پژوهش نفت
سال:1396 | دوره:27 | شماره:92 |تعداد مقالات:18

مخازن کربناته شکاف دار بخش عمده ای از مخازن هیدروکربوری کشور ایران را تشکیل می دهند. تولید نفت از این مخازن عمدتا تحت تاثیر مکانیزم ریزش ثقلی است و انتقال نفت از بلوک بالایی به بلوک پایینی با توجه به چگونگی ارتباط بین بلوک ها میزان تولید را کنترل می کند، و این در حالی است که مطالعات تئوری محدودی از مدل سازی انتقال نفت از طریق آشام مجدد بین بلوک ها انجام شده است. در این مقاله ابتدا فرآیند ریزش ثقلی با در نظر گرفتن نیروی ریزش ثقلی و نیروی مویینگی برای یک بلوک ماتریس یک بعدی به صورت بدون بعد بسط داده می شود. سپس با استفاده از روش تبدیل لاپلاس، معادله مشتق جزئی مربوط به یک بلوک ماتریس با استفاده از شرایط اولیه و مرزی حل می شود. همچنین با تعمیم معادلات جریان جزئی به دست آمده برای یک دسته بلوک ماتریس به مدل سازی فرآیند آشام مجدد پرداخته می شود. در مرز بالایی بلوک ماتریس، دبی نفت ورودی به ماتریس تابعی از زمان و در مرز پایینی آن اشباع بدون بعد نفت برابر یک در نظر گرفته شده است. در زمان اولیه نیز اشباع بدون بعد نفت در تمام ماتریس برابر با یک فرض شده است. در نهایت با استفاده از معادلات اشباع، دبی و تولید تجمعی بدون بعد به بررسی فرآیند ریزش ثقلی و پدیده آشام مجدد پرداخته شده است. لازم به ذکر است که تمام راه حل های ارایه شده برای این مساله تاکنون به صورت عددی و یا نیمه تحلیلی بوده است [1] در حالی که راه حل ارائه شده در این مقاله به صورت کاملا تحلیلی می باشد.

شبکه شکاف های طبیعی در تعیین رفتار هیدرولیکی مخازن هیدروکربوری از اهمیت بسیار بالایی برخوردارند. شناخت صحیح شکاف ها در برنامه های تولید و توسعه میادین نفت و گاز، به ویژه در مخازن کربناته حائز اهمیت است. در مخزن کربناته سازند آسماری، تراوایی، وابسته به رخداد شکستگی های باز است. در این پژوهش، تعداد 409 عدد شکستگی باز حاصل از نمودارهای تصویری شش چاه E، D، C، B، A و F در دسترس قرار دارد که با تعیین ضریب فیشر 8 در هفت دسته شکستگی قرار می گیرند. تعداد زیاد دسته ها نشان از ناهمگونی شدید در مخزن دارد. اگرچه چاه ها در یال جنوب غربی قرار دارند اما الگوی کلی شکستگی های میدان طولی است. در توجیه آن می توان گفت که احتمالا در طی مکانیسم چین خوردگی محدوده بیشترین خمش تاقدیس به سمت یال جنوب غربی حرکت کرده، زیرا بیشترین شیب به سمت یال جنوب غربی است. بعد از تعیین خواص شکستگی ها برای هر دسته شکستگی، مدل شبکه شکاف گسسته شکستگی ساخته می شود. مقایسه میانگین جهت یابی مدل شبکه شکاف گسسته با شکستگی های باز چاه A که در فرآیند مدل سازی شرکت نداشته، مطابقت دارد. در این مطالعه فشار واقعی مخزن (حاصل چاه آزمایی) که معادل psi2299 است با فشار مدل (psi 62/2294) انطباق داده شد.

