اثرات شوک های نفت خام بر رفتار تغییرات بازار سهام: رویکرد تغییر ساختار

The effects of crude oil shocks on stock market shifts behaviour: A regime switching approach

چکیده
1. مقدمه
2. داده ها و روش
3. انتخاب مدل و نتایج تخمین
4. خلاصه و سخنان پایانی
قدردانی ها
مراجع

چکیده
در این مقاله مدل سوئیچینگ- مارکوف EGARCH دو ساختاری را که توسط هنری [هنری ، او. ، 2009] معرفی شدارائه کردیم.. هنری. او در سال 2009 مدل سوئیچینگ ساختار را با توجه به رابطه‌ی برقرار شده بین بازده‌های سهام و نرخ‌های بهره‌ی کوتاه مدت تعریف نموده است (ژورنال خدمات بانکی و مالی، شماره‌ی 33 ، 405-414).هدف ما این است که رابطه موجود بین شوک‌های قیمت نفت خام و بازارهای سهام را مورد بررسی قرار بدهیم. با اعمال این مدل روی بازارهای سهام کشورهای انگلیس، فرانسه، ژاپن در محدوده‌ی زمانی تحت نمونه گیری (از ژانویه‌ی 1989 تا دسامبر 2007) به نتایج مطلوبی دست یافته‌ایم. ما موفق به شناسایی دو دسته از سری‌های رفتاری شده‌ایم. یکی از آن‌ها نشان دهنده‌ی ساختاری با میانگین کم و واریانس بالاست ، در حالیکه سری دوم به ساختاری با میانگین بالا/ واریانس کم اختصاص یافته است. همچنین شواهدی وجود دارد مبنی بر اینکه دوره‌های رکودی رایج با ساختارهایی با میانگین بالا/ واریانس کم تلاقی دارد. علاوه بر این، این امکان را در نظر گرفته‌ایم که بازده‌های واقعی سهام و احتمال جابه جایی از یک ساختار به ساختاری دیگر به متغیر “افزایش خالص بهای نفت” بستگی دارند. نتایج نشان می‌دهند که افزایش قیمت نفت، تأثیر زیاد و معناداری را روی نوسانات بازدهی سهام و نیز احتمال جابه جایی/ تعویض ساختارها به جا خواهد گذاشت.

2 داده‌ها و متدولوژی
2-1 : داده‌ها، مشخصات متغیرها،تحلیل اولیه
در این مطالعه از بازده‌های واقعی سهام سه کشور صنعتی مهم یعنی ژاپن (نیکی 225)، انگلیس (FTSE100) و فرانسه (CAC40) سود برده‌ایم. قیمت نهایی دو محصول مهم نفت خام را نیز لحاظ کرده‌ایم. این قیمت‌ها به عنوان قیمت آمریکایی سهام نفت سبک وست تگزاس اینترمدیت (WTI) و نفت برنت بیان شده بر حسب دلار در بشکه بیان می‌شوند. دوره‌ی نمونه شامل فراوانی ماهیانه است از ژانویه‌ی 1989 تا دسامبر 2007 برای مجموعاً 228 مشاهده است. سری‌های زمانی قیمت CO از اطلاعات وزارت انرژی آمریکا استخراج شده‌اند (اداره‌ی اطلاعات انرژی). سری‌های شاخص سهام از پایگاه داده‌ی آمار مالی بین المللی (IFS) استخراج شده‌اند . بازده‌های دارایی‌های بازار سهام به شکل زیر محاسبه می‌شوند :

در این رابطه P(t) قیمت سهام در ماه t است. برای هر کشور، بازده‌های واقعی سهام به عنوان تفاوت بین بازده‌های ترکیبی پیوسته شاخص قیمت سهام و نرخ تورم مبتنی بر تفاوت لگاریتمی در شاخص قیمت مصرف کننده تعریف می‌شوند.شاخص‌های قیمت مصرف کننده از پایگاه داده‌ی OECD استخراج شده‌اند. به این دلیل از سری‌های زمانی ماهیانه استفاده می‌کنیم چرا که بر این عقیده هستیم تغییرات ساختاری در گذر زمان با دقت بیشتری شناسایی می‌شوند. از سوی دیگر ، داده‌های فصلی دارای مشاهدات کافی نیستند و تحلیل در دوره‌های بحران را بی ارزش می‌کنند ، چرا که بحران‌ها معمولاً کوتاه مدت هستند.از سوی دیگر داده‌های روزانه دارای نویز بسیار بالایی هستند و نتایج تخمینی مبهمی را در پی خواهند داشت (راچموند و سوسمل ، 1998). این شرایط با ترسیم سری بازده‌های ماهیانه برای سه بازار سهام قابل مشاهده هستند (شکل 1). همانطور که در شکل 1 مشاهده می‌شود، پنل عمودی سمت راست با بازدهی منفی بزرگ در طول نمونه همراه می‌شود. این جنبه نشان داده که تغییرات ساختار در این دوره رخ می‌دهند.انتخاب متغیر قیمت نفت مهم است . با توجه به مطالعه‌ی همیلتون (1996)، ما متغیر افزایش خالص قیمت نفت (NOPI) را انتخاب می‌کنیم و قیمت فعلی نفت را به ارزش آن در سال – و نه ماه قبل نسبت می‌دهیم.به بیان دقیق‌تر، این متغیر برابر با تفاوت بین قیمت نهایی ماهیانه‌ی فعلی نفت و مقدار حداکثری سال قبل بوده و در این حالت مثبت است، در غیر اینصورت صفر است.NOPI به شکل زیر تعریف می‌شود.

به عبارتی دیگر، فرض می‌شود تغییرات قیمت نفت روی اقتصاد تاثیرگذار هستند، تنها در مواقعی که نفت در قیمت‌های بالاتری نسبت به زمان‌های قبلی معامله بشود.به منظور تعیین اثر آثار شوک قیمت نفت بر بازده‌های واقعی سهام، در ابتدا باید شاخص مناسبی را برای شوک قیمت نفت تعیین کرده تا آن را در مدل MS-EGARCH اعمال بکنیم.قیمت NOPI پیشنهاد شده توسط همیلتون را برای تخمین نوسانات قیمتی مورد استفاده قرار داده‌ایم. این متغیر دارای رابطه‌ی پایداری با متغیرهای اقتصاد کلان است و لذا این فرض مورد پشتیبانی قرار می‌گیرد. فرض می‌شود که اگر قیمت‌های فعلی نفت در یک دوره از پیک قیمتی دوره‌ی قبل بالاتر بروند ، آنگاه تاثیری به جا می‌ماند. اما اگر قیمت‌ها به پیک قبلی نرسند، آنگاه این متغیر صفر است و تأثیر زیادی نخواهد داشت. کوبو ریس و پرز کورس (2005) با تحلیل رابطه‌ی شوک قیمت نفت و بازده‌ها مطابق مدل همیلتون (1989) نیز از این رابطه پشتیبانی به عمل آورده‌اند.همیلتون مفهوم NOPI را در مدل VARوارد کرده است تا رابطه‌ی معناداری را بین قیمت‌های نفت و خروجی واقعی آمریکا کشف کند. منرا و کولوگنی (2006) با استفاده از مدل MS-ARنشان دادند که NOPI و نوسانات نفت در تعریف شوک قیمت بخوبی آثار وارده بر رشد اقتصادی را منعکس می‌کنند.پارک و راتی (2008) در مقاله‌ی خود از معیار NOPI برای بررسی تاثیرات شوک قیمت نفت بر بازده‌های واقعی سهام در آمریکا و 13 کشور اروپایی در حد فاصل 1986-2001 و 2005 الی 2012 سود برده‌اند.آن‌ها دریافتند که شوک قیمت نفت اثر منفی را روی بازارهای سهام بجا می‌گذارد. همچنین کونگ و همکاران (2008) نیز متغیر NOPIرا به عنوان تبدیل غیرخطی سری‌های زمانی CO انتخاب کرده و تأثیر شوک نوسانات بازار CO بر رفتار سهام بازار چین را مورد بررسی قرار داده‌اند. آن‌ها دریافتند که شوک‌های چشمگیر قیمت نفت با کاهش قیمت سهام شرکت نفت چین همراه می‌شود (کونگ و همکاران، 2008)

