تشکیل رسوب واکس یکی از مشکلات معمول در خطوط لوله نفتی است که در اثر کاهش دمای نفت و درنتیجه کاهش حلالیت ترکیبات واکس اتفاق می افتد. هزینه ناشی از بروز چنین مشکلی زیاد بوده و بدلیل افزایش تولیدات نفت از مخازن دریایی رو به افزایش است. فهم بنیادی پدیده تشکیل رسوب و نحوه رشد و سخت شدن آن می تواند در مدلسازی و تعیین راهکارهای مناسب جهت حذف رسوب یا ممانعت از تشکیل آن موثر باشد. در این تحقیق نحوه رشد و سخت شدن رسوب با گذشت زمان و تأثیر پارامترهای مختلفی چون دمای دیواره، دبی جریان و افزودن پلیمر اتیلن وینیل استات بر ساختار بلورهای واکس تشکیل شده مورد بررسی قرار گرفته است. نتایج حاصل از تحقیق نشان می دهد که با گذشت زمان و افزایش ضخامت رسوب تشکیل شده، لایه رسوب به عنوان یک عایق حرارتی عمل نموده و دمای فصل مشترک رسوب افزایش می یابد. از آنجا که دمای فصل مشترک پارامتری موثر در تعیین مورفولوژی رسوب واکس می باشد تغییر آن منجر به تغییر ساختار بلورهای تشکیل یافته از شکل صفحه ای به شکل بلورهای گویچه ای و بلورهای ناقص می شود. علاوه بر آن، افزایش دمای دیواره منجر به افزایش دمای فصل مشترک و تشکیل بلورهای گویچه ای می شود. ازطرفی مشاهده شد که با افزودن پلیمر اتیلن وینیل استات، به علت دخالت پلیمر اتیلن وینیل استات در رشد بلورهای رسوب واکس، بلورهای تشکیل شده پیکربندی های بلوری بی شکل و سوزنی به خود گرفتند. درنهایت تأثیر افزودن پلیمر اتیلن وینیل استات به نفت خام حوزه نفتی سرکان نیز مورد بررسی قرار گرفت که نشان داد این پلیمر عملکرد قابل قبولی در کاهش نقطه ریزش و ویسکوزیته نفت خام دارد. مقدار بهینه این پلیمر در کاهش ویسکوزیته نفت، ppm40 بدست آمد.

ایران از جمله کشورهایی است که دارای ذخایر غنی گاز طبیعی می باشد و یکی از مسائل مربوط به گاز طبیعی، تشکیل هیدرات گازی است که می تواند مشکلاتی را در صنایع نفت و گاز ایجاد کند، هر چند در تحقیقات اخیر از تشکیل هیدرات به عنوان یک مزیت برای استفاده های خاص نام برده شده است. اما تشکیل هیدرات در خطوط لوله انتقال جریان گاز طبیعی موجب افزایش افت فشار جریان، انسداد مسیر و گاهی انفجار خط لوله انتقال جریان می گردد و هر ساله منجر به صدمات بسیار و نهایتا هزینه های فراوان برای صنعت نفت و گاز در ایران و سرتاسر جهان می شود. از این رو توانایی پیش بینی شرایط تشکیل هیدرات از نقطه نظر فرآیند تولید، نقل و انتقال و بهره برداری حائز اهمیت است و می تواند از بروز مشکلات ناخواسته جلوگیری نماید. برای جلوگیری یا به تاخیر انداختن تشکیل هیدرات پاسخ به دو سوال، مهم به نظر می رسد: 1) کدام ممانعت کننده ها می توانند مانع از تشکیل هیدرات شوند؟ 2) شرایط دما و فشار تشکیل هیدرات چیست؟ در این پژوهش به عنوان پاسخی برای سوال اول، شرایط تشکیل هیدرات برای گاز دی اکسیدکربن در حضور دو بازدارنده گلایکولی و برای گاز متان در حضور سه بازدارنده ترکیبی در غلظت های مختلف مورد ارزیابی قرار گرفت. داده های تعادلی اندازه گیری شده با رابطه و مدل دانشگاه هریوت وات مقایسه گردید و تطابق بین داده های تجربی و نتایج مدل و رابطه در نظر گرفته شده، نشان از صحت داده های به دست آمده دارد. از طرف دیگر به عنوان پاسخی برای سوال دوم، شبکه عصبی مصنوعی و سیستم فازی-عصبی (مدل انفیس) به عنوان دو مدل داده محور جهت پیش بینی فشار تشکیل هیدرات برای سیستم های گازی مختلف بر مبنای 4 الگوی c ,b ,a و d با استفاده از داده های تجربی موجود در این زمینه در جایگاه ابزاری جایگزین به کار رفت. جهت نیل به این هدف ساختار بهینه از هر یک از این مدل های داده محور برای سیستم های مورد بررسی با استفاده از پارامترهای آماری تعیین شد. نتایج حاصل از شبکه عصبی و مدل انفیس با ساختار بهینه برای سیستم های بر مبنای الگوی a با روابط تجربی موجود در این زمینه مقایسه گردید و نتایج به دست آمده از دو مدل داده محور مذکور در مورد سیستم های بر اساس تعریف 3 الگوی c ,b و d با مدل ترمودینامیکی دانشگاه هریوت وات مقایسه گردید. از بین دو مدل داده محور، مدل انفیس در همه موارد از لحاظ تمامی معیارهای عملکردی پاسخ موثق تری نسبت به شبکه عصبی مصنوعی نشان داد و مدل انفیس از دقت نسبتا برابر و یا بیشتر نسبت به مدل ترمودینامیکی دانشگاه هریوت وات برخوردار بود.