امتیاز دهی ژئوفیزیکی توده سنگ (GSR)، که در این مطالعه برای مخازن کربناته معرفی شده است، یک امتیاز دهی تجربی از مقاومت ژئومکانیکی سنگ ها است. GSR یک امتیاز دهی از 10 تا 100 را فراهم می کند که مقادیر پایین مربوط به سنگ هایی هستند که از لحاظ مقاومتی و پایداری دیواره چاه ضعیف هستند و سنگ های شیلی و نیز سنگ های مخزنی با تخلخل و تراوایی بالا را در بر می گیرند. در مقابل، مقادیر بالای GSR در ارتباط با سنگ های بکر است که فاقد نقاط ضعف از قبیل شکستگی ها، ناپیوستگی ها و حفرات هستند. در این مطالعه، GSR با استفاده از معادلاتی که برای سنگ های آواری طراحی شده اند براساس نگارهای پتروفیزیکی محاسبه شده است. میدان مورد مطالعه، میدان گازی پارس جنوبی است که توالی کربناته پرمو-تریاس کنگان دالان در آن میزبان تجمعات عظیم گاز است. GSR محاسبه شده همبستگی بسیار خوبی با تخلخل و ضرایب الاستیک سنگ های کربناته مطالعه شده نشان می دهد. تمایز بین سنگ های مخزنی و بخش های شیلی غیر مخزنی به راحتی با کنار هم گذاشتن GSR و نگارهای چاه پیمایی امکان پذیر است. مقادیر بسیار پایین GSR که ارتباط خوبی با نگار پرتو گاما دارند، شاخص فواصل شیلی است. که این فواصل می توانند مسبب ریزش دیواره چاه، مچالگی لوله جداری و دیگر مشکلات وابسته به حفاری شوند. اگر مقادیر پایین GSR با نگار پرتو گاما ارتباط خوبی نداشته باشند، نشان دهنده توزیع بخش های مخزنی است. در انتها پس از محاسبه GSR، مقادیر آن با استفاده از یک مدل شبکه عصبی احتمالی از داده های لرزه ای سه بعدی پس از برانبارش میدان پارس جنوبی تخمین زده شده است. مقادیر بالای ضریب همبستگی بین GSR واقعی و مقادیر تخمین زده شده توسط شبکه عصبی، صحت مدل هوشمند را در تخمین GSR نشان می دهد. مکعب سه بعدی ساخته شده از GSR می تواند اساسی برای ساخت مدل های ژئومکانیکی بعدی در میدان گازی پارس جنوبی باشد.

از نظر ژئومکانیکی با تولید از مخزن و تخلیه تدریجی آن، تغییراتی در مخزن ایجاد می شود. در این مقاله امکان ایجاد شکاف و شکستگی در مخازن تخلیه شده بررسی شده است. به سه روش امکان شکل گیری شکاف در ابن نوع مخازن وجود دارد. ممکن است در مخزن به علت تولید، گسل درست شود. گاهی لازم است به منظور رسیدن به لایه های پایین تر، مخزن تخلیه شده حفاری شود. چون در اثر تخلیه فشار منفذی کاهش می یابد، موقع حفاری وزن گل معمولی نیز می تواند شکاف ایجاد کند و هرزروی گل رخ بدهد. شکاف حالت سوم مربوط به زمانی است که در مخزن در حال تخلیه عملیات شکاف هیدرولیکی انجام شود. هنگام ایجاد شکاف هیدرولیکی، کاهش فشار منفذی عامل مساعدی است و با فشار پمپ کمتر می توان به هدف رسید. در این مقاله امکان چرخش تنش های افقی نیز بررسی می شود که در این صورت، می توان با شکاف هیدرولیکی به نقاط جدیدی از مخزن دست یافت. در اخر با استفاده از پارامترهای ژئومکانیکی یکی از مخازن میدان پارس جنوبی، امکان ایجاد گسل و چرخش تنش ها بر اثر تولید پیش بینی می شود.