در شکل 1 ، در پنل عمودی راست با پدیده‌ی خوشه بندی نوسانات روبرو هستیم. در واقع تغییرات چشمگیر قیمت سهام (افزایش- کاهش) با تغییرات چشمگیر قیمت (افزایش – کاهش) در ماه‌های بعدی همراه می‌شوند. این خوشه بندی نوسانات یک انگیزه‌ی رایج نسبت به مدل‌های GARCH برای تعریف ویژگی‌های بازده واقعی سهام محسوب می‌شود.در جدول 1 گزارش آمار ماهیانه‌ی بازده‌های سهام CAC40، نیکی 225 ، FTSE100 ، بعلاوه ی NOPI برای نفت تگزاس آمریکا و برنت اروپا ارائه شده است.

ویسکوزیته نفت خام بسیار سنگین و رفتار کشش سطحی با استفاده از تقویت کننده جریان و آب در شرایط دماهای مختلف

Extra heavy crude oil viscosity and surface tension behavior using a flow enhancer and water at different temperatures conditions

چکیده
1 مقدمه
2 بخش تجربی
3 نتایج و بحث
4 نتیجه گیری
منابع

چکیده
گزارش های تحقیقاتی حاکی از اهمیت استفاده از مواد شیمیایی مختلف به منظور بهبود انتقال نفت های خام فوق سنگین است. در طول فرایند جابه جایی نفت خام، برش های وارد شده بر خطوط لوله و سایر تجهیزات انتقال، سبب ایجاد یک امولسیون آب در نفت شده که با جذب مولکول های سورفکتانت طبیعی موجود در قطرات آب، باعث افزایش ویسکوزیته سیال می شود. این مطالعه، اثر روان کننده را بر رفتار ویسکوزیته نفت خام فوق سنگین(EHCO) و در امولسیون های تشکیل شده با میزان 5 و 10 درصد آب، ارائه می کند. نتایج بدست آمده حاکی از اثربخشی روان کننده با غلظت های 1، 3 و 5 درصد، در کاهش ویسکوزیته و ارائه یک رفتار جریانی نیوتنی بودند، که این مسئله، کاهش هزینه درمان حرارتی در طول عملیات انتقال نفت خام از طریق خطوط لوله را به دنبال دارد.

2- بخش تجربی
در این پژوهش، از نفت خام فوق سنگین شمال شرق جمهوری مکزیک استفاده شده است. مخلوط EHCO/FE و امولسیون W/EHCO/FE ساخته شد. روان کننده نیز، یک ماده شیمیایی بیودیزل بر پایه استر های اسید های چرب بود.

1-2- خصوصیات نفت خام و مخلوط
نمونه های نفت خام و مخلوط بر اساس رویه تعیین شده در استانداردهای انجمن مواد و آزمون آمریکا(ASTM) مشخص شدند. درجه API نفت خام، چگالی مخلوط و نمونه نفت در دمای 25 درجه سانتیگراد با روش پیکنومتر، میزان آسفالتین، کشش سطحی (ISO 1409) با استفاده از دستگاه اندازه گیری کشش سطحی خودکار TEN 202 و ویسکوزیته با استفاده از یک رئومتر RheolabQC مدل Anton Paar RheometeryRheometery تعیین شدند. تاثیر روان کننده و آب، از طریق اندازه گیری های دینامیکی رئولوژیکی، بر خواص رئولوژی نفت خام ارزیابی شد. غلظت بهبود دهنده و آب، از طریق افزودن مقادیر مختلف، مطابق جدول 1 ارزیابی شد. اندازه‌گیری‌های رئولوژیکی با انجام سه تکرار، در محدوده نرخ برشیs -1 01/0 – 100، و در دمای 25، 30، 40 و 60 درجه سانتی‌گراد ارزیابی شد.

2-2- آماده سازی مخلوط ها
همانطور که در جدول 1 نشان داده شده است، مخلوط هایی با نسبت های مختلف، به منظور مشخص کردن تاثیر روان کننده و آب بر ویسکوزیته نفت خام فوق سنگین، ساخته شدند. قبل از آغاز اندازه گیری ها، مخلوط های ساخته شده به مدت 20 دقیقه به صورت دستی هم زده شدند. پس از هم زدن مخلوط ها، به منظور ارزیابی خواص رئولوژیکی، نمونه به مدت 5 دقیقه درون سیلندر رئومتر قرار داده شد.

بررسی عددی مخلوط میزان نفت خام در یک کانال طولانی

Numerical study of crude oil batch mixing in a long channel

چکیده

1- مقدمه

2- فرمول مدل

2-1- مدل چند لایه ناپایدار

2-2- مدل URANS

2-3- مدل LES

2-4- شرایط مرزی و عددی

3- نتایج

4- نتیجه گیری

منابع

چکیده

هدف اصلی این مقاله پیشبینی ترکیب شدن دو نفت امتزاج پذیر متفاوت در یک کانال بسیار طویل است. زمینه این مشکل به ترکیب نفت سنگین و سبک در خطوط لوله مربوط است. در گام اول، یک کانال دو بعدی با نسبت ابعادی 250 در نظر گرفته شد. بچ ترکیبی دو نفت خام امتزاج پذیر که دارای دانسیته و ویسکوزیته مختلفی هستند شبیه سازی شد. اینکار با استفاده از مدل چند لایه ناپایدار و نیز مدل RANS ناپایدار موجود در نرم افزار تجاری CFD ANSYS-Fluent انجام شد. به منظور مقایسه، مدل LES برای نسخه 3D از کانال 2D استفاده گردید. ویژگی متمایز این مقاله سیستم مختصات لاگرانژ است که از شرایط مرزی دیواره بدون لغزش استفاده می کند. مدل CFD جهانی نسبت به شرایط تحلیلی کلاسیک اعتبارسنجی شد. بر اساس اعتبار سنجی انجام شده، مطابقت عالی بدست آمد. شبیه سازی برای عدد رینولدز 6300 (که بر اساس خصوصیات نفت خام محاسبه شد) و عدد اشمیت 104 انجام شد. نتایج نشان داد، برخلاف مدل RANS ناپایدار، مدل LES و مدل چند لایه ناپایدار دینامیک ترکیب قابل مقایسه ای برای دو نفت مختلف در کانال تولید می کنند. همچنین آنالیز شبیه سازی نشان داد که برای کانالی با طول 100 متر و ارتفاع 0.4 متر، ترکیب شدن کامل دو نفت در طول کانال 100 متر اتفاق نمی افتد. در این مقاله نشان دادیم که ناحیه ترکیب شامل سه منطقه ترکیب شدن فرعی است، این مناطق فرعی با استفاده از متوسط نسبت جرمی نفت سنگین در راستای جریان شناسایی شدند. منطقه فرعی اول مربوط به منطقه انتشار جبهه اصلی طول کانال در چندین ارتفاع مختلف است. مناطق فرعی دوم و سوم، با توجه به ترکیب جریان برشی (جریان شیر) تعیین می شوند، زیرا گرداب های کلوین- هلموتز بین دو نفت در جهت محوری ایجاد شده اند. مشاهده شد که منطقه فرعی سوم در جهت محوری، شیب کسر جرمی نفت سنگین تند تری به نسبت منطقه فرعی دوم دارد، که این شیب مربوط به متوسط نسبت جرمی جریان 0.5 برای نفت سنگین می باشد.

