توجه: محتویات این صفحه به صورت خودکار پردازش شده و مقاله‌های نویسندگانی با تشابه اسمی، همگی در بخش یکسان نمایش داده می‌شوند.
۱Properly Evaluate hydrate formation and inhibition
نویسنده(ها):
اطلاعات انتشار: ششمین همایش ملی دانشجویی مهندسی شیمی و پنجمین همایش ملی دانشجویی مهندسی نفت، سال
تعداد صفحات: ۹
Clathrate hydrates or gas hydrates are solid solutions. Water molecules are linked through
Clathrate hydrates or gas hydrates are solid solutions. Water molecules are linked through
hydrogen bonding and create cavities (host lattice) that can
enclose a large variety of molecules
hydrogen bonding and create cavities (host lattice) that can
enclose a large variety of molecules
re is no chemical bonding between the host water m
(guests). The olecules and the enclosed guest
re is no chemical bonding between the host water mo
(guests). The lecules and the enclosed guest
molecule. The clathrate hydrate crystal may exist at temperatures below as well as above the
molecule. The clathrate hydrate crystal may exist at temperatures below as well as above the
normal freezing point of water. Clathrate hydrates have been a source of problems in the energy
normal freezing point of water. Clathrate hydrates have been a source of problems in the energy
industry because the conditions at which oil and gas are produced, transported, an
d processed are
industry because the conditions at which oil and gas are produced, transported, and
processed are
ydrate formation. Accurate prediction of hydrate f
frequently suitable for clathrate h ormation and
ydrate formation. Accurate prediction of hydrate fo
frequently suitable for clathrate h rmation and
inhibition condition is required for cost–effective design and operation. Available models have
inhibition condition is required for cost–effective design and operation. Available models have
limitations in ranges of application and types and compositions of the fluids and inhibitors used.
limitations in ranges of application and types and compositions of the fluids and inhibitors used.
(such as HYSIM, PROCESS, EQUIPHASE, and
The commercial simulation packages available
(such as HYSIM, PROCESS, EQUIPHASE, and
The commercial simulation packages available
are based on empirical relationships for predictin
PIPEPHASE)
g the effect of inhibitors on
PIPEPHASE) are based on empirical relationships for predictin
g the effect of inhibitors on
rate formation and
his paper presents a review about prediction of hyd
hydrate formation. T
rate formation and
is paper presents a review about prediction of hyd
hydrate formation. Th
dissociation and different stra
tegies available for hydrate mitigation and remediation using
dissociation and different strat
egies available for hydrate mitigation and remediation using
chemical inhibitors
chemical inhibitors

<\div>

۲علل ناکارایی مدل های ریاضی موجود برای شبیه سازی مخازن ترک دار
نویسنده(ها): ، ،
اطلاعات انتشار: اولین کنگره مهندسی نفت ایران، سال
تعداد صفحات: ۷
مطابق آمار ارائه شده توسط انجمن نفت آمریکا (SPE) تا اوایل دهه هشتاد میلالادی نزدیک بیست درصد از منابع نفتی قابل استحصال در سازندهای ترکدار (Fractured Formations) قرار داشته اند. در این دسته از مخازن هیدروکربنی محیط متخلل مخزن در اثر عوامل مختلف دچار گسستگی موضعی و یا کلی شده است. به طوری که ترکهای ایجاد
شده در مخزن رفتار آنرا در مقابل جریان چندفازی سیال درون مخزن به طور کلی تحت تأثیر قرار میدهند. بسیاری از
مخازن عمده تولید کننده نفت خام ایران نیز در زمره مخازن ترکدار به شمار میروند. با توجه به اهمیت بحث شبیه
سازی مخزن مدل های ریاضی اولیه بر اساس جریان سیال تک فازی در محیط متخلخل یکپارچه ارائه گردید. به تدریج
و با انجام کارهای تحقیقاتی و آزمایشگاهی مختلف بحث جریان چند فازی در محیط متخلخل مخزن مطرح شد و در
ادامه مدل سازی مخازن ترک دار مورد توجه قرار گرفت. با وجود کارهای مطالعاتی متنوع انجام شده در خلالال سالهای گذشته به منظور شناسایی مکانیسم حرکت سیال چند فازی درون مخازن ترکدار رفتار این نوع مخازن هنوز به طور
کلی شناخته نشده است. به عنوان دلیل اصلی میتوان گفت در گذشته فرض میشد که ترک ها تنها میزان نفوذ سیال درون مخزن را افزایش می دهند ولی در حقیقت ترک ها غیر یکنواختی (Heterogeneity) و اتصالالات درون مخزن (Reservoir Connectivity) را به شدت تحت تاثیر قرار می دهند. در این مقاله ضمن بررسی روش های مختلف ارائه شده به منظور شبیه سازی مخازن ترکدار نقاط قوت وضعف هر کدام به تفضیل مورد بحث و بررسی قرار میگیرد.
نتایج این مطالعه نشان میدهد روشهای موجود در پیشگویی رفتار مخزن ترکدار دارای عدم قطعیتهای (Uncertainties) آشکاری بوده به نوعی که پیشگویی حاصل از آنها با خطای زیادی همراه است.

۳PROPERLY MODEL AND SIMULATE TWO PHASE FLOW PIPELINES
نویسنده(ها): ، ،
اطلاعات انتشار: اولین کنگره مهندسی نفت ایران، سال
تعداد صفحات: ۹
For a very long time, multi–phase flow did not appear to be a major issue in petroleum
operations, since it was restricted to local applications on short length surface transfer
lines. But oil and gas producers have very soon observed in their wells and flowlines that
large hydraulic instabilities may occur under multi–phase flow conditions. Multi–phase
production systems are quire complex but prediction of their behavior is essential for
successful design and operation of production facilities. Multi–Phase models can be
broken down into three distinct categories: Steady State Correlation, Steady State
Mechanistic and Transient Mechanistic. Refer to field data analysis mechanistic steady
state and dynamics simulation models, rather than empirical correlations, are widely
used and recommended for design of multiphase production system including well,
pipeline and downstream installations during flow assurance studies. An extensive
validation methodology is proposed here by using real pipelines and wells data. The
evaluation of these point models demonstrates that the TACITETM and OLGA2000TM
models can be applied to any configuration of pipelines with acceptable accuracy.<\div>

۴PROPERLY DESIGN AND OPERATE MULTI–PIPE SLUG CATCHERS
نویسنده(ها): ، ،
اطلاعات انتشار: اولین کنگره مهندسی نفت ایران، سال
تعداد صفحات: ۱۱
A two–phase flow pipeline is intended for transporting the gas and liquid phases
simultaneously. There are different modes under which liquid can be produced from the
pipeline. These include: the continuous liquid flow production mode under normal steady
flow conditions; the intermittent or transient liquid production mode occurring when flow
rates are varied and the pigging or sphering mode when liquid is displaced within the
pipeline in a relatively short time. These occasionally very large volumes of liquids
encountered must be handled and stored as they emerge from the pipeline, preferably
without any reduction in velocity, which would be reflected in the gas production. For this
reason, a liquid–receiving facility known as a slug catcher is always connected to a twophase
pipeline. In this paper, rigorous modeling of multiple–pipe slug catcher based on
computational Fluid Dynamic (CFD) Calculations with ANSYS CFXTM is presented,
together with its application for debottlenecking of an existing multiple–pipe slug catcher.<\div>
نمایش نتایج ۱ تا ۴ از میان ۴ نتیجه