تزریق گاز یکی از روش های معمول در ازدیاد برداشت از مخازن شکافدار است. بخش عمده ای از مخازن هیدروکربوری ایران شکافدار هستند. مکانیسم های تولیدی در مخازن شکافدار با مخازن معمولی متفاوت است. یکی از مکانیسم های تولیدی در مخازن شکاف دار تحت تزریق گاز، نفوذ مولکولی است که در کنار ریزش ثقلی می تواند بازیافت نفت را افزایش دهد. در این مطالعه با استفاده از شبیه سازی ترکیبی، تاثیر نفوذ مولکولی در بازیافت نفت طی تزریق CO2 و گاز هیدروکربوری رقیق، ابتدا در مقیاس بلوک ماتریس منفرد و سپس در سکتور مدل مربوط به یکی از مخازن جنوب غربی ایران بررسی شده است. ابتدا تاثیر نفوذپذیری ماتریس، اختلاف نفوذپذیری ماتریس و شکاف، تخلخل، فشار موئینگی گاز-نفت، ارتفاع ماتریس و ترکیب گاز تزریقی بر نفوذ مولکولی در بلوک ماتریس منفرد و سپس تاثیر نفوذ ملکولی در بازیافت نفت از سکتور مدل مخزنی در تزریق CO2 و گاز رقیق بررسی شد. نتایج نشان داد که نفوذ مولکولی با افزایش سرعت انتقال جرم بین ماتریس و شکاف در تزریق گاز امتزاجی (گاز رقیق و CO2) میزان بازیافت نفت را افزایش می دهد. هرچه نفوذپذیری ماتریس کمتر و فشار موئینگی گاز-نفت درون ماتریس بیشتر باشد، بازده جابجایی نفت در طی مکانیسم ریزش ثقلی کمتر می شود و تاثیر نفوذ مولکولی در بازیافت نهایی افزایش می یابد. در تزریق گاز در سکتور مخزن، در نظر گرفتن نفوذ مولکولی با به تاخیر انداختن زمان میان شکنی گاز از طریق جابجایی اجزاء به درون ماتریس و در نتیجه حفظ فشار مخزن میزان بازیافت نهایی را در تزریق CO2 حدود 2% و در تزریق گاز رقیق 5% افزایش می دهد.

استفاده از لاگ های چاه پیمایی، در چاه های بدون مغزه، به منظور شناسایی عوارض وابسته به طبقات سنگی، همواره مورد بحث زمین شناسان بوده است. در این مطالعه، ابتدا براساس داده های مغزه های حفاری، سکانس های رسوبی و سطوح سکانسی موجود در توالی های پرمین-تریاس نواحی خلیج فارس و فارس ساحلی، شناسایی شدند. سپس براساس آنالیز موجک لاگ های گاما و چگالی، سطوح سکانسی شامل مرز سکانسی و سطح حداکثر سیلابی، شناسایی و با نتایج مطالعات سنگ شناسی، مقایسه شد. سطوح سکانسی مشخص شده براساس لاگ گاما، با انواع شناسایی شده براساس رخساره های رسوبی، هماهنگی بهتری نسبت به نتایج آنالیز لاگ چگالی دارند. براساس روندهای کاهشی و افزایشی و نقاط چرخش موجود در نمودار پردازش شده (آنالیز موجک) لاگ گاما و چگالی، چندین سطح (هم زمان) قابل تطابق در چاه ها و میدان های مورد مطالعه، شناسایی شدند. علاوه بر لاگ های گاما و چگالی، سایر لاگ ها مانند صوتی، نوترون، پتاسیم، توریوم، گامای طیفی و مقاومت ها نیز، مورد آنالیز موجک قرار گرفت، و مشخص شد که انواع لاگ های گاما، پتاسیم، توریوم و نوترون نیز نتایج مشابهی نشان می دهند.

در این مقاله با انجام شبیه سازی های دینامیک مولکولی (برای نخستین بار) یک راه کار مقایسه ای جهت مطالعه رفتار جذب سیال شامل هیدروکربن(پروپان، نرمال هگزان، نرمال هپتان، نرمال دکان)-آب-گاز اسیدی بر سطوح (1014) کلسیم کربنات و (001) کائولینیت در فضای نانوحفرات ارائه گردیده است. براساس توزیع دانسیته به دست آمده، مولکول های هیدروکربن تمایل بیشتری در جذب بر سطح (1014) کلسیم کربنات نسبت به سطح (001) کائولینیت داشته اند. مولکول آب نیز تمایل مشابهی مبنی بر جذب بیشتر بر سطح کلسیم کربنات (نسبت به سطح کائولینیت) از خود نشان داده است. در مقام مقایسه، گازهای اسیدی تمایل مشابهی مبنی بر جذب بیشتر بر سطح کائولینیت نشان می دهند. این رفتار جذب در فضای نانومتری حفرات مشاهده گردیده است. نتایج حاکی از کاهش ضریب نفوذ مولکولی با افزایش جذب بر سطوح معدنی در فضای نانومتری می باشد. همچنین، وجود یک فاز آبی در فضای میانی نانوحفرات کربناته (با قطر Å 40) به توسط شبیه سازی های دینامیک مولکولی مورد تایید قرار گرفته است.