4- نتیجه گیری

در این کار، ما از یک مدل مخلوط نفت بدون جریان ورودی با مرزهای متحرک استفاده کردیم، تا الگوی ترکیب بچ دو نفت خام امتزاج پذیر با ویسکوزیته ها و تراکم های مختلف را در یک کانال دو بعدی طولانی (100 متر) مدلسازی کنیم. رفتار اختلاط نفت خام سبک و سنگین، به صورت عددی و با توجه به عدد رینولدز 6300 و عدد اشمیتس 104 بررسی شد. شبیه سازی ها با استفاده از مدل های چندلایه ناپایدار، LES و URANS انجام شد. نتایج تمام شبیه سازی های نشان داد که حتی یک کانال طویل با طول 100 متر و ارتفاع 0.4 متر نیز برای محاسبه طول منطقه ترکیب کافی نیست. مدل URANS کوچک ترین ناحیه ترکیب در t=100 s را پیشبینی کرد، در حالی که مدل چندلایه طولانی ترین ناحیه ترکیب را نشان داد که در آن CHO بزرگتر از صفر و کوچکتر از یک است.

Abstract

The main objective of this work is to predict the mixing of two different miscible oils in a very long channel. The background to this problem relates to the mixing of heavy and light oil in a pipeline. As a first step, a 2D channel with an aspect ratio of 250 is considered. The batch-mixing of two miscible crude oils with different viscosities and densities is modeled using an unsteady laminar model and unsteady RANS model available in the commercial CFD solver ANSYSFluent. For a comparison, a LES model was used for a 3D version of the 2D channel. The distinguishing feature of this work is the Lagrangian coordinate system utilized to set no-slip wall boundary conditions. The global CFD model has been validated against classical analytical solutions. Excellent agreement has been achieved. Simulations were carried out for a Reynolds number of 6300 (calculated using light oil properties) and a Schmidt number of 104. The results show that, in contrast to the unsteady RANS model, the LES and unsteady laminar models produce comparable mixing dynamics for two oils in the channel. Analysis of simulations also shows that, for a channel length of 100 m and a height of 0.4 m, the complete mixing of two oils across the channel has not been achieved. We showed that the mixing zone consists of the three different mixing sub-zones, which have been identified using the averaged mass fraction of the heavy oil along the flow direction. The first sub-zone corresponds to the main front propagation area with a length of several heights of the channel. The second and third sub-zones are characterized by so-called shear-flow-driven mixing due to the Kelvin– Helmholtz vortices occurring between oils in the axial direction. It was observed that the third sub-zone has a steeper mass fraction gradient of the heavy oil in the axial direction in comparison with the second sub-zone, which corresponds to the flow-averaged mass fraction of 0.5 for the heavy oil.

4- Conclusions

In this work, we used a simple no-inflow model of oil mixing with moving boundaries, to model the batch-mixing of two miscible crude oils with different viscosities and densities in a long (100 m) 2D channel. The mixing behavior of the light and heavy crude oils was investigated numerically at a Reynolds number of 6300 and Schmidt number of 104. Simulations were conducted using an unsteady laminar model, URANS and LES. The results of all models showed that even a 100-m-long channel with a height of 0.4 m was not sufficient to determine a steadystate mixing zone length. The URANS model predicted the shortest mixing zone at t ¼ 100 s, while the laminar model showed the longest mixing zone corresponding to the channel length where 0<CHO<1.

تصویری از مقاله ترجمه و تایپ شده در نرم افزار ورد

بررسی عددی مخلوط میزان نفت خام در یک کانال طولانی

Numerical study of crude oil batch mixing in a long channel

استفاده از پلیمر تقویت شده با الیاف کربن (CFRP) جهت مقاوم سازی ستون RC در محیط دریایی

Utilization of CFRP for strengthening RC columns in marine environment

• برای دانلود رایگان مقاله انگلیسی با فرمت pdf بر روی عنوان انگلیسی مقاله کلیک نمایید.
• برای خرید و دانلود ترجمه فارسی آماده با فرمت ورد، روی عنوان فارسی مقاله کلیک کنید.

تصویری از مقاله ترجمه و تایپ شده در نرم افزار ورد

استفاده از پلیمر تقویت شده با الیاف کربن (CFRP) جهت مقاوم سازی ستون RC در محیط دریایی

Utilization of CFRP for strengthening RC columns in marine environment

• برای دانلود رایگان مقاله انگلیسی با فرمت pdf بر روی عنوان انگلیسی مقاله کلیک نمایید.
• برای خرید و دانلود ترجمه فارسی آماده با فرمت ورد، روی عنوان فارسی مقاله کلیک کنید.

نرخ بازده و فاکتورهای ریسک شرکت‌های بین‌المللی نفت در قراردادهای خدمات بازپرداخت ایران

On the rate of return and risk factors to international oil companies in Iran’s buy-back service contracts

چکیده

1- پیشگفتار

2- مدل و نتایج

2-1- جبران ROR واقعی و قراردادی

2-2- تجزیه و تحلیل ریسک

3- نتیجه‌گیری و پیامدهای خط‌مشی

چکیده

در این مقاله، نرخ بازده (ROR) و فاکتورهای ریسک پیش روی شرکت نفتی بین‌المللی (IOC) شل ایکسپلوریشن ، در قراردادهای خدمات بازپرداخت سروش و نوروز آن را تجزیه و تحلیل می‌کنیم. به ویژه بر اساس مدل‌های خود از جریان‌های نقدی، فاکتورهای خاص ریسک قراردادهای بازپرداخت موثر بر کاهش نرخ بازده را برای این شرکت بین‌المللی نفت مورد بررسی قرار می‌دهیم. مدل جریان‌های نقدی ما، جریان‌های نقدی قرارداد خدمات بازپرداخت را قبل از تغییر روش تعیین سقف هزینه‌ی سرمایه و پیش-تعریف قیمت نفت در این قراردادها در سال‌های 2009-2008 توسط دولت ایران شبیه‌سازی می‌کند. مدل‌های جریان‌های نقدی واقعی و قراردادی ما نشان می‌دهند که ROR واقعی شل ایکسپلوریشن بسیار کمتر از سطح قراردادی بود. علاوه‌براین کشف می‌کنیم که در میان فاکتورهای ریسک مورد نظر ما، افزایش بیش از حد هزینه‌ی سرمایه دارای بیشترین تاثیر منفی روی ROR ِ IOC است. همچنین نشان می‌دهیم که پتانسیلی برای اصلاح قراردادها وجود دارد به طوری که IOC بتواند با ROR واقعی نزدیک‌تری به ROR قراردادی مواجه شود اگرچه قرارداد با افزایش بیش از حد هزینه یا تاخیر، بدون تجاوز از ماکسیمم ROR قراردادی مورد نظر شرکت نفت ملی ایران، روبرو شود.