سنگ های کربناته ابتدا به ساکن و در حالت طبیعی، مادامی که فیلم آبی بین سطح سنگ و فاز نفتی پایدار است، آب دوست می باشند. تا آنکه به دلیل جذب سطحی اجزاء نفت خام بروی سطح سنگ، فیلم آبی پاره شده و مخزن کربناته در محدوده نفت دوست قرار می گیرد. جذب سطحی اسید چرب روی سطح کلسیتی، که به علت جاذبه الکترواستاتیک قوی بین آنیون کربوکسیلات و سطح سنگ کربناته اتفاق می افتد، از عوامل مهم این تغییر ترشوندگی است. رسوب سطحی مولکول های سنگین و دارای حلالیت پایین مانند مولکول های آسفالتین هم از دیگر عوامل موثر است. اجزاء جذب شده به عنوان لنگر برای دیگر اجزاء موجود در نفت عمل می کنند. پارگی فیلم آبی و مجاورت نفت خام با سطح سنگ (شرایط نفت دوستی) باعث می شود آشام خود به خودی نفت از چاه انجام نشود. این امر سبب توقف تولید نفت از مخزن پس از مراحل اولیه استخراج خواهد شد. باقی ماندن بیش از %50 نفت خام در مخزن به دلیل شرایط نفت دوستی سطح سنگ، انگیزه یافتن روش های موثر و بهینه برای تغییر ترشوندگی سنگ مخزن از این حالت نفت دوست به حالت آب دوست را دو چندان می کند. استفاده از سورفکتانت ها به عنوان مواد فعال سطحی یکی از روش های نوین برای تغییر ترشوندگی سنگ مخزن کربناته از حالت نفت دوست به آب دوست می باشد. این مواد با قرارگیری در سطح باعث کاهش کشش سطحی و تغییر ترشوندگی سطح می شوند. این امر منجر به جابجایی اجزاء نفت خام از سطح و در نتیجه آزادسازی نفت به تله افتاده و ازدیاد برداشت نفت می شود. در پژوهش حاضر برای بررسی مکانیسم تغییر ترشوندگی و همچنین یافتن نوع و غلظت بهینه و کارآمد سورفکتانت، از روش های آنالیز دستگاهی اندازه گیری زتا پتانسیل و گرماسنجی وزنی استفاده شده است. همچنین فرآیند تزریق سورفکتانت به سنگ مخزن توسط دستگاه سیلابزنی مغزه مدل سازی شده تا نتایج تست های قبلی در عمل سنجیده شود. کلمات کلیدی: ازدیاد برداشت نفت، مخازن کربناته، آب دوست، نفت دوست، تغییر ترشوندگی، سورفکتانت ، زتا پتانسیل، گرماسنجی وزنی، دستگاه سیلابزنی مغزه

استفاده روز افزون از ژل های پلیمری در مخازن نفتی با اهداف مختلفی همچون انسداد آب و ازدیاد برداشت نفت، کنترل تولید شن، ایجاد لایه شکافی و ... مسئله مهمی را به وجود می آورد و آن خارج نمودن ژل های ناکارآمد از مخازن نفتی است. دلایل مختلفی برای تخریب ژل های پلیمری بیان شده است از جمله : 1) تخریب ژلی که به اشتباه در/ یا نزدیک محل تزریق یا سر چاه تولید قرار گرفته است. 2) انتقال یا جایگزینی ژلی که تأثیر خود را از دست داده است. 3) باز نمودن مجدد منطقه ای که موقتاً مسدود شده است. 4) وجود منطقه متخلخل، دور از چاهی که ژل در حال حاضر در آن قرار گرفته است. برای تخریب ژل پلیمر، مواد و روش های مختلفی همچون اکسید کننده ها، اسیدها، آنزیم ها، استرها و مواد کمپلکس کننده وجود دارد. آنچه که در این پروژه مورد بحث و بررسی قرار گرفت، انجام فرایند تخریب ژل های پلیمری پلی اکریل آمید-استات کروم (iii ) مورد استفاده در عملیات انسداد آب با استفاده از عوامل کمپلکس کننده است. تأثیر عوامل مختلفی همچون نسبت غلظت عامل کمپلکس کننده به عامل شبکه کننده، نسبت وزنی محلول کمپلکس کننده به ژل، غلظت عامل شبکه کننده، سن ژل، تأثیر آب سازند و دما بر روی زمان تخریب ژل بررسی شد. با انجام آزمایشات به روش آزمایش بطری مشاهده شد که با افزایش نسبت غلظت عامل کمپلکس کننده به عامل شبکه کننده و نسبت وزنی محلول کمپلکس کننده به ژل، زمان تخریب ژل کاهش یافت. از طرفی با افزایش سن ژل و غلظت عامل شبکه کننده، زمان تخریب ژل افزایش پیدا کرد. استفاده از آب سازند به عنوان حلٌال نیز منجر به رسوب برخی از ترکیبات و به طور کلی افزایش زمان تخریب ژل شد. علاو ه بر این با انجام آزمایش سیلاب زنی مغزه دیدیم که با تخریب ژل، تراوایی مغزه به حالت اولیه قبل از تزریق ژل نزدیک شد.

تشکیل رسوب واکس یکی از مشکلات اصلی در تولید و انتقال نفت خام است. تشکیل رسوب واکس باعث کاهش شعاع موثر لوله و کاهش ظرفیت جریان می شود. نفت های خام واکسی می توانند باعث مسدود شدن خط لوله به علت رسوب واکس در طی عملیات تولید وانتقال نفت خام شوند. اگر رسوب گذاری واکس به خوبی پیش بینی شود هزینه های رسوب واکس می تواند به مقدار قابل توجهی کاهش یابد. هدف از مدل سازی رسوب واکس پیش بینی جزء جرمی واکس در رسوب و ضخامت رسوب با زمان ومکان است. جهت مدل سازی رسوب واکس در درجه اول نیاز به مطالعه این پدیده در لوپ های گردش آزمایشگاهی به منظور بررسی پارامترهای عملیاتی موثر از قبیل دبی سیال در رسوب گذاری است. برای مدل سازی رسوب واکس نیاز به محاسبه ضرایب انتقال حرارت و جرم است. مطالعات نشان داده است که در جریان آرام ضریب انتقال جرم می تواند به آسانی از آنالوژی چیلتون- کولبورن محاسبه شود. استفاده از آنالوژی در جریان درهم برای محاسبه ضریب انتقال جرم میزان رسوب واکس را بیشتر پیش بینی می نماید. در این پروژه از یک روش محاسباتی جهت مدل سازی رسوب واکس همراه با کینتیک رسوب واکس در لایه مرزی استفاده شده است. در این پروژه نشان داده شده است که با در نظر گرفتن تاثیر کینتیک رسوب واکس روی ضریب انتقال جرم در جریان درهم میزان رسوب گذاری بسیار بهتر پیش بینی می شود. نتایج مدل سازی با نتایج آزمایشگاهی در جریان آرام و درهم مقایسه شده-اند.