کاتالیست های نیکلی کارآیی خوبی در فرآیند هیدروژن گیری اکسایشی اتان و تولید اتیلن از خود نشان داده اند. منیزیم اکسید و زیرکونیم اکسید به ترتیب جهت تامین خاصیت بازی و اسیدی کاتالیست مورد نیاز مورد استفاده قرار گرفتند. به این منظور، نانوکاتالیست Ni/Z25M75 سنتز شد و جهت استفاده در تبدیل اتان به اتیلن در حضور دی اکسیدکربن و اکسیژن مورد ارزیابی قرار گرفت. به منظور مقایسه دو روش سل-ژل و تلقیح و تاثیر آن ها بر کارآیی کاتالیست ها در مطالعه این فرآیند، کاتالیست با ترکیب درصد Ni/Z25M75، با استفاده از این دو روش تهیه شدند. خصوصیات نانوکاتالیست های سنتز شده توسط آنالیزهای XRDا، FESEMا، EDXا، BET و FTIR مشخص شدند. براساس نتایج آنالیز XRD، در نمونه سنتز شده به روش تلقیح، اندازه کریستال های کوچک تری دارد. همچنین، تصاویر FESEM نشان داد ذرات نمونه سنتز شده با استفاده از روش سل-ژل بزرگ تر می باشند. در نهایت، ارزیابی عملکرد نانوکاتالیست های سنتز شده در محدوده دمای 650º C-500 صورت گرفت. براساس نتایج تست های رآکتوری نانوکاتالیست سنتز شده به روش تلقیح کارآیی بهتری از نظر تبدیل اتان و بازده اتیلن از خود نشان داد. در این مطالعه، با استفاده از نانوکاتالیست تلقیح بازده 23/67% برای تولید اتیلن از اتان به دست آمد.

در این مطالعه استعداد مخزنی دو سازند آقچاگیل و آپشرون که عمدتا شامل ماسه، سیلت و شیل می باشند بررسی شده است. به این منظور مقاطع نازک موجود از خرده های حفاری مربوط به چاه A بررسی و چهار رخساره سیلت ماسه ای، گل ماسه ای، سیلتی و گلی شناسایی شده است. براساس تغییرات نمودار اشعه گاما (GR) و رخساره های رسوبی چاه مورد مطالعه به 8 زون تفکیک شده است. زون 7 این چاه به دلیل کامل بودن داده های پتروفیزیکی و زمین شناسی برای بررسی کیفیت مخزنی انتخاب شده است. در ادامه نمودارهای گامای تصحیح شده (CGR)، تخلخل نوترونی (NPHI) و چگالی (RHOZ) به عنوان داده های ورودی برای مدل سازی الکتروفاسیس انتخاب شد، و با استفاده از روش خوشه بندی MRGC مقادیر این نمودارها در 5 الکتروفاسیس خوشه بندی شده اند. الکتروفاسیس 1 به دلیل مقادیر بالای نمودارهای CGR و RHOZ و پایین NPHI و الکتروفاسیس 5 به دلیل مقادیر پایین CGR و RHOZ و بالای NPHI به ترتیب پایین ترین و بالاترین کیفیت مخزنی را دارا می باشند. از طرفی مقایسه الکتروفاسیس ها و رخساره های رسوبی نشان دهنده انطباق الکتروفاسیس های دارای کیفیت خوب و پایین به ترتیب سیلت، گل ماسه ای و گل است. نتایج این مطالعه نشان می دهد داده های پتروفیزیکی در چاه های دارای داده های ناقص زمین شناسی می تواند در تحلیل کیفیت مخزنی مفید واقع شود.