3- نتیجه‌گیری و پیامدهای خط‌مشی

نرخ بازده واقعی پایین شل ایکسپلوریشن نشان می‌دهد که IOC ممکن است با درجات بالایی از ریسک در یک قرارداد خدمات بازپرداخت مواجه شود. از طریق تجزیه و تحلیل دقیق خود از فاکتورهای ریسک ویژه‌ی بازپرداخت و نرخ‌های بازده، نشان می‌دهیم که هر یک از فاکتورهای ریسک مورد نظر ما دارای پتانسیل کاهش نرخ بازده IOC است. با این حال، در میان آن‌ها، افزایش بیش از حد هزینه‌ی سرمایه را به عنوان مهمترین کمک کننده به کاهش نرخ بازده IOC شناسایی می‌کنیم. یافته‌ی (ذکر شده) در مورد اثرات هزینه‌ی سرمایه، حداقل به دو دلیل، مهم است. دلیل اول این است که برای بار اول و در مقایسه با تحقیقات موجود در مورد توجه قراردادهای خدمات بازپرداخت به تاخیر و قیمت نفت، این یافته، مساله‌ی هزینه‌ی سرمایه را در مرکز بحث مربوط به این قراردادها قرار می‌دهد. این یافته برای تجزیه و تحلیل‌های آینده در زمینه‌ی قراردادهای خدمات بازپرداخت و برای شناخت بهتر تغییرات رفتاری و تصمیمات IOCs و NIOC، مهم است. به ویژه، تصمیم اخیر NIOC برای داشتن یک سیاست باز هزینه‌ی سرمایه، نمونه‌ای از چنین تغییر رفتاری است. از طریق این سیاست جدید، IOC می‌تواند تصمیم خود در مورد سقف نهایی هزینه‌ی سرمایه را به دو سال پس از آغاز پروژه موکول کند. بدین ترتیب، NIOC قادر خواهد بود احتمال افزایش بیش از حد هزینه‌ی سرمایه را به حداقل برساند و می‌تواند از کاهش ROR جلوگیری کند. به عبارت دیگر، این سیاست در نهایت باید میزان ریسک پیش روی IOCs را در قراردادهای جدید خدمات بازپرداخت کاهش دهد. این مثال همچنین یافته‌های ما در مورد هزینه‌ی سرمایه را به خوبی توضیح می‌دهد و دقت تجزیه و تحلیل‌های ما از نرخ بازده و حساسیت ریسک را تایید می‌کند.

Abstract

We analyze the rate of return (ROR) and risk factors faced by Shell Exploration, an international oil company (IOC), in its Soroosh and Nowrooz buy-back service contract in Iran. In particular, based on our models of cash flow, we analyze the buy-back contract specific risk factors that can contribute to a reduction in the rate of return for the international oil company. Our cash flow models resemble the cash flow of buy-back service contracts before the Iranian government changed the way it determined the capital cost ceiling and pre-defined the oil price in these contracts in 2008–2009. Our actual and contractual cash flow models reveal that Shell Exploration’s actual ROR was much lower than the contractual level. Furthermore, we find that among the risk factors that we considered, a capital cost overrun has the greatest negative effect on the IOC’s ROR. Moreover, we show that there is a potential for modifying the contracts in order for the IOC to face an actual ROR closer to the contractual ROR even if the contract faces cost overrun or delay, without exceeding the maximum contractual ROR that the National Iranian Oil Company is willing to give.

3- Conclusion and policy implications

Shell Exploration’s low actual rate of return suggests that the IOC in a buy-back service contract may face high degrees of risk. Through our detailed analysis of buy-back specific risk factors and rates of return, we show that each of the risk factors we considered has the potential of reducing the IOC’s rate of return. However, among them, we identify capital cost overrun as the most important contributor in reducing the IOC’s rate of return. The finding on capital cost effects is significant for at least two reasons. The first reason is that for the first time and in contrast to the existing literature on buy-back service contracts’ attention on the delay and the oil price, this finding brings the capital cost issue into the center of discussion regarding these contracts. This finding is important for future analyses of buy-back service contracts and for a better understanding of the behavioral changes and decisions of the IOCs and the NIOC. In particular, the NIOC’s recent decision to have an open capital cost policy is an example of such a behavioral change. Through this new policy, the IOC19 is allowed to postpone its decision on the final capital cost ceiling up to two years after the start of the project.20 This way, the NIOC would be able to minimize the chances of a capital cost overrun, and it could keep the ROR from decreasing. In other words, this policy eventually should reduce the degree of risk faced by IOCs in new buy-back service contracts. This example also explains well our findings on capital cost, and it confirms the accuracy of our rate of return and risk sensitivity analyses.

تصویری از مقاله ترجمه و تایپ شده در نرم افزار ورد

نرخ بازده و فاکتورهای ریسک شرکت‌های بین‌المللی نفت در قراردادهای خدمات بازپرداخت ایران

On the rate of return and risk factors to international oil companies in Iran’s buy-back service contracts

نفت خام و بازارهای سهام: روابط علی در دنباله ها؟

Crude oil and stock markets: Causal relationships in tails?

چکیده

1 . مقدمه

2. مرور مقالات پیشین

3 . داده ها و آزمون های اولیه

4 . تجزیه و تحلیل تجربی

4 . 1 آزمون غیر-علی در میانگین گیری

4 . 2 آزمون غیر علیت در چارک ها

4 . 3 خلاصه ای از نتایج تجربی

5. نتیجه گیری

چکیده

این مقاله روابط علی بین WTI و درآمد نفت خام دوبی و درآمد پنج شاخص بورس (S&P 500 ، نیکی(Nikkei) ، هانگ سنگ(Hang Seng)، شانگهای(Shanghai) و کاسپی(KOSPI) ) را در چارچوب علیت چارک با استفاده از داده های روزانه برای یک دوره از 1/ ژانویه/1996 ، تا 12/ اکتبر/ 2012 بررسی می کند. آزمون علیت چارک برای درک جامع روابط علی بین دو درآمد، آزمونی موثر است. این آزمون چند نتیجه مهم را آشکار می کند. اولا، اگرچه درآمدهای WTI وابستگی نزدیکی با کشورهای آسیایی ندارد، اما برخی از بازارهای مالی مانند نیکی و هانگ سنگ، علیت گرنجری درآمد WTI هستند. دوما، اهمیت علیت از یک بازار به دیگر بازارها تنها از سطوح بالاتر و پایین تر چارک ها غیر از حالت علیت از درآمد های نیکی به WTI بدست می آید. سوما، همه ی درآمد شاخص بورس علیت گرنجری درآمد نفت خام دوبی هستند که تقریبا بیشتر از همه سطوح چارک به جزء برای درآمد شانگهای است. چهارما، درآمد نفت خام دوبی علیت گرنجری درآمد شاخص بورس آسیا به جزء برای درآمد S&P500 می باشد. در نهایت، نتایج علیت نامتقارن از درآمد نفت خام دوبی به درآمد شانگهای و درآمد کاسپی به درآمد نفت خام دوبی را نشان می دهد.

1 . مقدمه

نفت خام یک منبع حیاتی انرژی برای جهان است و همچنین نقش مهمی برای دهه های آینده ایفا می کند، اگرچه پیشرفته هایی برای پیدا کردن منابع جایگزین انرژی شده است. از آنجا که نفت خام ورودی اصلی برای تولید محصولات است، روشن است که قیمت آن تاثیر مستقیم یا غیرمستقیم قابل توجه ای در اقتصاد دارد. برای مثال، افزایش قیمت نفت می تواند بطور مستقیمی باعث افزایش هزینه سوخت خودروها شود. علاوه براین، این افزایش قیمت می تواند سود شرکت هایی که وابسته به نفت هستند را کاهش دهد، در نتیجه بر قیمت سهام تاثیر می گذارد زیرا هزینه های تولید افزایش می یابد. بنابراین، باید به تعیین اینکه آیا این استدلال تجربی در دنیای واقعی هم امکان پذیر است پرداخته شود. 

