بازدارندههاي خوردگي وجود دارد.
روش ناپيوسته
روش پيوسته
روش Squeeze
روش ناپيوسته
روش ناپيوسته در مخازن گازي به دو صورت انجام ميگيرد:
روش Short Batch: در اين روش مواد بازدارنده خوردگي در يك حلال مناسب (آلي يا آبي) حل و با شدت مشخص به داخل لوله مغزي پمپ ميشود. محلول بازدارنده در بالاي لوله مغزي يك پيستون تشكيل ميدهد.
روش Full Tubing Displacement: در اين روش چاه بسته ميشود و محلول بازدارنده رقيق شده با حلال مناسب تزريق ميگردد و معمولا به همراه سيال مناسبي مثل گازوئيل يا گاز نيتروژن جابهجا ميشود و به طرف پايين ميرود. پايين رفتن ستوني محلول باعث آغشته شدن كل سطح ميشود. اين روش نسبت به روش قبل كم هزينهتر است.
روش پيوسته
مهمترين عامل در تعيين و انتخاب روش تزريق نوع تكميل چاه ميباشد. در زير به چند نوع تكميل چاه اشاره ميشود.
Dual Completion: در اين نوع تكميل، دو لوله مغزي به صورت موازي يا متحدالمركز در چاه رانده ميشود كه لوله با قطر كمتر به منظور تزريق بازدارنده خوردگي استفاده ميشود. سرعت تزريق ماده به گونهاي درنظر گرفته ميشود كه از بازگشت محلول بازدارنده به سمت بالا جلوگيري شود.
Tubing Capillary or Small Bore: در نوع تكميل چاه يك لوله با قطر كم به موازات لوله مغزي در فضاي بين لوله مغزي و ديواره رانده ميشود كه تزريق بازدارنده از اين مسير انجام ميگيرد.
Side Pocket Mandrel Valve: در اين نوع تكميل فضاي بين لوله مغزي و ديواره كه annulus ناميده ميشود، از بازدارنده پر ميشود درحالتي كه فشار بر روي ستون مايع از فشار لوله مغزي بيشتر شود بازدارنده به داخل لوله مغزي تزريق ميگردد. از معايب اين روش طولاني بودن زمان ماند بازدارنده در فضاي بين ديواره و لوله مغزي ميباشد.
Low Cost Completion: در اين نوع تكميل فضاي بين ديواره و لوله مغزي توسط پمپ سر چاه از بازدارنده پر ميشود و از طريق سوراخهاي روي لوله مغزي كه كمي بالاتر از Packer وجود دارد، محلول به داخل لوله مغزي تزريق ميگردد. در اين نوع تكميل، بازدارنده بايد از پايداري حرارتي بالايي برخوردار باشد.
Completion Packerless: در اين نوع تكميل چاه Packer وجود ندارد و در نتيجه فضاي حلقوي به لوله چاه ارتباط دارد و تزريق از محل سرچاه به داخل فضاي حلقوي و در نهايت در لوله مغزي صورت ميگيرد. پايداري حرارتي بازدارنده با توجه به زمان ماند طولاني و مشكلات عملياتي در پمپهاي تزريق از مشكلات اين نوع تكميل ميباشد.

روشSqueeze
در اين روش پس از بستن چاه، محلول بازدارنده با فشار از طريق لوله مغزي به درون چاه پمپاژ ميشود. هدف اين است كه محلول بازدارنده به درون خلل و فرج سازند نفوذ كند. اين روش در چاههاي با نوع تكميل مختلف ميتواند استفاده شود. دورههاي تزريق بستگي به نوع بازدارنده، طبيعت سازند و سرعت توليد دارد. چاه پس از عمليات تزريق در مدار توليد قرار ميگيرد. در ابتدا غلظت بازدارنده در گاز توليدي زياد است و در همين فاصله زماني است كه فيلم محافظ روي سطح تشكيل ميشود. پس از مدتي غلظت بازدارنده كاهش مييابد بنابراين در ادامه توليد فيلم محافظ تقويت و ترميم ميشود.

5-3-1-2 روش تثبيت pH
در سالهاي اخير استفاده از روش جديد تثبيت pH در سيستمهاي مختلف گاز مطرح شده است و براي اولين بار در ايران و در پارس جنوبي فاز دو و سه توسط شركت توتال89 مورد استفاده قرار گرفته است. اساس روش تثبيتpH، استفاده از گليكول ميباشد. گليكول به منظور جلوگيري از هيدراته شدن به سيستم افزوده ميشود. تثبيت كننده به گليكول غيراشباع افزوده ميشود. اين تثبيت كننده ميتواند آلي يا معدني باشد. اين مواد مقدار pH را بالا ميبرند و سبب تشكيل رسوبات محافظ ميشوند. افزايش در همه نقاط لوله تا يك مقدار موردنظر باعث تشكيل يك لايه محافظ و پايدار كربنات آهن يا سولفيد آهن ميشود كه ميتوان سطوح داخلي خطوط لوله را در برابر خوردگي محافظت كند. تثبيت كننده در ساحل همراه با گليكول بازيابي ميشود و دوباره به سمت سكو90 فرستاده ميشود. بعد از آن مقدار كمي افزودني براي پايدار كردن سيستم و حصول محافظت كامل كافي است.