بهینه سازی برنامه تولید و تزریق در مخازن هیدروکربنی به دلیل پیچیدگی و حجم بالای محاسبات، زمینه تحقیقاتی بسیاری از طرح های پژوهشی بوده است. یکی از علل اصلی این پیچیدگی نیاز به اجراهای متعدد شبیه ساز عددی به منظور پیش بینی عملکرد مخزن است. لذا یافتن راهی برای کاهش محاسبات شبیه سازی مخزن کمک شایانی به تسهیل بهینه سازی تولید خواهد کرد. یکی از روش های کاهش حجم شبیه سازی مخزن استفاده از روش های کاهش مرتبه مدل است که به تازگی در حوزه شبیه سازی مخازن هیدروکربنی معرفی شده است. در این مقاله ما به معرفی روش کاهش مرتبه مدل براساس شبکه های عصبی مصنوعی و روش درون یابی تجربی گسسته خواهیم پرداخت. این روش با ترکیب مزایای روش های نفوذی روش درون یابی تجربی گسسته و غیر نفوذی شبکه های عصبی قادر است ضمن حفظ دقت شبیه سازی مشکل بالا بودن ابعاد فضای متغیر را حل کرده و در زمینه شبیه سازهای جعبه سیاه نیز به کار گرفته شود. کارایی الگوریتم پیشنهادی در کاهش حجم شبیه سازی و بهینه سازی تولید در مخزن شاخص بروژ مورد ارزیابی قرار گرفته است. روش مذکور نشان داد که قادر است ضمن حفظ دقت شبیه سازی و رفتار دینامیکی مخزن زمان شبیه سازی را تا هشت برابر کاهش دهد. در قسمت بهینه سازی تولید نیز استفاده از این روش در کنار الگوریتم بهینه سازی جستجوی الگو توانست ضمن کاهش زمان محاسباتی به میزان هفت برابر نسبت به شبیه ساز عددی اکلیپس، موجب بهبود 11% در ارزش خالص فعلی نسبت به نقطه اولیه بهینه سازی شود.

سازندهای نمکی به عنوان یکی از مهم ترین تله های نفتی شناخته شده اند. به همین دلیل حفاری چاه نفت در لایه های نمکی و نگهداری آن در زمان بهره برداری، از مهم ترین مسائل در مهندسی حفاری و از جمله عوامل تاثیرگذار بر طول عمر یک میدان نفتی به شمار می رود. از دست رفتن این چاه ها علاوه بر هدر رفتن وقت و هزینه، بهره برداری از حجم عظیمی از ذخایر را با مشکل روبرو می کند. از مشکلاتی که در عملیات حفاری و پس از آن در این سازندها روی می دهد، می توان به گیرافتادن رشته حفاری، کاهش قطر چاه و مچالگی یا برش لوله های جداری اشاره کرد. همگرایی دیواره چاه در نمک ها در اثر پدیده خزش به وجود می آید. خزش یک پدیده وابسته به زمان است و تحت تنش ثابت رخ می دهد. در این پژوهش، ابتدا با نمونه گیری و انجام آزمون های آزمایشگاهی، مشخصات ژئومکانیکی یکی از چاه های میدان نفتی کوپال به دست آمده و در نهایت با استفاده از نتایج آزمون خزش انجام گرفته بر روی نمونه، به کمک نرم افزار FLAC2D، رفتار خزشی لایه های نمک پیرامون این چاه تحت مدل سازی عددی قرار گرفته است. مدل سازی های انجام شده در دو حالت هنگام حفاری و پس از حفاری (در تماس با لوله های جداری) و با استفاده از مدل ویسکوپلاستیک برگر انجام گرفته است. مدل سازی ها در حین حفاری نشان می دهد استفاده از سیال حفاری با وزن PPG 18 به خوبی همگرایی را کنترل می کند. همچنین در حالتی که سیمان کاری پشت لوله جداری مناسب باشد، گسیختگی لوله جداری رخ نخواهد داد.