5. نتیجه گیری

این مقاله به بررسی رابطه علی بین نفت خام و بازارهای بورس از منظر علیت چارک پرداخته است. نتایج آزمون علیت چارک نشان می دهد که رابطه علی معنی داری بین درآمدهای WTI و سهام از فواصل چارک های انتهایی بدست می آید. نتایج حاکی از آن است که، زمانی که بازار مالی با شرایط شدید مواجه می شود، این احتمال وجود دارد که توسط بازارهای دیگر تحت تاثیر قرار گیرد. این نشان می دهد که در بازارهای نفت زمانی که بازارهای بورس تحت شرایط شدید هستند سرمایه گذاران باید با احتیاط قدم بردارند. علاوه براین، شرکت های وابسته به نفت باید در برابر خطرات ناشی از نوسانات قیمت نفت در بازار گاوی یا خرسی ایمن شوند. در نهایت، دولت باید تدابیر مناسبی برای به حداقل رساندن خطرات سیستماتیک در سیستم سهام نفت تحت شرایط شدید ایجاد کند.

Abstract

This paper considers the causal relationships between WTI and Dubai crude oil returns and five stock index returns (S&P 500, Nikkei, Hang Seng, Shanghai, and KOSPI) within the quantile causality framework by using daily data for a period from January 1, 1996, to October 12, 2012. The quantile causality test is useful for a comprehensive understanding of the causal relationship between two returns. The test reveals several noteworthy results. First, although WTI returns are not closely related to Asian countries, some financial markets such as Nikkei and Hang Seng Granger-cause WTI returns. Second, the significance of causality from one market to another derives only from lower and upper levels of quantiles except for the case of causality from Nikkei to WTI returns. Third, all stock index returns Granger-cause Dubai crude oil returns over almost all quantile levels except for Shanghai returns. Fourth, Dubai crude oil returns Granger-cause all Asian stock index returns except for S&P 500 returns. Finally, the results indicate asymmetric causality from Dubai crude oil returns to Shanghai returns and KOSPI returns to Dubai crude oil returns.

1. Introduction

Crude oil is a vital source of energy for the world and continuesto play a prominent role for many decades to come, although some progress has already been made in finding alternative energy sources. Because crude oil is the main input for producing products, it is clear that its price has considerable direct or indirect influence on the economy. For example, an increase in oil prices can directly affect consumers by raising fuel costs for vehicles. In addition, this increase can reduce the profitability of firms highly dependent on oil, thereby influencing their stock prices because the increase raises production costs. Therefore, it is important to determine whether this argument holds empirically in the real world.

5. Concluding remarks

This paper investigates the causal relationship between crude oil and stock markets from the perspective of quantile causality. The results of the quantile causality test indicate that the significant causal relationship between WTI and stock returns derives from tail quantile intervals. The results imply that when one financial market faces extreme conditions, it is likely to be affected by another market. This suggests that investors should be cautious about information from oil markets when stock markets are under extreme conditions. In addition, oil-dependent firms should hedge against risks from oil price fluctuations in a bear or bull market. Finally, governments should develop appropriate policy measures to minimize systemic risk in the oil stock system under extreme conditions.

تصویری از مقاله ترجمه و تایپ شده در نرم افزار ورد

نفت خام و بازارهای سهام: روابط علی در دنباله ها؟

Crude oil and stock markets: Causal relationships in tails?

اندازه گیری منحنی عملکرد آسفالتین در یک پلتفرم میکروسیالی

Asphaltenes yield curve measurements on a microfluidic platform

چکیده

مقدمه

روش‌ها و مواد

مجموعه نمونه

تراشه‌های میکروسیالی

سیستم کامل

روش

نتایج و بحث

به دست آوردن منحنی عملکرد از داده‌های خام

مقایسه روش‌های سنتی و میکروسیالی

مجموعه داده‌های عملکرد نمونه

اثر رقت بی‌نهایت

جمع‌بندی

در این مقاله، یک دستگاه و روش میکروسیالی برای اندازه‌گیری عملکرد آسفالتین روی نمونه‌های نفت خام توصیف می‌شود. اندازه‌گیری‌های طیف‌سنجی نوری با یک پلتفرم میکروسیالی نگهداری سیال ترکیب شده است تا یک دستگاه میکروسیالی خودکار برای اندازه‌گیری عملکرد آسفالتین ایجاد شود. اندازه‌گیری‌های میکروسیالی همخوانی خوبی با اندازه‌گیری‌های شیمیایی مرطوب متعارف و نیز مدل‌های موجود نشان می‌دهند. جذب اولیه نفت اندازه‌گیری می‌شود و آسفالتین با افزودن تدریجی n-آلکان از نفت حذف می‌گردد که منجر به لخته‌سازی  و فیلتراسیون متعاقب می‌شود. سپس، جذب نفت فاقد آسفالتین (مالتن ) اندازه‌گیری می‌شود و مقدار آسفالتین اولیه توسط تغییر در مقدار جذب تعیین می‌گردد. انحلال‌پذیری آسفالتین با تغییر نسبت تیترکننده -به-نفت (یعنی n-هپتان به نفت) موردبررسی قرار می‌گیرد، که بسته به نسبت انتخابی، منجر به عدم رسوب، جزئی، یا رسوب کامل آسفالتین می‌شود. جذب تراویده  اندازه‌گیری می‌شود و به حداکثر مقدار برای تعیین کسر رسوب در هر نسبت نرمال می‌شود. معمولاً منحنی عملکرد شامل 20 مورد از چنین نسبت‌هایی است که به هفته‌ها تا ماه‌ها وقت نیاز دارد، و بیش از 6 لیتر حلال و بیش از 100 گرم نمونه نفت خام مصرف می‌کند. با استفاده از رویکرد میکروسیالی شرح داده شده در اینجا، همین اندازه‌گیری را می‌توان در یک روز با 0.5 لیتر حلال و 10 گرم نمونه نفت خام انجام داد. کاهش قابل‌توجه زمان و مواد مصرفی باعث می‌شود که تکرار اندازه‌گیری عملکرد آسفالتین تا حد زیادی افزایش یابد و اثرات زیست‌محیطی آن به‌طور قابل‌توجهی کاهش پیدا کند.

