به جمع مشترکان مگیران بپیوندید!

تنها با پرداخت 70 هزارتومان حق اشتراک سالانه به متن مقالات دسترسی داشته باشید و 100 مقاله را بدون هزینه دیگری دریافت کنید.

برای پرداخت حق اشتراک اگر عضو هستید وارد شوید در غیر این صورت حساب کاربری جدید ایجاد کنید

عضویت
فهرست مطالب نویسنده:

روح الدین میری

  • محمدباقر صدیقی، مجید سیاوشی*، روح الدین میری

    تخمین دبی جریان در چاه های یک میدان نفتی، یک فرآیند حیاتی و کاربردی است. بااین حال جریان های استخراج شده از چاه های نفتی، چند فازی بوده و تخمین دقیق دبی آن ها، بسیار چالش برانگیز و پرهزینه است. دبی سنج های مجازی در مقایسه با دبی سنج های چند فازی و روش های چاه آزمایی، ازنظر اقتصادی گزینه بسیار مناسبی هستند که با بهره گیری از داده های موجود و استفاده از روش های هوش مصنوعی، قادر به پیش بینی دقیق دبی در آینده هستند؛ بنابراین، اخیرا به دبی سنج های مجازی داده محور توجه زیادی شده است. در این مقاله تخمین دبی تولیدی یک چاه با استفاده از سه روش یادگیری ماشین k همسایه نزدیک تر (k-NN)، تقویت گرادیان (GBR) و درخت تصمیم (DT) با استفاده از داده های پمپ انجام شده است. به منظور انتخاب ویژگی های مناسب به عنوان ورودی روش ها، از تحلیل های آماری پیرسون و اسپیرمن استفاده شده است. مجموعه داده موردبررسی مربوط به یکی از چاه های یک میدان نفتی در جنوب ایران است. مجموعه داده موجود دارای حجم کم و تنوع ناکافی است، اما بااین وجود نتایج نشان می دهند که روش های پیشنهادی عملکرد مناسبی دارند. روش k-NN با دقت 9494/0 نسبت به دو روش دیگر عملکرد بهتری در تخمین دبی نفت داشته است. برای بررسی عملکرد روش ها در برابر داده های دارای نوفه، یک درصد انحراف معیار نوفه به داده های ورودی اضافه شد. بررسی ها نشان داد که مدل k همسایه نزدیک تر با دقت 9257/0 در مقایسه با دو روش دیگر عملکرد بهتری داشته و کمترین تاثیر را از نوفه ها گرفته است.

    کلید واژگان: دبی سنج مجازی داده محور, یادگیری ماشین, K همسایه نزدیک تر, تقویت گرادیان, درخت تصمیم
    Mohammadbagher Seddighi, Majid Siavashi *, Rohaldin Miri

    Estimating the flow rate in oil wells of a field is a vital and practical process. However, the flows extracted from oil wells are multiphase, and their accurate estimation is highly challenging and costly. Virtual flow meters, compared to multiphase flow meters and well-testing methods, are an economically viable option that can accurately predict future flow rates by leveraging existing data and artificial intelligence algorithms. Therefore, data-driven virtual flow meters have recently received significant attention. This paper estimates the production flow rate of a well using three machine learning algorithms: 1- k-nearest neighbors (k-NN); 2- gradient boosting (GBR); and 3- decision tree (DT), using pump data. Pearson and Spearman statistical analyses were used to select appropriate features as the algorithm inputs. Moreover, the dataset under investigation pertains to one of the wells of a southern oil field in Iran. The available dataset has a small volume and insufficient diversity, but despite this, the results show that the proposed algorithms perform well. The k-NN method, with an accuracy of 0.9494, performed better than the other two methods in estimating oil flow rate. Ultimatly, to examine the performance of the algorithms against noisy data, one percent of standard deviation noise was added to the input data. Moreover, the investigations showed that the k-NN model, with an accuracy of 0.9257, performed better than the other two methods and was least affected by the noise.