امروزه به طور گسترده ای از ژلهای پلیمری به منظور مقابله با مشکل تولید آب استفاده می شود. در این پژوهش تأثیر پارامترهای مختلف بر روی خواص ژل پلی اکریل آمید سولفونه/استات کروم (iii) با استفاده از سه روش آزمایش بطری، رئولوژی و سیلابزنی مورد ارزیابی قرار گرفت. با استفاده از آزمایش های بطری نمودار فازی ژلهای تهیه شده در غلظتهای مختلف پلیمر و نسبت های گوناگون عامل شبکه ای کننده به پلیمر تهیه شد. نتایج نشان داد که برای تهیه ژل مستحکم نیاز به حداقل پلیمر (ppm5500) است. با استفاده از نتایج آزمایش بطری و نتایج حاصل از آزمایش ویسکومتری ژلهای تهیه شده، رابطه ای تجربی برای تعیین ویسکوزیته ژل با توجه به غلظت پلیمر و نسبت عامل شبکه ای کننده به پلیمر ارائه شد. در غلظتهای پایین پلیمر (پایین تر از ppm7500) افزایش نسبت عامل شبکه ای کننده به پلیمر تأثیر چندانی بر روی مدول الاستیک نمی گذارد. با توجه به نتایج آزمایش بطری و رئومتری ژل بهینه با غلظت ppm9500 از پلیمر و نسبت 1:5 از عامل شبکه ای کننده به پلیمر تعیین شد. در ادامه تأثیر پارامترهای مختلف بر روی زمان ژل شدن و تورم ژل تهیه شده بررسی شد. حضور نمک های تک و دو ظرفیتی باعث کاهش استحکام و زمان ژل شدن می شود که در این میان تأثیر یونهای دو ظرفیتی بیشتر از نمک های تک ظرفیتی است. نتایج نشان داد که با افزایش دما زمان ژل شدن به سرعت افزایش می یابد و انرژی فعالیت ژل بهینه kj/mol86 بدست آمد. با استفاده از روش طراحی آزمایش فاکتوریل پاره ای غلظت تأخیر انداز و پلیمر و اثر متقابل بین آنها مهمترین پارامترها بر روی زمان ژل شدن بدست آمدند. رابطه ای تجربی بر اساس روش فاکتوریل پاره ای و پارامترهای مختلف برای تعیین زمان ژل شدن ارائه شد. نتایج حاصل از روش طراحی آزمایش ترکیب مرکزی نشان داد که اثر متقابل بین نمک تک ظرفیتی nacl و ph تأثیر بسیار زیادی بر روی زمان ژل شدن می گذارد و در ادامه رابطه ای تجربی بین شوری و ph برای تعیین زمان ژل شدن ارائه شد. نتایج آزمایشهای تورمی نشان داد که در محیط الکترولیتی (آب سازند) تورم ژل 80% کاهش یافت. نتایج حاصل از روش طراحی آزمایش ترکیب مرکزی نشان داد که اثر متقابل بین نمک cacl2 و ph تأثیر کمی بر روی تورم ژل می گذارد. ژل بهینه به دو صورت تزریق ژلانت و ریز ذرات از پیش تشکیل شده در محیط متخلخل آزمایش شد. نتایج حاصل از آزمایش سیلابزنی نشان داد که با افزایش دبی آب تزریقی کارایی ژل کاهش می یابد در حالی که با افزایش دبی نفت مقدار تراوایی نسبی سنگ نسبت به نفت با گذشت زمان افزایش می یابد. حضور آب سازند کارایی تزریق ژلانت و ذرات از پیش تشکیل شده را به ترتیب 49% و 5/38% کاهش می دهد. نتایج حاصل از آزمایش های سیلابزنی نشان داد که تورم و آبزدایی ژل در مقابل آب و نفت یکی از دلایل اصلی پدیده کاهش نامتجانس تراوایی است. نتایج نشان داد که با کاهش اندازه ذرات تزریق با اعمال فشار کمتری انجام می شود.

تزریق آب به عنوان یکی از روش های شناخته شده در صنعت نفت چه از نظر نگهداری فشار چه ازدیاد برداشت نفت کاربرد بسیاری دارد. یکی از مشکلات بسیار مهم در پروژه های تزریق آب به مغزه نفتی، مشکل ناسازگاری آب تزریقی با آب سازند و تشکیل رسوب می باشد که تاثیر زیادی بر عملکرد فرایند تزریق آب می گذارد. در این مطالعه آسیب دیدگی سازند یکی از مخازن نفتی ایران در اثر تشکیل رسوبات معدنی در فرایند تزریق آب به مغزه نفتی در چند بخش آزمایشگاهی، نرم افزاری و مدل سازی مورد بررسی قرار گرفته است. در بخش اول دو مغزه کربناته و ماسه سنگی در مقیاس آزمایشگاهی مورد بررسی قرار گرفته اند و اثر تغییر شرایط فیزیکی و ناسازگاری آب تزریقی و سازند بر میزان کاهش تراوایی آنها به تفصیل مطالعه شده است. در بخش دوم، اثر تغییر شرایط فیزیکی بر تشکیل رسوبات معدنی توسط نرم افزار تجاری oli مورد بررسی قرار گرفته است و در بخش آخر نیز با استفاده از روابط ترمودینامیکی میزان و نوع نشست رسوبات معدنی با استفاده از نرم افزار matlab مدل سازی شده است. همچنین رسوبات شکل گرفته در میدان نفتی و چگونگی تغییرات حلالیت شان با تغییرات در شوری و شرایط فیزیکی به تفصیل مطالعه و مورفولوژی و اندازه بلور های رسوب کرده توسط میکروسکوپ الکترونی پویشی (sem) نشان داده شده اند. نتایج اثر ناسازگاری آب های تزریقی و سازند در شرایط ترمودینامیکی بررسی شده در هر دو نوع سنگ نمونه اعم از وجود پتانسیل تشکیل رسوبات سولفات باریم و سولفات استرانسیوم در شرایط سطحی و رسوبات سولفات باریم، سولفات استرانسیوم، کربنات کلسیم و سولفید آهن در شرایط مخزن را نشان دادند. ولی علی رغم تشکیل این رسوبات، فرایند شستشوی معکوس (تزریق آب از انتها به ابتدا) در نمونه ی ماسه سنگی به بازگشت تراوایی اولیه منجر گردید که این خود بیانگر حرکت ذرات در این نمونه مغزه می باشد و در نمونه سنگ کربناته نیز افزایش دبی تزریقی نه تنها پل های رسوبات را شکست بلکه به علت زیر اشباع بودن آب تزریقی نسبت به کربنات کلسیم با انحلال ساختار سنگ به افزایش تراوایی نیز منجر گردید. در مجموع می توان گفت فرایند ایجاد رسوب در اثر ناسازگاری آب های تزریقی و سازندی میدان مورد مطالعه توانایی آسیب زدگی قابل توجه در تمام نمونه سنگ های موجود اعم از ماسه سنگی و کربناته را دارا است. در پایان نتایج حاصل از کارهای آزمایشگاهی، شبیه سازی و مدل سازی نیز با هم مقایسه شده اند و دیده شده است که نتایج حاصل از آن ها تطبیق خوبی باهم دارند.