مقدمه

رسوب آسفالتین مانع اصلی تولید، حمل‌ونقل و فرآوری سیالات مخزن است. رسوب غیرمنتظره و بالقوه آسفالتین می‌تواند باعث آسیب رساندن به مخازن، انسداد چاه و خطوط جریان، و همچنین مسائل مربوط به جرم‌گرفتگی و چالش‌های فرآوری برای تأسیسات سطحی شود [1]. بااین‌حال، مکانیزم‌های اثر تجمع و رسوب به طور کامل ثابت نشده است [1،2] و تنها چند مدل پیش‌بینی در دسترس است [3]. آسفالتین یک مؤلفه جزئی از نفت خام است که انحلال ضعیفی در n-آلکان‌ها (به عنوان مثال n-هپتان) و انحلال بالایی در حلال‌های آروماتیک (به عنوان مثال تولوئن) دارد [4]. آسفالتین به علت تغییر در ماتریس حلالیت ناشی از تغییر فشار، دما یا ترکیب نفت رسوب می‌کند [5-8]. به عنوان مثال، ترکیب دو نفت ناسازگار ممکن است باعث ایجاد تغییر در ترکیب شود؛ هرچند هر دو نمونه دارای کسرهای مستقل از آسفالتین باشند و در حالت‌های دیگر در محلول پایدار باقی بمانند [9-10]. اطمینان از جریان بهینه نیازمند مطالعات مشخصه یابی دقیق سیال و رفتار فاز آسفالتین برای هر نمونه خام است. اندازه‌گیری‌های کمی که میزان رسوب آسفالتین را در پاسخ به اختلالات مختلف توضیح می‌دهند، به درک رفتار عمومی این انبوهه‌های گوناگون کمک می‌کنند و منجر به کاهش یا جلوگیری از روش‌های جبران پرهزینه برای حذف مواد مشکل‌زا می‌شوند.

جمع‌بندی

در این مطالعه، ما یک دستگاه میکروسیالی برای به دست آوردن منحنی عملکرد برای یک نمونه از نفت خام را معرفی کردیم. این سیستم بر اساس یک روش برای اندازه‌گیری آسفالتین با استفاده از طیف‌سنجی نوری همراه با یک پلت فرم سیال میکروسیالی ساخته شده است. برای ساخت هر منحنی عملکرد، ده‌ها اندازه‌گیری حلالیت آسفالتین در هپتان در یک روز، به‌جای چندین هفته یا ماه همانند روش‌های سنتی، تکمیل می‌شود. سیستم میکروسیالی همچنین ضایعات، نفت و حلال10 برابر کمتری را تولید می‌کند، و برای مطالعات فشرده، سیستم را قابل‌حمل و ارزان‌تر می‌کند. ما نشان دادیم که شروع و حداکثر رسوب را می‌توان از داده‌ها تعیین کرد و مدل‌های راه‌حل منظم را می‌توان برای مدل‌سازی مناسب داده‌ها تنظیم کرد. به طور کلی، چنین سیستم‌های میکروسیالی، اندازه‌گیری‌های سریع، دقیق، قابل تکرار و مقرون به صرفه‌ای را برای تنظیم فرایندها و مدل‌های نفتی امکان‌پذیر می‌سازند.

We describe a microfluidic apparatus and method for performing asphaltene yield measurements on crude oil samples. Optical spectroscopy measurements are combined with a microfluidic fluid handling platform to create an automated microfluidic apparatus to measure the asphaltene yield. The microfluidic measurements show good agreement with conventional wet chemistry measurements as well as available models. The initial absorbance of the oil is measured, and asphaltenes are removed from the oil by the gradual addition of n-alkane, which leads to flocculation and subsequent filtration. The absorbance of the de-asphalted oil (maltenes) is then measured and the initial asphaltene content is determined by the change in absorbance. The solubility of asphaltene is evaluated by varying the titrant-to-oil ratio (e.g., n-heptane– oil), which induces no, partial, or full precipitation of asphaltenes depending on the chosen ratio. The absorbance of the filtrate is measured and normalized to the maximum content to determine the fractional precipitation at each ratio. Traditionally, a yield curve comprised of 20 such ratios would require weeks to months to generate, while consuming over 6 L of solvent and more than 100 g of crude oil sample. Using the microfluidic approach described here, the same measurement can be performed in 1 day, with 0.5 L of solvent and 10 g of crude oil sample. The substantial reduction in time and consumables will enable more frequent asphaltene yield measurements and reduce its environmental impact significantly.

Introduction

Asphaltene precipitation and deposition is a major impediment in production, transportation and processing of reservoir fluids. Unexpected precipitation and the subsequent potential for deposition of asphaltenes can cause reservoir impairment, plugging of wells and flowlines, as well as fouling issues and processing challenges for surface facilities.1 However, the mechanisms of agglomeration and deposition are not fully proven,1,2 with only a few available predictive models.3 Asphaltenes are a sub-component of crude oil that are conventionally defined as being poorly soluble in n-alkanes (e.g. n-heptane), and highly soluble in aromatic solvents (e.g. toluene).4 Asphaltenes precipitate due to a shift in solubility matrix caused by a change in pressure, temperature, or composition of the oil.5–8 For example, simply combining two incompatible oils may initiate precipitation through a change in composition; even though, both stand-alone samples have asphaltene fractions that otherwise remain stable in solution.9,10 Optimal flow assurance requires frequent and accurate fluid characterization and asphaltene phase behavior studies for each crude sample. Quantitative measurements that describe the degree of asphaltene precipitation in response to varying perturbations aid in understanding the general behavior of these diverse aggregates and help mitigate or prevent costly remedial techniques to remove the problematic material.

Conclusions

In this study, we have introduced a microfluidic apparatus for rapidly obtaining the yield curve for a sample of crude oil. The system is built upon a technique for measuring asphaltenes using optical spectroscopy combined with a microfluidic fluid handling platform. To build each yield curve, tens of asphaltene solubility measurements in heptane are completed in one day instead of the several weeks to months required by conventional approaches. The microfluidic system also produced 10-fold less waste, oil and solvent, making the system portable and more cost-effective for such resource intensive studies. We have shown that the precipitation onset and maximum precipitation can be determined from the data and that regular solution models can be tuned to model the data reasonably well. Generally, such microfluidic systems will enable fast, accurate, repeatable and cost-effective solubility measurements for tuning petroleum processes and models.

تصویری از مقاله ترجمه و تایپ شده در نرم افزار ورد

اندازه گیری منحنی عملکرد آسفالتین در یک پلتفرم میکروسیالی

Asphaltenes yield curve measurements on a microfluidic platform

عملکرد پلی آکریل آمید به عنوان پلیمر کاهنده نیروی درگ جریان نفت خام

Performance of polyacrylamide as drag reduction polymer of crude petroleum flow

چکیده

1- مقدمه

2- آزمایش تجربی

2-1 مایعات

2-2 عوامل کاهندگی نیروی درگ

2-3 توصیف سیستم حلقه‌ی گردش جریان

2-4 روش تجربی

3- نتایج و بحث

3-1 محاسبات نتایج

3-2 اثر غلظت پلیمر

3-3 اثر قطر لوله

3-4 اثر نرخ جریان

3-5 اثر اصطکاک

4- نتیجه‌گیری

چکیده

در این پژوهش، تأثیر پلی‌آکریل‌آمید (PAM) به‌عنوان یک پلیمر کاهنده‌ی نیروی درگ بر روی جریان نفت خام عراق در خطوط لوله مورد بررسی قرار گرفته است. متغیرهای این مطالعه شامل بررسی اثر غلظت افزودنی، قطر لوله، نرخ جریان محلول و وجود زانویی شعاعی بر درصد کاهندگی نیروی درگ (%Dr) و میزان افزایش جریان (%FI) می‌باشد. در حالتی‌که پلیمر PAM حاوی غلظت50 پی‌پی‌ام باشد و در لوله‌ی یک‌بعدی مستقیم به‌طول 0508/0 متر جریان داشته باشد، حداکثر کاهندگی نیروی درگ برابر با 64/40% به‌دست می‌آید. به‌منظور کاهش تعداد متغیرها از آنالیز ابعادی برای دسته‌بندی مقادیر قابل توجه در یک گروه بدون‌بعد استفاده شده است. نتایج نشان داده است که بین مقادیر درصد کاهندگی نیروی درگ به‌دست آمده و مقادیر پیش‌بینی شده که حاوی مقدار ضریب همبستگی بالاتری است، نزدیکی قابل‌قبولی وجود دارد.

