پایان نامه با کلید واژه های نفت و گاز

بازدارندههای خوردگی وجود دارد.
روش ناپیوسته
روش پیوسته
روش Squeeze
روش ناپیوسته
روش ناپیوسته در مخازن گازی به دو صورت انجام میگیرد:
روش Short Batch: در این روش مواد بازدارنده خوردگی در یک حلال مناسب (آلی یا آبی) حل و با شدت مشخص به داخل لوله مغزی پمپ میشود. محلول بازدارنده در بالای لوله مغزی یک پیستون تشکیل میدهد.
روش Full Tubing Displacement: در این روش چاه بسته میشود و محلول بازدارنده رقیق شده با حلال مناسب تزریق میگردد و معمولا به همراه سیال مناسبی مثل گازوئیل یا گاز نیتروژن جابهجا میشود و به طرف پایین میرود. پایین رفتن ستونی محلول باعث آغشته شدن کل سطح میشود. این روش نسبت به روش قبل کم هزینهتر است.
روش پیوسته
مهمترین عامل در تعیین و انتخاب روش تزریق نوع تکمیل چاه میباشد. در زیر به چند نوع تکمیل چاه اشاره میشود.
Dual Completion: در این نوع تکمیل، دو لوله مغزی به صورت موازی یا متحدالمرکز در چاه رانده میشود که لوله با قطر کمتر به منظور تزریق بازدارنده خوردگی استفاده میشود. سرعت تزریق ماده به گونهای درنظر گرفته میشود که از بازگشت محلول بازدارنده به سمت بالا جلوگیری شود.
Tubing Capillary or Small Bore: در نوع تکمیل چاه یک لوله با قطر کم به موازات لوله مغزی در فضای بین لوله مغزی و دیواره رانده میشود که تزریق بازدارنده از این مسیر انجام میگیرد.
Side Pocket Mandrel Valve: در این نوع تکمیل فضای بین لوله مغزی و دیواره که annulus نامیده میشود، از بازدارنده پر میشود درحالتی که فشار بر روی ستون مایع از فشار لوله مغزی بیشتر شود بازدارنده به داخل لوله مغزی تزریق میگردد. از معایب این روش طولانی بودن زمان ماند بازدارنده در فضای بین دیواره و لوله مغزی میباشد.
Low Cost Completion: در این نوع تکمیل فضای بین دیواره و لوله مغزی توسط پمپ سر چاه از بازدارنده پر میشود و از طریق سوراخهای روی لوله مغزی که کمی بالاتر از Packer وجود دارد، محلول به داخل لوله مغزی تزریق میگردد. در این نوع تکمیل، بازدارنده باید از پایداری حرارتی بالایی برخوردار باشد.
Completion Packerless: در این نوع تکمیل چاه Packer وجود ندارد و در نتیجه فضای حلقوی به لوله چاه ارتباط دارد و تزریق از محل سرچاه به داخل فضای حلقوی و در نهایت در لوله مغزی صورت میگیرد. پایداری حرارتی بازدارنده با توجه به زمان ماند طولانی و مشکلات عملیاتی در پمپهای تزریق از مشکلات این نوع تکمیل میباشد.

روشSqueeze
در این روش پس از بستن چاه، محلول بازدارنده با فشار از طریق لوله مغزی به درون چاه پمپاژ میشود. هدف این است که محلول بازدارنده به درون خلل و فرج سازند نفوذ کند. این روش در چاههای با نوع تکمیل مختلف میتواند استفاده شود. دورههای تزریق بستگی به نوع بازدارنده، طبیعت سازند و سرعت تولید دارد. چاه پس از عملیات تزریق در مدار تولید قرار میگیرد. در ابتدا غلظت بازدارنده در گاز تولیدی زیاد است و در همین فاصله زمانی است که فیلم محافظ روی سطح تشکیل میشود. پس از مدتی غلظت بازدارنده کاهش مییابد بنابراین در ادامه تولید فیلم محافظ تقویت و ترمیم میشود.

5-3-1-2 روش تثبیت pH
در سالهای اخیر استفاده از روش جدید تثبیت pH در سیستمهای مختلف گاز مطرح شده است و برای اولین بار در ایران و در پارس جنوبی فاز دو و سه توسط شرکت توتال89 مورد استفاده قرار گرفته است. اساس روش تثبیتpH، استفاده از گلیکول میباشد. گلیکول به منظور جلوگیری از هیدراته شدن به سیستم افزوده میشود. تثبیت کننده به گلیکول غیراشباع افزوده میشود. این تثبیت کننده میتواند آلی یا معدنی باشد. این مواد مقدار pH را بالا میبرند و سبب تشکیل رسوبات محافظ میشوند. افزایش در همه نقاط لوله تا یک مقدار موردنظر باعث تشکیل یک لایه محافظ و پایدار کربنات آهن یا سولفید آهن میشود که میتوان سطوح داخلی خطوط لوله را در برابر خوردگی محافظت کند. تثبیت کننده در ساحل همراه با گلیکول بازیابی میشود و دوباره به سمت سکو90 فرستاده میشود. بعد از آن مقدار کمی افزودنی برای پایدار کردن سیستم و حصول محافظت کامل کافی است.