بدون تردید گازهای گلخانه ای زیان آور هستند. امروزه این موضوع پذیرفته شده است که انتشار گازهای گلخانه ای که از سوختن سوخت های فسیلی حاصل می شوند، موجب بالا رفتن دمای سطح کره زمین می گردد. از طرفی در میان انواع مختلف گازهای گلخانه ای، گاز دی اکسید کربن سهم عمده ای در ایجاد این اثرات نامطلوب در فضای پیرامون کره زمین دارد. چرا که در حدود 64 درصد از حجم کل گازهای گلخانه ای را گاز دی اکسید کربن به تنهایی تشکیل می دهد. بنابراین می توان گفت کاهش میزان غلظت این گاز مخرب در اتمسفر یکی از دغدغه های اصلی هر نوع سیستم متعادل کننده گازهای گلخانه ای است. تاکنون طرح های زیادی جهت کاهش انتشار گاز گلخانه ای دی اکسید کربن در اتمسفر توسط محققان مختلف در سرتاسر دنیا ارائه شده است. یکی از این طرحها تزریق آن به مخازن نفت جهت ازدیاد برداشت می باشد. جا به جایی امتزاجی نفت بوسیله دی اکسید کربن یا گاز طبیعی به عنوان بهترین و موثرترین روش ازدیاد برداشت برای مخازن شناخته شده است ولی این روش باعث لخته شدن آسفالتین ها و نشست آنها بر روی سطح حفرات موجود در سنگ شده که این موضوع باعث کاهش تخلخل و تراوایی نسبی نفت می شود و قابلیت استحصال آن کاهش می یابد. تشکیل رسوب آسفالتین تابعی از ترکیب، فشار و دمای مخزن می باشد. تاکنون مطالعات بسیاری بر روی ترمودینامیک تشکیل رسوب آسفالتین انجام شده است و نرم افزارهایی نیز برای پیش بینی میزان رسوب آسفالتین وجود دارند اما در مورد تشکیل رسوب در محیط متخلخل در اثر تزریق گاز دی اکسید کربن، نشست آن در محیط متخلخل من جمله در مورد نفت مخازن ایران مطالعات اندکی صورت گرفته است. همچنین داده های ترمودینامیکی قابل اعتماد که بتوان از آنها برای گسترش مدلهای ترمودینامیکی استفاده نمود در دسترس نیست. در این پروژه هدف تولید داده های قابل اعتماد ترمودینامیکی و تعیین دیاگرام فازی برای سامانه آسفالتین/ تولوئن/ دی اکسید کربن و نیز انجام آزمایشها سیلابزنی در محیط متخلخل و بررسی نشست رسوب آسفالتین در اثر تزریق گاز دی اکسید کربن در محیط متخلخل می باشد. برای تعیین دیاگرام فازی از چند نمونه آسفالتین استفاده شد. یک نمونه آسفالتین واقعی که از نفت خام سنگین توسط روش استاندارد ip-143 استخراج شد و دو نمونه دیگر به نامهای ویولانترون-79 و هگزا- ترت-بوتیل هگزا-پری-هگزابنزوکورونین به عنوان مدل آسفالتین مورد مطالعه قرار گرفت. این آزمایشها در دستگاهی به نام کایتت تیوب که در دانشگاه صنعتی دلفت موجود می باشد صورت گرفت. با استفاده از این دستگاه نقطه حباب و نیز نقطه شروع رسوب آسفالتین برای غلظتهای مختلف دی اکسید کربن اندازه گیری شد. این داده ها برای اولین بار تولید شده است و اطلاعات مربوط به آن در هیچ مقاله ای موجود نیست. نتایج این آزمایشها نشان داد که در غلظت های پایین دی اکسید کربن مانند یک حلال برای آسفالتین می باشد و در غلظتهای بالا مانند رسوب دهنده عمل می کند و باعث تشکیل رسوب آسفالتین می شود. اثر تزریق گاز شیرین و گاز ترش که شامل دی اکسید کربن می باشد نیز بر روی تشکیل رسوب آسفالتین بررسی شده است. این آزمایشها که در لوله قلمی انجام پذیرفت نشان داد که میزان رسوب کمتری در اثر تزریق گاز ترش نسبت به گاز شیرین ایجاد می شود. برای انجام آزمایشها در محیط متخلخل یک دستگاه مغزه نگه دار طراحی و ساخته شد و آزمایشها در محیط متخلخل صورت گرفت. اندازه گیری میزان رسوب در خروجی و ثبت تغییر فشار در طول تزریق، بررسی اثرات رسوب آسفالتین بر خواص سنگ مخزن را امکان پذیر می سازد. نتایج این آزمایشها نشان داد که تزریق دی اکسید کربن باعث تشکیل رسوب آسفالتین شده و تراوایی محیط را کاهش می دهد. ر

در این تحقیق برای کنترل تولید شن در چاههای نفتی روش شیمیایی استحکام ماسه مورد استفاده قرار گرفت. به این منظور از ژل های پلیمری پلی اکریل آمید-استات کروم (iii ) به عنوان سیال استحکام دهنده استفاده شده است. در ابتدا ژل های مناسب با توجه به فاکتورهایی مانند استحکام ژل، زمان بندش ژل و یا زمان چروکیدگی ژل با استفاده از تست بطری انتخاب شدند. این ژل ها که با غلظت های مختلف از پلیمر و عامل شبکه کننده ساخته شدند به بستر شنی ساخته شده تزریق گردیدند و تاثیر آنها بر روی افزایش مقاومت و کاهش تولید شن مورد بررسی قرار گرفت. نتایج آزمایشهای انجام شده با استفاده از تست مقاومت فشاری نمونه های ساخته شده در حالت قبل و بعد از تزریق ژل و مقایسه آنها نشان داد که ژل پلیمر تا حدود 30 برابر مقاومت بستر شنی را افزایش داده است. نتایج بیانگر این است که افزایش میزان عامل شبکه کننده و غلظت ژل پلیمر با افزایش مقاومت فشاری رابطه مستقیم دارد.

رسوب اجزای نفتی سنگین، بویژه آسفالتین و رزین در مخازن نفتی ، یکی از مشکلات بسیار مهم در تولید از مخازن می باشد. تغییر خیس شوندگی سنگ، انسداد در محیط متخلخل سازند نفتی، دهانه چاه و تأسیسات فرآورشی از مشکلات جدی تولید نفتهای آسفالتینی می باشد. از این رو بررسی رفتار فازی رسوب و مشخص نمودن این امر که آسفالتین و رزین تحت چه شرایط و در هر شرایط چه مقدار رسوب می کند از اهمیت خاصی برخوردار است. تزریق گاز به عنوان یکی از متداولترین و مناسبترین روش های ازدیاد برداشت در صنعت نفت محسوب می شود. از رایج ترین گاز های تزریقی می توان به گازهای دی اکسید کربن، نیتروژن و متان اشاره کرد. گاز دی اکسیدکربن به دلیل تأثیر مطلوب تر بر بازیافت نفت، به طور گسترده ای در صنعت نفت مورد استفاده قرار گرفته است. یکی از مسائل مهم در تزریق امتزاجی دی اکسیدکربن، رسوب آسفالتین و رزین و اثر آن بر روی تولید می باشد. عدم انحلال آسفالتین و رزین در مایعات پارافینی سبک و بقیه سیالات ناسازگار مثل دی اکسیدکربن منبع ایجاد مشکلات در عملیات تولید بعضی از انواع نفت خام می باشد. مقدار رزین نفت خام و قدرت بازدارنده های رزینی نیز پارامتر تاثیرگذار بر جلوگیری از رسوب آسفالتین می باشد. برای کمّی کردن همه این عوامل باید مدل پیش بینی کننده ای ارائه شود که همه این اثرات را دخالت دهد. در این کار با طراحی، نصب و راه اندازی سیستم آزمایشگاهی عوامل موثر بر رسوب، در شرایط مخزن و تزریق گاز بصورت آزمایشگاهی شبیه سازی شدند. این سیستم توانایی کار در شرایط مخزن و شبیه سازی فرآیندهای تزریقی را دارد. در بخش مدلسازی با ارائه مدل معادله حالت تجمعی جدید، میزان رسوب آسفالتین و رزین در فرآیند تزریق دی اکسید کربن مدلسازی شد. نتایج مدلسازی و داده های آزمایشگاهی تطابق خوب و قابل قبولی دارند.