3-4 اثر نرخ جریان

شکل 4 اثر سرعت محلول (v) بر روی درصد کاهندگی نیروی درگ (%Dr) با توجه به ترم‌های نرخ جریان حجمی را نشان می‌دهد. نتایج نشان می‌دهد که درصد کاهندگی نیروی درگ با افزایش سرعت سیال بیشتر می‌شود. افزایش سرعت سیال به معنی افزایش میزان آشفتگی درون لوله می‌باشد، این مسئله دلیل بهتری را برای کاهش کاهندگی نیروی درگ فراهم می‌کند تا بیشتر موثر باشد. وجود رابطه بین درجه‌ی آشفتگی که به‌وسیله‌ی سرعت محلول و اثربخشی افزودنی کنترل می‌شود، می‌تواند دلیل افزایش %Dr با سرعت سیال را توضیح دهد. این نتایج توسط نام- جین کیم ]9[ نیز حاصل شده که کاهندگی نیروی درگ در عدد رینولدز بزرگتر، زیادتر می‌باشد.

Abstract

The influence of polyacrylamide (PAM) as drag reducing polymer on flow of Iraqi crude oil in pipe lines was investigated in the present work. The effect additive concentration, pipe diameter, solution flow rate and the presence of radius elbows on the percentage of drag reduction (%Dr) and the amount of flow increases (%FI) were the variables of study. Maximum drag reduction was 40.64% which was obtained with 50 ppm of PAM polymer flowing in straight pipes of 0.0508 m I.D. The dimensional analysis was used for grouping the significant quantities into dimensionless group to reduce the number of variables. The results showed good agreement between the observed drag reduction percent values and the predicted ones with high value of correlation coefficient.

3-4- Effect of flow rate

Fig. 4 shows the effect of solution velocity (m) on the percentage drag reduction (%Dr) in terms of volumetric flow rate. The results show that, the drag reduction percentage increases with increasing fluid velocity. Increasing the fluid velocity means increasing the degree of turbulence inside the pipe, this will provide a better media to the drag reducer to be more effective. The behavior of increasing %Dr with velocity of fluid may be explained due to relation between degree of turbulence controlled by the solution velocity and the additive effectiveness. The same results obtained by Nam-Jin Kim et al. [9], the drag reduction were larger at high Reynolds number.

تصویری از مقاله ترجمه و تایپ شده در نرم افزار ورد

عملکرد پلی آکریل آمید به عنوان پلیمر کاهنده نیروی درگ جریان نفت خام

Performance of polyacrylamide as drag reduction polymer of crude petroleum flow

تصفیه آب در امولسیون های سنگین نفت خام توسط مایعات امولسیونی ابتکاری

Treatment of Water in Heavy Crude Oil Emulsions with Innovative Microemulsion Fluids

چکیده

مشکلات امولسیون در نفت خام سنگین

مبانی امولسیون‌ها

تعریف و مشخصه‌های امولسیون‌ها

فرمولی کردن بهینه و شکستن امولسیون

عملیات میکروامولسیون

آزمایش‌ها و نتایج آزمایشگاهی

تعیین ویژگی نمونه

تعیین ویژگی با میکروسکوپ

ارزیابی ویسکوزیته

فرمولاسیون مایع میکروامولسیون

تست بطری پایداری

تست بطری زدایندگی

کشش بین سطحی دینامیک (IFT)

تمیز کردن توده‌ی لجنی فیلتر

نتیجه گیری

چکیده

تشکیلِ در محل امولسیون‌‌های آبی در نفت خام یکی از مشکلات حادی است که طی مرحله‌ی تولید چاه های نفتی بروز پیدا میکند. این امولسیون‌ها ویسکوزهایی  از نفت خام بوجود می‌آورند که از ویسکوزهای نفت خام طبیعی (بومی)،ویسکوزیته‌ی بیشتری دارند. میدانیم که این مشکلات در نفت خام سنگین و فوق سنگین امری رایج‌اند، زیرا این نفت ها حاوی مقادیر زیادی از کربوکسیلات ها و نفتنات ها میباشند که مولکولهایی قطبی بوده و پایدار کننده‌ی بسیار مناسبی برای امولسیون های آبی در نفت خام هستند.

این امولسیون‌ها در مخازن نفتی و نواحی نزدیک سوراخ چاه تشکیل میشوند. با این وجود ممکن است هنگامیکه نفت خام به سمت سطح تولید میشود، در گستره‌ای از مکان های پایین دست نظیر آلونک سرچاه ، خطوط لوله، برج‌های جداسازی و حتی پالایشگاه نیز بوجود آیند. مشخصه‌های تعیین کننده‌ی اصلی تشکیل این امولسیون‌ها، نسبت نفت خام به آب تولید شده، مشخصات و ساختار نفت خام و آب همزاد ، و برخی مشخصات مخزن، نظیر دما را شامل میشوند. برای جلوگیری از تشکیل امولسیون ها از تعلیق شکن  استفاده شده که معمولا مثمر ثمر واقع میشود. درشرایطی که شیمی تعلیق شکن نتواند انحنای سطح مشترک نفت/آب را تغییر دهد، مشکل امولسیون سازی همچنان باقی مانده و عواقبی نظیر از دست دادن محصولات، قطرات با فشار بالا در خطوط جریان و افزایش هزینه‌‌های اجرایی را در بر خواهد داشت.

یک راه حل برای برطرف کردن مشکل این امولسیون‌ها، استفاده از فناوری مایعات میکروامولسیون است. مایعات میکروامولسیون معمولا کشش بین سطحی (بین فازی) نفت/آب بسیار کمی داشته و میتوانند انحنای سطح مشترک امولسیون را تغییر داده، بهم‌آمیختگی  (ادغام) بوجود آورده و تا زمانی‌که امولسیون درون آب و نفت خام جدا شود، موجب افزایش اندازه‌ی قطرات آب شوند.

این مقاله استفاده از مایعات میکروامولسیون، بعنوان راه حلی برای نمونه‌های نفت خام سنگین بدست آمده از میدان های نفتی را مورد بررسی قرار میدهد. این شامل بررسی مشخصه‌های نفت خام، کشش بین سطحی، ارزیابی های میکروسکوپی، تست های انطباق پذیری مایعات و قرار دادن امولسیون در سل تصفیه سازی HPHT میباشد. 

نتیجه گیری

1. عملیات میکروامولسیون کشش بین سطحی را کاهش داد، بنابراین نیروهای مویینگی کاهش یافت و امولسیون نفت در آب شکسته شد و همین امر منجربه تحرک و جابجایی بهتر نفت خام شد.

2. یک میکروامولسیون تک فاز، با استفاده از ترکیب حلال غیر آروماتیک بعنوان فاز نفتی، با موفقیت روی نفت خام امولسیون شده تاثیر گذاشته و کشش بین سطحی فوق پایین و حل پذیری بالایی را از خود نشان میدهد.

3. میتوان با درک عمیق از فناوری میکروامولسیون و سورفاکتانت، به صورت سیستماتیک، محلولی وابسته به شرایط چاه و ویژگی‌های نفت خام را طراحی کرد.

4. اندازه گیری‌های ویسکوزیته و تکنیک‌های میکروسکوپی برای تایید امولسیون آب در نفت استفاده شدند

5. ترکیب حلال‌های غیر آروماتیک به هر نسبتی با نفت کالیفرنیا قابل امتزاج بود و به طرز موثری ویسکوزیته‌ی ظاهری آن را کاهش داد.