    Keywords: Data Driven Virtual Flow Meter, Machine Learning, K-Nearest Neighbor, Gradient Boosting, Decision Tree
  • سیدبهزاد شجاعی، روح الدین میری، امین بازیاری*
    آسفالتین موجود در نفت خام مشکل های زیادی برای تولید، فرآوری و انتقال آن ایجاد می کند که مهم ترین آن ها، گرفتگی دهانه چاه و خط لوله، غیرفعال کردن و مسمومیت کاتالیست ها می باشد. در این مطالعه جذب آسفالتین استخراج شده از یک نمونه نفت خام بر روی پنج نانوذره اکسید آهن سنتز شده به روش پچینی در حضور و عدم حضور پروپیلن اکسید و پلی اتیلن گلیکول، به عنوان عامل های مرسوم مورد استفاده در روش سل-ژل برای تشکیل ژل، بررسی شد. محلول هایی با ترکیب درصد متفاوت از آسفالتین و تولوین تهیه و مقدار مشخصی از نانوذره های آهن g/l 4 در درون محلول ها ریخته شد و برای مدت 15 ساعت بر روی شیکر با دور rpm 250 قرار گرفت. غلظت مجهول نمونه ها توسط آنالیز UV-visible مشخص شد. نتیجه ها نشان داد اکسید آهن سنتز شده بدون پروپیلن اکسید و پلی اتیلن گلیکول با میزان جذب 31/37 بهترین عملکرد را در جذب آسفالتین داشته و از منظر اقتصادی نیز مقرون به صرفه تر است. نتیجه های جذب با استفاده از هم دما های لانگمویر و فرندلیچ توصیف شد و ویژگی های فیزیکی نانوذره ها توسط آنالیزهای XRD و BET تعیین شد.
    کلید واژگان: نانوذره ها, اکسید آهن, رسوب آسفالتین, جذب سطحی, سل ژل, پچینی
    Seyed Behzad Shojaei, Rohaldin Miri, Amin Bazyari *
    The asphaltene present in crude oil creates various challenges for its production, processing, and transportation, with the most important ones being wellbore and pipeline fouling, deactivation, and poisoning of catalysts. In this study, the adsorption of asphaltene extracted from a crude oil sample on five iron oxide nanoparticles synthesized by the Pechini method, in the presence and absence of propylene oxide and polyethylene glycol as common agents used in the sol-gel method for gel formation, was investigated. Solutions with different percentages of asphaltene and toluene were prepared, and a specific amount of iron nanoparticles (4 g/l) was added to the solutions. The mixtures were shaken for 15 hours at 250 rpm. The unknown concentration of the samples was determined by UV-visible analysis. The results indicated that the iron oxide synthesized without propylene oxide and polyethylene glycol, with an adsorption capacity of 37.31%, exhibited the best performance in asphaltene adsorption and was economically more viable. The adsorption results were described using Langmuir and Freundlich isotherms, and the physical properties of the nanoparticles were determined by XRD and BET analyses.
    Keywords: nanoparticles, Iron oxide, Asphaltene deposition, Adsorption, Sol-gel, Pechini
  • سمانه بورد، محمدتقی صادقی*، عزت الله کاظم زاده، روح الدین میری

    بازیافت نفت و ثمر بخشی پروژه های ازدیاد برداشت، از جمله تزریق آب مهندسی شده، تحت تاثیر گروهی از عوامل مانند ترکیبات نفت، ترکیبات آب تزریقی، درصد تخلخل، قابلیت عبوردهی، ترکیب مینرالوژی سنگ، توزیع فضای متخلخل، اندازه منافذ و درصد اشباع آب و نفت است. نحوه عملکرد و سازوکار تزریق آب مهندسی شده به مخزن کربناته همواره با ابهامات فراوانی روبرو بوده است. در این مطالعه با بررسی یکی از عوامل موثر نظیر ترکیبات قطبی نفت و اثرات متقابل فیزیکی-شیمیایی آن در طول فرآیند تولید، این دسته ابهامات بیشتر مورد بررسی و تحلیل قرار گرفته است. وجود اجزای قطبی در نفت خام بر فعل و انفعالات اتفاق افتاده در سه فاز و در نتیجه تغییر ترشوندگی اثر می گذارد. در این مطالعه، آزمایش های اندازه گیری زاویه تماس، کشش بین سطحی و فرآیند آشام خود به خودی روی نمونه هایی از مغزه آهکی انجام شده است. بدین منظور مغزه ها با شرایط یکسان، در نفت های متفاوت از نظر درصد ترکیبات قطبی اشباع شده است. و در مجاورت ترکیبات مشخصی از یون های فعال در آب مهندسی شده قرار گرفته اند. در این خصوص با استفاده از نتایج گردآوری شده می توان نحوه شرکت در واکنش و میزان اثرگذاری ترکیبات قطبی نفت را تفسیر و بررسی نمود. نتایج حاصل بیانگر این است که میزان تولید نفت در اثر تزریق آب و سرعت تغییر ترشوندگی، وابسته به نوع ترکیبات قطبی نفت، اثرات متقابل آنان با آب شور و سطح سنگ و غلظت بهینه این نوع ترکیبات است. بنابراین با شناسایی دقیق عوامل موثر بر ثمر بخشی فرآیند تزریق آب مهندسی شده، می توان مخازن بالقوه را پیش گزینی کرد.