تاريخچه روش تثبيت pH
تكنيك تثبيت pH در دهه هفتاد ميلادي از يك مشاهده ساده سرچشمه گرفت. در آن سالها مشاهده شد كه در واحدهاي دهيدارته سازي که گاز گليكول را به كار ميبرند، به ندرت خوردگي چشمگيري مشاهده ميشود. علت اين امر pH بالاي آن واحدها بود. به نحوي كه لايههاي تشكيل شده سطوح را محافظت ميكردند. مطالعات و آزمايشهاي بعدي نشان دادند كه ميتوان اين روش را جايگزين استفاده از بازدارندههاي خوردگي كرد. در راستاي برنامههاي تحقيقاتي، اين روش براي اولين بار در سن جورجيو در ايتاليا مورد استفاده قرار گرفت. گاز اين ميدان شيرين فاقد H2S و فقط شاملCO2 بود. اين روش در ميدان مذكور با موفقيت روبهرو شد. در دهه هشتاد ميلادي اين روش در ميدانهاي گاز شيرين به صورت روش مكمل مورد استفاده قرار گرفت. در دهه نود نياز به پرداختن به اين روش به عنوان يك تكنيك ديده ميشد. بنابراين در كنفرانس بين المللي انستيو خوردگي موسوم به 91NACE شركتهاي بزرگ نفتي شامل TOTAL FINA,STATOLL ,AGIP BP ,SHELL وELF يك پروژه تحقيقاتي را در انستيو انرژي نروژ(IFE) راهاندازي كردند. اولين فاز اين پروژه اثبات كارايي تثبيت pH به عنوان يك روش كنترل خوردگي در خطوط لوله چند فازي گاز شيرين بود. براساس اين نتايج و همچنين آزمايشهاي مختلف، استفاده از بازدارندههاي خوردگي در سيستمهاي شيرين (فاقد H2S) كاملا منحل اعلام شد. در دهه هشتاد و نود ميلادي
، شركت توتال, TOTAL ,FINA ELF تعداد زيادي از ميدانها را در نروژ و هلند با به كاربردن روش تثبيت pH محافظت كردند. روش تثبيت pH امروزه كاملا شناخته شده است و براي سيستمهاي گاز شيرين، كه در آنها گليكول مصرف ميشود، به كار ميرود. كاربرد اين روش براي سيستمهاي ترش، نسبتا جديد ميباشد. در سال 1998 آزمايشهاي كيفي انجام شده توسط شركت توتال در IFE روش تثبيت pH را براي دو خط لوله گاز 105 كيلومتري 32 اينچي دريايي در پارس جنوبي در ايران انتخاب كرد.
جنبههاي تئوري حفاظت و كنترل
مكانيزم كلي تثبيتPH براساس به كار بردن يك باز قوي به عنوان تثبيت كننده براي افزايش pH در همه نقاط لوله ميباشد. رسيدن به اين هدف به كمك طيف وسيعي از مواد شيميايي بازي چه از نوع آلي (MDEA, MBTNa) و چه از نوع معدني (NaCO3, NaOH, KOH) ميسر ميشود. اين بازها اسيديته حاصل از گازهاي اسيدي H2S , CO2 را كاهش ميدهند. در نتيجه اسيديته سيال در اثر توليد آنيونهاي بيكربنات و بيسولفيد كاهش مييابد. در اثر افزايش مقدار بيكربنات و بيسولفيد، محصولات خوردگي در pH موردنظر بر روي سطح فلز شكل ميگيرند و يك حفاظت پايدار در برابر ذرات خورنده به وجود ميآورند.