6. غلظت نمک پایین و تکمیل فرآیند پالایش، امولسیون آبی متراکمی را درون نفت خام کالیفرنیا باعث شدند. 

Abstract

In-situ formation of water-in-oil emulsions in crude oil is one of the severe problems encountered during the production phase of oil wells. These in-situ emulsions produce crude oil viscosities that are much higher than the viscosities of native crude oil. It is well known that these problems are frequently found in heavy and extra-heavy crude oils, because these oils have significant amounts of carboxylates and naphthenates, which are polar molecules that are excellent stabilizers of water-in-crude oil emulsions.

These in-situ emulsions form in the reservoir and in the near-wellbore regions. However, when the crude oil is produced to surface, they may also develop at various downstream locations such as at wellheads, pipelines, separation plants, and even at the refinery before processing. The major factors that determine the formation of in-situ emulsions are the crude oil/produced water ratio, properties and composition of the crude oil and connate water, and some reservoir properties such as temperature.

Demulsifiers are traditionally used to prevent the formation of in-situ emulsions. These treatments are generally effective. In situations where the demulsifier chemistry cannot change the curvature of the oil/water interface, the emulsification problem persists, with inherent consequences such as loss of production, high-pressure drops in flow lines and increased operational costs.

A solution to treat these troublesome emulsions is to use microemulsion fluids technology. Microemulsion fluids typically have very low oil/water interfacial tension and can alter the interfacial curvature of the emulsion, producing coalescence and increasing water droplet size until the emulsion separates into water and crude oil.

This paper discusses the evaluation of microemulsion fluids as a treatment for emulsified heavy crude oil samples from oil fields. The evaluation includes crude oil characterization, interfacial tension, microscopy evaluation, fluids compatibility tests and treatment of the emulsion in an HPHT filtration cell.

تصویری از مقاله ترجمه و تایپ شده در نرم افزار ورد

تصفیه آب در امولسیون های سنگین نفت خام توسط مایعات امولسیونی ابتکاری

Treatment of Water in Heavy Crude Oil Emulsions with Innovative Microemulsion Fluids

بررسی تجربی کاهش پسا توسط یک افزودنی پلیمری در جریان دو فاز اسلاگ نفت خام و هوا در لوله های افقی

Experimental study of drag reduction by a polymeric additive in slug two-phase flow of crude oil and air in horizontal pipes

چکیده

1- مقدمه

2- تعریف کاهنده‌های نیروی درگ

3- عوامل کاهنده‌ی نیروی درگ

4- روش تجربی

5- نتایج و بحث

چکیده

در این مطالعه اثر حضور یک عامل کاهنده‌ی نیروی درگ (DRA) بر افت فشار در لوله‌های افقی کنونی که دارای جریان اسلاگ دوفازی هوا و نفت خام هستند، بررسی شده است. یک مجموعه‌ی آزمایشی نصب شده است که شامل: یک لوله‌ی صاف از پلی‌کربنات به طول 3/10 متر و قطر 54/2 سانتیمتر، یک لوله‌ی خمیده از آهن گالوانیزه به طول 8/8 متر و قطر خارجی 54/2 سانتی‌متر و قطر داخلی 27/1 سانتیمتر، می‌باشد؛ DRA استفاده شده یک پولی‌آلفا‌اولفین (پولی‌ایزوبوتیلن) است. درصد کاهندگی نیروی درگ (%DR) با استفاده از داده‌های تجربی بدست آمده در حضور DRA محاسبه می‌شود. نتایج نشان می‌دهد که اضافه کردن DRA می‌تواند تا برخی از دوزهای DRA موثر باشد و پس از آن افت فشار ثابت نگه داشته می‌شود. یک %DR حدود 40 برای برخی شرایط آزمایشگاهی به‌دست می‌آید.

5- نتایج و بحث

در شکل‌های 3 تا 5 درصد کاهنده‌های نیروی درگ در مقایسه با غلظت پلیمر در لوله‌های مختلف برای رژیم جریان اسلاگ رسم شده است. مشاهده می‌شود که با اضافه کردن یک غلظت کم پلیمر، می‌توان یک افت فشار کاهش یافته در واحد طول در شرایط مشابه جریان پیدا کرد. همچنین درصد کاهندگی نیروی درگ با افزایش غلظت پلیمر زیاد می‌شود، اما یک غلظت بحرانی بالاتر از آن که بیشتر وجود ندارد، می‌تواند به‌دست آید. لازم به ذکر است که یک مقدار بهینه‌ی پولی‌ایزوبوتیلن در نفت خام با غلظت 18 پی‌پی‌ام به‌دست می‌آید که مستقل از نوع یا قطر لوله برای این سیستم است. در شکل 6 درصد کاهندگی نیروی درگ در مقایسه با غلظت پلیمر برای لوله‌های صاف و خمیده‌ی یک اینچی در همان شرایط جریان نشان داده شده است. مشاهده شده است که در لوله‌های خمیده کاهندگی نیروی درگ بیش از لوله‌های صاف است. دلیل این پدیده این است که DRAهای استفاده شده تنها در جریان متلاطم موثرند و اثرات آنها به واسطه‌ی درجه‌ی آشفتگی افزایش می‌یابد. از این‌رو که زبری لوله باعث افزایش آشفتگی جریان می‌شود، کاهندگی نیروی درگ در این مورد بیشتر است.

Abstract

In this study the effect of the presence of a drag reducing agent (DRA) on the pressure drop in cocurrent horizontal pipes carrying slug twophase flow of air and crude oil is investigated. An experimental set-up is erected. The test section of the experimental set-up is consisted of: a smooth pipe of polycarbonate with 10.3 m long and 2.54 cm ID, a rough pipe of galvanized iron with 8.8 m long and 2.54 cm ID and a rough pipe of galvanized iron with 8.8 m long and 1.27 cm ID. The employing DRA is a Polyalpha-olefin (Polyisobutylene). The percent drag reduction (%DR) is calculated using the obtained experimental data, in presence of the DRA. The results show that addition of DRA could be effective up to some doses of DRA after which the pressure drop is kept constant. A %DR of about 40 is obtained for some experimental conditions.

5- Results and discussion

In Figs. 3–5 the percent drag reduction is plotted versus polymer concentration in different pipes for slug flow regime. It is observed that, by adding of a low concentration of the polymer, one can find a reduced pressure drop per unit length at the same flow conditions. Also the percent of drag reduction increases with increasing of the polymer concentration, but there is a critical concentration above which no more reduction can be obtained. It should be mentioned that, the optimum concentration of polyisobutylene in crude oil is 18 ppm, independent of the type or diameter of the pipe for this system. In Fig. 6 the percent drag reduction is plotted versus polymer concentration for 1 smooth and rough pipes at the same flow conditions. It is observed that in rough pipe the drag reduction is more than smooth pipe. The reason for this phenomenon is that as it is known the DRAs are effective only in turbulent flow and their effects are enhanced by the degree of turbulency. So since the roughness of the pipe increases the turbulency of the flow, the drag reduction is more pronounced for this case.

تصویری از مقاله ترجمه و تایپ شده در نرم افزار ورد

بررسی تجربی کاهش پسا توسط یک افزودنی پلیمری در جریان دو فاز اسلاگ نفت خام و هوا در لوله های افقی

Experimental study of drag reduction by a polymeric additive in slug two-phase flow of crude oil and air in horizontal pipes