm was used to control the mobility of the aqueous phase. Initially, the micromodel was saturated with saline water i.e., fully saturation, then oil was injected to achieve an irreducible water saturation. Afterwards, to investigate the EOR potential of CO2-PAG, the alternate cycles of gas and polymer were injected at two PAG ratios of 1:1 and 2:1. Microscopic phenomena affecting oil displacement during the process of CO2-PAG injection were investigated. Therefore, it was possible to identify several effective mechanisms that improve oil recovery. Results show that both the formation of mobile gas clusters and polymer elasticity increased oil recovery. Mobile gas clusters caused double drainage and imbibition in the micromodel system. A pore to pore oil displacement by polymer solution, the formation of continuous and discontinuous polymer strings, the existence of mobile blobs and gas clusters were observed and identified during the CO2-PAG injection process. Results confirmed that an improvement in the volumetric sweep efficiency was achieved by the CO2-PAG injection. In 1: 1 PAG ratio, a higher volume sweep efficiency was obtained.
    Keywords: mechanistic study, Polymer alternating CO2 gas injection, Micro-model, Viscous oil, Enhanced Oil Recovery
  • Mohsen Liaghat *, MohammadReza Nuraei Nedhad, MohammadHossein Adabi Pages 96-111

    In this research electrofacies and reservoir zonation in 5 wells together with flow unit characterization in the Khami reservoir are investigated in Marun oilfield for the first time. The flow units data are compared with petrographic studies in this oilfield. Based on well logging data as well as clustering method, 5 electrofacies determined and separated. The studied electrofacies are correlated with flow units derived from core porosity and permeability. Capillary pressure tests indicated an increase of amount and porous size from flow unit 1 to flow unit 4 together with increment in their relationship. Based on electrofacies and flow units data along with petrography studies the comparison in reservoir indicated a suitable relationship between electrofacies and lithofacies. Similarity between electrofacies and lithofacies data indicated that the Khami reservoir is almost a petrophysical reservoir reflecting compatible characteristics between productive zones and petrophysical variations. Integration between determined electrofacies and the studied lithofacies presented as a final model in base well and developed all over the Marun oilfield. This model can determine and differentiate areas involving good and bad reservoir quality. The proposed model can apply for developing a static model in the Maron oilfield.

    Keywords: Electrofacies, Lithofacies, Clustering, SOM method, Khami Group, Marun oilfield
  • Ali Naghi Dehghan * Pages 112-126
    In this study, the deformation of wellbore wall due to creep behavior in the salt rock was investigated during drilling and production operations in one of the oil fields of Iran. The deformation of the wellbore wall was numerically investigated during the drilling operation without the use of the casing and considering the different mud weight. The results showed that increasing the mud weight reduced the deformation and convergence of the wellbore wall. Excessive mud weight will lead to divergent deformations which can cause tensile fractures on the wellbore wall, resulting in the lost circulation and instability of the wellbore. In order to investigate the effect of the casing on wellbore wall deformation, the analyses were performed in two states; running the casing in the wellbore without the cementing operation and running the casing in the wellbore with the injection of cement behind it. By considering the cement behind the casing, the maximum stress applied to the wellbore wall was reduced. By reducing the stress on the wellbore wall, the deformation rate is reduced and as a consequence, the stability of wellbore is significantly increased against casing collapse.
    Keywords: Wellbore deformation, Casing Failure, Stability Analysis, Creep, Numerical modeling
  • Hamed Farhadi, Mahdi Nazarisaram * Pages 127-140
    Due to the complex nature of carbonate reservoirs, mechanisms behind low salinity water injection (LSWI) in these reservoirs are not well understood compared to sandstone ones. Using a limestone core and crude oil from one of the wells of the Shadegan oil field, a core injection test was performed with a sequence of high salinity-low salinity water. 10-time diluted seawater, as low salinity water, was able to recover 14.5% of initial oil in place (IOIP) following the secondary injection of seawater. In contrast, the tertiary injection of the low salinity bine into artificial pure calcite rock (with petrophysical properties similar to real rock) recovered only 3.4% of IOIP. Using the results of the contact angle test, the improved oil recovery by LSWI is attributed to wettability alteration towards a more water-wet state. However, the amount of wettability alteration in Shadegan oil field limestone (42°) is significantly higher than that of pure calcite rock (16°). Based on the results of zeta potential, the wettability alteration by low salinity water is attributed to the more negative electric charge of the crude oil/brine and rock/brine interfaces. The increasing trend of pH with decreasing the salinity showed that more CO32- adsorption at low salinity reduces the electric charge on the calcite surface. The electric charge of Shadegan oil field limestone, by reducing the salinity of injected water from seawater to 10-time diluted seawater, experienced a greater decrease (7.7 mV) than pure calcite (4.1 mV). XRF results attributed this behaviour to the presence of impurities such as silica, sulphate, and phosphate in the Shadegan oil field limestone.
    Keywords: Enhanced Oil Recovery, Low salinity water flooding, Fluid-Fluid, Rock-Fluid Interactions, Zeta Potential
  • Hossein Keshtkar, MohammmadHossein Jazebizadeh * Pages 141-159

    In oil and gas production, large amounts of water are injected into the reservoir to achieve a high recovery level. When this liquid returns to the surface, it is enriched with valuable hydrocarbons and is called “produced water”. Membrane operations are used to separate this liquid mixture and reuse the produced water. One of the important factors in the treatment of produced water is the reduction of chemical oxygen demand (COD). The maximum COD limit for crude oil that comes to the surface through oil wells is 60 ppm for surface water discharge. In this study, the reverse osmosis process was used and the effect of pressure, weight percentage of polymer and nanoparticle parameters on the flow rate and COD reduction of effluent was investigated using polyamide membrane with silica nanoparticles. According to SEM images, it was observed that the membrane consists of three layers and the polyamide layer, which is responsible for the main separation, is a dense layer and has an uneven surface morphology, and polyether sulfone (middle layer) has finger like porosity. In this study, xylene and distilled water were used as produced water. The response surface method and central composite design were used for designing the experiments and statistical analysis of the results. In order to select the optimum membrane, maximum flux and separation percentage were considered. The optimum conditions with concentration of 10.05 wt.% polyether sulfone polymer, 2.09 wt.% silica nanoparticles and the operating pressure of 10 bar were predicted. The optimum laboratory results for flux, separation rate and COD in the effluent were 39.11 kg.m-2.h-1, 98.65% and 30 ppm, respectively, which was even better than the standards for discharging petroleum effluents into surface water.

    Keywords: Produced Water, Reverse Osmosis, polyamide membrane, Chemical Oxygen Demand, Xylene