مشکل رسوبات آلی به ویژه آسفالتین ها در مخازن، چاه ها و تجهیزات اثرات زیانباری بر اقتصاد تولید نفت دارد، زیرا سبب کاهش میزان نفت تولیدی، بسته شدن تجهیزات تولید نفت می شوند. اضافه کردن بازدارنده ها به نفت خام، باعث جلوگیری از فرآیند تجمع توده های آسفالتین در نفت خام می شوند. در این مطالعه، اثر بازدارنده ها بر جلوگیری از رسوب آسفالتین با روش های مختلف مانند اندازه گیری گرانروی، اندازه گیری کدورت و اندازه گیری توزیع اندازه ذرات مورد بررسی قرار گرفت. ابتدا غلظت های مختلف از بازدارنده ها (ppm1000، ppm2000،ppm10،000 و ppm20،000) در نمونه نفت خام 1 تهیه شد و قدرت بازدارندگی نمونه ها اندازه گیری شد. در مرحله دوم از مطالعه، سه نمونه از موثرترین بازدارنده ها انتخاب گردید و مطالعات بیشتر این بازدارنده ها در مورد نمونه نفت خام 2 انجام گرفت و مفاهیم قدرت بازدارندگی و قدرت پایداری سازی بازدارنده ها تبیین شد. نتایج نشان می دهد قدرت بازدارندگی بازدارنده ها در غلظت های کم تا متوسط(ppm1000 تا ppm10،0000) از الگوی منظمی برخوردار است و در ارتباط با گروه های عاملی ساختار شیمیایی بازدارنده ها می باشد. قدرت پایدارسازی بازدارنده ها که در ارتباط با میزان جذب بازدارنده ها بر سطح مایسل های آسفالتین می باشد با استفاده از اثرات برشی توده های آسفالتین بررسی گردیده است و مشخص گردید هرچه قدرت پایدارسازی بازدارنده بیشتر باشد، قدرت بازدارندگی بازدارنده نیز بیشتر می شود.

چکیده امروزه به طور گسترده، از ژل های پلیمری به منظور مقابله با تولید آب اضافی حین استخراج مواد هیدروکربوری از مخازن استفاده می شود. این مواد تراوایی نسبی آب را بسیار بیشتر از تراوایی نسبی نفت کاهش می دهند که به این خاصیت، اصطلاحاً کاهش نامتجانس تراوایی گویند. تا به حال چند مکانیسم برای این پدیده پیشنهاد شده است. اما هر یک در تعمیم مدل به حالت واقعی محدودیتهایی دارند. ژلهای پلیمری پس از قرار گرفتن در مخزن، همواره در معرض گرادیان فشار اعمالی از سوی آب و یا نفت هستند. در این تحقیق چگونگی ساز و کار یکی از پرکاربرد ترین انواع ژلهای پلیمری، وقتی در معرض گرادیان فشار اعمالی از سوی آب و یا نفت قرار گرفته باشد و تاثیر برخی پارامترها بر آن مطالعه شده است. بر این اساس سه دسته آزمایش طراحی و انجام شدند. در دسته ی اول ایجاد شکاف در ژل مورد مطالعه قرار گرفت و نتیجه گرفته شد که غلظت پلیمر در مقایسه با غلظت عامل شبکه ساز، اثر بیشتری بر گرادیان فشار شکست در اثر تزریق نفت و آب دارد و با افزایش غلظت پلیمر، گرادیان فشار شکست و مقدار ژل خروجی افزایش می یابد. در دسته ی دوم دهیدراتگی ژل و تراوایی آن نسبت به آب و نفت مورد مطالعه قرار گرفت. نتایج این آزمایش ها حاکی از آن بود که با گذشت زمان و افزایش فشار اعمالی مقدار دهیدراتگی ژل، افزایش می یابد و در شرایط یکسان توانایی آب در دهیدراته کردن ژل کمتر از نفت است. همچنین نتیجه گرفته شد که این ژل نسبت به نفت تراوایی ندارد. در دسته ی سوم تراوایی ژل نسبت به آب اندازه گرفته شد و اثر غلظت پلیمر وعامل شبکه ساز بر آن بررسی و نتیجه گرفته شد که تراوایی ژل پلیمر در محدوده غلظت های مورد مطالعه، نسبت به آب ناچیز است (20 تا 300 میکرو دارسی) و می توان از اثر تراوایی بر پدیده کاهش نامتجانس تراوایی چشم پوشی کرد. همچنین نتایج آزمایش ها نشان داد که با افزایش نسبت غلظت پلیمر به غلظت عامل شبکه ساز، تراوایی ژل نسبت به آب افزایش می یابد. با توجه به نتایج هر سه دسته آزمایش های انجام شده و تفسیر آنها مکانیسم جدیدی برای توجیه پدیده کاهش نامتجانس تراوایی مشاهده شده برای ژل قرار گرفته در شکاف به دست آمد. طبق این مکانیسم که ایجاد مجاری بزرگتر درون ژل توسط نفت نسبت به آب نامیده شده است، در شرایط یکسان، توانایی نفت در دهیدراته کردن و شکافتن ژل و ایجاد کانال عریض تر در آن برای عبور، در مقایسه با آب بیشتر است. که به نظر می رسد، گرانروی بیشتر نفت نسبت به آب علت آن باشد. علاوه بر آن پاسخ الاستیسیته ژل و رسوخ پلیمر از شبکه ژل به درون مجرای ایجاد شده از جمله عوامل کاهش تحرک آب و افزایش مقاومت در برابر عبور آب می باشند.