تاریخچه روش تثبیت pH
تکنیک تثبیت pH در دهه هفتاد میلادی از یک مشاهده ساده سرچشمه گرفت. در آن سالها مشاهده شد که در واحدهای دهیدارته سازی که گاز گلیکول را به کار میبرند، به ندرت خوردگی چشمگیری مشاهده میشود. علت این امر pH بالای آن واحدها بود. به نحوی که لایههای تشکیل شده سطوح را محافظت میکردند. مطالعات و آزمایشهای بعدی نشان دادند که میتوان این روش را جایگزین استفاده از بازدارندههای خوردگی کرد. در راستای برنامههای تحقیقاتی، این روش برای اولین بار در سن جورجیو در ایتالیا مورد استفاده قرار گرفت. گاز این میدان شیرین فاقد H2S و فقط شاملCO2 بود. این روش در میدان مذکور با موفقیت روبهرو شد. در دهه هشتاد میلادی این روش در میدانهای گاز شیرین به صورت روش مکمل مورد استفاده قرار گرفت. در دهه نود نیاز به پرداختن به این روش به عنوان یک تکنیک دیده میشد. بنابراین در کنفرانس بین المللی انستیو خوردگی موسوم به 91NACE شرکتهای بزرگ نفتی شامل TOTAL FINA,STATOLL ,AGIP BP ,SHELL وELF یک پروژه تحقیقاتی را در انستیو انرژی نروژ(IFE) راهاندازی کردند. اولین فاز این پروژه اثبات کارایی تثبیت pH به عنوان یک روش کنترل خوردگی در خطوط لوله چند فازی گاز شیرین بود. براساس این نتایج و همچنین آزمایشهای مختلف، استفاده از بازدارندههای خوردگی در سیستمهای شیرین (فاقد H2S) کاملا منحل اعلام شد. در دهه هشتاد و نود میلادی
، شرکت توتال, TOTAL ,FINA ELF تعداد زیادی از میدانها را در نروژ و هلند با به کاربردن روش تثبیت pH محافظت کردند. روش تثبیت pH امروزه کاملا شناخته شده است و برای سیستمهای گاز شیرین، که در آنها گلیکول مصرف میشود، به کار میرود. کاربرد این روش برای سیستمهای ترش، نسبتا جدید میباشد. در سال 1998 آزمایشهای کیفی انجام شده توسط شرکت توتال در IFE روش تثبیت pH را برای دو خط لوله گاز 105 کیلومتری 32 اینچی دریایی در پارس جنوبی در ایران انتخاب کرد.
جنبههای تئوری حفاظت و کنترل
مکانیزم کلی تثبیتPH براساس به کار بردن یک باز قوی به عنوان تثبیت کننده برای افزایش pH در همه نقاط لوله میباشد. رسیدن به این هدف به کمک طیف وسیعی از مواد شیمیایی بازی چه از نوع آلی (MDEA, MBTNa) و چه از نوع معدنی (NaCO3, NaOH, KOH) میسر میشود. این بازها اسیدیته حاصل از گازهای اسیدی H2S , CO2 را کاهش میدهند. در نتیجه اسیدیته سیال در اثر تولید آنیونهای بیکربنات و بیسولفید کاهش مییابد. در اثر افزایش مقدار بیکربنات و بیسولفید، محصولات خوردگی در pH موردنظر بر روی سطح فلز شکل میگیرند و یک حفاظت پایدار در برابر ذرات خورنده به وجود میآورند.