ادخال های مایع کپسول های دربسته ای هستند که اطلاعات سیال از زمان به دام افتادن را به صورت کامل در خود ذخیره می کنند. مهم ترین این اطلاعات درجه حرارت و ترکیب سیال در زمان به دام افتادن است. مطالعه ژئوشیمیایی ادخال های مایع نفتی میدان منصوری، با استفاده از آنالیز میکروترمومتری به بررسی فاکتور ادخال های مایع پرداخته است. با توجه به نتایج حاصل از آنالیزها مشخص گردید که سازند بنگستان از پتانسیل مخزنی مناسبی به لحاظ وجود نفت مهاجرت یافته به دام افتاده در سیمان سنگ مخزن برخوردار است. از بین چاه های مورد نظر در میدان منصوری فقط یک چاه (MI-44E) دارای هیدروکربن سیال می باشد و مستعد بررسی های بیشتر از نظر وجود ادخال های مایع می باشد. نمونه های مورد مطالعه میدان منصوری با توجه به نتایج آنالیزها نشان از 3 نسل یا گروه است که هر یک از نسل ها دارای ویژگی منحصر به فرد خود هستند. نمونه های آنالیز شده از نظر نوع ادخال خصوصیت مشترکی دارند بدین معنی که کلیه ادخال های مایع از نوع اولیه هستند که دلالت بر یک منشا دارند و تفاوت اصلی آنها بیشتر در نوع سیمان، درجه همگن شدن و درصد شوری می باشد. در این مطالعه هیدروکربن مایع فقط در نسل سوم دیده شده که دارای API گراویتی متفاوت بوده که با رنگ های زرد و آبی دیده می شود و نشان دهنده این است که تا بالای نقطه بلوغ حرارت دیده اند و در عمق m 9/3425 و بالاترین دما یعنی C° 1/93 واقع شده اند و درصد شوری آنها بین 46/11 تا 47/18 % وزنی می باشد. در نهایت فقط گروه سه لایه مخزنی سازند ایلام متعلق به گروه بنگستان از لحاظ اکتشافی و توسعه مخزن مناسب می باشد.

تزریق گاز به مخزن نفتی یکی از پرکاربردترین روش های ازدیاد برداشت نفت است. اما تحرک پذیری نامطلوب ناشی از ویسکوزیته کم گاز منجر به جاروب نشدن بخشی از مخزن می شود. فوم با افزایش ویسکوزیته ظاهری گاز، این مشکل را کاهش می دهد. به علت کشش بین سطحی بالا در فصل مشترک گاز و آب، برای تشکیل سطح میان گاز و مایع انرژی زیادی لازم است. در اثر تزریق سورفکتانت انرژی لازم کاهش یافته و ناپایداری فوم را کاهش می دهد. اما عواملی چون جذب و تجزیه سورفکتانت تحت شرایط سخت دمایی و فشاری مخزن، کارایی سورفکتانت را محدود می کند. بدین منظور، ﻧ ﺎ ﻧ ﻮ ذرات ﺑ ﺪ ون بروز مشکل اﺳ ﺘ ﻔ ﺎ ده می شوند. ازآنجایی که در تزریق فوم به مخزن، حضور نفت امری ناگزیر است و امکان حذف یا تغییر ساختار آن ممکن نیست، بررسی تاثیر نفت خام بر فوم از اهمیت ویژه ای برخوردار است. در این پروژه، فوم حاصل از نانوسیلیکا و سورفکتانت SDS مطالعه شده و تفاوت آن با فوم حاصل از سورفکتانت تنها بررسی می شود. سپس تاثیر انواع نفت خام با ویسکوزیته های مختلف بر فوم مطالعه می شود. برای این کار با استفاده از روش استاتیک «مخلوط کردن» و به کمک دستگاه آزمایشگاهی که بدین منظور طراحی شده، میزان فوم زایی و پایداری فوم در درصدهای مختلف این سه نفت خام بررسی می شود. طبق نتایج، حضور نانوذره بر فوم زایی تاثیری ندارد اما پایداری فوم را افزایش می دهد. در رابطه با اثر نفت خام نیز مشخص شد که حضور نفت خام پایداری فوم را کاهش می دهد و با افزایش اشباع نفت، این کاهش پایداری بیشتر می شود. همچنین معلوم شد که با افزایش ویسکوزیته نفت، پایداری و خواص فوم بهبود می یابد.

گاز کربن دی اکسید یکی از شش گاز گلخانه ای مورد هدف پیمان کیوتو است که سهم زیادی در گرمایش زمین دارد. بنابراین جذب این گاز و ممانعت از ورود آن به جو زمین بسیار مهم است. تکنولوژی هیدرات های گازی یکی از جدیدترین روش های جذب این گاز است. اما سینتیک کند تشکیل هیدرات یکی از مهم ترین موانع صنعتی شدن این فرآیند است. در این مقاله، دو مورد از مهم ترین پارامترهای سینتیکی تشکیل هیدرات یعنی تعداد مول های گاز مصرفی و زمان القای تشکیل هیدرات گازی در سیستم های آب+ کربن دی اکسید و آب+ تترا ان-بوتیل آمونیوم فلوراید(TBAF) + کربن دی اکسید اندازه گیری و بررسی شد. استفاده از TBAF به میزان قابل توجهی زمان القای تشکیل هیدرات را کاهش داد. به طوری که استفاده از 5% وزنی از این افزودنی در دمای K 15/278 و فشار MPa 8/3، زمان القا را از min 73 به min 9/0 کاهش داد. تعداد مول های کربن دی اکسیدمصرفی در طول فرآیند تشکیل هیدرات و در زمان های min 40 و min 350 پس از شروع فرآیند تشکیل هیدرات اندازه گیری و محاسبه شد. استفاده از TBAF تعداد مول های گاز مصرفی را به میزان قابل ملاحظه ای افزایش داد به طوری که استفاده از 1، 4 و 5% وزنی از TBAF تعداد مول های گاز مصرفی را در زمان min 40 پس از شروع فرآیند تشکیل هیدرات به ترتیب 5/18%، 3/39% و 9/71% افزایش داد.