گاز طبیعی یکی از مهمترین منابع انرژی در قرن حاضر محسوب می شود. یکی از روش-های ذخیره سازی گاز، هیدرات گازی است. سه ساختار کریستالی i، ii و h برای هیدرات شناخته شده است. هیدرات با ساختار h ظرفیت ذخیره سازی بیشتری دارد (6 مولکول گاز به ازای 34 مولکول آب) و برای ذخیره سازی بهتر از ساختارهای دیگر است. علاوه بر این ساختار h پایدارتر و فشار تشکیل آن پایین تر از دو ساختار دیگر می باشد. در این تحقیق به بررسی تأثیر فشار اولیه و نوع ماده تشکیل دهنده کریستال h هیدرات بر سینتیک تشکیل ساختار h خواهیم پرداخت. آزمایش های سینتیکی تشکیل ساختار h با ترشیوبوتیل متیل اتر (tbme)، متیل سیکلوهگزان (mch)، متیل سیکلوپنتان (mcp) و گاز کمکی متان، برای نقاطی در دماهای 15/274، 15/275، 65/275، 15/276 و 15/277 کلوین و محدوده فشار 9/54 تا 65 بار در یک ظرف حجم ثابت با نیروی محرکه 25 بار نسبت به فشار تشکیل متان برای هر یک از آزمایش ها به دست آمده است و در تمام آزمایش ها فرآیند هم دما می باشد. میزان ترشیوبوتیل متیل اتر، متیل سیکلوهگزان، متیل-سیکلوپنتان مورد استفاده در هر آزمایش10 سی سی می باشد. منحنی های ترشیوبوتیل متیل اتر یک مرحله ای می باشند و حلالیت این ماده در آب بسیار زیاد است. منحنی های متیل سیکلوهگزان و متیل سیکلوپنتان دو مرحله ای می باشند. به علت حلالیت بسیار ضعیفی که این مواد در آب دارند، ابتدا متان وارد حفرات ساختار i شده و ساختار i هیدرات با سرعت زیاد تشکیل می شود و بعد از گذشت مدت زمان طولانی غلظت این مواد به غلظت اشباع رسیده و از این لحظه می توانند وارد ساختار هیدرات شده و شروع به پر کردن حفرات ساختار h کنند. نتایج آزمایش ها نشان می دهد که زمان رسیدن به تعادل برای ترشیوبوتیل متیل اتر بسیار سریع (حدود 9 برابر) و زمان رسیدن به تعادل برای متیل-سیکلوپنتان تقریباً برابر با (حدود 2/1 برابر) زمان رسیدن به تعادل متیل سیکلوهگزان است. مقدار یکسان از مواد به کار برده شده در این تحقیق از لحاظ اقتصادی هم قیمت هستند و فشار تعادلی ساختار h ترشیوبوتیل متیل اتر و متیل سیکلوپنتان برابر و کمی بالاتر از فشار تعادلی ساختار h متیل سیکلوهگزان است. بنابراین ترشیوبوتیل متیل اتر به دلیل حلالیت بیشتر و زمان رسیدن به تعادل کوتاه تر مناسب تر از دو ماده دیگر است و می توان از آن برای ذخیره سازی گاز استفاده کرد. در انتها سینتیک تشکیل هیدرات با استفاده از یک مدل سینتیکی مناسب (مسیر ترمودینامیک طبیعی) پیش بینی می شود. نتایج نشان می دهد که میان داده های آزمایشگاهی و نتایج حاصل از مدل تطابق خوبی برقرار است.

به طور کلی بهبود و افزایش کارآمدی فرایند کنترل آب در مخازن نفت و گاز به عنوان منابع ملی، مستلزم سرمایه گذاری کلان است. مطالعات و بررسی ها نشان می دهد در حال حاضر روش های مبتنی بر تزریق ژل پلیمر به محیط متخلخل با هدف بهبود و ارتقای میزان بهره برداری نفت، راه کاری موثر محسوب می شود. بدون تردید محدودیت روش ها، خطاها و شرایط جغرافیایی هر منطقه و حرکت رو به رشد فناوری ها به عنوان عواملی موجه برای ادامه تحقیقات در این زمینه مطرح هستند. به این منظور در پژوهش حاضر، نخست ژل پلیمری متناسب با شرایط واقعی مخازن نفتی جنوب ایران تولید و سپس تزریق این ژل در مقیاس آزمایشگاهی به محیط متخلخل در راستای تحلیل کاهش تراوایی آب مطالعه شده است. بررسی خواص رئولوژیک ژل و تعیین ارتباط آن با میزان کاهش تراوایی محیط نسبت به آب از جمله نقاط قوت این بررسی محسوب می شود. بر این اساس مجموعه مطالعات تجربی- آزمایشگاهی مبتنی بر انجام آزمایش های بطری، رئولوژی، تورم و آزمایش های سیلاب زنی مغزه برای بسترهای شنی و شکافدار طرح ریزی شده است. به این ترتیب، با به دست آورده روابط ریاضی تأثیر نوع و میزان غلظت کوپلیمر و نسبت غلظت عامل شبکه ساز به کوپلیمر بر کلیه خواص ویسکوالاستیک و پارامترهای شبکه سه بعدی ژل پلیمر بیان شده است. بر اساس نتایج به دست آمده ژل پلیمری با ترکیب ppm 26340 کوپلیمر پلی اکریل آمید سولفونه an125vlm و غلظت ppm 3160 استات کروم(iii)، با مدول الاستیک نهایی (kpa30)، پایداری گرمایی و حفظ استحکام ساختاری در دمای oc90، دمای آغاز تشکیل ژل oc 70 و همچنین عامل حساسیت به نمک 56/0 به عنوان نمونه بهینه تأیید شد. با توجه به نتایج بدست آمده این ژل پلیمری با قابلیت کاهش 97 درصدی تراوایی بستر شنی نسبت به آب و عامل مقاومت باقی مانده 483 در مغزه شکافدار، گزینه ای مطلوب و مناسب برای عملیات میدانی خواهد بود.