فاكتورهاي كليدي محافظت در سيستمهاي شيرين
اولين تحقيقات در مورد كارايي اين روش بر روي سيستمهاي شيرين انجام گرفت. هدف اين برنامه بررسي كارايي انواع تثبيت كنندههاي آلي و معدني شامل اندازهگيري خوردگي در حلقه جريان92 و سلول شيشه اي93 و همچنين بررسي دقيق خصوصيات لايههاي خوردگي تشكيل شده برروي سطح فلز بود. زيرا اين لايهها فاكتورهاي كليدي در مهار خوردگي هستند. نتايج اين تحقيقات در زير آمده است.
كارايي روش تثبيت pH بستگي به محافظت لايههاي محصولات خوردگي دارد.
در شرايط شيرين لايه محصول خوردگي، كربنات آهن ميباشد. مقدار محافظت اين لايه و زمان لازم براي دستيابي به محافظت كامل، به دو پارامتر زير بستگي دارد:
pH محل موردنظر (بستگي به فشار جزيي CO2 و غلظت تثبيت كننده دارد).
سريعترين تشكيل لايه محافظ در بالاترين دما صورت ميگيرد و طولانيترين زمان براي تشكيل لايه محافظ در دماي كمتر از 40 درجه سانتيگراد ميباشد.
ديگر پارامترها، مثل شرايط اوليه سطح فلز و مقدار آهن حل شده در سيال به عنوان فاكتورهاي ثانويه معرفي شدهاند و بر سينتيك تشكيل لايهها اثر گذارند.
PHمحل برابر با 6.5 محافظت را در شرايط شيرين به طور كامل تضمين ميكند.
تثبيتكنندههاي آلي و معدني كارايي يكساني را از نقطهنظر خوردگي ايجاد ميكنند هر دو آنيونهاي بيكربنات و كربنات ميسازند و انتخاب آنها براساس شرايط محيطي، در دسترس بودن و ايمني ميباشد.

فاكتورهاي كليدي محافظت در سيستمهاي ترش:
اساس روش تثبيت pH در محيطهاي حاوي H2S (محيطهاي ترش) مشابه با محيطهاي شيرين (فاقدH2S) ميباشد. اما تفاوتهاي اساسي زير را بايد درنظرگرفت:
در محيطهاي ترش هم مشابه محيطهاي شيرين تشكيل لايه محافظ محصولات خوردگي اساس محافظت ميباشد.
به دليل حلاليت بسيار كم سولفيدآهن، در مقايسه با كربناتآهن، (هزار برابر كمتر) لايه سولفيدآهن محافظت بهتري نسبت به كربنات آهن دارد و به محض اينكه مقادير H2S به ميزان لازم برسد، لايه سولفيدآهن تشكيل ميشود. سولفيدآهن بسته به pH و دما، در انواع شكلهاي كريستالي (مكنويت، پيروتيت و پيريت) تشكيل ميشود. اين سولفيدها در pH مشخص، قابليت حفاظت مختلفي دارند.
با توجه به تأثير دما كمترين محافظت در محدوده 60 تا 70 درجه سانتيگراد وجود دارد. در اين دما و در pHهاي كم، تمايل به حفرهدار شدن در فولاد ديده ميشود بنابراين كنترل pH در اين دما حياتي است. در pH برابر با 60 تا 70 درجه سانتيگراد (بحرانيترين دما) هيچ تمايلي به خوردگي ديده نميشد و لايههاي سولفيدآهن هم بيشترين حفاظت را در همين pH داشتند.
همانطور كه انتظار ميرود، سرعت جريان سيال تأثيري بر كيفيت محافظت در كل طول لوله ندارد.