    کلید واژگان: آب مهندسی شده, ازدیاد برداشت, ترکیبات اسیدی نفت, درصد آسفالتین نفت, ترکیبات یونی
    Samaneh Bovard, Mohammad Taghi Sadeghi *, Ezatollah Kazemzadeh, Rohaldin Miri

    Reservoir oil recovery and efficiency of EOR projects include designed water injection influenced by factors such as oil composition, porosity, permeability, rock mineral composition, porous space distribution, and pore size. The injection of designed water into the carbonate reservoir has always faced many ambiguities. This category of ambiguities has been further investigated and analyzed in this study by examining one of the influential factors, such as polar compounds of oil and its Physico-chemical interactions during the production process. Polar components in crude oil affect the electrostatic interactions at the mineral surfaces, affecting the wettability conditions. This study performed experiments measuring contact angle and spontaneous vascular process on limestone samples. For this purpose, cores with the same conditions are saturated in different oils regarding the percentage of polar compounds. Moreover, they are adjacent to specific components of active ions in designed water. In this regard, using the collected results, we can interpret and study how to participate in the reaction and the effectiveness of polar compounds in the oil. The results show that the amount of oil production due to water injection depends on the chemical composition of the oil and the interaction between water and oil, and in addition to the amount of asphaltene in the oil, it is also affected by the amount of organic carboxylic acids in crude oil.

    Keywords: Smart Water, EOR, Petroleum acidic compounds, Petroleum asphaltene, Ionic compounds
  • سمانه بورد، محمدتقی صادقی*، عزت الله کاظم زاده، روح الدین میری

    تزریق آب هوشمند به مخزن کربناته همواره با ابهامات فراوانی روبرو بوده است. در این مطالعه با بررسی یکی از عوامل موثر نظیر ترکیبات یونی فعال در آب هوشمند این دسته ابهامات بیشتر مورد بررسی و تحلیل قرار گرفته است. واکنش بین سه فاز، نفت، سنگ و آب شور که منجر به تغییر ترشوندگی می شود نیازمند وجود ترکیبات یونی فعال در آب هوشمند و ترکیبات فعال در نفت است. وجود این ترکیبات در غلظت های مطلوب عامل موثر انجام واکنش های تبادل یونی و بدنبال آن تغییر در حالت ترشوندگی است. در حقیقت، غلظت بهینه یون های فعال منجر به تشکیل یک فیلم آب پایدار و تغییر در ترشوندگی سنگ می شود. در این مطالعه، آزمایش های اندازه گیری زاویه تماس و فرآیند آشام خودبه خودی روی نمونه هایی از مغزه آهکی انجام شده است. بدین منظور، مغزه ها با شرایط یکسان در مجاورت ترکیبات مختلفی از یون های فعال در آب هوشمند قرار گرفته اند. در این خصوص با استفاده از نتایج گردآوری شده می توان نحوه اثرگذاری ترکیبات فعال آب هوشمند و میزان تاثیر آن را تفسیر و بررسی نمود. همچنین، می توان نتیجه گرفت که کاتیون ها در حضور یون سولفات به اندازه حداقل غلظت موجود در آب دریا می توانند عملکرد مثبتی داشته و راندمان قابل قبول و بیشتری نسبت به غلظت های چند برابری یون سولفات در آب دریا در شرایط آزمایشگاهی داشته باشند.

    کلید واژگان: آب هوشمند, ازدیاد برداشت, آشام خودبه خودی, ترکیبات یونی, سیلاب زنی هوشمند
    Samaneh Bovard, Mohammad Taghi Sadeghi *, Ezatollah Kazemzadehe, Rohaldin Miri

    The process of injecting smart water into carbonate reservoirs has always faced many challenges. In this study, by examining one of the effective factors such as ionic compounds active in smart water, these ambiguities have been further investigated and analyzed. The reaction between three phases, oil, rock and saline, which leads to a change in wettability, requires the presence of ionic compounds active in smart water and active compounds in oil. The presence of these compounds in the desired concentrations is the driving force required to perform ion exchange reactions followed by a change in wettability. In fact, the optimal concentration of active ions leads to the formation of a stable water film and a change in the wettability of the rock. In this study, experiments measuring the contact angle and the spontaneous imbibition deferens process were performed on samples of limestone.  For this purpose, the cores with the same conditions are located in the vicinity of different compounds of active ions in smart water. In this regard, using the collected results, it is possible to interpret and study how to participate in the reaction and the effectiveness of the active compounds of smart water. It can also be concluded that cations in the presence of sulfate ions can have a positive performance at the minimum concentration in seawater and have acceptable efficiencies of about 41% in experimental conditions.