در این تحقیق امکان جداسازی اتیلن از مخلوط گازی ch4+co2+c2h4 در حضور افزودنی های مختلف در شرایط لایه ریزان مورد بررسی قرار گرفت. برای افزایش اختلاط مایع و گاز، دستگاه طوری طراحی گردیده تا با حرکت نوسانی رآکتور، حرکت مایع مانند شرایط لایه ریزان شود. مطالعه بر روی زمان هسته زایی تشکیل هیدرات co2 نشان داد که زمان هسته زایی در شرایط لایه ریزان بسیار کوچک تر از زمان هسته زایی در شرایط سکون بوده و سرعت تشکیل هیدرات و ظرفیت ذخیره سازی در شرایط لایه ریزان به شدت افزایش می یابد. هرچه مقدار آب مورد استفاده در رآکتور کمتر باشد شرایط لایه ریزان بهتر فراهم شده و اثر خود را بیشتر نشان می دهد. توان هسته زایی هیدرات co2 با استفاده از 50میلی لیتر آب مقطر برابر 67/5 به دست آمد، در حالیکه توان هسته-زایی در پژوهش های قبلی با 100 میلی لیتر آب برابر 6/3 به دست آمده است. بررسی داده های تعادلی هیدرات اتیلن نشان داد که اتیلن در حضور دی اگزان ساختار نوع i تشکیل می دهد. دی اگزان سرعت تشکیل هیدرات اتیلن و ظرفیت ذخیره سازی را افزایش داده و سرعت تجزیه هیدرات اتیلن را کاهش می دهد. با اندازه گیری داده های تعادلی هیدرات مخلوط گازی co2+ch4+c2h4 مشخص شد که برای این مخلوط گازی، 1و4دی اگزان و متیل-سیکلوهگزان(mch) نقش تسهیل کننده ترمودینامیکی را دارند، با این تفاوت که هیدرات این مخلوط گازی در حضور mch در فشارهای بالاتری نسبت به دی اگزان تشکیل می شود. میزان مول مصرف شده گاز، ضریب جداسازی و ضریب بازیابی برای جداسازی اتیلن از مخلوط co2+ch4+c2h4 در حضور 50 میلی لیتر آب مقطر، 100 میلی لیتر آب مقطر، محلول آبی ppm500 سدیم دودسیل سولفات(sds)، محلول آبی 56/5% مولی دی اگزان و محلول آبی 26/2% مولی mch در فشارهای مختلف مورد بررسی قرار گرفت. بیشترین ضریب جداسازی اتیلن برای محلول ppm 500 sds به دست آمد. برای کلیه محلول ها به جز محلول 56/5% مولی دی اگزان ضریب جداسازی برای اتیلن بیشتر از co2 و ضریب جداسازی co2 بیشتر از متان می باشد. در کلیه آزمایش ها ضریب جداسازی با افزایش فشار ابتدا افزایش و سپس کاهش می یابد. با استفاده از بهترین شرایط به دست آمده، تعداد مراحل جداسازی برای به دست آوردن مخلوطی با غلظت اتیلن 80% محاسبه شد. بعد از 9 مرحله فرآیند جداسازی با استفاده از هیدرات غلظت اتیلن از 10 % به نزدیک 80% رسید. مقایسه ضریب جداسازی در شرایط مایع ریزان و حالت سکون نشان داد که این مقدار از 8/4 در شرایط لایه ریزان به 8/2 در شرایط سکون کاهش می یابد.

چکیده ندارد.

چکیده ندارد.

چکیده ندارد.

با استخراج نفت در مرحله اول انرژی مخازن کاهش می یابد. بطور معمول با تزریق یک سیال به چاه انرژی لازم برای حرکت نفت به طرف چاه تامین می شود. وقتی نسبت تحرکها در تزریق آب نامناسب باشد و نیز وقتی مخازن بیش از حد هتروژن باشد، در این دو حالت ترجیح داده می شود از تزریق پلیمر استفاده شود. در حالت اول، ممکن است به خاطر پدیده اثر انگشتی جاروب سطحی نفت به خوبی صورت نگیرد. در حالت دوم، گذر آب زودتر در لایه هایی با نفوذپذیری بالا صورت می گیرد. به همین دلیل در این حالت بازده جابجایی عمودی آب کم می باشد. پلیمرها اثرات مضر لایه هایی که نفوذپذیری بالایی دارند را کاهش می دهند و بازده جاروب عمودی و فضایی را بهبود می دهند، پلیمرها با ترکیبی از سه مکانیسم زیر عمل می کنند. -1 افزایش ویسکوزیته سیال جابجاکننده. -2 جذب و نفوذ به داخل فضاهای خالی و کاهش موضعی در نفوذپذیری. -3 جذب و کاهش مقاوت اصطکاکی. بری پیش بینی میزان استخراج نفت بازیابی شده بوسیله سیلابزنی پلیمری تاکنون مدلهایی ارائه شده است . مدل مورد نظر در این تحقیق تعمیم یافته مدل تحلیلی dykstra - parsons برای سیلابزنی پلیمری در مخازن هتروژن می باشد. در این مدل فرض شده مخزن هموژن نیست و سیال از چهار لایه می گذرد و حرکت سیال از قانون دارسی پیروی می کند. در این مدل روند حرکت سیال در تک تک لایه ها بررسی می شود. همچنین در این مدل تغییرات ویسکوزیته پلیمر ناشی از پلیمریزاسیون یا gelling و نیز کاهش نفوذپذیری ناشی از جذب پلیمر در نظر گرفته می شود. نتایج حاصل از این مدل نشان می دهد که در مخازن هتروژن سیلابزنی پلیمری مناسبتر می باشد و همچنین کاهش نفودپذیری به عنوان تابعی از مقدار پلیمر که در آن لایه جریان دارد، عملکرد سیلاب پلیمر را بهبود می بخشد.

بهره برداری از مخازن هیدروکربورهای گازی، اغلب نیازمند انتقال همزمان سه فاز نفت ، آب و گاز در داخل یک خط لوله می باشد زیرا اکثر این مخازن در مناطقی قرار دارند که نصب یک سیستم جداکننده با کارآیی بالا و استفاده از دو خط لوله مجزا برای انتقال فازهای نفت و گاز از لحاظ اقتصادی مقرون به صرفه نمی باشد. اکثر خطوط لله عملیاتی انتقال جریانهای چند فازی، بعلت قطر زیاد و فشار بالای خط لوله، نمی توانند با روشها و مدلهای موجود، مدلسازی شوند زیرا مدلهای موجود براساس نتایج تجربی بدست آمده از لوله هایی با قطر کوچک در فشار پایین (شرایط آزمایشگاهی) و با مقدار مایعات تجمع یافته بیش از ده درصد، می باشند. بنابراین در خطوط لوله عملیاتی جریانهای سه فازی مربوط به انتقال گاز، بعلت وجود مقادیر کمتر از ده درصد مایعات تجمع یافته، استفاده از مدلهای موجود باعث پیدایش خطاهای زیادی در پیش بینی مقایر افت فشار، مایعات تجمع یافته و همچنین نوع رژیم جریان درون خطوط لوله می شوند. در این تحقیق، پس از تجزیه و تحلیل خطوط لوله واقعی انتقال جریانهای سه فازی، با استفاده از معادلات بقای جرم، اندازه حرکت و انرژی و همچنین با توجه به مکانیزمهای فیزیکی مثر در انتقال رژیمهای جریان، مدلسازی جدیدی جهت طراحی و شبیه سازی خطوط لوله مذکور، ارائه شده است . همچنین با استفاده از برنامه رایانه ای تهیه شده، دقت نتایج حاصل از مدلسازی انجام شده، بمنظور پیش بینی مقادیر افت فشار و مایعات تجمع یافته در خطوط لوله انتقال جریانهای سه فازی، با نتایج مدلها و روشهای موجود نرم افزار "pipe-phase" (1995)، نظیر eaton (1966)، dukler (1976)، "lockhart-martinelli" (1949) و "beggs-brill" (1973)، مورد مقایسه و تجزیه و تحلیل قرار گرفته است .