پايش خوردگي در روش تثبيت pH
پايش خوردگي94 از طريق بررسي مداوم pH صورت ميگيرد. مقدار pH نبايد كمتر از حد مورد نظر باشد. در صورت مناسب بودن مقدار pH ميتوان از محافظت در كل خط لوله اطمينان حاصل كرد. با استفاده از پروب pH ميتوان مقدار pH را بررسي كرد. اين راه حل فوقالعاده است. زيرا پايش به صورت اتوماتيك انجام ميگيرد. اما كاربرد اين پروپها در سيستمهاي ترش توصيه نميشود. بنابراين شركت توتالpH محيط را از طريق بررسي آب گليكولدار در شرايط آزمايشگاهي (فشار bar1 گاز CO2) ارزيابي ميكند.
pH مخلوط MEG و آب از طريق معادله زير محاسبه ميشود.
PH=K+log?(PHStab)-log?(P×(% ?Co?_2+H_2 s)) (5-5)
که در آن:
:kثابت جدايش است كه به مقدار گليكول بستگي دارد.
:p فشار كل گاز
[pHstab]: غلظت تثبت كننده با واحد مول بر ليتر
در اندازهگيري در شرايط آزمايشگاهي مذكور معادله به اين صورت تغيير ميكند.
PH=(1bar ?CO?_2)=K+log?(PHStab) (5-6)
سپس مقادير به دست آمده در آزمايشگاه از طريق معادله زير به pH محيط تبديل ميشود.
PH=(1bar?CO?_2 )-log?(P×(%?CO?_2+%H_2 s)) (5-7)
همچنين پايش خوردگي با استفاده از كوپنها و پروبهاي الكتريكي در موقعيت ساعت شش در ورودي و خروجي خطوط انجام ميگيرد.
در زير به مقايسه اين روش با روش تثبيت pH ميپردازيم:
در شرايطي كه MEG در سيستم به كار نميرود و مشكلات هيدارته شدن وجود ندارد، استفاده از يك تثبيت كننده pH و بازيابي آن در انتهاي خط لوله مقرون به صرفه نميباشد.
اطمينان از محا
فظت خط لوله در روش تثبيت pH نسبت به تزريق بازدارنده بيشتر است، زيرا مقدار pH در كل خط لوله در حد تشكيل محصولات خوردگي ميباشد.
در مواردي كه چاههاي گاز دريايي هستند، تزريق بازدارنده برروي سكو نيازمند افرادي براي تعمير و نگه داري پمپهاي تزريق ميباشد. در صورتي كه در روش تثبيت pH سكو بدون سكنه رها ميشود و عمليات از ساحل كنترل ميشود.
در روش تثبيت pH در تجهيزات بازيابيMEG، مقادير زيادي نمك و رسوب كربناتي به وجود ميآيد كه بايستي با استفاده از مواد ضد رسوب در اين تجهيزات آنها را كنترل كرد.
كنترل منظم pH در خطوط لوله و بررسي مقادير گازهاي اسيدي، در روش تثبيت pH ضروري است در حالي كه در تزريق بازدارنده نيازي به اين كار نيست.
ايجاد كف، تشكيل امولسيون و تجزيه حرارتي بازدارندهها و بررسي كنترل كيفيت آنها، قسمت عمده فعاليتهاي آزمايشگاههاي هر ميدان است كه در روش تثبيت pH به طور كامل حذف ميشود. انتخاب يك روش مناسب كنترل خوردگي، بستگي به شرايط محيطي و نكات مذكور دارد و با توجه به آزمايشهاي مختلف انجام ميگيرد.

فصل ششم: پديده ي سايش در سيستم هاي توليد هيدروکربن

پيشگفتار:
صنايع نفت و گاز خصوصا صنايع بالادستي همواره با معضل پديده سايش مواجه بوده است. پديده سايش در چاههاي که داراي سرعت جريان بالا و يا همراه با ذرات جامد معلق در سيال توليدي باشد، بسيار محتمل است. هر ساله هزينههاي زيادي جهت پايش، جلوگيري و کنترل اين پديده در صنايع مختلف مخصوصا صنايع نفت و گاز صرف ميشود. در بعضي از قسمتها امکان تعويض سريع و آسان بخشهاي آسيبديده در اثر سايش وجود ندارد و لذا در صورت رخداد سايش در اين قسمتها، هزينههاي هنگفتي بهمراه خواهد داشت از جمله اين قسمتها ميتوان به لولههاي مغزي چاههاي نفت و گاز اشاره کرد. در طراحي تأسيسات بهرهبرداري نفت و گاز همواره از يک معيار و استاندارد مشخص استفاده ميگردد. از معروفترين اين استانداردها ميتوان به API RP 14E 95 اشاره کرد. در اين استاندارد، جهت طراحي اوليه شبکه خطوط لوله و تاسيسات بهرهبرداري، پيشنهاداتي ارائه شده است. امروزه پس از گذشت سالها از پيدايش استاندارد API RP 14E، ناکارآمدي آن خصوصا زماني که سيال جرياني همراه با ذرات جامد(ماسه) باشد، بر همگان مشخص شده است و لذا تحقيقات زيادي جهت ارائه فرمولي جايگزين و يا اصلاح ثابت C در استاندارد API RP 14E بمنظور پيشبيني دقيقتر پديده سايش صورت گرفته است. در اين فصل به بررسي ابعاد پديده سايش و مکانيزمهاي آن پرداخته شدهاست.

6-1 فرايند سايش در چاه هاي توليدي نفت و گاز

همراه با چاههاي توليدي هيدروکربن، ترکيبات چند فازي پيچيدهاي توليد ميشود که عبارتند از:
هيدروکربنهاي مايع مثل نفت، مايعات گازي و بيتومن
هيدروکربنهاي جامد مثل واکسها و هيدراتها
هيدروکربنهاي گازي (گاز طبيعي)
گازهاي غيرهيدروکربني مثل هيدروژن سولفيد، کربندياکسيد و نيتروژن
آب نمک
ماسه و ذرات جامد غيرهيدروکربني

اطلاعات زيادي در رابطه با معضل سايش در تأسيسات نفت و گاز منتشر شدهاست. تجربه قبلي در NEL نشان


دیدگاهتان را بنویسید