فاکتورهای کلیدی محافظت در سیستمهای شیرین
اولین تحقیقات در مورد کارایی این روش بر روی سیستمهای شیرین انجام گرفت. هدف این برنامه بررسی کارایی انواع تثبیت کنندههای آلی و معدنی شامل اندازهگیری خوردگی در حلقه جریان92 و سلول شیشه ای93 و همچنین بررسی دقیق خصوصیات لایههای خوردگی تشکیل شده برروی سطح فلز بود. زیرا این لایهها فاکتورهای کلیدی در مهار خوردگی هستند. نتایج این تحقیقات در زیر آمده است.
کارایی روش تثبیت pH بستگی به محافظت لایههای محصولات خوردگی دارد.
در شرایط شیرین لایه محصول خوردگی، کربنات آهن میباشد. مقدار محافظت این لایه و زمان لازم برای دستیابی به محافظت کامل، به دو پارامتر زیر بستگی دارد:
pH محل موردنظر (بستگی به فشار جزیی CO2 و غلظت تثبیت کننده دارد).
سریعترین تشکیل لایه محافظ در بالاترین دما صورت میگیرد و طولانیترین زمان برای تشکیل لایه محافظ در دمای کمتر از 40 درجه سانتیگراد میباشد.
دیگر پارامترها، مثل شرایط اولیه سطح فلز و مقدار آهن حل شده در سیال به عنوان فاکتورهای ثانویه معرفی شدهاند و بر سینتیک تشکیل لایهها اثر گذارند.
PHمحل برابر با 6.5 محافظت را در شرایط شیرین به طور کامل تضمین میکند.
تثبیتکنندههای آلی و معدنی کارایی یکسانی را از نقطهنظر خوردگی ایجاد میکنند هر دو آنیونهای بیکربنات و کربنات میسازند و انتخاب آنها براساس شرایط محیطی، در دسترس بودن و ایمنی میباشد.

فاکتورهای کلیدی محافظت در سیستمهای ترش:
اساس روش تثبیت pH در محیطهای حاوی H2S (محیطهای ترش) مشابه با محیطهای شیرین (فاقدH2S) میباشد. اما تفاوتهای اساسی زیر را باید درنظرگرفت:
در محیطهای ترش هم مشابه محیطهای شیرین تشکیل لایه محافظ محصولات خوردگی اساس محافظت میباشد.
به دلیل حلالیت بسیار کم سولفیدآهن، در مقایسه با کربناتآهن، (هزار برابر کمتر) لایه سولفیدآهن محافظت بهتری نسبت به کربنات آهن دارد و به محض اینکه مقادیر H2S به میزان لازم برسد، لایه سولفیدآهن تشکیل میشود. سولفیدآهن بسته به pH و دما، در انواع شکلهای کریستالی (مکنویت، پیروتیت و پیریت) تشکیل میشود. این سولفیدها در pH مشخص، قابلیت حفاظت مختلفی دارند.
با توجه به تأثیر دما کمترین محافظت در محدوده 60 تا 70 درجه سانتیگراد وجود دارد. در این دما و در pHهای کم، تمایل به حفرهدار شدن در فولاد دیده میشود بنابراین کنترل pH در این دما حیاتی است. در pH برابر با 60 تا 70 درجه سانتیگراد (بحرانیترین دما) هیچ تمایلی به خوردگی دیده نمیشد و لایههای سولفیدآهن هم بیشترین حفاظت را در همین pH داشتند.
همانطور که انتظار میرود، سرعت جریان سیال تأثیری بر کیفیت محافظت در کل طول لوله ندارد.