استفاده از خطوط لوله جریان دوفازی یک روش معمول در صنعت نفت امروزه است . جریان توام نفت و گاز که بطور همزمان در خطوط لوله در جریان هستند، تحت شرایط خاصی در حالت ناپایدار قرار می گیرد. تجزیه و تحلیل چنین جریان دوفازی ناپایداری باری تعیین پارامتریهای مهم جریان دوفازی مانند افت فشار، میزان مایع تجمع یافته و نرخ حجمی جریان فازها بمنظور تعیین اندازه و حجم جداکننده در انتهای خط لوله و تعیین عملیاتی مطمئن در طراحی خط لوله بسیار با اهمیت است . برای تحلیل جریان دوفازی ناپایدار لازم است خصوصیات فیزیکی و شرایط عملیاتی جریان پایداری که احیانا قبل از شروع پدیده ناپایداری در سیستم حکمفرما بوده است ، را داشته باشیم. خوشبختانه جریان دوفازی در حالت پایدار به تفصیل مورد بررسی قرار گرفته و در حال حاضر مقالات زیادی در این زمینه در مجلات معتبر علمی دنیا موجود است . مدلسازی جریان دوفازی ناپایدار با نوشتن معادلات اساسی پایستگی جرم، اندازه حرکت و انرژی برای هر دو فاز گاز و مایع شروع می شود. در فرمولاسیون مدل با چند معادله دیفرانسیل جزئی مواجه می شویم که حل همزمان آنها در حال حاضر به هیچ وجه ممکن نیست و لازم است یکسری فرضیات ساده کننده برای کاهش این معادلات ارائه شود. بنابراین در فرمولاسیون این مدل از چند فرض ساده کننده استفاده شده که تاثیر ویژه ای در ساده سازی محاسبات داشته اند. در این پروژه همچنین الگوهای مختلف جریان مورد بررسی قرار گرفته شرایط انتقال آنها به یکدیگر به دقت مورد مطالعه قرار گرفته است . محاسبات مربوط به بررسی جریان دوفازی ناپایدار به شدت به نوع الگوی جریان بستگی دارد و تمام الگوهای شاخص جریان دوفازی در این پروژه مدلسازی شده اند. در این پروژه اشکالاتی که در مدلهای ارائه شده قبلی وجود دارد مورد بررسی قرار گرفته و اصلاح شده است . نتایج بدست آمده از این مدل نیز توافق خوبی با داده های تجربی دارد و میانگین کل خطا در حدود هشت درصد است . بنابراین هدف از انجام این پروژه ارائه یک مدل تحلیلی جهت بررسی رفتار خط لوله جریان دوفازی گاز و مایع در حالت ناپایدار است بطوری که ضمن تشخیص نوع الگوی جریان بتواند پارامترهای میزان افت فشار، میزان مایع تجمع یافته و دبی حجمی فازهای مایع و گاز را پیشگویی کند.

در اینجا با اصلاحی که بر مدل multi solid phase انجام شده است ، و روش حل پیشنهادی یک برنامه کامپیوتری برای پیش بینی دمای پیدایش واکس و همچنین میزان واکس تشکیل شده، در نمونه های نفتی مختلف ، ارائه شده است . در این کار از مدل فاز جامد چندگانه (multi solid phase)، که روشی مبتنی بر تحقیقات و آزمایشات انجام شده در سالهای اخیر (1991-1997) می باشد، استفاده می شود. در این مدل گفته می شود که در ابتدا فاز محلول جامد، ناپایدار بوده و بعد از مدت زمان مشخص ، جدایش خودبه خود محلول جامد منجر به ایجاد فاز پایدار نهایی می شود، که در این حالت اجزاء رسوب کننده، اجزاء هیدروکربنی خالص می باشند. در این کار اثر فشار بر روی نمونه های نفتی با ترکیب ثابت (dead-oil, stock-tank-oil) بررسی شده، و همانگونه که در کارها و تحقیقات دیگر پیش بینی شده است ، دمای پیدایش واکس جامد در این نمونه های نفتی با افزایش فشار، افزایش می یابد. نتایج اینکار در این قسمت ، تطابق خوبی با نتایج کارهای دیگر دارد. در ادامه اثر ترکیب نفت (حضور اجزاء سبک مانند c1، c3 و c5) در فشارهای مختلف بررسی شده و در این قسمت نیز همانگونه که پیش بینی می شود، با افزایش غلظت اجزاء سبک و یا وارد کردن این اجزاء در نمونه های نفتی، دمای پیدایش واکس کاهش می یابد. نتایج محاسبات این کار در این قسمت نیز تطابق بسیار خوبی با کارهای دیگر دارند. برای بیان رفتار تعادلی فازهای بخار و مایع از معادله حالت peng-robinson (robinson, 1985) استفاده می شود. برای محاسبه خواص اجزاء هیدروکربنی نامشخص از روش تفکیک pna استفاده شده است . در نهایت نتایج بدست آمده از این کار با نتایج کارهای دیگر، مقایسه می گردد، و همانگونه که دیده می شود نتایج این کار تطابق خوبی با کارهای دیگر و مقادیر آزمایشگاهی دارد.

در این کار چگونگی مدل کردن رفتار فازی مخوط های گازی نزدیک بحرانی بررسی می شود و با ارائه روشهای حل معادلات اساسی تغییرات سریع و ناگهانی در رفتار فازی این مخلوط ها که در اثر افت فشار بوجود می آید ، پیش بینی می گردد. مدلهایی که برای نواحی دور از بحرانی نوشته شده اند و همچنین بسته های نرم افزارهای موجود مانند ‏‎cmg , eclips‎‏ نمی توانند تغییرات فازی مخلوط ها را در نواحی نزدیک بحرانی پیش گویی کنند ، بنابراین ارائه مدلی که بتوانندمحاسبات تعادلی را در این نواحی انجام دهد ضرورت دارد. در الگوریتم ارائه شده برای این کار آنالیز پایداری جهت تولید حدسهای اولیه مناسب برای ثابتهای تعادل به کار می رود و سپس از دو روش جانشین سازی متوالی ‏‎(successive substitution)‎‏ یا ‏‎ss‎‏ و نیوتن در حل معادلات اساسی بطور همزمان استفاده می گردد. معادله حالت ‏‎peng - robinson (pr)‎‏ برای پیشگویی رفتار فازی مخلوطهای گازی نزدیک بحرانی انتخاب شده که نتایج بدست آمده تطبیق خوبی با داده های آزمایشگاهی دارد و درمقایسه با معادله حالت ‏‎sova - ridlich-kowng(srk)‎‏ که در کار ‏‎young t.‎‏ و همکاران ‏‎(1997)‎‏ مورد استفاده قرار گرفته درصد انحراف کمتری نسبت به داده های واقعی نشان می دهد.