    Keywords: Smart Water, EOR, Spontaneous Imbibition, Ion Components, Smart Water Flooding
  • سجاد آسیابانی، شاهین کرد*، روح الدین میری

    باکتری های احیاءکننده سولفات (باس) از دهه 1920 میلادی در مخازن نفتی شناسایی شدند. باس ها با احیاء سولفات به سولفید موجب تولید گاز سمی و قابل اشتعال هیدروژن سولفید می شوند که از عوامل اصلی ایجاد خوردگی در تجهیزات زیرزمینی و سطح الارضی و بروز خسارت های مالی و جانی در صنعت نفت است. با افزایش تعداد پروژه های ازدیاد برداشت مبتنی بر تزریق آب در مخازن نفتی که با بروز ترش شدگی همراه می شد، سازوکار میکروبی تشکیل هیدروژن سولفید به عنوان سازوکار غالب مورد بررسی قرار گرفت. پیش بینی صحیح و کارآمد از طرفی و اتخاذ روش هایی برای مقابله با این پدیده و اثرات سوء این پدیده از سوی دیگر اهمیت بالایی دارد. امروزه با استفاده از ابزارهای مدرن علوم ژنتیک و بیولوژی، فرآیند تشکیل میکروبی هیدروژن سولفید به خوبی مورد تحقیق و بررسی قرار گرفته است و در دهه اخیر، پیشرفت علم و فن آوری راه را برای ارزیابی دقیق امکان بروز این پدیده و همچنین ابداع، بررسی و پیشبرد روش های نوین جهت تقلیل و حتی جلوگیری از ایجاد ترش شدگی در مخازن نفتی هموارتر ساخته است. در این مقاله ابتدا به بررسی سازوکار ها و پارامترهای اثرگذار در بروز و گسترش پدیده ترش شدگی پرداخته شده است. در ادامه، روشی نوین جهت بررسی پتانسیل ترش شدگی مخازن و غربال گری آن ها ارایه گردیده است. سپس، تعدادی از روش های مرسوم مقابله با این پدیده در مقیاس میدانی به صورت مختصر شرح داده شده اند. در نهایت پیشرفته ترین و به روزترین راه های ارایه شده در زمینه کنترل و کاهش ترش شدگی مخازن مورد بررسی قرار گرفته است.

    کلید واژگان: ترش شدگی, باکتری احیاء کننده سولفات, ازدیاد برداشت, هیدروژن سولفید, سازوکار ترش شدگی, غربال گری
    Sajjad Asiabani, Shahin Kord *, Rohaldin Miri

    Sulphate reducing bacteria (SRB) have been identified in oil reservoirs since 1920s. They reduce sulphate to sulphide resulting in production of hydrogen sulphide. H2S is a corrosive, toxic and flammable gas which causes operational and capital costs for oil industry. Classification of microbial activity as the main source of H2S generation in flooded reservoirs is followed by the increasing number of water-based EOR projects in the few last decades. Failure in precise prediction of reservoir souring onset in the reservoir may lead to severe health and safety issues. Once the prediction and simulation phase is accomplished, appropriate mitigation method should be selected. However, many simulators capable of considering the reservoir souring are available, urgent need to quick prediction of this phenomenon looks necessary. A novel souring screening approach is presented to investigate the souring potential using simple information. Comparing the reservoir conditions with the required criteria for microbial activity is the main idea of this method. In addition, some new methods to mitigate the souring effects are proposed. The most inspiring method is to utilize (per) chlorate group to inhibit bacterial activity.

    Keywords: Reservoir Souring, Sulphate Reducing Bacteria, Hydrogen Sulphide
بدانید!
  • در این صفحه نام مورد نظر در اسامی نویسندگان مقالات جستجو می‌شود. ممکن است نتایج شامل مطالب نویسندگان هم نام و حتی در رشته‌های مختلف باشد.
  • همه مقالات ترجمه فارسی یا انگلیسی ندارند پس ممکن است مقالاتی باشند که نام نویسنده مورد نظر شما به صورت معادل فارسی یا انگلیسی آن درج شده باشد. در صفحه جستجوی پیشرفته می‌توانید همزمان نام فارسی و انگلیسی نویسنده را درج نمایید.
  • در صورتی که می‌خواهید جستجو را با شرایط متفاوت تکرار کنید به صفحه جستجوی پیشرفته مطالب نشریات مراجعه کنید.
درخواست پشتیبانی - گزارش اشکال