پایش خوردگی در روش تثبیت pH
پایش خوردگی94 از طریق بررسی مداوم pH صورت میگیرد. مقدار pH نباید کمتر از حد مورد نظر باشد. در صورت مناسب بودن مقدار pH میتوان از محافظت در کل خط لوله اطمینان حاصل کرد. با استفاده از پروب pH میتوان مقدار pH را بررسی کرد. این راه حل فوقالعاده است. زیرا پایش به صورت اتوماتیک انجام میگیرد. اما کاربرد این پروپها در سیستمهای ترش توصیه نمیشود. بنابراین شرکت توتالpH محیط را از طریق بررسی آب گلیکولدار در شرایط آزمایشگاهی (فشار bar1 گاز CO2) ارزیابی میکند.
pH مخلوط MEG و آب از طریق معادله زیر محاسبه میشود.
PH=K+log?(PHStab)-log?(P×(% ?Co?_2+H_2 s)) (5-5)
که در آن:
:kثابت جدایش است که به مقدار گلیکول بستگی دارد.
:p فشار کل گاز
[pHstab]: غلظت تثبت کننده با واحد مول بر لیتر
در اندازهگیری در شرایط آزمایشگاهی مذکور معادله به این صورت تغییر میکند.
PH=(1bar ?CO?_2)=K+log?(PHStab) (5-6)
سپس مقادیر به دست آمده در آزمایشگاه از طریق معادله زیر به pH محیط تبدیل میشود.
PH=(1bar?CO?_2 )-log?(P×(%?CO?_2+%H_2 s)) (5-7)
همچنین پایش خوردگی با استفاده از کوپنها و پروبهای الکتریکی در موقعیت ساعت شش در ورودی و خروجی خطوط انجام میگیرد.
در زیر به مقایسه این روش با روش تثبیت pH میپردازیم:
در شرایطی که MEG در سیستم به کار نمیرود و مشکلات هیدارته شدن وجود ندارد، استفاده از یک تثبیت کننده pH و بازیابی آن در انتهای خط لوله مقرون به صرفه نمیباشد.
اطمینان از محا
فظت خط لوله در روش تثبیت pH نسبت به تزریق بازدارنده بیشتر است، زیرا مقدار pH در کل خط لوله در حد تشکیل محصولات خوردگی میباشد.
در مواردی که چاههای گاز دریایی هستند، تزریق بازدارنده برروی سکو نیازمند افرادی برای تعمیر و نگه داری پمپهای تزریق میباشد. در صورتی که در روش تثبیت pH سکو بدون سکنه رها میشود و عملیات از ساحل کنترل میشود.
در روش تثبیت pH در تجهیزات بازیابیMEG، مقادیر زیادی نمک و رسوب کربناتی به وجود میآید که بایستی با استفاده از مواد ضد رسوب در این تجهیزات آنها را کنترل کرد.
کنترل منظم pH در خطوط لوله و بررسی مقادیر گازهای اسیدی، در روش تثبیت pH ضروری است در حالی که در تزریق بازدارنده نیازی به این کار نیست.
ایجاد کف، تشکیل امولسیون و تجزیه حرارتی بازدارندهها و بررسی کنترل کیفیت آنها، قسمت عمده فعالیتهای آزمایشگاههای هر میدان است که در روش تثبیت pH به طور کامل حذف میشود. انتخاب یک روش مناسب کنترل خوردگی، بستگی به شرایط محیطی و نکات مذکور دارد و با توجه به آزمایشهای مختلف انجام میگیرد.

فصل ششم: پدیده ی سایش در سیستم های تولید هیدروکربن

پیشگفتار:
صنایع نفت و گاز خصوصا صنایع بالادستی همواره با معضل پدیده سایش مواجه بوده است. پدیده سایش در چاههای که دارای سرعت جریان بالا و یا همراه با ذرات جامد معلق در سیال تولیدی باشد، بسیار محتمل است. هر ساله هزینههای زیادی جهت پایش، جلوگیری و کنترل این پدیده در صنایع مختلف مخصوصا صنایع نفت و گاز صرف میشود. در بعضی از قسمتها امکان تعویض سریع و آسان بخشهای آسیبدیده در اثر سایش وجود ندارد و لذا در صورت رخداد سایش در این قسمتها، هزینههای هنگفتی بهمراه خواهد داشت از جمله این قسمتها میتوان به لولههای مغزی چاههای نفت و گاز اشاره کرد. در طراحی تأسیسات بهرهبرداری نفت و گاز همواره از یک معیار و استاندارد مشخص استفاده میگردد. از معروفترین این استانداردها میتوان به API RP 14E 95 اشاره کرد. در این استاندارد، جهت طراحی اولیه شبکه خطوط لوله و تاسیسات بهرهبرداری، پیشنهاداتی ارائه شده است. امروزه پس از گذشت سالها از پیدایش استاندارد API RP 14E، ناکارآمدی آن خصوصا زمانی که سیال جریانی همراه با ذرات جامد(ماسه) باشد، بر همگان مشخص شده است و لذا تحقیقات زیادی جهت ارائه فرمولی جایگزین و یا اصلاح ثابت C در استاندارد API RP 14E بمنظور پیشبینی دقیقتر پدیده سایش صورت گرفته است. در این فصل به بررسی ابعاد پدیده سایش و مکانیزمهای آن پرداخته شدهاست.

6-1 فرایند سایش در چاه های تولیدی نفت و گاز

همراه با چاههای تولیدی هیدروکربن، ترکیبات چند فازی پیچیدهای تولید میشود که عبارتند از:
هیدروکربنهای مایع مثل نفت، مایعات گازی و بیتومن
هیدروکربنهای جامد مثل واکسها و هیدراتها
هیدروکربنهای گازی (گاز طبیعی)
گازهای غیرهیدروکربنی مثل هیدروژن سولفید، کربندیاکسید و نیتروژن
آب نمک
ماسه و ذرات جامد غیرهیدروکربنی

اطلاعات زیادی در رابطه با معضل سایش در تأسیسات نفت و گاز منتشر شدهاست. تجربه قبلی در NEL نشان

Author: mitra1--javid

پاسخی بگذارید

نشانی ایمیل شما منتشر نخواهد شد. بخش‌های موردنیاز علامت‌گذاری شده‌اند *