در این پژوهش با استفاده از تکنیک دینامیک سیالات محاسباتی، مدل دو بعدی حذف دی اکسید کربن (CO2) با یک تماس دهنده غشایی فیبر توخالی از جنس پلی وینیلیدین فلورید مورد بررسی قرار گرفت. در این مدل انتشار محوری و شعاعی لحاظ شده است. همین طور جریان همرفت در پوسته و لوله در نظر گرفته شده است. معادلات پیوستگی، مومنتوم و جرم به روش المان محدود حل شده است. نتایج این مدل تطابق خوبی را با داده های آزمایشگاهی حذف دی اکسیدکربن از مخلوط گاز توسط آب را دارد. در سرعت m/s 5 مایع جاذب درصد حذف دی اکسیدکربن در دمای ثابت 10 و C° 40 به ترتیب 36/55 و 25/46 % می باشد. در سرعت m/s 02/0 مخلوط گازی و سرعت m/s 5 مایع جاذب درصد حذف دی اکسیدکربن درجریان ناهمسو و همسو به ترتیب 43/51 و 34/23 % می باشد. با افزایش سرعت مایع راندمان حذف افزایش می یابد. با افزایش سرعت مخلوط گاز راندمان حذف کاهش می یابد. همچنین نشان داده شد که این روش قادر به پیش بینی عملکرد تماس دهنده غشایی فیبر توخالی برای جذب دی اکسید کربن از مخلوط های گازی است.

در این تحقیق کلیه روابط تجربی و تحلیلی ارائه شده جهت تخمین مقادیر تراوایی نسبی در سیستم های دو فازی نفت-آب بررسی می شود. 11 رابطه متداول و پرکاربرد در مدل سازی جریان های دو فازی نفت-آب در محیط متخلخل شامل روابط تجربی هنرپور و همکاران، ابراهیم و کودریتز و الفتاح و همچنین روابط دارای پارامترهای قابل تنظیم که شامل رابطه تعمیم یافته کوری، رابطه تعمیم یافته بروکس و کوری، سیگموند و مک کافری، چیرسای، ون جینوچتن-مولم، LET و لی و همکاران مورد استفاده قرار گرفته است. دقت روابط فوق با استفاده از 644 داده آزمایشگاهی مرتبط با سیستم های نفت – آب بررسی و ارزیابی شدند. در تعیین پارامترهای قابل تنظیم روابط، از روش بهینه سازی غیرخطی گرادیان کاهشی تعمیم یافته به صورت محلی و کلی بهره گرفته شده است. نتایج حاصل نشان می دهند که در مجموع دو رابطه سیگموند و مک کافری و LET به ترتیب دارای نزدیک ترین پیش بینی از مقادیر آزمایشگاهی تراوایی نسبی فاز نفت و آب می باشند. درخت تصمیم برای بهترین رابطه جهت تخمین مقادیر تراوایی نسبی در دو نوع سنگ کربناته و ماسه سنگ و نیز برای سه حالت ترشوندگی آب دوست، میانه و نفت دوست ارائه شده است. همچنین با توجه به ضعف روابط دارای پارامتر قابل تنظیم در وابسته بودن به داده های تجربی تراوایی نسبی در تعیین مقادیر پارامترهای آن ها، از طریق بهینه سازی کلی بر روی گستره وسیعی از داده های تجربی، بهترین مقادیر پارامترهای روابط دارای پارامتر قابل تنظیم تعیین و نتایج برای 4 رابطه دارای بالاترین دقت گزارش شده اند.